/
Теги: электроэнергетика электротехника
ISBN: 5-7046-0099-9
Текст
ЭЛЕКТРО-
ТЕХНИЧЕСКИЙ
СПРАВОЧНИК
В ЧЕТЫРЕХ ТОМАХ
и
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
8-е ИЗДАНИЕ, ИСПРАВЛЕННОЕ И ДОПОЛНЕННОЕ
3
ПРОИЗВОДСТВО,
ПЕРЕДАЧА И РАСПРЕДЕЛЕНИЕ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
МОСКВА
Ж/
ИЗДАТЕЛЬСТВО МЭИ
2002
УДК [621.3 + 621.3.002.2 + 621.316] ,(035.5)
ББК 31.2я21
Э45
Издание осуществлено при финансовой поддержке
РАО «ЕЭС России»
Электротехнический справочник: В 4 т. Т. 3.
Э 45 Производство, передача и распределение электрической энер-
гии / Под общ. ред. профессоров МЭИ В.Г. Герасимова и др.
(гл. ред. А.И. Попов). —8-е изд., испр. и доп. — М_: Издательст-
во МЭИ, 2002. — 964 с.
ISBN 5-7046-0099-9
ISBN 5-7046-0750-0 (Т. 3)
Приводятся сведения по электрическим системам, электрическим станциям
подстанциям, электропередачам переменного и постоянного тока, электрическим
сетям высокого напряжения, электроснабжению городов, сельского хозяйства, про-
мышленности и транспорта, а также по автоматике, защите и автоматизации дис-
петчерского и технологического управления в электроэнергетических системах.
Материал третьего тома существенно обновлен. Приведены данные по совре-
менному состоянию электроэнергетики, включая вопросы проектирования и
эксплуатации электроэнергетических систем и их отдельных компонент, а также
методы электроэнергетических расчетов, ориентированные на применение вы-
числительной техники.
Предыдущее издание справочника было выпущено в 1985—1988 гг. Т. Г на-
стоящего издания вышел в 1995, Т. 2 — в 1998 г.
Для широкого круга инжснеров-элсктрнков и студентов электротехнических
и электроэнергетических специальностей вузов.
УДК 1621.3 + 621.3.002.2 + 621.316] (035.5)
ББК31.2я21
ISBN 5-7046-0099-9 © Авторы Т. 3, 2002
ISBN 5-7046-0750-0 (Т. 3)
СОДЕРЖАНИЕ
Раздел 39. Электроэнергетические системы 5
Раздел 40. Электрические станции и подстан-
ции (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 электроэнерге-
тических системах и защита от них....... 297
Раздел 45. Переходные процессы и особые
режимы в электроэнергетических системах. 352
Раздел 46. Защита в электроэнергетических
системах...................,........... 408
Раздел 47. Управление, контроль и сигнализа-
ция 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, на-
ук, проф. Э.Н. Зуев, канд. техн, наук
И.И. Карташев, канд. техн, наук
Г.Н. Лялик, канд. техн, наук В.В. Мо-
гирсв, канд. техн, наук Е.А. Хачату-
рова.
Раздел 40. Электрические станции и подстан-
ции (электрическая часть) — доктор
техн, наук, проф. Б.Н. Неклепаев.
Раздел 41. Распределительные устройства —
доктор техн, наук, проф. Б.Н. Некле-
паев, канд. техн, наук А.В. Шунтов.
Раздел 42. Электропередачи переменного и по-
стоянного тока сверхвысокого на-
пряжения — канд. техн, наук, доц.
Ю.П. Рыжов.
Раздел 43. Электрические сети высокого напря-
жения — доктор техн, наук В.В. Ер-
шевич, канд. техн, наук Г. А. Илларио-
нов, канд. техн, наук, доц. И.С. Роко-
тян, канд. техн, наук Д.Л. Файбисо-
вич, канд. техн, наук, доц. Д.А. Федо-
ров, доктор техн, наук, проф.
Ю.А. Фокин.
Раздел 44. Перенапряжения в электроэнергети-
ческих системах и зашита от них —
канд. техн, наук, ст. преп. О.А. Ано-
шин, канд. техн, наук, доц. М.А. Аро-
нов, 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 ре-
жимы в электроэнергетических сис-
темах — канд. техн, наук, доц.
Н.Д. Анисимова, канд. техн, наук,
доц. Ю.П. Гусев, канд. техн, наук,
доц. И.П. Крючков, канд. техн, наук,
доц. Ю.А. Морозова, доктор техн, на-
ук, проф. В.А. Строев, канд. техн, на-
ук доц. Т.И. Шелухина, канд. техн,
наук доц. С. В. Шульженко.
Раздел 46. Защита в электроэнергетических сис-
темах — 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 сигнализа-
ция 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 элек-
троэнергетическими системами —
канд. техн, наук доц. Я.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 элек-
тропередачи — 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. Т.А. Власова, доктор техн,
наук, проф. А.А. Глазунов.
Раздел 53. Электроснабжение промышленных
предприятий — канд. техн, наук, доц.
Т.В. 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 хозяй-
ства— канд. техн, наук, доц. Л.А. До-
нецкая, 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
систем.................................... 5
Основные понятия и определения (5)
Общая характеристика ЕЭС России (7).
Основные условия развития ЕЭС (11).
39.2. Стратегия развития
электроэнергетики........................ 13
Схема прогнозирования развития
отрасли (13).
Определение рациональной произ-
водственной структуры отрасли (15).
Критерии и показатели экономической
эффективности (20).
39.3. Условия функционирования ЭЭС...... 22
Графики электрических нагрузок (22).
Балансы мощности и энергии (26).
Качество электроэнергии (32).
39.4. Режимы работы ЭЭС................ 39
39.5. Резервы генерирующей мощности.
при управлении режимами ЭЭС43
Список литературы...................... 45
39.1. ОБЩИЕ ВОПРОСЫ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ
С технологических позиций энергетика являет-
ся сферой экономики, охватывающей добычу энер-
горесурсов, производство, преобразование, транс-
портировку и использование различных видов
энергии. Однако в современном представлении пе-
речисленная совокупность процессов может быть
эффективно использована лишь при ее организа-
ции по принципу «большой системы», в качестве
которой выступает топливно-энергетический ком-
плекс (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 ядерной энергетики
(рис. 39.1). По территориальному признаку ТЭК
делится на три иерархических уровня: государст-
венный, 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 под-
систем, а также на том, что продукция одних под-
систем является в ряде случаев исходным сырьем
для других.
Углеснабжающая система России занимает од-
но из первых мест в мире по добыче угля. Наиболее
крупные бассейны — Канско-Ачинский и Кузнец-
кий — расположены в азиатском регионе страны на
значительном удалении от промышленных зон ев-
ропейской части, что затрудняет рациональное ис-
пользование этих источников энергоресурсов.
Нефтеснабжающая система России объединяет
нефтепромыслы, магистральные трубопроводы
и насосные станции для перекачки нефти к местам
ее переработки, а также включает нефтеперераба-
тывающие заводы и хранилища нефтепродуктов.
Газоснабжающая система России занимает вто-
рое место в мире после США по объему добычи.
В настоящее время эксплуатируется около 100 ме-
сторождений природного газа, крупнейшие из кото-
рых расположены в Западной Сибири. Система
включает в себя около 100 магистральных газопро-
водов, по которым, в частности, экспортируется газ
в ряд европейских стран.
Система ядерной энергетики состоит из пред-
приятий по добыче и переработке ядерного топли-
ва, установок по его использованию в народном хо-
зяйстве (в частности, ядерных энергетических ре-
акторов), заводов по восстановлению отработанно-
го горючего и уничтожению отходов.
Рис. 39.2. Основные звенья технологического про-
цесса электро- и теплоснабжения
Электро- и теплоснабжающая система включа-
ет в себя все установки, обеспечивающие потреби-
телей электрической и тепловой энергией. На
рис. 39.2 в наиболее общем виде представлены тех-
нологические цепочки, осуществляющие электро-
снабжение и теплоснабжение.
Основная часть этой подсистемы ТЭК, осуще-
ствляющая электро- и теплоснабжение централизо-
ванно, носит название энергетической системы,
или энергосистемы. Это понятие является цен-
тральным (корневым) для целого ряда других поня-
тий. Поэтому ниже приводится установленное
ГОСТ [39.2] общее определение: энергосистема —
совокупность электростанций, электрических и
тепловых сетей, соединенных между собой и свя-
занных общностью режима в непрерывном процес-
се производства, преобразования и распределения
электрической энергии и теплоты при общем
управлении этим режимом.
На рис 39.3 представлена схема, отражающая
взаимосвязь объектов, участвующих в технологи-
ческом процессе обеспечения потребителей элек-
троэнергией (ЭЭ), т.е. сферу электроснабжения.
В качестве источника ЭЭ условно показана тепло-
вая электрическая станция.
В соответствии с данной схемой элементами
энергосистемы являются:
теплосиловое (котлы К, турбины Т, бойлеры и
т.д.) и электротехническое (генераторы Г, их систе-
мы возбуждения, трансформаторы Тр, коммутаци-
онная аппаратура и т.д.) оборудование электро-
станций;
линии передачи электрической энергии ЛЭП;
трансформаторные подстанции ПС;
тепловая автоматика ТА и тепловые защиты ТЗ;
автоматические регуляторы АР, устройства ре-
лейной защиты РЗ и противоаварийной автоматики
ПА, средства диспетчерского и технологического
управления СДТУ;
устройства продольной и поперечной компен-
сации КУ параметров ЛЭП, т.е. установки продоль-
ной компенсации и шунтирующие реакторы;
источники реактивной мощности ИРМ, т.е.
синхронные компенсаторы, конденсаторные бата-
реи, статические тиристорные компенсаторы.
Электрической частью энергосистемы счита-
ется совокупность электрооборудования ее стан-
ций и сетей.
Электроэнергетическая система (ЭЭС) — это
находящееся в данный момент в работе электро-
оборудование энергосистемы и приемников элек-
трической энергии, объединенное общим режимом
и рассматриваемое как единое целое в отношении
протекающих в нем физических процессов. Таким
образом, ЭЭС наряду с электрической частью энер-
госистемы включает в себя и электроприемники
ЭП1, ЭП2, ЭПЗ, обеспечивающие преобразование
ЭЭ в другие виды и работу электротехнологиче-
ских установок У, приводимых во вращение элек-
Рис. 39.3. Взаимосвязь объектов, обеспечивающих электроснабжение
тродвигателями машин и механизмов М, освети-
тельных, нагревательных и прочих электропри-
боров 17.
Ряд терминов определяются через понятие
«электроустановка». В наиболее общем плане оно
обозначает любую совокупность машин, аппара-
тов, линий и вспомогательного оборудования (вме-
сте с сооружениями и помещениями, в которых они
установлены), предназначенных для производства,
преобразования, трансформации, передачи, рас-
пределения ЭЭ и ее превращения в другой вид
энергии. ,•
Электрическая сеть содержит в своем составе
лишь те электроустановки, которые служат для пе-
редачи и распределения ЭЭ на определенной тер-
ритории, и представляет собой совокупность под-
станций, распределительных устройств и соеди-
няющих их линий электропередачи [39.3].
Более широким является понятие «система
электроснабжения» (СЭС). Она объединяет в себе
все электроустановки, предназначенные для обес-
печения потребителей электрической энергией.
Из рис 39.3 ясно, что СЭС эквивалентна электриче-
ской части энергосистемы. ...........
Правила устройства электроустановок (ПУЭ)
трактуют понятие «потребитель электрической
энергии» как некоторую совокупность технических
объектов, использующих ЭЭ и размещенных на оп-
ределенной территории, т.е. в общем случае как
группу электроприемников [39.4]. Однако этот тер-
мин часто употребляют в юридическом аспекте,
т.е. в смысле абонента электроснабжающей органи-
зации. В этом случае понятие «потребитель» явля-
ется более широким и с технической точки зрения
представляет собой совокупность разных электро-
установок, а не только электроприемников. С пози-
ций же структурной иерархии собственно ЭЭС по-
нятие «потребитель» может быть отнесено ко всей
совокупности нагрузок, получающих питание
с шин подстанций того или иного номинального
напряжения.
Исходным понятием среди терминов, отвечаю-
щих технологическому аспекту, является «элек-
троприемник», который определяется как аппарат,
агрегат, механизм, предназначенный для преобра-
зования ЭЭ в другой вид энергии.
Взаимосвязанные термины, рассмотренные вы-
ше, располагаются по принципу уменьшения общ-
ности, начиная с энергосистемы без уточнения ее
конкретных характеристик в отношении охвата
территории и места в структуре оперативного
управления. По этим признакам современная ие-
рархия имеет три уровня (рис. 39.4).
Нижний уровень соответствует районным энер-
госистемам — РЭС (хотя прилагательное «район-
ная» 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 энергопредприя-
тия (электростанции, котельные, предприятия элек-
трических (ПЭС) и тепловых (ПТС) сетей), а также
ремонтные и наладочные подразделения, предпри-
ятия энергонадзора и другие организации, обеспе-
чивающие 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 энергосисте-
му (ОЭС). Объединенные энергосистемы, соеди-
ненные межсистемными связями, имеющие общий
режим работы и центральное диспетчерское,
управление и охватывающие значительную часть
территории страны, образуют единую энергосисте-
му (ЕЭС России).
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ЕЭС РОССИИ
Высшим уровнем в административно-хозяйст-
венной структуре управления электроэнергетиче-
ской отраслью является Российское акционерное
общество «Единая энергетическая система Рос-
сии» (РАО «ЕЭС России»), Собственностью РАО
являются:
20 тепловых электростанций с установленной
мощностью более 1000 МВт каждая (суммарной
мощностью 42 ГВт);
15 гидроэлектростанций с установленной мощ-
ностью более 300 МВт каждая (суммарной мощно-
стью 26 ГВт); *
134 трансформаторных подстанции напряже-
нием 220 кВ и выше с суммарной установленной
мощностью трансформаторного оборудования
114,8 ГВ-А;
системообразующие линии электропередачи
напряжением 330 кВ и выше общей протяженно-
стью 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, Се-
верного Кавказа, Урала и Сибири) из семи (ОЭС
Таблица 39.1. 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, Ли- пецкая, Московская, Нижегородская, Орловская, Рязанская, Смолен- ская, Тамбовская, Тверская, Тульская, Ярославская 21 25,68
Средней Волги Самарская, Мариэльская, Мордовская, Пензенская, Саратовская, Та- тарская, Ульяновская, Чувашская 8 11,65
Урала > Башкирская, Вятская, Курганская, Оренбургская, Пермская, Свердлов- ская, Тюменская, Удмурдская, Челябинская 9 20,00
Северного Кавказа Грозненская, Дагестанская, Кабардино-Балкарская, Калмыкская, Кара- чаево-Черкесская, Кубанская, Ростовская, Северо-Кавказская, Ставро- польская 9 5,17
Сибири Алтайская, Бурятская, Иркутская, Красноярская, Кузбасская, Новоси- бирская, Омская, Томская, Читинская, Хакасская 10 22,59
ЕЭС России — 64 94,34
ОЭС Востока Амурская, Дальневосточная, Хабаровская 3 5,57
Остальные АО- энсрго Калининградская (Янтарьэнсрго), 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 объединен-
ным энергосистемам и доля ОЭС в общей установ-
ленной мощности Руст электростанций показаны
в табл. 39.1.
В ЕЭС России работают около 600 тепловых
электростанций (ТЭС), разделяющихся на конден-
сационные (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 энерго-
блоки единичной мощностью 500, 800 и 1200 МВт,
на АЭС работают реакторы максимальной электри-
ческой мощностью I ГВт. Установленная мощ-
ность 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 исто-
рически сложились две системы номинальных на-
пряжений: 150—330—750 кВ в западных и частично
в центральных районах, НО—220—500—1150 кВ
в центральных и восточных районах. Всего экс-
плуатируется более 2,5 млн км линий электропере-
дачи всех классов напряжений, в том числе более
36 тыс. км системообразующих ЛЭП напряжением
500 и 750 кВ. Эксплуатацией электропередач на-
пряжением 330,500,750 и 1150 кВ, образующих ос-
новную сеть ЕЭС России, занимаются территори-
альные подразделения межсистемных электриче-
ских сетей (МЭС).
Сети напряжением от 220 до 1150 кВ объединя-
ют 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 ме-
жду Уралом и Сибирью проходит по территории
Казахстана.
Внешние электрические связи России пред-
ставлены межгосударственными связями с ОЭС
стран, входивших в состав бывшего СССР (Украи-
на, республики Закавказья, Казахстан, Белоруссия
и страны Балтии), а также связями с Финляндией,
Норвегией, Монголией и Китаем. Схема межсис-
темных связей между ОЭС, входящими в состав
ЕЭС России, а также соседними энергосистемами
представлена на рис. 39.5.
Структура генерирующих мощностей в послед-
нем десятилетии XX столетия характеризуется дос-
таточной стабильностью, т.е. доли тепловых, гид-
равлических и атомных электростанций практиче-
ски 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
ОЭС Балтийских 5-330
стран 2-110
ЭЭС
Эстонии
2-330
1-110
1400
ОЭС
Северо-Запада
ЕЭС России
ОЭС
Сибири
В Монголию
1-1150
3-500
4-220
3000
II1HII
2-220
ОЭС Урала
3000
3-500
3-220
400
2-500
3-220
ОЭС
Средней
Волги
1-330
4-500
5-330
1-110
В Польшу
1-500
3-220
ОЭС
Центра
ЭЭС
Латвии
ЭЭС
Литвы
ОЭС
Восточной
Европы
ЭЭС
Белоруссии
1-400
4-330
13-110
1600
4-220
2-110
ОЭС
Украины
ЭЭС
Молдавии
3-750
2000 2-220 1-1Ю
2-3301
3-400
3-220
1-1150
5-550
1-220
3000
ОЭС
Казахстана
ОЭС
Дальнего Востока
!
!
В Китай
ОЭС
Северного
Кавказа
ЭЭС
Азербайджана
1-500
1-220
1-110
ЭЭС Грузии
800
800
1-220;1-110
/л-110
U1-330
1-500
1-330
1-110
ЭЭС
Армении
1-220
1-330
2-110
600
1-220
ОЭС
Средней Азии:
Киргизия
Узбекистан
Таджикистан
Туркменистан
В Афганистан
ОЭС Закавказья
£
2
§
!
!
В Турцию
В Турцию
Рис. 39.5. Структура межсистемных связей ЕЭС России (пунктиром показаны границы ОЭС; цифрами вдоль связей обозначено количество параллельных
цепей н соответствующее номинальное напряжение, кВ, цифрами у линий, пересекающих связи, обозначена суммарная пропускная способность в межснс-
темном сечении, МВт)
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 [39.6J
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 сравне-
нию 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 % со-
ответственно.
При практически неизменном в течение послед-
них лет суммарном объеме экспорта ЭЭ ее потребле-
ние внутри страны сокращалось до 1999 г., когда
начался подъем промышленного производства. В пе-
риод 1995—1998 гг. потребление ЭЭ в стране в це-
лом уменьшилось на 3,8 %, а в промышленности
лишь на 2 % (табл. 39.5). Основной устойчивой тен-
денцией в динамике потребления ЭЭ пока является
его относительная стабильность в промышленности,
строительстве и сельском хозяйстве при незначи-
тельном росте в коммунально-бытовом секторе.
Кроме того, возрастает доля потребления на собст-
венные 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 терри-
ториальных ОДУ; 74 центральных диспетчерских
службы (ЦДС) энергосистем при AO-энерго; около
280 диспетчерских пунктов электросетевых пред-
приятий и районов и более 500 пунктов управления
электростанциями. Структура оперативно-диспет-
черского управления ЕЭС России представлена
на рис. 39.6 [39.7].
В России создана новая структура управления
электроэнергетикой, действующая посредством
23 станции
РАО «ЕЭС Росии»
19 станций АО-энерго
9 АЭС
Федеральный оптовый рынок электроэнергии и мощности, регулируемый ФЭК России
51+9 двухставочных
тарифов для каждой
станции
9 станций РАО «ЕЭС
России», ранее
переданных в аренду
Выравненный двухставочный
тариф в соответствующей
энергозоне оптового рынка или
индивидуальный тариф,
ержденный ФЭК России
Межсистемные сети
РАО «ЕЭС России»
Выравненные
двухставочные тарифы по
каждой из трех энергозон
оптового рынка
\ Энергозона европейской
части России и Урала
74 региональных акционерных
общества энергетики и
электрификации (АО-энерго)
Энергозона Сибири
Энергозона Востока
74 региональны^ (розничных)
рынка электроэнергии,
регулируемых региональными
энергетическими комиссиями
Г Крупные Д
(промышленные )
^потребители J
(Другие \
потребители J
Рис. 39.7. Структура оптового рынка электроэнергии и мощности
договоров, контрольных пакетов акций, трастового
управления. Министерство энергетики России свя-
зано с АО-энерго через лицензии, квоты, ценовое
регулирование и др.
Для улучшения функционирования ЕЭС Рос-
сии и обеспечения надежности ее работы создан
Федеральный оптовый рынок электроэнергии и
мощности (ФОРЭМ), управление которым осуще-
ствляется Расчетно-оптимизационным договор-
ным центром (РДЦ) [39.8]. РАО «ЕЭС России» оп-
ределяет законы функционирования ФОРЭМ и ут-
верждает плановые показатели работы ЕЭС России
и дочерних АО-энерго. РДЦ обеспечивает взаим-
ные поставки электроэнергии и мощности между
субъектами рынка и коммерческие расчеты между
ними. Коммерческой основой для ведения режима
работы ЕЭС России является утвержденный Феде-
ральной энергетической комиссией (ФЭК) баланс
электрической и тепловой энергии.
Субъектами ФОРЭМ являются:
поставщики ЭЭ, т.е. электростанции — дочер-
ние акционерные общества РАО «ЕЭС России»,
АЭС, являющиеся государственными предприятия-
ми, и избыточные территориальные АО-энерго;
покупатели ЭЭ, т.е. дефицитные территориаль-
ные АО-энерго и крупные потребители, выведен-
ные 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
выдать поставщика энергии. Покупка энергии
у АО-энерго осуществляется по договорному тари-
фу. Все объекты оптового рынка электроэнергии
вносят в РАО абонентную плату за пользование се-
тями, принадлежащими ЕЭС. Размер платы за
пользование сетями определяется, исходя из сум-
мы 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, инве-
стиционная надбавка РАО утверждаются ФЭК.
Тарифы для конечных потребителей устанавлива-
ются региональными энергетическими комиссия-
ми. Их число определяется числом региональных
АО-энерго.
Для конечного потребителя возможность выхо-
да на оптовый рынок электроэнергии России и ус-
тановления прямых договорных отношений с про-
изводителями энергии означает свободу выбора
поставщика ЭЭ.
ОСНОВНЫЕ УСЛОВИЯ РАЗВИТИЯ ЕЭС
ЕЭС России — это постоянно развивающийся
высокоавтоматизированный комплекс, объединен-
ный общим режимом работы и единым централизо-
ванным диспетчерским и автоматическим управле-
нием. По своим территориальным масштабам ЕЭС
России является крупнейшей в мире, а по установ-
ленной мощности она сопоставима с западноевро-
пейскими энергообъединениями.
Единая электроэнергетическая система — важ-
нейшая часть топливно-энергетического комплекса
России. Она имеет следующие характерные осо-
бенности:
жесткое взаимодействие в едином производст-
венном процессе большого количества энергетиче-
ских объектов, размещенных на громадной террито-
рии, в непрерывном процессе производства, переда-
чи, 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 живуче-
сти 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 автоматиче-
ского управления режимам ЕЭС России.
Основой энергетической безопасности России
является надежное, устойчивое функционирование
ЕЭС и ее дальнейшее развитие и совершенствова-
ние. 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 созда-
ние полноценного (обеспеченного топливом) ре-
зерва мощности в размере 15—17 % и его опти-
мальное размещение по регионам (ОЭС) страны.
При этом должно быть обеспечено максимально
возможное самобалансирование отдельных регио-
нов, поскольку наличие остродефицитных районов
опасно для живучести ЕЭС.
Резерв пропускной способности основной элек-
трической сети в любом сечении ЕЭС должен дости-
гать 4—5 % мощности меньшей из разделяемых час-
тей. Это возможно при создании мощных электриче-
ских 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 долж-
на обеспечивать бесперебойность электроснабжения
потребителей при отключении любого сетевого
объекта.
Исходя из современных условий функциониро-
вания 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 направле-
нии 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 мощ-
ности и электроэнергии ОЭС Сибири.
Важнейшей задачей развития ЕЭС является
присоединение на параллельную работу ОЭС Вос-
тока 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 стра-
нами Западной Европы (с возможностью выхода на
общеевропейский рынок электроэнергии) необхо-
димо 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 Черноморско-
го региона).
Надежное функционирование всех частей ЕЭС
России как единого комплекса, особенно при фор-
мировании рыночных отношений в электроэнерге-
тике, возможно только при сохранении и дальней-
шем совершенствовании единого централизован-
ного диспетчерского управления с привлечением
современных средств автоматического регулирова-
ния в нормальных и аварийных режимах.
Создание ЕЭС России охватывающей всю об-
житую территорию страны, обеспечивает ряд важ-
нейших преимуществ. При объединении ЭЭС на
параллельную работу появляется возможность на
10—11 % снизить требуемую мощность электро-
станций за счет временнбго сдвига суточных мак-
симумов нагрузки и уменьшения необходимого
оперативного резерва мощности при условии дос-
таточной 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 многово-
дья и компенсировать недовыработку ГЭС в мало-
водные годы. Облегчаются условия проведения ре-
монтов, создаются предпосылки для взаимной ком-
пенсации непредвиденных отклонений потребляе-
мой мощности от номинальных значений в отдель-
ных регионах. Наличие электрических связей меж-
ду ОЭС значительно повышает надежность элек-
троснабжения потребителей. Создаются возможно-
сти осуществления особо надежных схем электро-
снабжения. На случай любых чрезвычайных об-
стоятельств имеется возможность переброски зна-
чительных количеств электроэнергии из удален-
ных регионов.
Преимущества параллельной работы энерго-
систем обусловили создание мощных националь-
ных и межнациональных энергетических объеди-
нений (ЭО). Их развитие является основным на-
правлением современной мировой электроэнерге-
тики. ЭЭС стран Западной Европы (Бельгия, ФРГ,
Франция, Италия, Люксембург, Греция, Нидерлан-
ды, Австрия, Швейцария, Португалия, Испания, ре-
гионы бывшей Югославии) объединены на парал-
лельную работу в Союз по координации производ-
ства и передачи электроэнергии (UCTE), установ-
ленная мощность которого около 400 ГВт. ЭЭС Да-
нии, Финляндии, Исландии, Норвегии и Швеции
объединены в ЭО NORDEL с установленной мощ-
ностью около 90 ГВт; ЭЭС Польши, Чехии, Слова-
кии и Венгрии — в ЭО CENTREL (установленная
мощность 60 ГВт) [39.8].
Мощные ЭО входят в структуру электроэнерге-
тики североамериканского континента: северо-вос-
точное энергообъединение с установленной мощ-
ностью 722 ГВт, западное — 158 ГВт, энергообъе-
динение штата Техас — более 60 ГВт.
В настоящее время CENTREL объединяется на
параллельную работу с UCTE, создавая новое энер-
гообъединение — TESIS. К нему на параллельную
работу готовятся подключиться Болгария и Румы-
ния. Страны Балтии также рассматривают вопрос
о совместной работе с западноевропейскими энер-
гообъединениями. Успешный опыт совместной ра-
боты энергообъединений бывшего СССР и стран
Восточной Европы показал целесообразность пере-
хода на параллельную работу с Западной Европой
и ЕЭС России. Проработка этого вопроса уже ве-
дется в ряде энергетических организаций России и
стран Европейского содружества.
39.2. СТРАТЕГИЯ РАЗВИТИЯ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ
СХЕМА ПРОГНОЗИРОВАНИЯ РАЗВИТИЯ
ОТРАСЛИ
Электроэнергетика является не только капита-
лоемкой и материалоемкой отраслью, но и техниче-
ской системой с жесткими законами функциониро-
вания. Для обеспечения ее рационального и сбалан-
сированного развития необходимо выполнение
двух основных видов предпроектных работ: про-
гнозирование развития отрасли и проектирование
развития ЭЭС. При этом прогнозирование выявля-
ет преимущественно ресурсную сбалансирован-
ность развития, а проектирование — техническую
осуществимость и работоспособность будущей
системы.
Учитывая масштабы развития электроэнергети-
ки, разнообразие энергетических объектов, слож-
ность их технических и экономических связей,
стратегия развития электроэнергетики рассматри-
вается в тесной взаимосвязи с энергетической стра-
тегией России на 15—20 лет.
Этот срок обусловлен следующими причинами:
1. Длительными сроками проектирования и со-
оружения объектов (включая согласование разме-
щения электростанций и трасс ЛЭП). Продолжи-
тельность этих процессов от начала разработки тех-
нико-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 го-
да. Общее время сооружения ГЭС, крупных КЭС
и АЭС составляет 10—12 лет. Решение о выборе ме-
стоположения крупной электростанции, выборе ви-
да топлива и начале проектирования принимается
заблаговременно за 8—10 лет. Сроки ввода отдель-
ных агрегатов уточняются за 2—3 года.
2. Возможными сроками внедрения различных
достижений научно-технического прогресса.
3. Длительными сроками эксплуатации объек-
тов с заметными различиями этих сроков по типам
электростанций и оборудования (газотурбинные
установки — ГТУ, ГЭС, АЭС, паротурбинные энер-
гоблоки ТЭС).
Целью разработки стратегии развития электро-
энергетики являются:
прогнозирование спроса на электроэнергию
и теплоту с учетом энергосбережения;
разработка рациональной структуры генери-
рующих мощностей для выбора наиболее эффек-
тивных направлений научно-технического про-
гресса и масштабов их внедрения;
разработка предложений по государственной
поддержке отдельных объектов и направлений на-
учно-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 принци-
пиально различающихся сценариев социально-эко-
номического развития России и укрупненная оцен-
ка 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:
Рис. 39.8. Схема прогнозирования развития энергетики и обоснования энергетической политики
энергосбережение, экспорт энергоресурсов, эффек-
тивность инвестиций и цены на энергоносители.
Количественная разработка сценариев разви-
тия энергетики осуществляется методом последо-
вательных приближений (итераций), начиная
со сводной модели «экономика — энергетика». По-
лученные в ней укрупненные показатели жизнен-
ного уровня населения передаются в блок моделей
развития экономики, а размеры энергопотребле-
ния, 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 энергетиче-
ских 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 энергоно-
сители, оценки размеров налоговых и рентных по-
ступлений в бюджет страны и регионов и другие
экономические характеристики ТЭК, а также ин-
формация об удельной энергоемкости производст-
ва основных видов продукции и услуг, о размерах
производства энергоресурсов и требуемых на это
капиталовложений передаются в блок моделей раз-
вития экономики,
В этом блоке составляются материальные и фи-
нансовые балансы (с учетом экспортно-импортных
отношений) в целом по народному хозяйству.
На этой основе принятый сценарий развития эко-
номики корректируется в зависимости от совокуп-
ного действия средств энергосбережения. Две-три
уточняющие итерации по схеме прогнозирования
(см. рис. 39.8) позволяют разработать такой сцена-
рий развития экономики и энергетики, который по-
зволяет наиболее эффективно использовать энерге-
тический потенциал России.
Существенную роль в этой схеме играет систе-
ма прогнозирования развития электроэнергетики и
централизованного теплоснабжения. Это определя-
ется традиционной замыкающей ролью электро-
станций и котельных в формировании топливно-
экономических балансов страны и регионов, а так-
же возможностью заметного изменения структуры
производства первичных энергоресурсов за счет их
использования на тепловых, атомных и других ти-
пах электростанций.
В процессе итеративного согласования всех
блоков общей схемы прогнозирования энергетики
(см. рис. 39.8) для каждого рассматриваемого сце-
нария социально-экономического развития форми-
руется непротиворечивая динамика показателей,
характеризующих внешние взаимосвязи электро-
энергетики.
К этим показателям относятся:
динамика уровней электро- и теплопотребления
России, определяемая с учетом экономически обос-
нованных масштабов электро- и теплосбережения;
уровни и структура электропотребления (по от-
раслям народного хозяйства) страны и регионов;
динамика объемов экспорта-импорта электро-
энергии между Россией и соседними странами;
взаимосогласованная система цен на оборудо-
вание, материалы и рабочую силу и их динамика;
динамика цен на основные виды топлива по ре-
гионам.
Эти показатели являются исходными для по-
следующей разработки соответствующего сцена-
рия развития электроэнергетики. Состав задач и по-
следовательность их решения при разработке этой
стратегии представлены на рис. 39.9 [39.9].
При фиксированных внешних связях электро-
энергетики в блоках отбора эффективных техноло-
гий, формирования и оценки сценариев осуществ-
ляется поиск наилучшего варианта реконструкции
действующих и развития новых генерирующих
мощностей. При этом наряду с экономическими
учитываются и другие критерии (например, эколо-
гические) отбора наиболее рационального сценария
развития электроэнергетики на период 15—20 лет.
Для выбранного сценария определяются необходи-
мые объемы инвестиций, расходов топлива разных
видов, объемы экологического воздействия (выбро-
сы загрязняющих веществ, объемы водопотребле-
ния и т.п.) и другие обобщенные характеристики.
Эти обобщенные характеристики каждого сце-
нария развития электроэнергетики используются
в качестве исходной информации при формирова-
нии ее финансового блока. Основное назначение
этого блока — учет новых рыночных отношений
в электроэнергетике и централизованном тепло-
снабжении: необходимость инвестирования объек-
тов электроэнергетики на перспективу только
за счет собственных и заемных средств; требование
обеспечения достаточного уровня прибыли для
производителей энергии и регулирования цены (та-
рифа) на электроэнергию исходя из условия само-
финансирования электроэнергетики; требование
обеспечения достаточно плавного изменения цены
электроэнергии для потребителей (с учетом плате-
жеспособного спроса).
Методы решения многих из этих задач находят-
ся в стадии разработки и в настоящее время базиру-
ются 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 электро-
энергии.
Некоторые методические подходы сохраняют
свою силу и в новых условиях, а именно традици-
онно используемые при централизованном управ-
лении методы оценки экономической эффективно-
сти различных типов электростанций и сценариев
развития ЭЭС в целом. Неизменными остаются
и методические подходы к описанию технологиче-
ских особенностей (режимов, надежности и др.) от-
дельных 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 электроэнер-
гетики в будущем.
Наряду с внешними на развитие энергетики
сильное влияние оказывают внутренние условия,
а именно:
техническое состояние различных типов дейст-
вующих электростанций (надежность оборудова-
ния, технико-экономические и экологические пока-
затели), необходимые сроки их демонтажа или тех-
Экономика и энерго-
потребление
социально-
экономического
развития
страны
Сценарии
ценовой
Отбор эффективных
технологий
Формирование сценариев
электроэнергетики
Экономическая оценка
сценариев электроэнергетики
Финансовое состояние
электроэнергетики
Электро-и
теплолотреб-
ление
страны
Набор возможных технологий
реконструкции действующих и
развития новых электростанций
аэс | кэс Iтац | гэс[лэп
Балансы мощности ^Ьводымшц
и энергии по ОЭС ^Тгости элект
7Т ростанций
Требуемые
инвестиции
Энерго-
сбере-
жение
Формирование стоимостных
показателей технологий
Г- АЭС
[ КЭС | ТЭЦ | ГЭС | лэп
Необходимый при
рост мощности
электростанций
I
Электро-и
теплолотреб-
ление
регионов
Электри-
ческая
нагрузка
ОЭС
Ранжирование и отбор
эффективных технологий
АЭС | КЭС | ТЭЦ | ГЭС | лэп
Динамика
выбытия
мощности
действую-
элек-
тростанций
8фэс|тэц
Потребность
в топлива
ТЭЦ и КЭС
Требуе-
мая мощ-
ность
электро-
станций
в ОЭС
Комплексная
экономическая
оценка
сценария;
учет
социальных,
экологических
и других
факторов
Затраты на
экологию
Топливная
составляю-
щая затрат
Оценка
финан-
сового
состояния
электро-
# энергетики
1
Моделиро-
вание рынков
электро-
энергии
I
Определение
цены опто-
вого рынка
электро-
энергии
по ОЭС
Стоимостные показатели
добычи, транспорта,
потребления топлива
Баланс топлива по регионам
Цены топлива по регионам
Оптимизация ТЭК
Рис. 39.9. Система прогнозирования развития электроэнергетики н централизованного теплоснабжения
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ _______[Разд. 39
нического перевооружения, их технико-экономи-
ческие и экологические показатели;
' возможные в ближайшей и более отдаленной
перспективе достижения научно-технического про-
гресса в производстве и передаче электроэнергии и
теплоты и соответствующие им технико-экономи-
ческие и экологические показатели электростан-
ций и ЛЭП;
состояние строительства и ожидаемые сроки
ввода мощности строящихся объектов.
Условия, которые необходимо исследовать при
формировании сценариев развития электроэнерге-
тики, практически не определены и не могут зада-
ваться однозначно. Они должны задаваться диапа-
зоном значений. Полный перебор всех сочетаний
внешних и внутренних условий невозможен, и это
делает необходимыми количественную оценку и
качественный анализ, позволяющие сократить чис-
ло рассматриваемых сочетаний, оставив для даль-
нейшего исследования два-три наиболее предста-
вительных сочетания внешних и внутренних усло-
вий или сценариев развития электроэнергетики.
Для определения рациональной производствен-
ной структуры электроэнергетики четко фиксиру-
ется состав решаемых задач, например выбор ра-
циональной структуры генерирующих мощностей.
В этом случае разработка каждого сценария и опре-
деление соответствующей ему рациональной
структуры генерирующих мощностей осуществля-
ются в несколько этапов.
Этап I. Проводится многоплановый анализ до-
пустимой степени агрегатирования всех технологи-
ческих, территориальных и динамических связей.
При этом множество действующих, реконструи-
руемых, 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 вы-
делены следующие группы электростанций: ГЭС,
АЭС, ТЭС с дальнейшим подразделением АЭС
и ТЭС по важнейшим признакам: для АЭС — по ти-
пам реакторов — действующих, модернизирован-
ных и новых; для ТЭС — на КЭС и ТЭЦ — дейст-
вующие, реконструируемые и новые с выделением
в каждой из этих групп электростанций на газома-
зутном и твердом топливе. Основой формирования
«типовых технологий» действующих электростан-
ций служит отчетная база данных электростанций
России.
Агрегатированию подлежат и электрические
сети. Так, реальные ЛЭП между ОЭС могут заме-
няться некими агрегатированными электросвязя-
ми, по пропускным способностям эквивалентными
нескольким конкретным ЛЭП.
Возможные направления технического пере-
вооружения 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 по-
требления и производства электроэнергии; напри-
мер, рассматривается лишь годовой график по про-
должительности электрической нагрузки, где мак-
симальное значение ординаты соответствует совме-
щенному максимуму нагрузки зимнего рабочего
дня, а минимальное значение — ночному минимуму
летнего рабочего дня. В ряде случаев при формиро-
вании сценариев развития ОЭС и ЕЭС даже эта фор-
ма описания режима электропотребления может
быть упрощена: по каждому году (этапу) рассматри-
ваемого периода проверяются лишь условия обес-
печения баланса мощности и годового баланса элек-
троэнергии по каждой ОЭС (см. § 39.3).
Учет сложных динамических связей также мо-
жет быть упрощен: рассматриваются не годовые,
а более продолжительные этапы, например по пя-
тилеткам.
Этап II. Формируется исходная информация
о стоимостных показателях будущих электростан-
ций и ЛЭП и действующих в настоящее время энер-
гетических объектов.
По каждой из рассматриваемых технологий за-
дается следующая исходная информация:
удельные капиталовложения и их структура по
составляющим (затраты на оборудование, материа-
лы, рабочую силу, косвенные затраты);
основные технико-экономические показатели
электростанций (постоянные и переменные ежегод-
ные 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 раз-
работки рациональной структуры электроэнергети-
ки. Но при этом динамика суммарного отпуска теп-
лоты от ТЭЦ в каждом энергообъединении предпо-
лагается заданной.
Не подвергается проверке и детальному иссле-
дованию и ряд других относительно частных тех-
нико-экономических задач перспективного разви-
тия 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 раз-
витии электроэнергетики.
Так как ЭЭС являются сложными физико-тех-
ническими системами, то при разработке перспек-
тив развития генерирующих мощностей необходим
мо обеспечить проверку технической допустимо-
сти любой из предполагаемых будущих структур
генерирующих мощностей. Основными технологи-
ческими условиями являются: обеспечение балан-
сов мощности и энергии по каждой ЭЭС, учет огра-
ничений на использование мощности действую-
щих, реконструируемых и некоторых новых групп
электростанций (неполное использование мощно-
сти в период максимума нагрузки), учет ограниче-
ний на эквивалентную пропускную способность
межсистемных ЛЭП, проверка технической воз-
можности варьирования режима использования не-
которых типов электростанций (АЭС, ГЭС и др.).
Кроме того, учитываются ограничения на объем
потребления некоторых видов топлива, экологиче-
ские ограничения (на объем выбросов некоторых
видов загрязняющих веществ и др.).
Формирование рациональной структуры элек-
троэнергетики может осуществляться разными пу-
тями: «вручную» или с использованием различных
математических моделей [39.10]. Ниже дана крат-
кая характеристика обоих подходов.
Используемый в Институте энергетических ис-
следований Российской академии наук (ИНЭИ
РАН) «ручной» подход к формированию рацио-
нальной структуры электроэнергетики состоит
в следующем. Для каждой «типовой технологии»
предварительно оцениваются приведенные затраты
за ее жизненный цикл. Эти показатели определяют-
ся при разных режимах использования технологий,
варьировании удельных капиталовложений, изме-
нении цен на топливо.
Полученные результаты используются для со-
поставления эффективности каждой «типовой тех-
нологии» относительно других технологий. Ранжи-
рование и отбор наилучших «типовых технологий»
на разных временных этапах рассматриваемого пе-
риода осуществляется по минимуму приведенных
затрат за их жизненный цикл (блок отбора эффек-
тивных технологий на рис. 39.9).
Результаты такого отбора служат экономиче-
ской базой формирования рациональных сценари-
ев электроэнергетики. Собственно процесс форми-
рования сценариев (см. рис. 39.9) осуществляется
поэтапно. Анализ сроков выхода из эксплуатации
действующих электростанций по мере окончания
проектного срока их службы позволяет сформиро-
вать для каждого энергообъединеиия потенциаль-
ную динамику изменения их мощности в течение
рассматриваемого периода.
Сопоставление динамики снижения мощности
действующих электростанций в каждом энергообъ-
единепии с полученной из блока электропотребле-
ния 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 оптими-
стическому прогнозу развития экономики и макси-
мальному энергосбережению; сценарий Б, исходя-
щий из пессимистического прогноза развития эко-
номики и умеренного энергосбережения [39.11].
Требуемая при этих сценариях установленная
мощность электростанций в каждой ОЭС определя-
ется суммой максимальной нагрузки, экспорта
мощности за пределы России и резерва мощности
(см. § 39.3). Мощность существующих электро-
станций и ее динамика в течение рассматриваемого
периода определены при условии вывода из экс-
плуатации ТЭС и АЭС по мере того, как генери-
рующее оборудование электростанций отрабатыва-
ет свой срок службы (линия / на рис. 39.10). .
Претендентами на обеспечение потребности
в новых генерирующих мощностях являются все
«типовые технологии» реконструкции действую-
щих и сооружения новых электростанций, которые
были предварительно рассмотрены и ранжированы
по экономической эффективности (блок отбора эф-
фективных технологий на рис. 39.9). Исходя из вы-
полненного ранжирования «типовых технологий»,
в каждом энергообъединении осуществляется фор-
мирование сценариев ввода генерирующих мощно-
стей. Кроме экономических соображений учитыва-
ются и другие (надежность, достаточное разнооб-
разие и др.). К предварительно рекомендуемому
сценарию обеспечения прироста генерирующих
Рис. 39.10. Прогноз развития генерирующих мощ-
ностей ЕЭС России:
1 — существующая мощность; 2 — потребная уста-
новленная мощность при сценарии А; 3 — то же при
сценарии Б
мощностей по энергообъединениям 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 мощно-
сти и энергии по ОЭС и в целом по ЕЭС России по-
зволяет выявить их недостатки и наметить пути
корректировки предварительно рекомендуемого
сценария. После корректировки балансов мощно-
сти и энергии предлагаемый сценарий оценивается
с учетом потребности электроэнергетики в инве-
стициях и в органическом топливе, размера выбро-
сов загрязняющих веществ и т.д.
Для каждого сценария развития электроэнерге-
тики России должны быть оценены его суммарные
приведенные затраты за весь рассматриваемый пе-
риод и на основе их сопоставления выбран наилуч-
ший сценарий по критерию минимума приведен-
ных затрат.
Формирование рекомендуемого сценария вво-
да генерирующих мощностей для каждого энерго-
объединения может быть также осуществлено с по-
мощью оптимизационной модели по критерию
Z = CjXj —> min,
1
где X/ — искомая производительность оптимизи-
руемых объектов; Сг- — удельные приведенные за-
траты на единицу производительности объекта;
п — количество оптимизируемых объектов.
. Оптимизируемыми переменными А' являются
мощность и выработка энергии электростанциями,
перетоки мощности и энергии по ЛЭП.
Целевая функция Z представляет собой суммар-
ные приведенные затраты на развитие электростан-
ций и линий по всем энергообъединениям страны.
Ограничения представлены в виде балансов мощ-
ности и электроэнергии.
Для каждого узла ЭЭС записываются:
1) уравнение баланса мощности для момента
максимальных нагрузок
S/";rfi ~ + X ®ijPij ^maxi + ^рез| ’
r-J j J
где Prp — искомая мощность электростанции типа
г, работающей на топливе вида/, размещенной в уз-
ле i; Рц — искомая мощность, передаваемая из узла
i в узел у; Ру — искомая мощность, передаваемая из
узла j в узел г; Ф« — коэффициент, учитывающий
потери активной мощности в воздушных линиях
между узлами i и у; Ртах/ — заданный максимум на-
грузки узла /; Ррез — заданные потребности узла i
в резерве мощности;
2) уравнение баланса энергии:
Е^уЛд-Х^у + ХФ^у^^.
rj j У
где Тгр — годовое число часов использования мощ-
ности электростанции в узле i; Wy и W-t— искомые
межузловые потоки энергии; Ф^ — коэффициент
учета потерь энергии при передаче; И} — Заданная
годовая потребность в электроэнергии в узле i.
В случае, когда Тгр неизвестно, поступают сле-
дующим образом. Мощность электростанции зада-
ется в виде суммы нескольких составляющих: Ргу =
= Р'гр + P"rjj + ..., каждая из которых характери-
зуется заданным числом часов использования
T’rj} • P'rfi Т°гла годовой баланс энергии узла i за-
пишется так:
r.f j j
При этом
Trfi^vrfi + +...У(Р'гЛ + P"rfi +...) •
Технические ограничения учитываются пре-
дельным 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:
Prfi — Prfmpew PrfiPrfi — ^r/inpe;p
по пропускной способности существующих
и вновь вводимых линий между узлами i и у:
Ру + Pji ~ Рупов Русуир
WiJ + wji - РучовТу РусущТу >
где Руиов — искомая мощность, передаваемая по
вновь вводимой линии между узлами i и у; РуСущ —
заданная пропускная способность существующей
линии между узлами i и у; Ту — заданное годовое
число часов использования передаваемой мощно-
сти между узлами i и у. ;
Кроме того, необходимо определить потребности
в органическом топливе, размеры выбросов загряз-
няющих веществ, а также капиталовложения, выде-
ляемые на ввод новых объектов в энергосистеме.
Выбранный по критерию минимума приведен-
ных затрат и скорректированный с учетом допол-
нительных (в том числе социальных, экологиче-
ских и др.) критериев рациональный сценарий раз-
вития электроэнергетики характеризуется рядом
обобщенных технико-экономических показателей,
важнейшими из которых в каждой ОЭС и в целом
по ЕЭС России являются: '
динамика ввода мощности электростанций раз-
ных типов и на разных видах топлива;
динамика потребления топлива разных видов;
динамика ежегодных (за исключением топлив-
ной и реновационной составляющих) эксплута-
ционных расходов;
потребность в инвестициях и ее структура по
типам электростанций.
Все эти характеристики должны быть провере-
ны на допустимость перехода электроэнергетики
на рыночные условия, поскольку при переходе
к рыночным отношениям с выбором рационально-
го сценария не заканчивается итеративная процеду-
ра поиска наилучших направлений развития элек-
троэнергетики. ; -
Оценка финансового состояния электроэнерге-
тики является одним из важнейших способов про-
верки 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. она не способна обеспечить необ-
ходимые инвестиции при фиксированных тарифах
на электроэнергию, то придется корректировать
сценарий с ориентацией его на меньшие объемы
инвестирования или другой состав источников ин-
вестирования на ближайший период. Вместе с тем
при отсутствии государственного инвестирования
возникает традиционная для рыночных условий за-
дача выбора структуры источников инвестирова-
ния (поиска допустимого соотношения между соб-
ственными, заемными и другими источниками).
КРИТЕРИИ И ПОКАЗАТЕЛИ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ
ЭФФЕКТИВНОСТИ
При оценке эффективности сценариев сооруже-
ния и развития энергетических объектов и систем
в рыночных условиях следует различать показатели
и критерии коммерческой (финансовой), бюджет-
ной и экономической эффективности. При оценке
эффективности сценариев в качестве основных сле-
дует рассматривать критерии и показатели эконо-
мической эффективности, так как сценарии разви-
тия электроэнергетики относятся к крупномасштаб-
ным инвестиционным проектам (программам).
Наиболее общий показатель экономической
эффективности — это чистый дисконтированный
доход (ЧДД), который при постоянном расчетном
шаге определяется по выражению э
э = £ (Bt - 3^/(1+ Е)(,
1=1
где 3t — затраты на развитие и функционирование
производственной системы в год t; Bt — выручка от
продажи ее продукции (энергии, мощности) в год 1;
Т— продолжительность в годах периода учета за-
трат и выручки (период сравнения); Е — годовой
норматив приведения (дисконтирования).
В состав затрат входят все затраты, необходи-
мые для сооружения, реконструкции, функциони-
рования и ликвидации (демонтажа) объектов рас-
сматриваемой производственной (энергетической)
системы, и не входят амортизационные (реноваци-
онные) отчисления, все виды налоговых платежей,
финансовых обязательств, включая выплату про-
центов 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 непосред-
ственно учитывать ущерб или затраты на компенса-
цию этого ущерба.
В соответствии с методическими указаниями
РАО «ЕЭС России» на основе ЧДД могут быть оп-
ределены:
критерий приемлемости («абсолютной» эффек-
тивности) — сценарий удовлетворяет минималь-
ным экономическим требованиям, т.е. он прием-
лем, если ЧДД положителен (Э > 0);
критерий сравнительной эффективности (опти-
мальности) — сценарий является наиболее эффек-
тивным (оптимальным), если он имеет максималь-
ное значение ЧДД среди п сравниваемых сценариев
(шахЭ,-, 1 = 1,..., л).
При оценке экономической эффективности
сценария развития электроэнергетики определяю-
щим является критерий сравнительной эффектив-
ности.
Если даже относительно лучший вариант (с
максимальным ЧДД) будет неэффективен (непри-
емлем) исходя из абсолютной эффективности, то,
скорее всего, это будет означать необходимость по-
вышения прогнозируемой (расчетной) цены
на продукцию (энергию, теплоту) в рассматривае-
мой перспективе, а не отказ от вложения капитала
в электроэнергетику.
Критерий сравнительной эффективности —
максимум ЧДД и минимум приведенных затрат, ко-
торые традиционно используются в энергетике, со-
гласуются друг с другом. При одинаковой во всех
сравниваемых сценариях выручке (Ви = B2t = ...
... = Bnt = Bt, t = 1,... T) эти критерии инвариантны:
maxY(Bt - 3itY( !+£)' = max£(-3,.,)/( 1 + Е)' =
'1 1 1
= ™п£з„/(1 +E)‘.
1 1
Инвариантность выручки означает и инвари-
антность объемов продаж (отпусков) продукции
при условии, что цена продукции остается неиз-
менной во всех сравниваемых сценариях. Это уело-
вне всегда должно выполняться при оценке сравни-
тельной экономической эффективности.
При практическом использовании критерия ми-
нимума приведенных затрат сравниваемые сцена-
рии могут несколько различаться по объемам отпус-
каемой продукции. В связи с этим необходимо их
уравнять по объему отпуска продукции, например,
путем реальной (или условной) продажи (покупки)
избыточной (недостающей) продукции по отноше-
нию к одному из сравниваемых вариантов. В этом
случае выручка от продажи вычитается из миними-
зируемых затрат. Такое сравнение вариантов иден-
тично сравнению по критерию максимума ЧДД.
Выделяются две модификации критерия мини-
мума приведенных затрат применительно к разви-
вающейся производственной (энергетической)
системе.
В первой модификации приведенные затраты
определяются по формуле
_ Г г+гп
3 = + Е) + X (< + + Е)‘.
«=| t=r+l
Здесь Т — расчетный период в годах (в течение это-
го периода все сравниваемые сценарии должны
обеспечить заданную потребность в энергетиче-
ской продукции); Тп — период учета затрат в годах
за пределами расчетного периода (период «после-
действия»); — капиталовложения в систему
в год t с учетом затрат на реконструкцию и демон-
таж объектов, но без учета капиталовложений
в «задельные» объекты, которые будут вводиться
в эксплуатацию за пределами расчетного периода,
без учета выплат на проценты и погашения креди-
тов и налоговых платежей, но при необходимости
с учетом внешних эффектов (ущербов); U't — из-
держки производства в системе в год t без учета ре-
новационных (амортизационных) отчислений, но
с учетом затрат на покупку (экономии от продажи)
продукции, необходимой для равенства сравнивае-
мых вариантов по продукции; к" отличаются от К,
только тем, что в них отражены капиталовложения
в объекты, которые будут вводиться в эксплуата-
цию за пределами расчетного периода.
Во второй модификации
3 = £(Е^ + ДС/,)/(1+£)',
(=1
где ДЦ = Ut + । - Vtj Ut и U, + ] — издержки произ-
водства в системе в год t и t + 1, определяемые (в от-
личие от U't) с учетом реновационных отчислений,
которые рассчитываются для каждого энергетиче-
ского объекта рассматриваемой системы с учетом
фактора времени (дисконтирования) по выражению
17р = Ж/[(1 + Е)Т™ - 1].
Здесь Тсп — срок службы объекта; К — капитало-
вложения на замену (реновацию) объекта по окон-
чании срока службы с учетом затрат на демонтаж.
Для использования этого выражения необходи-
мо знать годовые издержки для всех лет расчетного
периода Т и за его пределами (Т+ 1 и далее).
Первая модификация более точно учитывает
«последействие», т.е. влияние сценария на после-
дующие за расчетным периодом затраты, вторая
модификация учитывает эти затраты приближенно,
исходя из допущения о неограниченно большом
сроке службы объектов и неизменности (во време-
ни) их издержек производства. Для энергетических
объектов, характеризующихся длительными срока-
ми службы и относительно стабильным режимом
работы, это допущение приемлемо, поэтому в прак-
тических инженерных расчетах допустимо исполь-
зовать вторую модификацию.
В условиях перехода к рыночной экономике на-
ряду с экономической необходимо учитывать
и коммерческую эффективность, т.е. финансовые
интересы всех участников инвестиционного проек-
та 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 рас-
сматривались при определении экономической эф-
фективности. '
Критерий ЧДД здесь также определяющий. Он
характеризует уровень финансовой устойчивости
участников инвестиционного проекта. Это необхо-
димо для прогнозирования будущих цен на элек-
троэнергию, производимую РАО «ЕЭС России»,
AO-энерго, независимыми производителями и вы-
даваемую ими на рынок.
Методические подходы к оценке коммерческой
эффективности для таких широкомасштабных ин-
вестиционных программ, как развитие энергетики
России, не разработаны. Выполненные в совмест-
ном российско-американском проекте [39.12] раз-
работки показали, что на международном уровне
также нет готовых методических подходов для ре-
шения подобных задач.
39.3. УСЛОВИЯ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ЭЭС
ГРАФИКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
Графики электрических нагрузок отражают ко-
лебания спроса на электроэнергию во времени
(рис. 39.11 и 39.12).
Суммарная нагрузка ЭЭС и отдельных потреби-
телей 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 вечер-
ние. В недельном разрезе регулярные снижения на-
Рис. 39.11. Характерные суточные графики элек-
трической нагрузки энергосистемы:
а — зимние месяцы; б — летние месяцы
Рнс. 39.12. Годовой график месячных максималь-
ных нагрузок
грузки имеют место в нерабочие (выходные
и праздничные) дни, в годовом разрезе — в летний
период. ।,
Указанные колебания определяются устойчи-
выми циклами природных явлений (ночь, лето
и т.д.), технологическими особенностями режима
электропотребления, а также длительностью рабо-
чих смен, их организацией, числом и регулярной
последовательностью нерабочих дней и т.п.
На регулярные колебания накладываются нере-
гулярные, вызываемые случайными изменениями
электрических нагрузок вследствие разновремен-
ности включения и отключения отдельных прием-
ников электроэнергии, изменения метеорологиче-
ских условий и других случайных факторов. Эти
колебания, не изменяя общего характера регуляр-
ного режима электропотребления, приводят к до-
полнительной изменчивости потребительской на-
грузки и, в частности, к случайным набросам
и сбросам нагрузки по отношению к средней (регу-
лярной) нагрузке.
При решении вопросов перспективного разви-
тия энергосистем представляется необходимым
учитывать практически все виды неравномерности
режима электропотребления. В связи с этим при
прогнозировании режимов электропотребления
предусматривается разработка графиков регуляр-
ных изменений нагрузки и вероятностных характе-
ристик ее случайных отклонений.
Перспективные графики регулярных колеба-
ний нагрузки отражают изменение во времени ее
математического ожидания. Случайные отклоне-
ния нагрузки от ее математического ожидания опи-
сываются нормальным законом распределения ве-
роятностей, основной характеристикой которого
является среднеквадратичное отклонение о.
Используемые в настоящее время методы разра-
ботки перспективных графиков нагрузки предусмат-
ривают получение суточных (за зимний и летний ра-
бочие дни) и годовых графиков нагрузки (месячных
максимумов и месячного электропотребления). Кро-
ме того, предусматривается получение системы по-
казателей, характеризующих все виды неравномер-
ности электропотребления.
Плотность суточного графика электропотреб-
ления характеризуется коэффициентом
^сут ~,^сут /(24Ртах.сут) ^ср.сут ^max.cyl’
где Ясут — количество электроэнергии, потребляе-
мой за сутки, кВт • ч; — максимальная су-
точная нагрузка, кВт; Р^ сут — среднесуточная на-
грузка (Рсрсут = Лсут/24), кВт.
Плотность недельного графика суточного элек-
тропотребления характеризуется коэффициентом
г = р /р
пед ‘ ср.нед ср.сут’
где Рср.11ед — средненедельная нагрузка, кВт.
Плотность месячного графика недельного элек-
тропотребления характеризуется коэффициентом
межнедельной неравномерности
к = р /р
"•м.нед ср.мес ср.нед’
где Рср мес — среднемесячная нагрузка, кВт.
Тогда плотность месячного графика суточного
электропотребления
^мес — ^псд ^м.нед — ^ср.мес ^ср.сут’
Плотность годового графика месячного элек-
тропотребления определяется коэффициентом
^год ~ ^ср.год /-^ср.мес’
где Р д — среднегодовая нагрузка, кВт.
Показателем режима электропотребления за год
в целом является продолжительность (или число ча-
сов) использования наибольшей нагрузки, ч/год,
т = А !Р
1 max ^год max.roд’
где Лгод — количество электроэнергии, потреб-
ляемой за год, кВт • ч; Ртах год — годовая макси-
мальная нагрузка, кВт.
Для характеристики режимов электропотребле-
ния используются также и другие коэффициенты:
коэффициент суточной неравномерности элек-
тропотребления
к = р . /р
"пер mm.cyT,J max.cyr>
где Pmin cyr — минимальная (ночная) суточная на-
грузка, кВт;
коэффициент летнего снижения максимальных
нагрузок
к =Р IP
• "л * тах.л’ тах.год
где Ртах л — летняя максимальная суточная нагруз-
ка, кВт.
Проектные суточные графики строятся по сред-
ним часовым значениям (24 ординаты), каждое
из которых представляет собой математическое
ожидание нагрузки в данный час суток и отражает
только регулярные колебания нагрузки (нерегуляр-
ные колебания и связанный с ними нерегулярный
наброс нагрузки учитываются отдельно при опре-
делении нагрузочного резерва мощности в системе,
см. § 39.5).
Представление графиков нагрузки в виде их ма-
тематического ожидания обеспечивает не только
ориентацию проектных решений на наиболее ха-
рактерные, средние условия, но и возможность по-
часового суммирования графиков для получения
совмещенных графиков нагрузки при переходе
от отдельных узлов к системам и от систем к объе-
динениям. При этом обеспечивается возможность
строгой балансировки мощности в системах во все
часы суток.
В то же время следует иметь в виду, что расчет-
ные значения нагрузок (в силу их осредненности),
как правило, отличаются от конкретно наблюдае-
мых, которые представляют собой частные реали-
зации возможной величины и включают в себя не-
регулярную составляющую. Нерегулярная состав-
ляющая тем больше (относительно), чем меньше
нагрузка рассматриваемой системы или энергоуз-
ла. Поэтому отклонения значений нагрузки от регу-
лярных (особенно по максимуму) для меньших сис-
тем и узлов проявляются заметнее:
Р = Р + ДР
J max.neper 1 max.per ш neper’
T - A IP
max. neper ^год max. neper
где Pmaxjleper — нерегулярная максимальная на-
грузка, включающая в себя как регулярную состав-
ляющую нагрузки, т.е. ее математическое ожида-
ние (МО), так и случайную ДРнерег; ^.„ерег —
продолжительность использования нерегулярного
максимума нагрузки, ч/год; △/’перег — случайный
наброс нагрузки сверх ее МО, кВт.
Расчетное значение △Рперег зависит от средне-
квадратичного отклонения нагрузки с, характерно-
го для данной системы, и от принятой расчетной ве-
роятности этого события.
При проектировании могут быть использованы
различные методы и способы получения необходи-
мой информации о графиках нагрузки энергосис-
тем. Для близкой перспективы при незначительном
изменении структуры электропотребления может
быть использован метод аналогии, по которому
за основу принимаются отчетные графики нагруз-
ки с уточнениями, вытекающими из анализа тен-
денции предыдущего периода и условий баланса
мощности системы.
Для более отдаленной перспективы, а также
для систем, обеспечивающих энергоснабжение но-
вых или особенно быстро развивающихся районов,
определение расчетных максимальных нагрузок и
графиков нагрузки осуществляется на основе дан-
ных о размере электропотребления основных от-
раслей народного хозяйства (структуры электропо-
требления). Для каждой отрасли народного хозяй-
ства разработаны типовые графики и коэффициен-
ты, характеризующие режим электропотребления
отрасли в суточном, недельном и годовом разрезах.
Используемые в проектной практике методы
определения перспективных режимов электропо-
требления энергосистем и их объединений базиру-
ются на суммировании графиков нагрузки отдель-
ных отраслей народного хозяйства. Они обеспечи-
вают достаточно надежный учет влияния плани-
руемых сдвигов в структуре электропотребления
на конфигурацию графиков нагрузки и особенно-
стей совмещения графиков нагрузки отдельных от-
раслей народного хозяйства. Ввиду сложности
и трудоемкости подобных расчетов их обычно про-
изводят с помощью ЭВМ. Для практических расче-
тов в институте «Энергосетьпроект» разработаны
и используются специальные программы для ЭВМ.
Программами предусмотрены возможности: оп-
ределения графиков нагрузки в зависимости от ожи-
даемой структуры электропотребления как для со-
временной продолжительности рабочего дня и рабо-
чей недели (8 и 41 ч), так и для сокращенной рабо-
чей недели (35 и 30 ч); учета изменения загрузки
ночных и вечерних смен в промышленности, связан-
ных с необходимостью повышения полноты исполь-
зования основных фондов; учета принципиально но-
вых видов потребителей, таких как электромобили,
аккумуляционное электроотопление и электроводо-
подогрев, кондиционирование воздуха и т.п.
На предварительных стадиях проектирования
используются обобщенные характеристики режи-
ма электропотребления, разработанные в институ-
те «Энергосетьпроект». Отклонение результатов
в этом случае по сравнению с детальными расчета-
ми на ЭВМ не превышает +5 %. Использование ме-
тода 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 Лгод;, и коэффициенте годово-
го роста (спада) нагрузки ip (отношение нагрузок
в начале и в конце года).
Для каждой отрасли народного хозяйства уста-
новлены характерные значения продолжительно-
сти использования совмещенной максимальной на-
грузки 7’тах при условии отсутствия роста нагрузки
в течение года (кр =1), которые представлены ниже:
Отрасль Г,па,и’
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 (прочес)............... 5800
Целлюлозно-бумажная и гидролизная..... 7900
Деревообрабатывающая.................. 5600
Текстильная и легкая................... 5900
Пищевая........................... 7000
Цементная.............1................ 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 на-
родного хозяйства и значения продолжительности
использования совмешенного отраслевого макси-
мума нагрузки Tmaxj, можно определить расчетные
максимальные нагрузки отраслей: 1
Р = А /Т
'max/ год/' * max/’
Средневзвешенное значение продолжительно-
сти использования совмещенной максимальной на-
грузки всех отраслей народного хозяйства, за ис-
ключением коммунально-бытового сектора, опре-
деляется по формуле
^тахЕ — ^год/ /^maxr
Максимальная нагрузка коммунально-бытово-
го сектора, как правило, не совпадает по времени
с моментом прохождения максимальных нагрузок
остальных отраслей народного хозяйства. Для уче-
та этого обстоятельства разработаны номограммы,
позволяющие определить значение продолжитель-
ности использования совмещенной максимальной
нагрузки по системе в целом 7’тах с в зависимости
от удельного веса коммунально-бытового электро-
потребления акб в суммарном электропотребле-
нии системы и средневзвешенного значения про-
должительности использования совмещенной мак-
симальной нагрузки остальных отраслей народно-
го хозяйства (рис. 39.13):
С^к.б ~ ^к.б /С^год/ + ^к.б)'
Пример определения Ттахс приведен на
рис. 39.13. При Гтахх - 7400 ч и удельном весе ком-
мунально-бытового электропотребления акб =
= 12 % имеем Ттш1с = 7000 ч. По найденному зна-
чению Гтах с, могут быть определены:
статическая совмещенная максимальная на-
грузка системы (при = 1):
^тах.с(ст) — (^год/ + ^к.б) ^гпах.с’
динамическая годовая, максимальная нагрузка
системы (при ip Ф 1):
^max.cfAi/i/) ~ ^тах.с(ст)' 2ip /(ip + !)•
Значения основных характеристик режима электро-
потребления определяются по кривым рис. 39.14,
где они даны в зависимости от е, а именно:
Рис. 39.13. Зависимость продолжительности использования совмещенной максимальной нагрузки сис-
темы Ущах.,. от удельного веса коммунально-бытового электропотребления ак6 и средневзвешенного
значения продолжительности использования совмещенной максимальной нагрузки остальных отраслей
народного хозяйства ГтЮ[.у;
0,5-
0.4L----------L—
5000 6000
I___________J__________
7000 8000 т „
max,с’4
Рис. 39.14. Зависимость коэффициентов, характе-
ризующих плотность суточных kcyX V Асут.л, ме-
сячных Амес, годовых Аго;1 графиков нагрузки, а
также коэффициентов летнего снижения максиму-
ма нагрузки кл от продолжительности Гтах с ис-
пользования максимальной нагрузки
плотность зимнего Асут 3 и летнего Асугл суточ-
ных графиков нагрузки рабочих дней;
плотность месячного графика суточного элек-
тропотребления Амес для зимнего месяца;
плотность годового графика месячного элек-
тропотребления Агод;
коэффициент летнего снижения максимальной
нагрузки кл.
Соответственно летняя максимальная нагрузка
может быть определена как
Р = Р к
1 тах.л ‘ гпах.сл"
Характерная конфигурация суточного графика
нагрузки рабочего дня для зимы и лета может быть
получена на основе данных о плотности суточных
графиков Асут по их типовым характеристикам.
В табл. 39.6 приведены типовые характеристики
суточных графиков нагрузки для районов Центра
России.
Таблица 39.6. Типовые характеристики
суточных графиков нагрузки зимнего и летнего
рабочих дней в зависимости от их плотности
^сут.з “ и ^сут.л — ^2
Часы суток Ординаты суточного графика, отн.сд.
зимнего летнего
0 1,3*1 - 0,3 1,6*2-0,6
1 2,0*! - 1,0 2,0*2-1,0
2 2,1*! - 1,1 2,2*2-1,2
3 2,2*i^.l,2 2,3*2-1,3
4 2,2*] -1,2 2,3*2-1,3
5 2,1*!-1,1 2,3*2-1,3
' 6 l,9*i-0,9 2,2*2- 1,2
7 l,4*i-0,4 1,6*2-0,6
8 0,7*! + 0,3 1,0*2+ 0,0
9 0,3*! + 0,7 0,2*2 + °>8
10 0,4*! + 0,6 1,0
11 0,7*i + °-3 0,3*2 + °>7
12 0,9*] + 0,1 0,6*2+ 0,4
13 0,8*! +0,2 0,4*2 + О;6
14 0,6*1+0,4 0,2*2 + °>8
15 0,6*1 + °-4 0,4*2+ 0,6
16 0,7*1+0,3 0,7*2 + °>3
17 0,2*1 + °-8 0,4*2 + °,6
18 1,0 0,5*2+ 0,5
19 0,1*] + 0,9 0,6*2+ 0,4
20 0,2*! + 0,8 0,5*2+ 0,5
21 р 0,4*1 + 0,6 0,4*2 + 0,6
22 L- 0,6*1 + °’4 0,3*2 + °-7
23 0,8*! + 0,2 0,9*2+ 0,1
Для построения суточных графиков нагрузки
(зимнего и летнего) по данным табл. 39.6 в зависи-
мости от значений *сутз и *сутл вычисляются на-
грузки каждого часа в относительных единицах.
Полученные значения умножаются на рассчитан-
ные ранее значения зимней (годовой) и летней мак-
симальной нагрузки Ртах.год> Р,гахл.
Годовой график месячных максимумов и ме-
сячный максимум любого ./'-го месяца могут быть
получены по уравнению
Ртах.с/ = ka/<kp + 1)Jt2 +Л(^ * Н/6)] +
+ Z>cos[n(2j - 1)/12],
где j—текущая ордината годового графика с отсче-
том, ведущимся от начала января (для начала января
j — 0; для конца января и начала февраля j = 1; для
конца декабря j = 12); к'^ —коэффициент годового
роста нагрузки, пересчитанный по отношению к оси
косинусоиды годового графика по формуле
Ллах.ГОд-2У<*р+1)-*
Р" ^тах.год ' 2 / (*р + 1) - Ь ’
а ~ ^тах.с^ + ^л) 2> Ь — Г’(пах.г0д к^,!2.
БАЛАНСЫ МОЩНОСТИ И ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
С физико-технических позиций применительно
к ЭЭС необходимо рассматривать два вида баланса.
Первый из них соответствует мгновенному состоя-
нию равновесия ЭЭС под влиянием факторов, ха-
рактеризующих электромеханическое и электро-
магнитное взаимодействие ее элементов. Техниче-
скими параметрами, отражающими это взаимодей-
ствие, являются активные и реактивные мощности.
Поэтому первый вид баланса является балансом ак-
тивной и реактивной мощностей.
Применительно к балансу мощности выделя-
ются эксплуатационная и проектная постановки за-
дачи его анализа. В процессе эксплуатации целью
составления баланса мощности и анализа его со-
ставляющих является проверка достаточности име-
ющихся в системе мощностей (активной и реактив-
ной) для покрытия ее максимальной нагрузки
в суточном, месячном и годовом разрезах.
Аналогичная цель преследуется и составлением
баланса мощности при решении задач перспектив-
ного проектирования. Отличительной чертой здесь
является многовариантность соответствующих рас-
четов, определяемая как различными прогнозами
динамики роста электропотребления, так и различ-
ными стратегиями развития структуры генерирую-
щих мощностей (см. § 39.2). Вместе с тем намечае-
мые решения по обеспечению перспективного при-
роста мощности нагрузки системы за счет сооруже-
ния новых электростанций должны быть увязаны с
возможностями обеспечения как новых, так и суще-
ствующих 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 на-
грузки системы. При наличии в энергосистеме
крупных сезонных потребителей либо электростан-
ций с существенным сезонным изменением распо-
лагаемой мощности (ГЭС, ТЭЦ) производится про-
верка баланса для весенне-летнего периода. Для
энергосистем с большим удельным весом базисных
нерегулируемых электростанций (АЭС) баланс
мощности необходимо составлять и для минималь-
ной нагрузки выходных дней.
Р
резЕ
р
г.расп Е
р
неисп Е
Л.нЕ
Р Р
г.выд £ расп £
Р Р Р
треб! и £ п.расч £( U)
^эксп £ Д £
Рис. 39.15. Составляющие баланса активной мощности
Таблица 39.7. Относительные потери мощности и электроэнергии в сетях различных номинальных
напряжений
Цюм’ 500—750 220—330 110—150 35 6—10 0,4
ДЭс(С)’ % 0,5—1,0 2,5—3,5 3,5—4,5 Л 7 0,5—1,0 2,5—3,5 0,5—1,5
0,7—1,4 3,5—4,8 4,8—6,2 0,7—1,4 3,5-^1,8 0,7—2,1
Общее выражение условия баланса активной
мощности в системе любого иерархического уров-
ня имеет вид
Р — Р
распЕ 1 требЕ’
где левая (приходная) часть отражает суммарную
мощность, которой располагает система для обес-
печения покрытия суммарной мощности, требую-
щейся потребителям в момент прохождения годо-
вого максимума, фигурирующей в правой (расход-
ной) части уравнения баланса. Составляющие при-
ходной и расходной частей баланса активной мощ-
ности схематически показаны на рис. 39.15.
Расходная часть. В зависимости от принадлеж-
ности системы к тому или иному иерархическому
уровню при составлении баланса активной мощно-
сти нагрузка потребителей приводится к той или
иной ступени номинального напряжения и пред-
ставляется в виде некоторой эквивалентной нагруз-
ки на шинах понижающих подстанций. Для район-
ных энергосистем это приведение осуществляется
обычно к шинам 110 кВ, для ОЭС — 220 кВ. Полу-
ченная таким образом эквивалентная нагрузка сис-
темы на рис 39.15 обозначена как суммарная рас-
четная мощность потребителей символом
Дп.раСч.Е(г/)- При приведении к ступени U она опре-
деляется путем суммирования нагрузок потребите-
лей с учетом коэффициентов разновременности
максимумов кр м, соответствующих всем предше-
ствующим (более низким) ступеням напряжения:
А1.расчЕ(17) ~ ^р.м(О^р.м(С/- 1) •••) ^п.тахХ’
где Р„.т!а2 — суммарная максимальная нагрузка
потребителей системы, включая постоянно присое-
диненную нагрузку смежных районов соседних
ЭЭС, за вычетом нагрузки, постоянно присоеди-
ненной к смежным районам других ЭЭС. При пер-
спективном проектировании, когда точные графи-
ки нагрузок отдельных потребителей и их групп,
как правило, неизвестны, используют среднестати-
стические значения коэффициентов разновремен-
ности максимумов [39.13]:
*р.м(10)_ °>6 — 0>8’> ^р.м(35)_ °>8 — 0,85;
Лр.м(11С)= Р,9 — 0,95.
Второй значительной составляющей расходной
части баланса активной мощности являются ее
суммарные потери при передаче и распределении
ДРс£, т.е. потери в линиях и трансформаторах элек-
трических сетей, которые приближенно оценива-
ются как некоторая доля суммарной расчетной на-
грузки системы:
Д^сЕ ~ ^потЕ^*п.расчЕ(б/)>
где *потЕ = Z^noT(t') — эквивалентный коэффи-
циент, учитывающий потери в сетях всех номи-
нальных напряжений в данной ЭЭС.
Значения £П0Т(у) = △^эс(С/) в процентах от
^п.расчЕ(С) представлены в табл. 39.7 в соответствии
с данными [39.14].
Суммарная эквивалентная нагрузка системы
в соответствии со схемой рис. 39.15
^иЕ — ^п.расчЕ)!/) + Д^сЕ’
Последняя составляющая расходной части ба-
ланса — экспортируемая мощность Д,ксп£ — пред-
ставляет собой мощность, выдаваемую в режиме
максимальной нагрузки в соседние энергосистемы
того же самого иерархического уровня по межсис-
темным связям. Ее значение определяется из усло-
вий обеспечения баланса активной мощности в
энергообъединении более высокого уровня.
Потребная мощность, которую должны обеспе-
чить источники питания рассматриваемой систе-
мы, в итоге составит
^требЕ — ^нЕ + ^экспЕ’
Приходная часть. Фундаментальной характе-
ристикой ЭЭС любого иерархического уровня яв-
ляется суммарная установленная мощность генера-
торов электростанций Руст£, под которой понима-
ется сумма их номинальных мощностей Ргцом:
^устХ = г.пом// ~ Х^уст/
< ./
(/ = 1, k\i- 1,л),
где л — число генераторову-й электростанции; к —
число электростанций системы; PyCTj — установ-
ленная мощность J-й станции, •
Суммарная располагаемая мощность генерато-
ров системы меньше установленной на значение
резервной и неиспользуемой мощности:
^'г.расп! — ^уст£ — ^’резЕ + ^неиспх)-
Суммарная необходимая резервная мощность
(Дремх) предназначена для обеспечения проведе-
ния плановых ремонтов основного оборудования
электростанций, а также для покрытия дефицитов
мощности в системе, связанных с аварийными от-
ключениями генераторов и непредвиденным уве-
личением нагрузки по сравнению с прогнозируе-
мым значением (так называемый оперативный ре-
зеРвЛ>пер2):
^резЕ ^ремЕ + ^оперЕ*
Мощность, необходимая для проведения теку-
щих ремонтов в период прохождения максимума
нагрузки, для энергосистем с преобладанием КЭС
и АЭС приближенно оценивается в 4—6 % от Ру^.
Капитальные и средние ремонты выполняются
в летний период, т.е. когда имеет место провал
в графике месячных максимальных нагрузок энер-
госистем (см. рис. 39.12). Как правило, площадь
этого провала является достаточной для выполне-
ния указанных видов ремонтов с учетом их норма-
тивной длительности (см. § 39.5). В этом случае до-
полнительного резерва для капитальных и средних
ремонтов не предусматривается.
Оптимальный оперативный резерв для каждой
конкретной энергосистемы определяется на основе
минимизации функции затрат, составляющими ко-
торой являются затраты на дополнительную ре-
зервную мощность и вероятный ущерб от недоот-
пуска электроэнергии потребителям (см. § 39.5).
Значение этого резерва для современных энерго-
систем России лежит в диапазоне 5—10 % от РуСТ-^,
причем меньшая цифра соответствует более круп-
ным ЭЭС. Таким образом, суммарную резервную
мощность можно представить как некоторую долю
установленной мощности системы:
Р — Г Р + k Р _ ь р
‘ резЕ рем J устЕ опер г устХ Лрез 1 устЕ>
где Лрез = Лрем + Лопер — доля установленной мощ-
ности системы, предназначенная для ремонтного
и оперативного резерва.
Аналогичным образом представляется и неис-
пользуемая часть установленной мощности:
Р - к Р
1 неиспЕ Лпеисп‘ устЕ‘
Причинами неиспользования мощности явля-
ются, во-первых, наличие в системе агрегатов, ко-
торые к моменту прохождения годового максиму-
ма еще не полностью освоены в эксплуатации и па-
раметры которых не соответствуют номинальным
значениям. Кроме того, могут существовать вре-
менные ограничения выдачи мощности некоторых
электростанций из-за недостаточной пропускной
способности их связей с системой или из-за дефи-
цита энергоносителей (например, на ГЭС в мало-
водный год). Еще одной причиной может явиться
наличие так называемой «свободной» мощности
на ГЭС, выполняющих в системе функцию пико-
вых электростанций. Эта мощность определяется в
результате «вписывания» ГЭС в суммарный график
нагрузки системы и определения их участия в по-
крытии максимума с учетом размещаемой на них
доли оперативного резерва. В целом неиспользуе-
мая мощность обычно не превышает 1 % от Ру^-
В соответствии со схемой рис. 39.15 располагае-
мая мощность генераторов системы, остающаяся по-
сле вычитания резервной и неиспользуемой мощно-
сти, должна быть дополнительно уменьшена на сум-
марную нагрузку собственных нужд электростанций
Р пЕ- Значение этой нагрузки приближенно оцени-
вается в процентах от установленной мощности
электростанции и зависит от типа станции и вида ис-
пользуемого топлива (табл. 39.8). Для ГЭС мощно-
стью до 200 МВт она составляет 2—3 %, свыше
200 МВт — 0,5—1 % [39.13]. Таким образом, для
любой у-й электростанции PQ nj = kC Hj PycTj, при этом
^с.нЕ — Е ^слу^усту — ^с.н ^устХ (7 — 1 > • •, Л),
J
где Лсп — эквивалентный коэффициент, опреде-
ляющий 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 со-
ставляющих будет
^г.выдХ — ^г.распЕ — ^с.иЕ ~
~ ^устЕ — (^резЕ + ^неиспЕ + ^с.пе) —
— О ~ ^"рез — ^леисп ~ ^с.н^устЕ — устЕ’
Таблица 39.8. Максимальная нагрузка
собственных иужд электростанций
Тип станции Вид топлива ЛмЛ»
ТЭЦ Уголь 8—14
Газ, мазут 5—7
КЭС Уголь 6—8
Газ, мазут 3—5
АЭС Ядсриое 5—8
где кг — коэффициент, определяющий долю мощ-
ности, выдаваемой в сеть электростанциями, по от-
ношению к суммарной установленной мощности.
С учетом приведенных выше диапазонов значений
коэффициентов Арез, ^11еисп, кс„ значение кг лежит в
пределах 0,8—0,85, т.е. 15—20 % установленной
мощности не участвует в покрытии суммарной на-
грузки потребителей системы.
Полная располагаемая мощность системы
РраспЕ складывается из мощности, выдаваемой соб-
ственными генераторами и импортируемой из со-
седних энергосистем:
Р = Р 4- Р
распХ 7 г.выдЕ импЕ’
Последняя составляющая определяется анало-
гично экспортируемой мощности.
Разность между суммарной потребностью
энергосистемы в мощности и суммарной возмож-
ной к использованию в балансе мощности ее элек-
тростанций (с учетом экспорта и импорта) пред-
ставляет собой дефицит или избыток мощности
в системе. Баланс мощности считается удовлетво-
рительным, если отклонение приходной части ба-
ланса от расходной не превышает половины мощ-
ности наиболее крупного агрегата [39.13]. В случае
наличия дефицита необходима корректировка пла-
нов развития генерирующих мощностей.
Баланс реактивной мощности. Общее по-
требление реактивной мощности в ЭЭС складыва-
ется из двух компонентов — реактивной нагрузки
потребителей и потерь реактивной мощности в ли-
ниях и трансформаторах электрических сетей.
В современных условиях для сетей с номинальным
напряжением 35 кВ и выше общее потребление ре-
активной мощности приближенно оценивается
в размере 1 квар на 1 кВт суммарной активной на-
грузки Рн2. При этом доля потерь реактивной мощ-
ности в общем потреблении составляет 30—50 % в
зависимости от характеристик потребителей, числа
ступеней трансформации и протяженности сетей.
Располагаемая реактивная мощность генерато-
ров электростанций составляет 0,5—0,75 квар на
1 кВт установленной мощности, т.е. недостаточна
для покрытия общей потребности ЭЭС в реактив-
ной мощности. В связи с этим возникает необходи-
мость установки в ЭЭС дополнительных источни-
ков реактивной мощности (ИРМ), которые обеспе-
чивают компенсацию избыточной реактивной на-
грузки системы, поэтому их часто называют «ком-
пенсирующими устройствами». Установка ИРМ
непосредственно у потребителей улучшает техни-
ко-экономические показатели системы электро-
снабжения, так как при этом уменьшаются потоки
реактивной мощности во всех элементах сети от ис-
точников питания до потребителей, что приводит,
в свою очередь, к снижению годовых потерь элек-
троэнергии и, следовательно, к уменьшению затрат
на их возмещение.
В электрических сетях 35 кВ и выше передача
реактивной мощности частично определяет сте-
пень падения напряжения в элементах сети и тем
самым оказывает влияние на условия регулирова-
ния напряжения. Кроме того, в сетях 220 кВ и выше
с достаточно протяженными и сильно загруженны-
ми линиями обеспечение баланса реактивной мощ-
ности является одним из важных условий гарантии
статической устойчивости ЭЭС в нормальных и по-
слеаварийных режимах. Поэтому анализ условий
обеспечения баланса реактивной мощности являет^
ся важной задачей как в эксплуатации, так и при
проектировании ЭЭС.
В последнем случае баланс реактивной мощно-
сти составляется в два этапа. На первом (предвари-
тельном) этапе общее потребление реактивной
мощности определяется исходя из достаточно при-
ближенной оценки ее потерь в сетях при прохожде-
нии абсолютного годового максимума нагрузки.
Сопоставление потребной и располагаемой реак-
тивных мощностей позволяет выявить минимально
необходимую по условиям баланса потребность
в дополнительных источниках реактивной мощно-
сти и осуществить их расстановку в узлах системы,
прежде всего исходя из технических соображений.
Вместе с тем удовлетворение лишь условий ба-
ланса реактивной мощности не отвечает критерию
максимальной экономической эффективности
функционирования системы. Экономически целе-
сообразная мощность компенсирующих устройств,
как правило, превышает их мощность, необходи-
мую по техническим ограничениям. В современ-
ных условиях считается целесообразным доведе-
ние 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 per
активной мощности.
Ниже рассматриваются составляющие приход-
ной и расходной частей баланса, которые определя-
ются на первом этапе. Эти составляющие схемати-
чески показаны на рис. 39.16. Общее выражение
ОустЕ
Ц>езЕ
О’.расп Е
Ос.нЕ
О'.выдЕ
^неиспЕ
^ИРМустЕ
ОшпЕ
Ц>аспЕ
Огреб Е Ot Е
ОэкспЕ
0i.pac4E(Q
ДбсЕ
Рис. 39.16. Составляющие баланса реактивной мощности
для условия баланса реактивной мощности анало-
гично условию для активных мощностей: > s
браспХ ~ бтребХ’
Расходная часть. Суммарная реактивная на-
грузка ЭЭС 2пх включает в себя расчетную нагруз-
ку потребителей Qn расч5/ и потери в сетях Д£?се> т.е.
бнЕ — бп.расчЕ + △СсЕ'
Расчетная реактивная нагрузка потребителей,
приведенная к той же ступени напряжения, что
и активная нагрузка, определяется по усредненным
значениям tg <рл ep((_/j в соответствии с выражением
бп.расчЕ(бТ) — ^п.расч£(и) ^8 Фп.ср(Ц)’
где значение tg <рп ср(ц) берется в соответствии с
рекомендациями [39.13] с учетом компенсирую-
щих устройств, установленных у потребителей,
а также потерь в сетях предшествующих ступеней
напряжения. Для шин напряжением 6—10 кВ по-
нижающих подстанций это значение принимается
равным 0,4 (cos<pncp = 0,93), для шин 35, НО 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 включа-
ют две компоненты:
дСс£ = д6г£ + д2л£>
где — суммарные потери в трансформатор-
ном оборудовании подстанций сети; Дбл£ — сум-
марные потери в линиях электропередачи.
В электрических сетях с 17ном < 220 кВ основ-
ным типом подстанций являются подстанции с
двухобмоточными трансформаторами, для кото-
рых при числе параллельно включенных трансфор-
маторов пт = 2 и коэффициенте аварийной пере-
грузки 1,4 потери реактивной мощности прибли-
женно оцениваются в размере 10 % от полной мощ-
ности нагрузки подстанции Sn [39.14], т.е.
Д(2Т» 0,15н.
Потери реактивной мощности в подстанциях
с автотрансформаторами зависят от класса напря-
жения, соотношения нагрузок на шинах СН (сред-
него напряжения) и НН (низкого напряжения) и ко-
эффициента загрузки обмотки ВН (высокого на-
пряжения). Для их приближенного определения
служат графические зависимости в [39.13]. Вместе
с тем для подстанций с автотрансформаторами
220/110 кВ с некоторым запасом можно использо-
вать ту же оценку, что и для подстанций с двухоб-
моточными трансформаторами.
Мощность нагрузки i-й подстанции на пути
от источника питания проходит не через одну, а че-
рез несколько трансформаций. Если считать, что
на каждой из них теряются 10 % от полной мощно-
сти этой нагрузки, то можно оценить суммарные
потери реактивной мощности в подстанциях сетей
17ном < 220 кВ следующим образом:
△Сте= 0,1
где /л,- — число трансформаций нагрузки i-й под-
станции на пути от источника питания до ее шин НН.
Вторая составляющая суммарных потерь реак-
тивной мощности — потери в линиях электропере-
дачи — также зависит от полных мощностей, кото-
рые протекают в продольных ветвях их схем заме-
щения. Для одноцепной линии длиной Ly, вклю-
ченной между узлами i и j, потери реактивной мощ-
ности составляют
△блу “ (SiJ/UnoJ)2x0ijLij ~ ^QnOijLij-
1Де хОу — удельное реактивное сопротивление;
ДблОу — удельные потери реактивной мощности.
В свою очередь зарядная мощность такой линии
Qctj * Uuom ЬЫ^1Г= Qc<)ijLij-
где ЬОу — удельная емкостная проводимость;
QcOij — удельная зарядная мощность.
Соотношение между txQn и Qc зависит от зна-
чения отношения передаваемой активной мощно-
сти к натуральной (Р* = Р/Р]1ат). Значение разности
между зарядной мощностью и потерями, отнесен-
ное к зарядной мощности, определяется через Р,
следующим образом [39.14]:
де.у=(Ссу-делу)/Ссу»1 -W2
Зависимость Л(2»у = представлена на
рис. 39.17. При известном значении Дб*,у потери
Рис. 39.17. Приближенное соотношение между из-
бытком (дефицитом) реактивной мощности в ли-
нии и передаваемой по ней активной мощностью
реактивной мощности в линии находятся по выра-
жению
^Qnij = (1 - Дб*,у) Qcoij Lij
с использованием усредненных значении Qco 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, необхо-
димо просуммировать результаты их определения
для отдельных линий по алгоритму, рассмотренно-
му выше.
Последняя составляющая расходной части ба-
ланса — экспортируемая реактивная мощность
бэкспЕ — находится в соответствии с определенной
при составлении баланса активной мощностью
Рэкспе и с учетом коэффициента мощности cos<p3KCn,
который для межсистемных связей 35—220 кВ при-
нимается равным 0,9—0,95, а для линий более высо-
ких напряжений 0,95—1,0 [39.13]. При этом
бэкспЕ ~ ЛмсспЕ ^Фэксп"
Таким образом, суммарная потребная реактив-
ная мощность в соответствии с рис. 39.16
бтребЕ ~ б,,т + бэкспЕ ~
~~ бп.расчЕ + △бтЕ △блЕ + бэкспЕ’
Приходная часть. Возможности выдачи реак-
тивной мощности генераторами электростанций
при составлении баланса учитываются в соответст-
вии с их номинальными коэффициентами мощно-
сти cos<prl[OM, которые для агрегатов ГЭС и ТЭЦ со-
ставляют 0,8—0,85, а для агрегатов КЭС и АЭС
0,85—0,9. При этом установленная реактивная
мощность генераторов системы определяется как
бустЕ ХХ^Г.НОКЧу^^Г.НОМу
J ‘
О>’1, и),
где символы i, j, к, п имеют тот же смысл, что и в
формуле для РустХ.
Значения неиспользуемой биеиспЕ и резервной
брезЕ мощностей вычисляются по найденным при
составлении баланса активных мощностей значе-
ниям Рпеисп£, ГрезЕ и номинальным коэффициен-
там мощности соответствующих генераторов. При
этом располагаемая реактивная мощность электро-
станций системы •''
бг.распЕ ~ бустЕ — (брезЕ + биеиспЕ)’
Реактивная мощность, необходимая для работы
установок собственных нужд электростанций, оце-
нивается в соответствии с коэффициентом мощь
.пости cos<pCH = 0,7 [39.13], чему соответствует
Wc.li = 1.02, т.е.
бс.пЕ — ^с.иЕ Igfl'c.u а ^с.иЕ’
Выдаваемая генераторами в сеть реактивная
мощность
бг.выдЕ — бг.распЕ — бслЕ’
В отличие от баланса активной мощности пол-
ная располагаемая реактивная мощность содержит
дополнительно две составляющие — суммарную
зарядную мощность линий 2се и мощность уста-
новленных ИРМ бирМустЕ’ которые учитывались
при определении бп.расчЕ:
браспЕ — бг.выдЕ + бимпЕ + бсЕ + бирМустЕ’
Импортируемая мощность оценивается анало-
гично экспортируемой, а зарядная мощность —
по усредненным значениям Qc0. В результате со-
поставления браспЕ и бтребЕ определяется необхо-
димость установки дополнительных ИРМ, мощь
ность которых
бйРМдопЕ “ бтребЕ — браспЕ’
Баланс электроэнергии. Баланс электроэнер-
гии ЭЭС составляется:
для проверки возможности выработки требуе-
мого количества электроэнергии в течение года
электростанциями, учтенными в балансе мощности;
для определения потребности ЭЭС в энергоре-
сурсах (топливе различных видов);
для определения обменных потоков энергии
между ЭЭС.
Расходная часть баланса складывается из сум-
марного электропотребления данной ЭЭС (с уче-
том собственных нужд электростанций и потерь
в сетях), расхода энергии на заряд гидроаккумули-
рующих электростанций (ГАЭС) и других аккуму-
лирующих электростанций (с учетом их использо-
вания в режимах разряда и КПД) и планируемой пе-
редачи электроэнергии в другие ЭЭС.
Приходная часть баланса включает в себя вы-
работку 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 мало-
водного года 95 %-ной обеспеченности выработки.
Распределение годовой выработки электроэнер-
гии между ТЭС производится, исходя из их эконо-
мичности, обеспеченности энергоресурсами, стои-
мости различных видов топлива и маневренных ха-
рактеристик оборудования. Обычно для этого нахо-
дится распределение суточной выработки между
электростанциями (см. § 39.4) для характерных су-
ток различных сезонов — зимы, лета и периода па-
водка — и оценивается длительность сезонов. Для
приближенных расчетов выработка электроэнергии
отдельными типами электростанций может оцени-
ваться по годовым числам часов использования их
установленной мощности (см. табл. 39.3).
Баланс считается удовлетворительным, если
число часов использования среднегодовой распола-
гаемой мощности ТЭС в среднем не превышает
6500. При получающихся малых числах часов ис-
пользования необходимо предусматривать меро-
приятия по разгрузке электростанций или по пере-
даче избытков электроэнергии в другие ЭЭС.
КАЧЕСТВО ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Качество электроэнергии (КЭ) — это совокуп-
ность ее свойств, определяющих воздействие на
электрооборудование, приборы и аппараты и оце-
ниваемых показателями качества электроэнергии
(ПКЭ), численно характеризующими напряжение
в электрической сети по частоте, действующему
значению, форме кривой, симметрии и импульс-
ным помехам.
Перечень ПКЭ, их нормативные значения, кри-
терии оценки и методы измерений установлены
ГОСТ 13109—97 «Электрическая энергия. Совмес-
тимость технических средств электромагнитная.
Нормы качества электрической энергии в системах
электроснабжения общего назначения» [39.15].
Этот ГОСТ является межгосударственным
стандартом, действующим в рамках СНГ. В между-
народной практике ПКЭ оцениваются с позиций
электромагнитной совместимости (ЭМС) техниче-
ских средств. Под ЭМС понимается способность
электрооборудования, аппаратов и приборов нор-
мально функпионировать в данной электромагнит-
ной среде, не подвергаясь воздействию электромаг-
нитных помех и не внося таковых в эту среду.
К электромагнитным помехам (ЭМП) относят-
ся любые электромагнитные явления, которые мо-
гут ухудшать качество функционирования техни-
ческих средств, а также биологических объектов.
К ЭМП относятся: излучаемые помехи, распро-
страняющиеся в пространстве в форме высокочас-
тотного 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 стан-
дартом, введенным Международной электротехниче-
ской комиссией (МЭК), адекватны по физическому
смыслу, номенклатуре и допустимым значениям.
Таким образом, допустимые значения ПКЭ ха-
рактеризуют ту кондуктивную электромагнитную
среду (электрическую сеть), в которой электрообо-
рудование должно функционировать нормально.
При этом электрооборудование должно обладать
определенной помехоустойчивостью, уровень ко-
торой должен быть выше допустимых значений
ПКЭ в сети. Помехоустойчивость — это способ-
ность технических средств нормально функциони-
ровать при воздействии на них ЭМП (искажений
напряжения), не превышающих заданных стандар-
том значений.
Источником ЭМП в электрической сети являет-
ся ее электрооборудование. Следовательно, для
обеспечения КЭ (или ЭМС) необходимо ввести ог-
раничения и на уровень помех, вносимых этим
электрооборудованием в электрическую сеть. Это
требование регламентируется нормативными доку-
ментами, определяющими технические характери-
стики оборудования.
Номенклатура ПКЭ, установленная ГОСТ
13109—97, включает следующие показатели:
установившееся отклонение напряжения 8С7у, %;
размах изменения напряжения 81/,, %;
доза фликера Pt, отн. ед.;
коэффициент искажения синусоидальности
кривой напряжения Ку, %;
коэффициент л-й гармонической составляю-
щей напряжения Куупу, %;
коэффициент несимметрии напряжения по об-
ратной последовательности К2у, %;
коэффициент несимметрии напряжения по ну-
левой последовательности К^у, %;
отклонение частоты А/, Гц;
длительность провала напряжения Atn, с;
коэффициент временного перенапряжения
*гтер<7> °™- ед.;
импульсное напряжение 6/имп, кВ.
Все ПКЭ можно разделить на нормируемые и не-
нормируемые. К нормируемым ПКЭ относятся: 8t/y,
8t/z, Pt, Ки, Ку(п}, К2и, Кои, А/, Д1П. К иенормируе-
мым ПКЭ относятся £nepiy, С/имп. Провалы напряже-
ния нормируются только по длительности и не нор-
мируются по глубине. На нормируемые ПКЭ уста-
новлены нормально и предельно допустимые значе-
ния. Для дозы фликера, размахов изменения напря-
жения и длительности провалов напряжения уста-
новлены только предельно допустимые значения.
Нормально и предельно допустимые значения
для Ку и Ку(пу установлены в зависимости от номи-
нального напряжения электрической сети: 0,38; 6—
20; 35; ПО—330 кВ.
Кроме того, ГОСТ 13109—97 установлена но-
менклатура вспомогательных параметров электри-
ческой энергии, которые используются при опреде-
лении значений некоторых ПКЭ. Вспомогательные
параметры не нормируются. К ним относятся:
для оценки колебаний напряжения — частота
повторений изменений напряжения F§y и интер-
вал между изменениями напряжения Д1(-;
для оценки провалов напряжения — глубина
провала напряжения 8[/„ и частость появления про-
валов напряжения Fn;
для оценки импульсов напряжения — длитель-
ность 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 обя-
зательными во всех режимах работы систем электро-
снабжения общего назначения, кроме режимов, обу-
словленных непредвиденными обстоятельствами.
Такие ПКЭ, как 8С/у, 8Ц, Рt, Ку, Куу^, К2у, К$у,
bf, применяются для характеристики стационар-
ных, относительно длительных процессов в элек-
трической сети, а такие, как провалы напряжения,
временные перенапряжения, импульсы, — для
характеристик кратковременных процессов, возни-
кающих в сети в результате коммутаций, атмосфер-
ных перенапряжений.
Отклонение напряжения — это изменение на-
пряжения по отношению к номинальному значе-
нию в определенной точке (узле) сети в установив-
шемся режиме под влиянием изменяющейся на-
грузки и (или) работы устройств регулирования на-
пряжения, выраженное в процентах:
8[/у = Uy U'l°^ 100 .
Отклонения напряжения связаны с изменением
баланса реактивной мощности. На рис. 39.18
приведен пример отклонений напряжения
81/у<8[/", вызванных увеличением нагрузки
на ДР + jLQ на приемном кОнДе Линии, когда
Р'+jQ'<Р"+jQ"
Рис. 39.18. Отклонение напряжении, вызванное
изменением нагрузки на приемном конце линии .
И00.
81/, =
Размах изменения напряжения &Jt и доза фли-
кера Pt характеризуют колебания напряжения,
к которым относятся быстрые изменения огибаю-
щей действующего (амплитудного) значения на-
пряжения в результате изменений резкоперемен-
ной нагрузки. К колебаниям напряжения относятся
изменения напряжения с частотой от одного
за 10 мин до 2 тыс. за 1 мин с амплитудой (разма-
хом) до 10 % от номинального напряжения.
Размах изменения напряжения — это разница
между значениями следующих один за другим экс-
тремумов огибающей напряжения основной часто-
ты, определенных на каждом полупериоде, выра-
женная в процентах от номинального напряжения:
Ц1 ~ 4t2
41ОМ
На рис. 39.19 приведен пример колебаний на-
пряжения и их характеристики, иллюстрирующие
размах 8Ц, и интервал между смежными колеба-
ниями Д/(..
Фликер (от англ, flicker — мерцание) — это
субъективное восприятие человеком колебаний
светового потока искусственных источников осве-
щения, вызванных колебаниями напряжения
в электрической сети, питающей эти источники.
Доза фликера — мера восприимчивости челове-
ка к воздействию фликера за установленный проме-
жуток времени. Доза фликера для колебаний произ-
вольной формы может быть измерена только специ-
альным прибором — фликерметром, представляю-
щим собой аналоговую или цифровую модель сис-
темы «источник света — п*аз — мозг». Доза флике-
ра является безразмерной величиной и нормируется
для интервала, равного 10 мин (кратковременная
доза Рй) и 120 мин (длительная доза PLt). Индексы
«57» и «Lt» от англ, short time — кратковременная
и long time — длительная соответственно.
Коэффициент искажения синусоидальности
кривой напряжения характеризует отклонение фор-
мы кривой от синусоидальной, которое вызвано на-
личием нелинейных элементов в электрической се-
ти. Таковыми могут быть такие электроприемники
(ЭП), как преобразователи, дуговые сталеплавиль-
ные печи и др., а также элементы электропередачи,
например малонагруженные трансформаторы. Ток,
потребляемый такими ЭП, имеет несинусоидаль-
ную форму и содержит высшие гармоники (ВГ), как
правило, кратные основной частоте сети. Под воз-
действием токов ВГ, протекающих по сети, проис-
ходит падение напряжения, форма которого повто-
ряет форму тока, чем и обусловлены искажения
Рис. 39.20. Искажения формы кривой напряже-
ния:
а — кривая, содержащая первую и и-ю гармоники;
б — кривая, содержащая первую и пятую гармоники
формы напряжения. На рис. 39.20 приведены при-
меры искажения формы кривой напряжения.
Коэффициент искажения синусоидальности
кривой напряжения в процентах выражаетеся как
40 ,
— * к = 2
V *“ тт
,У(1)
100,
где п = 2—40 — порядок кратных гармоник, учиты-
ваемых при расчете K(j, — действующее значе-
ние напряжения и-й гармоники, В; — дейст-
вующее значение напряжения основной частоты, В.
Коэффициент п-й гармонической составляю-
щей напряжения характеризует каждую из учиты-
ваемых гармоник напряжения в процентах по отно-
шению к основной (первой) гармонике:
U,,
Коэффициент несимметрии напряжения по об-
ратной Kw и нулевой KGU последовательностям ха-
рактеризует трехфазную систему напряжений ос-
новной частоты по отклонению фазных (междуфаз-
ных) напряжений от симметрии, т.е. равенства дей-
ствующих значений напряжений в трех фазах сети
и относительного углового сдвига (фазы) между ни-
ми. Несимметрия напряжения возникает, например,
под влиянием несимметричной нагрузки, т.е. на-
грузки, мощности которой в каждой фазе различны.
Несимметрия напряжения определяется систе-
мой составляющих его прямой, обратной и нулевой
последовательностей так, что если известны фаз-
ные (междуфазные) напряжения Ua, U^, Uc, то
• 1 • • • 2 * •
С/1 = ~(Ua + aUt, + a t/c) —напряжение пря-
мой последовательности;
1 . 2-
С72 = -(С7а + а иЬ + а^с) — напряжение об-
ратной последовательности;
t/3 = ^(Ua + + Uc) — напряжение нулевой
последовательности,
/120°
где а = eJ
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 С/пом с последующим его восстановлением
до значений, равных или близких к первоначально-
му, в результате действия средств защиты и автома-
тики, установленных в сети. Одной из наиболее
распространенных причин возникновения прова-
Рис. 39.21. Несимметричная система векторов напряжения (а) и ее составляющие: прямой (б), обратной
(в) и нулевой (г) последовательностей
Рис. 39.22. Провал напряжения и его характери-
стики
лов являются короткие замыкания (КЗ) в системе
электроснабжения. Провалы напряжения характе-
ризуются глубиной 8[7П и длительностью Atn
(рис. 39.22).
Глубина провала в процентах в данной точке
сети зависит от нагрузки сети, ее топологии в пери-
од провала, характеристик и расположения средств
защиты. Как следует из рис. 39.22,
U -U
81/п = ---—100.
^пом
Длительность провала напряжения определяет-
ся суммарным временем срабатывания средств за-
шиты и автоматики, под действием которых напря-
жение может восстановиться до первоначального
значения.
Отклонение частоты — это ее изменение
в ЭЭС в целом в результате изменения частоты
вращения оборотов синхронных генераторов элек-
тростанций, происходящего под воздействием мед-
ленного изменения баланса активной мощности,
выдаваемой генераторами электростанций и по-
требляемой нагрузкой ЭЭС.
На рис. 39.23, отображающем статические ха-
рактеристики генераторов электростанций и обоб-
щенной нагрузки, показана точка их пересечения,
в которой при установившемся балансе активной
мощности частота /=.^ом - 50 Гц. При снижении
нагрузки (пунктирная прямая) избыточная мощ-
ность генераторов приводит к увеличению частоты
(рис. 39.23, а) до значения, равного/j, при котором
отклонение частоты составляет ДЛ= Г, - > 0.
При увеличении нагрузки (рис. 39.23, б) ее ха-
рактеристика перемещается вверх и устанавливается
новая частота так, что △/=_/] < 0, при которой
частота вращения генераторов меньше синхронной.
Временные перенапряжения — это повышения
напряжения в точке электрической сети выше
1,ШП0М продолжительностью более Юме, возни-
кающие в системах электроснабжения при комму-
тациях или коротких замыканиях за счет энергии,
накопленной в индуктивных или емкостных эле-
Рис. 39.23. Изменение частоты при
снижении (а) и при увеличении (б)
нагрузки в системе
а)
б)
Рис. 39.24. Временное перенапряжение и его
характеристи ки
Таблипа 39.9. Значения коэффициентов
временного перенапряжения AIltp[ в зависимости
от его длительности Afntце-
A/irepl/> с < 1 <20 <60
^„ерО отн.сд. 1,47 1,31 1,15
ментах. Такие перенапряжения носят кратковре-
менный характер, определяемый длительностью
процесса. Значение этого ПКЭ оценивается коэф-
фициентом временного , перенапряжения Х7перд/
и его длительностью KtnepU, как показано на
рис. 39.24:
где t7max — максимальное амплитудное значение
напряжения.
Возможные значения коэффициента времен-
ного перенапряжения в точках присоединения
электрической сети общего назначения в зависимо-
сти от длительности перенапряжения приведены
в табл. 39.9. В среднем за год в точке присоедине-
ния возможны около 30 таких перенапряжений.
Импульс напряжения — это резкое изменение
напряжения в точке электрической сети, за кото-
рым следует восстановление напряжения до перво-
начального или близкого к нему уровня за проме-
жуток времени от десятков микросекунд до не-
скольких миллисекунд. Причиной импульсов мо-
гут быть грозовые явления, например, разряд мол-
нии на воздушную линию электропередачи или
коммутации в системе электроснабжения.
Импульсы напряжения характеризуются ам-
плитудой 17имп а и длительностью Д/|1м„ и Дгимп0>5
(рис. 39.25). Амплитуда импульса измеряется в ки-
ловольтах. Импульс существенно затухает по мере
удаления от точки сети, где он возник. Импульсы
напряжения различают по длительности их фрон-
тов. 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 характе-
ристики
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 длительно-
сти до 5 мс в сетях различного напряжения.
Суммирование ПКЭ. ПКЭ 6t/y, 5Ц, Рр Ку,
Кщ„у Д0С/ характеризуют влияние электро-
приемников потребителя на качество электроэнер-
гии в рассматриваемом узле системы. Значение
ПКЭ в Z-м узле определяется токами искажении /у,
создаваемыми потребителями во всех узлах так,
что искажающее напряжение в г-м узле Ц равно
векторной сумме падений напряжения от этих то-
ков на собственных Z~ и взаимных Z.. сопротив-
лениях, присоединенных к г-му узлу:
т .
ьи: = гг..+ У LZ...
< '«“п J—IJ
j*i
Первое слагаемое этого выражения представля-
ет собой искажение напряжения, вызываемое источ-
ником конкретного вида (источник несинусоидаль-
пости, несимметрии и т.п.). Второе слагаемое —
сумма искажений, вносимых в данный z-й узел ис-
точниками того же вида, установленными в j'-x уз-
лах сети. При этом следует иметь в виду, что каждое
из сопротивлений Z(.(. и Z. . имеют разные значения
в зависимости от тока искажений, Т.е. для токов и-й
гармонической, обратной и нулевой последова-
тельностей.
ГОСТ 13109—97 устанавливает допустимые
значения по ПКЭ в точках общего присоединения
(ТОП) по суммарному искажению напряжения. Для
выполнения этого требования необходимо обеспе-
чить условия, при которых векторная сумма иска-
жений по каждому из ПКЭ в отдельности не превы-
шала бы допустимых значений. Таким образом, до-
ля каждого источника должна быть меньше допус-
тимого значения ПКЭ. Эта доля называется вкла-
дом источника искажений. Для обеспечения КЭ
в ТОП каждому потребителю, присоединенному
в этой точке, устанавливается допустимый вклад,
который определяется расчетным методом и поэто-
му называется допустимым расчетным вкладом
(ДРВ). Этот вклад вносится в договор на электро-
снабжение между энергоснабжающей организаци-
ей и потребителем. Методика определения ДРВ из-
ложена в «Правилах присоединения потребителя
к сети общего назначения по условиям влияния
на качество электроэнергии» [39.16].
На основании проанализированных функций
распределения для каждого из ПКЭ установлен меха-
низм суммирования вкладов источников искажения.
Коэффициенты несимметрии напряжения, рас-
пределяющиеся случайным образом, суммируются
в квадратуре:
K2V~ , K0U~ ^K0UJ-
Колебания напряжения, создающие фликер, не
являются векторными величинами. Их воздействие
нормируется как накапливающееся влиянир энер-
гии светового потока. Поэтому воздействие источ-
ников колебаний напряжений суммируется ариф-
метически. ,
Правила суммирования высших гармоник, ге-
нерируемых преобразователями, установлены на
основе экспериментальных исследований в зависи-
мости от порядка гармоники:
для 3,5,7-й гармоник — арифметически, т.е. так,
что для кривой, содержащей 3, 5 и 7-ю гармоники,
I 2 2 2
= + (S*(5V) ;
, j - j j
я = 1;
для 11 -й и 13-й гармоник — в степени 1,4
Г? 14 \2/1,4 Z \2/1,4
WM'iJ +^(Гз)/ ;й=1>4;
для остальных гармоник — во 2-й степени,
[40
Чп = 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 б-пульсных преобразователей, которые ге-
нерируют нечетные гармоники, начиная с 5-й,
о=1,3. Для 12-пульсных, которые генерируют не-
четные гармоники, начиная с 11-й, а = 1,6. Для ос-
тальных типов нелинейных электроприемников (ду-
говые печи, сварочное оборудование и др.) принима-
ют о = 2. Для потребителей со смешанным составом
электроприемпиков о = 1,3<Z6 + l,6d|2 + 2<7пр,тде d6,
^12< *4тр — соответственно доли мощности 6- и
12-пульспых преобразователей и прочих ЭП.
Оценка ПКЭ и методы контроля. Для опреде-
ления соответствия значений ПКЭ требованиям
ГОСТ 13109—97 проводят их измерения и стати-
стическую обработку. Для всех нормируемых ПКЭ
минимальный расчетный период составляет 24 ч.
Рекомендуемая общая продолжительность непре-
рывных измерений составляет 7 сут, включая и вы-
ходные дни. Оценку ненормируемых ПКЭ (прова-
лов, перенапряжений, импульсов) проводят по ре-
зультатам длительных наблюдений и их регистра-
ции с помощью специализированных средств изме-
рения (СИ).
Сущность статистической обработки результа-
тов измерения нормируемых ПКЭ состоит в по-
строении функции распределения ПКЭ. СИ позво-
ляют измерить частоту попаданий значений ПКЭ в
определенный интервал на всем диапазоне возмож-
ных значений. Такая суточная функция распределе-
ния в форме гистограммы приведена на рис. 39.26.
Вид гистограммы в общем случае для таких ПКЭ,
как K(j, Kqjj, Kg(j, Ки(п), показан на рис. 39.26, а,
а для таких, как 5Ц, и Д/— на рис. 39.26, б.
Для каждого нормируемого ПКЭ ГОСТ уста-
навливает нормально допустимые Пц и предельно
допустимые’ Z7n значения. Опенку КЭ проводят по
наибольшим значениям 77|16 для ПКЭ первой груп-
пы (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 вре-
мя значений не должны превышать нормально до-
пустимые значений. При указанных условиях тре-
бования ГОСТ выполняются. На рис. 39.27 привел
дены результаты измерений ПКЭ, на основании
которых проведена оценка условий выполнения
требований ГОСТ.
Для ПКЭ второй группы (86/у и А/), для кото-
рых установлены как положительные, так и отри-
цательные допустимые значения, наибольшие из-
Рис. 39.26. Гистограммы распределения измерен-
ных ПКЭ при одностороннем (я) и двустороннем
(б) ограничении допустимых значений
Рис. 39.27. Оценка выполнения требований ГОСТ для ПКЭ вида Kv, Ку^у, К2у, Кои:
а, б — ГОСТ не выполняется; в, г — ГОСТ выполняется
меренные в течение 24 ч значения не должны пре-
вышать, с учетом их знака, предельно допусти-
мых, а верхнее (+) и нижнее (-) значения' этих
ПКЭ, в границах которых находятся 95 % изме-
ренных значений, не должны превышать соответ-
ственно положительных и отрицательных нор-
мально допустимых значений. При указанных ус-
ловиях требования ГОСТ выполняются. На
рис. 39.28 приведены примеры случаев, когда
ГОСТ не выполняется.
Для дозы фликера установлены только прет
дельно допустимые значения. Измерения дозы
фликера проводятся также в течение 24 ч, но с ин-
тервалами 10 мин для кратковременной дозы PSt и
120 мин для длительной дозы PLl. Качество элек-
троэнергии 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 нор-
мально Г; и предельно Г2 допустимых значений.
Такой метод оценки предусмотрен «Правилами
применения скидок и надбавок к тарифам за каче-
ство электроэнергии» [39.17]. Этот метод полно-
стью соответствует изложенному выше, однако бо-
лее прост при оценке ПКЭ. Это соответствие по-
строено на том, что измерения проводятся 24 ч, по-
этому можно сказать, что ГОСТ выполняется, если
в течение 95 % этого времени нормально допусти-
я
мне значения не превышались.
Относительное время оценивается по частоте
попаданий измеренных значений за нормально Ту
Рис. 39.28. Оценка выполнения требований ГОСТ для ПКЭ вида 81/у и ДС:
а, б, в — ГОСТ нс выполняется
и предельно Т2 допустимые значения и измеряется
в процентах:
“Г, =7100; Г, = тЮ0,
1 к L к
где к — общее число измерений за 24 ч; п — число
измерений, данные которых превышают нормаль-
но допустимые значения показателей; m — число
измерений, данные которых превышают предельно
допустимые значения.
Удобство метода состоит в том, что при измере-
ниях необходимо только подсчитывать количество
{к, п, т) соответствующих событий. Такой подсчет
проводится в реальном времени в процессе измере-
ний, что позволяет не только контролировать вы-
полнение требований ГОСТ, но и оценивать КЭ
во времени.
Требования ГОСТ, оцениваемые по этим крите-
риям, выполняются, если в течение 24-часовых из-
мерений Т\ < 5 % и 7’2 = 0. Во всех остальных слу-
чаях требования ГОСТ не выполняются.
39.4. РЕЖИМЫ РАБОТЫ ЭЭС
Режимом ЭЭС называется ее состояние, опре-
деляемое загрузками электростанций (и отдельных
энергоблоков) по активной и реактивной мощно-
сти, напряжениями узлов, загрузкой сетевых эле-
ментов и другими переменными величинами, назы-
ваемыми параметрами режима (режимными пара-
метрами), характеризующими процесс производст-
ва, передачи, распределения и потребления элек-
троэнергии. Иногда понятие «режим» используется
в более широком смысле, т.е. рассматривают как
переменную также и топологию сети. Различают
энергетические, гидроэнергетические и электриче-
ские режимы. 1.
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 импор-
та 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, со-
ответствующих стандарту. Мерой нарушения ба-
ланса активных мощностей может служить откло-
нение частоты Af от номинального значения или
непосредственно небаланс мощности = Ay A/'
где bf=f- — отклонение частоты от номиналь-
него значения; Ау= — частотный статиче-
ский коэффициент ЭЭС, МВт/Гц. Допустимые от-
клонения частоты регламентируются ГОСТ (во-
просы регулирования частоты см. в разд. 49).
Оптимизация энергетического режима — по-
крытие нагрузки при минимальных затратах с со-
блюдением 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 агрега-
тов, использующих различные виды топлива;
режимы загрузки ТЭЦ по тепловому графику;
энергетические характеристики (характеристи-
ки относительных приростов) отдельных агрегатов
или их групп на ТЭС;
расходы топлива на пуск агрегатов после оста-
новов разной продолжительности;
суточная выработка ГЭС и ГАЭС;
модель электрической сети с учетом планируе-
мых ремонтов сетевых элементов, а также значения
допустимых перетоков активной мощности в контро-
лируемых сечениях ЭЭС при указанных ремонтах.
В результате оптимизации энергетического ре-
жима получают суточные графики загрузки по ак-
тивной мощности всех электростанций и как произ-
водные графики сальдо отдельных ЭЭС и энерго-
обьединений, а также графики загрузки контроли-
руемых межсистемных связей.
Различают долгосрочное (год, квартал, месяц)
и краткосрочное (неделя, день) планирование ЭнР.
При долгосрочном планировании гораздо больше
неопределенностей, связанных с погодой, аварий-
ными ремонтами генерирующего и сетевого, обору-
дования, поэтому ориентируются на среднюю тем-
пературу окружающей среды, нормальную схему
сети, а резервы мощности принимают тем больше,
чем больше планируемый период. При краткосроч-
ном планировании прогноз потребления составляет-
ся с учетом прогноза погоды, учитываются ограни-
чения пропускной способности сетей, связанные
с планами ремонтов сетевого оборудования и (или)
устройств противоаварпйной автоматики, а при опе-
ративном 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 электро-
энергией), о постоянной и регулируемой частях ге-
нерации и расходные характеристики по каждому
виду электростанций.
При планировании ЭнР в том или ином виде ис-
пользуются разработки гидроэнергетических и
электрических режимов (как правило, в виде огра-
ничений). Это допустимые пределы загрузки от-
дельных электростанций и суточная выработка, до-
пустимые перетоки активной мощности в контро-
лируемых сечениях (между различными региона-
ми) в полной и ремонтных схемах, получаемые
па основе предварительных исследований устойчи-
*
вости ЭЭС j а тарже для учета изменения потерь
в электрической сети — чувствительности суммар-
ных потерь в сетях к изменению генерации (или на-
грузки) в каждом из узлов схемы.
К трудностям планирования ЭнР можно отнести
преодоление неравномерности суточного (недель-
ного с учетом выходных дней) графика нагрузки.
**
АЭС в ЕЭС России работают в базовом режи-
ме с высоким числом часов использования, опреде-
ляемым 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 кон-
кретного энергоблока с учетом его состояния, приме-
нения «подсветки» мазутом или газом. Газомазутные
энергоблоки 300 МВт разгружаются, как правило,
В некоторых' западноевропейских энергосисте-
мах, характеризующихся густыми сетями, оптимиза-
цию ЭпР производят без учета электрической сети, а
возможные узкие места выявляют при заданном ЭнР
путем моделирования отключения каждого сетевого
элемента и последующей коррсктировки ЭлР.
**
Во Франции, например, где АЭС в балансе со-
ставляют более 80 %, они регулируются в широких
пределах (50—100 %).
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 неравномер-
ности суточного графика ГАЭС (в ЕЭС России ра-
ботает 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 позво-
ляют выровнять не только пики, но и провалы гра-
фика. ГАЭС используются в генераторном режиме
4—6 ч в сутки и до 8 ч в насосном режиме с одним-
двумя циклами заполнения и сработки водохрани-
лища в сутки. Учитывая, что в настоящее время
практически отсутствуют изолированно работаю-
щие национальные ЭЭС, необходимо отметить
взаимовыгодные обмены электроэнергией в тече-
ние суток с соседними ЭЭС, имеющими большую
долю ГАЭС в парке генерирующих мощностей.
Весьма эффективно применение зонных (по вре-
мени суток) тарифов для выравнивания графика по-
требления. Уменьшение тарифа в ночные часы суток
и его увеличение в дневные и пиковые часы побуж-
дают потребителей к соответствующей организации
их деятельности и приводить к снижению неравно-
мерности суммарного графика нагрузки ЭЭС.
Решающее значение в покрытии суточных гра-
фиков нагрузки ЭЭС, и в частности их резкопере-
менных частей, имеют ГЭС, поэтому паводковый
период, когда ГЭС вынужденно работают в базе
графика нагрузки для предотвращения потерь энер-
горесурсов, является наиболее тяжелым для ЕЭС.
Их доля в европейской части ЕЭС составляет поряд-
ка 14 % (для сравнения, в ОЭС Сибири это 60 %), и
работают они, как правило, в течение суток в резко-
переменном режиме при годовом числе часов ис-
пользования 3000—4000. При этом скорость изме-
нения 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 го-
довой, квартальной и месячной выработки электро-
энергии на каждой ГЭС для долгосрочного плани-
рования и в определении суточной (иногда недель-
ной) 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 эко-
номичен последний энергоблок, привлекаемый к по-
крытию нагрузки и наоборот. Болес того, подъем про-
вальной части графика улучшает экономические пока-
затели разгруженных блоков.
после их статистической обработки, результаты
гидрологических и метеорологических прогнозов
разной перспективности и достоверности. Для раз-
ных периодов прогнозирования делаются оценки
приточиости, расходов, в том числе другими поль-
зователями, естественных потерь; учитываются
данные прямых измерений напора и рекомендации
по сработке водохранилища, при которых максими-
зировалась бы выработка электроэнергии па 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 замеще-
нии выработкой на ГЭС самых дорогих (обычно
мазутных) тепловых энергоблоков.
Электрические режимы (ЭлР). Планирование
электрических режимов состоит в определении со-
става устройств компенсации реактивной мощности
и загрузки генераторов по реактивной мощности,
а также состава и настройки устройств противоава-
рийной автоматики (ПА), обеспечивающих реали-
зацию заданного ЭнР (как указано выше, планиро-
вание ЭнР, в свою очередь, осуществляется с учетом
ограничений, вытекающих из разработок ЭлР). Оп-
тимизация ЭлР состоит в определении состава и за-
грузки устройств компенсации реактивной мощно-
сти, коэффициентов трансформации регулируемых
трансформаторов и загрузки по реактивной мощно-
сти генераторов при заданной генерации активной
мощности, активной и реактивной нагрузки каждо-
го узла и задаваемых допустимых уровней напряже-
ния' узлов, соответствующих минимуму потерь ак-
тивной мощности в энергосистеме.
Другой основной задачей планирования ЭлР
является определение областей допустимых режи-
мов, необходимого состава и настройки устройств
ПА в различных схемно-режимных ситуациях,
в том числе перспективных, необходимых для пла-
нирования ЭнР, а также для оперативного ведения
режимов с учетом возможной потери в любой мо-
мент сетевого элемента или (и) энергоблока. Дан-
ная задача решается путем вычисления предельных
перетоков мощности в различных сечениях энерго-
системы (слабых или потенциально слабых), ма-
тематического моделирования переходных режи-
мов, вызываемых нормативными возмущениями,
с учетом действия ПА.
Различают следующие основные электриче-
ские режимы (особые режимы, такие как неполно-
фазные, колебательные и др., не рассматриваются):
Нормальный режим — это установивший-
ся режим (не считая нерегулярных колебаний, мед-
ленных и (или) незначительных флуктуаций пара-
метров, в том числе обусловленных работой уст-
ройств регулирования частоты, напряжения и т.п.),
характеризующийся длительно допустимыми зна-
чениями частоты, токов и напряжений, норматив-
ными запасами устойчивости в данной схеме сети,
устойчивым переходом к любым послеаварийным
режимам, которые могут возникнуть в результате
нормативных возмущений, и установившимся по-
слеаварийным режимом, обладающим не менее
чем нормативными запасами устойчивости.
Нормальный режим характеризуется допусти-
мыми областями режимных параметров. На прак-
тике используют максимально допустимые перето-
ки активной мощности в контролируемых сечениях
в качестве обобщенной характеристики нормаль-
ных режимов, которые исходя из приведенной де-
финиции определяются следующими условиями
[39.20]:
1) коэффициент запаса по активной мощности
в любом сечении для данной схемы сети должен со-
ставлять не менее 20 %:
(Рпр-Л..к-Ъ^т^0Д
где 2°пр — предельный по апериодической статиче-
ской устойчивости переток активной мощности
в рассматриваемом сечении в данной схеме (нор-
мальной, ремонтной); — текущее (или плани-
руемое) значение перетока мощности; Рп к =
I ^Х\РУ 2
= к /-------- — амплитуда нерегулярных коле-
ЦР21+Р£2
баний мощности в сечении сети; Р^, Р^ — соот-
ветственно, суммарная нагрузка, МВт, каждой
из подсистем по разные стороны от сечения;
к = 0,75—1,5 — соответственно при автоматиче-
ском или ручном регулировании (ограничении) пе-
ретока в сечении. Предельный переток практиче-
ски 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
ZJnp = <Р(77], 772,...). Остальные, неучитываемые па-
раметры, принимаются по самому пессимистиче-
скому варианту;
2) коэффициент запаса по напряжению во всех
узлах энергосистемы должен быть не менее 15 %,
т.е. (t/T- U^/U^ > 0,15, где 1/т — напряжение (те-
кущее) в узле в этом режиме; — критическое
напряжение в этом узле.
Это условие означает, в частности, что при ис-
черпании других возможностей регулирования на-
пряжения необходимый запас по напряжению
обеспечивается за счет снижения перетока мощно-
сти в сечении:
Рт^Р(1,15Цф),
где Р(1,15 t/Kp) — переток активной мощности, при
котором напряжение на промежуточных подстан-
циях имеет 15 %-ный запас по отношению к крити-
ческому напряжению;
3) нагрузка любого элемента электрической се-
ти не должна превышать допустимых значений
(с учетом разрешенных перегрузок);
4) переток мощности в любом сечении в рассмат-
риваемом режиме не должен превышать предельный
по динамической устойчивости переток в том же се-
чении при всех нормативных возмущениях:
< „ДИП
т ~~ *пр ’
„ДИП
где Рпр — наименьший предел динамической ус-
тойчивости с учетом действия автоматики пре-
дотвращения нарушения устойчивости (АПНУ)
при каждом из нормативных возмущений для дан-
ной схемы;
5) коэффициент запаса по активной мощности
в любом из установившихся послеаварийных ре-
жимов, возникших в результате нормативных воз-
мущений, должен быть не менее 8 %, т.е.
(С - Ри.К - Рт - кРи6 + Д/ПА)/РТ * °>08 >
„пав
где Рпр — предельный по апериодической стати-
ческой 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 реакто-
ров; в частности, он может совпасть с пределом в
исходной схеме при возмущении в виде аварийного
небаланса мощности; кРи$ — наброс мощности
в сечении, обусловленный аварийным небалансом
KfiPT.i
мощности Р,16; к = J - Pn6j- i,j =
КЛРЫ + KfjpT.j
= 1,2 (/* j); PZ1, P%2, Kj\, К[2 — суммарные на-
грузки и частотные статические коэффициенты
подсистем по разные стороны сечения; △PrlA —
приращение перетока в сечении за счет управляю-
щих 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-^^пав^0.10.
' licln Кр-' IlcB ' •
где Ц]ав — напряжение в послеаварийном устано-
вившемся режиме, в том числе после действия уст-
ройств ПА, в узле схемы с наименьшим напряжени-
ем, откуда Рт < /(t/naB =1,1
Зависимость перетока в исходном режиме
от наименьшего напряжения в установившемся по-
слеаварийном режиме строится на основе числен-
ного моделирования нормативных возмущений
и действия ПА при различных исходных перетоках
мощности в рассматриваемом сечении;
7) нагрузка любого элемента электрической се-
ти в любом нормативном послеаварийном режиме
не должна превышать значений, допустимых в те-
чение 20 мин.
Принято, что диспетчерский персонал в тече-
ние указанных 20 мин должен так скорректировать
установившийся послеаварийный режим с пони-
женными запасами устойчивости и (или) перегруз-
ками оборудования (пп. 5—7), чтобы обеспечить
выполнение условий пп. I—3. Для этого в соответ-
ствующих инструкциях для диспетчера приводятся
максимально допустимые значения перетоков
мощности в контролируемых (критических) сече-
ниях в полной и ремонтных схемах и другие необ-
ходимые 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 огра-
ничений. С динамической устойчивостью на меж-
системных (т.е., как правило, слабых) связях возни-
кают проблемы гораздо реже, чем на связях отдель-
ных крупных электростанций или энергоузлов
с ЭЭС. Ограничения по напряжению чаще возника-
ют на более низких уровнях иерархии управления и
совсем редко на уровне ЦДУ. На практике допусти-
мый переток в сечении чаще всего определяется од-
ним-двумя из перечисленных выше семи условий.
Вынужденный режим —режим, не отве-
чающий хотя бы одному из перечисленных усло-
вий (пп. 1—7). Вынужденный режим не допускает-
ся в сечениях, примыкающих к АЭС. В остальных
случаях работа с пониженными запасами устойчи-
вости должна оформляться отдельным решением.
Послеаварийные режимы — режимы,
возникающие в результате аварийного возмущения.
Можно, в частности, различать следующие по-
слеаварийные режимы:
нормативный послеаварийный режим (аварий-
нодопустимый переток), характеризующийся запа-
сами устойчивости, не меньшими, чем по пп. 5—7.
Если эти запасы не соответствуют условиям нор-
мального режима (пп. 1—4), то диспетчерский пер-
сонал должен их обеспечить за 20 мин;
установившийся послеаварийный режим с мень-
шими, чем по пп. 5—7, запасами. Такой режим мо-
жет возникнуть, если предшествующий режим
не соответствовал нормальному или (и) возмущение
было тяжелее нормативных, вплоть до того, что со-
гласно [39.20] допускалось нарушение устойчиво-
сти. При этом диспетчерский персонал также дол-
жен повышать запасы устойчивости до нормальных;
асинхронный режим — неустойчивый послеа-
варийный режим.
К наиболее тяжелым аварийным возмущением
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 уст-
ройства резервирования отказа выключателя;
одновременное отключение двух цепей двух-
цепной линии на общих опорах или двух линий,
расположенных в общем коридоре более чем па по-
ловине длины более короткой линии;
возникновение аварийного небаланса мощно-
сти 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 аварийно-
го небаланса мощности не должно превышать 50 %
мощности наиболее крупной электростанции ис-
следуемого района; или аварийного отключения на-
грузки той же мощности;
в ремонтной схеме:
отключение элемента сети с многофазным КЗ
и неуспешным АПВ;
возникновение аварийного небаланса мощно-
сти, значение которого не превышает мощности са-
мого 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 вклю-
чает 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 при-
водит к отклонениям от плана обменных мощно-
стей и отклонению частоты, которая является об-
щим параметром) и на этот баланс влияют различ-
ные случайные факторы: погрешности прогноза
потребления, аварийные и (или) вынужденные от-
ключения энергоблоков (с учетом продолжитель-
ности этих отключений).
Различают первичное и вторичное регулирова-
ние частоты и мощности, а также третичное регу-
лирование мощности ЭЭС и соответственно резерв
первичного регулирования (первичный резерв), ре-
зерв вторичного регулирования (вторичный ре-
зерв) и третичный резерв.
Первичное регулирование (ПР) состоит в том,
что при отклонении частоты, вызванном случай-
ным нарушением баланса активных мощностей,
участвующие в ПР энергоблоки меняют свою гене-
рацию под действием первичных регуляторов,
обеспечивая быстрое восстановление баланса и со-
ответственно частоты. ПР, будучи по своему харак-
теру пропорциональным, регулирует частоту
со статизмом, причем участие каждого энергоблока
определяется его резервом и его настраиваемым
статизмом л-б = (△///,„„)/(△Рб/Р,10м б), где/10м, А/,
Люм б’ Д^б — соответственно поминальная 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 сниже-
ние мощности — от текущей до минимальной мощ-
ности блока.
Суммарный первичный резерв энергообъедине-
ния согласовывается и распределяется между парт-
нерами пропорционально суммарной мощности
вращающихся генераторов и соответствует такому
небалансу активной мощности (в частности, макси-
мальному нормативному), при котором отклонение
частоты в квазиустаповившемся послеаварийном
режиме не превышает заданного согласованного
значения. При этом нормируется также время ввода
первичного резерва при максимальном небалансе
мощности (десятки секунд). Указанное равносиль-
но требованию иметь кажущийся (обобщенный)
статизм каждой из ЭЭС (зон регулирования) объе-
динения, исходя из предположения ее изолиро-
ванной работы, не менее заданного Хдэс ~
= (Д/ХЛ Я^ээс^ээс)’ где/> △/> д/ээо Лээс —
частота ЭЭС перед возмущением, квазистациопар-
ное отклонение частоты, аварийный небаланс мощ-
ности, суммарная генерация мощности ЭЭС перед
возмущением. Кажущийся статизм ЭЭС определя-
ется также регулирующим эффектом нагрузки
по частоте.
Вторичное регулирование (ВР) частоты и мощ-
ности или регулирование сальдо ЭЭС с коррекцией
по частоте воздействует на изменение генерации
аварийной ЭЭС (зоны регулирования) так, чтобы ее
системный параметр регулирования вернулся к ну-
лю, т.е. ОР -- ДРЭЭС + ^ээс АЛ~> 0; где АРЭЭС — от-
клонение сальдо мощности ЭЭС от планового
в результате возмущения; = дЛээс — ко-
эффициент частотной статической характеристики
ЭЭС; Л/ — отклонение частоты в объединении. ВР
осуществляется пропорционально-интегральным
центральным регулятором ЭЭС, но может выпол-
В некоторых странах сто называют регулирую-
щей энергией.
пяться и вручную, для чего достаточно обеспечить
вычисление в темпе процесса отклонения регулиро-
вания. Из выражения для отклонения регулирова-
ния видно, что в случае изолированно работающей
ЭЭС ВР сводится к астатическому регулированию
частоты. Подчеркивается, что при правильном оп-
ределении А?ээс в неаварийных ЭЭС значение от-
клонения регулирования останется равным нулю,
так как мощность первичного регулирования (пер-
вый член) равна по величине частотной коррекции
(второй член) и противоположно по знаку.
Резерв вторичного регулирования необходим
для компенсации потери самого крупного энерго-
блока и случайных, нерегулярных отклонений на-
грузки, поэтому па крутых участках графика по-
требления он должен быть больше, чем па пологих.
Существует ряд рекомендаций по определению
вторичного резерва. В ЕЭС России в настощее
время он не нормирован. Вторичный резерв должен
вводиться в течение 5- 15 мин, поэтому он может
быть расположен па вращающихся агрегатах, па го-
товых к пуску или переводу в активный режим аг-
регатах ГЭС, ГАЭС, на ГТУ, а также может быть ку-
плен (продан) у соседних ЭЭС. Для случаев воз-
можных аварийных избытков мощности необходи-
мо предусмотреть вторичный резерв на снижение,
что может представлять трудности в часы провала
суточного графика нагрузки.
Третичное регулирование мощности — это рас-
пределение мощности между энергоблоками
и (или) электростанциями, участвующими во вто-
ричном регулировании, с целью обеспечения свое-
временного и достаточного объема вторичного ре-
зерва и оптимального его размещения.
Третичный резерв необходим для восстановле-
ния вторичного резерва, и он должен вводиться по
мере уменьшения последнего, т.е. за те же 15 мин.
Однако третичное регулирование может продол-
жаться после этого с целью оптимизации размеще-
ния вторичного резерва. Третичный резерв, как и
вторичный, может покупаться и продаваться, часть
резерва может быть организована несколькими со-
седними ЭЭС для последующего совместного ис-
пользования. Так как вероятность одновременных
аварий невелика, часть его может быть организова-
на путем заключения соответствующего контракта
со специфическими потребителями, часть нагрузки
которых может быть отключена на несколько дней
взамен па снижение тарифа в течение года.
Существенной особенностью ВР в ЕЭС России,
представляющей собой протяженную структуру
с относительно слабыми связями между региона-
ми, является функция ограничения перетоков мощ-
ности в контролируемых сечениях в составе ЦКС
АРЧМ (центральной координирующей системы ав-
томатического регулирования частоты и перетоков
мощности), расположенной в ЦДУ ЕЭС России.
Размещение вторичного резерва в интересах ЕЭС
как целого осуществляется также с учетом ограни-
чения пропускной способности сетей. Эти ограни-
чения вынуждают иметь вторичный резерв в каж-
дой ОЭС.
СПИСОК ЛЙТЕРАТУРЫ
39.1. Электрические системы. Электрические
сети: Учеб, для электроэнергетических спец, вузов /
В.А. Веников, А.А. Глазунов, Л.А. Жуков и др.;
Подрсд. В.А. Веникова, В.А. Строева. — 2-е изд., пс-
рераб. и дой. М.: Высшая школа, 1998.
39.2. Системы энергетические. Термины и опре-
деления: 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.: Гларгосэпергонадзор
России, 1998.
39.5. Электроэнергетика России (статистиче-
ский обзор). М.: Информэнерго, 1998.
39.6. Технический уровень электроэнергетики
(1997 год). М.: Информэнерго, 1998.
39.7. Дьяков А.Ф., Окии А.А., Семенов В.А.
Диспетчерское управление мощными энсргообъединс-
ниями. М.: Изд-во МЭИ, 1996.
39.8. Семенов В.А. Оптовые рынки электроэнер-
гии за рубежом. Аналитический обзор. М.: Научно-
учебный центр ЭНАС, 1998.
39.9. Новая энергетическая политика России.
М.: Энергоатомиздаг, 1995.
39.10. Арзамасцев Д.А., Липес А.В., Мызин А.Л.
Модели оптимизации развития электроэнергетиче-
ских систем. М.: Высшая школа, 1987.
39.11. Сценарии развития электроэнергетики Рос-
сии / Е.А. Волкова, А.А. Макаров и др. И Вестник элек-
троэнергетики. 1995. № 3. С. 7—13.
39.12. Совместное исследование альтернатив раз-
вития электроэнергетики. Инвестиционная программа
для России. Москва — Вашингтон, 1995.
39.13. Справочник по проектированию развития
электроэнергетических систем / В.В. Ершсвич,
А.Н. Зейлигср, Г.А. Илларионов и др.; Под ред.
С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. — 3-е изд., перераб. и
доп. М.: Энсргоатомиздат, 1985. . ,
39.14. Карташев И.И. Качество электроэнергии в
системах электроснабжения. Способы его контроля и
обеспечения. М.: Йзд-во МЭИ, 2001,.
39.15. Электрическая энергия. Совместимость
технических средств электромагнитная. Нормы каче-
ства электрической энергии в системах электроснаб-
жения общего назначения: ГОСТ 13109—97. М.: Изд-
во стандартов, 1997.
39.16. Правила присоединения потребителей к
сети общего назначения по условиям влияния па каче-
ство электроэнергии. М.: Главгосэнергонадзор, 1991.
39.17. Правила применения скидок и надбавок
к тарифам за качество электроэнергии. М.: Главгос-
энергонадзор, 1991.
39.18. Баринов В.А., Совалов С.А. Режимы энер-
госистем: Методы анализа и управления. М.: Энерго-
атомиздат, 1990.
39.19. Гидроэнергетика/В.И. Обрезков, Н.К.Ма-
линин, Л.А. Кароль и др.; Под ред. В.И. Обрсзкова. М.:
Энсргоиздат, 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 усло-
виям рабочих продолжительных режимов
(103). Проверка на электродинамическую
стойкость (104). Проверка на термическую
стойкость (108). Проверка на
коммутационную способность (НО).
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 являет-
ся важным и ответственным этапом проектирова-
ния электростанций (ЭС) и подстанций (ПС). Раз-
личают главные схемы и схемы собственных нужд.
От выбранной схемы зависит надежность работы
электроустановки, ее экономичность, оперативная
гибкость (т.е. приспособляемость к изменяющимся
условиям работы) и удобство эксплуатации, безо-
пасность обслуживания, возможность расширения.
На выбор схем электрических соединений элек-
тростанций и подстанций влияет ряд факторов:
тип, назначение и месторасположение электро-
станции или подстанции в энергосистеме (ЭЭС);
число и мощность генераторов, силовых транс-
форматоров и линий;
наличие, мощность и энергопотребление мест-
ной нагрузки;
требуемая степень надежности электроснабже-
ния потребителей (категория электроприемников);
схемы и напряжения прилегающих сетей энер-
госистемы;
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 электро-
энергии, а также системного ущерба из-за ухудше-
ния режимов работы энергетических систем при
отказе их элементов.
НОРМАТИВНЫЕ МАТЕРИАЛЫ
При проектировании ЭСТ и ПС следует руко-
водствоваться рядом нормативных материалов,
среди них:
Правила устройства электроустановок (ПУЭ);
Правила технической эксплуатации электриче-
ских станций и сетей (ПТЭ);
Правила техники безопасности при эксплуата-
ции электроустановок (ПТБ);
Нормы технологического проектирования
(НТП) электрических станций и подстанций (по ви-
дам электроустановок);
Руководящие указания и нормативы по проек-
тированию развития энергосистем;
Руководящие указания по устойчивости энерго-
систем;
Руководящие указания по расчету токов корот-
кого замыкания и выбору электрооборудования.
ВЫБОР ГЛАВНЫХ СХЕМ
Выбор главных схем электрических соедине-
ний электростанций и подстанций производится
на основании утвержденных схемы развития энер-
госистемы и схемы развития электрических сетей
прилегающего района на планируемое пятилетие
с перспективой до 10 лет.
По условиям и требованиям электробезопасно-
сти электрические сети подразделяются на сети
напряжением до 1 кВ (до 1000 В) и сети напряже-
нием свыше 1 кВ (свыше 1000 В). Однако в практи-
ке работы электроэнергетических систем как
в нашей стране, так и за рубежом электрические
сети принято подразделять на сети низкого напря-
жения (НН) (до 1 кВ); сети среднего напряжения
(СН) (3—35; 66 кВ); сети высокого напряжения
(ВН) (ПО—220 кВ); сети сверхвысокого напряже-
ния (СВН) (330—750 кВ) и сети ультравысокого
напряжения (УВН) (свыше 1000 кВ).
Если ЭС или ПС имеют несколько (два или бо-
лее) распределительных устройств (РУ) напряже-
нием выше 1 кВ, то их называют по уровню номи-
нального напряжения (например, РУ 10, НО или
220 кВ) либо РУ с наиболее низким напряжением
обозначают «РУ низшего напряжения» (РУИН), а
другие РУ соответственно относительному уровню
их напряжения — «РУ среднего напряжения»
(РУСН) и «РУ высшего напряжения» (РУВН). В ря-
де случаев все РУ с номинальным напряжением вы-
ше напряжения РУНН обобщенно именуются РУ
повышенных напряжений.
В схеме развития ЭС приводятся напряжения
сетей, в которые выдается электроэнергия электро-
станций; графики нагрузки (зимний, летний, павод-
ковый) в рабочие и выходные дни на каждом из на-
пряжений; число часов использования максимума
нагрузки; предварительные данные о расчетных пе-
ретоках мощности между сетями различных напря-
жений и распределении генераторов (источников)
по сетям; схема сетей и число линий на каждом на-
пряжении; уровни токов КЗ в РУ повышенных на-
пряжений ЭС; требования к схеме электрических
соединений ЭС с точки зрения устойчивости ЭЭС;
предельно допустимая по условию резерва в систе-
ме и пропускной способности внутрисистемных
и межсистемных связей теряемая мощность при
повреждении любого выключателя схемы (вклю-
чая секционные и шиносоединительные).
Перечисленные данные указываются для каж-
дого из характерных этапов развития электростан-
ций и ЭЭС.
В схеме развития электрических сетей опреде-
ляются поминальные напряжения сетей; район раз-
мещения ПС; число, мощность и номинальные на-
пряжения трансформаторов, а также пределы регу-
лирования напряжения; уровни напряжений на ши-
нах ПС; уровни токов КЗ; число, назначения и на-
грузки отходящих от ПС линий; предварительная
принципиальная схема электрических соединений
ПС; необходимость в источниках реактивной мощ-
ности, а также их тип, количество и мощность.
На электростанциях устанавливаются, как пра-
вило, трехфазные двухобмоточные трансформато-
ры, а также трех- и однофазные автотрансформато-
ры (АТ). Для крупных блоков допускается парал-
лельное включение под один выключатель двух
трехфазных двухобмоточных трансформаторов.
В схемах укрупненных блоков, когда необходимо
ограничить уровень токов КЗ, используются транс-
форматоры с расщепленной обмоткой НН. Авто-
трансформаторы на электростанциях устанавлива-
ются для связи между РУ повышенных напряжений
или, что значительно реже, применяются в качестве
блочных элементов. Использование трехобмоточ-
ных трансформаторов (в настоящее время они вы-
пускаются мощностью до 80 МВ • А) обосновыва-
ется технико-экономическими расчетами.
.Мощность повышающих трансформаторов
должна быть достаточной для выдачи всей избы-
точной мощности электростанции в сети повышен-
ных напряжений в часы минимума местной нагруз-
ки (включая выходные дни и ночные часы). Отсту-
пление от этого правила обосновывается технико-
экономическими расчетами. При выборе трансфор-
маторов связи теплоэлектроцентралей (ТЭЦ) с
энергосистемой должны учитываться требования
обеспечения надежности питания нагрузок генера-
торного напряжения и выдачи мощности по тепло-
вому графику в нерабочие дни. Должны быть также
учтены ограничения по технологическому миниму-
му работы ЭС.
На ПС устанавливаются, как правило, трехфаз-
ные двухобмоточные и трехобмоточные трансфор-
маторы или ЛТ.
При проектировании схем электрических со-
единений электростанций и ПС определяется опти-
мальный вариант (в наибольшей степени удовле-
творяющий изложенным выше требованиям). В об-
щем случае выбор схем производится на основе
сравнения технико-экономических показателей ва-
риантов.
При сравнении вариантов целесообразно учи-
тывать затраты только по различающимся элемен-
там в схемах. Варианты схем, отличающихся по за-
тратам 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.н., требований к надеж-
ности электроснабжения. При выборе схем с.н. ру-
ководствуются НТП для соответствующих электро-
установок с учетом конкретных условий проекти-
руемых ЭС и ПС. При этом тщательно анализиру-
ются возможные режимы и надежность работы сис-
темы с.н. при пусках и остановах основного энерге-
тического оборудования, при работе электроуста-
новки в нормальном и ремонтном режимах, а также
во время возможных аварийных и послеаварийпых
режимах. Анализируются варианты схем, исклю-
чающие, в оговоренных расчетных условиях, воз-
никновение общестанционных и системных аварий
вследствие ненадежной работы системы с.н. элек-
тростанции. Оптимальный вариант схемы опреде-
ляется по минимуму затрат с учетом возможного
ущерба.
40.2. СХЕМЫ КЭС
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Конденсационные электростанции (КЭС) исто-
рически получили наименование государственных
районных электрических станций (ГРЭС). Они про-
ектируются с агрегатами мощностью 100, 160, 200,
300, 500, 800, 1000 и 1200 МВт, имеющими поми-
нальное напряжение генераторов (генераторное на-
пряжение) 10,5—24 кВ. Основными агрегатами, ис-
пользуемыми на большинстве КЭС, являются се-
рийно изготавливаемые агрегаты 200, 300, 500 и
800 МВт. Установленная мощность типовых элек-
тростанций составляет 2400—6400 МВт. Ввод в ра-
боту таких электростанций возможен только в
мощных ЭЭС. ’
В последнее время в связи с переходом к ры-
ночным 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 вырабаты-
ваемую электроэнергию, за исключением потреб-
ления электроэнергии на собственные нужды, вы-
дают в сети повышенных напряжений. Необходимо
также учитывать наличие технологического мини-
мума в работе агрегатов (40—60 % номинальной
мощности).
СХЕМЫ НА ГЕНЕРАТОРНОМ НАПРЯЖЕНИИ
Г Л _ ?• • '.Л
Схемы КЭС на генераторном напряжении стро-
ятся по блочному принципу с питанием с.н. блока
от своей сети генераторного напряжения. Парал-
лельная работа блоков осуществляется на повы-
шенном напряжении. С учетом наличия оборудова-
ния и ограничений, налагаемых системой, блоки
выполняются простыми, укрупненными и объеди-
ненными.
Варианты блоков приведены па рис. 40.1, где
а—е — простые блоки, ж, з — укрупненные блоки,
и — объединенный блок. Количество выключате-
лей на высшем и среднем напряжениях блока зави-
сит от принятой схемы РУ на этих напряжениях.
Установка выключателя или выключателя нагрузки
между генератором и двухобмоточным трансфор-
матором блока должйа имёть технико-экономиче-
ское обоснование.
Мощность трансформаторов (автотрансформа-
торов) блоков согласуется с мощностью генерато-
ров так, чтобы обеспечить выдачу всей установлен-
ной мощности генераторов за вычетом собствен-
ных нужд, в сеть повышенного напряжения.
Номинальная мощность АТ связи между сетями
ВН и СН выбирается по расчетной проходной мощ-
ности с учетом допустимых перегрузок АТ.
Для блочных двухобмоточных трансформато-
ров, как правило, требуется устройство регулирова-
ния (переключения) напряжения без возбуждения
(ПВБ) или под нагрузкой (РПН); трсхобмоточные
трансформаторы и автотрансформаторы (как блоч-
ные, так и связи) должны иметь устройства РПН на
одном из повышенных напряжений.
При установке в блоках трехфазпых трансфор-
маторов предусматривается один резервный непри-
соединенный трансформатор на шесть и более ра-
бочих трансформаторов. При установке в блоках
групп однофазных трансформаторов предусматри-
вается резервная фаза, которая заказывается с пер-
вым блоком. При установке одной или двух групп
однофазных автотрансформаторов связи должна
одновременно устанавливаться резервная фаза. Ре-
зервные трансформаторы (АТ) устанавливаются на
ВН СН
Рис. 40.1. Структурные схемы блоков
фундаменте, должна быть предусмотрена возмож-
ность их перекатки на место поврежденного транс-
форматора (АТ).
На КЭС должно быть, как правило, не более
двух РУ повышенных напряжений. Эти РУ связы-
ваются 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 трансфор-
маторов, если мощность, отдаваемая на одном на-
пряжении, составляет не менее 15 % мощности, от-
даваемой на другом напряжении. Указанные транс-
форматоры (АТ) могут включаться как по схеме
блока генератор—трансформатор (АТ), так и в виде
отдельных трансформаторов (АТ) связи.
Номинальные мощности блочных трансформа-
торов 5Т11ОМ, блочных АТ 5АТбл пом и АТ связи
•^АТсв ном выбираются по выражениям:
$т.пом — I *$ г.ном ~ с.нлрах I ’
с
~ > Г.1ЮМ .
^АТбл.ном “ г ’
тип
V > V
“АТсв.ном — °переток расч >
где Srn0M — номинальная мощность генератора;
5-mav — максимальная мощность с.н.; А_,„ — ко-
с.н.шах. » тип
эффициент типовой мощности; Sn._^nK _яги — рас-
- iiCUVlvn ij<ivh *
четный переток мощности через,автотрансформа-
тор 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 повре-
ждение на развилке шинных разъединителей
не должны, как правило, приводить к отключению
более одного энергоблока и одной или нескольких
линий (при этом должна быть обеспечена устойчи-
вость ЭС или ее части);
2) отказ выключателя в отключении другого
поврежденного выключателя данного РУ, а также
совпадение отказа или повреждения одного из вы-
ключателей с ремонтом другого не должны приво-
дить к отключению более двух энергоблоков и ли-
ний (при этом должна быть обеспечена устойчи-
вость ЭС или ее части);
3) повреждение или отказ любого выключате-
ля не должны, как правило, приводить к отключе-
нию более одной цепи (двух линий) двухцеппого
транзита 110 кВ и выше;
4) отключение линий электропередачи долж-
но, как правило, производиться не более чем двумя
выключателями; повышающих трансформаторов,
трансформаторов (АТ) связи и трансформаторов
с.н. — не более чем двумя выключателями РУ каж-
дого повышенного напряжения. При прочих рав-
ных условиях предпочтение следует отдавать схе-
ме, в которой отключение отдельных цепей осуще-
ствляется меньшим числом выключателей;
5) должна быть обеспечена возможность ре-
монта выключателей напряжением НО кВ и выше
без отключения соответствующих присоединений;
6) при питании от данного РУ двух резервных
трансформаторов с.н. должна быть исключена воз-
можность отключения обоих трансформаторов.
При прочих равных условиях предпочтение
должно отдаваться более простому и экономично-
му варианту как по конечной схеме, так и по этапам
ее развития, требующему меньшего числа опера-
ций, выполняемых выключателями и разъедините-
лями при режимных и ремонтных переключениях,
а также при отключении поврежденных участков
в аварийных режимах. При выборе схем рекомен-
дуется проверять возможность присоединения од-
ного или нескольких блоков по схеме генератор—
трансформатор—линия (ГТЛ) к шипам районных
подстанций с установкой генераторного выключа-
теля, а также с установкой или без установки вы-
ключателя ВН.
В РУ с небольшим числом присоединений
(до четырех) применяются следующие схемы: мос-
тик, треугольник, четырехугольник. Допускаются
присоединения к магистральным линиям напряже-
нием 220 кВ и выше (при достаточных обоснова-
ниях). Компоновка РУ с указанными схемами
должна предусматривать возможность перехода на
схемы полного развития.
Для РУ с большим числом присоединений реко-
мендуются 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 по-
требителей первой категории при соответствующем
обосновании; блочные схемы ГТЛ (рис. 40.2, 0, 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 обход-
ной шины не секционируются при числе присоеди-
нений (линий, трансформаторов) менее 12, секцио-
нируется 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 НО—220 кВ охва-
тывает выключатели всех линий и трансформато-
ров. В схеме с одной секционированной системой
сборных шин используются отдельные обходные
выключатели на каждой секции шин. В схеме с дву-
мя системами сборных шин при отсутствии секцио-
нирования используется отдельный обходной вы-
ключатель, а при наличии секционирования — от-
дельные обходной и шиносоединительный выклю-
чатели на каждой секции. Ранее [40.1] допускалось
использование совмещенных обходных и шино-
соединительных 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 под-
станции);
две системы шин с четырьмя выключателями
на три цепи (схема 4/3) (рис. 40.2, яс);
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 присоедине-
ний, как правило, до четырех, иногда до шести
согласно [40.1 ] (рис. 40.2, к);
схемы связанных многоугольников с двумя свя-
зывающими перемычками с выключателями в них
(рис. 40.2, л);
другие схемы — при надлежащем обосновании.
ПРИМЕРЫ СХЕМ КЭС
Характерные электрические схемы действую-
щих КЭС приведены на рис. 40.3—40.6. Схемы раз-
личаются мощностью блоков, наличием (или отсут-
ствием) генераторных выключателей блоков, чис-
лом отходящих линий и характером связи между
сетями ВН и СП.
Наличие устройства регулировки напряжения
под нагрузкой трансформатора (автотрансформато-
ра) указывается стрелкой. Расположение стрелки
для частного случая трехобмоточного трансформа-
тора дано в ГОСТ 2.723—68. В § 40.3—40.6 дан-
ного раздела принято общее обозначение располо-
жения стрелки.
40.3. СХЕМЫ ТЭЦ
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
При проектировании электрической части теп-
лоэлектроцентралей необходимо учитывать сле-
дующие их особенности:
1) ТЭЦ сооружаются вблизи или на террито-
рии промышленных объектов и городов возможно
ближе к тепловой нагрузке;
2) значительная часть электроэнергии, выраба-
тываемой ТЭЦ, выдается местной нагрузке (в ра-
диусе 5—10 км) на генераторном напряжении. Ис-
ключение составляют ТЭЦ блочного типа с круп-
ными 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), на-
грузка (НГ), потребители собственных нужд (с.н.),
котлы (К), турбины (Т), питательная вода (ПВ).
Блочная часть схемы (показана пунктиром) добав-
ляется к схемам действующих ТЭЦ при расшире-
нии их за счет крупных агрегатов по 100—250 МВт.
Блочная схема принимается также при проектиро-
вании новых мощных ТЭЦ с крупными агрегатами.
С учетом необходимости питания местной на-
грузки генераторное напряжение ТЭЦ с попереч-
ными связями по пару и в электрической схеме
(ТЭЦ неблочного типа) принимается равным 10
или 6 кВ. В блочной части генераторное напряже-
ние определяется параметрами устанавливаемых
серийных генераторов.
Схемы ТЭЦ проектируются в увязке со схемами
электроснабжения соответствующих «промышлец-
Рис. 40.2. Схемы КЭС на
повышенных напряжениях:
ОСШ — обходная система шин; ШСВ — шиносоединительный выключатель; 1CLU — первая система шин;
2CLU — вторая система шин; ЛЭП — линия электропередачи
Рис. 40.3. Схема КЭС мощностью 2400 (12x200) МВт
с.н. 63000/220
Рнс. 40.4. Схема КЭС мощностью 4800 (8x300 + 2x1200) МВт
с.н.
Рис. 40.5. Схема КЭС мощностью 4000 (8x500) МВт
РВП-500/3200
ВНВ-500-63/3200
ТЦ-1000000/500
К подстанции 220 кВ
В РУ 1150 кВ
ЗхАОДЦТН-667000/1150/500
500 кВ
ТРДНС-
63000/35
Рис. 40.6. Схема КЭС мощностью 6400 (8x800) МВт
Рис. 40.7. Структурная схемаТЭЦ
ных предприятий или городов и схемами распреде-
лительных сетей. Отказ любого из выключателей
схемы не должен приводить к нарушению устойчи-
вости работы электростанции и энергосистемы, к на-
рушению 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 выбирает-
ся по условию
*$т.иом ~ I *$г.уст — ^c.n.max “ *$nr.inin I ’
где 5ГуСТ — установленная мощность генераторов;
Sc.ii.thax — максимальная нагрузка с.н.; SIirmiA —
минимальная по суточному графику нагрузка по-
требителей генераторного напряжения.
Нагрузка потребителей генераторного напря-
жения складывается из активной и реактивной на-
грузок
$iir ~ Л1Г +7бцг-
При выборе мощности трансформаторов учи-
тывается следующее:
1) если мощность на тепловом потреблении
меньше установленной мощности генераторов
и выдача всей мощности ТЭЦ в систему при мини-
муме нагрузки генераторного напряжения требует-
ся 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 напря-
жения как в нормальном режиме, так и при отказе
одного из генераторов. Мощность трансформато-
ров выбирается с учетом их нагрузочной способно-
сти в нормальном режиме и работы с допустимой
аварийной перегрузкой при отказе одного из гене-
раторов или трансформаторов;
3) в период паводка возможно снижение за-
грузки генераторов ТЭЦ за счет большей загрузки
агрегатов гидроэлектростанций (ГЭС).
Блочные трансформаторы выбираются с уче-
том мощности генератора блока, нагрузки с.н. и ме-
стной нагрузки, если она подключена на ответвле-
нии к блоку.
СХЕМЫ НА ГЕНЕРАТОРНОМ НАПРЯЖЕНИИ
Распределительные устройства генераторного
напряжения (ГРУ) выполняются, как правило, с од-
ной системой сборных шип (рис. 40.8, о), при этом
рекомендуется использовать комплектные распре-
делительные устройства (КРУ) и групповые сдвоен-
ные реакторы для питания потребителей
(рис. 40.8, б, в). Ранее при проектировании ТЭЦ,
особенно при большом числе присоединений гене-
раторного 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 шин (рис. 40.8, е).
Трансформаторы связи ТЭЦ с системой долж-
ны иметь устройства РПН. Для ограничения токов
КЗ в сети генераторного напряжения рекомендует-
ся использовать сдвоенные реакторы на линиях
и одинарные реакторы между секциями.
На реактированных линиях должна, как правило,
применяться следующая схема соединения элемен-
тов: шины—реактор—выключатель—линия. Схема
шины—-выключатель—реактор—линия допускается
к применению при 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 трансформато-
ру собственных нужд не ставится в случае выпол-
нения ответвления закрытым пофазно экраниро-
ванным токопроводом.
СХЕМЫ НА ПОВЫШЕННЫХ НАПРЯЖЕНИЯХ
Для ТЭЦ на повышенных напряжениях реко-
мендуются к использованию те же схемы, что и для
КЭС (см. § 40.2) с соответствующими номинальны-
ми напряжениями сетей. С учетом единичных мощ-
Рис. 40.8. Схемы ТЭЦ на генераторном напряжении:
LUHB — 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 рав-
ным НО или 220 кВ.
ПРИМЕРЫ СХЕМ ТЭЦ
Характерные электрические схемы действую-
щих ТЭЦ — неблочные, смешанные и блочные —
приведены на рис. 40.9—40.12, где указаны пара-
метры основного оборудования и параметры сетей.
40.4. СХЕМЫ АЭС
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Атомные электростанции (АЭС) подразделяют-
ся 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 предъ-
являются к надежности работы системы с.н., а так-
же к системам контроля и управления технологиче-
ским процессом, безопасности обслуживания.
Схемы АЭС строятся по блочному принципу.
Между генератором и трансформатором блока ус-
танавливается выключатель. Отказ от его установки
должен иметь обоснования. При отсутствии выклю-
чателя на необходимый ток отключения допускает-
ся применение выключателя нагрузки. Мощность
блочных трансформаторов согласуется с мощно-
стью генераторов блока. На шесть и более блочных
трехфазных трансформаторов предусматривается
один резервный неприсоединенный, заказываемый
одновременно с оборудованием второго блока. При
установке на АЭС групп однофазных блочных
трансформаторов предусматривается резервная фа-
за, 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: ТТЛ — РУ подстан-
ций при длине линии до 5 км; схемы связанных
многоугольников с числом присоединений к каж-
дому из них до шести и с двумя связывающими пе-
ремычками с выключателями в них. При наличии
на АЭС двух РУ повышенного напряжения они мо-
гут работать без автотрансформаторов связи с па-
раллельной работой через районные сети. На АЭС
могут быть два РУ одного и того же повышенного
напряжения с параллельной работой через район-
ную сеть.
ПРИМЕРЫ СХЕМ АЭС
У
Характерные электрические схемы действую-
щих АЭС с различным основным оборудованием
приведены па рис. 40.13—40.16.
40.5. СХЕМЫ ГЭС И ГАЭС
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Гидроэлектростанции й гидроаккумулирую-
щие электростанции (ГАЭС) по условиям техноло-
гического процесса, режиму работы в энергосисте-
ме, параметрам оборудования, компоновочным ре-
шениям и другим показателям существенно отли-
чаются 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 мощ-
ности) в сеть повышенного напряжения;
Рис. 40.9. Схема ТЭЦ мощностью 876 (2x63 + 3x250) МВт
Рис. 40.10. Схема ТЭЦ мощностью 280 (3x60 + 1x100) МВт
Рис. 40.11. Схема ТЭЦ мощностью 570 (4x50 + 1x100 + 2x135) МВт
Рис. 40.12. Схема ТЭЦ мощностью 496 (2x60 + 2x63 + 1x100 + 1x150) МВт
330 кВ
750 кВ
ТЦ-1250000/330
ТРДНС-63000/35
К блочным с.н.
ТРДНС-25000/35
К общестанционным с.н.'
Рис. 40.13. Схема АЭС мощностью 4000 (4x1000) МВт с реакторами ВВЭР-1000
КАГ-24-
30/30000
РНД(З)-
330/3200
ТРДН-
63000/330
РПД-750/
3200
ТВВ-1000-4
1000 МВт; 24 кВ
ЗхРОДЦ-
110000/750
ЗхОРЦ-
417000/750
ВВБ-750-
40/3200
ВО-750-
40/500
внв-ззо-
40/3200
ЗхАОДЦТН-
333000/750/330
ЗхОДЦТНП-
92000/150
ТРДЦН-
63000/220
ЗхАОДЦТН-
167000/500/220
РВД(З)- '
220/3200
ВНВ-220-
63/3200
К блочным с.н.
К общестанционным с.н.
ТРДНС-
25000/35
ВНВ-500-
63/3200
ТРДНС-
63000/35
КАГ-24-
ЗО/ЗОООО
ТВВ-1000-4
1000 МВт
24 кВ
ТЦ-630000/
500
РПД-
500/3200
Рнс. 40.14. Схема АЭС мощностью 6000 (6x1000) МВт с реакторами ВВЭР-1000
РП-330/3200
ВНВ-330-
63/3200
330 кВ
АТДЦТН-200000/330/110
К ОРУ 110 кВ
ТРДЦН-
63000/220
ТРДНС-
• 63000/35
ТРДНС-
63000/35
РВД(3)-35/1000
ВВУ-35-40/2000
750 кВ
Рис. 40.15. Схема мощностью АЭС 6400 (8x800) МВт
ВО-750-
40/500
КАГ-24-
30/30000
ТРДНС-
63000/35
ТВВ-800-2
800 МВт; 24 кВ
ЗхРОДЦ-
110000/750
ЗхОРЦ-
333000/750
РПД-
750/3200
ВНВ-750-
63/3200
ТРДН-
1*9 63000/330
ТЦ-
1000000/
330
ЗхАОДЦТН-
333000/750/330
ЗхОДЦТНП-
92000/150
РВП(З)-
20/12500
ВВГ-20-
160/12500 .
ТРДЦН-
63000/220
ЗхАОДЦТН-
167000/500/220
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
РНД(З)- 220 кВ
220/3200.
ВВБК-
220Б-
50/3200
2) простота технологического процесса с высо-
кой степенью автоматизации работы оборудования;
3) высокая мобильность и маневренность обо-
рудования: для разворота, синхронизации и набора
нагрузки требуется 1—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 прави-
ло, по блочному принципу. Учитывая режим работы
ГЭС в системе, маневренность и мобильность агре-
гатов и необходимость уменьшения капиталовложе-
ний, помимо одиночных блоков широко применяют
укрупненные блоки с подключением нескольких ге-
нераторов к одному повышающему трансформато-
ру (обычного исполнения или с расщепленными об-
мотками 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 синхрониза-
ции возможна установка только разъединителей.
На генераторном напряжении блоков выполняются
ответвления для питания с.н.
Выключатели или выключатели нагрузки уста-
навливаются в цепях генераторов в следующих
случаях:
при подключении генераторов к АТ нли трехоб-
моточным трансформаторам;
при подключении блоков к РУ на стороне ВН
через два выключателя, когда отключение блока из-
меняет схему подключения других присоединений
(схема 3/2, 4/3, многоугольники и др.);
в укрупненных и объединенных блоках, когда
это диктуется режимными условиями или условия-
ми 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 выклю-
чатели 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] проектиру-
ются на основании исходных данных заказчика и
выполненной институтом «Энергосетьпроект» ра-
боты «Схема выдачи мощности проектируемой
электростанции в энергосистему».
Согласно [40.3] схема должна предусматривать
отключение линий электропередачи с одного кон-
ца, как правило, не более чем двумя выключателя-
ми, отключение блока не более чем тремя выключа-
телями РУ повышенного напряжения, отключение
трансформаторов (автотрансформаторов) связи РУ
различных напряжений не более чем четырьмя вы-
ключателями в РУ до 500 кВ и не более чем тремя
выключателями в РУ 750 кВ.
Должна быть предусмотрена возможность вы-
вода в ремонт выключателей повышенных напря-
жений без отключения соответствующих присое-
динений. Исключение из этого правила допускает-
ся только для ГЭС местного значения с ВН НО кВ
при стесненных условиях размещения открытых
РУ (ОРУ) вблизи здания ГЭС.
Отказ любого выключателя, даже в период ре-
монта любого другого выключателя, не должен
приводить к потере такого числа блоков и линий
электропередачи, которое может вызвать наруше-
ние устойчивости параллельной работы ГЭС и ЭЭС
или нарушение системных и межсистемных пере-
токов. Отказ любого выключателя не должен при-
водить к отключению двух линий одного направле-
ния двухцепного транзита.
Для РУ ПО кВ и выше НТП для ГЭС рекомен-
дуют следующие схемы:
на напряжениях НО—220 кВ: мостик, сдвоен-
ный мостик (для РУ ПО кВ, см. § 40.6), четырех-
угольник (для РУ 220 кВ, см. § 40.6), одна секцио-
нированная система шин с обходной, две несекцио-
нированпые системы шин с обходной, две секцио-
нированные 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 выключате-
ля, четырехугольник, две секционированные или
несекционированные системы шин с тремя выклю-
чателями на две цепи (схема 3/2), две секциониро-
ванные или несекционированные системы шин с
четырьмя выключателями на три цепи (схема 4/3),
схемы 3/2 и 4/3 с жестким присоединением авто-
трансформаторов к сборным шинам.
Кроме перечисленных схем на ГЭС в зависимо-
сти от конкретных условий могут использоваться
и другие схемы при надлежащем технико-экономи-
ческом обосновании. При технико-экономическом
анализе схем должны быть учтены оперативные
и ремонтные свойства схем, надежность электро-
снабжения, необходимое количество аппаратуры,
стоимость РУ, удобство деления схемы протпвоава-
рийной автоматикой, количество операций с разъе-
динителями, потери электроэнергии в трансформа-
торах, в том числе в режиме холостого хода (хх),
и другие существенные характеристики схем.
ш, СХЕМЫ ГАЭС
Гидроаккумулирующие электрические стан-
ции сооружаются по возможности вблизи мощных
узлов нагрузки энергосистем, с которыми они со-
единяются относительно короткими линиями
220—750 кВ. Оправдано сооружение Г АЭС вблизи
мощных АЭС и КЭС, работающих в базисном ре-
жиме.
Главные схемы ГАЭС строятся по блочному
принципу. Применяют простые, укрупненные
и объединенные блоки, что зависит от мощности ге-
нераторов, вида гидроагрегатов (двухмашинный,
трехмашинный или четырехмашинный), способа
пуска в насосном режиме (прямой асинхронный,
асинхронный при пониженном напряжении, частот-
ный, с помощью вспомогательного разворотного
асинхронного электродвигателя). При напорах до
500 м в зарубежной практике получили распростра-
нение двухмашинные обратимые агрегаты, у кото-
рых изменяется направление вращения вала при пе-
реходе от турбинного режима к насосному и наобо-
рот. При больших напорах используются трехма-
шинные агрегаты с неизменным направлением вра-
щения в турбинном и насосном режимах.
В цепях генераторов для осуществления опера-
ций включения и отключения агрегатов устанавли-
ваются выключатели или выключатели нагрузки.
На ГАЭС с двухмашинными обратимыми агрегата-
ми в цепях генераторов для изменения направления
вращения устанавливаются либо два реверсивный
разъединителя и выключатель, либо два реверсив-’
ных выключателя, либо реверсивный пятиполюс-
ный выключатель.
На высшем напряжении ГАЭС используются
наиболее простые схемы, рекомендованные для ГЭС.
ПРИМЕРЫ СХЕМ ГЭС И ГАЭС
Характерные электрические схемы действую-
щих ГЭС и Г АЭС с различным по параметрам обо-
рудованием приведены на.рис,40.17—40.22.
40.6. СХЕМЫ ПОДСТАНЦИЙ
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
» 5,
Главные схемы подстанций выбираются на ос-
новании схемы развития энергосистемы илн схемы
электроснабжения района.
На подстанциях 35—750 кВ обычно устанавли-
ваются один или два трансформатора (автотранс-
форматора). Для установки более двух трансформа-
торов требуется технико-экономическое обоснова-
ние. Выбор числа и мощности трансформаторов
производится с учетом требований к надежности
электроснабжения, характера графиков нагрузки и
допустимости систематических и аварийных пере-
грузок трансформаторов по ГОСТ 14209—85.
При постепенном росте нагрузки допускается
установка одного трансформатора на начальный
2 220 кВ
560 кВ-А
13,8/0,4 кВ
СВ-1500/200-88
115 МВт; 13,8 кВ
3x90,8 МВ-А
242/121/13,8 кВ
РВД(З)-
220/3200
ВВД-220Б-
40/3200
110 кВ
Рис. 40.17. Схема ГЭС мощностью 2300 (20x115) МВт
ТДЦ-200000/220
ТСЗП-4000/15 В
ТМН-6300/35
СВ-1470/149-104
78 МВт; 13,8 кВ
3x167 МВ-А
500/230/
13,8 кВ
РПД-
500/3200
ВВБ-500-
35,5/2000
10 МВ-А
121/10,5 кВ
3x135,9
МВ-А
3x135,9
525/13,8 кВ|МВ • А
525/121/
13,8 кВ
ТЦ-400000/500
ВВГ-20-
160/12500
РВП(3)-20/12500
§ 40.6]
СХЕМЫ ПОДСТАНЦИЙ
РНД(З)-
220/2000
ВНВ-220-
40/3200
65
220 кВ
500 кВ
ТЦ-400000/220
РВП(3)-20/12500
TC3-630/15
ЗхАОДЦТН-
167000/500/220
РНД(3)-35/2000
ВВУ-35-40/2000
КАГ-15,75-
28,5/28000
РВД(З)-
500/3200
ТЦ-
400000/500
СВ-1547/240-66
333 МВт
15,75 кВ
ТСЗП-6300/
15 В
РПД-
500/3200
ВНВ-500-
40/3200
ЗхРОДЦ-60000/500
ЗхОРЦ-533000/500
РГЗ-500/3200
ВВБК-500-50/3200
g ^|^ТДНС-16000/35
ШИШ
ВВГ-20-
160/20000
Рис. 40.19. Схема ГЭС мощностью 3996 (12x333) МВт
500 кВ
СВФ-1285/275-42
640 МВт; 15,75 кВ
TC3-630/15
ТДНС-16000/35
И»
Рис. 40.20. Схема ГЭС мощностью 6400 (10x640) МВт
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
ТСЗП-
4000/15 В
ВГДС-
1025/245-40
РПД-500/3200
ВНВ-500-40/3200
500 кВ
Рис. 40.21. Схема ГАЭС мощностью 1200 (6x200) МВт
750 кВ
ТЦ-400000/330
РНД(3)-330/3200
ВНВ-330-63/3200
ТДНС-
10000/35
РПД-750/3200
ВНВ-750-63/3200
СВО-12Ю/
285-40
331/403 МВт
15,75 кВ
тсзп-
2500/15 В
ЗхОРЦ-
417000/750
15,75 кВ
330 кВ
Рис. 40.22. Схема ГАЭС мощностью 2317 (7x331) МВт
ЗхАОДЦТН-
333000/750/330
ЗхОДЦТНП-92000/lSQ
РВП(3)-20/12500
ВВГ-20-160/12500,
ТДНС-10000/35
период эксплуатации, если обеспечивается резер-
вирование питания потребителей по сетям средне-
го и низшего напряжений. Аппараты и проводники
в цепях трансформаторов с учетом перспективы
должны быть, как правило, рассчитаны по номи-
нальному току, току перегрузки и току КЗ на уста-
новку более мощных трансформаторов следующей
по стандартной шкале номинальной мощности.
Выбор аппаратов и проводников подстанций
производится с учетом нагрузочной способности
основного оборудования (трансформаторов, реак-
торов, синхронных компенсаторов).
Установка одного трансформатора на подстан-
ции допускается, если обеспечивается требуемая сте-
пень надежности электроснабжения потребителей.
Устанавливаемые трансформаторы и авто-
трансформаторы должны иметь встроенное уст-
ройство РПН. Для дополнительной установки ли-
нейных регулировочных трансформаторов для не-
зависимого регулирования напряжения в различ-
ных сетях требуется обоснование. При этом учиты-
ваются характер нагрузки потребителей, требова-
ния к качеству электроэнергии и параметры транс-
форматоров (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 на-
пряжения. Установка предохранителей на стороне
ВН силовых трансформаторов подстанций 35,
110 кВ не допускается.
СХЕМЫ НА ВЫСШЕМ НАПРЯЖЕНИИ
Подстанции делятся на тупиковые (концевые),
ответвительные, проходные и узловые. В соответст-
вии с НТП для подстанций 35—750 кВ разработаны
типовые схемы, позволяющие максимально унпфи-
1 пировать проектные решения. Перечень схем н об-
ласть их применения даны в табл. 40.1, а изображе-
ние — на рис. 40.23. Схемы подстанций обознача-
ются 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 рабо-
1 той секций. При необходимости глубокого ограни-
чения уровня токов КЗ применяются трансформа-
1 торы с расщепленной обмоткой НН, а также оди-
нарные и сдвоенные групповые реакторы в цепи
трансформаторов. На отходящих линиях, как пра-
вило, реакторы не предусматриваются. Кроме того,
на ПС секционные реакторы малоэффективны и
1 потому не устанавливаются. Допустимый уровень
токов КЗ зависит от параметров электрооборудова-
ния и параметров распределительной кабельной се-
ти. Снижение уровня токов КЗ электрически отда-
ляет потребителей от источников энергии и при
прочих равных условиях ухудшает условия работы
комплексной нагрузки при переходных процессах.
При наличии на ПС синхронных компенсато-
ров (СК) последние включаются непосредственно
после трансформаторов. Пуск СК в зависимости
от мощности прямой или реакторный. Батареи кон-
денсаторов (БК) обычно включаются непосредст-
венно на секции РУНН. Линейные регулировочные
трансформаторы включаются между трансформа-
тором (автотрансформатором) и реактором.
Типовые схемы подстанций на НН приведены
на рис. 40.24. Вопрос об установке синхронных
компенсаторов, батарей конденсаторов или линей-
ных регулировочных трансформаторов решается
на основании технико-экономических расчетов с
учетом требований к качеству электроэнергии у по-
требителей, 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 элек-
тростанций и подстанций. Повреждения в системе
с.н. электростанций неоднократно приводили к на-
рушению работы основного оборудования, энерго-
блоков, электростанций в целом и развитию аварий
в энергосистемах.
Состав электроприемников с.н., значение по-
требляемой ими мощности и количество потребля-
емой электроэнергии зависят от типа электростан-
ции (подстанции), вида топлива, мощности агрега-
тов и т.п.
В табл. 40.2 приведены ориентировочные мак-
симальные нагрузки с.н. по отношению к установ-
ленной мощности электростанций, расход энергии
на с.н. в процентах годовой выработки электро-
энергии и потребляемая мощность с.н. подстанций.
При проектировании необходимо знать состав
электроприемников, их мощность и категорию.
Электроприемники с.н. делятся на ответствен-
ные и неответственные. К ответственным относят
электроприемники, выход из строя которых может
привести к нарушению нормальной работы или
возникновению аварии на электростанции или под-
станции. Такие электроприемники требуют надеж-
ного питания.
Основным приводом механизмов с.н. являются
асинхронные электродвигатели различных испол-
нений с прямым пуском. Для тихоходных механиз-
мов (шаровые мельницы), а также для очень мощ-
Рис. 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 ис-
пользоваться трсхобмоточныс трансформаторы, автотрансформаторы и трансформаторы с расщепленной обмот-
кой НН. 2. В схемах 5Н и 5АН (ж и з) на напряжение 35 кВ ремонтная перемычка нс предусматривается
Рис. 40.24. Схемы подстанций на низшем напряжении
Таблица 40.1. 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 разъеди- нителем а 4- + + - - ’ -
2 3 Блок (линия—трансформатор) с отдели- телем б - 4- - - -
3 ЗН Блок (линия—трансформатор) с выклю- чателем в + + + - - -
4 4 Два блока с отделителями и неавтомати- ческой перемычкой со стороны линий г - + - - - -
5 4Н Два блока с выключателями и неавтома- тической 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' + 4- + - -
8 5АН Мостик с выключателем в цепях транс- форматоров и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов 3 + + + — — —
9 6 Заход—выход и - ' + - -
10 7 Четырехугольник к + + 4- 4- 4-
11 9 Одна секционированная система шин л + - - - . -
12 12 Одна секционированная система шин с обходной м * - + 4- - - -
13. 13 Две несекционированные системы шин с обходной н - + - - — -
14 14 Две секционированные системы шин с обходной о - + + - - -
15 15 Трансформаторы—шины с присоедине- нием линий через два выключателя п - - 4- 4- 4-
16 16 Трансформаторы—шины с полуторным присоединением линий р - 'Г 4- 4- 4- 4-
17 17 Полуторная схема с - - - 4- 4- 4-
Примечания: 1. Для РУ 150 кВ рекомендуются тс же схемы, что и для РУ ПО кВ. 2. В схемах 5Н и 5АН на
напряжение 35 кВ ремонтные перемычки нс предусматриваются. 3. Знак «+» означает «применяется», знак «-»
означает «нс применяется».
ных механизмов находят применение синхронные
электродвигатели. Для механизмов, требующих ре-
гулирования частоты вращения в широких преде-
лах, применяют электродвигатели постоянного то-
ка и асинхронные электродвигатели с тиристорным
преобразователем в цепи статора.
На электростанциях обычно имеются два напря-
жения с.н.: высшее (6 или 10 кВ) и низшее (0,4 кВ).
На КЭС, ТЭЦ, а также на АЭС высшее напряже-
ние 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 номиналь-
ным напряжением имеют несколько лучшие техни-
Таблица 40.2. Максимальные нагрузки и расход
электроэнергии установок собственных нужд
Электроустановка Р !Р С.П.1Т13Х уст? 5 % W /W C.II. выр’ %
ТЭЦ: пылсугольная 8—14 8—13
газомазутная 5—7 6—10
КЭС: пылсугольная 6—8 к—7
газомазутная 3—5 3—6
'АЭС: с газовым тсплоиоси- 5—14 3—12
телем ! С ВОДНЫМ тсплоиоси- 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 электродвигате-
ли той же мощности на более высокое напряжение.
С другой стороны, применение более высокого
напряжения с.н. уменьшает номинальные токи це-
пей, допускает использование более легких кабе-
лей, 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 применяет-
ся 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 мощно-
сти трансформаторов принимаются сниженные на-
пряжения КЗ (4,5—5,5 %). В цепях электродвигате-
лей и питающих линий сборок 0,4 кВ устанавлива-
ются автоматы. Установка предохранителей допус-
кается только в цепях освещения, сварки и неответ-
ственных электродвигателей, не связанных с ос-
новным технологическим процессом (например,
в мастерских, лабораториях и т.п,).
СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ КЭС
Потребители с.н. делятся На блочные и обще-
станционные. Блочные потребители питаются от
трансформаторов с.н. блоков, обшестанционные
по возможности равномерно распределяются меж-
ду блоками (на первой стадии строительства КЭС
общестанционную нагрузку питают либо от секций
собственных нужд 1 -го и 2-го блоков, либо от мест-
ной сети 6- 35 кВ, имеющейся в районе строитель-
ной площадки).
Собственные нужды блоков 6 кВ получают пи-
тание от блочных трансформаторов с.н., подклю-
чаемых на ответвлении между генератором и сило-
вым трансформатором (автотрансформатором).
Каждый блок мощностью 160 МВт и выше имеет
две секции с.н. напряжением 6 кВ. Блоки мощ-
ностью до 120 МВт включительно имеют по одной
секции на котел, необходимость двух секций долж-
на быть обоснована. Резервирование питания сек-
ций осуществляется автоматически от спаренных
резервных магистралей 6 кВ, получающих питание
от резервных трансформаторов. Резервные магист-
рали секционируются выключателями через два-
три блока и имеют выключатели на вводе от резерв-
ных 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 генераторно-
го напряжения не подключен к источнику, но готов
к транспортировке и включению в работу) при чис-
ле блоков семь и более.
В схемах, где блоки имеют генераторные вы-
ключатели, принимается: один присоединенный
к источнику питания резервный трансформатор
при числе блоков от одного до четырех, два присое-
диненных резервных трансформатора при числе
блоков от пяти до восьми, три присоединенных ре-
зервных трансформатора при числе блоков девять и
более, а также один неприсоединенный трансфор-
матор генераторного напряжения — при числе бло-
ков четыре и более. На каждый блок предусматри-
вается две секции с.н. по 0,4 кВ.
Каждая секция 0,4 кВ имеет рабочее и резерв-
ное питание, последнее включается автоматически.
Рабочее питание секций 0,4 кВ блока осуществля-
ется от секций 6 кВ своего блока через трансформа-
тор 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
отблочного трансформатора с.н., присоединенного
Рис. 40.25. Схемы собственных нужд 6 кВ КЭС:
а — без генераторных выключателей блоков; б — частично с генераторными выключателями блоков; в — с ге-
нераторными выключателями блоков
к ответвлению от выводов генератора. Резервиро-
вание питания осуществляется от резервных маги-
стралей 6 кВ, питающихся от пускорезервных
трансформаторов (ПРТ) собственных нужд. Мощ-
ность рабочего трансформатора с.н. выбирается
по мощности блочной нагрузки с учетом доли об-
Йгестанциопной нагрузки, подключаемой к секци-
ям блока. Если общестанционная нагрузка в основ-
ном подключена к секциям с.н. первых двух бло-
ков, 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
передаются па специальные пускорезервные транс-
форматоры с.н., каждый из которых должен обеспе-
чить замену рабочего трансформатора с.н. одного
блока и одновременный пуск или аварийную оста-
новку второго блока, а также самозапуск его элек-
тродвигателей. На КЭС с блоками, имеющими пус-
корезервные питательные насосы с электроприво-
дом, принимаются следующие расчетные условия
при выборе резервных трансформаторов с.н.:
а) замена рабочего трансформатора с.н. блока, ра-
ботающего со 100 %-ной нагрузкой (при работе
блока иа турбопитательном насосе), с одновремен-
ным пуском второго блока; б) замена рабочего
трансформатора с.н. блока (при работе на электро-
питательном насосе) с одновременным пуском вто-
рого 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 пита-
ния. Они могут также подключаться к ответвлению
от блоков, имеющих генераторные выключатели
(рис. 40.25, б).
Резервный трансформатор (РТ) с.н. должен
обеспечивать самозапуск электродвигателей ответ-
ственных механизмов с.н. (допустимо отключение
неответственных механизмов) при расчетном вре-
мени перерыва питания 2,5 с, определяемом време-
нем действия релейных защит, временем отключе-
ния выключателей, временем действия системы ав-
томатического включения резерва (АВР) и взаимо-
действия электрических и технологических защит
и блокировок. Если самозапуск при данных услови-
ях не обеспечивается, то должны быть приняты ме-
ры по сокращению времени перерыва питания
до 1,5 с. Допускается мощность резервных транс-
форматоров с.н. принимать максимально возмож-
ной по условиям электродинамической стойкости
коммутационной аппаратуры, принятой для блоч-
ных секций 6 кВ.
На электростанциях всех типов должен быть
обеспечен самозапуск механизмов с.н. без меро-
приятий по ступенчатому включению электродви-
гателей. Мощность ПРТ практически выбирается
на ступень выше мощности рабочих трансформато-
ров с.н.
Мощность трансформаторов с.н. согласуется
с допустимым уровнем токов КЗ в сети 6 кВ по от-
ключающей способности выключателей и парамет-
рам кабелей. Ток КЗ следует определять .с- учетом
тока подпитки от электродвигателей. » .
В схеме рис. 40.25, в в цепях генераторов уста-
новлены выключатели, а рабочие трансформаторы
с.н. присоединены к ответвлению между выключа-
телем и трансформатором блока. Здесь рабочие
трансформаторы с.н. могут обеспечить пуск и оста-
новку своего блока. Мощность рабочих трансфор-
маторов с.н. выбирается по мощности блочной
и общестанционной нагрузок своих секций. Мощ-
ность резервных трансформаторов принимается
равной мощности рабочих трансформаторов с.н.
Вариант схемы питания с.н. по рис. 40.25, в об-
ладает определенными технологическими преиму-
ществами по сравнению с вариантом схемы по
рис. 40.25, а.
Возможно выделение отдельных секций (не ме-
нее двух) для общестанциопной нагрузки с питани-
ем их от отдельных общестанционных трансформа-
торов с.н. или от одного трансформатора с расщеп-
ленной обмоткой низшего напряжения, подключае-
мых к РУ повышенного напряжения. Резервирова-
ние питания общестанционных секций должно осу-
ществляться от отдельного резервного трансфор-
матора. Магистраль резервного питания общестан-
ционных секций должна соединяться через выклю-
чатель с магистралью резервного питания рабочих
секций 6 кВ. Допускается выполнять питание об-
щестанционных секций от двух отдельных транс-
форматоров 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 по-
тери электроснабжения с.н. 6—10 кВ резервируе-
мых блоков. На случай полной и длительной (более
30 мин) потери переменного тока на электростан-
ции должно быть обеспечено надежное питание от-
ветственных электродвигателей 0,4 кВ от автома-
тически включаемых резервных дизель-генерато-
ров. Дизель-геиераторная установка должна быть
предусмотрена для каждого турбоагрегата или
энергоблока. Для потребителей, не допускающих
перерыва питания, должны предусматриваться аг-
регаты бесперебойного питания (АБП).
СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ТЭЦ
Распределительные устройства с.н. напряжени-
ем 6—10 кВ принимаются с одной системой сбор-
ных шин с числом секций, равным числу котлов.
На ТЭЦ смешанного типа с неблочной (с попереч-
ными 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 мощно-
сти блока.
Рабочее питание секций с.н. 6—10 кВ поблоч-
ной части осуществляется от сборных шин генера-
торного напряжения, а блочной части — ответвле-
Рис. 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 рекоменду-
ется питание собственных нужд осуществлять от-
ветвлениями от блоков с турбинами типа Р с проти-
водавлением. Резервирование питания с.н. произ-
водится 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 рабо-
чих трансформаторов с.н. Рабочие и резервные ис-
точники (трансформатор, линия) присоединяются
к разным секциям ГРУ. При двух системах сборных
шин в ГРУ резервный источник вместе с трансфор-
матором 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 ра-
бочего и резервного источников с.н. должны быть
разделены не менее чем двумя выключателями.
Мощность резервных источников питания с.н.
выбирается с учетом следующего:
1) при питании рабочих и резервных источни-
ков от шин ГРУ и подключении к секции ГРУ одно-
го рабочего источника мощность резервного источ-
ника принимается не менее мощности наиболее
крупного рабочего источника;
2) при питании рабочих и резервных источни-
ков от шин ГРУ и подключении к секции ГРУ двух
рабочих источников мощность резервного источ-
ника должна быть па 50 % больше мощности наи-
более крупного рабочего источника;
3) при питании рабочих источников ответвле-
ниями от блоков без генераторных выключателей
мощность резервного источника должна быть дос-
таточной для замены наиболее крупного рабочего
источника и одновременно пуска одного котла или
турбины;
4) при питании рабочих источников от блоков,
имеющих выключатели генераторного напряже-
ния, мощность резервного источника должна быть
равна мощности рабочего источника.
Для каждого котла (или турбины, если число
турбин превышает число котлов) предусматривает-
ся секция РУ 0,4 кВ в главном корпусе. Необходи-
мость двух секций на котел должна быть обоснова-
на. При блочной тепловой схеме должно быть
не менее двух секций 0,4 кВ на блок в главном кор-
пусе. Обшестанционная нагрузка по возможности
равномерно распределяется между секциями РУ
0,4 кВ. Допускается иметь в главном корпусе от-
дельные 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
ик = 8 %, при меньшей мощности трансформаторов
с.н. принимается ик = 1,5—5,5 %.
Резервные источники питания РУ 0,4 кВ долж-
ны обеспечивать самозапуск ответственных меха-
низмов, от работы которых зависит сохранность
в работе основного оборудования, а также обеспе-
чивать надежным питанием системы пожаротуше-
ния 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 защи-
та минимального напряжения отключает секцию
с неответственными потребителями, а секция с от-
ветственными потребителями автоматически под-
ключается к резервному источнику. На каждые че-
тыре рабочих трансформатора с.н. 6/0,4 кВ прини-
мается один резервный трансформатор.
Для электростанций с блочной тепловой схе-
мой 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 транс-
форматоров более шести).
На ТЭЦ на случай полной длительной (более
30 мин) потери напряжения промышленной часто-
ты при авариях на станции и системных авариях
должно быть предусмотрено надежное питание от-
ветственных потребителей 0,4 кВ от неблочной
части (если она имеется), от ближайших электро-
станций или от аварийных дизель-генераторных
установок электродвигателей валоповоротных уст-
ройств, маслонасосов турбоагрегатов, подзаряд-
ных агрегатов аккумуляторных батарей, аппарату-
ры КИП и автоматики, аварийного освещения и по-
жаротушения. Примеры схем с.н. ТЭЦ приведены
на рис. 40.27, а, б.
СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ АЭС
Питание потребителей с.н. обычно осуществля-
ется 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 рас-
ход электроэнергии зависят от типа электростан-
ции и параметров основного оборудования. Расход
электроэнергии на с.н. зависит от вида теплоноси-
теля. На станциях с газовым теплоносителем при
электроприводе газодувок он наиболее высок, а на
станциях с водным теплоносителем он существен-
но меньше (см. табл. 40.2). Потребители с.н. АЭС
делятся по требованиям к надежности нх питания
на три группы.
К потребителям 1-й группы относятся потреби-
тели постоянного и переменного тока: система
управления и защиты реактора (СУЗ), система кон-
трольно-измерительных приборов и устройств авто-
матики реактора, система дозиметрического кон-
троля, часть сети аварийного освещения, маслона-
сосы постоянного тока турбоагрегатов и т.п. По ус-
ловиям безопасности и сохранности основного обо-
рудования перерыв питания допускается только на
доли секунды во всех режимах, включая режим пол-
ного исчезновения переменного напряжения от ра-
бочих и резервных трансформаторов с.н. Эти потре-
бители требуют обязательного наличия питания по-
сле срабатывания аварийной защиты (АЗ) реактора.
К потребителям 2-й группы относятся потреби-
тели переменного тока: механизмы расхолажива-
ния энергетического реактора (аварийные пита-
тельные насосы, аварийные насосы технической
воды, насосы промежуточного контура), насосы
вентиляционных систем охлаждения помещений
первого контура, маслонасосы переменного тока
турбогенераторов, валоповоротные устройства, пе-
регрузочная машина и т.п. Допустимый перерыв
питания, определяемый условиями безопасности
и сохранности основного оборудования, соответст-
вует типу реактора и технологической схеме и со-
ставляет от десятков секунд до десятков минут.
По условиям работы этих потребителей обязатель-
но требуется наличие питания после срабатывания
АЗ реактора.
Для потребителей 1 -й и 2-й групп создается спе-
циальная система надежного питания с числом сек-
ций, равным числу систем безопасности (I, II, III).
В нормальном режиме потребители 1 -й и 2-й групп
переменного тока получают питание от общей сети
с.н. АЭС, а потребители постоянного тока — от ак-
кумуляторной 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 специ-
альные преобразователи - обратимые дизель-гене-
раторные агрегаты или инверторные преобразова-
Рис. 40.27. Схемы собственных нужд ТЭЦ:
а — с поперечными связями по пару; б — смешанного типа
тели — агрегаты бесперебойного питания. Потре-
бители 2-й группы в аварийных режимах обеспечи-
ваются питанием либо от дизель-генераторов, либо
от газотурбинных установок с быстродействующим
автоматическим запуском, а также от ГЭС, располо-
женных вблизи АЭС.
К потребителям 3-й группы относятся потреби-
тели переменного тока: главные циркуляционные
насосы (ГЦН) и газодувки (на АЭС с газовым теп-
лоносителем). Потребители 3-й группы — наибо-
лее мощные среди элсктроприемников с.н., однако
они не требуют повышенной степени надежности
питания, допускают перерыв питания на время дей-
ствия АВР и не требуют обязательного наличия пи-
тания после срабатывания АЗ реактора.
На АЭС с реакторами на тепловых нейтронах
наиболее высокие требования к надежности пита-
ния ГЦН предъявляются в случае использования
насосов бессальникового типа с малой инерцией
маховых масс. Правила технологического проекти-
рования АЭС с реакторами типа ВВЭР требуют ус-
тановки инерционных ГЦН с маховиком на валу аг-
регата. Допустимый перерыв питания зависит от
параметров реактора, типа и числа ГЦН. При рабо-
те реактора с номинальной нагрузкой потеря ГЦН
без срабатывания аварийной защиты допустима на
доли секунды. Потеря питания части ГЦН без сра-
батывания АЗ допустима, если обеспечено автома-
тическое снижение мощности реактора до уровня,
соответствующего новому уровню расхода тепло-
носителя. 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 использо-
ваны специальные вспомогательные генераторы
с.н. на общем валу с основным турбогенератором,
основные турбогенераторы АЭС (энергия выбега),
независимые источники электроснабжения — ли-
нии от ближайших электростанций.
В нормальном режиме резервирование питания
потребителей переменного тока I-й и 2-й групп
осуществляется от зависимых источников питания
(трансформаторы с.н., линии 0,4 кВ), а потребите-
лей постоянного тока — от аккумуляторной бата-
реи, от вентильных преобразователей или от обра-
тимых агрегатов.
Все независимые источники должны иметь
100 %-ный резерв. Выбор независимых источников
со 100 %-ным резервированием производится с
учетом технологии производства, надежности ра-
боты, обеспечивающей ядерную безопасность, и
технико-экономических показателей.
Перечисленным условиям удовлетворяют
схемы с.н. ранее запроектированных АЭС
(рис. 40.28, а—е).
Опыт проектирования и эксплуатации АЭС по-
зволил уточнить требования к их главным схемам
и системам с.н. и разработать нормы технологиче-
ского проектирования. Согласно НТП на АЭС при-
нимаются три или четыре 100 %-ные системы безо-
пасности, рекомендуются к установке ГЦН с махо-
виками, секции 6 кВ потребителей 2-й группы со-
единяются с секциями 6 кВ потребителей 3-й груп-
пы через два выключателя. Нормально рабочее и
резервное питание осуществляется от рабочих и ре-
зервных трансформаторов с.н. В аварийных усло-
виях питание потребителей 1-й и 2-й групп осуще-
ствляется от аварийных источников питания (акку-
муляторная батарея, аккумуляторная батарея с пре-
образователями, 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 отклю-
чаемых ГЦН без срабатывания АЗ реактора, а так-
же от количества и мощности рабочих трансформа-
торов с.н. К одной секции 6 кВ, как правило, долж-
но 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 энергети-
ческий реактор должно быть не менее двух секций
6 кВ, подключаемых к рабочему источнику через
свой выключатель. Рабочие трансформаторы с.н.
подключаются к ответвлениям генераторного на-
пряжения электрического блока. Они должны по-
крывать нагрузку своих секций, включая общестан-
ционную нагрузку, без перегрузки отдельных об-
моток. Резервные трансформаторы сети с.н. 6 кВ
подключаются к РУ низшего из повышенных на-
пряжений АЭС или к РУ близлежащих электро-
станций и подстанций.
Число резервных трансформаторов с.н. 6 кВ
до последнего времени принималось таким же, как
и на КЭС. В настоящее время требования к надеж-
ности питания потребителей с.н. повышены. В свя-
зи с этим, например, число резервных трансформа-
торов с.н. 6 кВ на АЭС с реакторами типа ВВЭР
принимается следующим: один резервный присое-
диненный к источнику питания трансформатор
при одном блоке генератор-трансформатор; два ре-
зервных присоединенных трансформатора и один
неприсоединенный, установленный на фундамен-
те и готовый к перекатке трансформатор генера-
торного напряжения при числе блоков генератор-
трансформатор от двух до четырех; третий резерв-
ный присоединенный трансформатор устанавлива-
ется с пятым блоком; четвертый резервный присое-
диненный трансформатор устанавливается при
числе блоков от шести до восьми. При отсутствии
генераторного выключателя в блоке мощность ре-
зервного трансформатора с.н. должна обеспечи-
Рис. 40.28. Схемы собственных нужд АЭС:
а —: с водо-водяным реактором и ГЦН бессальникового типа; б — с водографитовым реактором; в — схема пи-
тания потребителей СУЗ; М — двигатели напряжением 6 кВ; АПН — аварийное питание насоса; РВ,— резерв-,
ный возбудитель ,
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 ре-
акторов с одним блоком генератор-трансформатор
мощность резервного трансформатора, как прави-
ло, принимается равной мощности рабочего транс-
форматора с.н.
Магистрали резервного питания с.н. напряже-
нием 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 трансформа-
торов 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 агре-
гатные и общестанционные и на две группы в отно-
шении требований к надежности работы. К 1-й
группе относятся электроприемники, нарушение
электроснабжения которых может привести к по-
вреждению или отключению гидроагрегата, сниже-
нию выработки электроэнергии, разрушению гид-
росооружений. Такими электроприемниками явля-
ются техническое водоснабжение агрегатов (водная
смазка турбинного подшипника, маслоохладители
подпятников и подшипников агрегата, воздухоохла-
дители генератора); маслоохладители трансформа-
торов; вспомогательные устройства систем возбуж-
дения; маслонапорные установки; система аварий-
ного освещения; система пожаротушения; механиз-
мы закрытия дроссельных затворов напорных тру-
бопроводов; 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. Электро-
приемники 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 по-
требителей с.н. должно быть предусмотрено не ме-
нее двух независимых источников питания. На вре-
мя останова всех гидрогенераторов допускается
осуществлять питание с.н. от одного источника
с использованием в качестве второго источника ре-
зервного 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. Допуска-
ется установка дизель-генератора. Шины РУ
0,4 кВ, от которых питаются ответственные элек-
троприемники, должны быть секционированы ав-
томатами на две секции, каждая из которых должна
получать питание от своего независимого источни-
ка питания. Необходимость устройства АВР
на этих секциях должна быть обоснована. Допуска-
ется 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 на рис. 40.30, а—г. К агрегатным
потребителям с.н. относятся маслонасосы и ком-
прессоры зарядки маслонапорных установок, насо-
сы откачки воды с турбины, компрессоры торможе-
ния агрегатов, лекажные насосы, вентиляторы и на-
сосы системы охлаждения трансформаторов блоков.
Мощность трансформаторов агрегатных с.н. выби-
рается по суммарной нагрузке с.н. соответствующих
агрегатов. Трансформаторы рассчитываются на ра-
боту без перегрузки с явным резервом. Главные
трансформаторы с.н. принимаются со скрытым ре-
зервом с возможностью аварийной перегрузки. Для
электроснабжения агрегатных и большинства обще-
станционных потребителей с.н. 0,4 кВ применяются
сухие трансформаторы, включенные по схеме пгу-
РУСНбкВ
нормальной
эксплуатации (3-я гр.)
Тр-рДЭС
= 220 В
Раздели-
тельный
тр-р для
питания
АБП
Тр-р надежного^
питания
(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 компен-
саторов объема
ТСЗС-1000/10
6/0,4-0,23
РУСНбкВ
надежного
питания 2-й категории
(2-й гр.)
Дизель-генератор
5500 кВт
Тр-р надежного питания
ТСЗС-1000/10
6/0,4-0,23
РУСН0,4кВ
надежного
питания 2-й категории
(2-й гр.)
Шины 0,4 кВ
надежного питания
1-й категории
(1-й ip.)
£7 Тр-р СУЗ
J ТСЗС-1000/10
6/0,4-0,23
блочный
питания
АБП
ТСЗС-1000/10
6/0,4
Отпайка
от блока
ТРДНС-63000/35
24/6,3-6,3 кВ
КРУСНбкВ
другого блока
Резервный тр-р
ТРДЦН-63000/220
/6,3—6,3 кВ
питания
= НОВ
Дизель-
генератор
а) (правая часть)
Рис. 40.29, Продолжение
f блочный5^
Резервный А
V) тр-р 9;
IVVV^XV
Г"'
компен-
саторов
объема
тр-рдля
питания
АБП
ТСЗС-
1000/10
6/0,4 кВ
тр-рдля
питания
АБП
К соседнему блоку
т тр-ру
фТр-рф СУЗ ^гогоблока
Силовая
нагрузка СУЗ
К ОРУ 330 кВ
б) (левая часть)
Рис. 40.29. Продолжение
Рис. 40.29. Продолжение
Потребители
категории 1Б
Общеблочная установка
т гт т т ггт т,ггг ,т,rrr
Ж1Ш ж ж
в) (левая часть)
Рис. 40.29. Продолжение
Потребители
категории IB
Потребители
категории IA
= 220 В
в) (правая часть)
Рис. 40.29. Продолжение
0,38/0,22 кВ
Потребители
категории IA
Потребители
постоянного
тока
г) (левая часть)
Рис. 40.29. Продолжение
г) (правая часть)
бокого ввода. Единичная мощность трансформато-
ров не выше 1 000 кВ • А при ик — 8 %.
Схемы с.н. ГАЭС строятся по тем же принци-
пам, что и схемы ГЭС, однако они несколько слож-
нее ввиду особенностей технологического режима,
параметров оборудования и компоновок ГАЭС (на-
сосный и турбинный режимы, пуск в этих режимах
и перевод гидроагрегатов из одного режима в дру-
гой, наличие регулируемого водохранилища, ма-
невренность, режим работы в системе).
СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ ПОДСТАНЦИЙ
' В зависимости от типа, назначения и размеще-
ния ПС, мощности трансформаторов (автотранс-
форматоров), наличия синхронных компенсаторов,
типа электрооборудования н т.п. подстанции про-
ектируются с обслуживанием дежурным персона-
лом или без пего (централизованное обслуживание,
дежурство на дому), с постоянным, выпрямленным
или переменным оперативным током.
Постоянный оперативный ток должен приме-
няться на всех ПС 220—750 кВ, па ПС 35—220 кВ,
в зависимости от числа присоединений, типа вы-
ключателей и их привода, от степени сложности
устройств релейной защиты. В остальных случаях
должен применяться переменный или выпрямлен-
ный оперативный ток в соответствии с указаниями
по области применения различных видов оператив-
ного тока.
Потребители с.н. подстанций делятся на ответ-
ственных и неответственных. К первым относятся
электроприем пики системы охлаждения трансфор-
маторов (автотрансформаторов), системы охлажде-
ния синхронных компенсаторов и смазки их под-
шипников, сети аварийного освещения, система по-
жаротушения, система подогрева выключателей и
их приводов, электроприемннки компрессорной,
система связи и телемеханики.
На двухтрансформаторных (многотрапсформа-
торпых) ПС 35—750 кВ устанавливается не менее
двух трансформаторов с.н. со скрытым резервом.
Трансформаторы выбираются с учетом их перегру-
зочной способности в аварийных режимах. Каждый
из трансформаторов работает на свою секцию сбор-
ных шнн, на секционный выключатель воздействует
устройство АВР. Мощность трансформаторов с.н.
должна быть не более 630 кВ • А для ПС ПО—220
кВ и не более 1000 кВ А для ПС 330 кВ и выше.
При технико-экономическом обосновании допуска-
ется применение трансформаторов 1000 кВ • А при
ик = 8 % па ПС ПО—220 кВ. На однотрансформа-
торных ПС 35—220 кВ при наличии на них Син-
хронных компенсаторов, воздушных выключателей
и автотрансформаторов с принудительной системой
охлаждения также устанавливаются два трансфор-
Рис. 40.30 (начало). Схемы собственных нужд ГЭС
Штора С.н. со скрытым резервом, причем один 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 опера-
тивным током подключаются к шинам РУ 6—35 кВ,
а при отсутствии РУ — к обмоткам НН трансформа-
торов (автотрансформаторов). На подстанциях с пе-
ременным и выпрямленным оперативным током
трансформаторы с.н. включаются на ответвления ме-
жду выводами НН трансформатора (автотрансформа-
тора) и выключателем.
На подстанциях напряжение сети с.н. принима-
ется 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 приме-
няться па 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.
40.8. КООРДИНАЦИЯ УРОВНЕЙ ТОКОВ КЗ
НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ И ПОДСТАНЦИЯХ
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Проблема координации уровней токов КЗ воз-
никла сравнительно недавно (в 60—70-е годы)
в связи с бурным развитием электроэнергетики,
ростом единичных мощностей агрегатов, электро-
станций, ПС и ЭЭС, изменением структуры ЭЭС,
концентрацией генерирующей мощности в энерго-
системах, развитием сетей среднего, высокого,
сверхвысокого и ультравысокого напряжений, рос-
том мощностей отдельных узлов нагрузки и изме-
нением состава и параметров их элементов.
Проблема координации уровней токов КЗ долж-
на решаться на базе системного подхода с учетом:
изменения уровней токов КЗ на электростанци-
ях и в сетях ЭЭС и изменения соответствующих тре-
бований ЭЭС к параметрам электрооборудования;
динамики изменения параметров разрабатывае-
мого и поставляемого ЭЭС электрооборудования;
результатов разработок принципиально новых
видов электрооборудования, включая токоограни-
чивающие устройства;
динамики изменения оптовых цен и расчетных
стоимостей электрооборудования, включая новые
его виды;
функциональных связей между техническими
и экономическими характеристиками электрообо-
рудования;
экономических и режимных последствий ис-
пользования тех или иных методов и средств огра-
ничения токов КЗ;
требований энергосистем к устойчивости, на-
дежности и экономичности работы как ЭЭС
в целом, так и их элементов.
При координации уровней токов КЗ произво-
дится поиск оптимального решения, в наибольшей
степени удовлетворяющего запросам и возможно-
стям народного хозяйства.
Проблема координации уровней токов КЗ в рам-
ках более общей проблемы оптимизации структуры,
параметров и режимов работы энергосистем и их
элементов нормально должна решаться па всех ста-
диях — от прогнозирования и планирования до про-
ектирования и эксплуатации энергосистем.
УРОВНИ ТОКОВ КЗ И ДИНАМИКА ИХ
ИЗМЕНЕНИЯ
Под координацией уровней токов КЗ понимает-
ся оптимальное согласование в динамике парамет-
ров электрооборудования и предъявляемых к ним
требований электроустановок и энергосистем в от-
ношении расчетных уровней токов КЗ. Следует
подчеркнуть, что проблема координации уровней
токов КЗ не сводится к более простой и достаточно
разработанной задаче выбора параметров электро-
оборудования при заданных, детерминированных
параметрах электроустановок или энергосистем.
Анализу подлежат, как правило, максимальные
(наибольшие) значения токов трехфазного и одно-
фазного КЗ в расчетном режиме работы электроус-
тановки или энергосистемы. Динамика изменения
уровней токов КЗ анализируется по предыстории
(10—25 лет) и па перспективу (5—10 лет). Источ-
ником информации по предыстории могут являться
данные ежегодных расчетов токов КЗ в ЭЭС в ре-
жиме максимума нагрузки, используемые для вы-
бора и корректировки уставок релейной защиты.
Источником информации на перспективу могут
служить расчеты токов КЗ в проектных организаци-
ях, выполняемые при планировании и проектирова-
нии схем развития ЭЭС, а также данные расчетов
токов КЗ на перспективу, выполняемые вычисли-
тельными центрами ряда ЭЭС.
Данные об уровнях токов КЗ для удобства ис-
пользования 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 то-
ков КЗ целесообразно оценивать также взаимосвя-
занные факторы: структуру и параметры энерго-
системы (электростанции и сети), плотность на-
грузки и сети, плотность генерирующей мощности
в ЭЭС, число точек стационарного и автоматиче-
ского деления сети, особенности схем выдачи мощ-
ности 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 распределе-
ния уровней токов трехфазного и однофазного КЗ
по узлам сети 220 кВ — на рис. 40.33, а, б.
Очевидно, что данные, аналогичные представ-
ленным (применительно к конкретным энергосис-
темам), могут служить основой при решении во-
Рис. 40.32. Динамика изменения наибольших
уровней токов КЗ в сети 220 кВ конкретной энер-
госистемы по годам
проса о координации уровней токов КЗ в энергосис-
темах. <
ПАРАМЕТРЫ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ
И ДИНАМИКА ИХ ИЗМЕНЕНИЯ
Электропромышленность непрерывно совер-
шенствует конструкции электрооборудования,
улучшает его параметры и характеристики с уче-
том возрастающих требований развивающихся
энергосистем.
Таблица 40.3. Наибольшее действующее значение тока КЗ, кА
Год 1< Число ЭЭС (обслсдован- ных/вссго) Трсхфазнос(З) или однофаз- ное (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.
Таблица 40.4. Наибольшее действующее значение тока КЗ, кА, мощной энергосистемы
Год Напряжение сети, кВ
35 110 220 500 750
/3) клаиб /3> клаиб /0 к.паиб /3) к.иаиб /И клаиб /3.) клаиб /1) к.паиб /3) клаиб /1) клаиб
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 >3,5 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 1^,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 г-' 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 18,1 7,31 7,39
1'971—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>5 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 а,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,Ь 29,7 13,5 12,5
1998—99 ... ...
1999—00 31,8 30,4 •97,6 35,3' - 34,9 32,? —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.
Таблица 40.5. Наибольший достигнутый уровень номинальных токов отключения выключателей
Выключатель /ОТКЛ.1ЮМ> кА- ПРИ Цюм> кВ
6 10 20 35 НО 150 220 330 500 750 1150
Баковый 4,8 5,8 — 50 50 — 40 — — — —
Маломасляный — 105: 100 16 40 , — 25 —. - — -4- —
Воздушный — — 160 40 63 45 63 63 63 63 63
Элегазовый 40 40 — — 40 . — 50 63 50 50 —
Электромагнитный ,40 40 — — — — — — , — — —
Вакуумный 40 40 20 20 20 — — — — — —
Таблица 40.6. Динамика изменения наибольших уровней номинальных токов отключения
выключателей для сетей различного напряжения
Выключатель АэтКЛ.НОМ’ КА» ПРИ Ц|ОМ* кВ
6 10 20 35 по
1 2 3 1 2 3 1 2 3 1 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
Атаиюм- кА- при Ц1ом, 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 -г — ~~ — — — — — — — — — — —
Вакуумный — -т- 40 • — — 40 — — — — — — — — —
Тиристорный — ч
Достигнутый уровень номинальных токов от-
ключения выключателей высокого напряжения
указан в табл. 40.5. Динамика изменения токов от-
ключения выключателей, охватывающая статисти-
ческие данные прошлых лет (1), настоящего време-
ни (2) и прогнозируемые (3) с учетом достигнутого
мирового уровня параметров выключателей, пред-
ставлена в табл. 40.6.
Важным является вопрос о перспективных тре-
бованиях 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 лимити-
рования наибольших уровней токов КЗ в сетях раз-
личного напряжения ЭЭС. С учетом выявленных
особенностей роста уровней токов КЗ в сетях энер-
госистем в настоящее время представляется оправ-
данным принятие варианта 2 лимитирования уров-
ней токов КЗ. При его принятии может быть реко-
мендована следующая координационная таблица
номинальных . токов отключения выключателей
(табл. 40.8).
Следует отметить, что зарубежные фирмы пуб-
ликуют информацию о разработке выключателей
Таблица 40.7. Варианты лимитировании наибольших уровней токов КЗ в сетях ЭЭС
Вариант ^огел.чом-КА, при Ц1ОМ, кВ
6 10 20 35 110 150 220 330 500 750 1150
1 40 125 160 40 40 40 50 63 63 80 80
2 50 125 250 ' 50 50 50 63 •80 80 100 100
3 $0 125 250 50 63 63 , 80 100 100 125 125
Таблица 40.8. Координационная таблица номинальных токов отключения выключателей при
лимитировании наибольших уровней токов КЗ в сетях ЭЭС по варианту 2
Сеть Ц.ОМ. кВ Рекомендуемый ря. АэТКЛ.ИОМ’
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 по — 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 — _J_ — — 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 от-
ключения в диапазоне 80—125 кА.
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ
ХАРАКТЕРИСТИКИ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ
Для научно обоснованного решения проблемы
координации уровней токов КЗ необходимо знать
взаимосвязи технических и экономических харак-
теристик электрооборудования. Функциональные
связи между техническими и экономическими ха-
рактеристиками электрооборудования энергосис-
тем реально существуют, однако они, как правило,
не указываются в каталогах, прейскурантах опто-
вых цен (если они вообще имеются) и в других нор-
мативно-технических документах.
В ряде случаев при оценочных расчетах можно
использовать данные об удельных ценах 1^д и
удельных расчетных стоимостях Срасчуд электро-
оборудования (табл. 40.9, цены 1984 г.).
При более строгих расчетах следует йспОльзЬ-
вать технико-экономические модели, достаточно
адекватно описывающие реально существующие
функциональные связи технических и экономиче-
ских характеристик электрооборудования.
В общем случае
Ц-ЛЛ]) *f(nV, П2; П3; ...; П„),
где Ц — оптовая цена единицы рассматриваемого
электрооборудования; TTj — определяющие (суще-
ственно влияющие на цену) технические парамет-
ры; j = 1,2, 3., ..., и — номера определяющих пара-
метров.
' Построение технико-экономической модели
включает следующие этапы:
1) составление представительных параметри-
ческих рядов электрооборудования; ,
2) выявление определяющих факторов (пара-
метров);
3) выбор предпочтительных видов уравнений
связи;
4) определение параметров уравнений связи
для данного параметрического ряда по методу наи-
меньших квадратов;
5) оценка степени приближения различных
уравнений связи к данным параметрического ряда;
. 6) выбор оптимального при поставленных ус-
ловиях уравнения связи;
7) расчет технико-экономических характери-
стик электрооборудования для всего рассматривае-
мого диапазона изменения его параметров;
Таблица 40.9. Удельные технико-экономические показатели электрических машин
и электрооборудования
Элемент энергосистемы Цюм> кВ Показатель Расчетное выражение Значение показателя
Синхронный турбогенератор 6—27 Цуд Ц'Р11ОЫ 2,2—4,7 руб/кВт
Синхронный гидрогенератор 6—15 Цу» Ц/Рдом 3,2—13 руб/кВт
Синхронный компенсатор 6—15 Цу» ДО,ЮМ 2,5—4,3 руб/квар
Синхронный электродвигатель 0,4—10 Цу» Ц/Риом 3—10 руб/кВт
Асинхронный электродвигатель 0,4—6 Цу» Ц/Риоы 4—16 руб/кВт
Силовой трансформатор 6—750 Цу» Ц/s^ 0,6—9 руб/(кВ • А)
Силовой трансформатор 110—750 Цу»- 0,6—3 руб/(кВ • А)
Силовой автотрансформатор 110—750 Цуд да110м 0,75—3 руб/(кВ • А)
Токоограничивающий реактор бе- тонный 6—10 Цуд ^$расч 0,5—6,5 руб/(кВ • А)
Токоограничивающий реактор бе- тонный 6—10 Цуд Ц/Здры 0,06—0,2 руб/(кВ • А)
Токоограничивающий реактор бе- тонный 6—10 с '-расч.'уд Срасч^прох 0,35—2,8 руб/(кВ • А)
Токоограничивающий реактор мас- ляный 35—220 ЦуА Ц/Sp^ 7—34 руб/(кВ • А)
Токоограничивающий реактор мас- ляный 35—220 Цуд «®11рох 1,1—2,6 руб/(кВ • А)
Управляемый реактор 6—10 Цуд ДОпрох 0,6—1,2 руб/(кВ • А)
Реактор неуправляемый с нелиней- ной характеристикой 6—220 Цуд Ц'Зярт 2-—2,5 руб(кВ • А)
Реактор шунтирующий 10—750 Цуд 4/s1IOM 0,7—5 руб/(кВ • А)
Реактор шунтирующий 10—750 с ^расч.уд СрасУ$1юм 1,5—10 руб/(кВ • А)
Резистор проволочный 6—750 Цуд ц/w 50—570 руб/(МВт • с)
Резистор бстэловый 6—750 . Цуд ц/w 16—25 руб/(МВт • с)
Конденсаторная батарея 6—1150 Цуд Ц/вдом 5 руб/квар
Конденсаторная батарея 6—1150 с расч,уд Срасч^йюм 7,5—14 руб/квар
Линейный регулировочный авто- трансформатор 10—35 Цуд да„рох 0,52—2,3 руб/(кВ • А)
Линейный регулировочный авто- трансформатор 10—35 с *^расч,уд СрасУ$прох 0,9—6,2 руб/(кВ • А)
Управляемый источник реактивной мощности (ИРМ) 6—10: Цуд Ц'в1ты 8—20 руб/квар
Кабельная линия электропередачи 6—10 с '-расч.уд Срасч^ 1—12 тыс. руб/км
Кабельная линия электропередачи 20—35 с к"расч,уд Срасч^ 5—18 тыс. руб/км
Кабельная линия электропередачи 110—500 Цуд Ц/L 14—45 тыс. руб/км
Кабельная линия электропередачи 110—500 с '-'расч,уд CpacJP 180—500 тыс. руб/км
Воздушная линия электропередачи 10—20 с ^расч,уд Срасч^ 1,3—4,4 тыс. руб/км
Воздушная линия электропередачи 35 с ^расч.уд Срасч^ 1,9—19,9 тыс. руб/км
Воздушная линия электропередачи 110 с расч,уд Срас’А' 6,2—27,1 тыс. руб/км
Воздушная линия электропередачи 220—330 с ^расч,уд ^расч^ 10,7—55,5 тыс. руб/км
Воздушная линия электропередачи 500—1150 с '-'расч,уд Срасч^ 39—114 тыс. руб/км
Обозначения: 5црох — проходная мощность; L — длина линии.
Рис. 40.33. Распределение наибольших уровней то-
ков КЗ в сети 220 кВ мощной энергосистемы:
а — трехфазные КЗ; б — однофазные КЗ; I — 1962 г.,
2 — 1973 г.; 3 — 1979 г.; 4 — 1983 г. (часть узлов для
кривой 4 отошла в другую энергосистему)
8) со1ставление таблицы цен при вариации зна-
чений определяющих параметров электрооборудо-
вания;
9) составление таблицы индексов цен при ва-
риации значений определяющих параметров элек-
трооборудования с учетом принятых базовых ус-
ловий.
В качестве примера в табл. 40.10 приведены ин-
дексы цен, рассчитанные по имевшемуся, правда
весьма ограниченному, параметрическому ряду
воздушных выключателей 110—750 кВ. •'1
МЕТОДЫ И СРЕДСТВА ОГРАНИЧЕНИЯ ТОКОВ КЗ
Выбор электрических аппаратов и проводников
электроустановок производится с учетом возмож-
ного электродинамического и термического воздей-
ствия токов КЗ.
Таблица 40.10. Индексы пей воздушных
выключателей
Цюм. кВ / кА л ОТО.НОМ»
25 31,5 40 50 63 80 100
ПО 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 11,4 13,8
В последнее время в связи с развитием энерго-
систем, укрупнением мощностей агрегатов и элек-
тростанций 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 ПО—750 кВ токи однофазного КЗ превысили
значения токов трехфазного КЗ. Вопросы воздейст-
вия 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 фаз-
ных токопроводов при их раскачивании от электро-
динамического воздействия действующих значений
токов трехфазного КЗ 20 кА и более или при значе-
ниях ударного тока трехфазного КЗ 50 кА и более.
Согласно ГОСТ 11677—85 силовые трансфор-
маторы должны быть электродинамически стойки
в условиях, когда ток КЗ в точках их подключения
к сети составляет 80, 65,60 кА соответственно в се-
тях 110—150, 220, 330—750 кВ.
Максимальное электродинамическое воздейст-
вие пропорционально квадрату ударного тока:
.2 2 2
^д.тах ~ 'уд - 2^удЧт0 ’
где Ауд,—ударный коэффициент; /п0 — периодиче-
,ская составляющая тока КЗ в начальный момент.
При значительной продолжительности проте-
кания тока КЗ (отключение поврежденного элемен-
та резервной защитой) следует учитывать возмож-
ность кумулятивного эффекта электродинамиче-
ского воздействия.
Максимальное термическое воздействие про-
порционально квадрату действующего значения
периодической составляющей тока КЗ в начальный
момент и времени протекания тока КЗ:
откл _ ОТКЛ - откл _
\max~ I J + J C(Odt =
О О О
= ®т.п + ^т.а - ^иО^откл + ’
где Вт и Вт а — соответственно воздействия от пе-
риодической и апериодической составляющей тока
КЗ; Га — постоянная времени затухания апериоди-
ческом составляющей тока КЗ; /а — апериодическая
составляющая тока.
Для уменьшения результирующего электроди-
намического и термического воздействий тока КЗ
па проводники и аппараты необходимо ограничи-
вать ток КЗ, включая ударный ток, и продолжитель-
ность его протекания по сети.
Принципиальные пути решения этой задачи —
повышение быстродействия высоковольтных вы-
ключателей, 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-псриод-
ным и синхронизированным выключателями или
тиристорным выключателем с естественной комму-
тацией соответственно. Для ограничения токов КЗ
на электростанциях и в сетях в зависимости от кон-
кретных условий применяют различные методы,
а именно:
схемные решения (обычно нр стадии проекти-
рования); ,
стационарное или автоматическое деление се-
ти, последнее с каскадным отключением КЗ;
Рис. 40.34. Значения и продолжительность проте-
кания тока КЗ в поврежденной цепи при различ-
ных способах ее отключения:
1 — ограничение тока КЗ безынерционным резонанс-
ным токоограничиваюшим устройством; 2 — безынер-
ционный разрыв цепи тиристорным выключателем
с принудительной коммутацией, токоограничивающим
предохранителем или ограничителем ударного тока
взрывного действия
использование различных токоограничиваю-
щих устройств;
оптимизацию режима заземления нейтралей
силовых трансформаторов и автотрансформаторов;
изменение схем соединения обмоток генерато-
ров и силовых трансформаторов (автотрансфор-
маторов).
В качестве средств ограничения токов КЗ в оте-
чественной и зарубежной практике используются
или внедряются:
реакторы с линейной характеристикой без фер-
ромагнитного сердечника (одинарные и сдвоен-
ные), устанавливаемые между секциями сборных
шин (секционные реакторы) или в цепях линий (ли-
нейные реакторы);
реакторы с нелинейной характеристикой с фер-
ромагнитным сердечником;
управляемые реакторы с нелинейной характе-
ристикой с ферромагнитным сердечником и с под-
магничиванием постоянным током;
управляемые реакторы с нелинейной характе-
ристикой с вращающимся магнитным полем;
трансформаторы и автотрансформаторы с рас-
щепленной обмоткой низшего напряжения;
сверхбыстродействующие, в том числе синхро-
низированные, выключатели с собственным време-
нем отключения 0,5—2 периода;
тиристорные выключатели с естественной и ис-
кусственной коммутацией;
ограничители ударного тока взрывного действия;
безынерционные токоограничивающие устрой2
ства на базе резонансных схем с нелинейными и по-
роговыми элементами;
прочие токоограничивающие устройства, со-
стоящие из комбинаций линейных, нелинейных
и пороговых элементов, в том числе многоцелевые
вставки постоянного тока и устройства со сверх-
проводящими элементами.
Схемные решения, как правило, состоят в пере-
ходе от связанных схем со сборными шинами элек-
троустановок к блочным или полублочным (сме-
шанным) схемам, в оптимизации структуры и пара-
метров сети при ее развитии, а также в согласова-
нии схем выдачи мощности электростанций со схе-
мами прилегающих сетей энергосистем.
На ТЭЦ, традиционно работающих со сборными
шинами генераторного напряжения, укрупнение аг-
регатов 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 мощно-
стью 500—800—1200 МВт при доведении установ-
ленной мощности отдельных электростанций
до 4000—6400 МВт возникла необходимость рас-
ширить зону применения блочных схем, исключить
из схем автотрансформаторы связи между РУ новы-
шенных напряжений, делить сборные шины высше-
го напряжения на части, создавать два независимых
РУВН, связанных между собой на узловых подстан-
циях энергосистемы, и даже переходить к схемам
удлиненных блоков генератор—трансформатор—
линия с параллельной работой агрегатов на шинах
узловых подстанций. Эта тенденция, очевидно, мо-
жет сохраняться и при дальнейшем росте мощно-
стей 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 стацио-
нарным (постоянным при данном рабочем режиме)
или автоматическим при возникновении КЗ. В пер-
вом случае необходимо считаться с возможным
неоптимальным распределением нагрузки по сети
в продолжительном рабочем режиме, повышенны-
ми потерями в сети, а также со снижением уровня
устойчивости и надежности работы энергосисте-
мы. Известно, что искусственное деление сети с це-
лью 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 уз-
ле и в прилегающих узлах соответствующей сети.
При недостаточной отключающей способности
сетевых выключателей применяется каскадное от-
ключение КЗ с автоматическим, без выдержки вре-
мени, делением сети секционным, шиносоедини-
тельным выключателем или выключателем, уста-
новленным в цепи автотрансформаторов связи рас-
предустройств различного напряжения электроус-
тановки. Подобные устройства автоматического
деления сети (АДС) могут эффективно применять-
ся 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 парамет-
ров выключателей соблюдались условия
*дин — *пр.скв — ’вкл.пом “ 4-^откл пом,
^вкл.пом ~ 1 ^Аэткл.иом*
Токоограничивающие устройства подразделя-
ются на устройства с линейными и нелинейными
характеристиками, неуправляемые и управляемые.
Неуправляемые устройства с линейной характери-
стикой постоянно включены в цепь и имеют не за-
висящее от тока цепи эквивалентное сопротивле-
ние. Прочие устройства нелинейно или скачком ме-
няют свое эквивалентное сопротивление в зависи-
мости от значения тока цепи.
Особый интерес представляют быстродейст-
вующие, 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 устрой-
ствам (ТОУ) в общем случае должны быть предъяв-
лены следующие требования:
^ТОУ 0 <
а)
△t^roy ‘* '0 .
б)
^ТОУ “ Д^иг
ЛТОУ “ ДЛнг
при />7гр;
в) Лр > Л1Г.ДО11’
где /—ток в цепи с ТОУ; /гр — граничный ток, при
котором срабатывает ТОУ; АУПР ДЯ|1Г— изменения
реактивного и активного сопротивления нагрузки
за ТОУ при КЗ; /пгдоп — допустимый расчетный
ток перегрузки цепи с ТОУ;
г) минимум нелинейных искажений парамет-
ров режима в основной цепи в нормальном режиме;
д) стабильность токоограничивающей характе-
ристики при изменении схемы сети.
В отечественных ЭЭС для ограничения токов КЗ
в настоящее время используются в основном оди-
нарные 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 техниче-
ских и технико-экономических характеристик и па-
раметров, проектной и конструкторской проработ-
ки, создания опытно-промышленных образцов.
Сдерживающим фактором внедрения новых ти-
пов токоограничивающих устройств является их
относительно высокая стоимость, которая обычно
необоснованно определяется без учета всего ком-
плекса положительных факторов при применении
ТОУ, т.е. без учета возможного общесистемного эф-
фекта от использования ТОУ в ЭЭС.
Для ограничения токов КЗ на землю в сетях
ПО—220 кВ используется разземление нейтралей
части силовых трансформаторов, а также включе-
ние в нейтраль некоторых трансформаторов (авто-
трансформаторов) 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 НО—750 кВ возможны также
и следующие мероприятия:
замена АТ связи РУ НО—1150 кВ соответст-
вующими трансформаторами;
, размыкание при КЗ третичной обмотки АТ или
вообще отказ от нее;
включение трехфазных реакторов нулевой по-
следовательности со стороны линейных выводов
трансформаторов и автотрансформаторов или
в рассечку обмоток трансформаторов и автотранс-
форматоров, соединенных в треугольник;
изменение схемы электрических соединений
обмоток генераторов и трансформаторов на генера-
торном напряжении блоков.
ВОПРОСЫ ОПТИМИЗАЦИИ
И ПРОГНОЗИРОВАНИЯ УРОВНЕЙ ТОКОВ КЗ
Оптимизация уровней токов КЗ (УТКЗ) в энер-
госистемах состоит в нахождении наибольшего до-
пустимого уровня токов КЗ на электростанциях и
в сетях различного напряжения, при котором обес-
печивается минимум приведенных затрат на созда-
ние и функционирование электроустановок с уче-
том поставленных или имеющихся технических,
экономических и режимных ограничений.
Задача оптимизации уровней токов КЗ нормаль-
но должна решаться с учетом решения более общей
задачи — оптимизации структуры, параметров и ре-
жимов работы энергосистем и их элементов.
Математическая модель оптимизации уровней
токов КЗ в общем случае такова: ” ' 1
3(/к) = Я(/к) + £и(/к) + У(/к)^тт
при ограничениях:
/3) <7(3) < (3)
7 к. min доп “ 7к.опт “ 7к.тах.доп ’
/1) </3) .
^к.тах.доп ~ 7к.опт ’
п
К= ^к.<каоп-,
у=1
(т) < (т) .
Лап “ п ап.доп ’
г(«) < г («)
пров “ ь пров. доп ’
Л — Ад0П,
△^△'Рдоп;
де<дедоп;
Д^<А^д0„;
ДС/^ДС/удоп;
с < с
°11Г.ЭЛ j — пг.эл/доп’
Атэл J ~ Лтэл /доп»
Лгспотр + — ^нг.ээс.доп ^раб*“ ^р姻
р = Р — Р ' — Р — Р — Р
Ра$ УСТ огр 1 разр 1 копе 2 рем»
где 3— приведенные затраты; J7 — издержки, экс-
плуатационные расходы; -— нормативный коэф-
фициент эффективности капитальных вложений;
К— капиталовложения; У — возможный ущерб
в энергосистеме при принятии того или иного уров-
ня токов КЗ; Iv — ток КЗ; — оптимальное
значение тока трехфазного КЗ; доп — мини-
мально допустимый уровень тока трехфазного КЗ
по режимным ограничениям; /^ахдоп — макси-
мально допустимый уровень тока трехфазного КЗ
по условиям работы электрооборудования; Kj —
капиталовложения по различным J-м элементам;
(Л1)
п— число элементов; /гап — число элеКтриче-
,(«)
ских аппаратов вида т; Апров — длина электриче-
ских проводников вида п; L — характерный пара-
метр устойчивости работы энергосистемы или ее
части; R — характерный параметр надежности ра-
боты энергосистемы или ее части; ДР — потери ак-
тивной мощности; Д<2 — потери реактивной мощ-
ности; — потери напряжения на /-м элементе
энергосистемы; 5ИГЭЛ j — мощность нагрузки эле-
мента у; /11ГЭЛ / — ток нагрузки элемента у; Рпгпотр
— активная мощность нагрузки потребителей;
РцГЭС доп — допустимая активная мощность нагруз-
ки электростанций энергосистемы; Рра6 — рабочая
мощность электростанций; Ррез — резервная мощ-
ность электростанций; Руст — установленная мощ-
ность электростанций; Рогр — мощность ограниче-
ний; Р_я,_ — мощность разрывов; — мощ-
ность консервации; Ррен — ремонтная мощность.
В условиях рыночных отношений математиче-
ская модель может быть видоизменена.
При решении конкретных задач оптимизации
уровней токов КЗ в электроустановках приведен-
ную выше математическую модель обычно удается
существенно упростить, оставив лишь основные,
для конкретных условий, ограничения. 1
Следует, однако, отметить, что для решения за-
дачи оптимизации тем или иным методом требует-
ся наличие сведений по ряду принципиально важ-
ных характеристик электроустановки, таких как
взаимосвязь надежности и устойчивости с уровня-
ми токов КЗ; функциональные связи между техни-
ческими и экономическими характеристиками обо-
рудования; технические, экономические и режим-
ные ограничения для конкретной электроустанов-
ки. Наибольшую трудность при оптимизации уров-
ней токов КЗ представляют сложнозамкнутые сети
повышенного напряжения.
На практике оптимизация УТКЗ сводится к их
оптимизации только в конкретных, определяющих
узлах сетей энергосистем. i ;
Прогнозирование уровней токов КЗ в энергосис-
темах на ближнюю и отдаленную перспективу —
это нахождение достаточно вероятных при постав-
ленных ограничениях ожидаемых их значений для
электростанций и сетей различного напряжения.
Прогнозирование необходимо при планировании
развития энергосистем и их элементов и при форму-
лировании технических требований к перспективно-
му электрооборудованию.
Если параметры энергосистем на перспективу
(обычно ближнюю) известны или жестко заданы, то
определение ожидаемых уровней токов КЗ не пред-
ставляет трудностей и может быть произведено по
стандартным программам с использованием вычис-
лительной техники. Точность прогноза при этом
в основном зависит от качества исходных данных.
Прогнозирование уровней токов КЗ на отда-
ленную перспективу производится обычно при не-
полноте или неопределенности исходных данных.
В этом случае целесообразно использовать инте-
гральные параметры энергосистем, имеющие ус-
тойчивую, предсказуемую динамику изменения.
К таким параметрам, в частности, относятся уста-
новленная мощность электростанций Руст; сум-
марная максимальная нагрузка энергосистем
Лштах’ площадь электроснабжения энергосистемы
2 2
П, км ; плотность нагрузки o„_ = Z>„_m_s.7Z7, кВт/км ;
г J ИГ НГ.Шал 7 '
плотность сети (линий электропередачи) Gc =?
2
— L-^/П, км/км ; плотность генерирующей мощно-
2
сти or = PyCT/Z7, кВт/км ; соотношение установлен-
ных мощностей силовых трансформаторов (авто-
трансформаторов) и генераторов па электростанци-
ях, а также в энергосистеме в целом устЕ^г.устХ’
коэффициенты распределения выдаваемой мощно-
сти электростанций по сетям различного напряже-
ния энергосистемы Kj = PBlAJll/Pycr
При прогнозировании определяются макси-
мальные уровни тока КЗ в сетях различного напря-
жения энергосистемы и кривые распределения
уровней токов КЗ по узлам этих сетей. Максималь-
ный уровень токов КЗ находится либо по инте-
гральным параметрам энергосистем, либо по пара-
метрам наиболее мощных электростанций энерго-
системы и их внешним сопротивлениям.
Для определения кривых распределения уров-
ней токов КЗ по узлам сетей энергосистем исполь-
зуются либо статистические данные с учетом дина-
мики их изменения, либо типовые кривые распре-
деления уровней токов КЗ по узлам для сетей с ха-
рактерной идеализированной (детерминирован-
ной) 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 электроус-
тановок (электрической части электростанций,
подстанций, линий электропередачи и т.п.);
3) при эксплуатации энергосистем;
4) при формулировании технических требова-
ний к перспективному электрооборудованию и при
планировании разработок новой техники.
Для каждого из перечисленных этапов характер-
ны свои специфические цели и задачи координации
уровней токов КЗ, объем и достоверность исходной
информации, технические, экономические и режим-
ные ограничения, а также последствия принятия то-
го или иного решения, в том числе фактор риска.
На первом этапе решаются стратегические за-
дачи развития энергосистем — выбор их оптималь-
ной структуры, параметров и режимов работы с
учетом динамики развития энергосистем и пара-
метров 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 мошности элек-
тростанций и вида связей между сетями различно-
го напряжения); оптимизацию структуры и пара-
метров электростанций и электрических сетей; раз-
личного рода средства токоограничения как тради-
ционные, так и перспективные; электрооборудова-
ние 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 то-
ков КЗ состоит в выборе оптимальной схемы и па-
раметров конкретной электроустановки, ее внеш-
них связей с энергосистемой с учетом известных ог-
раничений. На этом этапе для координации уровней
токов КЗ могут быть использованы те же подходы
и средства, что и на первом этапе, но применитель-
но к данной конкретной электроустановке.
На третьем этапе решаются (часто в условиях
лимита времени) конкретные задачи координации
уровней токов КЗ, возникающие в условиях экс-
плуатации энергосистем. Здесь имеются статисти-
ческие сведения предыдущих лет, на данный мо-
мент и, как правило, недостаточная информация
о перспективах развития электроустановки и при-
легающих сетей энергосистем. Решение часто при-
ходится принимать в условиях лимита времени
на детальный анализ и проектную проработку во-
проса, а также ограничений на капитальные вложе-
ния и получение необходимых материальных ре-
сурсов. На данном этапе для координации уровней
токов КЗ целесообразны:
; модернизация электрооборудования,
применение токоограничивающих реакторов,
трансформаторов и автотрансформаторов с рас-
щепленной обмоткой НН, различного рода токо-
§40,9]
ограничивающих устройств, в том числе с нелиней-
ными характеристиками, деление сети стационар-
ное (СДС) и автоматическое (АДС), разземленне
нейтралей части силовых трансформаторов, зазем-
ление нейтралей части трансформаторов через ре-
зисторы, реакторы или устройства с нелинейными
характеристиками, замена автотрансформаторных
связей сетей повышенного напряжения на транс-
форматорные связи, перевод части блоков электро-
станций на работу в сеть более высокого напряже-
ния, замена части электрооборудования с неудов-
летворительными техническими параметрами.
Выбор предпочтительного способа (или сово-
купности способов) координации уровней токов КЗ
зависит от конкретных условий.
На четвертом этапе с учетом динамики разви-
тия энергосистем и их элементов формируются тех-
нические требования к перспективному электро-
оборудованию и планы создания новой техники.
Этот этап наряду с первым этапом является одним
из наиболее ответственных, поскольку на нем фак-
тически определяется техническая политика в об-
ласти создания электрооборудования, определения
номенклатуры и объема его поставок энергосисте-
мам. Ошибки, допущенные на данном этапе, приво-
дят к наиболее тяжелым последствиям и сказыва-
ются в течение длительного времени. Для качест-
венного решения вопроса на данном этапе необхо-
димы следующие исходные данные:
уровни токов КЗ в сетях различного напряже-
ния энергосистем и динамика их изменения;
кривая распределения уровней токов КЗ по уз-
лам сетей;
вероятностные характеристики КЗ в энерго-
системах;
параметры установленного в энергосистемах
электрооборудования, его ресурсы и показатели на-
дежности;
возможные технические параметры и экономи-
ческие показатели освоенного и перспективного
электрооборудования;
сведения о перспективе развития производст-
венной базы электропромышленности;
сведения о возможных импортных и экспорт-
ных поставках.
В связи с важностью четвертого этапа коорди-
напии уровней токов КЗ и взаимосвязью интересов
электроэнергетики н электротехники представляет-
ся оправданной постановка вопроса о разработке
специальных взаимосвязанных стандартов на тех-
нические требования к различным видам электро-
оборудования энергосистем.
101
40.9. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ
И ПРОВОДНИКОВ
РАСЧЕТНЫЕ УСЛОВИЯ
Выбор электрооборудования состоит в выборе
его по условиям продолжительных режимов и про-
верке по условиям кратковременных режимов, оп-
ределяющим нз которых, как правило, является ре-
жим короткого замыкания.
Выбор электрических аппаратов и проводни-
ков, как и другого электрооборудования, произво-
дится на основе сформулированных для них рас-
четных условий и данных электропромышленно-
сти о параметрах и технико-экономических харак-
теристиках выпускаемого и осваиваемого перспек-
тивного электрооборудования.
Под расчетными условиями понимаются наи-
более 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 электроус-
тановок к параметрам электрооборудования кон-
кретной электрической цепи.
Различают четыре режима работы электроуста-
новок и их элементов: нормальный, аварийный, по-
слеаварийный, ремонтный. Аварийный режим яв-
ляется кратковременным, остальные — продолжи-
тельными. Поскольку различные аварийные режи- i
мы по продолжительности составляют обычно до-
ли процента продолжительности рабочих режимов;
но их условия могут оказаться крайне опасными
для успешного функционирования электрообору-
дования, последнее выбирается по расчетным усло-
виям продолжительных рабочих режимов и обяза-
тельно проверяется по расчетным условиям ава-
рийных режимов. В ряде случаев проверка электро-
оборудования по условиям аварийных режимов
оказывается определяющей при его выборе.
Для каждого из названных режимов характер-
ны свои специфические расчетные условия. В об-
щем случае расчетные условия для каждого режима
включают в себя расчетную схему и продолжитель-
ность режима, расчетные условия окружающей
среды, а также расчетные параметры режима цепи
или электроустановки (напряжение, ток, частота и
т.п.).
Расчетные условия нормального режима элек-
троустановки включают в себя: расчетную схему
электроустановки, расчетные условия окружаю-
щей среды (климатические условия - температура
окружающей среды, ветровая нагрузка, возмож-
ность гололеда, агрессивность внешней среды, вы-
сота над уровнем моря); способ проклвдки провод-
ников (на воздухе, в земле, в воде); вид электроус-
тановки (внутренняя или закрытая, наружная или
открытая); исполнение электрооборудования (от-
крытое, закрытое, защищенное и т.п.); сведения
о системе принудительного охлаждения; расчет-
ные параметры режима (напряжение, ток, частота);
значения расчетных перегрузок по различным па-
раметрам режима.
Расчетные условия ремонтного режима- элек-
троустановки включают в себя расчетную схему
электроустановки, а также расчетные параметры
и продолжительность режима. При этом обычно
учитывается вывод в ремонт только одного из ос-
новных элементов электроустановки (генератора,
трансформатора, автотрансформатора, синхронно-
го компенсатора, блока и т.п.). Наложение ремон-
тов двух или более технологически жестко не свя-
занных элементов электроустановки не рассматри-
вается. Следует, однако, отметить, что при оценке
надежности работы электроустановок наложение
ремонтных, а также ремонтных и аварийных режи-
мов отдельных элементов электроустановки учи-
тывается в обязательном порядке, естественно,
с учетом вероятности таких событий. Оценка до-
пустимости работы конкретного электрооборудо-
вания при ремонтных режимах в сети или в элек-
троустановке производится с учетом допустимых
систематических и аварийных перегрузок данного
электрооборудования.
Из возможных аварийных режимов (КЗ различ-
ных видов, обрывы проводов, нарушение устойчи-
вости параллельной работы и возникновение асин-
хронного хода частей электрической системы,
сложные виды повреждений и т.п.) расчетным для
выбора электрооборудования обычно является ре-
жим КЗ.
Расчетные условия КЗ включают в себя: рас-
четную схему электроустановки, расчетное место
КЗ, расчетный вид КЗ, расчетную продолжитель-
ность КЗ.
В качестве расчетной схемы, как правило, при-
нимается схема со всеми включенными в работу
элементами электроустановки. В отдельных случа-
ях в качестве расчетной может оказаться схема,
в которой тот или иной элемент отключен.
Расчетное место КЗ находится в схеме непо-
средственно с той или другой стороны от выбирае-
мого 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 электрооборудо-
вание. Расчетным видом КЗ при проверке проводни-
ков и электрических аппаратов на электродинамиче-
скую 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 дейст-
вием резервной защиты со значительной выдержкой
времени). Расчетным видом КЗ при проверке элек-
трических аппаратов на коммутационную способ-
ность может быть трехфазное или однофазное КЗ в
зависимости оттого, какой ток при этом больше. От-
метим, что соотношение > 1 может быть
в сетях, где соотношение результирующих сопро-
тивлений нулевой и прямой последовательностей
относительно точки КЗ составляет х^/х^ < 1.
Расчетная продолжительность КЗ принимается
в зависимости от назначения расчета.
Электродинамическая стойкость проводников
и электрических аппаратов проверяется обычно по
условиям воздействия электродинамических сил от
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 терми-
ческую стойкость согласно ПУЭ определяется по
выражению
^расч ~ ^откл ~ ^р.з.оси + ^в.откл’
где 1_т„_ — время отключения КЗ в цепи; —
VIKJi * jJ.O-VUH
время действия основной релейной защиты;
L — полное время отключения выключателя,
b.vj kjj *
ГВ.ОТКЛ “ ^С.В.ОТКЛ + ?Д’
здесь tc _ — собственное время отключения вы-
ключателя, т.е. время от момента подачи управляю-
щего воздействия на привод выключателя до мо-
мента начала расхождения дугогасительных кон-
тактов выключателя и возникновения на них элек-
трической дуги; 1Д — время горения дуги.
В целях повышения эксплуатационной надеж-
ности работы электрооборудования желательно,
чтобы оно было термически стойким к воздейст-
вию токов КЗ также в случае работы резервной за-
щиты, например при отказе основной защиты, что
нередко наблюдается в реальных условиях эксплуа-
тации электроустановок. При этом
t' = t' = t +1
расч откл р.з.рез в.откл
Последнее выражение не согласуется с ПУЭ,
его применение может потребовать увеличения се-
чения проводников малых сечений в цепях с боль-
шими токами КЗ. В связи с этим следует отметить,
что термическая стойкость обычно не является оп-
ределяющим фактором при выборе электрических
аппаратов, которые по этому параметру имеют, как
правило, существенный запас. Термическая стой-
кость может быть определяющим фактором при
выборе проводников (шин и кабелей) в цепях с ма-
лыми токами продолжительных режимов и боль-
шими токами КЗ. Если термическая стойкость про-
водников обеспечивается при действии на соответ-
ствующие выключатели основной защиты и
не обеспечивается при действии резервной защи-
ты, 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 дейст-
вии 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 режи-
ма. Они включают в себя расчетную схему электро-
установки, расчетные параметры и продолжитель-
ность режима. Здесь также учитывается отказ толь-
ко одного из основных элементов электроустанов-
ки и не учитывается наложение отказов нескольких
технологически жестко не связанных элементов
электроустановки. В отличие от ремонтного режи-
ма, который обычно заранее планируется и намеча-
ется на наиболее благоприятный для электроуста-
новки и энергосистемы период, послеаварийный
режим может возникнуть в любое время года и су-
ток, в том числе в период наиболее напряженной
работы энергосистемы или электроустановки (на-
пример, в период годового максимума нагрузки).
Продолжительность послеаварийного режима,
определяемая временем оперативных переключе-
ния в главной схеме электроустановки или време-
нем аварийного ремонта, может существенно отли-
чаться от продолжительности ремонтного режима,
определяемой временем профилактического или
капитального ремонта.
ВЫБОР ПО УСЛОВИЯМ РАБОЧИХ
ПРОДОЛЖИТЕЛЬНЫХ РЕЖИМОВ
Электрические аппараты и проводники выби-
раются по уровню изоляции, допустимому нагреву
токоведущих частей в продолжительных режимах,
а проводники, за исключением проводников сбор-
ных шин электроустановок, также по экономически
целесообразной загрузке. Для аппаратов использу-
ются следующие соотношения:
^Аюм — ^сети ном’
Аюм — Аюрм.расч’
А юм — Ат.а.расч’
J > I
1 пом — рем.расч’
или в общем случает: учетом только наибольшего
из расчетных продолжительных токов
Аюм — А|род.расч ~ Ажб.паиб’
а с учетом возможной перегрузки аппарата
I >1 г г
пг.доп — раб.памб’
где Ц10М — поминальное напряжение аппарата;
1/Сети пом — номинальное напряжение сети; /пом —-
номинальный ток аппарата; Аюрм.расч, /п.а.расч,
/ре„ расч — соответственно расчетный ток нормаль-
ного, послеаварийного и ремонтного режимов;
А1род.расч — расчетный ток продолжительного ре-
жима, равный большему из расчетных токов нор-
мального, послеаварийного или ремонтного режи-
ма; /раб паиб — наибольший рабочий ток цепи, рав-
ный расчетному току продолжительного режима;
/пгдоп —“ допустимый ток перегрузки аппарата;
/раб пвиб — наибольший ток продолжительных (ра-
бочих) режимов.
Для проводников используются соотношения:
Цгом “ ^сети пом
(для неизолированных проводников Ц1ОМ опреде-
ляется уровнем опорной изоляции);
с Я с — J / I •
°экп норм.расч'^экп»
^дл.доп — Атрод.доп ~ Ai род. расч — ^раб.паиб*
с учетом возможной перегрузки проводников (ка-
белей)
Лтг.доп — Атрод.расч “ ^раб.паиб»
2
где 5 — сечение проводника, мм ; 5ЭКН — экономи-
2 г
ческое сечение проводника, мм ; J3Kn — нормируе-
2
мая экономическая плотность тока, А/мм ;
Ацьдоп — длительно допустимый ток проводника;
А:род доп — продолжительно допустимый ток про-
водника; /пг доп — ток допустимой перегрузки про-
водника 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 окру-
жающей среды. Если температура окружающей
среды отличается от нормированной, то токи пере-
считываются по выражениям:
для аппаратов
Ге = ®
г/ _ J I продлоп окр .
1 НОМ ф ’
V ПрОД.ДОП VOKp.IiOM
для проводников
I проддои
& -е
г | прод.доп окр
ирод.ДОП А _ А
У прод.доп окр.пом
Для аппаратов нормированная температура ок-
ружающей среды бокр|ЮМ равна 35, для проводни-
ков, проложенных на воздухе, 25, для проводников,
проложенных в земле и в воде, 15 °C.
Продолжительно допустимая температура ап-
паратов и проводников ©„род доп обычно лимитиру-
ется 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 $ w продлен» °C Основа- ние
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 пропи- танной 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
Элемент электроустановки О мПрОД,ДО1Р °C Основа- ние
Выводы аппаратов из меди, гост
алюминия и их сплавов, предна- значенные для соединения с проводниками внешних элек- трических цепей: 8024—90
без покрытия 90
с покрытием оловом, нике- лем или серебром 105
то же, но с покрытием кон- тактной поверхности внеш- него проводника серебром Материалы, используемые в ка- честве изоляции, и металличе- ские детали в контакте с изоля- цией следующих классов нагрс- востойкости по ГОСТ 8865—87: . 120
Y . 90
А 105
Е 120
В 130
F 155
Н 180
200 200
220 220
250 250
Металлические детали или дета- ли из изоляционных материа- лов, соприкасающиеся с мас- лом, за исключением контактов 100
Масло в масляных коммутаци- онных аппаратах в верхнем слое 90
Токовсдущие (за исключением контактов и контактных соеди- нений) и нстоковедущис метал- лические части, нс изолирован- ные и нс соприкасающиеся с изоляционными материалами 120
ПРОВЕРКА НА ЭЛЕКТРОДИНАМИЧЕСКУЮ
СТОЙКОСТЬ
Электродинамическая стойкость 'электриче-
ских аппаратов проверяется по выражениям
*пр.скв *дин — 'уд.расч»
I >/ „
пр.скв — пО’
где 1пр скв — предельный сквозной ток аппарата, до-
пустимый при КЗ; /ди„ — нормированный ток элек-
тродинамической стойкости аппарата; 'уД.расч —
расчетное (наибольшее) значение ударного тока КЗ
в цепи данного аппарата; /п0 — периодическая со-
ставляющая тока КЗ в начальный момент.
Электродинамическая стойкость шинных кон-
струкций (линий) проверяется по выражению
°доп — °расч> (40.1)
где одоп — допустимое напряжение в материале
шин, Па; сграсч — расчетное напряжение в материа-
ле шин, Па. ' -,
Согласно ПУЭ принимается
°доп ~ 0>7<тпч,
где С11Ч — временное сопротивление разрыву (пре-
дел прочности) материала шин.
Определение расчетного напряжения в мате-
риале шин производится следующим образом.
Определяется расчетная (т.е. наибольшая) си-
ла, действующая при КЗ на элементы шинных ли-
ний (шины и поддерживающие их изоляторы и не-
сущие конструкции). Шинная линия с изменяю-
щимся во времени динамическим воздействием,
вызванным взаимодействием токонесущих провод-
ников фаз, представляет собой в общем случае ко-
лебательную систему. При практических расчетах
в зависимости от местных условий и требуемой
точности расчета рассматриваются три расчетные
модели такой системы:
1) статическая система, т.е. система, в которой
не учитываются возможные колебания шин, изоля-
торов и несущих конструкций;
2) упрощенная динамическая система (квази-
динамическая система), в которой учитываются ко-
лебания шин, но не учитываются возможные коле-
бания изоляторов и несущих конструкций — так
называемая система с жесткими опорами;
3) динамическая система, в которой учитыва-
ются колебания как шин, так и изоляторов и несу-
щих конструкций — так называемая система с уп-
ругоподатливыми опорами.
Расчетная электродинамическая сила, Н, нахо-
дится по выражениям:
для условий взаимодействия двух проводников
с токами
где К[ЯСЧ — расчетная электродинамическая сила
(нагрузка); 7] — ток первого проводника, A; ij —
ток второго проводника, А; I — длина пролета меж-
ду изоляторами, м; а — кратчайшее расстояние ме-
жду центрами проводников, м; — коэффициент
формы шин (находится по рис. 40.35); Лд — коэф-
фициент динамической нагрузки, учитывающий
изменение электродинамической нагрузки при уче-
те колебаний элементов шинной линии;
для условий взаимодействия проводников раз-
ных фаз в трехфазной шинной линии при трехфаз-
ном КЗ (расчетный проводник — проводник сред-
Рис. 40.35. Кривые для определения коэффициен-
та формы двухполосных шин прямоугольного се-
чения при различных значениях b/h
ней фазы при расположении проводников фаз в од-
ной плоскости)
(3) (3) _Т3 2-10~7/ (3) 2
ф.расч расч расч 2 а уд.расч' д
7з-ю"7/,.(з) ,2,
= -------<'уд.расч । *д’ (40-3,)
гХЗ) ' ‘
где Аф расч — расчетная электродинамическая си-
ла взаимодействия между фазными проводниками
при трехфазном КЗ; — расчетная электроди-
намическая сила при трехфазном КЗ; Fpa04 — рас-
четная электродинамическая сила для проверки
элементов трех фазной шинной линии при КЗ; здесь
можно принять Аф = 1;
для условий взаимодействия проводников раз-
личных фаз в трехфазной шинной линии при двух-
фазном КЗ
„7
=F^ = 2 (40 4)
ф.расч расч а 1 уд.расч1 д’' • '
для условий взаимодействия проводников од-
ной фазы (например, в случае пакета из двух про-
водников в фазе) при трехфазиом КЗ в трехфазной
шинной линии — случай двухполосных шин
(3) 2>10 7 э 21
C<^pac4=^7Jl0’5,'y« Pac-J Мд > <40’5)
где Fn расч — расчетная электродинамическая сила
взаимодействия между проводниками в пакете, Н;
ап = 2Ь — кратчайшее расстояние между центрами
проводников в пакете, м; Ъ — толщина проводника
сечением fex/г, м; /п — длина пролета между про-
кладками в пакете шин, м, причем
/п</.
Коэффициент динамической нагрузки опреде-
ляется следующим образом для различных расчет-
ных систем шинных линий:
1) для статической системы
*д=1;
2) для упрощенной динамической системы
Лд = <₽(/0шЛ//с)>
гДеЛ)шЛ—/с-я гармоника частоты собственных коле-
баний шин; /с — частота переменного тока в сети.
Частота Гц, определяется следующим об-
разом:
где к = 1, 3, 5, ... —номер гармоники частоты соб-
ственных колебаний; гк — коэффициент (rt = 4,73;
г3 = 10,99; rk = (2к + 1 )л/2 при к > 5); I — длина про-
лета шин, м; Е — модуль упругости материала шин,
Па; J— момент инерции поперечного сечения ши-
ны, м ; тш — масса шины на единицу длины (масса
1 м шины), кг/м.
При проверке шин на электродинамическую
стойкость обычно учитывают только первую (ос-
новную) гармонику частоты собственных колеба-
ний шин, Гц:
Далее по кривым 40.36 определяется коэффи-
циент динамической нагрузки кд в зависимости
от отношения частоты собственных колебаний сис-
темы Л,„ к частоте сети Л.
S иш ' V -
В случае составных (например, двухполосных)
шин определяются также первая гармоника частоты
собственных колебаний элемента составных шин
(элемент пакета шин) и по рис. 40.36 соответствую-
щий коэффициент динамической нагрузки кд =гкд эл:
г -f _ ____21
7 Ош.эл! •'Ош.ЭЛ 2 , т
2л/п ^"'ш.эл
(40.8)
где Ээл — момент инерции поперечного сечения
4
элемента шины, м ; /ишэл — масса элемента со-
Рис. 40.36. Кривые для определения коэффициен-
та динамической нагрузки шин и изоляторов при
различных значениях к л
ставной шины (масса 1 м элемента составной ши-
ны),кг/м.
Далее по (40.3) и (40.5) находятся расчетные
силы и затем вызываемые ими изгибающие момен-
ты. В общем случае
М =F Ик
нзг -* расч*'лзащ>
где Азащ — коэффициент защемления, зависящий
от вида защемления (закрепления) шин на опорах.
Шины рассматриваются как балка с равномер-
но распределенной нагрузкой, лежащая на опорах.
При жестком закреплении шин на опорах макси-
мальный изгибающий момент имеет место у опор
и ^"защ — 12.
Для случая, когда шины свободно лежат на опо-
рах, максимальный момент имеет место в середине
пролета и Лзащ = 8.
Поскольку в реальных условиях шины электро-
установок жестко закрепляются только на одном
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 электри-
ческим аппаратам различных присоединений, то
для средних условий можно принять /сзащ =10.
При этом изгибающий момент от взаимодейст-
вия токонесущих проводников фаз, Н • м,
Чзг.ф^расч"10’ (40.9)
а изгибающий момент от взаимодействия токонесу-
щих проводников в пакете шин
М -F 1/12. (40.10)
изг.п п.расч и , v 7
Отметим, что МЭК рекомендует в выражениях
(40.9) и (40.10) использовать /<защ, равный соответ-
ственно 8 и 16.
Напряжение в материале шин при изгибе, Па,
определяется по выражению
о = Мизг/^
(40.11)
где 1F— момент сопротивления поперечного сече-
3
НИЯ шины, м .
Значения моментов сопротивления и моментов
инерции поперечного сечения шин некоторых ти-
повых профилей приведены в табл. 40.12.
Напряжение, Па, в материале шин:
от междуфазного взаимодействия
°ф.расч Чзг.ф"10; (40.12)
от взаимодействия в пакете шин
^п.фасч * .^йзгл/д/
(40.13)
суммарное
$расч ~ I °ф.расч + °п.расч I 88 °ф.расч + °п.расч* (40.14)
Далее электродинамическая стойкость шин
оценивается по (40.1);
3) для динамической системы. Вначале оп-
ределяются ряд вспомогательных параметров
системы:
жесткость опоры
Con’ = F/y,
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
Лм4
Ы? /6
6Л2/3
W?/6
Л*2/3
л</3/ 32
4 4
Tt(D -<Г)
32D
6Я
ЛЛ3/12
Ы?/6
hb3H2
hb3/в
nd4/ 64
4 4
7t(Z> -d )
64
4 4
И -h
12
эквивалентную массу опоры, кг,
^экв.оп “ {-"он ^(^^Уооп) ,
где Д)оп — частота собственных колебаний опоры,
не скрепленной с шиной.
Обычно несущие конструкции достаточно же-
стки, поэтому жесткость опоры и частота ее собст-
венных колебаний в основном определяются жест-
костью и частотой собственных колебаний изолято-
ров. Поэтому обычно принимают: Соп = Cm;f0on =
=/Ою- коэффициенты тэкв оп /(тш/); (Соп/3) /ЕЛ
Затем по кривым рис. 40.37 находится коэффи-
циент для первой гармоники частоты собствен-
ных колебаний шин и далее по формуле (40.7) —
искомая частотау^ш [. 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, FpaC4; ,
находится расчетная сила (нагрузкЬ), дейст-
вующая на головку изолятора, Н,
/расч.из = /грасЧ(//ц.ш///из)> , С40-*5)
где Яц ш — высота центра тяжести поперечного се- "
чения шины, м; Яиз — высота изолятора, м;
проверяется электродинамическая стойкость
изолятора по условию
Рис. 40.37. Кривые для определения коэффициен-
та Г] для шин, опирающихся на упругоподатли-
вые опоры
а — балка с защемлением на опорах; б — балка
с шарнирным опиранием
^доп. из — ^расч.из* $)
В случае одиночных изоляторов принимается
доп. из ’ разр.из»
в случае двух спаренных изоляторов на опоре
принимается
Р = р
1 доп. из г разр.из’
где pg — минимальная разрушающая сила (на-
грузка) для одного изолятора, приложенная к его
головке при работе на изгиб, Н.
ПРОВЕРКА НА ТЕРМИЧЕСКУЮ СТОЙКОСТЬ
Термическая стойкость электрических провод-
ников и аппаратов лимитируется предельно допус-
тимой кратковременной температурой ^крдог] час-
тей проводников и аппаратов при КЗ, приведенной
ниже, которая зависит от степени снижения меха-
нической прочности материала проводников и ап-
паратов при кратковременных нагревах токами КЗ:
$кр,доп’
Шины алюминиевые................. L... 200
Шины медные............................. 300
Шины стальные, не имеющие непосредст- ‘
венного соединения с аппаратами......... 400
Шины стальные, имеющие непосредствен-
ное соединение с аппаратами ............ 300
Кабели бронированные и небронированные
с бумажной пропитанной изоляцией на на-
пряжение, кВ:
1......................;............ 250
6—1Q ............................... 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-
жениях, Н/мм2:
менее 20...............*. ............г^250
20 и более........................ 200
Алюминиевые неизолированные провода
2
при тяжениях, Н/мм :
менее 10............................. 200
10 и более....;................. 160
Алюминиевая часть сталеалюминиевых про-
водов ............................. 200
Для электрических аппаратов устанавливается
ток термической стойкости ZTep порм и нормирован-
ное допустимое время его протекания /тер „орм.
Термическая стойкость электрических аппара-
тов в общем случае проверяется по выражению
2
Втер.иорм ~ Л ер. норм Лер.норм ~ Вк (4-0.17)
или
В = Z2 t > В ,
тер тер к к ’
где Вк — интеграл Джоуля для условий КЗ.
Если время КЗ С отличается от ZT._ 11ППМ, то для
r\ I11
определения тока термической стойкости в этих ус-
ловиях можно согласно ГОСТ 687—78 Е использо-
вать следующие выражения:
при ?к — ^откл > ^терлюрм
Z =z ]fтер-норм (4018)
тер терлюрм t у '
1 к
D — о
"тер ^тер.норм»
При tK < ^гер порм
А:ер ~ /тер.цорм’
й =? t
"тер тер.порм к *
Интеграл Джоуля допускается определять по
выражению
^ОТКЛ _ А)ТКЛ _ ^откл л
л» f j 4(о dz+ j 4wd<=
о о ® 0
= \.n + BK.a> (4019)
где BK n — интеграл Джоуля от периодической со-
ставляющей тока КЗ; Вк а — интеграл Джоуля от
апериодической составляющей тока КЗ.
При наличии в сети нескольких источников
—2/
х*отклУ
ВК - 4 'откл + Га.эк
Т
, а.эк
1 - е
,(40.20)
где Zn0 — начальное значение периодической со-
ставляющей тока КЗ; Т& эк — эквивалентная посто-
янная времени затухания апериодической состав-
ляющей тока КЗ от нескольких источников.
Ест'^откл^^эщТО
Вк- 4о('откл + Леэк) '
(40,21)
Методика расчета интеграла Джоуля в частных
случаях изложена в специальной литературе по
данному вопросу.
Термическая стойкость проводников проверя-
ется по условию
«крлоп^к,.. « (40.22)
где ОК|1 — конечная температура нагрева проводни-
ка при КЗ.
Определение температуры Ок|1 производится
следующим образом.
Уравнение теплового баланса при КЗ
£(')fy dt = c<)G dO (40.23)
преобразуется к виду
4(')Ро(1 +а$)/
-------— ------dz = с0(1.+ ₽Д)Х.Д dO
и после интегрирования в соответствующих пре-
делах
'°™4(Z)dZ ' $*“ с0( 1+ ₽О)
° 5 вп 0
дает решение в следующем виде:
Вк
(40.24)
s
где р0 — удельное сопротивление материала про-
водника; Ав — активное сопротивление проводни-
ка при температуре О; Сд — удельная теплоемкость
проводника при температуре О; G — масса провод-
ника; а— температурный коэффициент изменения
удельного сопротивления; s — сечение проводни-
ка; / — длина проводника; с0 — удельная теплоем-
кость материала проводника; Р — температурный
коэффициент изменения удельной теплоемкости;
А— плотность материала проводника; Он — на-
чальная температура проводника до КЗ; Окп — ко-
нечная температура проводника во время КЗ;
Лкп— значение интеграла при верхнем пределе;
Аи — значение интеграла при нижнем пределе.
Зная по кривым рис. 40.38 для проводника
с соответствующим материалом находят Ли и, по
выражению (40.24) — Лк11:
А = А + —
"ки Лн + 2
S
Далее вновь по рис. 40.38 при известном значе-
нии Ак п находят температуру Ок п и составляют ее
по (40.22) с кратковременно допустимой темпера-
турой проводника при КЗ.
Если принять, что до КЗ проводник был полно-
стью загружен и его температура была доп, а при
КЗ он нагрелся до температуры Окрдоп, то очевидно,
Рис. 40.38. Кривые для определения конечной
температуры нагрева проводников из различных
материалов при КЗ:
1 — ММ; 2 — МТ; 3 — АМ; 4 — АТ; 5 — АДО,
ACT; 6 — АД31Т1; 7 — АД31Т; 8 — Ст.З
что его сечение будет минимально допустимым
по условиям термической стойкости:
а) при известных параметрах проводника цепи
проверяется его термическая стойкость при КЗ
по выражению (40.22);
6) 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 проверяются
все коммутационные аппараты (выключатели, вы-
ключатели нагрузки, плавкие предохранители,
разъединители, автоматы, контакторы, магнитные
пускатели, рубильники и т.п.).
Наиболее сложна процедура проверки на ком-
мутационную способность высоковольтных вы-
ключателей. Она состоит в следующем. Проверяет-
ся соблюдение условий:
J-rep.min
'откл.пом ПТ’
(40.27)
алорм норм ^откл.пом ~ 'ат • (40.28)
где Ст—коэффициент, значения которого приведе-
ны ниже:
Ст, А • с1/2/мм2
Шины медные.........»..............170
Шипы алюминиевые.................... 90
Шины стальные при "0кр доп == 400 °C..... 70
Шины стальные при ппп = 300 °C..... 60
Кабели с бумажной пропитанной изоля-
цией на напряжение до 10 кВ:
с медны ми жилами.......... 140
с алюминиевыми жилами........ 90
Кабели с бумажной пропитанной изоля-
цией на напряжение 20—220 кВ:
с медными жилам и........... 105
с алюминиевыми жилами....... 70
Кабели и изолированные провода с поли-
винилхлоридной и резиновой изоляцией:
с медными жилами......-.... 120
с алюминиевыми жилами....... 75
Кабели и изолированные провода с по-
лиэтиленовой изоляцией:
с медными жилами............. 103
с алюминиевыми жилами ........ 65
Реальное сечение проводника должно удовле-
творять условию •.
* ^•’тер.Мп- (4°-26)
На практике обычно решается одна из следу-
ющих задач:
если условие (40.27) выполняется, а условие (40.28)
не выполняется, то проверку выключателей на ком-
мутационную способность допускается произво-
дить по выражению
^( 1 ^порм^откл.пом ~ 'кт ’
затем проверяются условия:
^вкл.порм — А10’
'вкл.порм — 'уд’
"в.норм — ив’
(40.29)
(40.30)
(40.31)
(40.32)
где — номинальный ток отключения вы-
ключателя (действующее значение периодической
составляющей тока); /пт — действующее значение
периодической составляющей тока КЗ в цепи в мо-
мент т начала расхождения дугогасительных кон-
тактов выключателя; /а |1орм — нормированное зна-
чение апериодической составляющей тока отклю-
чения; Р||Орм — нормированное содержание апе-
риодической составляющей в токе отключения (оп-
ределяется по рис. 40.39); iKT — расчетное мгновен-
ное значение тока КЗ в цепи в момент начала расхо-
ждения дугогасительных контактов выключателях;
iaT — расчетное значение апериодической состав-
ляющей тока КЗ в цепи в момент т; ив — собствен-
ное восстанавливающееся напряжение на контак-
тах выключателя при отключении расчетного КЗ в
цепи; ив 11Орм — нормированное значение собствен-
ного восстанавливающегося напряжения на контак-
тах выключателя при отключении КЗ в цепи;
4кл.ворм — нормированное действующее значение
Рис. 40.39. Кривые для определения нормирован-
ного содержания апериодической составляющей
в отключаемом токе
периодической составляющей тока включения вы-
ключателя; /вкл 1юрм — нормированное мгновенное
значение тока включения выключателя; /п0 — на-
чальное значение периодической составляющей
тока КЗ.
Выключатель, удовлетворяющий по своим па-
раметрам 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 про-
верки электрических аппаратов и проводников. Вы-
бор и проверка отдельных видов аппаратов и про-
водников имеют некоторую специфику и особенно-
сти, 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 Цюм ~ Цзети ном Аюм — Афод.расч “ ^раб.наиб А1Г.ДОП ~ Ан-.расч (ПРИ допустимости перегрузки выключателя) Азкл.ворм — АзО 7 > i * вкл. норм ” уд I >i п лпр.скв — П10 Аф.скв “ *дин ~ *УД 2 _ Чер.порм^тер.порм ~ Вк ПРИ Zk ~ готю1 - ^тер.порм £тер = 4ep.nopMZK “ ПРИ гк < 'тер.порм 4)ТКЛ.1ЮМ — А1Т ;а.порм — Рпоры Ал'кл.пом ~ (ат Для установки, у которой Рпорм/ол Ю] 11ом < <аг > допускается выполнение условия: + Рнорм)^откл.пом * 'кт “ + 'ат Далее проверяется ив 1Юрм > ив
Разъединитель Цюм ” ЦжТИ ном Аюм ~ Афод.расч “ A>a$ I =/ > i *пр.скв *дин — *уд Л Л ^пр.терАф.тер ” тер.пормАгер.порм ~ ПРИ А?ер.норм
Продолжение табл. 40.13
Электрический аппарат или проводник Условия выбора и проверки
2 ^тер “ Aep.nopiA > & к ПРИ < Аер.порм Аякл дои - Амбт (допускается в строго оговоренных частных случаях)
Отделитель и > и wiiom — сети пом Аюм — Афод.расч Alp.CKB ?дин ~ *уд 7 тер.порм Агер.порм ” ПРИ Ас — Аерлюрм 2 ^тер = АгерлюрмАс > &к ПРИ Zk < Аер.норм А>ткл.доп - ^рабт (допускается в строго оговоренных частных случаях)
Короткозамыкатсль Цюм — ^сети пом Alp.CKB Ацип ~ гуд е 7 тер.норм Аер.норм ~^к ПРИАс - Аерлгорм 7 ^тер “ А-ерлюрмАс > ПРИ Аг < Аер.норм
Предохранитель Цгом “ Цжти пом Аюм — Афод.расч Алки, пом — А1р.ож Соответствие времятоковой характеристики предохранителя расчетным условиям за- щищаемой цепи
Выключатель нагрузки Цюм ~ ^сети пом Аюм — Афод.расч I > I IX 'ВКП.ДОП — Jn0 *ВКЛ.ДОП “ 1уи Аф.скв—Аю i — i i lip.CKB *дип “ *уд 7 з ер.порм^терлюрм ~ к ПРИ ~ А ер. норм 7 #тер ” ^терлюрм^к > ПРИ < ^терлюрм
Аэткл.ном — А<ом — ^рабт
В отдельных случаях /откл |юм > /11ом (соотношение указывается изготовителем в экс- плуатационных документах). Соответствие времятоковой характеристики предохра- нителя расчетным условиям защищаемой цепи (при установке выключателя нагрузки последовательно с предохранителем)
Разрядник Цюм “ Цсети ном мпроб “ ^доп.расч ^остлаиб ~ ^доп.расч Аяицхдон — Айжл Аюпр.расч
Продолжение тебя. 40.13
Электрический аппарат или проводник Условия выбора и проверки
Трансформатор тока и > и ном — ''сети пом Аюм > Афод.расч * дин = ^дйп^Л ном ~ ’уд 2 2 ^тер.порм’терлюрм " ^терЛ ном' ’тер.порм ~ &к Z2hom > Z2pac4 ~ г2расч <в необходимом классе точности)
Трансформатор напряже- ния Цгом ~ ^се ги пом Лпом - ^2расч (в необходимом классе точности) 511ред = $тах - ^2паиб (в режиме наибольшей отдаваемой мощности)
Опорный изолятор и > и ''пом — ''сети пом • Гдо11 = 0,6Fpa3p > FpaC4 (для одиночных изоляторов) гдоп ~ Fpa3p - Fpac4 (для спаренных изоляторов)
Проходной изолятор Цком “ ^сети ном Аюм ~ Афод.расч F = 0 6F > F 1 дон ’ разр —1 расч
Реактор и > и ''пом ~ ''сети пом Аюм ~ А|род.расч 2 ДИИ - 'уд / t >В тер.порм тер.порм к хр > хр расч (определяется по условиям необходимого ограничения токов КЗ и предела' но допустимой потери напряжения на реакторе в нормальном режиме работы)
Автомат и > и ''пом ~ ''сеги пом Аюм — Афод.расч Азкл.нйиб гуд *дин - 7уд ^тер.порм ^тер.порм ~ Fk I >1 ^откл.ном ~ ‘пт.ож
Контактор и > и ''ном — сеги ном I >1 лпом — ^прод.расч Р > Р 1 подкл.доп " 1 подкл.расч
Магнитный пускатель 'Аюм ” ^сети ном I >1 Ъюм хпрод,расч Р > Р г ИОДКЛ.ДОП — 1 подкл.расч
Окончание табл. 40.13
Электрический аппарат или проводник Условия выбора и проверки
Рубильник Цюм — ^сети пом А-юм — А1род.расч i > i *ДИН “ *уд Т2 t >в терлюрм тер.порм к Аггел доп - А>абт (в случае, сели рубильник имеет дугогаситсльныс камеры или разрыв- ные контакты)
Шина, провод неизолиро- ванный х ~ ’эки = Агоры расч ^эки (за исключением сборных шин электроустановок, сетей на- пряжением до 1 кВ с Г11ав6 < 5000 ч, сетей временных сооружений и ответвлений к элсктроприсмникам напряжением до 1 кВ, к резисторам, реакторам и т.п.) Сечение проводников воздушных линий 330—1150 кВ выбирается по экономическим интервалам Ацл-доп — Aipoa доя — А1род.расч- П > п ^доп — ирасч ^кр.дои - ®К11 или ’ - ’тер.min =
Кабель, провод изолиро- ванный Цюм — ^сети пом s ~ лзкн ~ Агорм.расч ^экн Аиьдоп — А1род.доп — А1род.расч А1г.доп — Ап.расч ®кр.доп - «К11или ’ * ’тер.min = Л?Ст
Закрытый шинный токо- провод Цюм ~ ^сети пом I >1 пом — жпрод.расч *дин - *уд ^тер.порм ^тер.порм ~
Примечания: 1. В правых частях неравенств величины /п0, zya, Bl;, 7,„, iaT, wB, 1т ож, Оки должны быть
представлены расчетными значениями, т.е. наибольшими в условиях конкретной установки или цепи.
2. В таблице приняты следующие обозначения: 7[|0сж— действующее значение периодической составляющей
ожидаемого тока КЗ в начальный момент; 1т ож — действующее значение периодической составляющей ожидае-
мого тока КЗ в момент начала расхождения дугогасительных контактов аппарата; 7ра6т — рабочий ток цепи в мо-
мент начала расхождения дугогаситсльных контактов аппарата; н11роб — импульсное пробивное напряжение раз-
рядника; ност1|аиб — наибольшее остающееся напряжение на разряднике при прохождении через него тока;
“доп.расч — допустимое расчетное напряжение на изоляции элементов электроустановки, защищаемых данным
разрядником; iCOIip расч — расчетное значение сопровождающего тока разрядника; да1 — предельно допусти-
мое значение сопровождающего тока, который разрядник может оборвать; /’1ЮДКЛДОП — допустимая мощность
электродвигателей, подключаемых к сети данным аппаратом; Рцодкл.р^, — расчетная мощность электродвигате-
лей, подключаемых к сети данным аппаратом; ?iiaiI6 — время использования наибольшей нагрузки.
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», Гидро проект.
М„ 1994.
40.4. Нормы технологического проектирования
подстанций переменного тока с высшим напряжением
35—750 кВ. — 4-е изд. Т. 1. Энергосстьпроскт. М., 1991.
40.5. Руководящие указания и нормативы по
проектированию развития энергосистем. ВНТП-81 /
Минэнерго СССР. М„ 1981.
40.6. Электрическая часть станций и подстан-
ций / Под рсд. А.А. Васильева. — 2-е изд. М.: Энерго-
атомиздат, 1990.
40.7. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электри-
ческая часть электростанций и подстанций: Справоч-
ные материалы для курсового и дипломного проекти-
рования. — 4-е изд. М.: Энергоатомиздат, 1989,
40.8. Неклепаев Б.Н. Координация и оптимиза-
ция уровней токов короткого замыкания в электриче-
ских системах. М.: Энергия, 1978.
40.9. Электрическая часть гидроэлектростан-
ций. Главные схемы электрических соединений /
ГС. Лисовский, Б.З. Уманский, Б.С. Успенский,
М.Э. Хейфиц; Под рсд. Б.С. Успенского. М.: Энергия,
1965.
40.10. Лисовский Г.С., Хейфиц М.Э. Главные
схемы и электротехническое оборудование подстан-
ций 35—750 кВ. М.; Энергия, 1977.
40.11. Фельдман М.Л., Черновец А.К. Особенно-
сти электрической части атомных электростанций. Л.:
Энергоатомиздат, 1983.
40.12. Сборник директивных материалов Главтсх-
управления Минэнерго СССР (электротехническая
часть). — 3-е изд. М.: Энергоатомиздат, 1985.
40.13. Указания по применению показателей на-
дежности элементов энергосистем и работы энерго-
блоков с паротурбинными установками. М.: СПО Со-
юзтехэнерго, 1985.
40.14. Ерхан Ф.М., Неклепаев Б.Н..Токикоротко-
го замыкания и надежность энергосистем. Кишинев;
Штиинца, 1985.
40.15. Правила устройства электроустановок. —
6-е изд. М.: Энергоатомиздат, 1985.
40.16. Двоскин Л.И. Схемы и конструкции рас-
пределительных устройств. — 3-е изд. М.: Энерго-
атомнздат, 1985.
40.17. Околович М.Н. Проектирование электри-
ческих станций. М.: Энергоатомиздат, 1982.
40.18. Гук Ю.Б., Каптан В.В., Петрова С.С. Про-
ектирование электрической части станций и подстан-
ций. 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 электри-
ческие распределительных устройств напряжением
6—750 кВ подстанций и указания по их применению /
Минтопэнерго РФ. Энергосстьпроскт. М., 1993.
40.22. Балаков Ю.Н., Неклепаев Б.Н., Шун-
тов 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. Атомэнсргопроскт. М., 1990.
40.24. Правила технической эксплуатации элек-
трических 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-
чсского регулирования на тепловых электростанциях.
РД 34.35.101—88. М.: Союзтехэнерго, 1990.
40.26. Нормы технологического проектирования
тепловых электрических станций. ВНТП-Т—99 / Мин-
топэнерго 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 экс-
плуатации электроустановок. —2-е изд. М.: Энерго-
атоми.здат, 1987.
40.29. Правила технологического проектирова-
ния атомных станций (с реактором ВВЭР). РД
210.006—90. М.: Минатомэнерго, 1990.
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) электриче-
ских станций и подстанций выполняются внутрен-
ней и наружной установки и соответственно назы-
ваются закрытыми (ЗРУ) с расположением обору-
дования (закрытого, защищенного или открытого)
в зданиях и открытыми (ОРУ) с расположением
всего или основного оборудования на открытом
воздухе. РУ могут быть комплектными для внут-
ренней установки (КРУ) и для наружной установки
(КРУН). Промышленность поставляет комплект-
ные РУ с элегазовой изоляцией (КРУЭ) и комплект-
ные трансформаторные подстанции (КТП).
В последнее время как в мировой, так и в отече-
ственной практике предпочтение отдастся исполь-
зованию 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 огра-
ниченности площадей под РУ, в случае повышен-
ной загрязненности атмосферы и при особо тяже-
лых климатических условиях (например, на Край-
нем Севере); открытые — на напряжениях 35, 110,
150, 220, 330, 500, 750 и 1150 кВ.
РУ должны удовлетворять поставленным техни-
ческим требованиям в отношении надежности рабо-
ты, удобства эксплуатации, безопасности обслужи-
вания, экологической безопасности, возможности
расширения, противопожарной безопасности. Они
должны допускать возможность использования
средств механизации для производства ремонтных
работ. Выбор той или иной конструкции РУ произ-
водится на основании технико-экономических рас-
четов 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 электроустано-
вок» (ПУЭ). Норм технологического проектирова-
ния электрических станций и подстанций (НТП),
строительных и противопожарных норм, руководя-
щих указаний по проектированию механизации ре-
монтных работ и других нормативных материалов.
РУ должны выполняться таким образом, чтобы
при нормальных условиях работы электроустанов-
ки не создавалось явлений, опасных для обслужи-
вающего персонала или приводящих к поврежде-
нию оборудования, возникновению КЗ и замыка-
ний на землю. При условиях, отличных от нормаль-
ных, должна быть обеспечена локализация повреж-
дений вследствие КЗ. При снятом напряжении с ка-
кой-либо цепи должны быть обеспечены безопас-
ный осмотр и замена или ремонт элементов этой
цепи без нарушения нормальной работы соседних
цепей. Конструкции, на которых закреплено обору-
дование, должны выдерживать усилия от веса обо-
рудования, ветра, гололеда и электродинамических
сил при КЗ. Строительные конструкции, находя-
щиеся вблизи токоведущих частей, доступные и не-
доступные для прикосновения обслуживающего
персонала, должны нагреваться не выше 50 и 70 °C
соответственно.
В РУ должна быть предусмотрена установка
разъединяющих устройств с видимым разрывом
для отсоединения в случае необходимости (напри-
мер, при ремонте) любых аппаратов электрической
цепи от сборных шин и других источников напря-
жения. Должна быть предусмотрена блокировка
(электрическая или механическая) между выключа-
телем и разъединителями одной цепи, а также меж-
ду разъединителями и их заземляющими ножами
для предотвращения ошибочных операций. Опера-
тивная блокировка в РУ напряжением 3 кВ и выше
должна исключать:
включение выключателей, отделителей и разъ-
единителей на заземляющие ножи и короткозамы-
катели;
включение заземляющих ножей на ошиновку,
не отделенную разъединителями от ошиновки, на-
ходящейся под напряжением;
отключение и включение отделителями и разъ-
единителями тока нагрузки, если это не предусмот-
рено конструкцией аппарата и действующими нор-
мативными документами.
Необходимо рт метить, 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 обо-
рудованы стационарными заземляющими ножами,
обеспечивающими заземление аппаратов и оши-
новки без использования переносных заземлений.
Ножи окрашиваются в черный цвет, а рукоятки их
приводов — в красный.
Разъединители напряжением 3 кВ и выше уста-
навливаются с одним или двумя стационарными за-
земляющими ножами, сблокированными с основ-
ными 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 преду-
смотрен подогрев механизмов приводов масляных
и воздушных выключателей, блоков клапанов воз-
душных 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 электротех-
нического назначения.
Для снятия механических напряжений в про-
водниках и изоляторах вследствие температурных
деформаций и вибрации должны предусматривать-
ся температурные компенсаторы, ослабление тяже-
ний проводов и т.п.
Сетчатые и смешанные ограждения токоведу-
щих частей и электрооборудования должны иметь
высоту для ОРУ и открыто установленных транс-
форматоров 2 или 1,6 м, а для ЗРУ и трансформато-
ров, установленных внутри здания, — 1,9 м над
уровнем пола (при этом сетки должны иметь от-
верстия размером не менее 10x10 мм и не более
25x25 мм, а также приспособления для запирания
их на замок). В ЗРУ при входе в камеры выключа-
телей, трансформаторов и других аппаратов непо-
средственно за дверью допускается применение
съемных барьеров на высоте 1,2 м для обеспечения
безопасного осмотра камер при наличии напряже-
ния 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 зазем-
ленных конструкций и ограждений, до пола и зем-
ли, а также между неогражденными токоведущими
частями разных цепей должны быть не менее при-
веденных 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 от-
ношении пробоя сближение под действием токов
КЗ. Неизолированные токоведущие части во избе-
жание случайных прикосновений к ним должны
быть помещены в камеры или ограждены сетками
и т.п. Неизолированные токоведущие части вне ка-
мер, расположенные над полом на расстоянии
меньше Д, должны ограждаться сетками, причем
высота прохода под сеткой должна быть не менее
1,9 м. Токоведущис части, находящиеся выше огра-
ждений на расстоянии до 2,3 м от пола, но меньше
Д, должны располагаться от ограждения на рас-
стоянии 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-
ныс неизолированные токоведущие части различ-
ных 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 бы-
ло 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 обес-
печивать удобное обслуживание электроустановки
и перемещение оборудования и должна быть
(в свету между ограждениями) не менее 1 м при од-
ностороннем и 1,2 м при двустороннем расположе-
нии оборудования. Ширина коридора управления,
где находятся приводы выключателей или разъеди-
нителей, соответственно должна быть 1,5 и 2 м.
При длине коридора до 7 м допускается уменьше-
ние его ширины при двустороннем обслуживании
до 1,8 м. Ширина взрывного коридора должна быть
не менее 1,2 м. Допускается местное сужение кори-
дора строительными конструкциями не более чем
на 0,2 м.
Количество выходов из ЗРУ наружу или в дру-
гие помещения с несгораемыми стенами и перекры-
Таблица 41.1. Наименьшие расстоянии в свету от токоведущих частей до различных элементов ЗРУ
Рису- Йок'4*1.Г Расстояние Обозна- чение Изоляционные расстояния, мм, для номинального напряжения, кВ
3 6 10 20 35 110 150 220
а От токов едущих частей до заземленных конструкций и частей зданий 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 токовсдущих частей до сплошных огра- ждений Б 95 120 150 210 320 730 ИЗО 1730
в От токовсдущих частей До сетчатых ограж- дений В 165 190 220 280 390 800 1200 1800
в Между награжденными токовсдушими частями разных цепей Г 2000 2000 2000 2200 2200 2900 3300 3800
г От награжденных токовсдущих частей до пола Д 2500 2500 2500 2700 2700 3400 3700 4200
г От неогражденных выводов из ЗРУ до зем- ли при выходе их нс 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 отклю- ченном положении до ошиновки, присоеди- ненной ко второму контакту Ж 80 110 150 220 350 900 1300 2000
тиями зависит от длины ЗРУ: при длине до 7 м —
один 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 вы-
ходы с таким расчетом, чтобы расстояние от любой
точки коридора до выхода не превышало 30 м. Две-
ри из РУ должны открываться в направлении дру-
гих помещений или наружу и иметь самозапираю-
щиеся замки, открываемые без ключа со стороны
РУ. Взрывные коридоры большой длины следует
разделять несгораемыми перегородками огнестой-
костью не менее 1 ч на отсеки длиной не более 60 м.
Баковые масляные выключатели с количеством
масла более 60 кг должны устанавливаться в от-
дельных взрывных камерах с выходом наружу или
во взрывной коридор. Баковые масляные выключа-
тели с количеством масла 25—60 кг могут устанав-
ливаться как во взрывных, так и в открытых каме-
рах. В последнем случае, а также при выходе каме-
ры во взрывной коридор выключатели должны вы-
бираться с 20 %-ным запасом по номинальному то-
ку отключения. Баковые масляные выключатели
с количеством масла до 25 кг, маломасляные вы-
ключатели, 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 удер-
жание полного объема масла. Выключатели, уста-
навливаемые в открытых камерах, должны быть от-
делены друг от друга перегородками. Такими же
перегородками или металлическими щитами они
должны быть отделены от привода. Верхняя кром-
ка перегородки или щита должна быть на высоте
не менее 1,9 м от пола. При установке воздушных
выключателей защитный щит не требуется. При ус-
тановке в РУ трансформаторов, выключателей
и других аппаратов со значительным объемом мас-
ла в зависимости от количества масла и расположе-
ния указанных элементов (2-й этаж и выше) соглас-
но ПУЭ в их камерах выполняются приямки, поро-
ги, пандусы, маслоприемники или маслоотводы
в дренажную систему.
Размеры камер, в которых устанавливаются
реакторы, определяются условиями монтажа, удоб-
ством размещения реакторов и шин, условиями на-
грева металлических и железобетонных конструк-
ций в магнитном поле реактора. Вентиляция поме-
щений трансформаторов и реакторов должна обес-
печивать отвод выделяемой ими теплоты с тем, что-
бы при номинальной нагрузке (с учетом перегрузоч-
ной способности) и при максимальной расчетной
температуре окружающей среды их нагрев не пре-
вышал максимально допустимых значений. Взрыв-
ные коридоры, а также коридоры для обслуживания
открытых камер или КРУ содержащих оборудова-
ние, залитое маслом или компаундом, должны быть
оборудованы специальной аварийной вытяжной
вентиляцией, включаемой извне, не связанной с
другими вентиляционными устройствами и рассчи-
танной на пятикратный обмен воздуха в час.
ВВЕДЕНИЕ
Рис, 41,1. Наименьшие расстояния в свету
от токоведущйх частей до различных эле-
ментов ЗРУ
4D
ТРЕБОВАНИЯ К КОНСТРУКЦИЯМ ОТКРЫТЫХ РУ
Расстояния в свету от гибких токоведуших час-
тей 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 плоско-
сти должны быть не менее:
(^ф.—-з)г ^ф—-з °’ (^ф—ф)г ^ф—ф
где а = f since; f — стрела провеса провода, м, при
15 °C; а = arctgP/Q; Р — давление (скоростной на-
пор) ветра на провод, Н/м; Q = nig — вес провода,
Н/м; т — масса провода, кг/м; g — ускорение сво-
бодного падения, м/с2.
Скорость ветра принимается равной 60 % уч-
тенной при расчете строительных конструкций.
Таблица 41.2. Наименьшее расстояние в свезу от токоведущих частей до различных элементов ОРУ
Рису- нок 41.2 Расстояние Обозна- чсние Изоляционные расстояния, мм, для номинально- го напряжения, кВ
до 10 20 35 ПО 150 220 330 500
а, б, в От токоведуших частей или от элементов оборудования и изоляции, находящихся под напряжением, до заземленных конструкций или постоянных внутренних ограждений высотой не менее 2 м —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
в, д, и От токоведуших 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 токовсдущими частями разных це- пей в разных плоскостях при обслуживае- мой нижней цепи и неотключенной верхней В 950 1050 1150 1650 2050 3000 4000 5000
г,к От неогражденных токовсдущих частей до земли или до кровли зданий при наиболь- шем провисании проводов Г 2900 3000 3100 3600 4000 4500 5000 6450
Ж, 3, К Между токовсдущими частями разных це- пей в разных плоскостях, а также между то- ковсдущими частями разных цепей по гори- зонтали при обслуживании одной цепи и не- отключенной другой, от токовсдущих час- тей до верхней кромки внешнего забора, ме- жду токовсдущими частями и зданиями или сооружениями Д 2200 2300 2400 2900 3300 3800 4500 5750
и От контакта и ножа разъединителя в отклю- ченном положении до ошиновки, присоеди- ненной 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-
тенциала вдоль изоляции от полного номинального напряжения (со стороны токоведуших частей) до нуля (со сто-
роны заземленных частей).
2. Расстояние от токоведуших частей или от элементов изоляции (со стороны токоведуших частей), находя-
щихся пбд напряжением, до габаритов трансформаторов, транспортируемых по железнодорожным путям, уло-
женным на бетонном основании сооружений гидроэлектростанций, допускается принять мснсе размера Б, но нс
менее размера Аф_3.
3. Расстояния __‘3 и _ф в электроустановках напряжением 220 кВ и выше, расположенных на высоте бо-
лее 1000 м иад уровнем моря, должны быть увеличены в соответствии с требованиями ГОСТ 1516.1—76*.
Г------------------
122 РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА [Разд. 41
При токах трехфазного КЗ /п0 = 20 кА и более гиб-
кие шины следует проверять на возможность схле-
стывания или опасного в отношении пробоя сбли-
жения в результате динамического воздействия то-
ков КЗ. В ОРУ напряжением 110 кВ и выше должен
быть предусмотрен с габаритом 4x4 м проезд вдоль
выключателей для передвижных монтажно-ре-
монтных механизмов и приспособлений, а также
передвижных лабораторий. Расстояние от неограж-
денных токоведущих частей до габаритного очер-
тания 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 про-
лете (без разрезания провода) и присоединение
к аппаратным выводам — сваркой или опрессов-
кой. Пайка и скрутка проводов не допускается. Бол-
товые соединения допускаются только на аппарат-
ных выводах и па ответвлениях к разрядникам, ог-
раничителям перенапряжений (ОПН), конденсато-
рам 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 гир-
лянда не удовлетворяет условиям стойкости к ме-
ханическим нагрузкам, то следует применять двух-
цепную гирлянду.
При определении нагрузок на элементы РУ
должны учитываться вес элементов, нагрузка от
ветра и гололеда и механические напряжения при
изменении температуры. ОРУ должны выполнять-
ся с учетом требований взрывобезопасности (при
наличии складов водорода) и пожаробезопасности
(при наличии маслонаполненного оборудования).
Для предотвращения растекания масла и лока-
лизации пожара при повреждениях маслонапол-
ненных силовых трансформаторов и реакторов с
количеством масла более 1 000 кг в единице (баке) и
баковых выключателей напряжением ПО кВ
и выше должны быть выполнены маслоприемники,
маслоотводы и маслосборники, удовлетворяющие
соответствующим требованиям ПУЭ.
Токоограничивающие реакторы наружной ус-
тановки 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 распро-
странение на практике получили сборные модуль-
ные и комплектные распределительные устройства.
Для систем с.н. электростанций 3—10 кВ, как пра-
вило, применяются комплектные распределитель-
ные устройства. На напряжениях 10—24 кВ экра-
нированными токопроводами выполняются соеди-
нения между мощными генераторами и блочными
трансформаторами с ответвлениями к трансформа-
торам с.н. (возможны также ответвления для пита-
ния потребителей местной сети 6—10 кВ). В ЗРУ (а
также в ОРУ) существует тенденция замены раз-
рядников на ОПН. Ниже приведены схемы заполне-
ния, планы и разрезы характерных типовых конст-
рукций ЗРУ. Е?
Распределительное устройство 6—10 кВ без ре-
акторов на отходящих линиях (рис. 41.3) выполне-
но одноэтажным с двухрядной установкой ячеек
(1—27) КРУ, с одним коридором и двумя отсеками
по числу секций. Выводы отходящих кабельных
линий осуществляются в трубах, выходящих
из ячеек наружу в соответствующую сторону
от здания РУ. Ввод от трансформаторов осуществ-
ляется через проходные изоляторы в наружной сте-
не здания. Пролет здания 6 м.
РУ 6—10 кВ понижающей подстанции с груп-
повыми сдвоенными реакторами (рис. 41.4) выпол-
Рис. 41.3. План РУ 6—10 кВ с КРУ
ТИПОВЫЕ КОНСТРУКЦИИ ЗАКРЫТЫХ РУ
Рис. 41.4. РУ 6—10 кВ понижающей подстанции с групповыми сдвоенными реакторами и КРУ:
а — схема заполнения; б — план
Рис. 41.5. РУ 6—10 кВ понижающей подстанции с групповыми одинарными реакторами и КРУН:
а — план; б — поперечный разрез
нено одноэтажным с двухрядной установкой ячеек
КРУ с четырьмя секциями, одним коридором и дву-
мя отсеками. Групповые реакторы устанавливают-
ся в пристройках к зданию РУ. Для доступа в реак-
торное помещение между ячейками 6 и 8, а также
34 и 36 имеются проходы. Кабельные линии непо-
средственно из ячеек КРУ выводятся наружу. Про-
лет здания 6 м.
РУ 6—10 кВ понижающей подстанции с груп-
повыми одинарными реакторами и КРУН
(рис. 41.5) выполнено с установкой реакторов в от-
дельно стоящих будках и с применением ячеек
КРУН. В случае использования реакторов для на-
ружной установки необходимость в будках отпада-
ет. Кабельный канал располагается между будками
и ячейками КРУН.
Генераторное распредустройство (ГРУ) 6—10 кВ
с одной системой сборных шин (рис. 41.6) на удар-
ный ток 300 кА выполнено одноэтажным; пролет зда-
ния 18 м, имеются три прохода. В центральной части
здания расположены блоки сборных шин и шинных
разъединителей, далее следуют ячейки генератор-
ных, трансформаторных и секционных выключате-
лей, групповых и секционных реакторов и шинных
трансформаторов напряжения. У стены здания распо-
ложены ячейки КРУ. Имеются два подземных кабель-
ных 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 шин
(рис. 41.7) на ударный ток 300 кА выполнено одно-
этажным. Оно разработано в трех вариантах для
ТЭЦ с четырьмя генераторами по 60 МВт: I —
с групповыми реакторами; II — с групповыми ре-
акторами и мощными токопроводами; III - с груп-
повыми и индивидуальными реакторами. Компо-
новочное решение подобно принятому в предыду-
щей схеме. Шаг ячейки 3 м, пролет здания 18 м.
ГРУ 6—10 кВ с двумя системами сборных шин
двухэтажное с тремя коридорами на каждом этаже
(рис. 41.8) рассчитано на ударный ток 300 кА. Про-
лет здания 15 м, шаг колонн по длине 6 м, шаг для
ячеек 2,4 м. Блоки шин и шинных разъединителей
расположены па 2-м этаже, выключатели (МГГ-10
и МГ-20, МГУ-20, ВГМ-20), секционные (до 4 кА)
и групповые линейные реакторы (до 1,5 кА) — на
1 -м этаже. Ячейки КРУ примыкают к ячейкам реак-
торов. Имеются два подземных кабельных туннеля.
Более совершенное ГРУ 6—10 кВ (исполнение на
10 кВ) — двухэтажное с двумя системами сборных
шин изображено на рис. 41.9. Оно рассчитано на 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 линейных
a)
Рис. 41.6. ГРУ 6—10 кВ одноэтажное с одной системой сборных шин:
а — поперечный разрез; б — схема заполнения
ТИПОВЫЕ КОНСТРУКЦИИ ЗАКРЫТЫХ РУ
Наименова- ние монтаж- ных единиц выключателем ВМП-10 и вводные сборные ячейки Шкафы с Номера комп- 1 1 лектных ячеек 1 т [ Проход ]1 Камеры реакто- ров РБА, РБАС и выключателей МГ-20 и МГ-10 Сборные шины и шин нь1е_разыдинигели РВК40иРВК-20 Номера ячеек 1 | Номера ячеек | Ес о» Сборные шиныи шин! и выключателем МГ-20иМГ-10 Камеры реакто- ров РБА, РБАС Г Проход | Номера комп- j лектных ячеек выключателем ВМП-10 и вводные сборные ячейки Шкафы с Наименование монтажных единиц
Приточная
вентиляционная
камера реактор-
ных ячеек № 4
Приточная вентиля
ционная камера
кабельного туннеля
Приточная
вентиляционная
самера реактор-
ных ячеек №3
Приточная вентиля-
ционная камера
кабельного туннеля
О
s
n
•U
О
я
о
x
x
x
X
fS
Проход
Wa
«-□*>
<H"»>
Проход
£+«D»-
Венткамера
Секционный
выключатель
Сдвоенный
реактор
Сдвоенный
реактор
Сдвоенный
реактор
Сдвоенный
реактор
Сдвоенный
реактор
Секционный
реактор
Секционный
реактор
Шинный
трансфор-
матор напря-
жения
Шинный
трансфор-
матор напря
жения
Шинный
трансфор-
матор напря-
жения
Линия № 2
рабочего
питания с.н.
ТЭЦ
Линия № 3
рабочего
питания с.н,
ТЭЦ
Линия № 2
резервного
питания с.н.
ГРЭС
Генератор
70 000 кВт
Генератор
70 000 кВт
Генератор
70 000 кВт
Трансформа-
тор трехоомо-
точный № 2
60 000 кВ-А
Секционный
выключатель
1000 А—.
<ео»|
5
§F
.8*
s
I §F
8F-
О
f«a»>
*o*
—---РПВ-10/2000 ----
«o»>
«£}»>•
8F
AT175x80x8
8F
Sg 1500 A
ОТПШФАД
Секционный
выключатель
МГ-10
5000 Л
§
Сдвоенный
реактор
Линия № 2
резервного
питания с.н.
6,3 кВ ТЭЦ
о СО
8F-
>3
ей
Линия № 2
резервного
питания с.н.
ГРЭС
Трансформа-
тор трехоомо-
точный № 1
60 000 кВА
r^S*i
1000 А „
«О»
-----------— <£г\
МГ-10 001X1500 А
5000 А .— К«О»
е
-ю
«£}*>
«О»
itoOA
«СН>
«□»
«П»
«П»
<<}»>
<6Q»>~
Секционный
реактор
±3 «ОН
«о»-1
ПКТУ-10
НТМИ-6
МГ-20
7200 Л
8F
3*
8*
8F
8F._
~ih5±
ж
£
1500 А Проход
Q О
1000 A
11000A-
“71
-g-—-)!5|к«ЕЬ»
11 fete-
.AT-lOOxlOI
§F
-sr
8F
14 ш 0
ФСО
iisgl s|?
Цо Fl---
Р
а
§
<Ct»>
<Q»>
§-<o
Линия № 1
рабочего
питания с.н.
ТЭЦ
83
£._________
-
$"1500 А^-
к_____
й£«о»г
*-вфо?—
г"! V4
> tT3 Ш—9_.2
s^Q^zzz."
I f^f^^ZZ? I
0009 ' 0009 0009 ' JГ 0009 0009 0009
оог ooosi
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
§41.2] _____________ТИПОВЫЕ КОНСТРУКЦИИ ЗАКРЫТЫХ РУ
Рис. 41.7. Окончание
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА ______[Разд. 41
СП
I
сл
о
CD
а — схема заполнения; б — поперечный разрез
§41.2] ТИПОВЫЕ КОНСТРУКЦИИ ЗАКРЫТЫХ РУ
Рис. 41.8. Окончание
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА_____ [Разд. 41
Наименование монтажных единиц
Номера ячеек
I этаж Шкафы КРУ К-ХП
Камеры реакторов РБ-10, РБС-10, РБДГ-10 выключателей МГ-10, МГ-20
; II этаж Сборные шины и шинные разъединители РВРЗ-1-20/8000 РВРЗ-10/2500 УЗ
I этаж Камеры реакторов РБ-10, РБС-10, РБДГ-10, выключателей МГ-10, МГ-20
Шкафы КРУ К-ХП
Номера ячеек
Наименование монтажных единиц
Коробчатые
шины
Проход
2 4 6 8 10
Проход Групповой реактор Групповой реактор Трансфор- матор трех- обмоточ- ный № 1 Выключа- тель секци- онного ре- актора сек-
80 МВ А ций I—IV
а) (левая часть)
Рис. 41.9. ГРУ 6—10 кВ (исполнение на 10 кВ) двухэтажное с двумя системами сборных шин:
а — схема заполнения; б — план первого этажа; в — поперечный разрез
Групповой реактор Групповой реактор Групповой реактор шсв II секции Трансфор- матор с.н. №2 Групповой реактор Групповой реактор
11 13 15 17 19 21 23
Генератор
120 МВт
25
12 14 16 18 20 22 24 26 28
Секционный реактор секций I и II Заземляю- щий разъе- динитель Трансфор- матор нап- ряжения Выключа- тель сек- ционного реактора :екций I и II Групповой реактор Групповой реактор Секционный реактор секций II и III Заземляю- щий разъе- динитель
а) (середина)
ЗД
7
1600
4000
46
42
44
38
34
36
40
32
30
j
5000
7000
Трансфор-
матор нап-
ряжения
Шинная
перемычка
Проход
Выключа-
тель сек-
ционного
реактора
секций П, III
Трансфор-
матор трех-
обмоточ-
ный № 2
80 МВ А
Групповой
реактор
Групповой
реактор
Секционный
реактор
секций III, IV
Заземляю-
щий разъе
динитель
а) (правая часть)
Проход
48 50 52 54
Трансфор- матор нап- ряжения Выключа- тель сек- ционного реактора секции IIIJV Групповой реактор Групповой реактор
56 58 60 62
Секционный реактор секций I, IV Заземляю- щий разъе- динитель Трансфор- матор нап- ряжения
Проход
а) (окончание)
Проход Трансфор- матор резервный ШСВ I секции Трансфор- матор с.н. №1 Групповой реактор Генератор 120 МВт Групповой реактор Групповой реактор 1 рупповои реактор ШСВ II секции Трансфор- матор с.н. №2 Групповой реактор Групповой реактор Генератор 120 МВт Групповой реактор Групповой реактор
1 3 5 7 9 И 13 15 17 19 21 23 25 27 29
машзала
300
3x900=270(?002x900
900900
600
900900
3x900=2700
2x900
КЗ
КЗ
КЗ
КЗ
КЗ
КЗ
КЗ
2x900
900
900
300
12001200
12001200
2400
12001200
2400
2400
2400
2400
2400
500
1900
2400
2400
16
6
10
12
14
24
26
28
30
ш
Сторона ОРУ
б) (начало)
«
о а
m ST
Секционный реактор
секций II и III
Секционный реактор
секций I и II
•575г
QkO *
к о —
св X^oi
А2Д
«
о а
ь
Рис. 41.9. Продолжение
3700 i 2600 . 2400 i 2600 , 1685 . 2016
Коридор управления
КЗ
КЗ
КЗ
ООО
ООО
ООО
ООО
ООО
ООО
ООО
ООО
ООО ООО
ООО
ООО
ООО
ООО
ООО
ООО
Коридор обслуживания
ООО
ООО
ООО
ООО
КЗ
-3x900=2700
Коридор управления
-1 —. о о
3x900=
=2700
ТИПОВЫЕ КОНСТРУКЦИИ ЗАКРЫТЫХ РУ
2
2400
2400
18
О
я &.s
2400
2400
20
в
о а
22
и»
Проход шсв III секции Трансфор- матор с.н. №3 Групповой реактор Групповой реактор Генератор №3 120 МВт Групповой реактор Групповой реактор Групповой реактор ШСВ IV секции Трансфор- матор С.Н. №4 групповой реактор Генератор 120 МВт Групповой реактор Групповой реактор Групповой реактор Проход
31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51 53 55 57 59 61
2x900=1800®
5x900=4500
900
600
а;
ОО
$
а;
о
5
3x900= g
=2700 °
х ч
900300 5x900=4500
ч
8
Q
2400
1200 1200
12001200
2400
2400
2400
2400
2400
1200
1200
2400
2400
2400
2400
2400
2400
2400
32
34
36
50
40
46
48
52
54
56
42
44
60
62
58
ООО
ООО
ООО
ООО
ООО
ООО
ООО
ООО
900
900
<*>
s
5
я
3
ч
U
X
Шинная
перемычка
Проход
ООО
ООО
ООО
ООО
ООО
ООО
ООО
ООО
й о « и
Й я ftS
д РН
И о
а«
IsS
Hi
а в'*
О ОО
-©S’»
о VO -
Др™
св X .Qi
Н &
¥
3x900=
=2700
38
в в
о а 5 а
и о Э о
Вё Вй
а л ,а&
ё<;
Секционныйреактор
секций ШиIV
ЙО >
к
£ В а®
>4 Q
8
б) (окончание)
Рис. 41.9. Продолжение
ООО
ООО
в
о а
й °
В Ё
в
S&
В Ё
Секционный реактор
секций I—IV
1200
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА [Разд. 41
Рис. 41.9. Окончание
реакторов на 2x0,63 и 2x1 кА. ГРУ разработано для
схемы из четырех секций, соединенных в «кольцо», с
подключением к каждой секции по одному генератору
мощностью до 63 МВт (6 кВ) или до 120 МВт (10 кВ)
и с подключением к первой и третьей секциям транс-
форматоров связи мощностью до 80 МВ • А.
На 1-м этаже располагаются выключатели гене-
раторов и трансформаторов, шиносоединительные
и секционные выключатели, секционные и линей-
ные 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 ко-
лонн 6 м, шаг ячеек 2,4 м.
ЗАКРЫТЫЕ РУ 35—220 кВ
В России ЗРУ с обычным электрооборудовани-
ем, предназначенным для наружной установки,
спроектированы и выполнены на 35, 110 и 220 кВ.
Разработано, освоено промышленностью и на-
ходится в эксплуатации комплектное оборудование
с элегазовой изоляцией на 110 и 220 кВ (КРУЭ-110
и КРУЭ-220), внедряется элегазовое оборудование
на 330, 500, 750 кВ. Разработан комплекс электро-
оборудования 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 выклю-
чателей ВВН-35, ВВУ-35 или МГ-35, ВМКЭ-35,
ВМУЭ-35, шаг ячейки 3 м. Сборные шины рассчи-
таны на номинальный ток 2 кА и ударный ток
82 кА. Сборные шины расположены в вертикаль-
ной плоскости и имеют междуфазные перегородки.
Вводы линейных и трансформаторных цепей рас-
положены с одной стороны здания ЗРУ. У стены
Трансформатор напряжения I СШ 1 • i'i 1 -E-
1 ШЕЗ—
Воздушная линия 2 i -1 - - •PA-P •PAP •pa n T**J " । “ i гага*В— T* *11 »!• — 1 -E
— —
Воздушная линия 3 _1 “ 1 Г •PA p — 1
v_ , Г/Ч AA- “ 1 Г 1 FA-PAH
Шиносоединительный выключатель 4 —1 . .. . - «aaa—/W — i' 'i
V “ 11 !• - /V\ /V> ЛЛ
•1 If » Г 11
Трехобмоточный трансформатор 5 -Jj «ZVA z-w •i 1 ’ •FAP l*“ 11 1* ¥-PAP=HJ Ч.аГУЧ 1 Г • —
'г
Воздушная линия 6 •PA-P •PA-P >«РАРА* > PA-PA«DJ— —
4
_J •PAP •TAP “ if
Кабельная линия 7 ^••i1 А РА* WA-PA4Z] >/Y4 <W^b < 1 г " j* — у — £
Воздушная линия 8 —1 - - •PAP >«РРРА* 1 ГАГАНА —
Воздушная линия 9 _J ♦mn ” - rr CAP —
ГГ - jw •) ГА (А-В Л**» 1 Г т*
Кабельная линия 10 11 3 —<4- •Р i: с г г: 1 1 —J Li-'Hi' — — • -E-
»РА ПА*^- —
Трехобмоточный трансформатор 12 i i —
г^йгн: з— Г
I f )•
Воздушная линия 13 •PAP •PAP НТА РА* гпра*В— /Уч* “1 11 !•
Г
Трансформатор напряжения II СШ 14 >
i1 i -E-
а)
Рис. 41.10. ЗРУ 35 кВ с двумя системами сборных шин:
а — схема заполнения; б — поперечный разрез
здания со стороны линейных выводов располага-
ются панели релейной защиты. Подземный кабель-
ный туннель расположен у стены здания снаружи.
ЗРУ ПО кВ с двумя системами сборных шин
(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 распо-
лагается вне здания. На 2-м этаже имеются два ко-
ридора обслуживания, а на 1-м — коридор обслу-
живания (в нем расположены панели релейной за-
щиты) и коридор управления. Под ячейками вы-
ключателей сооружается совмещенный туннель
для прокладки контрольных кабелей и воздухопро-
водов воздушных выключателей.
На рис. 41.12 показан разрез ЗРУ ПО кВ заль-
ного типа с двумя системами сборных шин и с об-
ходной системой, находящейся в помещении ЗРУ.
Предусмотрена установка воздушных выключате-
лей ВВН-110, ВВУ-110, возможна установка вы-
ключателей 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 об-
ходной 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, уро-
вень номинального напряжения, тип и габаритные
размеры электрооборудования, число и порядок
подключения присоединений, возможность расши-
рения, компоновка элементов, взаимосвязь с ОРУ
других напряжений.
Далее приведены характерные типовые конст-
рукции ОРУ, иллюстрирующие влияние указанных
факторов.
В настоящее время все конструктивные элемен-
ты ОРУ выполняются, как правило, из сборных же-
лезобетонных 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 металли-
ческие конструкции.
Однопортальные ОРУ 35 кВ с одной секциони-
рованной системой сборных шин (рис. 41.14) рас-
считаны 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 разъе-
динители со своими заземляющими ножами, а еще
ниже — выключатели с приводами, шкафы релей-
ной защиты и автоматики.
В конструкции ОРУ НО кВ понижающих под-
станций (рис. 41.15) предусматривается возмож-
ность расширения с минимальным объемом строи-
тельно-монтажных работ. На рис. 41.15 показаны
последовательные этапы развития ОРУ 110 кВ под-
станции от схемы блок — линия — трансформатор
до схемы одна секционированная система сборных
шин с обходной системой. Во всех схемах принята
однорядная установка выключателей.
Необходимо отметить, что в последнее время
возникла тенденция отказа от использования схем
с отделителями и короткозамыкателями ввиду их
существенных технических недостатков.
ОРУ НО кВ с двумя системами сборных шин
и обходной системой с использованием металличе-
ских или унифицированных железобетонных конст-
рукций показано на рис. 41.16. Две рабочие системы
шин примыкают друг к другу, обходная система
шин отнесена за линейные порталы. Выводы
к трансформаторам пересекают две рабочие систе-
мы шин. Выключатели устанавливаются в один ряд;
перед выключателями имеется автодорога для про-
езда ремонтных механизмов, провоза оборудования
и т.п. Соединение между выключателями и транс-
форматорами тока над автодорогой выполнено
жесткой ошиновкой. Во всех цепях установлены од-
нополюсные двухколонковые разъединители. Под
внутренней рабочей системой шин принято асим-
метричное килевое расположение разъединителей.
Типовые компоновки ОРУ 110—500 кВ для схе-
мы с двумя системами сборных шин и с обходной
системой унифицированы (рис. 41.17). ОРУ выпол-
няются с использованием железобетонных конст-
рукций, линейные порталы имеют оттяжки. Разме-
ры элементов ОРУ различного напряжения даны в
табл. 41.3.
Пример конструкции ОРУ 220 кВ унифициро-
ванной компоновки показан на рис. 41.18. Подоб-
ную конструкцию имеют также ОРУ 110, 150, 330,
500 кВ с аналогичной системой сборных шин.
В последние годы в ОРУ стали широко исполь-
зовать подвесные разъединители, установка кото-
рых позволяет примерно в 2 разе уменьшить пло-
щадь ОРУ, количество изоляторов и расход провод-
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 трех-
рядной установкой выключателей. В ОРУ устанав-
ливаются выключатели ВНВ-500 или ВВБК-500
11,67
1350
1500
1600
1700
vl200
1700
1600
0,00
«
4320
5430
700
1400
1600
шин:
1260д
1400
1600
0
§41.3] _______ _____ТИПОВЫЕ КОНСТРУКЦИИ ОТКРЫТЫХ РУ
1650
1500
9,55
1200
1000
1200
3450
Коридор
обслуживания
6000
1700
1100
1200 1
12000
4450
940
2550
1000
2680
4100
Коридор
управления ®
в)
Рис. 41.11. ЗРУ ПО кВ с двумя системами сборных
а — поперечный разрез; б — разрез по А-А
Рис. 41.12. ЗРУ 110 кВ зального типа с двумя системами спорных шин и с обходной системой
Рис. 41.13. ЗРУ 220 кВ двухэтажное с двумя системами сборных шин и с обходной системой
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 за-
полнения ОРУ 500 кВ по схеме шины — трансфор-
маторы с подключением линий по схеме 3/2 и одно-
рядной установкой выключателей. Здесь шаг ячеек
также 28, но габариты ОРУ, условия монтажа и об-
служивания электрооборудования иные, чем в ком-
поновке по схеме 3/2 с трехрядным расположением
выключателей.
ОРУ 500 кВ по схеме 4/3 с двухрядной установ-
кой выключателей показано на рис. 41.22, а—а
с однорядной установкой — на рис. 41.23, а—г.
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 шестиуголь-
ника, приведено на рис. 41.24. Использованы метал-
лические конструкции с двухрядной установкой вы-
ключателей. Шаг выходных ячеек линий и транс-
форматоров 24, шаг ячеек выключателей шести-
угольника 25, расстояние между полюсами выклю-
чателя 12, расстояние от оси выключателя до автодо-
роги 10 м. Применены воздушные выключатели
ВВ-500, разъединители рубящего типа. Шинные
Рис. 41.15. Планы и схемы заполнения ОРУ ПО кВ понижающей подстанции прн ее расширении
Четырехугольник (две линии — Одиночная секционированная система шин с обходной
Рис. 41.15. Окончание
19,0
Os
h > 3600
3250
.3000
4000
4000
Расстояние
1000
о)
до провода
3000 3000
4500
~ф19/)
х>14,0
4000
4500
4000
4000 2250 3250 3000 3000 3000 1500 4500 11500 1=1
2000
4500
3500
3000
4000
й>3800
Расстояние
до провода
§
&
&
Л
о
О
$
ОО
5>14,0
ТГ,о
лгзмо L-ffl” .^jWL..29q»_3COOy woo ,
11,0
2250
3000
3000 . 3000
К трасформатору
27500
б)
Рис. 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
1500
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА [Разд. 41
Расстояние
до провода
Расстояние
до провода
3000 3000
4500
§41,3] _____________ТИПОВЫЕ КОНСТРУКЦИИ ОТКРЫТЫХ РУ
.3000,
2250
6250
4000
4000
4500
3500
3500
в)
VXSX/A
4500
7500
5500
frl9,0
^°~т
4000
Ж
2000
2250
4000
4000
1500
6000
3000
3000
500
4500
г)
ЧО ) I
ОО
ОО
oo
8000
20000
t 6250
27500
Рис. 41.16. Окончание
friho
Расстояние
до провода
8000
и и н и in mill нм ;/я—н~и и hi и in mu _________________и___
б
г
а
в
Рис. 41.17. Компоновки и размеры типовых ОРУ 110—500 кВ с двумя системами сборных шин и
с обходной системой
Таблица 41.3. Размеры элементов ОРУ 110—500 кВ (по рис. 41.17)
^4юм’ 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 П,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 —
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 11 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 связан-
ных четырехугольника с выключателями в пере-
мычках, приведено на рис. 41.25. Применена двух-
рядная поперечная установка выключателей четы-
рехугольников; один из выключателей перемычек
находится в третьем ряду. Устанавливаются вы-
ключатели ВВБ-750; разъединители двухколонко-
вые 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. Выключате-
ли ВВБ-750, подвесные разъединители РПНЗ-750,
шаг ячеек 41м, высота шинных порталов 32, а ли-
нейных — 42 м.
41.4. КОМПЛЕКТНЫЕ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ
УСТРОЙСТВА И КОМПЛЕКТНЫЕ
ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ ПОДСТАНЦИИ
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
При проектировании и строительстве электри-
ческих станций и подстанций широкое применение
Рис. 41.18. ОРУ 220 кВ с двумя системами сборных шин и с обходной системой:
а — разрез по ячейке линии; б — то же трансформатора; в — план ячеек
«ходят комплектные распределительные устрой-
ства и комплектные трансформаторные под-
:танции.
КРУ — устройство, предназначенное для прие-
ла и распределения электрической энергии и со-
стоящее из шкафов со встроенными в них аппарата-
ми для коммутации, управления, измерения, защи-
ты и регулирования, а также с несущими конструк-
циями, кожухами, электрическими соединениями
и вспомогательными элементами.
Наименование ячейки — — ЛЭП лэп —
Номер ячейки 1 2 3 4 5
Высокочастотный заградитель и конденсатор связи л А I 3 Т-500У1
НКФ-330 ^/^/оДкВ Сборные шины
2АС-600/72, ГОСТ 839-74 7 F Ч’’ ( [ h^Hi- £Ч> -С'Ч». к^Ч!» рч,.
РПГ-330-3200, 330 кВ, 3200 А Привод ПД-2У1 [ —ь [ г ч^Чь ч^Чн р-н,. ч^Чр ч*^Ч|- рЧь
ВНВ-330-3200У1 330 кВ, 3200 А Г Z" X
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 ♦Н 41- \х
РПГ-330-3200, 330 кВ, 3200 А Привод ПД-2У1 /. г 1 V ИуТ 1 1 ' 1 Г I и'Ч’ i rj Jh'SI-
РПГ-330-3200, 330 кВ, 3200 А Привод ПД-2У1 1 1 1
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 1 ч1’
ВНВ-330-3200У1 330 кВ, 3200 А 1 ф
РПГ-330-3200, 330 кВ, 3200 А Привод ПД-2У1 1 1 'I ТЛ'Ч1’
Сборные шины 2АС-600/72, ГОСТ 839-74
г -
1 1
НКФ-330 ^/^/°>1кВ 1 ч'-Ч».
Высокочастотный заградитель и конденсатор связи г
Номер ячейки 1 2 3 4 5
Наименование ячейки лэп Резерв АТ2 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
— — —— ЛЭП ЛЭП ЛЭП Резерв ЛЭП Резерв
6 7 8 9 10 11 12
- д rp^zvv । -г- > г(^/Т \ " 11 ч*4ь —V -г—~
. _Ж . --ж
5 —*''* и ( ч4—1|> ч*4|. Ч*4|‘ 4*41. -J*4i. —'''h ( 1 г ч*4р ^|i- /s- i*4i- с 1 ( —и < с 1 ^4»- )= ч*4«- -T4i« Нм- ч*4| 4^41. X 4*41. — i J | zw 1 ф I <i= 1 1 1 \ 1^4^14*41. J г-г W4i. ф 44^41. п 1 "iMi- ,'Р~ 4] fM»-
1 ->'Ч’ 1 ч“41-
6 7 8 9 10 11 12
Блок № 1 Блок № 2 — Пусковой грансформатор — —
a)
Рнс. 41.19. Продолжение
РА ОПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА___________[Разд. 41
Рис. 41.19. Окончание
КТП — установка, служащая для приема, пре-
образования и распределения электрической энер-
гии трехфазного переменного тока и состоящая
из трансформатора, распределительного или ввод-
ного устройства высшего напряжения (ВН) (в ряде
случаев и из распределительного устройства сред-
него напряжения (СН)), КРУ низшего напряжения
(НН) и токопроводов.
Основные элементы КРУ и КТП поставляются
заводом-изготовителем в собранном или в подго-
товленном для сборки виде. Использование КРУ
и КТП в наибольшей степени обеспечивает сокра-
щение объемов и сроков проектных, строительных,
монтажных и пусконаладочных работ, уменьшение
эксплуатационных расходов, улучшение надежно-
сти, безопасности обслуживания и качества элек-
троустановок.
КЛАССИФИКАЦИЯ КРУ
Комплектные распределительные устройства
классифицируются по большому количеству при-
знаков: условиям окружающей среды и климатиче-
ским, конструктивному исполнению, типу комму-
тационного аппарата, особенностям обслуживания,
защищенности токоведущих частей, роду опера-
тивного тока, номинальному напряжению и т.д.
Традиционно выделяют следующие наиболее
массовые основные группы КРУ: внутренней уста-
Номер ячейки
Конденсаторы 3(СМБ-166/Уз’-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
Выключатель
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-500-1/3200УЖЗТ-750У1)
РЦЦ-500-2/3200У1
телескопический
Выключатель
Трансформатор тока ТРН-500У1__
Трансформатор напряжения НКФ-500УТ
ВНВ-500-3200-40У1
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/^3 -14У1)+(ОМР-15-0,107У1)
Разрядник РВМК-500П
вл
вл
вл
Наименование присоединений
Грансформ
ВЛ
Реактор Грансформ
Разрядник РВМК-500П
ВНВ-500-3200-40У1
ВВБК-500-3200-50У1
ВЛ
Реактор
Рис. 41.20. ОРУ 500 кВ по схеме 3/2 с трехрядным расположением выключателей:
а — схема заполнения; б — общий план; в — разрез по ячейке; г — план ячейки
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА [Разд. 41
207000
268 000
5000
5000
8
8'
Sn
8/
1600
ST
8.
g
5500_
8000
8ООО 88008800
4500
упд
7000
7500
вд=р
H+t
п II п
7000
750
С Л |л
cibIa
880
|С I В\А
13000
28000
28000
28000
3000
3
Реактор ]Грансформато]:
’ Трансформатор
ВЛ
6)
Рис. 41.20. Продолжение
-3000
_4500
_5000
8
ВЛ
4
ВЛ
1 I
IС I Л | л I
28^)00 г
7
ВЛ
28000
~6~
28000
~5
ВЛ
28000
вл
1
вл
Реактор
Номер ячейки
Наименование ячейки
5500_
80001:
8"’
8000
5500
6000
6000
6000
6000
С
В_
А
5200
♦с |и
7000
Ж.
Ж Ж ,ЦЦ
Ж МП
тти
Ж Ж Мп
1ПП
§ 41.4]. КОМПЛЕКТНЫЕ РУ И КОМПЛЕКТНЫЕ ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ ПОДСТАНЦИИ
1500
3000
ВЛ
800
1500
9500
6000
200C
3250
8
j000 10500,
8000
5500
5500
10500
10500
5000 5000 4500
24000
8000
3000 2500 2000
6450,
6000 z
3750
I90TI *1 ' OOES1 ’ 0088 । 0088 1 OOES
4000
4000
Рис. 41.20. Продолжение
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА________________[Разд. 41
j
6500 7600 7600 I 6500
Рис. 41.20. Окончание
§ 41.4] КОМПЛЕКТНЫЕ РУ И КОМПЛЕКТНЫЕ ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ ПОДСТАНЦИИ
Номер ячейки 1 2 3 4 5 6
Наиме- нование присое- динений ВЛ ВЛ
Реактор Трансформатор НКФ-500У1
8000 28000 28000 28000 28000 28000 28000
50( )0 324000
Тип оборудования
РВМК-500П________________
3(СМБ-166Л^-14У1);
ОМР-15-0.107У1___________
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)
Рис. 41.21. ОРУ 500 кВ по схеме шины—трансформаторы с полуторным присоединением линий и одно-
рядным расположением выключателей:
а — схема заполнения и общий план; б — разрез ячейки; в — план ячейки
7 8 9 10 11
ВЛ ВЛ НКФ-500У1 ВЛ вл
Трансформатор Реактор
LB *с 4е № 1л
а) (правая часть)
Рис- 41.21. Окончание
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА_______ [Разд. 41
Номер ячейки 6 5
Наименование присоединений ВЛ №6 ВЛ Ns 5
Тип оборудования - Г
РВМК-500П Г fk «EaHi
ОМРИ-15-0,107У1 4ННН 1 4HH к
СМБ-166<3’-0,14У1
НДЕ-500-72У1 1
ЗТ-500У1
ВЗ-2000-1,2
3(АС-600/72)
НКФ-500У1
ЗТ-500У1 pH'-
РПДБ-500-1/3200У1 £
3(АС-600/72)
РПДБ-500-1/3200У1 /
ЗТ-500У1 1 н'Чь
ВНВ-500-3200-40У1 С b d ]
ТРН-500У1 с (
ЗТ-500У1 н^|. ^1.
РПДБ-500-1/3200У1 J
ЗТ-500У1 РПДБ-500-1/3200У1 -ГЧ1- ч'4—
ЗТ-500У1 РПДБ-500-2/3200У1 < ч'Чь
ТРН-500У1 < )= (
ВНВ-500-3200-40У1 ]
ЗТ-500У1 ] ч'Чй
РПДБ-500-1/3200У1 / f
3(АС-600/72) ———
РПДБ-500-1/3200У1 •Ьч?-
ЗТ-500У1
Наименование присоединений Блок № 3 Реактор
4 3 2 1
ВЛ Ns 4 ВЛ№3 ВЛ №2 ВЛ№ 1
‘ » НТЧ1НЙ 1ннД нннй г : -> <~4* 41Й1- 1. :: НННЙ
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 ком-
мутационного аппарата КРУ подразделяются на
КРУ с маломасляными, вакуумными, электромаг-
нитными и элегазовыми выключателями.
Различают выкатное и стационарное исполне-
ние шкафов КРУ в зависимости от способа установ-
киэлектрических аппаратов. В шкафах первого ти-
па выключатель или другие аппараты (трансформа-
тор напряжения, например) размещены на выдвиж-
ной тележке, в шкафах второго типа — стационар-
но на металлоконструкциях.
Наиболее часто на электростанциях и подстан-
циях электроэнергетических систем используются
КРУ первого типа. Их основные технические ха-
рактеристики приведены в табл. 41.4 и 41.5, а целе-
вое назначение — в табл. 41.6. В последнее время
номенклатура вакуумных выключателей динамич-
но расширяется. Поэтому типы вакуумных выклю-
1
ВЛ Ns 1
I * 4
I 4 4
5^|
6000
3000
6000
6000
Номер
ячейки
Наиме-
нование
присое-
динений
2
ВЛ Ns 2
Блок № 1
3
ВЛ№3
Блок № 2
4
ВЛ №4
Реактора
5
ВЛ №5
Реактор
6
ВЛ Ns 6
Блок Ns 3
§
§
i
8000
28000
5000
148000
6)
I I >
|С
28000
|С
28000
|с
28000
ф С у В
28000
ss
§
5000
4500
3000
3000
2500
2000
[6000
Рис. 41.22. Продолжение
с \в
28000
чателей в табл. 41.4 следует рассматривать лишь
в качестве некоторых базовых типов.
Данные табл. 41.4 и 41.5 соответствуют шка-
фам 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
невзрывоопасной, несодержащей токопроводящую
пыль, агрессивные газы и пары.
С конструктивных позиций КРУ различных ти-
пов имеют сходную компоновку. Как правило,
ячейка состоит из трех блоков: корпуса шкафа, вы-
движного элемента и релейного шкафа [рис. 41.27).
В ряде случаев, как, например, у КРУ серии К-26
или РУ-10-5000, сборные шины выделены из кор-
пуса шкафа в отдельный блок.
Корпус шкафа — жесткий каркас, обшитый ме-
таллическими листами и разделенный перегород-
ками на ряд отсеков: сборных шин, линейный, вы-
движного элемента. Такая конструкция при возник-
новении 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 (рис. 41.28).
Сборные шины крепятся в соответствующем
отсеке на изоляторах. От сборных шин выведены
(см. рис. 41.27, в) отпайки к неподвижным контак-
там главной цепи. В линейном отсеке располагают-
ся линейные шины или кабельные присоединения,,
трансформаторы тока, заземляющий разъедини-
тель. В отсеке выдвижного элемента предусматри-
Номер ячейки
1
2
Наименование
присоединений
Трансформатор напря-
жения НКФ-500У1
Трансформатор напря-
жения НКФ-500У1
6
ВЛ
Блок№3
Трансформатор
Блок №2
5200 8800 8800
5200
J
5000
ТранЦюрматор
Тип
оборудования
РВМК-500П I
3(CME-166'ff-0,14YI);
ОМР-15-0Д07У1 .|р^
500
О—
500 750
28000
8000
>41.
Блок№3
Гран^орматор | б„ок№2
ВНВ-500-3200-40У1
(ВБК-500)
б) (левая часть)
Рис. 41.23. ОРУ 500 кВ по схеме 4/3 с однорядным расположением выключателей:
а — общий план; б — схема заполнения; в — разрез ячейки; г — план ячейки
1600
8900 8900
1 I г
♦я ♦с
28000
*И *2? »С
28000_____
650
28000
я) (левая часть)
НДЕ-500-72У1
ВЗ-2000-1,2
ЗТ-500У1
3(АС—600/72)
РГЩБ-500-1/3200У1
ЗТ-500У1 4
РГЩБ-500-1/3200У1
ЗТ-500У1
ТРН-500У1
ЗТ-500У1
РГЩБ-500-1/3200У1
3(АС-600/72)
ЗТ-500У1
РПДБ-500-1/3200У1
ЗТ-500У1
НКФ-500У1
7 8 • 9 10 11 12 13
Секционный выключатель Секционный выключатель ВЛ
Блок №4 Блок №5
—
Блок №4
Блок №5
б) (середина)
14 15 16 17 18 19
Трансформатор н, жения НКФ-50( “Фя- ВЛ ВЛ (резерв)
Реактор Трансформатор напря- жения НКФ-500У1 Блок № 6
♦ ! ।
5000,
4-=r±=
5000
4500; Й
E=
7500
300С
45(Х
6000
6000
6000
6000
AAA
©—9
!3=<Э
&
Si
5000
5000
28000
3000
28000
28000
ВЛ
28000
28000
g) (правая часть)
lhES4>
28000
ВЛ 4ЦЕЗ->^
Рис. 41.23. Окончание
§41.4]_КОМПЛЕКТНЫЕ РУ И КОМПЛЕКТНЫЕ ТРАНСФОРМА ТОРНЫЕ ПОДСТАНЦИИ
Рис. 41.24. ОРУ 500 кВ цщсхсмс шестиугольник;
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕУСТРОЙСТВА_____ _________[Разд. 41
Рис. 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
2хПА-640 или ЗхПА-500
Заземлитель
РПНЗ-750/3200У1
ВВБ-750-40/3200У1; НДЕ-750
ТРН-750У1-Р/Р/Р/РД2-3000/1Л
РПНЗ-750/3200У1
ТРН-750У1-Р/Р/Р,/P/О,2-3000/IA
ВВБ-750-40/3200У1
РПНЗ-750/3200У1
ТРН-750У1-Р/Р/Р/Р/0.2-3000/1А
ВВБ-750-40/3200У1; НДЕ-750
РПНЗ-750/3200У1
Заземлитель
2хПА-640 или ЗхПА-500
Номер ячейки
Наименование ячейки
1Г
•IK
1 2 3
АТ связи Блок № 3 ШТ11 Блок № 4
II очередь + возможное расширение
____б
Резерв
Рис. 41.26. ОРУ 750 кВ по схеме 3/2 с трехрядной установкой выключателей:
а — греема заполнения; б — общий план; в — разрез ячейки № 3 II очереди; ILITH — шинный трансформатор напряжения; НДЕ — емкостной делитель напряжениями
АТ — автотрансформатор
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА_____________[Разд. 41
Рис. 41.26. Продолжение
§ 41.4}" КОМПЛЕКТНЫЕ РУИ КОМПЛЕКТНЫЕ ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ ПОДСТАНЦИИ
РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫЕ УСТРОЙСТВА____________ [Разд. 41
Таблица 41.4. Технические характеристики КРУ 6—10 кВ внутренней установки с маломасляными
или вакуумными выключи! елями
Параметр Тип КРУ
К-26 К-27 К-104М К-105 КМ-1; КМ-1Ф РУ-10-5000 КВ-3
Номинальное напря- жение, 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 сече- ние силовых кабелей в шкафах отходящих 4 (3x240) 12(3x240) 4 (3x240) 12 (3x240) 4 (3x240) — 4 (3x240)
линий, мм2
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 цик- ла АПВ) 31,5
Электродинамиче- ская стойкость, кА 81' 81 '/ 20,4; 51; 81 81 51; 81 Г70 81'
Термическая стой- кость, 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- 5ООО-63К ВВЭ-10; ВВ-10
Тип привода к вы- Встроен- Встроен- Встроенный пру- Встроен- Встроенный ПЭ-21 Встроен-
рлючателю ный элек- тромаг- нитный ный элек- тромаг- нитный жинный и элек- тромагнитный ный элек- тромаг- нитный пружинный и электро- магнитный ный элек- тромагнит- ный и пру-?} жинный
Обслуживание шка- Односто- Односто- Двустороннее Двусто- Двусторон- Двусторон- Двусторон-
фов Габариты шкафа, мм: роннее роннее роннее . .. нее нес ‘ F нее
ширина 900 1350 750 1125 750;1125 1500 ’ 750
глубина 1000 , 1000 1150 1450 1200; 1300 2600 1200; 1300
высота 2400 281.7 2200;2432 2100; 2340 2150; 2310 2960 2150;2310
Масса шкафа отходя- щей линии, кг 900- 1250 1800 680—880 930—1330 572—1560 4900 655—1080
ваются направляющие, рельсы и фиксатор, обеспе-
чивающие требуемое положение выдвижного эле-
мента при его перемещении и в статическом состоя-
нии, шина заземления, конечные выключатели для
выполнения различного рода блокировок, канал для
прокладки контрольных кабелей и проводов. При
выкатывании из отсека выдвижного элемента про-
емы к неподвижным контактам главной цепи авто-
матически закрываются изоляционными шторками.
Тем самым исключается возможность непроизволь-
Таблица,41.5. Технические характеристики КРУ 6—10 кВ внутренней установки
с электромагнитными выключателями
Параметр Тнп 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; 1,600; 2000; 3150 630; 1000; 1600; 2000; 3150
Количество и сечение силовыхкабе- леи в шкафах отходящих линии, мм 4 (3x240) 4,(3^240) 4(3x240)
Номинальный ток отключения, кА 40 . 40 20; 31,5 t
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 • 1 к Встроенный пру- жинный Встроенный электромаг- нитный 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 теплоэлектро- централей и РУ мощных подстанций (ввод и секционирование сборных шин, присоединение крупных потре- бителей, 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 ис- полнение)
КЭ-10 Для присоединения крупных потреби- телей с рсзкопсремснным графиком нагрузки
ного прикосновения персонала к токоведущим час-
тям, находящимся под напряжением. В верхней
части отсека выдвижного элемента имеется пово-
ротная крышка с жалюзи или с зазором (разгрузоч-
ный клапан) для выхода нагретого воздуха в про-
должительном режиме и сбрасывания избыточного
давления при дуговом перекрытии в отсеке.
Роль шинных и линейных разъединителей
в КРУ выполняют разъемные контакты втычного
типа. Их неподвижная часть находится в корпусе
шкафа, подвижная — на выдвижном элементе. Вы-
движной элемент состоит из тележки, на которой
размещена соответствующая аппаратура — вы-
ключатель со встроенным приводом, трансформа-
тор напряжения или тока, разъединитель, разряд-
ник или ограничитель перенапряжения и т.д.
(рис. 41.29—41.31). Разъемные контакты располо-
жены на выдвижном элементе в его верхней и ниж-
ней частях или только в одной из них. В отсеке он
может занимать помимо рабочего еще и контроль-
ное положение, когда главные цепи разомкнуты,
а вторичные — замкнуты (для опробования цепей
управления, измерения и сигнализации). Вкатыва-
ние выдвижного элемента в отсек до контрольного
положения осуществляется вручную, а от кон-
трольного до рабочего — с помощью рычага (меха-
низма доводки).
в)
Рис. 41.27. Шкаф КРУ тапа 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; 1 — корпус шкафа;
2 — выдвижной элемент с выключателем;
3 — релейный шкаф; 4 — линейный от-
сек; 5 — отсек сборных шин; б — отсек
выдвижного элемента; 7 — заземляющий
разъединитель; 8 — трансформатор тока;
9 — втулки изоляционные проходные ли-
нейных неподвижных контактов главной
цепи; 10 — изоляционная перегородка; 11,
12, 18, 20, 25 — металлическая перегород-
ка; 13 — втулки изоляционные проходные
шинных неподвижных контактов главной
цепи; 14, 19 — съемный лист; 15 — от-
пайки 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
Рис. 41.28. Шкаф КРУ типа К-104М:
а — с шинным вводом; б — с линейным вводом; 7 — изолятор с разъемным контактом; 2 — выдвижной эле-
мент с выключателем; 3 — шторки; 4 — отсек выдвижного элемента; 5 — трансформатор тока; 6 — разгрузоч-
ный клапан отсека выдвижного элемента; 7 — заземляющий разъединитель; 8 — релейный шкаф; 9 — рама;
10— щиток; 11 — конечный выключатель; 12 — провода вторичных цепей; 13 — шины ввода; 14 — разгру-
зочный клапан линейного отсека; 75 — 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
Рис. 41.29. Выдвижной элемент с выключателем на номинальный ток 1600 А (КРУ типа КМ-1):
а — типа ВК&-10; б — типа ВК-10
Рис. 41.30. Выдвижной элемент с выключателем типа
ВМПЭ-10 на номинальный ток 3200 А (КРУ типа КМ-1):
1 — педаль фиксации; 2 — механизм открывания и закрывания
шторок; 3 — контакт разъемный нижний; 4 — выключатель; 5 —
контакт разъемный верхний; 6 — механизм доводки
Для обеспечения безопасной эксплуатации
шкафы КРУ оснащаются блокировками. Они не до-
пускают перемещений выдвижного элемента при
включенном выключателе, включения выключате-
ля в промежуточном (между рабочим и контроль-
ным) положении, коммутации разъединителями
при включенном выключателе и т.д.
Релейный шкаф имеет дверь, на которой распо-
ложены измерительные приборы, указательные ре-
ле, сигнальные лампы, ключи и кнопки управления.
Реле защит устанавливаются на поворотной панели
внутри релейного шкафа. На его внутренних стен-
ках имеются зажимы вторичных цепей. При исполь-
зовании вакуумных выключателей шкафы КРУ или
выкатные элементы укомплектовываются нелиней-
ными ограничителями перенапряжения.
Шкафы КРУ могут иметь (см. рис. 41.27) или
не иметь фасадных дверей. В последнем случае фа-
сад выдвижного элемента является (см. рис. 41.30)
фасадом шкафа.
Ячейки КРУ по виду электрической схемы глав-
ных цепей подразделяются на шкафы с выключате-
лями, разъемными контактными соединениями,
трансформаторами напряжения, предохранителя-
ми и др. (см. табл. 41.4 и 41.5). На рис. 41.32 и 41.33
приведены наиболее представительные сетки схем.
Так, на рис. 41.32 схемы Ne 3—59 соответствуют
шкафам с выключателями; № 101—126 — с разъем-
ными контактными соединениями; № 201—226 —
с трансформаторами напряжения; № 301—304 —
скомбинированной аппаратурой; №401—411 —
с силовыми предохранителями; Ns 501—521 — с
кабельными сборками; № 602—607 — с силовыми
трансформаторами; Ns 701—718 — с глухими вво-
дами; № 720—727 — с шинными перемычками,
вставками, вводами. При анализе сетки типовых
схем следует учитывать наметившуюся в послед-
нее время тенденцию к постепенному вытеснению
разрядников нелинейными ограничителями пере-
напряжения, независимо от типа используемого
выключателя.
На рис. 41.34 и 41.35 даны примеры использо-
вания 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 име-
ют уплотнения, обеспечивающие защиту от попа-
дания внутрь шкафов атмосферных осадков и пыли.
При исполнении У и категории размещения 1
(табл. 41.7 и41.8) рассчитаны на температуру окру-
жающей 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 се-
рии К-59 приведена на рис. 41.36 применительно
к исполнению ХЛ, категории размещения 1 (консг-
Рис. 41.31. Выдвижной элемент без выключателя
(КРУ типа КМ-1):
с разрядниками и трансформаторами напряжения;
б — с предохранителями; в — с шинными разъедини-
телями (разъемными контактными соединениями)
рукиия при ХЛ1 отличается от таковой теплоизоля-
цией при У1. КРУН серии К-59 изготавливается
в виде модуля, содержащего до шести шкафов с
полностью выполненным монтажом первичных и
вторичных цепей, коридор управления и дополни-
тельный блок вторичных цепей. Шкафы КРУН, так
же как и КРУ 6—10 кВ внутренней установки, со-
стоят из трех блоков: корпуса, выдвижного элемен-
та и релейного шкафа. Как видно из рис. 41.28 и
41.36, конструкция шкафов КРУ К-104М и КРУН К-
59 во многом идентична.
Электрические схемы главных цепей КРУН
аналогичны схемам для КРУ 6—10 кВ внутренней
установки. Но выбор их ограничен. Такое положе-
ние связано с тем, что КРУН предназначены глав-
ным образом для установки на стороне 6—10 кВ
подстанций электроэнергетических систем.
КРУ С ЭЛЕГАЗОВОЙ ИЗОЛЯЦИЕЙ
Шестифтористая сера SF6 (электротехнический
газ, или сокращено элегаз) — электроотрицатель-
ный газ без цвета и без запаха. Он не токсичен и
не воспламеняется. При температуре до 150 °C хи-
мически инертен. В чистом виде содержит 21,95 %
серы и 78,05 % фтора.
Элегаз обладает достаточно высокими электро-
изоляционными и дугогасительными свойствами.
Так, при абсолютном давлении более 0,2 МПа элек-
трическая прочность элегаза выше, чем трансфор-
маторного масла. Исключительные дутогаситель-
ные свойства SF6 объясняются рядом причин. В ча-
Номер схемы 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Схема главных цепей I 1 I 1 Т ft II 1 IF 1
г к у! тг 44 V 1г 4' р г j L L
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 ! '5 ! г 1 i F L 5 5 г I 1 т 1 т
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 I Й т 1 * й 57 Ф 1— т 1 г I *14 Г*' ft 1
Номиналь- ный ток, А 630 630; 100t); 1600 630 630; 1000; 1600
Тип вывода Кабельный 2(3x240) Шин- ный вправо Кабельный 2(3x240) Шинный влево и вправо; ка- бельный 2(3x240) Шинный влево Шинный вправо
Тип ввода Шинный сверху Шин- ный снизу Кабельный 2(3x240) Шин- ный справа —
Рис. 41.32. Сетка электрических схем главных цепей шкафов КРУ типа КМ-1 (КМ-1Ф)
Номер схемы 125 126
Схема главных цепей ir 1 1 Л Г ' |Lr® 1
Номиналь- ный ток, А 2000;3150
Тип вывода Шинный влево; ответвление вправо к трансформатору схема (602)
Тип ввода Шинный сверху
Номер схемы 301 303 304
"РЧ г
Схема главных цепей т гНН=Н1' 1—ЕЗШ1'
Номиналь- ный ток, А 630
Тип вывода —
Тип ввода —
Номер схемы 401 402 403 404 405 406 407 408 410 411
,Схема главных испей ' 11 h If t II 1—► 1 1 п 5 ' II V 5Г 5 1 Г 11 т X/ у ] —1
Номинальный ток, А 630
Тип вывода Кабель- ный 2(3x240) — Шинный вправо Шинный влево Кабельный 2(3x240)
Тип ввода — Шинный сверху Шинный справа Кабель- ный 2(3x240) Шинный сверху — Шинный справа -
Номер схемы 601 602 604 605 606 607
Схема главных цепей Т [ € г у ] 3 п ё 1- 5 ё 4+ ё 1
Номинальный ток, А 630 630- 1000; 1600 2000; 3150 630: 1000; 1600 630
Тип вывода — Шинный от шкафа со схемой 117, 118, 125,126 Кабель- ный 3(3x240) Шинный влево и вправо Кабельный 3(3x240)
Тип ввода — Шинный слева — Шинный справа —
стности, являясь электроотрицательным газом, он
обладает свойством захватывать свободные элек-
троны, возникающие при горении дуги, и присое-
динять их к своим нейтральным молекулам. Обра-
зующиеся при этом отрицательные и положитель- ,
ные ионы имеют близкую (причем весьма незначи-
тельную) скорость, что способствует их рекомбина-
ции в нейтральные молекулы; вероятность ее
на порядок выше рекомбинации быстрых электро-
нов и медленных положительных нонов. Последнее
характерно, например, для процесса горения дуги
в воздухе.
Отмеченные выше свойства элегаза — главная
причина исключительной компактности КРУЭ.
В сравнении с традиционными электроустановка-
ми использование КРУЭ заметно (в 5—10 раз и бо-
лее) снижает занимаемые объем и площадь. Кроме
компактности для КРУЭ характерны также высокие
надежность, степень безопасности для эксплуата-
ционного персонала и сейсмостойкость, простота
монтажа и обслуживания, незначительные эксплуа-
тационные расходы, гибкость компоновочных ре-
шений, малая продолжительность подготовки пло-
щадки сооружения. Элегазовое оборудование не
наводит мощных электрических полей и уменьша-
ет слышимый шум.
Основные элементы КРУЭ (выключатели, разъ-
единители, заземлители, сборные шины, измери-
тельные трансформаторы и т.д.) заключены обыч-
но в алюминиевые газоплотные защитные кожухи
(блоки), что обеспечивает модульный принцип по-
строения. Последние заполнены элегазом. Отдель-
ные блоки КРУЭ соединяют с помощью газоплот-
ных фланцев, между которыми помещаются уплот-
Схема
главных
цепей
272,292
№ схемы
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 схе-
мах № 102, 104, 106, 111, 113, 115, 123, 125, 127, 129, 149, 174, 177 — в трех фазах; в схемах № 255, 272
заземляющие разъединители отсутствуют, а в схемах № 269, 292 — присутствуют; в схемах № 290, 291
нет сборных шин, 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 ка-
белей сечением 3x240 мм1, в остальных — не более четырех кабелей того же сечения)
От генераторного РУ 10 кВ
а)
Рис. 41.34. Электроснабжение собственных нужд турбины типа ПТ-60/75-130/13 и котла п
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
№ шкафа
в ряду
Схема
главных
цепей
№ схемы
Наиме-
нование
присое-
динения
504 503
Кабельная
сборка ввода
рабочего питния
§41.4] ,| КОМПЛЕКТНЫЕ РУ И КОМПЛЕКТНЫЕ ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ ПОДСТАНЦИИ
•)
Рнс. 41.34. Окончание
6)
Рис. 41.35. Схема заполнения КРУ типа К-104М применительно к понижающей двухтрансформаторной
подстанции при двухрядном расположении шкафов:
а — с воздушным вводом; б — с кабельным вводом
Таблица 41.7. Категории исполнения
электротехнических изделий в зависимости
от места размещения
Категория исполнения изделия Характеристика места размещения
1 На открытом воздухе
2 Под навесом или в открытых (с досту- пом наружного воздуха) помещениях
3 ; В закрытых помещениях с естествен- ной вентиляцией без искусственного регулирования климатических условий
4 В помещениях с искусственным регу- лированием климатических условий
5 В помещениях с повышенной влажно- стью (шахты, подвалы и т.п.)
Таблица 41.8. Климатические исполнения
электротехнических изделий
Климатическое исполнение Характеристика климата
У Умеренный
УХЛ Умеренный и холодный
хл Холодный
ТВ Тропический влажный
тс Тропический сухой
т Тропический как сухой, так и влаж- ный
О Любой климат на суше, кроме очень холодного климата
м Умеренно холодный морской
тм Тропический морской
ом Любой морской климат
В Любой климат, кроме очень холод- ного
Таблица 41.9. Технические характеристики.КРУ 6—10 кВ наружной установки
Параметр Тип КРУ
К-59У1 К-59ХЛ1 КРУН-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 лей в шкафах отходящих линий, мм 4(3x240) 3 (3x240) . ->
Номинальный ток отключения, кА 20; 31,5 20
Электродинамическая стойкость, 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 ВМПП-10; ВМПЭ-10
Тип привода к выключателю Встроенный пружинный и электромагнитный Встроенный пружинный и электромагнитный
Исполнение пр способу обслужи- вания Габариты шкафа, мм: , Однорядное с коридором обслуживания Однорядное без коридо- ра 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
ноющие прокладки, а электрические соединения
элементов — посредством втычных контактов. Мо-
дульный принцип построения КРУЭ при возникно-
вении в каком-либо отсеке электрической дуги
обеспечивает ее локализацию.
Основные технические характеристики ячеек
КРУЭ 110—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 приве-
дена трехполюсная ячейка серии ЯЭ-132, а на
рис. 41.38.— серии ЯЭУ-500.
Большое количество типов схем распредели-
тельных устройств повышенных напряжений долж-
но приводить к многообразию их компоновочных
решений. Базовая (основная, исходная) конструкт
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, зани-
маемых электроустановкой. Он связан преимущест-
венно с монтажом соединительных узлов и внут-
ренней ошиновки в базовой конструкции КРУЭ для
присоединения дополнительных систем сборных
шин или изменением их места расположения.
КОМПЛЕКТНЫЕ ТРАНСФОРМАТОРНЫЕ
ПОДСТАНЦИИ
КТП классифицируются по большому количе-
ству признаков: климатическим условиям, конст-
руктивному исполнению, типу и количеству транс-
форматоров, номинальному напряжению и т.д.
Традиционно выделяют следующие наиболее
массовые группы КТП: внутренней установки 6—
Таблица 41.10. Технические характеристики КРУЭ
Параметр Тип КРУЭ
ЯЭ-132 ЯЭУ-220 ЯЭУ-500
Номинальное напряжение, кВ Номинальный ток, А: 110—132 220 500
' 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 Привод выключателя Давление заполнения элегаза при 20 °C, МПа: 1 Пнсвм 1—2* этический 2—4*
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, трсхфазнос Одно<; )азнос
Масса трехполюсной ячейки с выключателем, т Габариты трехполюсной ячейки отходящей линии, м: 10,6 14,8—15,1 30
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; наруж-
ной 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 б—10/0,4 кВ внутренней установки снаб-
жают электроэнергией промышленные предпри-
ятия, административные и общественные здания.
Они устанавливаются в цехах и других помещени-
ях вблизи потребителей. Все элементы КТП пред-
назначены для работы в закрытых помещениях.
Лишь отдельные типы КТП предусматривают мас-
ляные трансформаторы 6—10/0,4 кВ, устанавли-
ваемые на открытом воздухе. Соединение их с КРУ
0,4 кВ выполняется токопроводами. При внутрен-
ней установке трансформаторов в целях безопас-
ной эксплуатации используются трансформаторы с
сухой изоляцией или с баком повышенной прочно-
сти. Технические характеристики КТП 6—10 кВ
внутренней установки см. в разд. 53.
КТП б—10/0,4 кВ наружной установки предна-
значены для электроснабжения промышленных
предприятий небольшой мощности и организации
временного электропитания строительных площа-
док (см. разд. 53). В рассматриваемую группу также
входят однотрансформаторные, преимущественно
мачтовые КТП, служащие для электроснабжения
главным образом сельскохозяйственных потребите-
лей. Эти КТП состоят из вводного шкафа 6—10 кВ,
трансформатора 6—10/0,4 кВ и шкафа 0,4 кВ. Шка-
фы 6—10 кВ укомплектованы разъединителем
и предохранителями, а шкафы 0,4 кВ — тремя-че-
тырьмя автоматическими выключателями.
КТП повышенных напряжений наружной уста-
новки начиная с 80-х годов все в большей степени
ориентируют на блочно-модульную конструкцию—
так называемые КТП блочные (КТПБ). Они состоят
из модулей открытых распределительных устройств
35—220 кВ, выключателей, трансформаторов и
КРУП 6—10 кВ. В состав КТПБ может входить об-
Рис. 41.36. КРУН типа К-59 для воздушной линии:
1 — проходной изолятор; 2 — релейный шкаф; 3 —
дополнительный блок вторичных цепей; 4 — выдвиж-
ной элемент с выключателем; 5 — отсек сборных
шин; б — неподвижный контакт заземляющего разъе-
динителя; 7 — трансформатор тока
щеподстанционный пункт управления (ОПУ). В нем
размещаются панели контроля и управления, в том
числе аппаратуры защит, высокочастотной связи, те-
лемеханики.
Конструктивные решения ориентированы на
традиционные для наружной установки исполне-
ния и категории размещения, например, У1, ХЛ1.
Для районов с повышенным загрязнением атмосфе-
ры предусмотрено усиление изоляции КТПБ.
Модули выполняются из унифицированных
транспортабельных блоков, состоящих из металли-
ческого каркаса со смонтированным на нем обору-
дованием, включая вторичные цепи. Ошиновка ОРУ
35—220 кВ выполняется трубами из алюминиевого
сплава, а цепей силовых трансформаторов — стале-
алюминиевыми проводами. Поставка КТПБ из бло-
ков и узлов полной заводской сборки наиболее бла-
гоприятно 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:
1 -— заземлитель; 2 — сборные шины; 3 — линейный
разъединитель; 4 — шинный разъединитель; 5 — вы-
ключатель; 6 — трансформатор тока; 7 — ввод (вы-
вод); 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 110 кВ — ЗБ, ЗН, 4,4Н, 5,5Н, 5АН, 10,11,12;
при 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 од-
но- и двухтрансформаторные подстанции со сле-
дующими сочетаниями номинальных напряжений
сети: 35/6(10), 110/6(10), 220/6(10), 110/35/6(10),
Вид Л
1500 1500
7070
Линейная
Рис. 41.39. Схемы типовых ячеек КРУЭ
С трансформатором
напряжения
1200
4200
Рис. 41.38. Ячейка КРУЭ типа ЯЭУ-500:
1 — заземлитель; 2 — сборные шины; 3 — ли-
нейный разъединитель; 4 — шинный разъеди-
нитель; 5 — выключатель; 6 — трансформатор
тока; 7 — шкаф контроля давления
Таблица 41.11. Технические характеристики КТПБ*
Параметр Значение параметра на стороне, кВ
220 НО 35
Номинальная мощ- ность трансформа- тора, МВ • А 16—125 2,5—63 6,3—16
Тип выключателя ВМТ-220; ВВБ-220 ММО-НО; ВМТ-110; ВВБМ-110 С-35; ВГБЭ-35
Электродинамиче- ская стойкость, кА 51 51 26
Термическая стой- кость на стороне ВН, кА; с 20; 3 <20;.3 .10; 3
Тип шкафа иа сто- роне 6 (10) кВ К-59 К-59 К-59
Удельная матсриа- ** лосмкость , кг/(кВ • А) 0,165 0,162 0,25
Плошадь подстан- ции , м 51x72 36x54 36x39
б)
Рис. 41.40. Двухтрансформаторная КТПБ
110/35/6(10) кВ:
а — схема; б — план; 1 — трансформаторы; 2 —
ОРУ НО 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.
7-5097
Рис. 41.41. Общий вид двухтрансформаторной КТПБ 110/10—10 (6—6) кВ:
1 — блок приема воздушной линии 110 кВ; 2 — блок короткозамыкатсля и разрядников 110 кВ; 3 — блок транс-
форматоров напряжения 110 кВ; 4 — блок трансформаторов тока 110 кВ; 5 — блок отделителя 110 кВ; 6 — блок
разъединителя ПО кВ; 7 — блок опорных изоляторов ПО кВ; 8 — лоток кабельный подвесной; 9 — установка
осветительная; 10 — жесткая ошиновка ОРУ 110 кВ; // — 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. Ис-
пользованию подлежат трансформаторы (авто-
трансформаторы) с регулированием под нагрузкой
типов ТМН, ТДН, ТРДН, ТМТН, ТРДНГ, АТДЦТНГ
и др.
Основные технические характеристики КТПБ
приведены в табл. 41.11, а соответствующие приме-
ры 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 элек-
трических станций и сетей РФ ПТЭ. — 15-е изд. РД
34.20.501—95. М.: Минтопэнерго РФ, ОРГРЭС, 1996.
41.3. Пособие по изучению «Правил технической
эксплуатации электрических станций и сетей». Разд.
VI, VII. М.: Энергия, 1979.
41.4. Двоскин Л.И. Схемы и конструкции рас-;
прсдслитсльных устройств. —3-е изд. М.: Эисргоатом-
издат, 1985.
41.5. Джилз Р.Л. Компоновки распределитель-
ных устройств высокого напряжения: Пер. с англ. М.:
Энергия, 1973.
41.6. Неклепаев Б.Н. Электрическая часть элек-
тростанций и подстанций. М.: Энергоатомиздат, 1986.
41.7. Электрическая часть электростанций / Под
ред. С.В. Усова. Л.: Энергоатомиздат, 1987.
41.8. Дорошев К.И. Комплектные распредели-
тельные устройства 6—35 кВ. М.: Энергоатомиздат,
1982.
41.9. Дорошев К.И. Эксплуатация комплектных
распределительных устройств 6—220 кВ. М.: Энерго-
атомиздат, 1987.
Раздел 42
ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ ПЕРЕМЕННОГО И ПОСТОЯННОГО ТОКА
СВЕРХВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ (СВН)
СОДЕРЖАНИЕ
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
линий СВН........................1.;.....201
42.5. Схемы замещения протяженных
пиний 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...............218
42.12. Основное оборудование электро-
передач и вставок постоянного
тока, системы управления и ,
регулирования...........................222
42.13. Воздушные и кабельные пинии ППТ,
преобразовательные подстанции...........224
'Спирок литературы..................... 227
42.1. ОСНОВНЫЕ ФУНКЦИИ
ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ СВН
В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ
К линиям СВН в России относятся линии на-
пряжением 330, 500, 750 кВ. В международной
практике линии напряжением свыше 1000 кВ отно-
сятся к линиям ультравысокого напряжения (УВН).
В мире была сооружена лишь одна линия такого
класса напряжения Экибастуз — Кокчетав — Кус-
танай — Челябинск напряжением 1150 кВ. Все обо-
рудование этой уникальной электропередачи было
разработано в нашей стране и выпущено отечест-
венной промышленностью.
Наиболее высокое напряжение, используемое в
мире в настоящее время, — 750 кВ (Россия, Украи-
на) и 765 кВ (США, Канада, Бразилия). В Европей-
ской объединенной энергосистеме (UCPTE) наи-
высшее напряжение 400 кВ.
Рост напряжений, который происходил в тече-
ние всего периода развития электроэнергетики, оп-
ределяется экономическими факторами. Стоимость
линии электропередачи примерно пропорциональ-
на номинальному напряжению, в то время как ее
пропускная способность пропорциональна квадра-
ту этого напряжения. Кроме того, себестоимость
передачи электроэнергии снижается при повыше-
нии номинального напряжения, удельные капита-
ловложения также уменьшаются (рис. 42.1). Все
это вместе взятое способствовало увеличению но-
минального напряжения линий электропередачи.
Экономические факторы также способствовали
сооружению мощных электростанций, поскольку
удельные капиталовложения и металлоемкость для
крупных электростанций значительно ниже, чем
для мелких. Поэтому мощности тепловых и атом-
ных электростанций достигают в настоящее время
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 в ли-
нии различных классов напряжения (1); себестои-
мость с*(| передачи энергии на 100 км (2); кривые
даиы в относительных единицах при 176аз = 500 кВ
Современная электроэнергетика характеризу-
ется созданием объединенных энергосистем, чему
есть много как экономических, так и технических
предпосылок. Существуют объединенные энерго-
системы в Западной Европе (UCPTE), Скандинавии
(NORDEL), США, Канаде. Для создания таких сис-
тем также требуется использование линий высокой
пропускной способности, которые могут переда-
вать большие мощности из одной системы в дру-
гую, в частности, в аварийных и послеаварийных
режимах.
На основании вышеизложенного можно сфор-
мулировать основные функции, выполняемые ли-
ниями СВН в современной энергетике:
1. Передача мощности в несколько тысяч мега-
ватт с крупных электростанций. Решать эту задачу
с помощью линии более низкого напряжения неэко-
номично, поскольку это потребует чрезмерно боль-
ших капиталовложений в передающую сеть.
2. Передача электроэнергии от удаленных ис-
точников энергии. При этом дальность передачи
может составлять 1000—1500 км и более.
3. Межсистемные 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 сни-
зить 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-ли-
бо электростанции, входящей в состав этой систе-
мы, а также эффективнее использовать более эко-
номичные электростанции.
42.2. ОСОБЕННОСТИ ЛИНИЙ СВН
И ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К НИМ
Линии СВН обладают определенными особен-
ностями, что позволяет их выделить в отдельный
класс и рассматривать отдельно от линий более
низких классов напряжения.
Особенности линий СВН
1. Высокая пропускная способность и соответ-
ственно 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 лини-
ям. 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—11 SO кВ
Номиналь- ное напря- жение, кВ Сечение про- 2 вода, мм Натураль- ная мощ- ность, МВт Предель- ная даль- ность, 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 суммар-
ный электрический заряд фазы по всем входящим
в нее проводам с тем, чтобы снизить напряжен.-
ность поля иа поверхности каждого провода, ис-
ключив тем самым общее коронирование проводов,
и обеспечить допустимый уровень радио-помех. В
результате отношение г0/х0 (удельные активное и
реактивное сопротивления на 1 км длины) для ли-
ний 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 емкост-
ной проводимостью за счет использования расщеп-
ленных проводов, с другой, более высоким напря-
жением. В результате имеем, Мвар/км:
220 кВ (одиночный провод) — д0 = 0,14;
330 кВ (расщепленные провода) — q0~ 0,42;
500 кВ (расщепленные провода) — q^ - 0,9;
750 кВ (расщепленные провода) — - 2,3;
1150 кВ (расщепленные провода) — q0 ~ 5,8.
В итоге для протяженных линий в ряде режи-
мов (режимы малых нагрузок, режим односторон-
него включения) в конце линии могут быть боль-
шие стоки реактивной мощности в сотни мегавар.
Это обстоятельство вынуждает принимать опреде-
ленные меры для ограничения этих стоков.
5. Применение на протяженных линиях СВН
средств поперечной компенсации и при необходимо-
сти средств повышения пропускной способности.
6. Экологическое воздействие линий СВН на
окружающую среду. Среди многочисленных фак-
торов следует прежде всего отметить повышенную
напряженность электрического поля на поверхно-
сти земли, которая неблагоприятно влияет на жи-
вые организмы. Во избежание этого необходимо
принимать определенные меры (увеличение высо-
ты опор, экранирование при пересечении проезжей
части дорог и т.д»), что отражается на стоимости
линии.
Основные требования, которым должны отве-
чать линии СВН
[.Обеспечение баланса мощностей в системе,
в первую очередь активных, в нормальных и по-
слеаварийных режимах.
2. Выравнивание графиков нагрузки электро-
станций в объединенной системе, расположенной
. в широтном направлении, путем межсистемных пе-
ретоков мощности между энергообъединениями
в разных часовых поясах.
3. Обеспечение экономичной работы системы
путем передачи мощности от наиболее экономич-
ных электростанций к менее экономичным и сни-
жения общего резерва мощности всей системы.
4. Повышение надежности функционирования
системы путем передачи больших потоков мощно-
сти в дефицитный район системы.
5. Повышенная конструктивная надежность
всех ее элементов.
42.3. ВЫБОР ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ
ЛИНИЙ СВН
К основным параметрам линий СВН, подлежа-
щим обоснованию, относятся: пропускная способ-
ность, номинальное напряжение, число цепей, сече-
ние и количество проводов в фазе, конструкция фазы.
Обычно расчеты параметров ведутся в несколь-
ко этапов. На первом этапе рассматриваются техни-
чески выполнимые варианты электропередачи с за-
данной пропускной способностью. Рассматривает-
ся несколько вариантов, в которых учитывается на-
значение электропередачи, ее трасса, необходимая
пропускная способность, а на последующих этапах
ведутся расчеты нескольких наиболее приемлемых
вариантов электропередачи применительно к по-
ставленной задаче. Уточняются пропускная спо-
собность, количество цепей, параметры фазы, рас-
становка компенсирующих устройств.
На основании этих расчетов выбирается опти-
мальный вариант, где критерием выбора являются
технико-экономические показатели, после чего на-
чинается рабочее проектирование.
Обоснование пропускной способности. Под
пропускной способностью понимается наибольшая
мощность, которую можно передать по линии
с учетом всех имеющихся ограничений. Обоснова-
ние пропускной способности — сложная многопла-
новая задача. Пропускная способность электропе-
редачи определяется назначением и ролью электро-
передачи в системе. Если это транспортная элек-
тропередача, то ее пропускная способность будет
в значительной мере определяться установленной
мощностью электростанции, мощностью, переда-
йаемой в заданном направлении, и количеством ли-
ний, отходящих от нее в других направлениях. Для
межсистемной связи задача много сложнее. Здесь
необходимо учитывать возможные дефициты мощ-
ности в связываемых системах, разницу в себестои-
мости электроэнергии в них, состав их оборудова-
ния, графики работы, наличие резерва в системах и
многое другое.
Выбор номинального напряжения. Выбор
номинального напряжения и количества цепей
электропередачи обычно тесно связаны между со-
бой. Выбор номинального напряжения в значитель-
ной степени определяется уровнем технического
развития страны и максимальным напряжением
оборудования, выпуск которого освоен промыш-
ленностью. На выбор номинального напряжения
значительное влияние оказывает длина электро-
передачи.
В нашей стране истерически сложилось
две шкалы номинальных напряжений, используе-
мых для воздушных линий районного и системо-
образующего значения:. 110—150—330—750 и
110—220—500—1150 кВ.
Каждая из этих шкал имеет свои регионы при-
менения. Номинальное напряжение проектируе-
мой линии должно быть согласовано с той шкалой,
которая используется в регионе, для которого про-
ектируется линия.
Так, например, на западе и северо-западе Рос-
сии, на Северном Кавказе широко используется на-
пряжение 330 кВ и практически не используется
напряжение 500 кВ. В то же время восточнее Моск-
вы используется лишь напряжение 500 кВ. В ряде
случаев напряжения 500 и 750 кВ накладываются
друг на друга. Однако это, видимо, следует рас-
сматривать как временное явление, пока оконча-
тельно не освоено напряжение 1150 кВ.
Длительный опыт проектирования линий раз-
личного класса напряжений позволил получить
формулу для ориентировочного определения на-
пряжения линии при заданной передаваемой мощ-
ности и длине:
v 1000________
Э К 7(500//) + (2500/Р)'
На рис. 42.2 приведены области использования
различных номинальных напряжений в зависимости
от передаваемой мощности и длины линии. Однако
следует иметь в виду, что эти области были получе-
ны в условиях плановой экономики и единых цен на
оборудование. В современных условиях эти грани-
цы могут быть иными. Однако для ориентировочно-
го первоначального выбора номинального напряже-
ния эти зависимости могут быть использованы.
Все энергетические расчеты, связанные с про-
ектированием линий электропередачи, основаны на
сопоставлении ряда возможных вариантов реше-
ния задачи. Оптимальный выбор основан на техни-
Рис. 42.2. Области применения различных клас-
сов номинального напряжения и границы их рав-
ной экономичности:
/ — 1150 кВ; 2 — 500 кВ; 3 — 220 кВ; 4 т- 750 кВ;
5 — 330 кВ
ко-экономических сопоставлениях выбранного ря-
да вариантов. Поэтому для решения задачи целесо-
образно рассмотреть варианты с различными на-
пряжениями линий и различным количеством це-
пей. При этом необходимо учитывать перспективы
развития района, где сооружается линия, и возмож-
ности увеличения мощности электростанции, от
которой отходит данная электропередача.
При сопоставлении вариантов учитывается пре-
жде всего возможность технической реализации то-
го или иного варианта (коэффициенты запаса по
статической и динамической устойчивости, уровни
напряжений на подстанциях, условия прокладки
трассы линии и т.д.). Затем прошедшие первый этап
варианты сравниваются по экономическим показа-
телям. К ним относятся капиталовложения для того
или иного варианта (линии, подстанции, средства
повышения пропускной способности и пр.), приве-
денные к одному году эксплуатации, ежегодные
эксплуатационные затраты и затраты на возмеще-
ние потерь энергии. Если экономические показате-
ли двух вариантов различаются не более чем на 5 %,
варианты считаются равноценными и выбор осуще-
ствляется по иным критериям (ремонтопригод-
ность, удобство эксплуатации и т.д.).
В условиях рыночной экономики учитываются
те же факторы, поэтому основные положения, по-
лученные ранее на основании длительного опыта,
могут считаться приемлемыми. В дальнейшем,
учитывая отсутствие единых методик, мы не будем
приводить расчетных выражений, связанных с эко-
номическими 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. Соору-
жение одноцепных линий СВН допустимо лишь в
случае, еспи передаваемая по ним мощность не пре-
вышает 20 % мощности приемной системы, или на
первом этапе строительства электропередачи, когда
введены не все агрегаты на электростанции, от ко-
торой идет данная электропередача.
С увеличением количества цепей увеличива-
ются затраты на линию, компенсирующие устрой-
ства, сооружение подстанций. При заданной пере-
даваемой мощности увеличение числа цепей при-
водит к повышению потерь энергии от емкостных
токов и потерь на корону, но, с другой стороны, при
этом снижаются потери энергии на нагрев прово-
дов и увеличивается пропускная способность элек-
тропередачи. Если же число цепей электропереда-
чи по тем или иным причинам оказывается равным
трем или более, то это говорит о неправильно вы-
бранном номинальном напряжении и следует рас-
смотреть вариант с более высоким Ц|ом.
Выбор конструкции фазы. Под конструкцией
фазы понимается количество проводов в фазе, их се-
чение и взаимное расположение. Суммарное сече;
ние проводов фазы определяется по расчетному то-
ку фазы методом экономических интервалов, где за
основу принимается ток пятого года эксплуатации
линии. В дальнейшем сечение проводов фазы опре-
деляется обычным способом, включая обязатель-
ную проверку по послеаварийному режиму при за-
данной температуре воздуха, соответствующей то-
му климатическому району, где сооружается элек7
тропередача. На основании опыта проектирования
при выборе суммарного сечения проводов фазы еле-
2
дует ориентироваться на плотность тока 0,5 А/мм .
Выбор количества проводов в фазе и их взаим-
ного расположения, как правило, проводят для вновь
осваиваемых классов напряжения. Для уже освоен-
ных классов напряжения линии СВН сооружаются
со следующим количеством проводов, расположен-
ных 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 про- водов в фазе Марка провода
330 1 АС-600/72
2 АС-240/32
500 3 АС-300/66
3 АС-300/27 - .
750 4 АС-400/93
5 АС-240/56
Выбор конструкции фазы является достаточно
сложной технико-экономической задачей, посколь-
ку он определяет удельные погонные параметры
линии х0 и Z>0 (Z>0 — удельная емкостная проводи-
мость линии), а следовательно, ее пропускную спо-
собность и зарядную мощность и тем самым влияет
на капитальные затраты и средства компенсации
реактивной мощности.
Однако основной целью выбора конструкции
фазы является исключение общего коронировапия
проводов и уменьшение таким образом потерь
энергии на корону путем снижения напряженности
электрического поля на их внешней поверхности.
Для традиционной конструкции фазы провода
располагаются по вершинам правильного много-
угольника. Радиус окружности, описанной по вер-
шинам этого многоугольника, называется радиу-
сом расщепления 7?р, а расстояния между провода-
ми называются шагом расщепления а. Эти величи-
ны связаны соотношением
R = а/(2 sin-').
Р I nJ
Растепленные провода с электрической точки
зрения эквивалентны одиночному проводу, но боль-
шего сечения, нежели каждый из составляющих:
г ~ nJnr Rn 1 = R nInr /R .
экв 4 np p p 4 np p >
где n — количество проводов в Фазе.
Поскольку все провода фазы находятся под од-
ним напряжением и заряд фазы равномерно распре-
делен между ними, то электрическое поле каждого
из проводов неравномерно из-за влияния соседних
проводов с тем же зарядом. Максимальная напря-
женность поля провода будет приходиться на его
поверхность, обращенную к внешней стороне мно-
гоугольника. При этом максимальная напряжен-
ность будет на проводах средней фазы за счет влия-
ния фаз крайних. Таким образом, на каждом прово-
де можно различить три составляющих напряжен-
ности: максимальную — на наружной поверхности,
минимальную — на внутренней поверхности прово-
да и некоторую среднюю напряженность.
Амплитудное значение средней напряженно-
сти, кВ/см,
£ср=14,7
С?и
/1Г
пр
где Сср = —
р lg(B,
,0253
/ г
сг экв
ней фазы, мкФ/км; п — чйсло проводов в фазе; U—
действующее значение междуфазного напряжения
(среднеэксплуатационное значение), кВ; гпр — ра-
диус провода, см; Dcr—среднегеометрическое рас-
— рабочая емкость сред-
стояние между центрами фаз, м; гэкв —- радиус оди-
ночного провода, эквивалентного расщепленной
фазе, см.
Максимальная напряженность поля провода
средней фазы
£ср =ЕсрК
max ц
где 1 + (п — 1)гпр/2?р — коэффициент неравно-
мерности поля.
Для исключения общей короны, охватывающей
провод по всей его длине, необходимо выполнение
условия
£ср < 0,9£
max “ ’ пач
где £нач = 24,5л;8[ 1 + 0,65/(гпр8)°'38] —началь-
ная напряженность поля возникновения общей ко-
роны, кВ/см; 8 — относительная плотность возду-
ха; m — коэффициент негладкое™ провода.
Для полированного цилиндра л; = 1, для чистых
сухих проводов марки АС он лежит в диапазоне
0,8—0,9, снижаясь при плохой погоде (дождь, ту-
ман, снег, изморозь).
Большие напряженности электрического поля
на поверхности проводов линий СВН могут обусло-
вить высокий уровень радиопомех, которые линия
как протяженная антенна будет излучать в про- ,
странство. Допустимая напряженность поля на по- !
верхности провода фазы по условиям радиопомех
определяется выражениями:
£доп =17,4-31,1 /grnp для линий 330—500 кВ;
£доп = 17,4 - 32,2 Zgrnp для линий 750 кВ.
Для исключения радиопомех также необходи-^
мо выполнение условия
£СР < £
max доп'
При разработке конструкции фазы, задаваясь1
количеством и маркой проводов при определенном
ранее общем сечении проводов фазы, изменяют
значение а и по полученным кривым находят ее оп-
тимальное значение (рис. 42.3). При этом одновре-
менно меняются удельное индуктивное сопротив-
Рис. 42.3. Зависимость максимальной напряжение
сти электрического поля на поверхности провода
расщепленной фазы 500 кВ от шага расщепления
для различных марок проводов (см. табл. 42.2)
Таблица 42.2. Параметры расщепленной фазы в зависимости от числа проводов линии 500 кВ
при я = 40 см
Параметры Конструкция фазы лхмарку провода
2x750/93 3x500/64 4x400/51 5x300/39 6x240/32
хс, Ом/км 0,331 0,301 0,279 0,263 0,249
Ьо, См/км 3,38 -10*6 3,70 • Ю-6 3,98 -Ю45 4,22 • Ю-6 4,44 - Ю^6
Ч0, Мвар/км 0,846 0,925 0,995 1,054 1,109
Zb,Om 313 285 265 250 237
Е„ат, МВт 799 876 944 1002 1055
ление х0, удельная емкостная проводимость Ь$,
удельная генерация реактивной мощности д0, вол-
новое сопротивление ZB и натуральная мощность
/’„атСтабл. 42:2).
Количество проводов в фазе для вновь осваи-
ваемых классов напряжения выбирают на основе
технико-экономических сопоставлений вариантов
выполнения фазы. При этом также учитывают из-
менения пропускной способности линии, ветровых
и гололедных нагрузок, а следовательно, конструк-
ции опор и другие факторы. Аналогичные соотно-
шения будут наблюдаться и для линий СВН других
классов напряжения.
Удельные параметры линии с расщепленной
фазой:
го = гопр/п;
°сг -0,0157
хп = 0,1445 1g-+ -1----;
° 'экв «
Ь 7’58 n~6
° ’g(Ocr/>) '
„ t Я I
Здесь rQ и r()1|p — удельные погонные активные
сопротивления фазы и провода соответственно при
заданной температуре воздуха.
42.4. ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ЛИНИЙ
СВН
Режим одиночной линии описывается извест-
ными телеграфными уравнениями. При заданных
параметрах режима конца линии Й2 > h параметры
режима в любой промежуточной точке линии мо-
гут быть найдены следующим образом:
Чг = ^2c^lo^jt + 72-bs^Io^>
. ' Щ 1
Здесь Хо = ^/С'о +A0)(g0 +jb0) = а0 +УР0 —
коэффициент распространения электромагнитной
К +У*о
волны; ZB = I———--------волновое сопротивление
линии; 1Х — расстояние от конца линии до Иссле-
дуемой точки.
Связь между параметрами начала и конца линии
при lx = I, где / — длина линии, определяется как
Й| = Й2сЬх0/ + -Уз /2ZBsin^0/;
Й2
- Z2chy0Z+ shIo(r
Для энергетических расчетов удобнее пользо-
ваться не токами, а активной и реактивной мощ-
ностями.
Если выразить мощность конца линии как
52 = Р2 +jQ^ = U^I^,
то, введя некоторую базисную мощность Рбаз =
= , после преобразований можно получить
г Й] = Й2сЬу0/+ t/2(P»2shx0/-yC*2shy0/);
Й, Й,
——(Р«2 —Уб»2)сЬХ()/ + ~г ^Хо^’
JizB 7згв
Так как для линий СВН характерно большое сум-
марное сечение проводов фазы, то при этом отноше-
ние хд/г0 для большинства применяемых сечений ле-
жит 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 напряже-
ниях 750—1150 кВ, рассматривать ее как идеализи-
рованную линию без потерь активной мощности
при г0 = 0, g0 = 0 (g0 — поперечная активная прово-
димость линии). В этом случае уравнения идеали-
зированной линии приобретают вид
Й] = Й2(соаР0/+ g,2sinP0/)+у Й2Р,атР0/;
[P.cosPq/ +j(sinP0/- g*2cosP0/)|.
i = —
1 7згв
В данном случае в качестве базисной величины
принята мощность
где ZB = Jx0/b0 .
7
Величину />баз = Рнат = U /ZB 'называют нату-
ральной мощностью линии. При ЭТОЙ МОЩНОСТИ и
напряжении U генерация реактивной мощности ли-
нии равна потреблению ее в продольном индуктив-
ном сопротивлении линии. Иными словами, в ли-
нии при передаче натуральной мощности осущест-
вляется полный внутренний баланс реактивных
мощностей. Поэтому по линии передается только
активная мощность, а реактивные мощности кон-
цов линии равны нулю, что позволяет отказаться от
компенсирующих устройств по концам линии.
Натуральная мощность является важной харак-
теристикой линии, поскольку определяет ее про-
пускную способность. Натуральная мощность ли-
ний разных классов напряжения приводится ниже:
Цюм> кВ.............
ZB, Ом..............
Рпат. МВт...........
330 500
310 290
350 860
750 1150
265 . 250
2100 5300
Здесь приведены средние значения ZB и Р11ат.
Фазный коэффициент Ро можно определить через
длину электромагнитной волны при частоте 50 Гц:
„ 360/ 360 - 50 пп. ,
Ро = ---- =------г = 0,06 град/км,
v 3 • 10s
где v —. скорость света.
В то же время на значение фазного коэффици-
ента влияют параметры линии — удельные индук-
тивность и емкость. Поэтому обычно этот коэффи-
циент определяют по выражению
00 ~ J о^о ’
Для линий 330—1150 кВ значение этого коэф-
фициента лежит в пределах 0,0603—0,063 град/км.
Произведение Ро/ = Л называется волновой дли-
ной 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 идеализирован-
ной 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-
Рис. 42.4. Векторная диаграмма для идеализиро-
ванной линии СВН (»-0 = 0; = 0):
а — I < 1500 км (/ = 700 км; Р» = 0,8; Q„2 = 0,ЙЯ
б — 1500 км < Z < 3000 км (/ = 2500 км; Р. = Г;’аЧ
Q,2 = 3,46) I
нии длиной свыше 1500 км. Из диаграммы на
рис. 42.4, а могут быть получены следующие урав-
нения, определяющие зависимость активной и реак-
тивной мощности от угла сдвига напряжений по
концам линии 6:
Ц U2 - 1%
Q2 = ~—:~т cos8 - -——г созА.
z zBsinA ZBsmA
При Ц = V2 и 8 = 90ч выражение для Р может
быть преобразовано к виду1
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. За
базисную величину здесь принята натуральная мощ-
ность. Как можно видеть, предельная передаваемая
мощность снижается по мере увеличения длины ли-
нии. Минимальную мощность, равную натуральной,
можно передать при длине линии 1500 км. При дли-
нах линии свыше 1500 км предельная передаваемая
мощность повышается. Однако, как будет показано
Рис. 42.5. Максимальная мощность, передаваемая
по линии в зависимости от ее длины при 8 = 90°:
1 — Кзт = 0; 2 — Кип = 20 %; J — ограничение по
нагреву проводов
ниже, это сопровождается резким увеличением сто-
ков реактивной мощности с линии, значительным
повышением напряжения в ее средней зоне, много-
кратно превышающим напряжения концов линии,
что делает передачу мощности в этом диапазоне
длин проблематичной.
Учет коэффициента запаса по статической апе-
риодической устойчивости ЛГзап снижает предель-
ную передаваемую мощность (пунктирная кривая
на рис. 42.5). Натуральную мощность можно пере-
дать лишь при длине линии около 900 км. В зоне от-
носительно малых длин линии (250—300 км) огра-
ничения на передаваемую мощность накладывает
нагрев проводов. Предельная мощность, которая
может быть передана по относительно коротким
линиям, составляет (2,0—2,5)Рпат..
Приведенные выше уравнения позволяют полу-
чить уравнения круговых диаграмм начала и конца
идеализированной линии.
Для начала линии уравнение круговой диаграм-
мы имеет вид
(e,1-x2ctgx)2+.^ = ^-,
t sin Л
для конца линии
I 9 9
(е*2+etgx)2+р: = .
sin X
Здесь К= | CZj /С721 — 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 опре-
деляет предельную мощность, которую можно пе-
редать по линии данной длины. Второй член в скоб-
ках левой части уравнений круговых диаграмм
представляет собой смещение центра окружностей
по оси Q. При этом знак «+» перед этим членом со-
ответствует смещению центра в отрицательную по-
луплоскость, знак <<-» — в положительную полу-
плоскость.
При изменении длины линии от 0 до 3000 км
центр окружности круговой диаграммы начала ли-
нии смещается от +°°, проходит через центр коор-
динат Р, Q при 1= 1500 км и уходит в -оо. Центр ок-
ружности круговой диаграммы конца линии проде-
лывает обратный путь от до +°°.
Круговые диаграммы линий до 1500 км и свыше
1500 км приведены на рис. 42.6. Каждому значению
активной мощности на круговой диаграмме соот-
ветствуют две точки. Одной из них соответствует
угол 8 > 90°, другой — угол 8 < 90°. Рабочей являет-
ся только вторая точка. Там же отмечены рабочие
области для угла по линии 8 < 90°. Как можно ви-
деть из этого рисунка, для линий длиной 7 > 1500 км
рабочей зоне соответствуют значительно большие
стоки реактивной мощности, чем для линий длиной
/ < 1500 км. Значительный сток реактивной мощно-
сти с линии переводит вектор напряжения Uj из
второго в первый квадрант при угле 8 < 90°, компен-
сируя отрицательное значение составляющей
{72cosX при X > 90° (рис. 42.6, б). Из уравнений кру-
говых диаграмм могут быть получены выражения
для определения реактивных мощностей по концам
линии:
Здесь верхние знаки перед корнем соответствуют
8 < 90°, нижние — 8 > 90°.
Связь между реактивными мощностями начала
и конца линии описывается уравнением
=(№-i)ctgx-2.2.
Первый член этого уравнения зависит от пере-
пада напряжений и определяет сквозной переток
реактивной мощности полинии, который генериру-
ется внешним источником, например генератором
станции. Сквозной переток реактивной мощности
определяется длиной линии, причем для коротких
линий переток сильно зависит от перепада напря-
жений. Небольшое изменение перепада на корот-
кой линии приводит к резкому изменению сквоз-
ного перетока реактивной мощности. Это обстоя-
тельство следует учитывать при анализе режимов
работы таких линий СВН в системе.
Полученные выше уравнения позволяют про-
анализировать режим одиночной линии СВН при
заданных исходных данных и провести оценку это-
го режима с достаточной для инженерной практики
точностью. Кроме того, они позволяют построить
эпюры распределения напряжения и тока реактив-
Рис. 42.6. Круговая диаграмма линии:
а — I < 1500 км; б — / > 1500 км
ной мощности по линии для различных режимов
(рис. 42.7). Как можно видеть, распределение ре-
жимных параметров U, I, Q нелинейно, за исключе-
нием случая, когда Р = Р|1ат. Причем эта нелиней-
ность тем больше, чем больше длина линии. Для от-
носительно коротких линий (200—250 км) нели-
нейностью можно пренебречь. К наиболее харак-
терной точке следует отнести максимум напряже-
ния в средней зоне линии в режиме малых нагру-
зок, и поэтому необходимо проверить этот макси-
мум по условию возникновения общего корониро-
вания и радиопомех. Распределение тока вдоль ли-
нии также неравномерно при достаточно большой
длине линии.
Здесь возникает задача расчета потерь мощно-
сти и энергии в линии. С этой целью вводится по-
нятие так называемого среднеквадратичного тока,
который равномерно распределен по линии, а поте-
ри мощности при этом токе имеют то же значение,
что и при реальном распределении тока.
При К = 1 среднеквадратичный ток описывает-
ся уравнением
' U2 I 71 \
/cpKB"73z J1+U + ctsX)G*1-
При этом потери мощности в линии
А^ = з4.квг0/-
Из уравнений идеализированной линии при
U2 — 0 будем иметь:
собственное сопротивление
j72Zb sin Л
Д.собХ
взаимное сопротивление
U\
-IZ~ ' • =jZBsinA.
'2
Входное сопротивление линии в режиме одно-
стороннего включения (72 = 0)
^вх = "V^ctgX
Обратим внимание, что при I = 1500 км в дан-
ном режиме (КЗ в конце линии) собственное сопро-
тивление линии Zt|, являющееся ее входным со-
противлением, равно бесконечности, а ее входное
сопротивление ZBX при отключенном противопо-
ложном конце равно нулю. Это объясняется резо-
нансными процессами в линии.
Выше были рассмотрены уравнения, позволяю-
щие найти токи и напряжения в любой точке линии.
Рис. 42.8. Схемы замещения:
а — П-образная; б — Т-образная
Рис. 42.7. Эпюры распределения напряжения, то-
ка и реактивной мощности вдоль линии при раз-
личных ее нагрузках
откуда
A =chx0/; В =ZBshx0Z; C=j- sia^t; D= chx0Z
“В !•-
или для идеализированной линии
Л = cosZ;. В iZ„ sinZ ; С = — sinZ; О = cosZ.
' в ~ J2B
Приведем соотношения между параметрами
четырехполюсника и П-образной схемой замеще-
ния, полученные из опытов холостого хода и корот-
кого замыкания:
Однако проводить анализ режимов линии СВН, на-
ходящейся в составе электроэнергетической систе-
мы, с помощью этих уравнений достаточно слож-
но. Обычно расчеты 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); че-
тырехполюсники с пассивными параметрами;
обобщенные параметры в виде собственных и вза-
имных сопротивлений или проводимостей.
Сопоставив уравнения длинной линии и уравне-
ния пассивного четырехполюсника, будем иметь:
Ux=U2chiQl + Л 72ZBsh^0/, Щ=А Ц2 + В 12;
й2 ...
Л = /2chIo/ + shV > А = &U2 + £72>
А = 1 + TnZn; В =Z„; С=2 У„+ ^Z„; D = 1 + .
Аналогично для Т-схемы
4=1 +2Л; в=22т +л4; с = тт; £=1 +Z& •
Соответственно параметры Т-схемы:
Ут-0=1^0/,
—в
_ 4-1 Chy-1 1 . /
-т Ъ 1 , , ZBhl°2‘
2shlo/
В расчетах чаще используется П-образная схе-
ма. Для протяженных линий
I 2
4 = 'п +А, = ZBshIo/ = -~4sh7z0 у/ .
Здесь Zo 7 ro tAo; jp = go + Ло> go — удельная ак-
тивная проводимость, определяемая потерями на
корону. Ориентировочно можно принять ,
80 ^кор ^^пом >
где ДРкор — среднегодовые потери на корону.
После преобразований
rSeZ=Z0/;I= Yol.
Аналогично
При разложении второго корпя в ряд и исполь-
зовании первых его двух членов получим
Zn ZBshlo/ ZB *°2‘
После преобразований можно получить
/&ЛУ _ I
Подставив полученные выражения Y.0 и -в в
уравнения для значения Zn и Уп, получим
Иными словами, параметры Zn и _Уп определя-
ются через удельные погонные параметры линии,
умноженные на ее длину и на некие поправочные
коэффициенты Ks и Ку. Эти коэффициенты для ко-
ротких линий (/ < 250 км) близки к единице, и
в этих случаях их не учитывают. Для более длин-
ных линий их следует учитывать.
Разложив эти коэффициенты в ряд и выделив
действительные и мнимые составляющие, а также
отбросив члены ряда высоких порядков, можно по-
лучить поправочные коэффициенты для каждой со-
ставляющей полного удельного сопротивления и
проводимости:
Г
I2 Г
^=’-бхо/’о 1-
I2 з + К,.
1-^0 = 0,5 —
Учитывая погрешности, образующиеся при
разложении в ряд и отбрасывании членов ряда вы-
соких порядков, этими коэффициентами рекомен-
дуется пользоваться при длине линии до 600 км.
Для более длинных линий может быть использован
прием, предложенный А.А. Горевым. Суть его за-
ключается в следующем.
Если в выражениях для у 0 и ZB положить рав-
ной нулю активную поперечную проводимость, оп-
ределяемую короной g0 = 0, что правомочно, по-
скольку потери на корону на практике определяют-
ся другими методами, то указанные выражения бу-
дут иметь вид:
2n = ZB
. t
ro
-— (sinX + X cosX) + j sinX
. о
> t
Y - —j Г° ~ _
- zl 2x0l + cosX+7tg2
Аналогично для Т-образной схемы будем иметь
. t
ro X + sink
2x01 + cosZ
+ytg2
ZB
_ t.
r0
-—(ZcosZ - sink) + J sink
.2x0 •
В этих уравнениях ZB = Jx0/bQ .
Приведенными выражениями можно пользо-
ваться во всем диапазоне длин от 250 до 2000 км
с погрешностью, 1—2 %, что приемлемо для инже-
нерных расчетов.
В заключение необходимо отметить следующее.
Поскольку основой для определения параметров
схем замещения служили уравнения длинной линии
и четырехполюсника, связывающие параметры ре-
жима по концам линии, то и в рассмотренных схемах
замещения, несмотря на наличие в них промежуточ-
ных узлов и ветвей, правильные соотношения, соот-
ветствующие параметрам режима линии, тоже будут
только по концам схемы замещения. Так, например,
токи и мощности, протекающие по продольной вет-
ви 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 замеще-
ния, то такой элемент подключается к схеме заме-
щения линии собственной схемой замещения. Если •
элементы с сосредоточенными параметрами вклю-
чаются в промежуточных точках линии, то линия
делится на соответствующее количество участков,
каждый из которых представлен своей схемой заме-
щения, и в точки связи между этими участками
включается схема замещения элемента с сосредо-
точенными параметрами.
Если же электропередача представляется экви-
валентным четырехполюсником, то элемент с со-
средоточенными параметрами представляется пас-
сивным четырехполюсником. При этом, если он
включается последовательно в линию (трансфор-
матор, УПК), матрица его параметров имеет вид
1 1
0 1
, где для трансформатора Z =jxT, для УПК
Z = -jxK и т.д. Если же такой элемент подключается
к линии параллельно (реактор, нагрузка), то матри-
па его параметров имеет вид
1 0
Y 1
Здесь для цепи нагрузки У = 1 /ZH; для реактора
1 = -у>рит.д.
В результате электропередача в целом пред-
ставляется неким эквивалентным четырехполюс-
ником, параметры которого определяются как про-
изведение матриц составляющих четырехполюсни-
ков. Так, например, для линии, изображенной на
рис. 42.9, где напряжение генератора Vr = const, па-
раметры эквивалентного четырехполюсника могут
быть найдены перемножением матриц элементов,
входящих в передачу:
^0 -о
Q) -Q)
1 о
~Jyp2 1
Здесь Aq , BQ, , Dq — параметры четырехполюс-
ника «естественной» линии.
Таким образом, вся линия может быть пред-
ставлена как единое целое, а мощность в ее начале
ч
UlU2
sinCtll + TnT" sln($ ~ а12) ’
Гэ|
Рис. 42.9. Схема электропередачи. Пример к опре-
делению параметров эквивалентного четырехпо-
люсника:
Tj — трансформатор; и ШР2 — шунтирующие
реакторы
%
U1U2
cos а ц - -pq- cos(8 - а12),.
Аналогично для конца передачи можно записать:
• = -[М
2 и2 -
В,
С?2 -
ихи2
sina22 + . . sin(8 + а]2);
|вэ|
Ч
их и2
cosa22 + . . cos(8 + ct12).
|Вэ|
Здесь
ац=90°-уВэ + 1|/дэ;
«22 = 90О-Ч'йэ + ^э;
ai2=90°-vfi3>
где \|/Аэ, у/Вэ, t|/D3 — углы комплексов соответст-
вующих параметров эквивалентного четырехпо-
люсника.
42.6. РЕЖИМЫ ЛИНИЙ СВН И ИХ РАСЧЕТЫ
При работе линий СВН различают следующие
режимы:
нормальные режимы, когда включено все ос-
новное оборудование электропередачи, за исклю-
чением того, что определяется графиком работы;
длительность этих режимов составляет тысячи ча-
сов в год; расчетными режимами обычно являются
режимы наибольших и наименьших нагрузок;
аварийные режимы (электромагнитные и элек-
тромеханические переходные процессы); режимы
очень кратковременные (электромагнитные — до-
ли секунды или секунды, электромеханические —
до десятков секунд или минут); эти режимы рассчи-
тываются специальными методами;
установившиеся послеаварийные режимы, ко-
гда часть оборудования отключена вследствие про-
изошедшей аварии; их длительность составляет
от 10—20 ч при отключении линии до 100 сут и бо-
лее при выходе из строя трансформатора СВН и от-
сутствии резервного;
особые режимы; к ним относятся: несиммет-
ричные и несинусоидальные режимы, которые мо-
гут существовать неопределенно долго; установив-
шиеся режимы одностороннего включения линии,
длительность которых для протяженных линий ог-
раничена; режимы самовозбуждения генераторов,
работающих на слабо нагруженные протяженные
линии СВН или линии, включенные с одной сторо-
ны. Учитывая опасность режима самовозбуждения,
который может привести к резкому самопроизволь-
ному возрастанию напряжения и выходу оборудо-
вания из строя, должна быть исключена сама воз-
можность его возникновения путем применения
специальных мер еще на стадии проектирования.
Различают также проектные и эксплуатацион-
ные расчеты режимов. Проектные обычно ведутся
с некоторыми допущениями (пренебрежение поте-
рями мощности в трансформаторах, автотрансфор-
маторах, реакторах, потерями на корону в силу их
малости по сравнению с потоками мощности в ли-
нии). Целью этих расчетов является определение
необходимого состава оборудования проектируе-
мой электропередачи.
Целью эксплуатационных расчетов является
обеспечение наиболее экономичного режима суще-
ствующей электропередачи при различных значе-
ниях передаваемой мощности, поэтому в них учи-
тывают все потери, о которых шла речь выше. Ре-
жимы электропередач, входящих в сложные систе-
мы, рассчитываются на ЭВМ по специальным про-
граммам. Для относительно простых систем типа
станция—шины с промежуточным отбором мощ-
ности или без него может быть использована сле-
дующая система уравнений:
Ц? . и-\и2
Р\ ~ у ша'ц +’-7^“sln(512_ia12)5
Z11 Z12
cf "~uxu2
Q.\ COSCCji — , COS(512 ~ Ct|2^ ’
^11 ^12
ui Ц
P2 - - y~sina22 + -----sin(S2l + ct2I);
z22 z2l
[71U2
62 = “ У + “5— cos(821 + a21).
z22 Z21 -
Здесь 8]2 ~ 82j.
Известны два алгоритма решения этой системы
уравнений и соответствующие им два способа зада-
ния исходных данных.
Первый способ задания исходных данных. Зада-
ются величины Ux, Uz, Рх. Мощность задается
диспетчерским графиком для режимов наибольших
и наименьших нагрузок. В режиме наибольших на-
грузок напряжение передающего конца Щ, как пра-
вило, принимается равным наибольшему рабочему
напряжению:
для линий 330 кВ Ц11аиб раб =1,1 Ц10М = 363 кВ,
для линий 500 кВ Цпаиб.раб= 1,05 [7„ом = 575 кВ,
для линий 750 кВ Ц1аи6 раб = 1,05 Ц„ом = 787 кВ.
Напряжение приемного конца зависит от назна-
чения этого узла в схеме электропередачи. Если это
шины приемной системы, то напряжение обычно
принимается равным С'ном. Для линий с промежу-
точными отборами мощности напряжением U2 бу-
дет напряжение на шинах подстанции в конце пер-
вого участка электропередачи. Поскольку оно зада-
ется, то ему соответствует определенная мощность
компенсирующих устройств на подстанции, кото«|
рая определяется по балансу реактивных мощно-
стей в данном узле.
В режиме наименьших нагрузок напряжения С/р]
и U2 с целью снижения зарядной мощности линий
принимаются равными С/1(ОМ, а в ряде случаев и ни-
же, если позволяют условия устойчивости переда-
чи и имеющееся оборудование.
При указанных выше заданных параметрах ре-
жима из первого уравнения вычисляется угол 812,
подставляется во второе уравнение и определяется
мощность Qx. Далее расчет ведется обычным спо-
собом.
Второй способ задания исходных данных. Зада-
ются величины С/[, Р], Qx, т.е. параметры режима
начала линии. В этом случае параметры режима
конца линии являются функциями произвольно за-
данных параметров режима ее начала, что в ряде
случаев может привести к нежелательным отклоне-
ниям параметров режима электропередачи. Так, на-
пример, чрезмерно большое значение реактивной
мощности 2] может привести к значительному
снижению напряжения U2, которое не может быть
скомпенсировано действием РПН автотрансформа-
торов приемной подстанции; увеличению потерь
активной мощности; снижению КПД линии и дру-
гим нежелательным последствиям. Поэтому при
таком способе задания исходных данных необхо-
дим итерационный метод расчета, в частности ме-
тод систематизированного подбора.
В расчетах, как правило, не рассматривают весь
диапазон состояний электропередачи. Достаточно
рассмотреть граничные состояния, к которым отно-
сятся нормальные режимы максимальных и мини-
мальных нагрузок электропередачи и один или два
наиболее тяжелых послеаварийных режима.
При расчетах режимов обычно решаются сле-
дующие задачи:
определение необходимого состава оборудова-
ния электропередачи, в частности числа компенси-
рующих устройств и мест их установки;
обеспечение экономичности режима и наилуч-
шего использования всех элементов оборудования
электропередачи при заданном значении переда-
ваемой мощности;
обеспечение режимной надежности электропе-
редачи, в частности заданной пропускной способ-
ности, при нормативных коэффициентах запаса по
статической апериодической устойчивости;
обеспечение требуемого качества передавае-
мой электроэнергии.
В режиме наибольших нагрузок, когда переда-
ваемая мощность близка к натуральной мощности
или больше, одной из главных задач является опре-
деление мощности синхронных компенсаторов
(СК) или статических тиристорных компенсаторов
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. Изме-
няя 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 оптимиза-
ционный характер, связанный с определением оп-
тимального перепада напряжения.
Послеаварийный режим рассчитывается также
при передаче наибольшей мощности, но здесь ре-
шается иная задача. Она состоит в обеспечении ра-
ботоспособности электропередачи с минимально
допустимым коэффициентом запаса по статиче-
ской апериодической устойчивости Кзап > 8 % при
выбранной ранее мощности компенсирующих уст-
ройств. Для решения этой задачи мощность ранее
выбранных и установленных СК может быть фор-
сирована 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 переключа-
тельных пунктов на наиболее длинных участках
электропередачи, увеличение мощности ранее вы-
бранных СК, применение установок продольной
компенсации и других средств повышения про-
пускной способности.
В режиме наименьших нагрузок, когда по лини-
ям передаются мощности много меньше натураль-
ной, с линий СВН стекают большие потоки реактив-
ной мощности, зачастую измеряемые сотнями мега-
вар, и наблюдается некоторое повышение напряже-
ния в узлах системы и в средней зоне протяженных
участков линий. Так, например, реактивная мощ-
ность, стекающая с одного конца линии 500 кВ дли-
ной 400 км при передаче мощности 0,ЗРнат, состав-
ляет 170—180 Мвар, для аналогичной линии 750 кВ
при передаче той же мощности реактивная мощ-
ность каждого конца составит около 400 Мвар.
В этом случае возникают две проблемы — не-
обходимость 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 ма-
лых нагрузок, на подстанциях, на которые заходят
эти линии, устанавливают шунтирующие реакторы
(ШР). Мощность этих реакторов выбирается по
уравнению баланса реактивной мощности. Напри-
мер, для генерирующих узлов необходимо учиты-
вать реактивную мощность, которую могут погло-
тить генераторы электростанций при допустимом
снижении их возбуждения, а также местную на-
грузку этих узлов.
Для определения допустимой реактивной мощ-
ности, которую может потребить турбогенератор,
следует воспользоваться Р-, g-диаграммамп, имею-
щимися 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 обра-
титься на завод-изготовитель. При упрощенных
расчетах, учитывая, что многие гидрогенераторы
могут работать в режиме СК, можно воспользовать-
ся соотношением
2*потр “ 1 ^x*d’
где x»d — продольное индуктивное сопротивление
генератора. В качестве базисных величин исполь-
зованы номинальные мощность и напряжение
машины.
В нагрузочных узлах мощность ШР определяет-
ся с учетом реактивной мощности, потребляемой на-
грузкой в данном режиме, потерь реактивной мощ-
ности в трансформаторах и автотрансформаторах, а
также мощности, которую могут потребить СК,
имеющиеся в узле электропередачи. Эта мощность
определяется по уравнению, приведенному выше.
Для узловых подстанций мощных систем, куда
заходят линии СВН, мощность ШР должна опреде-
ляться с учетом реактивной мощности, которую
может принять данная система в режимах малых
нагрузок при условии, что это не вызовет опасного
повышения напряжения в ее сетях. По опыту экс-
плуатации эта мощность составляет на одну под-
станцию:
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 возникнуть необ-
ходимость компенсации избыточной реактивной
мощности. В этих случаях целесообразно исполь-
зовать ШР, предназначенные для напряжений ПО и
35 кВ, —РОД 121/73 —33,3 Мвар и РОД 38,5/7з
— 30 Мвар. Первые имеют мощность в группе
100 МВар и включаются непосредственно на шины
НО кВ данной подстанции. Вторые имеют мощ-
ность в группе 90 Мвар и могут включаться или
на шины 35 кВ, если таковые имеются на подстан-
ции, или непосредственно на третичную обмотку
автотрансформатора, которая должна иметь напря-
жение 38,5 кВ и соответствующую мощность.
Эти реакторы и их выключатели имеют мень-
шую стоимость, нежели реакторы более высоких
напряжений. Кроме того, выключатели НО—35 кВ
имеют больший ресурс работы, что позволяет более
оперативно включать и отключать эти реакторы.
Включение реакторов 500 кВ на линии 330 кВ зна-
чительно менее экономично. Если все же принима-
ется такое решение, то мощность ШР должна быть
пересчитана на новое напряжение по выражению
ерЗЗО = ер.110м(330/525)2.
Что же касается повышения напряжения в сере-
дине линии [/ср в режиме малых нагрузок, то для
достаточно длинных линий целесообразно, опреде-
лив [7ср, найти напряженность поля на поверхности
провода и в случае необходимости принять меры —
увеличить шаг расщепления или диаметр провода
на пролетах, прилегающих к середине линии.
Режим одностороннего включения относится
к особым режимам электропередачи и часто явля-
ется определяющим для нахождения мощности ШР
и их расстановки.
Под режимом одностороннего включения по-
нимается режим, когда линия включена под напря-
жение только с одной стороны, с другой выключа-
тель отключен. Этот режим характеризуется значи-
тельным повышением напряжения на отключен-
ном конце и большим стоком реактивной мощности
на включенном. Кроме того, генераторы, связанные
с такой линией, могут оказаться в режиме самовоз-
буждения, поскольку линия в данном случае пред-
ставляет собой емкостную нагрузку, на которую ра-
ботают выделенные генераторы. Все это вместе
взятое вынуждает принимать меры по нормализа-
ции режима.
Напряжение на отключенном конце некомпен-
сированной линии определяется выражением
U2 - C/j/cosA,
где Ц — неизменное напряжение в начале линии;
X — волновая длина линии.
Распределение напряжения вдоль линии опре-
деляется выражением
Ux — cosАх/cos А
и представлено 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 дли-
на линии. При четвертьволновой длине линии
(1500 км) напряжение на конце возрастает до беско-
нечности (для идеализированной линии).
Рис. 42.10. Распределение напряжения но линии:
а — без реактора для линий различной длины и без
учета потерь на корону; б — при установке реактора
в конце линии
Реактивная мощность, стекающая с линии,
e1 = --itgA.
При учете сопротивления питающей системы
и -------Е^сист---, ,Ft
xs
cosA - — sinA
где xs — электрическое удаление точки включения
линии от шин неизменного напряжения системы.
Необходимо отметить, что напряжение на кон-
це линии в этом случае выше, нежели в предыду-
щем. Напряжение в начале линии при этом
Ц = U2 cosA.
Реактивная мощность, стекающая с линии, оп-
ределяется выражением, приведенным выше при
известном 1/|.
Режим одностороннего включения может воз-
никнуть внезапно при отключении одного из вы-
ключателей в результате ошибочных действий
устройств защиты и автоматики или обслуживаю-
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. Изме-
няя 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 оптимиза-
ционный характер, связанный с определением оп-
тимального перепада напряжения.
Послеаварийный режим рассчитывается также
при передаче наибольшей мощности, но здесь ре-
шается иная задача. Она состоит в обеспечении ра-
ботоспособности электропередачи с минимально
допустимым коэффициентом запаса по статиче-
ской апериодической устойчивости > 8 % при
выбранной ранее мощности компенсирующих уст-
ройств. Для решения этой задачи мощность ранее
выбранных и установленных СК может быть фор-
сирована 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 переключа-
тельных пунктов на наиболее длинных участках
электропередачи, увеличение мощности ранее вы-
бранных СК, применение установок продольной
компенсации и других средств повышения про-
пускной способности.
В режиме наименьших нагрузок, когда по лини-
ям передаются мощности много меньше натураль-
ной, с линий СВН стекают большие потоки реактив-
ной мощности, зачастую измеряемые сотнями мега-
вар, и наблюдается некоторое повышение напряже-
ния в узлах системы и в средней зоне протяженных
участков линий. Так, например, реактивная мощ-
ность, стекающая с одного конца линии 500 кВ дли-
ной 400 км при передаче мощности 0,ЗР11ат, состав-
ляет 170—180 Мвар, для аналогичной линии 750 кВ
при передаче той же мощности реактивная мощ-
ность каждого конца составит около 400 Мвар.
В этом случае возникают две проблемы —‘ не-
обходимость 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 ма-
лых нагрузок, на подстанциях, на которые заходят
эти линии, устанавливают шунтирующие реакторы
(ЩР). Мощность этих реакторов выбирается по
уравнению баланса реактивной мощности. Напри-
мер, для генерирующих узлов необходимо учиты-
вать реактивную мощность, которую могут погло-
тить генераторы электростанций при допустимом
снижении их возбуждения, а также местную на-
грузку этих узлов.
Для определения допустимой реактивной мощ-
ности, которую может потребить турбогенератор,
следует воспользоваться Р-, ^-диаграммами, имею-
щимися 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 обра-
титься на завод-изготовитель. При упрощенных
расчетах, учитывая, что многие гидрогенераторы
могут работать в режиме СК, можно воспользовать-
ся соотношением
£?*потр “ ' ^x*d’
где — продольное индуктивное сопротивление
генератора. В качестве базисных величин исполь-
зованы номинальные мощность и напряжение
машины.
В нагрузочных узлах мощность ШР определяет-
ся с учетом реактивной мощности, потребляемой на-
грузкой в данном режиме, потерь реактивной мощ-
ности в трансформаторах и автотрансформаторах, а
также мощности, которую могут потребить СК,
имеющиеся в узле электропередачи. Эта мощность
определяется по уравнению, приведенному выше.
Для узловых подстанций мощных систем, куда
заходят линии СВН, мощность ШР должна опреде-
ляться с учетом реактивной мощности, которую
может принять данная система в режимах малых
нагрузок при условии, что это не вызовет опасного
повышения напряжения в ее сетях. По опыту экс-
плуатации эта мощность составляет па одну под-
станцию: ...
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 возникнуть необ-
ходимость компенсации избыточной реактивной
мощности. В этих случаях целесообразно исполь-
зовать ШР, предназначенные для напряжений ПО и
35 кВ, —РОД 121/73 —33,3 Мвар и РОД 38,5/л/3
— 30 Мвар. Первые имеют мощность в группе
100 МВар и включаются непосредственно на шипы
ПО кВ данной подстанции. Вторые имеют мощ-
ность в группе 90 Мвар и могут включаться или
на шины 35 кВ, если таковые имеются на подстан-
ции, или непосредственно на третичную обмотку
автотрансформатора, которая должна иметь напря-
жение 38,5 кВ и соответствующую мощность.
электропередачи (линии) и в конечном итоге от но-
минального напряжения. Кроме того, она определя-
ется конструкцией линии (волновым сопротивле-
нием) и ее длиной. Для компенсированной линии
она определяется также сосредоточенными сопро-
тивлениями элементов, включенных в линию до-
полнительно: реакторов, установок продольной
компенсации, трансформаторов, автотрансформа*
торов и др.
Зависимость пропускной способности неком-
пенсированной линии от ее длины приведена на
рис. 42.5. При увеличении длины линии се пропуск-
ная способность снижается и достигает минимума
при I = 1500 км. При этой длине максимальная мощ-
ность, соответствующая максимуму характеристи-
ки Р = /(6), равна натуральной. При учете коэффи-
циента запаса по статической апериодической ус-
тойчивости, равного 20 %, максимальная переда-
ваемая мощность составляет около 0,8 натураль-
ной. При дальнейшем увеличении длины линии до
3000 км пропускная способность снова возрастает,
однако в этом диапазоне длин передача активной
мощности характеризуется резким возрастанием
потоков реактивной мощности (см. рис. 42.6, б) и
как следствие значительным повышением напря-
жения в промежуточных точках линии. Поэтому
работа линии в этом диапазоне длин возможна
только при наличии регулируемых компенсирую-
щих устройств, рассредоточенных вдоль линии.
Для линий относительно малой длины 200—
300 км ограничением пропускной способности мо-
жет служить нагрев проводов линии (см. рис. 42.5).
У двухцепных протяженных линий электропереда-
чи пропускная способность может резко снижаться
в послеаварийном режиме при отключении одной
из цепей.
В качестве средств повышения пропускной
способности дальних электропередач могут рас-
сматриваться:
1. Повышение номинального напряжения ли-
нии как наиболее радикальное средство. Именно
поэтому вся история электроэнергетики связана
с повышением номинального напряжения линий.
Наивысшее номинальное напряжение, достигнутое
в мире, в настоящее время 1500 кВ. Эта линия была
сооружена в нашей стране в конце 80-х годов. Ве-
дутся предпроектные проработки линии 1800 кВ.
2. Применение линий, отличающихся по своей
конструкции от традиционных, так называемых
компактных линий, или линий повышенной нату-
ральной мощности (ПНМ). Это линии с уменьшен-
ными межфазными расстояниями и иной конструк-
цией фазы. Фаза имеет большее количество прово-
дов, чем фаза традиционного исполнения, и иное
их расположение (плоская фаза, эллиптическая
и др.). Провода расположены на достаточном рас-
стоянии друг от друга таким образом, что их поля
не влияют друг на друга, поэтому пропускная спо-
собность линии пропорциональна количеству про-
водов в фазе. Эти линии имеют значительно мень-
шее удельное индуктивное сопротивление, но по-
вышенную емкостную проводимость. В результате
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, Рпат = 350 МВт). В настоящее вре-
мя сооружена одна такая опытно-промышленная ли:
пия 330 кВ Псков—Новосокольники длиной 145 км.
Недостатками этих линий являются сложность
конструкции (необходимость фиксации взаимного
положения проводов в пролете, необходимость ус-
тановки междуфазных распорок при уменьшенных
междуфазных расстояниях, V-образная подвеска
проводов на опорах, что увеличивает расход изоля-
торов), а также повышает зарядную мощность ли-
нии, что влечет за собой рост мощности компенси-
рующих устройств. В конечном итоге это приводит
к увеличению капиталовложений в линию. Однако
большая стоимость линии окупается увеличением ее
пропускной способности.
3. Применение установок продольной компен-
сации, представляющих собой конденсаторную ба-
тарею, включенную последовательно в каждую фа-
зу линии с целью частичной компенсации индук-
тивного сопротивления последней. Обычно ком-
пенсируется до 50 % индуктивного сопротивления
данного участка линии. При большей степени кон-
денсации возникают проблемы, связанные с внут-
ренними перенапряжениями в УПК, в особенности
при токах КЗ, и с трудностями обеспечения селек-
тивности релейной защиты линии.
Обычно УПК устанавливаются на промежуточ-
ных подстанциях или на переключательных пунк-
тах. В ряде случаев прибегают к установке несколь-
ких (двух-трех) УПК вдоль линии с целью сниже-
ния мощности каждой из УПК и более равномерно-
го распределения напряжения по линии. Воз-
можные схемы включения УПК приведены на
рис. 42.11. Число, мощность УПК и места их уста-
новки определяются на основании технико-эконо-
мического сопоставления возможных вариантов.
Поскольку УПК компенсируют лишь часть ин-
дуктивного сопротивления, то емкость линии оста-
ется нескомпенсированной, что может привести
к повышению напряжения яа УПК. С целью огра-
ничения напряжения в нормальных режимах на за-
жимах УПК обычно устанавливают реакторы.
Конструктивно УПК представляют собой плат-
форму, на которой установлены конденсаторы, со-
единенные в группы последовательно-параллель-
но. Число параллельных ветвей и последовательна
щего персонала, а также быть плановым, напри-
мер, при подготовке к синхронизации. В послед-
нем случае заранее принимаются меры по сниже-
нию напряжения на отключенном конце. Напряже-
ние С/2 < (1,15—1,2)1/пом. Для снижения напряже-
ния на отключенном конце линии и доведения его
до допустимых пределов может быть использова-
но два способа.
Первый из них связан со снижением напряже-
ния в начале линии за счет регулирования возбуж-
дения выделенного для синхронизации генератора
удаленной станции (при синхронизации на прием-
ном конце передачи или на промежуточной под-
станции) или, в случае межсистемной связи, за счет
изменения коэффициента автотрансформатора
с помощью РПН, связывающего шины системы
и шины, на которые включена данная линия.
Второй способ снижения напряжения заключа-
ется в установке реактора ШР и конце линии
(рис. 42.10, б). При условии равенства напряжений
в начале и конце линии Ц = 172 необходимая мощ-
ность реактора в относительных единицах на от-
ключенном конце линии по отношению к натураль-
ной определяется как
e.p = tg(x/2).
Второй реактор-в-Начале линии принимается
обычно такой же мощности и проверяется по ба-
лансу реактивных мощностей в точке включения.
При отсутствии реакторов входное сопротивле-
ние линии в рассматриваемом режиме
JCBX = ->ZBCtg?l-
Если модуль этой величины попадает в одну
из зон самовозбуждения генераторов, необходимо
принимать меры по устранению этого явления.
В качестве таких мер может быть использовано
включение реакторов по концам линии или при не-
обходимости дополнительное увеличение мощно-
сти уже имеющихся. Кроме того, целесообразно
рассмотреть возможность параллельной работы
двух генераторов на линию с односторонним вклю-
чением. При этом верхняя граница области само-
возбуждения, определяемая продольным сопротив-
лением генераторов, снижается в 2 раза. При этом
точка, характеризующая параметры внешней цепи,
может выйти за границу этой области. В этом слу-
чае необходимо проверить возможность устойчи-
вой параллельной работы этих генераторов на ем-
костную нагрузку линии по критерию dP/dX > 0.
Возможные способы подключения шунтирую-
щих реакторов к линиям СВН:
1. Непосредственное подключение ШР к шииам
подстанции или к линии. Такое решение позволяет
исключить выключатель, но возможно лишь вблизи
крупной электростанции, способной обеспечить ба-
ланс реактивной мощности в данном узле.
2. Подключение ШР к линии через выключа-
тель. Однако для выключателей СВН ресурс вклю-
чений-отключений ограничен, что ограничивает
возможности оперативного управления ШР при из-
менении нагрузки линии.
3. Подключение ШР через искровой промежу-
ток (ИП), который шунтируется отключенным вы-
ключателем или его отделителем. Нормально ШР
от линии отключен. При появлении перенапряже-
ний па линии ИП пробивается и реактор подключа-
ется к линии, гася волну перенапряжений. Затем ав-
томатически включается выключатель, шунтируя
ИП. Нижний предел пробивного напряжения ИП
принимается равным 1,2С7ПОЫ.
4. Подключение ШР через специальные аппара-
ты, разработанные на базе воздушных выключате-
лей (включатель-отключатель), ВО-750 и ВО-1150.
Эти аппараты предназначены для отключения толь-
ко рабочих токов ШР и не могут отключать токи КЗ.
Часть дугогасящих контактов ВО в их отключенном
состоянии разомкнута, и параллельно им включает-
ся ИП. В остальном схема работает так же, так опи-
сано выше.
42.7. ПРОПУСКНАЯ СПОСОБНОСТЬ
ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ И МЕРОПРИЯТИЯ
ПО ЕЕ ПОВЫШЕНИЮ
Под пропускной способностью электропереда-
чи понимается максимальная мощность, которая
может быть передана по ней с учетом всех возмож-
ных ограничений. К таким ограничениям относятся
допустимые значения напряжений в узлах электро-
передачи, коэффициенты запаса по статической
и динамической устойчивости, нагрев проводов
свыше допустимого в данных климатических усло-
виях, пропускная способность оборудования под-
станций.
> Для некомпенсированной линии пропускная
Способность, определяемая се электромагнитными
свойствами, находится как
р _________________________
, ПР (1+*3ап)2в^в(1+*3ап)2в^’
где Кзап — нормативный коэффициент запаса по
устойчивости.
Для компенсированной линии пропускная спо-
собность может быть найдена как
17.
п _ 12 _ пом
г"р ~ (1+к )в ~ +к W’
' зап' э ' зап' э
Здесь Вэ — параметр эквивалентного четырех-
полюсника, замещающего всю электропередачу
с учетом компенсирующих устройств.
Из этих выражений следует, что пропускная
способность зависит от напряжений по концам
I Qj.~QL~^C
ДП
У
Рис, 42.13. Статические источники реактивной
мощности: ;
а — с управляемым реактором; б — с преобразова-
телем на полностью управляемых тиристорах
(СТАТКОН); II — преобразователь
стыо управляемых тиристорах. Они получили на-
звание СТАТКОН (статический конденсатор)
(рис. 42.13, б) и обладают высоким быстродействием.
Следует отметить, что все схемы статических
источников реактивной мощности, где используют-
ся тиристоры, имеют крупный недостаток — нали-
чие высших гармоник в фазном токе преобразова-
теля, что требует различных мероприятий для их
компенсации. Однако эта проблема в настояшее
время успешно решена путем введения различных
схем преобразования и использования фильтров
высших гармоник.
42.8. УПРАВЛЯЕМЫЕ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
ПЕРЕМЕННОГО ТОКА
Введение внутреннего регулирования потоков
мощности в электроэнергетической системе, осу-
ществляемое за счет управления самими линиями,
в отличие от внешнего, выполняемого путем воз-
действия на турбины генераторов, позволит улуч-
шить экономичность работы системы и повысить
ее статическую и динамическую устойчивость за
счет рационального распределения потоков мощ-
ности по 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 помошью бы-
стродействующих статических источников реак-
тивной мощности. В последующие годы были
предложены управляемые самокомпенсирующиеся
линии — двухцепные линии со сближенными фаза-
ми цепей и регулируемым углом сдвига между на-
пряжениями этих цепей. Для этой цели служат спе-
циальные фазоповоротные устройства достаточно
сложной конструкции, включенные на концах од-
ной из цепей. Изменение угла сдвига между напря-
жениями цепей приводит к изменению эквивалент-
ной индуктивности и емкости всей электроперсда-
V2
-1
Рис. 42.14. Схемы гибких линий:
а — с введением реактивной составляющей EU в ли-
нию; б — с введением активной и реактивной состав-
ляющих Д1/ в линию
чи и как следствие к изменению ее пропускной спо-
собности и потоков мощности по ней.
В последние годы были предложены новые схе-
мы статических источников реактивной мощности и
новые схемы их включения в сеть. Это позволяет
создать так называемые гибкие линии. Основой
здесь является автономный инвертор напряжения на
запираемых тиристорах с встречно-параллельными
диодами и емкостным накопителем. Эта схема мо-
жет работать в режиме как генерации, так и потреб-
ления реактивной мощности. Если такой инвертор
включается в сеть параллельно через обычный
трансформатор, то его функции такие же, как у
обычного синхронного компенсатора. Он обеспечи-
вает баланс реактивной мощности в узле включения,
стабилизируя напряжение в нем (см. рис. 42.13,6),
о чем говорилось выше. Новым здесь является пред-
ложение о включении инвертора (или любого друго-
го регулируемого источника реактивной мощности,
в том числе и СК) через трансформатор, первичная
обработка которого включена в линию последова-
тельно (рис. 42.14, а). В этом случае в линию вводит-
ся напряжение, пропорциональное ее току:
iiU—'+jKIx,
где 7— фазный ток линии; К — степень компенса-
ции; х — индуктивное сопротивление линии.
В зависимости от режима работы инвертора
(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 ре-
жиме такой регулятор способен поглощать избыточ-
ную реактивную мощность, стекающую с линии.
б
Рис. 42.11. Схемы включения УПК в линию:
а — возможные схемы включения УПК на двухцепной линии; б — включение УПК на переключательном пунк-
те; ШВ — шунтирующий выключатель; Р — шунтирующий разрядник; УУ — успокаивающее устройство
Рнс. 42.12. Регулируемая УПК:
хк1—хк4 — сопротивления конденсаторной батареи;
ТК — тиристорный ключ; 1/к — напряжение конден-
саторной батареи
включенных конденсаторов в каждой из них опре-
деляется наибольшим рабочим током фазы, задан-
ной степенью компенсации и параметрами единич-
ного 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
к опорным порталам на подвесных изоляторах, во
втором — крепится на опорных изоляторах.
В последние годы разработаны средства быстро-
действующего регулирования УПК с помощью ти-
ристорных ключей, шунтирующих секции УПК,
что позволяет при необходимости изменять сте-
пень компенсации в соответствии с режимом пере-
дачи (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 определяется длиной
наиболее протяженного участка. Однако при этом
требуется очень большая суммарная мощность СК.
Тем не менее и при конечной мощности СК, вы-
бранной по условию баланса реактивных мощно-
стей в узле, промежуточный СК повышает пропу-
скную способность электропередачи.
В то же время СК имеют все недостатки, прису-
щие вращающимся машинам, кроме того, они име-
ют малую инерцию. Поэтому при коротких замыка-
ниях они могут выпасть из синхронизма с соответст-
вующими последствиями.
В последние десятилетия велись работы по соз-
данию статических источников реактивной мощно-
сти, которые увенчались успехом, чему в немалой
степени способствовало появление мощных тири-
сторов, в том числе и полностью управляемых. Под
последними понимаются тиристоры, у которых
контролируется не только момент включения, но и
момент отключения. В результате этих работ созда-
ны статические источники реактивной мощности,
которые можно условно разделить на две группы.
К первой группе относятся устройства, где
управляемый ШР включен параллельно неуправ-
ляемой конденсаторной батарее (КБ) (рис. 42.13, а).
Управление реактором осуществляется либо с по-
мощью подмагничивания, либо с помощью тири-
сторов. В обоггх случаях достигается значительно
более высокое быстродействие, чем у СК. Кроме то-
го, у этих схем отсутствует необходимость син-
хронной работы с сетью. Поэтому они обеспечива-
ют 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 генера-
ции, так и потребления реактивной мощности.
Ко второй группе статических источников реак-
тивной мощности относятся преобразовательные схе-
мы с емкостным накопителем, собранные иа.полно-
в зонё, где напряженность поля 5не превышает
0,5 кВ/м.
Как показывает опыт, эффективным средством
снижения напряженности поля под линией являет-
ся посадка в пространстве под проводами кустар-
ника высотой 3—3,5 м. Обладая определенной про-
водимостью, его ветви выносят потенциал земли на
высоту кустарника и тем самым снижают напря-
женность поля на поверхности земли.
42.10. ОБЛАСТИ ПРИМЕНЕНИЯ, СХЕМЫ
ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ И ВСТАВОК
ПОСТОЯННОГО ТОКА
В настоящее время постоянный ток достаточно
широко используется для решения задач, связан-
ных с передачей электроэнергии. Процесс переда-
чи электрической энергии по линии постоянного
тока носит принципиально иной характер, посколь-
ку в этом случае отсутствуют волновые процессы,
как в линии переменного тока (в установившихся
режимах). Благодаря этому линии постоянного то-
ка обладают качественно иными свойствами. Здесь
прежде всего необходимо отметить отсутствие за-
висимости пропускной способности линии от ее
длины. Именно поэтому линия постоянного тока
рассматривается как одно из эффективных средств
передачи больших мощностей на большие расстоя-
ния, когда эта задача не может быть решена с помо-
щью линии переменного тока.
В линии постоянного тока отсутствует зарядная
мощность, характерная для линий переменного то-
ка. Это обстоятельство имеет большое значение
для кабельных линий. В кабельных линиях пере-
менного тока зарядная мощность ограничивает их
допустимую длину и полезную передаваемую
мощность из-за нагрева токоведущих шин кабеля.
В кабельных линиях постоянного тока это ограни-
чение снимается, что позволяет делать их достаточ-
но 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 несин-
хронно или с различной номинальной частотой.
В настоящее время техника постоянного тока
в электроэнергетике развивается по двум направ-
лениям:
сооружение электропередач постоянного тока
(ППТ), предназначенных для передачи энергии на
достаточно большие расстояния (в сотни и тысячи
километров);
создание так называемых вставок постоянного
тока (ВПТ) для связи примыкающих друг к другу
систем с различными номинальными частотами
или с одной номинальной частотой, но работаю-
щих несинхронно с целью обеспечения регулируе-
мых перетоков мощности между ними при их пол-
ной развязке по частоте.
Таким образом, ППТ и ВПТ могут применяться
для решения достаточно широкого круга задач
электроэнергетики:
а) транспорта энергии от удаленных электро-
станций;
б) связи систем, работающих несинхронно или
с различной номинальной частотой;
в) пересечения больших водных пространств с
помощью кабельных линий;
г) организации глубоких кабельных вводов в
города и промышленные центры;
д) организации межгосударственных связей.
В настоящее время в мире действуют 25 ППТ и
16 ВПТ общей мощностью 31 ГВт. К их числу мож-
но отнести Тихоокеанскую передачу в США, мощ-
ность двух очередей которой достигает 3200 МВт, а
длина 1400 км; ППТ Итайпу в Бразилии мощно-
стью 6300 МВт и длиной 800 км; электропередачу,
соединяющую энергосистемы Франции и Англии,
проложенную под проливом Ла-Манш, мощностью
2000 МВт; действующую ВПТ Россия- Финляндия
мощностью 1000 МВт и целый ряд других объектов
в США, Китае, Канаде, Италии, Швеции и др. Со-
оружаются еще 19 ППТ и ВПТ. Особо следует от-
мстить мпогоподстанционную ППТ, которая соору-
жена 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 середине
70-х годов высоковольтных тиристорных вентилей,
рассчитанных на большие токи и напряжения.
Структурная схема ППТ приведена на рис. 42.15.
Постоянный ток используется лишь для транспорта
энергии. Выработка и распределение электроэнер-
гии производятся на переменном токе. Для преоб-
разования переменного тока в постоянный на от-
правном конце передачи установлен преобразова-
тель Ш (выпрямитель) и постоянного тока в пере-
менный на приемном конце — преобразователь П2
(инвертор). В качестве преобразователей П1 и П2
используются мощные статические преобразовате-
ли. Из большого количества известных преобразо-
вательных схем наиболее пригодной для ППТ явля-
ется трехфазпая мостовая схема — преобразова-
тельный мост.
Для увеличения передаваемой мощности путем
повышения напряжения передачи, а также для
Рис. 42.15. Структурная схема ППТ
Рис. 42.16. Схемы выполнения электропередач
постоянного тока:
а — униполярная ППТ; б — биполярная ППТ
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 со-
единения обмоток.
Для фиксации потенциала мостов относитель-
но земли, что необходимо для координации изоля-
ции, одна из точек электропередачи заземляется
(средняя точка передачи или один га ее полюсов).
В зависимости от места заземления и способа воз-
врата тока различают униполярные и биполярные
схемы ППТ.
В униполярных схемах заземлен один из полю-
сов, обычно отрицательный (рис. 42.16, а). Переда-
ча имеет лишь один провод, изолированный от зем-
ли; второй провод либо отсутствует, либо заземлен
с двух сторон передачи. Последнее решение обыч-
но применяют, когда стремятся исключить растека-
ние 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 целесооб-
разно использовать при пересечении больших вод-
ных пространств. В этом случае в качестве одного
полюса используется одножильный кабель, что да-
ет определенную экономию, роль обратного прово-
да играет земля. Следует отметить, что некоторые
передачи через водные пространства (Англия—
Франция) сооружены по биполярной схеме.
Биполярные ППТ применяются для передачи
больших мощностей на большие расстояния. В би-
полярных передачах заземлены средние точки обе-
их подстанций, а полюсы изолированы. Это позво-
ляет разделить передачу на две независимые полу-
цепи, что повышает ее надежность, поскольку при
повреждении одного из полюсов передача в целом
не выходит их строя и вторая полу цепь продолжает
работать с возвратом тока через землю. При равной
нагрузке полуцепей ток в земле близок к нулю.
С целью защиты подземных сооружений (кабелей,
трубопроводов) от токов в земле точка заземления
обычно выносится на расстояние в несколько де-
сятков километров с помощью специальной линии.
На рис. 42.16, б приведена одна цепь биполярной
передачи (биполь). В настоящее время некоторые
мощные ППТ (например, Итайпу в Бразилии) вы-
полняются двухцепными (два биполя), что повы-
шает их надежность.
Преобразовательные подстанции, которые
представляют собой сложные дорогие устройства,
в значительной степени определяют стоимость всей
передачи. При экономическом сопоставлении с пе-
редачей переменного тока равной длины и пропуск-
ной способности стоимость концевых подстанций
1111Т оказывается существенно выше, а стоимость
линии несколько меньше за счет меньшего количе-
ства проводов, изоляторов, линейной арматуры
и применения более легких опор.
С увеличением длины передачи стоимость соб-
ственно линий постоянного и переменного тока мо-
жет оказаться соизмеримой со стоимостью концевых
подстанций, в результате чего затраты на передачу
постоянного и переменного тока станут равными.
Экономическая граница эффективности приме-
нения ППТ лежит в диапазоне 800—1000 км для пе-
редач без промежуточных отборов мощности
и 1100—1400 км для передач с промежуточными
подстанциями при передаче мощности от 600
до 3000 МВт. Для кабельных линий ввиду высокой
стоимости кабеля эта граница резко снижается
и составляет 70—80 км. Однако эти границы очень
условны и определяются стоимостью преобразова-
тельных подстанций и линий, т.е. зависят от конъ-
юнктуры рынка. Приведенные данные справедли-
вы лишь для транспортных передач, т.е. осуществ-
ляющих передачу электроэнергии от удаленных ис-
точников. >
При сооружении межсистемных связей необхо-
димо исходить не только из экономических, но и
из технических предпосылок, учитывать тот эф-
фект, который может дать сооружение той или иной
связи. В частности, учитывать, что ППТ в отличие
от линии переменного тока является гибким управ-
ляемым звеном, которое обеспечивает регулируе-
мые перетоки мощности и способствует стабилиза-
ции режима связываемых систем. В ряде случаев
Рис. 42.17. Схема вставки постоянного тока
именно это обстоятельство может иметь решающее
значение.
Схема ВПТ отличается от схемы ППТ тем, что
в ией нет линии постоянного тока. Здесь выпрями-
тель и инвертор расположенны на одной подстан-
ции, что позволяет конструктивно объединить их в
один преобразовательный блок. В отличие от ППТ
здесь нет необходимости повышать выпрямленное
напряжение для увеличения передаваемой мощно-
сти. Поэтому ВПТ выполняются путем параллель-
ного включения нескольких преобразовательных
блоков, каждый из которых имеет относительно не-
высокое выпрямленное напряжение, что позволяет
существенно упростить конструктивную часть. Ко-
личество блоков определяется обшей мощностью
ВПТ (рис. 42.17).
42.11. ПРЕОБРАЗОВАТЕЛИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ
И ВСТАВОК ПОСТОЯННОГО ТОКА
Преобразователи — выпрямитель и инвертор —
являются основными элементами ППТ и ВПТ, по-
этому их характеристики, в том числе и экономиче-
ские, определяют показатели всей передачи, а так-
же режимы ее работы. Из большого количества из-
вестных преобразовательных схем для данных ус-
ловий наиболее подходит трехфазная мостовая схе-
ма (рис. 42.18, о).
Преобразователь связан с шинами энергосисте-
мы через трансформатор, который выполняет сле-
дующие функции:
а) обеспечивает заданное выпрямленное на-
пряжение путем выбора необходимого коэффици-
ента трансформации;
б) электрически разделяет сеть переменного
тока с фиксированными потенциалами фаз по отно-
шению к земле и цепь постоянного тока, где потен-
циалы отдельных мостов по отношению к земле су-
щественно различны;
Рис. 42.18. Схема преобразовательного моста:
а — принципиальная схема с блоками СУРЗА; б —
схема замещения; Т — силовой трансформатор; TH —
трансформатор напряжения; /—6 — высоковольтные
тиристорные вентили (нумерация дана в порядке от-
крытия)
в) способствует снижению токов высших гар-
моник в сетевом токе преобразователей за счет при-
менения различных групп соединения обмоток
трансформаторов соседних мостов.
В качестве вентилей в современных 1111Т и ВПТ
используются высоковольтные тиристорные венти-
ли (ВТВ), рассчитанные на токи в сотни ампер и на-
пряжения в несколько сотен киловольт. Это дает
возможность получить единичную мощность моста
в сотни мегаватт (800 МВт и более) при выпрямлен-
ном напряжении моста 400 кВ, что обеспечивает
решение современных задач электроэнергетики.
Конструкция ВТВ рассмотрена ниже.
Поскольку основой ВТВ являются тиристоры,
открытие которых контролируется путем подачи
управляющего токового импульса в заданный мо-
мент времени, в целом весь мост и вся электропере-
дача становятся управляемыми. Управление мос-
том осуществляется с помощью системы управле-
ния (СУ). Система управления в заданный момент
времени, определяемый системой автоматического
регулирования (САР), генерирует управляющие
импульсы, передает их с потенциала земли на по-
тенциал моста и распределяет по тиристорам.
Система автоматического регулирования реа-
гирует на изменение параметров режима системы
переменного тока (частоты, напряжения и др.),
а также параметров режима ППТ и поддерживает
неизменным ток передачи, передаваемую мощ-
ность и другие величины, воздействуя на СУ и сме-
щая момент подачи управляющих импульсов. На
СУ также воздействуют система защиты (СЗ) и сис-
тема автоматики (СА), закрывая или открывая
управляющие импульсы при аварийных ситуациях
в линии или преобразователе, при выполнении
АПВ и т.д. Таким образом, системы управления, ре-
гулирования, защиты и автоматики (СУРЗА) пред-
ставляют собой единый управляющий комплекс,
который является органической частью преобразо-
вателя. Последовательно с преобразователем в
цепь постоянного тока включен реактор (обычно
один на полюс с каждой стороны линии). Этот ре-
актор выполняет ряд задач, основными из которых
являются сглаживание пульсаций выпрямленного
тока, возникающих при работе преобразователя;
ограничение перенапряжений и скорости измене-
ния тока линии в некоторых аварийных ситуациях.
Индуктивность реактора достаточно высока и обыч-
но близка к 1 Гн, благодаря чему в выпрямленном
токе пульсации отсутствуют. Кроме того, обеспечи-
вается непрерывность тока во всех режимах работы
преобразователей, в том числе и при глубоком регу-
лировании напряжения передачи.
Характеристики преобразователя, условия ра-
боты вентилей и другого оборудования, а также
требования к ним могут быть найдены на основе
анализа электромагнитных процессов в этой схеме
в различных режимах ее работы.
В зависимости от тока нагрузки Id высоковольт-
ная мостовая схема может работать в одном из сле-
дующих режимов в соответствии с числом одно-
временно 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:
два в межкоммутационном интервале, три при ком-
мутации вентилей.
Ниже приводятся расчетные выражения для
этого режима. В этих выражениях все величины
(токи, напряжения, сопротивления) приведены
к ступени напряжения вентильной обмотки транс-
форматора (рис. 42.18, б).
Выпрямленное напряжение одиночного моста
выпрямителя определяется уравнением его внеш-
ней характеристики
Зл/Зл,, 3 г
cl a лив к. в а
где Етв — амплитудное значение фазной эквива-
лентной ЭДС передающей системы; а — угол
управления вентилями выпрямителя; хк в — сопро-
тивление контура коммутации на фазу,
*к.в — хт.в + xs.b-
Здесь хс в — эквивалентное сопротивление систе-
мы, примыкающей к шинам, где включен выпрями-
тель; хт в — сопротивление трансформатора.
Когда выпрямитель питается не от системы,
а от отдельного генератора,
где х"d и х2 — сверхпереходное сопротивление
и сопротивление обратной последовательности ге-
нератора.
Угол коммутации у определяется выражением
' 2/Лв
cos (а + у) = cos а----—.
ДЗЕ
Этот угол — важный параметр режима и являет-
ся функцией тока передачи, напряжения примы-
кающей системы и электрической удаленности точ-
ки включения преобразователя от эквивалентной
ЭДС системы. Для преобразователя, работающего
в режиме 2-3, диапазон изменения углов коммута-
ции лежит в пределах 0 < у < 60°, и его внешняя ха-
рактеристика представляет собой прямую линию.
Мощность выпрямителя, отдаваемая в линию
постоянного тока, и мощность инвестора, получае-
мая из линии:
PdB = VdJd’
Pdn = UdJd-
С учетом потерь мощности в линии
Pda ~ pdw + Д^л-
Действующее значение тока фазы моста
I = лДТз/^71 - (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 коэф-
фициента трансформации и схемы соединения об-
моток трансформатора. На рис. 42.19 приведены
токи и напряжения, характеризующие работу пре-
образователя в выпрямительном режиме.
При увеличении угла а напряжение на выходе
моста снижается и при а = 90° -у 12 становится рав-
ным нулю (в предположении непрерывности вы-
прямленного тока). Это граница выпрямительного
режима. При дальнейшем увеличении угла управ-
ления преобразователь переходит в инверторный
режим. При этом меняется полярность выходного
напряжения преобразователя, иными словами, соз-
дается противоЭДС в цепи выпрямленного тока.
Эта противоЭДС определяется углом управле-
ния вентилями инвертора Р:
Ud« = (3T3/n)£'m[IcosP + (3/л)/Ли .
Рис. 42.19. Напряжения и токи выпрямителя
(Ц>брлпах — максимальное значение обратного
напряжения на вентиле)
4,
Это выражение является уравнением внешней
характеристики инвертора при Р = const. Угол Р на-
зывают углом опережения, поскольку он отсчиты-
вается в сторону опережения от точки пересечения
фазных ЭДС (рис. 42.20). Он связан с углом а выра-
жением
Р=180°-а.
Из рис. 42.20 следует, что для инвертора спра-
ведливо соотношение, определяющее связь между
углами, характеризующими режим его работы при
Р < 60°,
Р = у + 8,
где 8 — угол отключения тиристоров, характери-
зующий собой время, в течение которого напряже-
ние на закончившем работу вентиле имеет отрица-
тельное значение. В течение этого времени должно
закончиться восстановление управляющей способ-
ности вентиля. Для нормальной работы инвертора
необходимо выполнение условия
Рис. 42.20. Напряжения и токи инвертора
8>5ДОП>
где 8ДОП — минимально допустимое значение угла
отключения. Для современных мощных тиристо-
ров 8ДОП = 4—5°. Однако для ВТВ, учитывая воз-
можные разбросы, се принимают равной 15—18°.
Невыполнение этого условия приводит к ава-
рийному процессу, который называется опрокиды-
ванием инвертора и при котором мошпость инвер-
тора падает до нуля.
Связь угла 6 с другими параметрами режима
определяется выражением
cos3 = cosP +
21Л.»
Отсюда следует, что при неизменном угле 0
угол 8 уменьшается при увеличении тока передачи
или при снижении напряжения приемной системы,
например при коротких замыканиях в сети. Кроме
того, причиной опрокидывания инвертора может
быть так называемый скачок фазы —скачкообраз-
ное смещение точки пересечения фазных напряже-
ний 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
8 = 15—18° = const.
Уравнение внешней характеристики инвертора
при постоянстве угла 8 имеет вид
Зл/З£ти 3
I/. =--------cos8 —/^х .
«и п n'd к'и
Следует отметить, что значение Епм для регу-
лируемого инвертора имеет иное значение, нежели
для нерегулируемого, необходимое значение ЦЛ(
достигается выбором соответствующего коэффи-
циента трансформации.
При совместно работающих выпрямителе и ин-
верторе ток в линии определяется выражением
_ (3,/3/jt)(£mBcosa-£nllIcdsp)
Id~ £л + <3/л)Ц<.В + *к.и) ’
где Ял — сопротивление линии.
Воздействуя на системы управления вентилями
выпрямителя и инвертора, можно изменять углы
а и Р и тем самым регулировать ток и передавае-
мую мощность.
Анализ электромагнитных процессов позволя-
ет также найти параметры, характеризующие ре-
жим работы вентилей, и на этой основе сформули-
ровать требования к ним.
Среднее значение тока вентиля за период час-
тоты сети
4P=V3-
При работе преобразователя на вентиль в нор-
мальном режиме действует напряжение сложной
формы, содержащее постоянную и переменную со-
ставляющие (см. рис. 42.19, 42.20).
Максимальное значение напряжения, воздейст-
вующего на вентиль в этом режиме в непроводя-
щую часть периода, принимается равным
и = к Ле .
в.тах д тв
Первоначальный скачок восстанавливающего-
ся напряжения на вентиле, закончившем работу,
wCK = Z;fl'/3£raBsin(a + Y)>
где ка — коэффициент демпфирования, определяе-
мый высокочастотными колебаниями, возникаю-
щими' при выключении вентилей из-за наличия
собственных емкостей оборудования (обычно при-
нимают ка = 1,2—1,3).
Следует отметить, что определение воздейст-
вующих напряжений и токов, определяющих кон-
струкцию ВТБ, производится с учетом аварийных
процессов в преобразователе. Единичная мощ-
ность моста определяется главным образом пара-
метрами используемых вентилей. Конструкция
ВТВ, существующих в настоящее время, позволяет
получить мощность моста в несколько сот мегаватт.
Энергетические характеристики одномостового
преобразователя определяются формой тока, по-
требляемого им из сети, а также значениями углов
управления и коммутации.
Из рис. 42.19 и 42.20 видно, что преобразовате-
ли потребляют из сети ток явно несинусоидальной
формы, содержащий высшие гармоники. При этом
из-за наличия углов управления и коммутации пер-
вая гармоника сдвинута в сторону отставания от эк-
вивалентной ЭДС системы, что свидетельствует
о потреблении преобразователем реактивной мощ-
ности из сети.
Амплитуда тока основной гармоники
/ml = (2T3/7t)/rf.
Полная мощность преобразователя определяет-
ся выражением
S= Jp^Q^ + T2,
где и Ql — соответственно активная и реактив-
ная мощность по основной гармонике; Т — мощ-
ность искажения, определяемая наличием высших
гармоник в токе преобразователя.
Угол сдвига между первыми гармониками тока
и напряжения определяется выражениями:
<Р] » а + у/2 для выпрямителя при a > 10°;
2
<р j » a + -у для выпрямителя при a < 10°;
(Pj ~ 180 - (8 + у/2) для инвертора.
При значениях углов, характеризующих режим
работы преобразователя, которые обычно встреча-
ются в практике, реактивная мощность, потребляе-
мая преобразователем, достигает значений:
g1 = (0,4—0,5)Р для выпрямителя;
g[ - (0,5—0,6)Р для инвертора.
Столь высокие значения потребляемой реак-
тивной мощности требуют применения компенси-
рующих устройств, что отражается на стоимости
преобразовательной подстанции. В качестве ком-
пенсирующих устройств могут быть использованы
синхронные компенсаторы, батареи конденсато-
ров, фильтры токов высших гармоник, которые
на основной частоте являются источниками реак-
тивной мощности.
Обычно 40—50 % реактивной мощности, по-
требляемой преобразовательной подстанцией, ком-
пенсируется за счет фильтров высших гармоник,
остальные — за счет синхронных компенсаторов
или СТК и батарей конденсаторов. Одиночный пре-
образовательный мост потребляет из сети несину-
соидальный ток, содержащий гармоники ряда
п = 6к ± 1,
гдеЛ= 1,2, 3,4,...
Токи высших гармоник зависят от углов управ-
ления и коммутации, с которыми работает преобра-
зователь. Однако в первом приближении можно
принять
4» Л/и,
где /j = 0,78/d — действующее значение тока пер-
вой гармоники.
Токи высших гармоник, проникая в сеть, вызы-
вают ряд отрицательных последствий, к числу ко-
торых можно отнести увеличение потерь энергии
в сети, помехи линиям телефонной связи и автома-
тики, старение изоляции электрических машин.
Серьезную опасность может представлять резонанс
напряжений или токов, возникающий в сети на час-
тоте какой-либо гармоники, что может привести
к выходу оборудования из строя. Отсюда необхо-
димость компенсации токов высших гармоник
и предотвращение их выхода в сеть.
Для компенсации гармоник, имеющих наиболь-
шую амплитуду (5-я и 7-я), используется 12-фаз-
ный режим работы преобразователей. При этом
каждая пара соединенных последовательно мостов
включается через трансформаторы с различными
группами соединений обмоток — Y/Y-12 и Y/Л-11 .
При работе в 12-фазном режиме преобразова-
тель генерирует в сеть гармоники ряда
п = 12А± 1.
С целью компенсации оставшихся гармоник
на шины переменного тока преобразовательной
подстанции, как правило, включаются резонансные
фильтры для 11 -й и 13-й гармоник, а также широко-
полосный фильтр на более высокие частоты. В ряде
случаев включаются также фильтры для 5-й и 7-й
гармоник. В силу указанных обстоятельств 12-фаз-
ный режим является основным режимом преобра-
зовательных подстанций ППТ и ВПТ.
В то же время в связи с тем, что установка
фильтров для высших гармоник является обяза-
тельным условием, взаимным влиянием соседних
мостов можно пренебречь и расчет нормального
режима вести по уравнениям 6-фазного режима
преобразования.
42.12. ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ И ВСТАВОК
ПОСТОЯННОГО ТОКА, СИСТЕМЫ
УПРАВЛЕНИЯ И РЕГУЛИРОВАНИЯ
Одним из основных элементов ППТ являются
вентили. Прогресс в области полупроводниковой
техники позволил создать конструкции мощных
ВТВ, значительно увеличивших надежность ППТ
и готовность ее к работе по сравнению с применяв-
шимися ранее ртутными вентилями.
При создании ВТВ используют модульный
принцип, в соответствии с которым ВТВ собирает-
ся из одинаковых взаимозаменяемых элементов,
что упрощает его изготовление и ремонт, а также
повышает надежность. Основным конструктивным
элементом ВТВ является модуль, представляющий
собой, по существу, самостоятельный вентиль со
своими системами управления и сигнализации,
но рассчитанный на меньшее напряжение, чем
ВТВ. Модули соединяются последовательно и раз-
мещаются в специальной изолирующей конструк-
ции, являющейся одновременно каркасом. Преду-
сматривается быстрая замена элементов, вышед-
ших из строя.
Каждый модуль содержит ряд одинаковых
взаимозаменяемых тиристорных ячеек, соединен-
ных последовательно. В тиристорную ячейку вхо-
дят собственно тиристор, блок управления и все
вспомогательные элементы, обеспечивающие рав-
номерное распределение напряжения между тири-
сторами в модуле, ограничивающие скорость изме-
нения тока тиристора и значение напряжения иа
нем. Для распределения напряжения между ячейка-
ми применяются резистивно-емкостные делители,
а для защиты от перенапряжений — встречно вклю-
ченные лавинные диоды.
Общее количество тиристоров ВТВ и их пара-
метры выбираются таким образом, чтобы выход из
строя 10—15 % тиристоров не приводил к потере
работоспособности ВТВ. За исправностью тири-
сторов осуществляется непрерывный автоматиче-
ский контроль. Если количество неисправных тири-
сторов превышает допустимое, ВТВ выводят
из работы для замены неисправных элементов.
Необходимость обеспечения 12-фазного режи-
ма преобразования приводит к тому, что два после-
довательно включенных моста образуют единый не-
разделимый блок. В этом случае ВТВ конструктив-
но включает в себя все тиристоры и вспомогатель-
ные элементы, присоединенные к одной фазе такого
блока. Это упрощает конструкцию преобразователь-
ной подстанции и уменьшает ее габаритные разме-
ры. Одна из конструкций ВТВ для 12-фазного пре-
образователя по упомянутой выше схеме приведена
на рис. 42.21.
Рис. 42.21. Конструктивная схема высоковольт-
ного тиристорного вентиля:
1 — ВТВ; 2 — система водяного охлаждения тиристо-
ров; 3 — система управления и регулирования преоб-
разовательного моста; 4 — индивидуальная система
управления и контроля тиристоров ВТВ
Потери мощности в вентилях моста относи-
тельно невелики и составляют 0,5—0,7 % мощно-
сти преобразовательного моста. Однако при значи-
тельной мощности моста (в несколько сот мегаватт)
эти потери в абсолютных единицах весьма значи-
тельны, что требует интенсивного охлаждения ти-
ристоров. Для охлаждения могут быть использова-
ны воздух (принудительный обдув), трансформа-
торное масло, деионизированная вода. В практике
зарубежных ППТ используются различные типы
охлаждения ВТВ. Однако в большинстве случаев
используется вода, которая имеет ряд преимуществ
перед другими хладагентами — высокая теплоем-
кость, пожаробезопасность, отсутствие токсично-
сти.
Конструкции модуля и тиристорной ячейки вы-
полняются таким образом, что тиристоры и другие
тепловыделяющие элементы (резисторы) крепятся
на поверхностях, охлаждаемых циркулирующей
водой. Предусматриваются автоматические систе-
мы, контролирующие качество воды. При примене-
нии водяного или воздушного охлаждения ВТВ ус-
танавливают в закрытых помещениях.
На некоторых ППТ (например, Кабора—Басса
в Южной Африке) используются ВТВ открытой ус-
тановки. В этом случае тиристоры размещены
в баке, наполненном трансформаторным маслом,
который устанавливается на открытой подстанции.
Следует учесть, что здесь невозможно использовать
модульный принцип конструирования ВТВ. В то же
время это позволяет отказаться от сооружения вен-
тильных залов и систем приготовления деионизиро-
ванной воды, что сказывается на экономических по-
казателях подстанции. В настоящее время в миро-
вой практике сооружения ППТ и ВПТ преимущест-
во получили ВТВ с водяным охлаждением и мо-
дульным 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 тири-
сторов; по другому с вентиля на потенциал земли —
информация об исправности тиристоров. При этом
информация о моментах открытия тиристоров
должна передаваться с высокой точностью, так как
допустимый разброс в открытии не должен превы-
шать долей градуса. В то же время эта информация
передается в условиях сильнейших электромагнит-
ных помех, определяемых коммутациями вентилей.
Поэтому для создания помехоустойчивого канала
используется световолоконная оптика, а информа-
ция передается в виде световых импульсов. Одно-
временно при этом достаточно просто решается во-
прос изоляции блоков системы управления на по-
тенциале вентиля от ее блоков на потенциале земли.
Управление режимом работы моста осуществ-
ляется с помощью системы импульсного управле-
ния. Эта система представляет собой комплекс уст-
ройств, которые генерируют управляющие импуль-
сы, создают необходимый сдвиг по фазе относи-
тельно питающего напряжения в соответствии с
сигналами, поступающими от системы автоматиче-
ского регулирования, обеспечивают передачу им-
пульсов на потенциал моста, распределение их
между вентилями и отдельными тиристорами. Воз-
действуя на систему управления, можно практиче-
ски безынерционно изменять передаваемую мощ-
ность и ее направление.
Система управления вентилями в общем случае
состоит из устройства генерации первичных им-
пульсов, устройства, обеспечивающего фазовый
сдвиг импульсов, канала передачи импульсов на
потенциал ВТВ, устройства формирования импуль-
сов на потенциале ВТВ, устройства распределения
импульсов по тиристорам. В настоящее время
предложены различные системы управления венти-
лями. Выбор той или иной схемы зависят от кон-
кретных условий.
Современные ППТ оснащены системой автома-
тического регулирования, которая автоматически
поддерживает режим передачи при изменении
внешних условий. Система регулирования состоит
из двух составляющих: первичной, осуществляю-
щей быстродействующее регулирование, и вторич-
ной с несколько большим временем действия.
В систему первичного регулирования входят
регулятор тока, регулятор угла отключения и регу-
лятор минимального тока. Регулятор тока устанав-
ливается на выпрямителе. Этот регулятор реагиру-
ет на разность двух токов — тока в линии и тока ус-
тавки и, воздействуя на систему управления, изме-
няет угол а таким образом, чтобы эту разность све-
сти к пулю. Благодаря этому ток в линии поддержи-
вается равным току уставки. Поэтому даже при КЗ
ток линии не превышает тока уставки, а ППТ
не подпитывает КЗ в связываемых системах.
Регулятор угла отключения, устанавливаемый
на инверторе, поддерживает неизменным угол 6.
Этот регулятор реагирует или на ток передачи и на-
пряжение приемной сети (компаундирование ин-
вертора), или непосредственно на угол отключения
вентилей и изменяет угол [! таким образом, чтобы
сохранить неизменным угол 6. Закон регулирова-
ния определяется уравнением
cosS = cosp + (2/^хки/73£ти) .
Уравнение внешней характеристики регулируем
мого инвертора имеет вид
тт 3-Уз „ • ' - 3 _
и<Ы = —Еп,ис^ ~ ’
Инвертор помимо угла отключения оснащен
также регулятором минимального тока (РМТ), ко-
торый не позволяет току передачи снизиться ниже
тока его уставки при снижении ЭДС выпрямителя,
вызванном аварией в передающей системе.
Внешние характеристики преобразователей,
оснащенных упомянутыми регуляторами, приведе-
на на рис. 42.22. Уставка РМТ обычно меньше ус-
тавки регулятора тока (РТ) приблизительно на 10 %
и изменяется одновременно с ней, для чего требует-
ся специальный телеканал связи между выпрямите-
лем и инвертором.
Таким образом, ток линии оказывается как бы
зажатым между уставками двух регуляторов, бла-
годаря чему при различных повреждениях в пере-
даче или в связываемых системах он остается рав-
ным заданному значению, не превышающему но-
минальный ток. Рабочая точка передачи характери-
зуется пересечением внешних характеристик вы-
прямителя и инвертора.
В систему вторичного регулирования входят ре-
гулятор мощности, регулятор напряжения и регуля-
тор угла зажигания. Регулятор мощности поддер-
живает неизменной передаваемую мощность или
Рис. 42.22. Внешние характеристики преобразова-
телей, оснащенных регуляторами
регулирует ее в соответствии с заданным графиком,
воздействуя па устройство уставки регулятора тока.
Регулятор напряжения предназначен для поддержа-
ния наибольшего допустимого напряжения переда-
чи с целью снижения потерь мощности. Он установ-
лен на инверторе и воздействует на РПН преобразо-
вательных трансформаторов. Регулятор угла зажи-
гания устанавливается на выпрямителе. Его задачей
является поддержание начального значения угла
а0 = 5—10°, задаваемого регулятором тока с целью
сохранения баланса реактивной мощности на ши-
нах выпрямителя. В некоторых режимах при воз-
действии, например, регулятора мощности угол ас
может отклоняться от заданного значения, что при-
водит к изменению реактивной мощности, потреб-
ляемой выпрямителем. Этот регулятор реагирует на
изменение угла а0 и воздействует на РПН транс-
форматоров выпрямителя, чтобы привести угол
к заданному значению.
42.13. ВОЗДУШНЫЕ И КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ
ППТ, ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЬНЫЕ ПОДСТАНЦИИ
Габариты и конструкции воздушных линий
ППТ определяются уровнем внутренних перена-
пряжений и длиной гирлянд изоляторов.
Уровень внутренних перенапряжений относи-
тельно земли в ППТ благодаря быстродействую-
щим системам управления, автоматики и современ-
ным оксидно-цинковым ограничителям перенапря-
жений снижен до 1,7 напряжения полюса.
Длина гирлянды зависит от распределения на-
пряжения по изоляторам. В отличие от передач пе-
ременного тока в ППТ распределение напряжения
по изоляторам определяется их сопротивлениями
утечки, а не собственными емкостями. Благодаря
этому распределение напряжения по гирлянде су-
хих чистых изоляторов более равномерно, чем на
линиях переменного тока. В то же время загрязне-
ние поверхности изоляторов и их увлажнение при-
водят к тому, что эта равномерность нарушается,
что может вызвать частичное перекрытие изолято-
ров 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 пе-
ременного тока того же класса напряжения. Однако
если учесть, что на линии ППТ всего две гирлянды
(вместо трех на линии переменного тока), то сум-
марный расход изоляторов оказывается меньше.
Провода на линиях постоянного тока применя-
ются, как правило, сталеалюминиевые. Из-за боль-
ших токов нагрузок, а также необходимости сниже-
ния потерь на корону применяются расщепленные
провода. Конструкция полюса (количество прово-
дов, их марка, шаг расщепления) определяется по
той же методике, что и для линий переменного то-
ка, на основании технико-экономических сопостав-
лений. Отличия заключаются лишь в уравнениях,
определяющих рабочую емкость полюса из-за иной
конструкции опор линии.
Для линий постоянного тока, работающих с за-
земленной средней точкой, применяются или одно-
стоечные свободностоящие металлические опоры,
или опоры на оттяжках. На опоре подвешиваются
провода двух полюсов и молниезащитные троссы.
Меиьшее количество проводов линии и гирлянд
изоляторов приводит к снижению массы опор. Мас-
са опоры линии постоянного тока на 40—50 % мень-
ше, чем на линии переменного тока того же класса
напряжения и равной пропускной способности. Все
сказанное приводит к снижению стоимости линии
на 20—25 % по сравнению со стоимостью линии пе-
ременного тока. Промежуточные опоры для унипо-
лярной 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 посто-
янном токе более благоприятны, чем на перемен-
ном, так как в этом случае более нагруженной ока-
зывается 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 пере-
менном. У кабеля, работающего на постоянном то-
ке, отсутствуют диэлектрические потери, в резуль-
тате чего старение его изоляции происходит значи-
Рис. 42.23. Конструкция опор воздушных линий
ППТ:
а — промежуточная опора на оттяжках биполярной
лйнии 1500 кВ; б — униполярная свободностоящая
промежуточная опора 530 кВ
тельно медленнее. Отсюда существенное увеличе-
ние срока его службы. В то же время рабочая темпе-
ратура жилы кабеля должна быть снижена до 50 °C
против 70 °C у кабеля на переменном токе, что тре-
бует снижения плотности тока. Это объясняется
распределением папряженн<к7гй''пояя в изоляции.
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 зарубеж-
ных ППТ при пересечении водных пространств ис-
пользуются масло- и газонаполненные кабели.
Схема и компоновка подстанции ППТ зависит
от количества преобразовательных мостов, кото-
рое, в свою очередь, зависит от мощности и напря-
жения передачи или вставки постоянного тока. Ко-
личество мостов на преобразовательных подстан-
циях определяется мощностью и напряжением
ППТ. Как правило, количество мостов принимается
четным для обеспечения 12-фазного режима преоб-
разования. Все мосты соединены последовательно.
Для очень мощных ППТ может применяться после-
довательно-параллельное включение мостов.
Потенциал мостов возрастает по мере удаления
их от заземленной точки. Помимо постоянного на-
пряжения на оборудование моста воздействует так-
же напряжение со стороны вентильной обмотки
трансформатора. Изоляция моста должна быть рас-
считана на воздействие этих напряжений, а также
на возможные перенапряжения в различных ано-
мальных режимах работы. Для защиты от возмож-
ных перенапряжений в силовых цепях моста уста-
навливаются разрядники. Следует отметить, что
вопросы изоляции, перенапряжений и защиты от
них для современных ППТ имеют первостепенное
значение.
Подстанция современной ППТ представляет
собой здания, где размещены вентильные залы, ком-
плексы СУРЗА, пульт управления и другие помеще-
ния, а также открытые распределительные устрой-
ства (ОРУ) переменного и постоянного тока. В ОРУ
переменного тока размещены преобразовательные
трансформаторы, фильтры токов высших гармоник,
устройства компенсации реактивной мощности и
необходимая коммутационная аппаратура.
В ОРУ постоянного тока устанавливаются ли-
нейные реакторы, фильтры гармоник постоянного
тока, коммутационная аппаратура — разъедините-
ли и шунтирующие аппараты, предназначенные
для шунтирования вышедшего из работы преобра-
Рис. 42.24. Компоновка вентильного зала ППТ:
1 — ВТВ; 2 — система водяного охлаждения; 3 —
блоки СУРЗА; 4 — система кондиционирования
воздуха
Рис. 42.25. Компоновка вентильного зала ВПТ:
I трансформатор выпрямителя; 2 — ВТВ выпрямителя; 3 — ВТВ инвертора; 4 — трансформатор инвертора
зовательиого блока. Линейных выключателей по-
стоянного тока нет, их роль выполняют ВТВ. Один
из возможных вариантов компоновки вентильного
зала ППТ приведен на рис. 42.24.
План ВПТ иной, поскольку там отсутствует
ОРУ постоянного тока, но имеются два ОРУ пере-
менного тока со стороны связываемых систем. Пре-
образовательные трансформаторы устанавливают-
ся вплотную к зданию вентильного за ла с той и дру-
гой стороны, и выводы их вентильных обмоток
проходят сквозь стены и присоединяются к оши-
новке мостов (рис. 42.25). Внутри зала установле-
ны мосты выпрямителя и инвертора со всем необ-
ходимым оборудованием. Сглаживающий реактор
между выпрямителем и инвертором устанавливает-
ся так же, как трансформаторы. Благодаря этому
получается весьма компактная конструкция ВПТ.
В настоящее время ведущие фирмы работают
над созданием комплекса оборудования ВПТ в мо-
дульном 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 вы-
числительная техника. Связь между выпрямитель-
ной и инверторной подстанциями, необходимая для
целей оперативного управления, а также для систем
защиты и регулирования, осуществляется по про-
водным каналам и по радиорелейным линиям.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
42.1. Проектирование линий электропередачи
сверхвысокого напряжения / Под рсд. Т.Н. Александ-
рова и Л. Л. Петерсона. Л.: Энергоатомиздат, 1983.
42.2. Электрические системы. Т. III. Передача
знергии переменным и постоянным током высокого
напряжения / Под рсд. В.А. Веникова. М.: Высшая
школа, 1972.
42.3. Веников В.А., Рыжов Ю.П. Дальние элек-
тропередачи переменного и постоянного тока: Учеб-
ное пособие для вузов. М.: Энергоатомиздат, 1985.
42.4. Электрические системы. Электрические
сети / Под рсд. В.А. Веникова, В.А. Строева. М.: Выс-
шая школа, 1998.
42.5. Справочник по проектированию электро-
энергетических систем / Под рсд. С.С. Рокотяна и
И.М. Шапиро. М.: Энергоатомиздат, 1985.
42.6. Зеличенко А.С., Смирнов Б.И. Просктиро-
у- ванис механической части воздушных линий сверхвы-
сокого напряжения. М.: Энергоатомиздат, 1981.
42.7. Александров Г.Н. Установки сверхвысоко-
го напряжения и охрана окружающей среды. Л.: Энер-
гоатомиздат, 1989. r • j
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 электропереда-
чи//Электричество. 1997. № 11. С. 16—20.
42.10. Александров Г.Н. Новые средства переда-
чи электроэнергии в энергосистемах. Л.: Изд-во ЛГУ,
1987.
42.11. Электрические системы и сети в примерах
и иллюстрациях / Под рсд. В.А. Строева. М.: Высшая
школа, 1999.
42.12. Поссе А.В. Схемы и режимы электропере-
дач постоянного тока. Л.: Энергия, 1973.
42.13. Электропередачи и вставки постоянного
тока и статические тиристорные компенсаторы / Под
рсд. В.В. Худякова. М.: Энергоатомиздат, 1993.
42.14. Передача энергии постоянным током / Под
рсд. И.М. Бортника и А.В. Поссе. М.: Энергоатомиз-
дат, 1985.
42.15. Ивакин В.Н., Ковалев В.Д., Худяков В.В.
Гибкие электропередачи переменного тока // Электро-
техника. 1996. № 8. С. 16—21.
42.16. Кочкин В.И., Шакарян Ю.Г. Режимы ра-
боты управляемых линий электропередачи И Электри-
чество. 1997. № 9. С. 2—8.
Раздел 43
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
СОДЕРЖАНИЕ
43.1. 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).
43.2. 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).
43.3. Расчетные схемы сетей и параметры
входящих в них элементов.................248
Схемы замещения линий (248).
Схемы замещения трансформаторов
и автотрансформаторов (250).
Характеристики нагрузки (254).
43.4. 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
j оптимальной конфигурации сети.........263
43.7. Регулирование напряжения в
электрических сетях....................264
43.8. Расчет надежности систем электроэнергети-
ческих и электроснабжения..............266
Общие положения и допущения (266).
Метод анализа вероятностей состояния
системы (функциональная надежность) (272).
Расчет балансовой надежности ЭЭС (274).
Определение показателей надежности схем
относительно конкретных объектов ЭЭС
(276). Расчет надежности при экстремаль-
ных 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......................296
43.1. СТРУКТУРА И РЕЖИМЫ РАБОТЫ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ЭНЕРГОСИСТЕМ
СТРУКТУРА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
Передача электроэнергии от электростанций
электроэнергетических систем (ЭЭС) и ее распре-
деление по территории осуществляются по элек-
трическим сетям общего пользования.
Суммарная протяженность только линий элек-
тропередачи напряжением ПО кВ и выше уже пре-
высила 360 тыс. км (табл. 43.1), а протяженность
эксплуатируемых линий напряжением 20 кВ и ни-
же, образующих сеть общего пользования в сель-
ской местности и в городах, достигла 3,5 млн км.
Установленная трансформаторная мощность на
понижающих подстанциях (ПС) сетей общего
пользования составляет 3 кВ • А на 1 кВт установ-
ленной мощности электростанций, притом в сред-
нем равными долями между ПС напряжением
110 (150) кВ и ниже и подстанциями 220 кВ и выше.
Относительно небольшая суммарная установлен-
ная мощность ПС ПО кВ и ниже в сетях общего
пользования обусловлена тем, что значительная
часть (так называемые «абонентские» ПС) эксплуа-
тируется другими ведомствами. Так, мощность ПС
напряжением ПО кВ составляет немногим более
половины общей по стране, а трансформаторных
пунктов 6—20/0,4 кВ около 10 %.
Таблица 43.1
Напряже- ние, кВ Протяженность в од- ноцепном исчислении Примечание
тыс. км %
750 4,3 0,5 Включая 475 км ВЛ 800 кВ посто- янного 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 при-
меняются 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 Сред-
ней Волги, Урала, Сибири развивается система
500/220 кВ;
в ОЭС Северного Кавказа значительное разви-
тие получили сети 220 и 330 кВ.
Отдельные линии 150 кВ имеются в Кольской
и Челябинской ЭЭС.
Напряжение 750 кВ до 1985 г. являлось наивыс-
шим для сетей переменного тока.
На линиях 750 кВ применяются две конструкции
фазы: четыре провода сечением 400—600 мм2 или
пять проводов сечением 240—400 мм . Наиооль-
шая протяженность существующей линии 750 кВ
между двумя ПС составляет 525 км. Автотрансфор-
маторы 750 кВ — однофазные с двумя сочетаниями
напряжений обмоток ВН и СН: 750/330 кВ мощно-
стью 1000 МВ-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 блоч-
ных двухобмоточных трансформаторов 750 кВ.
Сеть напряжением 500 кВ является основной
сетью значительной части Единой энергетической
системы (ЕЭС) РФ. Широко применяются блочные
двухобмоточиые трансформаторы 500 кВ для пря-
мого 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), Краснояр-
ской (6,0), Братской (4,5), Усть-Илимской (3,6),
Волжских (2,3 и 2,5) и ряда мощных ГРЭС: Эки-
бастузской-1 (4,0), Рефтинской (3,8), Костром-
ской (3,6), Сургутской-1 (3,3), Рязанской (2,8), Тро-
ицкой (2,5), Заинской, Кармановской, Ириклин-
ской и Ермаковской (по 2,4). На линиях 500 кВ
применяется фаза из трех проводов сечением 300;
2
400, 500 мм (имеются случаи использования фазы
из двух проводов). Максимальная длина линии ме-
жду двумя ПС около 400 км.
На ПС 500 кВ устанавливаются однофазные ав-
тотрансформаторы (АТ) 500/220/НН мощностью
801 и 501 МВ - А в трехфазной группе и трехфаз-
ные 500/110/НН мощностью 250 МВ-А. Мощ-
ность 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 распростране-
ние в ОЭС Юга и Северо-Запада, на долю которых
приходится около 80 % общей протяженности ли-
ний этого напряжения. Линии 330 кВ выполняют
функции основных межсистемных связей также
в ОЭС Северного Кавказа. В ОЭС Юга, Северо-За-
пада, а также в западных районах ОЭС Центра сеть
330 кВ выполняет и распределительные функции.
На линиях 330 кВ, как правило, приметается фаза из
2
двух проводов сечением 300,400,500 мм . 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 про-
2
водами сечением 500 мм . Максимальная протя-
женность линии между двумя ПС около 300 км. На
ПС 330 кВ применяются трехфазные АТ с тремя ти-
пами 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 состав-
ляют менее 15 % общей мощности. Средняя мощ-
иость АТ 330 - кВ на ПС составляет' окодо
200 МВ • А. Как правило, на ПС работает одии-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 устройств.
Сетевые объекты напряжением 220 кВ имеются
практически во всех ЭЭС страны, однако в зоне
применения напряжения 330 кВ в ОЭС Юга, Севе-
ро-Запада и Центра их расположение ограничено.
Сети 220 кВ выполняют в основном распредели-
тельные, но в ряде энергосистем и системообразую-
щие функции. Более 30 % (по протяженности) ли-
ний 220 кВ строятся двухцепнымп (применение
двухцепных опор на линиях более высоких напря-
жений ограничено специальными случаями). Дли-
на линии между двумя подстанциями обычно
100—150 км. Как правило, на линии подвешивает-
ся один провод в фазе сечением 240—300—400—
2
500 мм , Имеются отдельные линии с фазой из двух
2
проводов и с одним проводом сечением 600 мм .
Суммарная длина кабельных линий 220 кВ состав-
ляет около 100 км. На ПС 220 кВ (их общее количе-
ство около 900) работает более 1600 трансформато-
ров 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. Ши-
роко 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 приле-
гающей 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, появля-
ется сдвиг фаз в 30° по отношению к вторичному
напряжению 110 кВ. В то же время на трехобмоточ-
ных трансформаторах 110/35/6 — 10 кВ, также
имеющих схему соединений Д/Д/Д, фазового
сдвига между напряжениями ПО и 35 кВ (а следо-
вательно, 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 изо-
лированно от остальной сети 35 кВ.
Сети НО кВ применяются во всех ЭС страны
в основном как распределительные. Около 15 % (по
протяженности) линий ПО кВ выполнены двухцеп-
ными'. Максимальная длина линии между двумя
подстанциями около 130 км. Как правило, исполь-
2
зуются провода сечением от 70 до 240 мм , имеют-
2
ся случаи использования сечений 300,400,500 мм .
Наиболее распространены сечения 120, 150,
2
185 мм — около 75 % общей протяженности. Сум-
марная длина кабельных линий ПО кВ составляет
примерно 500 км. На ПС ПО кВ (их общее количе-
ство по. стране более 12 тыс.) устанавливаются
трехобмоточные трансформаторы с сочетанием на-
пряжений 110/35(20)/6 — Юи 110/27/6 — 10 кВ
(для электроснабжения железных дорог, электри-
фицируемых на переменном токе) и двухобмоточ-
ные 110/6 — 10 кВ. Имеется ряд трансформаторов
110/0,4 кВ. Более половины общей мощности со-
ставляют трансформаторы 110/6 — 10 кВ. Наибо-
лее распространены трансформаторы мощностью
от 10 до 40 МВ • А — около 75 %, применяются так-
же трансформаторы мощностью 60 МВ • А и выше.
Доля трансформаторов мощностью до 10 МВ-А
составляет около 8 %.
Обеспеченность сетей средствами регулирова-
ния режима характеризуется степенью оснащенно-
сти АТ устройствами регулирования напряжения
под нагрузкой (РПН) и объемом имеющихся ком-
пенсирующих устройств.
Оснащенность АТ устройствами РПН и режим
использования этих устройств
Высшее на- пряжение АТ, кВ Из общего количества имеют РПН, % Имеющиеся устройства РПН используются, % 1 раз в неде- ежесуточно лю и режр
750 100 — 100
'500 (400) 90 80 60
330 90 55 30
220 80 35. 40
' Устройства РПН имеются у 80 % всех АТ напря-
жением 220 кВ и выше, причем почти половина из
них используется ежесуточно.
В ряде ЭЭС регулировочные трансформаторы
для продольного регулирования напряжения
(по модулю) включаются со смещением фаз для по-
лучения продольно-поперечной добавочной ЭДС
под углом 60° к вектору основного напряжения.
На ПС 750 кВ ОЭС Юга и Северо-Запада установ-
лены специальные трансформаторы для попереч-
ного. регулирования напряжения, включенные
в нейтраль главных АТ. В электрических сетях
страны установлены устройства компенсации реак-
тивной мощности (60 млн квар), в том числе син-
хронные компенсаторы — СК (11 млн квар) и ба-
тареи конденсаторов — БК (49 млн квар). Удель-
ная обеспеченность компенсирующими устройст-
вами составляет 0,22 квар на 1 кВт установленной
мощности электростанций. Синхронные компен-
саторы установлены в основном на ПС ЭЭС, наи-
более распространенными являются СК мощно-
стью 50 Мвар, имеются также СК мощностью 75;
37,5; 30 и 15 Мвар, введены первые образцы мощ-
ностью 100 и 160 Мвар.
Кроме обычных шунтовых батарей, предназна-
ченных для компенсации реактивных нагрузок,
имеется несколько крупных уникальных БК специ-
ального назначения: установки продольной ком-
пенсации на ПС 500 кВ (г. Арзамас), шунтовые ба-
тареи для обеспечения потребности в реактивной
мощности преобразовательных ПС электропереда-
чи постоянного тока Волгоград — Донбасс и встав-
ки постоянного тока РФ — Финляндия (г. Выборг).
Для компенсации избыточной реактивной мощ-
ности линий сверхвысокого напряжения использу-
ются реакторы мощностью 900 (3x300) Мвар на-
пряжением 1150 кВ, 330 (3x110) Мвар напряжени-
ем 750 кВ, 180 (3x60) Мвар напряжением 500 кВ, а
также ряд типов трехфазных реакторов на напряже-
ние 6—110 кВ, используемых для компенсации из-
быточной реактивной мощности протяженных ВЛ
ПО и 220 кВ.
Создан тип компенсирующего устройства ком-
плексного назначения — статический компенсатор
реактивной мощности (СТК), представляющий со-
бой сочетание батарей шунтовых конденсаторов и
реакторов с тиристорным ключом, обеспечиваю-
щим безынерционное регулирование во всем диа-
пазоне: от мощности, генерируемой батареей, до
мощности, потребляемой реактором.
ГРАФИКИ НАГРУЗКИ ЛИНИЙ
И ТРАНСФОРМАТОРОВ
Характер изменения потоков активной мощно-
сти по отдельным элементам сети определяется
тремя основными факторами:
графиками нагрузки потребителей в отдельных
узлах сети; , , ,
режимами работы электростанций;
условиями обмена мощностью рассматривае-
мой 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 по режиму потребле-
ния узлы;
линии выдачи мощности электростанций;
системообразующие линий — к ним могут от-
носиться как межсистемные связи более высокого
иерархического уровня, так и внутрисистемные
элементы.
В пределах территории одной ЭЭС встречают-
ся узлы с самым разнообразным составом потреби-
телей и как следствие с различными графиками на-
грузки (рис. 43.1). Графики обменных потоков
мощности по линиям электропередачи могут резко
отличаться от графиков нагрузки (рис. 43.2). Об-
менные потоки мощности между энергосистемами
также имеют разнообразные графики, характер ко-
торых определяется различием в структуре элск-
тропотребления и в режимах работы электростан-
ций (рис. 43.3). Суточный график нагрузки отдель-
ного 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 про-
изводств; б — большой удельный вес коммунально-
бытового потребления
Рис. 43.2. Примеры суточных графиков обменных
потоков мощности между энергосистемами
Рис. 43.3. Характерные суточные графики нагруз-
ки электростанций различных типов:
а — ТЭЦ; б — ГРЭС; <? — ГЭС; ^ — ГАЭС
Рис. 43.4. Примеры годовых графиков по продол-
жительности нагрузок ПС
пять собой сложную комбинацию любого их соче-
тания.
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 разнооб-
разны (рнс. 43.4). Основной показатель годового
графика — число часов использования максимума
активной мощности 71 для активной мощности
по линии определяется так же, как и для нагрузки
системы (как частное от деления количества энер-
гии на максимум обменных потоков мощности.
На формирование потоков реактивной мощно-
сти кроме факторов определяющих характер пото-
ков активной мощности, значительное влияние ока-
зывают потери реактивной мощности, зарядная
мощность линий напряжением 220 кВ и выше, воз-
можность работы генераторов электростанций
и синхронных компенсаторов в режимах как произ-
водства, так и потребления реактивной мощности,
уровни напряжения в узлах сети.
Время наступления максимумов в суточных
графиках активной и реактивной составляющих на-
грузки может отличаться (и иногда довольно суще-
ственно), но в большинстве практических задач
этими различиями пренебрегают. Годовое число
часов использования максимума реактивной со-
ставляющей нагрузки потребителей Tj,,^ можно
определить по соотношению Гр щах/Т^щах, которое
можно принимать равным 0,8—0,9, а при большой
степени компенсации — 0,6—0,7.
Потери реактивной мощности в трансформато-
рах составляют в среднем 30—40 % реактивной со-
ставляющей нагрузки потребителей на шинах 6—
10 кВ и (так же как потери активной мощности) со-
стоят из потерь холостого хода Д£2Х, не зависящих
от нагрузки, и потерь при коротком замыкании (КЗ)
Д£?к, пропорциональных квадрату загрузки транс-
форматора. Влияние этих двух составляющих по-
терь на годовой график перетока реактивной мощ-
ности по питающей трансформатор сети противо-
положное: первая увеличивает годовое число часов
использования максимума перетока реактивной
мощности, вторая—уменьшает. Площадь годового
графика потерь реактивной мощности в трансфор-
маторе определяется как
8760
J детаг = дсх.-87бо + дектр,
о
где Тр — время потерь реактивной мощности, опре-
деляемое в функции Tj, п1ах перетока через транс-
форматор.
Для практических расчетов можно считать, что
7’11их перетока реактивной мощности за счет транс-
формации не изменяется.
Влияние потерь в линиях электропередачи на
график перетока реактивной мощности более слож-
но и приводит к существенным изменениям этого
графика.
В линиях 35—НО кВ потери реактивной мощ-
ности при максимуме нагрузки относительно неве-
лики (10—20 % реактивной составляющей нагруз-
ки потребителей на шинах этих линий). Однако в
течение года соотношение между потерями реак-
тивной мощности и зарядной мощностью резко ме-
няется. Площадь годового графика потерь реактив-
ной мощности в линии определяется как
8760
j (дел - дес) а/ = делтр - дес • 87во,
о
где Qn — потери в реактивном сопротивлении ли-
нии; Qc — зарядная мощность линии.
При Д(2Л = 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 Лини-
ям 35—110 кВ максимальное значение этого потока
практически не изменяется, а годовой графикруще-
ственно разуплотняется.
В целом для сетей 35—ПО кВ Гтах перетоков
реактивной мощности на 20—40 % меньше, чем
для перетоков активной мощности. Эти соотноше-
ния можно распространять и на сети 220 кВ, не со-
держащие протяженных линий.
Для отдельной линии любого напряжения изме-
нения нагрузки от нуля до максимума приводят
к изменению ее баланса реактивной мощности.
При увеличении загрузки линии примерно до поло-
вины натуральной мощности избыток реактивной
мощности меняется незначительно.
При загрузке больше натуральной мощности
в линии имеет место дефицит реактивной мощно-
сти, 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 воз-
никающими при этом потоками реактивной мощ-
ности в годовом разрезе очень мало, так как сниже-
ние нагрузки линии 750 кВ только на 10 % высво-
бождает примерно 300 Мвар и резко изменяет ус-
ловия работы прилегающей сети. К таким же рез-
ким изменениям потоков реактивной мощности в
сетях сверхвысокого напряжения приводит включе-
ние (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 элек-
тропередачи крайне затруднительно.
ЗАГРУЗКА ЭЛЕМЕНТОВ СЕТИ
Для линий напряжением 750—500 кВ пропуск-
ная способность определяется условиями устойчи-
вости, 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 переток мощности,
может быть допустимое снижение напряжения
па 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 про-
вода 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 схе-
мы сети, распределения мощностей между электро-
станциями и т.д. и может довольно резко отличать-
ся для двух линий с одинаковыми параметрами. По-
этому, если при определении загрузки конкретной
линии, как правило, используется допустимый по
нагреву ток или предел устойчивости, для сравни-
тельного анализа загрузки отдельных элементов
больших схем можно применять косвенные показа-
тели использования пропускной способности ли-
ний: плотность тока или нагрузку линии в долях на-
туральной мощности.
Наибольшие и средневзвешенные по сетям
страны значения плотности тока в проводах линий
электропередачи напряжением 750—110 кВ по от-
четным 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
2
500 кВ работает с плотностью тока до 0,6 А/мм .
В сети 330 кВ 85 % линий имеют плотность тока
2
не менее 1 А/мм . В сети 220 кВ доля таких линий
существенно меньше — около 70 %. Следует иметь
в виду, что наименее загружены протяженные ли-
нии. Так, по сети 330 кВ более 30 % всей мощности,
а по сети 220 кВ более 40 % передается при плотно-
сти тока более 1 А/мм2, т.е. на уровне или более той
нормированной экономической плотности тока, по
которой выбирались сечения проводов при проек-
тировании этих линий.
В сетях 110—220 кВ плотность тока нередко дос-
тигает допустимой по нагреву. При этом учитывает-
ся, что регламентируемый справочниками длитель-
но допустимый ток соответствует температуре окру-
жающего воздуха +20 °C и отсутствию ветра, а в
действительности в период прохождения максимума
в большинстве энергосистем условия охлаждения
проводов оказываются более благоприятными.
Наибольшие фактические загрузки линий, вы-
раженные в долях натуральной мощности Р|1ат, ха-
рактеризуются следующими значениями по ступе-
ням напряжения:
Сном,кВ........... 750 500 330 220 НО
Р/Рнат, ............. 1,0 1,5 2,5 3,0 4,0
Загрузка трансформаторов и АТ характеризует-
ся отношением их наибольшей загрузки к номи-
нальной мощности. Для АТ напряжением 500,330 и
220 кВ средневзвешенные по стране коэффициенты
загрузки близки и составляют около 55 %, некото-
рые наиболее загруженные АТ работают с пере-
грузкой в 5—10 %.
Имеющиеся источники реактивной мощности
в среднем используются примерно на 70 %. Для ря-
да генераторов, выдающих мощность на большие
расстояния по линиям напряжением 330 кВ и выше,
полное использование реактивной мощности эко-
номически нецелесообразно (стоимость потерь
электроэнергии, связанных с дальней передачей ре-
активной мощности, выше, чем затраты на установ-
ку и эксплуатацию дополнительных компенсирую-
щих устройств на приемных ПС), а во многих слу-
чаях и технически невозможно из-за появления не-
допустимых перепадов напряжения. Неполное ис-
пользование реактивной мощности остальных ге-
нераторов и компенсирующих устройств объясня-
ется рядом технических причин, связанных с конст-
руктивными недостатками ПС в целом или отдель-
ных видов оборудования, неудовлетворительным
эксплуатационным состоянием, строительно-мон-
тажными недоделками, а также ограничениями по
допустимым токам генераторов, недостаточной
мощностью трансформаторов, сниженными уров-
нями изоляции отдельных элементов схемы и т.п.
При принятом порядке проектирования шунтовые
батареи конденсаторов рассчитываются на наи-
большее допустимое напряжение данной ступени
с некоторым запасом, т.е. на напряжение, примерно
на 20 % превышающее номинальное, а устанавли-
ваются на подстанциях, где фактические уровни на-
пряжения на 10—20 % ниже номинального. В итоге
батарея с паспортной установленной мощностью
55,7 Мвар генерирует только 35—40 Мвар, т.е. ис-
пользуется на 60—70 %.
Большинство элементов сети имеет максималь-
ную нагрузку при прохождении годового максиму-
ма 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-
тростанций. Однако по многим линиям электропе-
редачи и АТ нагрузка достигает максимальных зна-
чений в других характерных режимах:
при дневном снижении нагрузки в зимние сутки,
когда полностью останавливаются пиковые электро-
станции (ГЭС, газотурбинные установки), а нагруз-
ка прилегающих к ним потребителей незначительно
отличается от максимальной (на 10—15 %);
в минимум нагрузки зимних суток (1—3 ч но-
чи), когда возникают потоки, связанные с появле-
нием местных избытков мощности в районе распо-
ложения электростанций с недостаточной регули-
рующей способностью (из-за недопустимости раз-
грузки, например, АЭС, угольных энергоблоков ни-
же 70 %, при снижении нагрузки потребителей
прилегающего района на 50 %), и потоки для заря-
да аккумулирующих установок;
в максимум нагрузки летних суток, когда воз-
никают потоки, связанные с выводом в капиталь-
ный ремонт мощных агрегатов на электростанциях
в зонах с малым сезонным снижением нагрузки;
при авариях и ремонтах крупных элементов
электростанций и сетей.
Для устранения имеющихся перегрузок могут
быть предложены следующие мероприятия:
ввод новых линий и трансформаторов;
замена проводов (применяется на линиях
напряжением ПО кВ и ниже) или включаемых по-
следовательно с линией элементов (выключателей,
разъединителей, трансформаторов тока и др.);
замена трансформаторов и АТ;
повышение пределов устойчивости применени-
ем специальных средств управления и противоава-
рийной 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 ПС более высокого напряжения.
При средних по сети в целом напряжениях на
уровне номинальных напряжения в опорных точ-
Таблй'Ца'43.2
Нормированное напряжение Фактическое среднее значение напряжения
номи- наль- нос, кВ наибольшее рабочее Сеть в целом Опорные точки
кВ % Ц,ом кВ % Ц.о„ кВ % Ц.™
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
ПО 126 115 112 102,0 115 104,5
Рис. 43.5. Распределение количества узлов по диа-
пазонам фактических напряжений в развитой
сети 110 кВ
ках были значительно ниже допустимых значений.
В отдельных удаленных точках сети снижение на-
пряжения достигает 20 % в сетях 330—220—110 кВ
и 6—8 % в сетях 500 кВ. Характерная кривая рас-
пределения общего числа точек сети ПО кВ круп-
ной энергосистемы по диапазону фактических на-
пряжений дана на рис. 43.5. При таких низких уров-
нях напряжения требуется принимать меры по их
повышению. Амплитуда отклонений напряжения
в одних и тех же точках сетей всех ступеней напря-
жения в течение суток достигает 12—15 %, что так-
же не соответствует нормативам, применяемым
при проектировании новых сетей. Основные меро-
приятия по улучшению режима напряжений:
установка новых компенсирующих устройств —
синхронных компенсаторов, батарей, конденсато-
ров, реакторов;
установка новых средств регулирования на-
пряжения;
повышение использования действующих ис-
точников реактивной мощности — генераторов
электростанций, компенсирующих устройств, дей-
ствующих устройств регулирования на электро-
станциях и ПС;
реконструкция участков сети, ограничивающих
возможности повышения напряжения.
При разработке мероприятий необходимо стре-
миться 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 уда-
ленных понижающих ПС в часы максимума под-
держивалось такое напряжение, при котором
на вторичной стороне АТ напряжение было не ни-
же 1,05 номинального;
на крупных электростанциях полностью ис-
пользовался допустимый диапазон регулирования
напряжения с помощью генераторов;
в районах с большим размахом суточный от-
клонений напряжения имелась возможность пере-
вода генераторов и синхронных компенсаторов
в режим потребления реактивной мощности, а
также возможность ежесуточного отключения ре-
акторов (для операций по присоединению и отсо-
единению реакторов напряжением 500 кВ и ниже
используются обычные выключатели, а напряже-
нием 750 кВ применяется специальный аппарат
«включатель-отключатель»).
ПОТЕРИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Плановый показатель потерь электроэнергии
в сетях определяется в процентах количества элек-
троэнергии, поступившей в сеть данной ЭЭС, ко-
торое, в свою очередь, определяется количеством
электроэнергии, отпускаемой с шин электростан-
ций энергосистемы, плюс приобретенной у элек-
тростанций 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 обще-
го пользования доля потерь электроэнергии уже
длительное время находится примерно на одном
уровне — 9—9,4 %.
Учитывая, что абсолютные потери электро-
энергии в сетях ЭЭС составляют более 100 млрД
кВт • ч, следует отметить, что сам термин «потери»
уже неточно передает технический смысл этого по-
казателя.
Объективно потери представляют собой необхо-
димый технологический расход электроэнергии
в ЭЭС, связанный с ее передачей и распределением
по электрическим сетям. Поэтому в настоящее вре-
мя вместо «потерь» начал применяться термин «тех-
нологический расход на передачу электроэнергии».
В структуре потерь по элементам сети основная
часть потерь приходится на линии электропереда-
чи — примерно 65 %, из них около 5 % составляют
потери на корону. Потери в трансформаторах со-
ставляют около 30 % суммарных потерь в сети дан-
ной ступени напряжения, около половины из них
— потери в стали, потери в остальных элементах
сети (в реакторах, генераторах, работающих
в режиме синхронного компенсатора, компенси-
рующих устройствах, измерительных приборах,
трансформаторах тока и напряжения) незначитель-
ны и могут быть оценены в 3 %. В потери включа-
ется также расход электроэнергии на собственные
нужды ПС — около 2 %.
Примерно 14 общих потерь составляют потери^
практически не зависящие от нагрузки, так назы-
ваемые условно-постоянные, и % — условно-пере-
менные потери.
Из общих потерь техническому анализу подда-
ется только часть, называемая техническими поте-
рями, остальные (примерно 10 %), так называемые
коммерческие потери, связаны с несовершенством
системы учета электроэнергии.
Во всех эксплуатационных подразделениях ре-
гулярно разрабатываются и осуществляются меро-
приятия по снижению потерь, которые могут быть
разделены на три группы:
режимные — обеспечение оптимальной загруз-
ки генераторов и синхронных компенсаторов реак-
тивной мощностью, своевременное переключение
устройств РПН и трансформаторов поперечного ре-
гулирования напряжения, отключение реакторов
в режимах больших нагрузок, выбор оптимальных
точек деления сети;
организационные — сокращение сроков ремон-
та основного оборудования и совмещение ремонтов
последовательно включенных элементов, ремонт
линий под напряжением, временное использование
недостроенных объектов (например, участка линии
как источника реактивной мощности), совершенст-
вование учета электроэнергии, сокращение расхода
электроэнергии на собственные нужды ПС, кон-
троль за использованием компенсирующих уст-
ройств у 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 конденсато-
ров на ПС с наиболее низким напряжением, рекон-
структивные работы по 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 от-
дельным ЭЭС он может достигать 5—6 %.
В отличие от первых двух групп мероприятия
третьей группы требуют значительных затрат мате-
риально-технических ресурсов и большого време-
ни на подготовку и реализацию. В отчетных мате-
риалах в эту группу мероприятий обычно включа-
ются и вводы новых энергетических объектов, хотя
эти объекты специально для снижения потерь не
предусматриваются, а целесообразность их соору-
жения определяется необходимостью увеличения
пропускной способности сети, повышения надеж-
ности ее работы и качества реализуемой электро-
энергии.
43.2. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СЕТЕЙ ЭНЕРГОСИСТЕМ
Электрическая сеть ЭЭС состоит из основной
и распределительной. Основная сеть ЭЭС обеспе-
чивает связь между электростанциями и передачу
мощности от них в районы потребления электро-
энергии. Электропередачи в составе основной сети,
осуществляющие функции формирования и объе-
динения ЭЭС, представляют собой системообра-
зующие связи.
Распределительная сеть ЭЭС обеспечивает пе-
редачу электроэнергии от ПС основной сети и шин
электростанций к потребителям.
Задачами проектирования развития электриче-
ских сетей являются: выбор напряжения и схемы
сетей; определение мест размещения новых ПС;
предварительный выбор схем электрических со-
единений электростанций и ПС; определение сече-
ний проводов линий электропередачи, числа
и мощности трансформаторов на ПС; выбор спосо-
бов регулирования напряжения и распределения
мощностей в сетях; определение типа, мощности
и размещения компенсирующих устройств; разра-
ботка мероприятий по ограничению токов КЗ; оп-
ределение объема капиталовложений и очередно-
сти сооружения сетевых объектов.
ОРГАНИЗАЦИЯ И СТАДИЙНОСТЬ
ПРОЕКТИРОВАНИЯ
Проектирование развития электрических сетей
ЭЭС осуществляется в иерархической последова-
тельности. На уровне проектирования ЕЭС обосно-
вывается развитие системообразующих связей
ЕЭС, включающих в себя межсистемные связи ме-
жду ОЭС и наиболее важные магистрали внутри
отдельных ОЭС, загрузка которых определяется ре-
жимом работы ЕЭС в целом.
На уровне объединенных ЭЭС осуществляется
обоснование развития системообразующих связей
ОЭС, включающих сети для выдачи мощности
крупных межрайонных электростанций, межсис-
темные связи между ЭЭС и наиболее важные внут-
ренние связи энергосистем, загрузка которых опре-
деляется режимом работы ОЭС в целом.
На уровне районных ЭЭС осуществляется обо-
снование развития остальной части основных сетей
энергосистем, а также распределительных сетей
напряжением НО кВ и выше.
Более подробная разработка распределитель-
ных сетей ведется при выполнении схем развития
сетей сельских районов, городов, отдельных сете-
вых районов крупных ЭЭС, а также схем внешнего
электроснабжения электрифицированных участков
железных дорог, магистральных нефте- и газопро-
водов, отдельных энергоемких объектов народного
хозяйства и др..
В процессе проектирования осуществляется
взаимный обмен информацией и увязка решений по
развитию электрических сетей различных уровней.
Схемы развития Единой, объединенных, район-
ных энергосистем и распределительных электриче-
ских сетей относятся к так называемым «внеста-
дийным» проектным работам.
Выполнение «впестадийных» работ по распре-
делительным электрическим сетям определяется
намеченными сроками строительства объектов на-
родного хозяйства (промышленные предприятия,
нефте- и газопроводы), электрификации участков
железных дорог, разработки генеральных планов
развития городов и др.
Стадийное проектирование объектов электри-
ческих сетей должно осуществляться на основе
технико-экономических обоснований (ТЭО) или
технико-экономических расчетов (ТЭР), подтвер-
ждающих экономическую целесообразность и хо-
зяйственную необходимость их проектирования
и строительства. Для электросетевых объектов на-
пряжением 1150 кВ постоянного тока выполняются
ТЭО, для объектов 500—750 кВ, а также отдельных
электросетевых объектов НО—330 кВ, сооружае-
мых в особо сложных условиях, выполняются ТЭР.
Наряду с определением экономической целесооб-
разности строительства электросетевого объекта
в ТЭР принимаются основные технические реше-
ния, приводятся материалы предварительных со-
гласований трасс ВЛ и площадок ПС с основными
центральными организациями, а также устанавли-
вается сметная стоимость сооружения объекта. Оп-
ределенные в ТЭО (ТЭР) расчетные показатели
(мощность, протяженность, стоимость строитель-
ства) на последующих стадиях проектирования
не должны быть ухудшены (а стоимости — превы-
шены). При строительстве, намечаемом по очере-
дям, в ТЭО (ТЭР) выделяются показатели первой
очереди строительства. Основные технико-эконо-
мические показатели, определенные в составе ТЭО
(ТЭР), используются для составления задания
на проектирование.
Количество стадий проектирования, состав,
оформление задания на проектирование, согласо-
вание и утверждение проектов и сметной доку-
ментации регламентируются «Инструкцией о со-
ставе, порядке разработки, согласования и утвер-
ждения проектно-сметной документации на
строительство предприятий, зданий и сооруже-
ний» (СНиП. 1.02.01—85). Как правило, проекти-
рование линий электропередачи и подстанций вы-
полняется одностадийно, путем разработки рабо-
чего проекта. Проектирование в две стадии —
проект и рабочая документация — допускается
для крупных электросетевых объектов, в-случаях
применения новых образцов основного оборудо-
вания, сложных строительных решений и при осо-
бо 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, соответст-
вующий полному использованию пропускной спо-
собности линий более высокого напряжения.
При проектировании основных сетей ЭЭС сле-
дует обеспечивать:
требуемую пропускную способность и на-
дежность; -
экономичность развития и функционирования
сети с учетом рационального сочетания сооружае-
мых электрических сетей с действующими при
обеспечении оптимальных уровней токов КЗ и по-
терь энергии;
возможность сохранения принятых решений по
развитию сети при небольших отклонениях балан-
сов мощности узлов от планируемых; <
возможность выполнения релейной защиты,
противоаварийной и режимной автоматики.
Схема и параметры основных сетей ЭЭС долж-
ны удовлетворять следующим требованиям к сум-
марной пропускной способности и надежности
в каждом рассматриваемом сечении этих сетей:
а) передача расчетных длительных потоков
мощности должна обеспечиваться при полной схеме
сети и, как правило, при отключении одного из эле-
ментов сети (одной цепи линии электропередачи или
одного трансформатора) при нормативных уровнях
напряжения и запасах устойчивости. В процессе
роста нагрузки сети допускается неполное резерви-
рование отдельных узлов, дефицит которых, обра-
зующийся после отключения любого одного из эле-г
ментов сети, в длительных режимах (с учетом ис-
пользования резервных источников) не превышает
500 МВт при резервировании узлов, питающихся
на напряжении 750 кВ, 300 МВт — на 500 кВ,
200 МВт — 330 кВ и 100 МВт — на 220 кВ (при ус-
ловии сохранения питания наиболее ответственных
потребителей). При последующем росте нагрузки
таких узлов сооружение линий или ПС, рассчитан-
ных на полное резервирование питания узла в дли-
тельных режимах, является обязательным;
б) передача расчетных максимальных потоков
мощности должна обеспечиваться при полной схе-
ме сети при нормативных уровнях напряжения
и запаса устойчивости.
В случаях, когда потоки мощности в каком-то
сечении основной сети за пределами расчетного го-
да уменьшаются, требования к их пропускной спо-
собности и надежности могут быть временно сни-
жены (на 1—3 года).
Целесообразность усиления основной сети при
временном увеличении расчетного потока должна
быть обоснована экономически путем сопоставле-
ния затрат на усиление сети с достигаемым при
этом снижением математического ожидания ущер-
ба 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 се-
ти следует рассматривать целесообразность соору-
жения линий по другим направлениям или выполне-
ние электропередачи на более высоком напряжении.
При выборе схемы присоединения электростан-
ций и ПС к основной сети ЭЭС все большее значе-
ние приобретает «системный фактор», т.е. одновре-
менное сохранение или обеспечение необходимой
надежности и живучести основной сети в целом.
Схемы присоединения крупных электростан-
ций должны обеспечивать возможность выдачи
к узловым пунктам основной сети всей располагае-
мой мощности станции (за вычетом нагрузки соб-
ственных нужд и выдачи мощности в распредели-
тельную сеть) в любой период суток или года при
работе всех отходящих линий. При отключении од-
ной из отходящих линий, как правило, должна быть
обеспечена выдача всей мощности станции в часы
максимальной нагрузки системы. В отдельных слу-
чаях в указанном режиме допускается ограничение
выдачи мощности в основную сеть в размерах, не
превышающих мощности наиболее крупного бло-
ка. Схема присоединения к энергосистеме крупной
АЭС должна обеспечивать на всех стадиях соору-
жения АЭС выдачу полной введенной мощности и
сохранение устойчивости ее работы в ЭЭС без воз-
действия системной противоаварийной автоматики
при отключении любой отходящей линии или
трансформатора связи.
При проектировании распределительных сетей
ЭЭС следует обеспечивать:
комплексное электроснабжение всех потреби-
телей в зоне действия электрических сетей незави-
симо от их ведомственной принадлежности;
максимальное использование существующих
сетей с учетом их возможной реконструкции;
надежность электроснабжения электроприем-
ников в соответствии с ПУЭ при обеспечении нор-
мируемого качества электроэнергии в соответст-
вии с ГОСТ;
возможность сохранения принятых решений
по развитию сети при небольших отклонениях на-
грузок от планируемых;
экономичность развития и функционирования
сети при обеспечении оптимальных токов КЗ и по-
терь энергии;
возможность выполнения релейной защиты,
противоаварийной и режимной автоматики.
В районах с малым охватом территории сетями
при близких значениях технико-экономических по-
казателей вариантов развития сети следует отда-
вать предпочтение сооружению линий распредели-
тельных сетей по новым трассам. Следует избегать
строительства малозагруженных линий, используе-
мых только во время отключения элементов сети.
Питание ПС распределительной сети в пер-
спективе следует предусматривать, как правило,
по двум цепям; при этом отключение одной цепи
не должно приводить к ограничению потребите-
лей. В отдельных случаях допускается ограничение
потребителей при обеспечении резервирования
электроприемников первой категории. При отсут-
ствии данных по нагрузке первой категории
рекомендуется принимать ее значение в размере
10—15 % общей нагрузки ПС.
При питании ПС электроприемниками первой
категории применение двух одноцепных линий
вместо одной двухцепной допускается при наличии
обоснований.
Временное использование ВЛ основной и рас-
пределительной сетей на номинальном напряже-
нии более низкой ступени допускается, если дли-
тельность эксплуатации на низком напряжении
не превышает 5 лет.
Протяженность намечаемых линий при отсутЧ
сТВии точных данных принимается на 15—20 %|
больше прямой линии. В районах городском
и промышленной застройки, а также в случаях*
сложного прохождения трассы длину линии следу-
ет принимать с учетом конкретных условий.
При развитии основных и распределительных
сетей должны учитываться требования охраны ок-
ружающей среды.
РАЗМЕЩЕНИЕ И СХЕМЫ ПРИСОЕДИНЕНИЯ
К СЕТИ ПОНИЖАЮЩИХ ПС
Место размещения ПС выбирается вблизи цен-
тра электрических нагрузок, автомобильных дорог
и железнодорожных станций для подвоза тяжело-
весного оборудования и материалов, населенных
пунктов, в которых возможно размещение жилых:
домов эксплуатационного персонала, существую-
щих инженерных сетей (водопровода, канализа-
ции, связи и др.). ПС должна располагаться, как
правило, на непригодных для сельскохозяйственно-
го использования землях (расположение на оро-
шаемых, осушенных и пахотных землях допускает-
ся только в исключительных случаях при наличии
технико-экономических обоснований); на незасе-
ленной или занятой кустарниками и малоценными
насаждениями территории; по возможности вне
зон интенсивных природных (морское побережье,
засоленная почва и др.) и промышленных загрязне-
ний; на незатопляемых местах и участках, не под-
верженных размывам, оползням, обвалам, осыпям,
камнепадам, лавинам и др.; на площадках, рельеф
которых не требует трудоемких и больших плани-
ровочных работ, дорогостоящих оснований и фун-
даментов зданий и сооружений; на безопасном рас-
стоянии от складов взрывчатых и горючесмазоч-
ных материалов, нефтепроводов, газопроводов, ра-
диостанций, телевышек, каменных карьеров, разра-
батываемых с помощью взрывов, определяемом со-
ответствующими нормами и правилами. Важным
требованием при размещении ПС является обеспе-
чение удобных заходов ВЛ.
Главная схема электрических соединений ПС
выбирается на основании схемы развития ЭЭС или
схемы электроснабжения района и должна:
обеспечивать требуемую надежность электро-
снабжения потребителей ПС в соответствии с кате-
гориями электроприемников и надежность транзи-
та мощности через ПС в нормальном, ремонтном
и послеаварийном режимах;
учитывать перспективу развития ПС;
допускать возможность постепенного расшире-
ния РУ всех напряжений;
учитывать требования противоаварийной авто-
матики;
обеспечивать возможность проведения ремонт-
ных и эксплуатационных работ на отдельных эле-
ментах схемы без отключения смежных присоеди-
нений;
обеспечивать наглядность, простоту, экономич-
ность и автоматичность восстановления питания
потребителей в послеаварийной ситуации (осуще-
ствляется средствами автоматики без вмешательст-
ва персонала).
ВЫБОР НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Выбор номинальных напряжений линий элек-
тропередачи и ПС производится в проекте по схеме
развития электрической сети в целом и при проек-
тировании конкретных объектов; как правило, но-
минальные напряжения указываются в числе ис-
ходных данных в задании на проектирование. Об-
ласти применения отдельных номинальных напря-
жений электрических сетей, установленных дейст-
вующим стандартом, регламентированы по техни-
ко-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
у 1000
3,1 7500/1 +2500/р’
где L — длина линии, км; Р — передаваемая мощ-
ность, МВт.
Формула дает удовлетворйтельные результаты
для всей шкалы номинальных напряжений пере-
менного тока в диапазоне напряжений 35—1150 кВ.
Полученные области применения стандартных
номинальных напряжений в зависимости от мощ-
ности и дальности электропередачи приведены на
рис. 43.6 и в табл. 43.3.
Рис. 43.6. Области применении электрических
сетей разных номинальных напряжений. Указа-
ны границы равноэкономичности:
I — 1150 и 500 кВ; 2 — 500 и 220 кВ; 3 — 220
и НО 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
На- пря- жение ли- нии, кВ Натуральная мощ- ность, МВт, при волно- вом сопротивлении, Ом Передавае- мая мощ- ность на одну цепь, МВт 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
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 кон-
кретном случае, а по нормируемым обобщенным
показателям.
В качестве такого показателя при проектирова-
нии как кабельных линий, так и воздушных линий
(ВЛ) 35—500 кВ в течение многих лет использова-
лась экономическая плотность тока.
Более правильно нормировать не экономиче-
скую плотность тока, а экономические токовые ин-
тервалы каждой марки провода для ВЛ разных на-
пряжений. При этом в зависимости от принципов,
закладываемых при унификации опор, зона одних
марок проводов расширяется, других — сокраща-
ется. Экономические токовые интервалы разраба-
тываются одновременно с конструкторскими ра-
ботами по оптимальной унификации линий в увяз-
ке с конкретными задачами электросетевого
строительства и суммарным расходом проводни-
кового материала.
Сечение проводников, выбранное по нормиро-
ванным значениям экономических токовых интер-
валов, далее проверяется на соответствие другим
условиям (короне на линии, уровню радиопомех,
допустимой длительной токовой нагрузке по нагре-
ву, потерям и отклонениям напряжения, термиче-
ской стойкости при токах КЗ).
Выбор сечения проводников по экономиче-
ским 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-
сти и региона страны.
Расчетными для выбора экономического сече-
ния проводов являются:
для линий основной сети—расчетные длитель-
ные потоки мощности;
для линий распределительной сети — совме-
щенный максимум нагрузки подстанций, присое-
диненных к данной линии, при прохождении мак-
симума энергосистемы.
При определении расчетного тока не следует
учитывать увеличения тока при авариях или ремон-
тах в каких-либо элементах сети.
Значение /р определяется по выражению
VWn
где Д — ток линии на пятом году ее эксплуатации;
az — коэффициент, учитывающий изменение тока
по годам эксплуатации. Введение коэффициента а,-
учитывает фактор разновременности затрат в тех-
нико-экономических расчетах. Расчетное выраже-
ние для а(- имеет вид:
г -2 -2
ГТ h ~
4=
где Еп п — нормативный коэффициент приведения
разновременных затрат, равный 0,08; it = It/I5 — от-
ношение тока ВЛ /-го года к току пятого года экс-
плуатации; Т — последний год расчетного периода.
Для ВЛ 500—750 кВ продолжительность расчетного
периода рекомендуется принимать не менее 10 лет.
Формула для определения а,- используется при
наличии информации об изменении нагрузки по го-
дам эксплуатации. При известной нагрузке ВЛ
330—750 кВ только по этапам (первый, пятый, де-
сятый годы эксплуатации) а(- определяется по вы-
ражению
az = Jo,15 + 0,13(г1 + 0,3)2 + 0,55 (i10 + 0,07)2,
где ij и (jq — расчетные токи ВЛ соответственно
первого и десятого года эксплуатации, отнесенные
к току пятого года.
На рис. 43.7 приведены значения а,- в зависимо-
сти от /, и i]0, определенные по этому выражению.
В практических расчетах а,- изменяется в преде-
лах от 0,6 до 1,65. При пользовании формулой или
кривыми рис. 43.7 f]о принимается не более 2, адля
Рис. 43.7. Кривые поправок к расчетному току
для выбора экономических сечений проводников
с учетом изменения нагрузки во времени
Таблица 43.4. Экономические токовые интервалы для выбора сечений проводников ВЛ
европейской части страны и Дальнего Востока
ВЛ 110 кВ
Материал опор Район по гололеду (ПУЭ) 2 Нагрузка на одну цепь, А (одноценная/двухцепная), при сечении проводов, мм
70 95 120 150 185 240
1 До 30 До 50 51—65 31- 66 -100 125 101—135 126—180 136—150 151—285 181—255
Железобетон II III — До 55 До 85 56—105 До 65 До 100 86—130 106—135 66—70 101—115 131—135 71—155 116—120 136—285 136—255 156—285 121—255
IV До 125 126—150 151—285
До 100 101—110 1 11—120 121—255
I Д?35 До 90 36—85 91—150 86—155 — 151—285 156—255
Сталь II III — До 60 До 60 61—130 61—145 До 95 96—105 131—285 146—255 106—285
До 20 21- -35 36 —120 — 121—255
IV До 20 2 —55 56—135 136—285
До 35 36—45 — 46—145 146—255
ВЛ 220 и 330 кВ
Материал опор Район по 2 Нагрузка на одну цепь, А (однопспная/двухцспная), при сечении проводов, мм
гололеду (ПУЭ) ВЛ 220 кВ ВЛ 330 кВ
240 300 400 500 2x300 2x400 2x500
I До 165 До 205 166—240 206—220 241- 221- —310 -285 311—700* 286 - 480 До 425 426—550 551—870
Железобетон II До 165 До 205 166—240 206—220 241- 221 —310 —285 311—700* 286 -480 До 425 426—550 551—870
III До 175 176—225 . До 215 226—305 216—285 306—700* 286-480 До 390 301—55=5 556—870
IV До 190 До 125 191—280 126—260 281 261 —360 —280 361—700* 281—480 До 270 271—600 601—870
I До 135 До 135 136—240 136—275 241 276 —340 —305 341—700* 306—480 До 575 — 576—870
Сталь II III До 135 До 140 До 145 До 135 136—225 141—260 146—190 136—230 226—340 261—305 191—295 321—315 341—700* 306—480 296—700* 316—480 До 515 206—465 516—545 466—510 546—870 511—870
IV До 135 До 140 136—190 141—195 191 196 —265 —325 266—700* 326—480 1 До 380 ’ 381^540 541—870
* Верхняя граница токового интервала двухцепной ВЛ соответствует допустимому току при условии отклю-
чения одной цепи.
Примечание. Продолжительность использования максимальной нагрузки Ты принималась: для ВЛ 1)0—
330 кВ Тм = 5000 ч, 500—750 кВ Тм = 6000 ч.
Таблица 43.5. Экономические токовые интервалы для выбора сечений проводников ВЛ Сибири
ВЛ ПО кВ
Материал опор Район по гололеду (ПУЭ) 2 Нагрузка на одну цепь, А (одноцепная/двухцепная), при сечении проводов, мм
70 95 120 150 185 240
I До 40 — 41—135 136—170 171—210 211—385*
До 70 71—85 86—175 176—180 — 181—305
II III — До 155 116—175 176—185 186—385*
Железобетон. До 70 71—145 До 95 146—180 96—210 181—305 211—385*
До 140 141—155 156—160 161—305
IV — До 175 176—205 206—385*
До 140 141—150 151—165 166—305
I До 120 121—180 181—230 231—385*
56—115 116—215 — 216—305
До 75 76—180 181—385*
Сталь III До 85 — 86—200 До 130 131—.140 201—305 141—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 Район по гололеду (ПУЭ) 2 Нагрузка на одну цепь, А (одноцепная/двухцепная), при сечении проводов, мм
опор 240 300 ' 400 500 3x300 3x400 3x500
I До 240 До 270 241—370 271—330 371—450 331—415 451—800* 416—480 До 930 931—1615 1616—2090
II III 1 До 240 241—370 371—450 451—800* До 930 До 930 931—1615 931—1615 1616—2090 1616—2090
Железобетон До 270 До 265 271—330 266—340 331—415 341—445 416—480 446—800*
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
I До 210 211—370* 371—485* 486—800* До 1180 1181—1565 1566—2090
До 205 206—345 346—415 416—480
Сталь - II. III До 210 До 205 До 210 211—350* 206—345 211—300 351—485* 346—415 301—435 486—800* 416—480 436—800* До 1180 До 1180 1181—1565 1181-Х—1600 1566—2090 1601—2090
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 двухцепной ВЛ соответствует допустимому току при условии отклю-
чения одной цепи.
Примечание. Продолжительность использования максимальной нагрузки Гм принималась: для ВЛ ПО—
330 кВ Тк = 5000 ч, 500 750 кВ Гм = 6000 ч.
ВЛ 330, 500—750 кВ длиной более 200 и 500 км со-
ответственно — не более 1.
Для ВЛ 110—220 кВ принимается а,- = 1,05, что
соответствует математическому ожиданию указан-
ного значения в зоне наиболее часто встречающих-
ся темпов роста нагрузки; ат— коэффициент, учи-
тывающий число часов использования максималь-
ной нагрузки линии Тм и ее значение в максимуме
ЭЭС (определяется коэффициентом Л'м). Значение
Км принимается равным отношению нагрузки ли-
нии в час максимума нагрузки энергосистемы к
собственному максимуму нагрузки линии. Усред-
ненные значения коэффициента оу принимаются
поданным табл. 43.6.
Для линий с максимумом нагрузки летом или
в часы снижения нагрузки ЭЭС (при Кы < 0,5) значе-
ние /5 соответствует максимальному току ВЛ, а ко-
эффициент су принимается по следующим данным:
При При
max < ЗОООч ^а max > ЗОООч
Европейская часть
России 0,3 0,4
Сибирь 0,5 0,7
Дальний Восток 0,2 0,3
При пользовании нормированными значения-
ми экономических токовых интервалов необходи-
мо также руководствоваться следующим. Приве-
денные значения относятся только к проектируе-
мым линиям и не являются критерием экономиче-
ской нагрузки существующих. На таких линиях по
сравнению с прокладкой дополнительных линий
или заменой проводников проводниками больших
2
сечений допускается плотность тока до 2 А/мм .
При расчетном токе одной цепи, превышаю-
щем верхнюю границу использования максималь-
ного сечения проводников ВЛ, следует рассматри-
вать варианты усиления сети.
Для линий с промежуточными отборами мощ-
ности выбор сечения производится по расчетной
нагрузке соответствующего участка. При этомдая
смежных участков допускается принимать одина-
ковое сечение (по более протяженному участку),
если их нагрузки находятся в соседних экономиче-
ских интервалах.
Сечение проводов ВЛ на ответвлениях длиной
до 2 км, сооружаемых одновременно с основной
линией, принимается таким же, как на основной.
При выполнении заходов действующих ВЛ
на ПС (электростанции) сечение проводника выби-
рается по экономическим токовым интервалам. Как
правило, выбранное сечение должно быть не мень-
ше, чем на основной линии.
Для ВЛ напряжением 110 и 220 кВ основной се-
ти, сооружаемых на территории крупнейших горо-
дов, как правило, рекомендуется применять'оече-
2
ния проводников 240 и 400 мм соответственно.
Для сети напряжением до 1000 В, рассчитывае-
мых по потере напряжения, сборных шин электроус-
тановок всех напряжений, сетей временных соору-
жений со сроком службы 3—5 лет, а также спецпере-
ходов выбор сечения по экономическим токовым ин-
тервалам не производится.
Проверка по условиям короны проводится
для ВЛ напряжением 35 кВ и выше, прокладывае-
мых по трассам с отметками выше 1000 м над уров-
нем моря. При более низких отметках проверка по
условиям короны и уровню радиопомех нс произ-
водится, если количество проводников в фазе и их
диаметр равны или больше значений, приведенных
в табл. 43.7 .;.
Данные для ВЛ 330 кВ соответствуют расстоя-
ниям между проводниками в фазе 400—600 мм,
Увеличение числа проводников в фазе и расстояния
между ними в фазе сверх указанных значений до-
пускается только при наличии технико-экономиче-
ских обоснований. 1
Условия проверки по допустимой токовой
нагрузки по нагреву:
'р.п ~ ДОП’
Таблица 43.6. Усредненные значения
коэффициента ат для ВЛ 110—750 кВ
Напряже- ние ли- нии, кВ Т ч ' 4 a 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 сечения
и диаметры проводников по условиям короны
Номиналь- ное напря- жение, кВ Количество проводников в фазе, шт. Диаметр провод- ника, мм Сечение стале- аллюминиевого 2. проводника, мм
110 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
где 7р п—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, возмож-
ных неравномерностей распределения токов между
линиями, секциями шин и т.п.); /доп —допустимый
длительный ток нагрузки с учетом поправочных
коэффициентов на условия прокладки
и температуру окружающей среды.
Проверка по допустимым потерям и откло-
нениям напряжения. Такой проверке не подлежат
линии электропередачи напряжением 35 кВ и вы-
ше, так как повышение уровня напряжения увели-
чением сечения проводников таких линий по срав-
нению с применением трансформаторов с РПН или
средств компенсации реактивной мощности эко-
номически не оправдывается. Проектируемая сеть
6—10—20 кВ подлежит проверке на максимальную
потерю напряжения от центра питания до удаленной
ПС. Допустимые потери напряжения в сети устанав- '
ливаются с учетом расчета сети НН на допустимые
отклонения напряжения. Увеличение сечения про-
водников на питающих линиях 6—10—20 кВ по ус-
ловиям потери напряжения допускается при нали-
чии технико-экономического обоснования по срав-
нению с применением на отдельных удаленных ПС
трансформаторов с РПН. Сеть 6—10 кВ, идущая к
приемникам электроэнергии этого напряжения, про-
веряется на допустимые отклонения напряжения.
Сети напряжением до 1000 В подлежат провер-
ке на допустимые отклонения напряжения у потре-
бителей. Отклонения напряжения для этих сетей
являются определяющими при выборе сечения
проводников. В расчетах городских сетей до 1 000 В
допускается исходить из заданной допустимой по-
тери напряжения от шин НН трансформаторной
подстанции (ТП) до наиболее удаленного электро-
приемника, считая ее равной 5—6 %. При этом до-
ля потери напряжения, приходящаяся на внутридо-
мовые магистрали и групповую сеть квартир, мо-
жет приниматься в пределах 1—2,5 % в зависимо-
сти от этажности жилых домов.
Выбор сечения кабельных линий выполняется
по нормативной плотности тока в зависимости
от конструкции кабеля, числа часов использования
максимальной нагрузки и региона страны
(табл. 43.8). Выбранное сечение должно быть про-
верено по допустимой длительной нагрузке в соот-
ветствии с принятыми условиями прокладки ка-
бельной 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 то-
ках КЗ подлежат кабельные линии, сборные шины,
шинопроводы. Проверке не подлежат провода воз-
душных линий, а также кабельных линий, защи-
щаемых плавкими предохранителями. Температу-
ра нагрева проверяемых проводников, током КЗ
должна быть не выше следующих предельно допус-
тимых значений, °C:
Алюминиевая часть сталеалюминиевых
проводов и алюминиевые шины............... 200
Кабели до 10 кВ включительно с бумажной
пропитанной изоляцией .................... 200
То же с поливинилхлоридной или резиновой
изоляцией.................................. 150 •
То же с полиэтиленовой изоляцией.......... 120
Кабели 20—220 кВ,
125
Предельные значения установившегося тока КЗ
До, соответствующего термической стойкости ка-
белей 10 кВ, приведены на рис. 43.8.
Таблйца 43.8. Экономическая плотность тока
для кабелей с алюминиевыми жилами
и бумажной изоляцией, А/мм2
Район страны Продолжительность использования максимальной нагрузки, ч
1000—3000 3000—5000 Болес 5000
Европейская часть Дальний Вос- ток, 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 (Гфикт определяется временем
действия релейной защиты и срабатывания приво-
дов выключателей)
КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
В СЕТЯХ ЭНЕРГОСИСТЕМ
Потребителями реактивной мощности в ЭЭС
являются электроприемники промышленных пред-
приятий, электрифицированный железнодорож-
ный и городской транспорт, электроприемники
сельскохозяйственных производств, а также мало-
мощная нагрузка населенных мест. Широкое при-
менение различных бытовых приборов и люминес-
центных светильников привело к увеличению реак-
тивной мощности нагрузки коммунально-бытовых
потребителей.
Реактивная мощность нагрузки определяется
на основании данных о значениях активной мощно-
сти нагрузки и cos <р. Естественные cos <р промыш-
ленных предприятий определяются по данным спе-
циализированных проектных институтов. При от-
сутствии таких данных можно воспользоваться
ориентировочными значениями по отраслям про-
мышленности, приведенными ниже:
Предприятия cos <р
Тяжелого машиностроения................ 0,73
Станкостроения......................... 0,68
Инструментальные....................... 0,69
Шарикоподшипниковые.................... 0,83
По производству подъемно-транспортных •
машин...............................0,75
Автотракторные.......................... 0,79
По производству сельскохозяйственных
машин................................ '0,79
Приборостроения..........:........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
Анилинокрасочные....................... 0,7 Л
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 ши-
нах 6—10 кВ ПС ПО кВ и выше должны прини-
маться с учетом:
обеспечения допустимых уровней напряжения
в расчетных режимах работы сети;
требований «Инструкции по системному расче-
ту компенсации реактивной мощности в электриче-
ских сетях» (СПО Союзтехэперго. М., 1981).
Первое из указанных условий определяется
техническими ограничениями (уровни напряже-
ния, пропускная способность сети в нормальных
и послеаварийных режимах) и учитывается при
проведении электрических расчетов сети. В расче-
тах рекомендуется принимать коэффициент реак-
тивной мощности tg <р на шинах ПС 6—10 кВ на ос-
новании отчетных данных, но не выше 0,4, т.е. та-
кого значения, которое реально обеспечивается уже
в настоящее время. При выполнении расчетов ста-
ционарных режимов рекомендуется руководство-
ваться следующим:
в питающих пунктах сети наибольшие расчет-
ные напряжения при отсутствии более точных дан-
ных следует принимать ниже максимальных рабо-
чих по ГОСТ: на 1 % для сетей 500 и 750 кВ и
на 2,5 % для сетей напряжением 330 кВ и ниже;
на шипах понижающих ПС в режимах макси-
мальной нагрузки рекомендуются такие уровни на-
пряжения, при которых на вторичной стороне
трансформаторов с учетом использования РПН на-
пряжение будет не ниже 1,05 номинального, а в по-
слеаварийных 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 ус-
ловии, что на шинах 6—10 кВ не будет превышено
номинальное;
в расчетах распределительных сетей напряжение
на шинах СН и НН опорных ПС при отсутствии ис-
ходных данных рекомендуется принимать равным:
для режима максимальных нагрузок 1,05 номиналь-
ного, а для режима минимальных нагрузок номи-
нальному напряжению сети.
При этом необходимо учитывать использова-
ние имеющихся возможностей регулирования на-
пряжения:
изменением реактивной мощности, вырабаты-
ваемой генераторами и синхронными компенсато-
рами, включая перевод их в режим потребления ре-
активной мощности;
включением (отключением) шунтовых реакто-
ров и батарей конденсаторов.
Второе условие предполагает установку в сети
дополнительных компенсирующих устройств (КУ)
сверх необходимых по балансу реактивной мощно-
сти и обосновывается экономическими соображе-
ниями, т.е. если затраты на установку и эксплуата-
цию КУ перекрываются экономией за счет дости-
гаемого при этом снижения потерь электроэнергии
в сети. Мощность КУ, которые целесообразно уста-
новить по экономическим соображениям, как пра-
О 25 50 75 100 /, км 0 25 50 75 100 I, км 0 25 50 75 100 I, км
О 25 50 75 100 /, км 0 25 50 75 100/, км 0 - 25 50 75 100/,км
Рис. 43.9. Обобщенные расчетные кривые дли определении оптимального tg ф для европейской части РФ:
т — время наибольших потерь; L — удаленность центра питания (ЦП) (220—330 кВ) от источника питания
500—750 кВ; / — удаленность подстанции 110 кВ от ЦП; 5ДОП — допустимая по нагреву передаваемая мощ-
ность, МВ - А; .$н — нагрузка головного участка ВЛ, МВ-А
вило, превышает мощность КУ, необходимую по
техническим ограничениям.
При перспективном проектировании ЭЭС, ха-
рактеризующемся относительно большой погреш-
ностью и неопределенностью исходной информа-
ции, получили распространение более упрощенные
методы определения значений реактивной мощно-
сти, передаваемой по сети на шины ПС. Используе-
мые в этих случаях рекомендации полностью соот-
ветствуют основным положениям и принципам
упомянутой выше Инструкции и вместе с тем обес-
печивают условия для принятия в проектах разви-
тия энергосистем и электрических сетей решений,
гарантирующих сохранение в ЭЭС баланса реак-
тивной мощности при нормативных уровнях напря-
жения в расчетных режимах независимо от факти-
ческой реализации предложений по оптимальной
степени компенсации реактивных нагрузок у по-
требителей.
Определение экономически обоснованных ко-
эффициентов реактивной мощности tg <р на шинах
ПС при перспективном проектировании ведется
с использованием обобщенных показателей
(рис. 43.9—43.11). Они дифференцированы для ев-
ропейской части, Сибири и восточной части страны
из-за разных значений замыкающих затрат на элек-
троэнергию и удельных показателей стоимости КУ.
Порядок выполнения расчетов сводится к сле-
дующему:
1. Для рассматриваемой сети выполняются рас-
четы потокораспределения мощностей в нормаль-
ном и послеаварийных режимах в час максимума на-
грузки. При этом исходное значение tg <р на шинах
6—10 кВ ПС 110 кВ принимается па основании ана-
лиза отчетных или проектных данных, но не выше
0,4. В расчетах учитываются также существующие,
сооружаемые и реально запланированные КУ. По ре-
зультатам упомянутых расчетов выявляется мини-
мально необходимая мощность КУ, устанавливае-
мых на ПС напряжением НО кВ и выше, обеспечи-
вающая нормативные уровни напряжения в сети во
Рис. 43.10. То же, что на рис. 43.9, для Восточных районов
всех расчетных режимах. Полученная мощность со-
ответствует требованиям технических ограничений.
2. Оптимальное значение tg <р на шинах 6—10 кВ
рассматриваемой ПС ПО кВ определяется по рас-
четным кривым, для чего следует предварительно
определить:
удаленность рассматриваемой ПС 1 КГкВ от ЦП
220—330 кВ (Z);
удаленность ЦП от электростанции или ПС
500—750 кВ (I);
загрузку головного участка ВЛ 110 кВ, к кото-
рой присоединена ПС.
3. При радиальной схеме сети определение по-
казателей по удаленности и загрузке не требует
специальных пояснений.
При определении оптимального tg <р для ПС
ПО кВ в замкнутой сети рекомендуется принимать
значения / и L в соответствии с потокораспределенп-
ем мощностей в нормальном режиме. При этом, если
в ЦП установлены синхронные компенсаторы или
батареи конденсаторов, они условно приравнивают-
ся к ВЛ 220—330 кВ протяженностью L = 0. Для ЦП,
получающего мощность по нескольким ВЛ 220—
330 кВ, эквивалентную удаленность от источника
питания L рекомендуется определять как средне-
арифметическое значение длин питающих ВЛ 220—
330 кВ (включая ветвь КУ с L = 0), по каждой из ко-
торых к рассматриваемому ЦП притекает не менее
30 % суммарной реактивной мощности нагрузки ЦП.
Для ПС 110 кВ, находящейся в точке потокораз-
дела реактивных мощностей, предварительно опре-
деляется tg <р' и tg <р" отдельно для потоков мощно-
сти по каждой питающей ВЛ 110 кВ, а затем для
суммарной нагрузки ПС находится его средневзве-
шенное значение:
tg <Рсв = (р 'tg <Р'+ Р "tg <Р ") /Р,
где Р' и Р" — потоки активной мощности, посту-
пающие на ПС по соответствующим ВЛ ПО кВ;
Р-=Р' + Р" — суммарная активная нагрузка ПС.
При распределении суммарной мощности наме-
ченных к установке КУ между сетями разных напря-
жений следует исходить из того, что на ПС распреде-
лительной сети напряжением 35 кВ и выше, как пра-
вило, должны устанавливаться батареи конденсато-
ров, а на ПС основной сети при необходимости ис-
пользования КУ для повышения устойчивости элек-
тропередачи пли осуществления глубокого регули-
рования напряжения — синхронные компенсаторы.
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
[Разд. 43
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 по-
токи реактивной мощности без больших перепадов
напряжений, могут оказаться целесообразными от-
каз от установки КУ и сосредоточение их на опор-
ных 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 каж-
дая фаза ВЛ обычно представляется П-образной
схемой замещения (рис. 43.12,я). Параметры этой
схемы замещения при длине ВЛ до 300 км опреде-
ляются выражениями:
г=г0/; х=х0Е, g = gol; b = bol,
где r0, х0, g0, b(J — сопротивления, Ом/км, и прово-
димости, См/км; / — длина линии, км; г0 находится
в зависимости от температуры t проводника по со-
Рис. 43.12. Схемы замещения линий
противлению при r0 20 20 °C, приведенному в соот-
ветствии с ГОСТ 938-80 в табл. 43.9:
г0 = г020[1 +0,004(1-20 °C)].
Индуктивное сопротивление х0 и емкостная
проводимость Ь() для ВЛ с расщепленными про-
водами:
Пср 0,0157
х0 = 0,1445 Ig-^ + ;
ьо = —10
1g-2
ч
Таблица 43.9. Сопротивления и проводимости ВЛ с нерасщеилеииымн проводами
Сечение про- 2 водника, м r0 2(), Ом/км, при 20 °C Номинальное напряжение 17|10м, кВ
35 но 220
х0, Ом/км />0 • 10 б, См/км х0, Ом/км />0-10 б, См/км Х0, Ом/км />0 • Ю б, 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 — —
1.85/29 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 расщепленно-
го провода.
Зависимость £>ср (Ц|ОМ) приведена ниже:
Номинальное напряже-
ние1/но№кВ......... 35 110 150 220^ 330 500
^Ср-М.............. 3,5 5 6,5 8 11 14
р * . •
Эквивалентный радиус расщепленного провода
Йэ = JnRp"-1 ,
<
где п — число проводов расщепленной фазы; R —
радиус проводника; р — радиус расщепления,
______а
Р 2siri(n/n)’
а — расстояние между п проводами в фазе.
Для некоторых значений п значения эквива-
лентного радиуса приведены ниже:
п....... 1 2 3 4 8
К ..,. R (нерасще-
пленный
провод)
ДЁа 3jRa2 ^Ra3j2 Ra -52
Активная проводимость g0 определяется мак-
симальными либо среднегодовыми потерями на ко-
рону &Ркор, кВт/км, и номинальным напряжением
линии С/|10м, кВ:
2
So = АРкор/г/вом •
Значения х0, Ьо, а также r0 2о для некоторых се- •
чений проводников приведены в табл. 43.9 и 43.10.
Таблица 43.10. Сопротивления и проводимости
ВЛ с расщепленными проводами (на фазу)
Сечение провода, 2 мм Число про- водников в фазе '0 20’ Ом/км, при 20 °C Ц1ОМ = 330кВ
*0> Ом/км /? - 10б, 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, емкост-
ной проводимости и длины линии:
Qc=U2b = U2bol.
Средние значения ее на 1 км (удельные qc) при
U = 1,05С7„ОМ для ВЛ 35—330 кВ приведены ниже:
С/пом>кВ................. 35 110 220 330
qc-10-2, Мвар............ Q37 з,б 14 41
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 полу-
чают путем умножения их на поправочные коэф-
фициенты Кг Кх, Кс соответственно для активного
и индуктивного сопротивлений и емкостной про-
водимости. Если длина ВЛ не превышает 1000 км,
Таблица 43.11. Сопротивление и зарядная мощность кабелей с бумажной изоляцией и вязкой
пропиткой
Сечение . 2 ЖИЛЫ, мм г0, Ом/км Номинальное напряжение Ц|ОЫ, кВ
6 10 20 35
Медь Алюми- ний х0, Ом/км 9со> квар/км *0> Ом/км 4со-|,. квар/км х0> Ом/км 9СО’ квар/км Ом/км 9С0’ квар/км
10 1,84 3,1 0,110 2,3 — — — — — —
16 1,15 1,04 0,102 2,6 0,113 5,9 '• -— — — —
25 0,74 1,24 0,091 : 4,1 6,099 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 6,083 : 5,2 0,09 П,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 ; о,Ю7 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 коэффициенты могут быть вы-
числены по упрощенным формулам.
В ряде случаев ВЛ напряжением 500 кВ и выше
представляются в расчетах не П-образной схемой за-
мещения, а пассивным симметричным четырехпо-
люсником с константами А , В, С, D [рис. 43.12, б].
Константы четырехполюсника связаны с параметра-
ми П-образной схемы замещения выражениями:
А = D= 1 + ZY/2;
B=Z\
С= Г(1 + ZY/4),
где Z = г + jx; Y = g + jb.
В большинстве расчетов сетей ПО—330 кВ
могут быть использованы П-образные схемы за-
мещения в виде, указанном на рис. 43.12, в. Ка-
бельные линии также представляются П-образной
схемой замещения. Они имеют ббльшие значения
емкостной проводимости, нежели воздушные.
В табл. 43.11 указаны сопротивления г0 и л0, а так-
же зарядная мощность дсо для кабелей с бумажной
изоляцией и с вязкой пропиткой. В табл. 43.12 пред-
ставлены аналогичные данные для маслонаполнен-
ных кабелей с медными жилами. Параметры схемы
замещения кабельных линий длиной до 50 км опре-
деляются умножением данных табл. 43.11 и 43.12
на длину. При больших длинах необходимо вво-
дить поправочные коэффициенты Кг, Кх, Кс. Ак-
тивная проводимость g учитывается для кабельных
линий 110 кВ и выше по значению реактивной про-
водимости Ь и tg S:
g = Z>tgS.
Таблица 43.12. Сопротивление и зарядная
мощность маслонаполненных кабелей с медными
жилами
Сечение жилы, 2 ММ г0> Ом/км Номинальное напряжение 1/,юм, кВ
110 220
х0, Ом/км ( 9 СО’ Мвар/км *0- 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 8 берется по данным заводов-изготови-
телей и находится в пределах 0,003—0,006.
СХЕМЫ ЗАМЕЩЕНИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ
И АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ
Схемы замещения двух- и трехобмоточных
трансформаторов представлены на рис. 43.13
и 43.14. Для двухобмоточных трансформаторов па-
Рис. 43.13. Схема замещения двухобмоточиого
трансформатора
Рис. 43.14. Схема замещения трехобмоточиого
трансформатора
раметры схемы замещения гт, Ом; лт, Ом; gT, См;
6Т, См; Agx, квар:
2 -з
ДР U -10
к пом
'т ~ 2 ’
S
пом
ГГ2
_ ик% и пом
Хт ~ 100 5,,ом ;
ДР 1
х . п-3 .
ном
О^пом
где ДРК и ДРХ в кВт; Agx в квар; ЦК1М в кВ; S„0M
в МВ-А. '
Для трехобмоточных трансформаторов ката-
ложные данные обычно содержат одно значение
потерь КЗ Д/’ЕИ СН , причем мощности обмоток
ВН и СН одинаковы и равны номинальной. В этом
случае активное сопротивление каждой из обмоток
дрВН^н 2
Г = -------НОМ 10-3
Активное сопротивление обмотки НН опреде-
ляется по соотношению мощностей
нн _ ВН
гт ~ гт диом/дНН’
где — мощность обмотки НН.
До определения индуктивного сопротивления
схемы замещения трехобмоточного трансформато-
ра по каталожным данным находят напряжения КЗ
каждого луча схемы:
ВН—СН ВН—СН СН—НН
-,ВН I Ск% +ик% ~ С к%
~ 2
СН _ ВН—СН ,.ВН.
С к% ~ С к% ~°к%>
НН _ ВН—HH ВН
Ск%~°к% ик%-
После того как найдены эти значения, индук-
тивные сопротивления лучей схемы замещения
рис. 43.14 определяются по формулам, приведен-
ным для двухобмоточного трансформатора. Актив-
ная и индуктивная проводимости трехобмоточного
трансформатора определяются так же, как для
двухобмоточного.
При определении Д£?х однофазных трансфор-
маторов, соединенных в трехфазную группу, в ка-
честве Д1|ом берется мощность трехфазной группы,
т.е. утроенная мощность однофазного трансформа-
тора. Точно так же АРК,соответствующие каталож-
ным данным однофазного трансформатора, в схеме
замещения рис. 43.13 утраиваются. Схема замеще-
ния АТ принимается такой же, как для трехобмо-
точного трансформатора [43.15]. Поэтому парамет-
ры схемы замещения АТ определяются по тем же
формулам. Отличие состоит в необходимости в не-
которых случаях предварительного приведения
к номинальной мощности каталожных значений
напряжений КЗ и потерь КЗ, отнесенных к мощно-
сти обмотки НН АТ. Это приведение производится
по выражениям: ' ••«... ' э,
ВН—НН ,ВН—НН
Uk ... ,= t/K /а;
СН—НН Г.,СН—НН.
Ск =UK /а;
. „вн—нн . „,вн—нн . 2
ДРм = ДРм ' /а ’
. „СН-НН ‘ А .„,СН—НН . .2
ЬРМ =АРМ /а >
где коэффициент а = S'HH/S'|IOM характеризует отно-
шение мощности обмотки НН к номинальной мощ-
Таблица 43.13. Трехфазные двухобмоточные
трансформаторы 35 кВ
Тип с ‘-'ном» МВ-А Цюм» '•т- Ом Ом дех, квар
ВН НН
тм, тмн 1 35 3,15; 6,3; 10,5; 11 14,2 79,6 15
тм,’ тмн 1,6 35 3,15; 6,3; 10,5; 11 7,89 49,8 22,4
тм, ТМН 2,5 ‘35 3,15; 6,3; 10,5; 11 4,6 31,8 27,5
тм, тмн 4 35 3,15; 6,3; 10,5; 11 2,56 23,0 40
тм, тмн 6,3 35 3,15; 6,3; 10,5; 11 1,43 14,6 37,8
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
поста АТ; штрихом обозначены величины, отне-
сенные к мощности обмотки НН, без штриха — ве-
личины, отнесенные к номинальной мощности;
г,вн—сн . „вн—сн
1Л и ДРМ приведению не подлежат,
так как в опытах КЗ они даны по отношению к но-
минальной мощности.
В табл. 43.13 —43.22 приведены параметры схе-
мы замещения трансформаторов и АТ 35—330 кВ.
Сопротивления гт и хт в этих таблицах приведены
к номинальному напряжению обмотки ВН.
Потери активной и реактивной мощностей ДРТ и
AgT в п параллельно работающих трансформаторах:
ДРк 52
др = — 4- + дрх;
т Л «2 х
, ° И0М
△бт
1 ^ку. 52
п 100 s2
+идех,
где 5 — нагрузка ПС, на которой установлены
трансформаторы; 5110М — номинальная мощность
каждого из них; Д£х принимается по данным
табл. 43.13 — 43.22.
Потери энергии в п параллельно включенных
трансформаторах
1 2
Л = идрх • 8760 +^PK(S^/SnoM)2T,
Где Stlg — наибольшая нагрузка ПС; т — время
потерь.
Таблица 43.14. Трехфазные трехобмоточные
трансформаторы 35 кВ
Тип V now 'р Ом хг, Ом дех,
МВ-А ВН СН НН ВН СН НН квар
ТМТН 6,3 0,85 0,85 0,85 0 15,5 15,5 75,6
ТДТН 10 0,51 0,51 0,51 11,8 0 10,5 100
ТМТН 16 0,30 0,30 0,30 7,38 0 6,54 152
Таблица 43.15. Трехфазные двухобмоточные
-,н. трансформаторы ПО кВ
Тип с "ном» МВ-А Цюм- кВ Ом Ом дех, квар
ВН НН
ТМН 2,5 НО 6,6; 11 42,6 508 37,5
ТМН 6,3 115 6,6; IP 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 3 115 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— 10,5; 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 11,1 687
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
Таблица 43.16. Трехфазные трехобмоточные
трансформаторы 110 кВ
Тип с "ЙОМ» МВ-А гт. Ом хт, Ом Лбх, 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
Таблица 43.17. Трехфазные двухобмоточные
трансформаторы 150 кВ
Тип с ‘-'пом» МВ-А Ц|ОМ> кВ Ом Ом ЛСх> квар
вн НН
ТМН 4 158 6,6; 11 54,6 655 48
тдн 16 158 6,6; 11 8,60 172 128
ТРДН 32 158 6,3—6,6; 10,5—10,5; 10,5—6,3 3,53 81,9 224
ТРДН 63 158 6,3—6,6; 10,5—10,5; 10,5—6,3 1,48 41,6 409
тдц 125 46-5 13,8; 10,5 0,66 24 625
тдц 250 165 10,5; 13,8; 15,75 0,28 12 1250
pfc ’ 400 165 20 0,16 7,5 2000
Таблица 43.18. Трехфазные трехобмоточные
трансформаторы и автотрансформаторы 150 кВ
Тип $иом» МВ-А г.р Ом хт, Ом △ех, квар
ВН СН НН ВН СН НН
ТДТН 16 4,68 4,68 4,68 175 0 105 160
ТДТН 25 2,9 2,9 2,9 112 0 67,4 225
ТДТН 1 140 1,44 1,44 1,44 70,2 0 42,1 320
ТДТН 63 0,9 0,9 0,9 44,5 0 26,7 441
АТДЦТН 100
Таблица 43.19. Трехфазпые двухобмоточные
трансформаторы 220 кВ
Тип с ‘-’пом’ МВ-А Ц.ом- кВ Ом хг, Ом дех, квар
ВН НН
ТРДН 32 230 6,6; 11; 6,6—11; 38,5 8,63 198 288
ТРДЦН 63 230 6,6; 11; 6,6—11; 38,5 , 4 100 504
ТДЦ : 80 242 6,3; 10,5; 13,5 2,93 80,5 480
трдцн 100 230 11; 38,5 1,9 63,5 700
ТДЦ 125 242 10,5; 13,8 1,42 51,5 625
ТРДЦН 160 230 11; 38,5 1,08 39,7 960
тдц 200 242 13,8; 15,75; 18 0,85 32,2 900
тдц 250 242 13,8; 15,75 0,61 25,8 1125
тдц 400 242 13,8; 15,75 0,32 16,1 1600
тц 630 242 15,75; 20 0,19 11,6 2205
Таблица 43.20. Трехфазные трехобмоточные
трансформаторы и автотрансформаторы 220 кВ
Тип *$иом» МВ-А гт, Ом хт, Ом ЛСх- квар
ВН СН НН ВН СН НН
ТДТН 25 5,71 5,71 5.71 275 0 148 300
АТДТН 32 3,74 3,74 7,49 198 0 364 192
ТДТН 40 3,97 3,97 3,97 165 0 126 440
ТДЦТН 63 2,13 2,13 2,13 109 0 92 630
АТДТН 63 1,43 1,43 2,86 101 0 193 315
АТДТН 100 0,69 0,69 1,37 60,8 0 103 500
АТДЦТН 125 0,49 0,49 0,98 48,7 0 82,5 625
АТДЦТН 160 0,39 0,39 0,78 38,0 0 67,8 800
АТДЦТН 200 0,28 0,28 0,57 30,4 0 54,2 1000
АТДЦТН 250 0,22 0,22 0,44 24,3 0 43,4 1250
Таблица 43.21. Трехфазные двухобмоточные
трансформаторы 330 кВ
Тип с м1ЮМ» МВ-А Цюм> кВ Ом Ом дех, квар
вн НН
ТРДН 32 330 6,3—6,6; 6,3—10,5; 10,5 18,1 374 272
тдн 32 330 38,5 18,1 374 272
ТРДН 63 330 6,3—6,3; 6,3—10,5; Ю,5 7,27 190 441
тдн 63 330 3.8,5 7,27 190 441
тдц 125 347 10,5; 13,8 2,77 106 625
ТРДЦН 125 330 10,5 2,93 95,8 625
тдц 200 347 13,8; 15,75; 18 1,68 66,2 900
ТРДЦН 200 330 10,5 * — — —
тдц 250 347 13,8; 15,75 1,16 53 1125
ТДЦ •. 400 347 15,75; 20 0,61 33,1 1600
ТЦ , 630 347 15,75; 20; 24 0,39 21 2205
тц 1000 347 24 0,26 13,8 4000
тц 1250 347 24 — — —
Таблица 43.22. Трехфазные АТ 330 кВ
Тип '7 С ‘-’ном’ МВ-А гт, Ом хт, Ом А(2Х> квар
ВН СН НН ВН СН НН
АТДЦТН 63 3,8 3,8 7,7 177 0 376 378
АТДЦТН 125 1,3 1,3 2,6 100 0 205 625
АТДЦТН 200 0,8 0,8 2,0 58 0 127 1000
ХАРАКТЕРИСТИКИ НАГРУЗКИ
Обобщенные статические характеристики на-
грузки могут быть представлены [43.6] в виде
р _ р Г ( ГА2 j. к Г "1Гт j. я -^чом^
+А^+:Ц1+^ /1ЮМ J-
~ ГХ Г ( и U "ifl j
I
где Ло, Qq, Uq—активная и реактивная мощности
и напряжение узла нагрузки в исходном режиме;
— номинальное значение частоты.
J ном
Обычно принимается ар = 0, т.е. линейная зави-
симость активной мощности нагрузки от напряже-
ния. Коэффициенты Ьр, сР и dp в зависимости от
характеристики узла нагрузки можно взять из
табл. 43.23. Коэффициенты Uq, Bq, cq и rfg берутся
в зависимости от cos <р из табл. 43.24.
Значения регулирующего эффекта нагрузки
вблизи режима с номинальным напряжением и но-
минальной частотой
(dP/dU)v=u- ; {dQ/dV)u=v ;
НОМ - ном
(dP/df)f=f ; (dQ/df)f=f
. J 'ном J 'ном
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 ртутные выпрямители................. 11
Освещение и бытовая нагрузка.............. 22
Потери в сетях............................. 8
Таблица &3.23<Значения коэффициентов Ьр,Ср, dp
Характер узла на- грузки Статические характеристики нагрузки
пологие средние крутые <7р
ЪР Ср 6р Ср Ьр Ср поло- гие сред- ние кру- тые
Преобла- дают крупные промыш- ленные . предпри- ятия 0,3 0,7 0,6 0,4 0,9 0,1 1,0 1,3 1,6
В сред- нем 0,4 0,6 0,9 0,1 1,4 0,4 0,5 1,0 1,5
Крупных предпри- ятии нет 0,9 0,1 1,2 -0,2 1,5 -0,5 0,4 0,7 ' 1.0
Таблица 43..24. Значения коэффициентов
aQ? bQ' CQ? dQ
Статические характеристики нагрузки cos (р
0,83— 0,87 0,88— 0,90 0,91— 0,93
" - aQ 10 11,9 14,1
Ъо -18 -21,8 -26,2
Пологие к
се 9 10,9 13,1
aQ 9,6 11,4 13,5
По напряже- - 15,3 - 18,5 -22,2
нию Средние
се 6,7 8,1 9,7
ае 10 11,9 14,1
Ьо - 14,4 -17,4 -21
Крутые v
CQ 5,4 6,5 7,9
Пологие dQ -0,5 -0,7 -1
По частоте Средние -1,1 -1,5 -2
Крутые dg -1,7 -2,3 -3
Таблица 43.25. Регулирующий эффект активной
мощности нагрузки
Статические характеристики нагрузки
Характер уз- ла нагрузки поло- гие сред- ние кру- тые поло- гие сред- ние кру- тые
дР/дО дРП*
Преоблада- ют крупные промышлен- ные пред- приятия 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 предпри- ятий нет 0,9 1,2 1,5 ,0,4 0,7 1,0
Таблица 43.26. Регулирующий эффект
реактивной мощности нагрузки
COS (Р Статические характеристики нагрузки
поло- гие сред- ние кру- тые поло- гие сред- ние кру- тые
dQ/dU OQ/df
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
Упрощенно можно считать, что активная мощ-
ность нагрузки не зависит от изменения напряже-
ния (Р = const), а реактивная пропорциональна
квадрату напряжения (х = const). В ряде случаев
принимают, что не только активная, но и реактив-
ная мощность нагрузки не зависит от напряжения
(Р = const, Q = const).
43.4. РАСЧЕТНЫЕ СХЕМЫ РАЗОМКНУТЫХ
И ПРОСТЕЙШИХ ЗАМКНУТЫХ СЕТЕЙ
Расчетная мощность ПС S ч (рис. 43.15)
представляет собой мощность нагрузки с учетом
потерь мощности в трансформаторах и зарядной
мощности линий
$расч = $„ + +УА&,-jQ'ci -JQ'c2 ’
где
. 2 ^1 . 2 ^2
ес1 = ^ому; ес2 = ^.ом2 -
РАСЧЕТЫ РЕЖИМОВ РАЗОМКНУТЫХ СЕТЕЙ
«Расчет по данным конца» имеет целью опреде-
ление напряжения С’А и потока мощности в начале
линии SA по заданным напряжению Un и нагруз-
ке Sn в конце (рис. 43.16). Расчет выполняется по
участкам сети, начиная с последнего и-го. На этом
участке определяются падение напряжения
Un-l^J(Un + ^U„)2 + ^U2n,
где Д1/„ и 6Un — продольная и поперечная состав-
ляющие:
ДС7л=(-р»''л + еи^)/с/„;
6l/„=(P„x„-C„r„)/t/„,
а также потери мощности
ДР
де
.2
После этого определяется мощность в конце
предыдущего (и - 1)-го участка
д'л-1 = Sn + EPn+^Qn+ 5п_х
и таким же образом находятся падение напряжения
и потери мощности на (л - 1)-м участке и т.д.
«Расчет по данным начала» отличается от «рас-
чета по данным конца» тем, что в первом случае за-
дается напряжение не в конце линии, а в начале
UA . Этот расчет выполняется в два этапа. На пер-
вом этапе находят только потери мощности по тем
же формулам, принимая, что во всех узлах нагрузки
напряжение равно номинальному Ц|ом. Первый
этап заканчивается определением мощности голов-
ного участка S'A и SA . На втором этапе по найден-
ным на первом этапе значениям потоков мощности
определяются падения напряжения по участкам,
начиная с первого (см. рис. 43.16):
Ux = +
где
Рис. 43.15. Определение расчетной мощности ПС:
ДРХ, EQK — потери активной и реактивной мощности
при холостом ходе трансформатора
Д1?!
8С7г =
Ua
«Расчет по данным начала» заканчивается оп-
ределением напряжения Un.
В местных сетях потери мощности и попереч-
ная составляющая падения напряжения не учиты-
ваются и потери напряжения определяются по но-
—faQc
Рис. 43.16. Расчет режима разомкнутой сети
U^aS{ zx
минальному напряжению. Суммарная потеря на-
пряжения в местной сети с двумя участками,в соот-
ветствии с обозначениями рис. 43.17
Д17 = —i-[(jyj +Р2г2У+ (Qixi + Q2x2)] .
VI1OM
Суммарная потеря напряжения в местной сети с
п участками определяется выражением
1 ГП п д
Au=-i-(sv/+ гел).
ипом 4=1 1 = 1 7
Метод систематизированного подбора является
графоаналитическим и применяется при необходи-
мости более строгого учета нелинейности характе-
ристик в расчетах разомкнутых сетей, нагрузки, за-
висимости потерь на корону от напряжения проме-
жуточных точек линии и т.д.
Расчет этим методом режима сети, показанной
на рис. 43.18, а и имеющий в узловых точках J и 2
нагрузку, заданную статическими характеристика-
ми по напряжению, проводится для разных значе-
ний напряжения <72 в следующем порядке. Задают
L^!)- Находят по статистическим характеристикам
РК2.(\\=№> и б„2(1) Определяют
2 ^2
JCC2(1) = ^2(1)^ ’
^2 = P'2(1)+JQ"2(.1)= Pn2(l)^^(.V) ~J^C2(l)’
$2(1) = »$ 2(1) + ДР2(1) +7Дб2(1у;
^1(1) = ^2(1) + Д1/2(1)+7б[/2(1)-
По напряжению Ц(1) и статическим характе-
ристикам определяют =f(U) и бЛ1(1)
затем Q'C2, б ci , затем S'j и, наконец, напряже-
ние j j. После этого расчет повторяют для дру-
гих значений Й2(2) > ^2(3) и т-д- и по зад и
кривым рис. 43.J 8, б находят искомые напряжения
£7 1 иск И СА иск •
1 ИСК £. ИСК
Рис. 43.17. Определение потери напряжения
в местных сетях
РАСЧЕТЫ РЕЖИМОВ ЗАМКНУТЫХ СЕТЕЙ
Кольцевая схема с одним питательным пунктом
и тремя нагрузками, взятая в качестве примера
(рис. 43.19, о), разрезается по шине А. Потокорас-
пределение в такой схеме находится в два этапа.
На первом этапе расчет проводится без учета по-
терь мощности. Сначала определяются потоки
мощности на головных участках по следующим
формулам:
$1 С?12 + -23+-Л'3^+ $2 (—23 +-л,з) + $3^л,3
Рис. 43.18. Расчет режима разомкнутой сети мето-
дом систематизированного подбора
$1^41 + ty-A 1 ’’'-и) + $3 (-Л1 +-12+-2з)
Рис. 43.19. Расчет режима кольцевой сети с одной
точкой нотокораздела
где ZAA> = ZAl+ Z12 + Z23 + ZA>3, а затем с помо-
щью первого закона Кирхгофа ина других участках.
Проверкой правильности проделанных расче-
тов служит выполнение условия
$А + sA, = s} + s2+ s3.
При одинаковых сечениях на всех участках
вместо сопротивлений подставляются соответст-
вующие длины.
На втором этапе приближенно учитываются по-
тери мощности на участках сети. Расчет начинает-
ся от точки потокораздела ▼ (рис. 43.19, б). При
этом найденные на первом этапе значения, SA и
S]2 принимаются за исходные, а потери мощности
«расщепления сети». Он заключается в том, что сеть
разбивается на две самостоятельные: одна с реактив-
ными сопротивлениями и активными нагрузками и
вторая с активными сопротивлениями и реактивны-
ми нагрузками. По первой схеме — с реактивными
сопротивлениями находится потокораспределение
активной мощности, по второй — с активными со-
противлениями — потокораспределение реактивной
мощности. Найденные потоки суммируют друг с
другом, получая распределение полных мощностей.
Погрешность метода «расщепления сети» тем мень-
шая, чем более однородной, т.е. имеющей одинако-
вое отношение r/х, является сеть. Для расчета сети с
двусторонним питанием при различающихся напря-
жениях на концах применяется принцип наложения
(рис. 43.21). Потоки мощности на головных участках
без учета потерь составят:
определяются по номинальному напряжению сети.
Например, для участка 1—2 (см. рис. 43.19, а)
др12 =
р2 + сг
г12 + ь?12
и2
ном
12’
U + 612
• • ^А^^Ь, ^(Z2 + Z3) + ^2^3
ЛА п ОА—.
—АВ
—АВ
. . йв- йА s^Z] + s2(Zj + z2)
йВ “ UB 7
-АВ
-АВ
△е12 =
мощность в начале участка 2—3 (рис. 43.19, б)
23 “ $12 + 12 + .1Д 6[2 + $2 '
Далее находят потери мощности на участке 2—3,
мощность в начале участка А'—3 и т.д. Аналогично
проводится расчет для случая, когда точки потоко-
раздела для активной и реактивной мощностей не
совпадают (рис. 43.20, а). Для наглядности можно
представить, что сеть распадается на два участка, пи-
тающихся от точек А и А', и в конце участков вклю-
чены нагрузки 5] и S 2 (43.20,6):
$ 1 = РА +7(612 + Д6и) ’
г , . i-
$2 = Р23 + Д^12 +-1'623 '
Приближенные расчеты потокораспрсделения в
замкнутых сетях могут производиться по методу
Рис. 43.20. Расчет режима кольцевой сети с двумя
точками потокораздела
где ZAB — Z| + Z2 + Z3 .
Если представить нагрузки в сети с двусторон-
ним питанием постоянными сопротивлениями, то
потоки мощности по принципу наложения [43.2]
составят:
2
р\ вшссц + I/] L72y12sin(5-a12) •
; 2
6] = 17 |У 11 cos<х 11 — t7| U2y 12 cos (5 — a ]2) *
2
Р2 s‘62y11 sind22 - C/]172y12sin(6 + a]2);
62 = ^2У11 cosa22 “ ^1 42-y12cos(^ + a12^ '
Здесь положительные направления потоков
мощности отвечают указанным на рис. 43.22 (уц,
У] 2, У22 — собственная и взаимная проводимость
схемы замещения):
Рис. 43.21. Сеть с двусторонним питанием
Р2
^»2
с2
Рис. 43.22. Положительные направления потоков
мощности
Рис. 43.23. Определение собственных и взаимных
проводимостей
Рнс. 43.24. Т-образная («) и П-образная (б) схемы
замещения сети
Ju “ у ~Уц^ Уц :
^11
1 1
J12 ~ у- = : -22 - у - Угг^>2г >
—12 —22
. *11 . *12
Vn=arctg — ; V12 = arctg — ;
Г11 Г12
*22
V22 = arctS ~ ’
'22
an = 90° - a12 = 90° - v|f12; a.22 = 90° - y22.
Собственные и взаимные проводимости могут
определяться в общем случае методом единичных
токов. При этом ветви всех источников, кроме од-
ного, соединяются с обратным проводом, в одной
из ветвей задаются единичным током и путем про-
стейших расчетов находят получающиеся при этом
напряжения в точках присоединения источников.
Деля токи ветвей т и п на напряжение в узле т, по-
лучают значения искомых проводимостей:
..cJ„i,= V<V
Для сети с двусторонним питанием, показанной
на рис. 43.23, расчет выполняют в такой последова-
тельности:
С/5 = i2Z2 = z2 ; i5 = u5/zs = ;
z3 = i5+ i2 = z2/^5 + 1;
, . . Z2 + Zc
u3=u5+ I3Z3^Z2 + -^Z3
И т.д.
В конце расчета
у12= (7/4 = <7,; Ли= Uy/ix-
Для определения _У12 узел 1 соединяется с об-
ратным проводом, в этой ветви задаются единич-
ным током Z] = 1, и расчет повторяется. В резуль-
тате находят
-22 _ 4'/ ^2" !-?21 ~ /1 “ ^2 •
Равенство Х12 — Y21 может служить проверкой
правильности проделанных расчетов.
Для сети с двусторонним питанием, сводящейся
либо к Т-образной схеме замещения (рис. 43.24, а),
либо к П-образной (рис. 43.24, б), значения собст-
венных и взаимных проводимостей следующие:'
для Т-образной схемы
для П-образной схемы
J12 “ —21 “ 7 ’
-12
J11
J|Q +J12 .
^10^12
_ 2,0 +Z]2
^20^12
Выражения для Р и Q могут быть распростране-
ны на сети с любым числом источников питания. Для
сети с п источниками питания активная и реактивная
мощности, отдаваемые /-источником в сеть равны:
2 71
Л = исУц I sin(8z/-aiy);
./=1 _ /*/
2 л -
Qi = UiXn c6sa)7- Е и,и}уц cos(8,y-a,7).
J=l J*i
УПРОЩАЮЩИЕ ПРЕОБРАЗОВАНИЯ СХЕМ
ЗАМЕЩЕНИЯ
Применяются следующие преобразования схем
замещения:
- замена нескольких источников ЭДС, присоеди-
ненных к одному узлу (рис. 43.25), одним:
4 Z] . Z2 Z3
Рис. 43.25. Замена нескольких источников ЭДС
одним
Рис. 43.26. Перенос нагрузки
• • 2Э . 2, . 2, . z3
перенос нагрузки S = SA + Se из точки О
в точки А и В (рис. 43.26, а):
Z2 .
S, = —Аг 5;
2i +
Z} .
t , ,
перенос нагрузок SA и SB- [ SA + SB = S] из
точек A vi В в точку О (рис. 43.26, б):
преобразование звезды в треугольник и обрат-
но (рис. 43.27):
2)2 _ 2] + —2 + Z^ Z2 / Z^ у
213 = -1 + —3 + Z^Z^ / ^2 j
'-23 = 2г + Z^ + ^2—3 1 ’
2]г21з „' 21222з
1 2)2 + 21з+ 2гз 2 212 + 213+ -гз
Z _ 21з^з
3 212 + 21з+22з
Рис. 43.27. Преобразование звезды в треугольник
Рис. 43.28. Универсальные преобразования схемы
замещения
Универсальные преобразования схем замеще-
ния могут быть показаны на примере схемы
на рис. 43.28, а, в которой необходимо преобразо-
вать часть схемы с двумя источниками напряжения
I левее узла примыкания 1 в. схему, содержащую
только один источник.
При этом режим остальной части схемы правее
узла 1 не должен измениться, а мощность эквива-
лентного источника должна равняться сумме мощ-
ностей источников в преобразованной части схемы:
^э= ^a+Sb.
Получаются два значения напряжения эквива-
ЛО)
лентного источника: с/э , служащее для опреде-
ления мощности в ветви примыкания / эквивалент-
* (3)
ной схемы рис. 43.28, б, и U 3 , служащее для оп-
ределения мощности в ветви эквивалентного ис-
точника:
-13
< г>э3? = г(^п+ с>пТ1п).
Лэ
где значение У)э может быть взято произвольно.
Проводимость ветви эквивалентного источника
2е 2
[^КП+17„УП,11-
А
4
i =
(^Э>)2
-(Ц%+Й1Ц1)У]11|.
Собственная проводимость ветви примыкания
в эквивалентной схеме замещения принимается та-
кой же, как и в исходной схеме замещения
У(э) = Y
<11 111 •
Преобразованная часть схемы может быть
представлена в виде П-образной схемы замещения
с параметрами
21Э=1/Г1Э; Т1О=УП-Г1Э;
Тэр = ^-Т1э-
43.5. РАСЧЕТ РЕЖИМОВ СЕТЕЙ БОЛЬШОЙ
J — столбцовая матрица задающих токов в п -1
узлах,
J1
J2
за положительное направление задающего тока”
принимается его направление к узлу; Ub2 —
столбцовая матрица падений напряжений в сопро-
тивлениях ветвей ,
СЛОЖНОСТИ
ПРЯМОЙ МЕТОД РАСЧЕТА СЕТИ
В прямом методе расчета используются уравне-
ния состояния сети:
MI = j ; NUb2=Ek>
где М — первая матрица соединений, или матрица
соединений в узлах. Строки этой матрицы соответ-
ствуют узлам схемы, кроме балансирующего,
столбцы — ветвям схемы. Элементы матрицы пред-
ставляют собой +1, если ток ветви выходит из дан-
ного узла и -1, если ток входит в данный узел. Ес-
ли ветвь не связана с данным узлом, то соответст-
вующий элемент матрицы М равен нулю; N —
вторая матрица соединений, или матрица соедине-
ний в контурах. Строки этой матрицы соответству-
ют независимым контурам схемы, а столбцы, так
же как и в матрице М, отвечают ветвям схемы. Ес-
ли направление тока в ветви совпадает с направле-
нием обхода контура, то соответствующий элемент
матрицы равен +1, если направление тока противо-
положно направлению обхода, то соответствую-
щий элемент равен -1. Если же ветвь не входит
в рассматриваемый контур, то соответствующий
элемент матрицы N равен нулю. До составления
матриц М и N необходимо выбрать положитель-
ные направления токов в ветвях и обходов в незави-
симых контурах; I — столбцовая матрица токов
в т ветвях,
4z =
Ек — матрица контурных ЭДС.
Число независимых контуров к и число узлову
срязаны с числом ветвей b в схемах замещения со-
отношением
b = к + у —
Токи в ветвях находим с помощью уравнений
состояния сети:
I = А"
где
А = м
21 0 0 .. 0
0 2г 0 .. 0
zB = о 0 z3 . .. 0
0 0 0 . -X
— квадратная матрица сопротивлений ветвей.
Здесь и ниже под напряжениями и ЭДС подразу-
меваются их фазные значения.
В том случае, когда сама схема не содержит
магнитно-связанных ветвей, матрица 2^ имеет
только диагональные элементы, равные сопротив-
лениям т ветвей. Если же в схеме имеются магнит-
но-связанные ветви, то соответствующие элементы
матрицы, находящиеся на пересечении этих ветвей,
должны содержать сопротивления взаимоиндук-
ции этих ветвей.
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ УЗЛОВЫХ УРАВНЕНИЙ
Узловые уравнения могут быть записаны через
матрицу узловых проводимостей Yy и матрицу уз-
ловых сопротивлений 7^:
¥уид = j-mz;’e
ИЛИ
ид = zj -zmz;'e,
где ид = Uy - Uo — матрица-столбец разности на-
пряжений в п -1 узлах С/у по соотношению к напря-
жению базисного узла Uo ; Е — матрица-столбец
ЭДС в ветвях; Y — квадратная матрица узловых
проводимостей, в общем случае
Y= MZ~*M'.
Здесь М' —транспортная матрица М', представ-
ляющая собой первую матрицу соединений, но за-
писанная для случая, когда базисный и баланси-
рующий узлы в схеме замещения не совпадают.
Матрица М', так же как и матрица М , для схемы с
совпадающими балансирующим и базисным узла-
ми является прямоугольной. Отличие состоит в
том, что в матрице М отсутствует строка, отвечаю-
щая балансирующему (совпадающему с базисным)
узлу, а в матрице М' отсутствует строка, отвечаю-
щая базисному узлу. Если базисный и балансирую-
щий узлы совпадают, то вместо М' употребляется
матрица М(. Матрица Z называется матрицей уз-
ловых сопротивлений и является обратной матри-
цей по отношению к Y:
Z=Y~'.
При несовпадении балансирующего узла с ба-
Тп ^1’2^13 —
Д1 -?22 Д2З —
Т31 -32 Т33
Узлы без
балансирующего узла
Узлы базисного узла
По главной диагонали матрицы Y находятся
элементы _Ец , Y22 и т.д., представляющие собой
собственные проводимости узла нли сумму прово-
димостей всех ветвей, связанных с данным узлом.
Например, Тц = Zj + Y2 + ... Остальные элемен-
ты этой матрицы представляют собой проводимо-
сти ветвей между соответствующими узлами, взя-
тые с обратными знаками.
Напряжения в узлах и токи в ветвях определя-
ются при отсутствии ЭДС в ветвях и несовпадении
балансирующего и базисного узлов:
U = ZJ + Uo;
1 = ?; ‘м;ид.
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ КОНТУРНЫХ УРАВНЕНИЙ
Контурные уравнения с использованием матри-
цы сопротивлений имеют вид
Z I = Е -NZ
— к к к — в
Здесь ZK— квадратная матрица контурных сопро-
тивлений,
ZK = NZBN,;
Ма — подматрица первой матрицы соединений
М, характеризующая связь ветвей дерева с ее узла-
ми, М = Ма Мр; Мр — также подматрица матрицы
М, показывающая связь между хордами схемы и ее
узлами. При составлении матрицы М сначала запи-
сываются столбцы, отвечающие ветвям, образую-
щим дерево схемы, а затем ветвям, являющимся ее
хордами; I к — матрица контурных токов.
Токи в ветвях
i = шк +
зисным
ИТЕРАЦИОННЫЕ СПОСОБЫ РЕШЕНИЯ
УЗЛОВОГО УРАВНЕНИЯ
Простая итерация. Напряжения в узлах иа
итерации п
и^и) = и^_1) + ди^и),
где при отсутствии ЭДС в ветвях матрица поправок
△Ujn) = || 1 / У||д( j + YU0 - YU<0)).
Здесь || 1 /У|| = Zfl —диагональная матрица, об-
ратная по отношению к матрице узловых проводи-
мостей, у которой отсутствуют все элементы, кро-
ме диагональных. Другими словами, элементами
матрицы Zfl являются обратные значения узловых
проводимостей, находящихся на главной диагона-
ли матрицы Y. Итерационный расчет заканчивает-
ся на к-й итерации, если
и^<Е,
где Е — малое наперед заданное значение, опреде-
ляющее точность расчета.
После окончания расчета находят токи в ветвях.
Ускоренная итерация, или итерация по Зей-
делю. Этот метод отличается, как правило, лучшей
сходимостью, нежели простая итерация. В нем най-
денные 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 кото-
рых последний является балансирующим и базис-
ным, и ЭДС в ветвях отсутствуют.
Узловые уравнения для такой схемы
Til Т12 Дз*
-41 Т22 Г23 ё2-Ч) = 4
Д1 Tj2 Тзз е3-е0 4
Нулевые приближения узловых напряжений
принимаются равными й<0), ^0).
Поправка к напряжению узла 1
△ l/,0 = Р' - а12 tip - а13 ^0) - ,
где
₽1 = у-1 Л + (Тц+ii2+Ti3W;
41
©12 = ’ “15 = -13/Х1-
Скорректированное напряжение узла 1
Поправка к напряжению узла 2
Д б*0 = Р'2 4 d2 - a cf * - uf,
где
Й2 = 7-1 Л + <Х21 + x22+t23W;
-22
-21 = -^21 /-22 ’ -23 = -23/-22 ’
Скорректированное напряжение узла 2
= и^д^.
Поправка к напряжению узла 3
Д = Р' - а3. t/,0 - a - uf1,
j —Э -51 1 —*JZ z, j
где
₽з = ^[Л + ^31+^32 + ^зз)^оЬ
43
©31 = ©32 = -^зг/^зз •
Скорректированное напряжение узла 3
Найденные скорректированные значения на-
пряжений узлов служат исходными данными для
следующей итерации и т.д.
Метод Ныотоиа — Рафсоиа. Метод Ньютона—
Рафсона применяется для решения систем нели-
нейных уравнений. Суть метода заключается в по-
следовательной замене системы нелинейных урав-
нений некоторой системой линейных уравнений.
В узловые уравнения после разделения действи-
тельной и мнимой частей вводят вместо задающих
токов узловые (задающие) мощности PuQ:
г = ри'?+еиу ;
(С/р2 + (С/'у)2
г, PUy-QUy
J 2 2 ’
Здесь одним штрихом обозначены действитель-
ные составляющие, а двумя — мнимые. После это-
го узловые уравнения представляют в виде нели-
нейной системы
/(йу) = о,
где
’(0)
Задаваясь начальным приближением /(Uy ) и
линеаризируя в этой точке систему, получаем ли-
нейную систему уравнений относительно поправок:
/(l/yO)) + /'(uJO))Al/yO) = O,
где Ди^0) = Uy- ly9) — поправь; /'(U^) —
матрица Якоби для точки начального приближения.
Система решается любым из известных методов,
например методом Зейделя. После получения попра-
вок находят новые значения узловых напряжений,
которые снова принимают за исходные, и т.д.
Метод разрезания контуров. Определение уз-
ловых напряжений можно производить по токам
в хордах направленного графа схемы замещения
сети. Одним из способов определения токов в хор-
дах является метод разрезания контуров. Расчеты
выполняются итеративным путем. Сначала, пред-
полагая, что токи во всех хордах схемы равны ну-
М°) ;
лю: J = J, находят узловые напряжения
С) = м;’,2аам;Ч-м;Х.
где Zaa — матрица сопротивлений ветвей дерева;
Еа — матрица ЭДС в ветвях дерева.
Находят напряжения на хордах
ивр = м₽Л0)
и токи в хордах
тО) — f 'i
где Zpp — матрица сопротивлений хорд; Ер —
ЭДС в хордах.
Далее выполняется следующая итерация:
Г(1) = J + Jp) = J -Mpip);
и11) = м;,/£аам;11,(1)-м;Х;
UbP - мр/ид >
Т(2)-7_1н'1(1) Fl
1 ₽ - -PP(lbP -
ит.д.
43.6 . ОПТИМИЗАЦИОННЫЕ МОДЕЛИ
ДЛЯ ВЫБОРА ОПТИМАЛЬНОЙ
КОНФИГУРАЦИИ СЕТИ
При поиске оптимальной конфигурацийэлек-
трической сети используются два типа математиче-
ских моделей, облегчающих труд проектировщика:
1) оценочные модели, которые служат для оп-
ределения технико-экономических показателей за-
данного проектировщиком варианта сети. В таких
моделях определяются потокораспределение, капи-
тальные затраты, потери электроэнергии, значения
приведенных затрат; . - :
2) оптимизационные модели, которые для за-
данных исходных условий позволяют в пределах
принятых допущений найти оптимальный вариант
конфигурации сети в соответствии с принятым кри-
терием оптимальности. В качестве такого критерия
обычно служит минимум приведенных затрат
на создание и эксплуатацию электрической сети.
Ниже рассматриваются только оптимизацион-
ные модели для выбора конфигурации электриче-
ской сети. При выборе схем надо считаться с цело-
численностью некоторых параметров (число цепей,
число трансформаторов на подстанциях и т.д.), с
дискретностью части искомых величин (сечение
проводов, мощность трансформаторов, экономиче-
ские показатели сетевых объектов и т.д.). При про-
ектировании сети надо учитывать динамику роста
нагрузки потребителей и увеличения мощности
электрических станций. Большие трудности возни-
кают при необходимости учета требований к про-
пускной способности линий электропередачи, по-
скольку она зависит от схемы в целом и от парамет-
ров режима. Достаточно сложно учитывать надеж-
ность энергоснабжения потребителей при поиске
конфигурации сети. При выборе вариантов сети
должны быть рассмотрены разнообразные нор-:
мальные и послеаварийные режимы.
Из-за необходимости учета такого большого ко-
личества разнообразных факторов, влияющих на
выбор оптимального варианта, а также высокой
размерности задачи, рассматриваемой при реаль-
ном проектировании сетей ЭЭС, в настоящее время
оказалось невозможно создать оптимизационную
модель, в которой достаточно строго были бы отра-
жены перечисленные выше факторы и которая по-
зволила бы найти оптимальную сеть достаточно
большой размерности.
В настоящее время разработаны упрощенные
оптимизационные модели, осуществляющие опти-
мизацию конфигурации сети с рядом упрощений.
Рассмотрим некоторые из них.
При ряде упрощений для поиска конфигурации
сети может быть применен метод решения транс-
портной задачи линейного программирования [43.7].
Пусть имеется т источников с мощностями Рр
Р2,..., Рт и п потребителей, которым требуется на-
грузка PnpPIl2, •>Рап- В качестве стоимости пере-
дачи единицы потока Ру можно принять либо рас-
стояние между источником i и потребителем j, либо
коэффициенты Су, найденные при аппроксимации
функции затрат на сооружение линии при извест-
ном сечении провода в виде прямой, выходящей
из начала координат:
3-> — с-’ Р--
Jy У* У
В таком случае задача формулируется следую-
щим образом. Найти сеть, соответствующую мини-
муму функции,
т п
= Е Е cijP..
1=17=1
при ограничениях
т
lPtjsPnj> J = h2,...,n;
п
YpiJ = pii i=l’2’’т’
7=1
Py>0, .i=l,2, j=\,2,.,.,n.
Эти ограничения представляют собой условия
выполнения первого закона Кирхгофа в узлах с ис-
точниками и потребителями.
При решении транспортной задачи может быть
найдена сеть с транзитом мощности через узлы, мо-
гут быть учтены ограничения по пропускной спо-
собности отдельных линий. Могут быть учтены ус-
ловия прохождения трассы линий.
Однако такая модель является достаточно гру-
бой. В ней не учитываются затраты на покрытие
потерь активной мощности. Рассматривается сеть
на одном номинальном напряжении. Схемы под-
станций не учитываются. При выборе схемы сети
не учитывается существующая сеть. Все это приво-
дит к тому, что схема сети, найденная с помощью
такой модели, может рассматриваться как предва-
рительная.
В модели [43.8], которая является в настоящее
время одной из наиболее совершенных, использо-
ван метод «ветвей и границ». Модель учитывает не-
обходимые технические ограничения на развитие
сети. Учтены различные режимы, которые возника-
ют при работе сети, требования к надежности элек-
троснабжения, требования к пропускной способно-
сти отдельных участков. Учтена существующая
сеть. Может быть рассмотрена сеть разных номи-
нальных напряжений. Задача поиска сети рассмат-
ривается в динамике. В качестве уравнений ограни-
чений рассматриваются первый и упрощенно вто-
рой законы Кирхгофа. Целевая функция является
нелинейной. Модель позволяет найти совокуп-
ность вариантов конфигурации сети, отличающих-
ся по стоимости от оптимального на некоторое за-
ранее заданное значение. Это позволяет проекти-
ровщику проанализировать ряд практически мало
различающихся по стоимости вариантов и, проведя
дополнительное их сопоставление с помощью оце-
ночных моделей, выбрать паилучший.
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 ос-
новных сетей сверхвысокого напряжения.
Для решения той же задачи разработаны мате-
матические модели и промышленные программы
на базе метода динамического программирования.
Известны две разновидности таких программ. Одна
из них служит для поиска схем распределительных
сетей, вторая — схем основных сетей энергообъе-
динений. В модели учтены все основные техниче-
ские ограничения [43.9]. Можно упомянуть моде-
ли, созданные на базе метода покоординатной оп-
тимизации [43.10].
Поскольку оптимизационные модели в опреде-
ленной мере являются упрощенными, проектиров-
щики при поиске оптимального варианта сети на-
ряду с ними используют и оценочные модели; пер-
вые позволяют получить ряд вариантов, мало от-
личающихся по затратам от оптимального, а вто-
рые позволяют для каждого из намеченных вари-
антов провести полный технический и экономиче-
ский анализ. После такого анализа выбор наилуч-
шего из отобранных вариантов не представляет
больших трудностей.
43.7 . РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ
В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ
Для того чтобы выдерживать необходимые от-
клонения напряжения у приемников, в ПУЭ пред-
писывается регулировать напряжение на шинах 6—
20 кВ электростанций и ПС, к которым присоедине-
ны распределительные сети. В период наибольших
нагрузок это напряжение должно бьггь не ниже
105 % номинального, а в период наименьших —
не выше 100 % номинального. Для регулирования
напряжения следует широко применять трансфор-
маторы с РПН. Выбор ответвлений трансформато-
ра (рис. 43.29) производится по формуле
..ОТВ — ГГН0М
и В 17 н
_.жел
гготв
где U-q — искомое значение напряжения ответв-
г .же л ’
ления; </н — желаемое напряжение на вторич-]
м , Гг110М <
нои стороне трансформатора; <7Н — номиналу
ное напряжение вторичной обмотки; -г напря-
жение на стороне НН трансформатора, приведен-
ное к стороне ВН.
Рис. 43.29. Схема выбора ответвлений трансфор-
матора
Таблица 43.27. Напряжении ответвлений
трансформаторов НО кВ с РПН ± 9 • 1,78 % 1/нои
(± 16 %)
Ступень ре- гулирова- ния Напряже- ние ответв- ления, кВ Ступень ре- гулирова- ния Напряже- ние ответв- ления, 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. Напряжения ответвлений
трансформаторов 220 кВ с РПН ± 8 • 1,5 % 1/ном
[± 12 %]
Ступень ре- гулирова- ния Напряже- ние ответв- ления, кВ Ступень ре- гулирова- ния Напряже- ние ответв- ления, 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. Напряжения ответвлений
трансформаторов 150 кВ с РПН ±8-1,5 % 1/ном
[± 12 %]
Ступень ре- гулирова- ния Напряже- ние ответв- ления, кВ Ступень ре- гулирова- ния Напряже- ние ответв- ления, 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,*>9
-8 139,04 + 8 176,96
Рис. 43.30. Схема включения последовательного
регулировочного трансформатора в нейтраль АТ
При выборе ответвлений трансформаторов
110,150, 220 кВ можно использовать данные
табл. 43.27—43.29. Автотрансформаторы обычно
снабжены РПН на стороне СН.
При необходимости регулирования напряже-
ния и на стороне НН в нейтраль АТ включаются по-
следовательные регулировочные трансформаторы
(РТ) (рис. 43.30 и табл. 43.30). Дополнительная
ЭДС РТ и напряжение ответвления на стропе СН,
имеющей РПН равны:
-.жел _ ,
vH - и н
_ г I1VM
сн .
С/'”М-Дд’
О^-ЁЕ
с „пом . _ ’
1/в -АД
где t/'H — напряжение на стороне НН, приведен-
_,пом
ное к стороне ВН; с/н —номинальное напряже-
ние обмотки НН; 17 в — номинальное напряже-
ние обмотки ВН; Д£' — дополнительная ЭДС;
U'q — напряжение на стороне СН, приведенное
_тт rtOTB
к стороне ВН; Uс — искомое напряжение от-
ветвления на стороне СН; 1/^ел — желаемое на-
пряжение на стороне СН.
Кроме последовательных РТ для регулирова-
ния 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 транс-
форматоров, не имеющих РПН, а также для регули-
рования напряжения на стороне НН АТ взамен упо-
мянутых выше последовательных РТ. Помимо
трансформаторов с РПН для регулирования напря-
жения могут применятся синхронные компенсато-
ры, синхронные двигатели, регулируемые батареи
Таблица 43.30. Последовательные регулировочные трансформаторы. Каталожные данные
в соответствии с ТУ 16-517.474—80, ТУ 16-517.542.71
Тип С ‘-’ном» МВ-А Цюм обмоток АТ, кВ ^иом возбуж- дающей обмот- ки, кВ Пределы ре- гулирова- ния, кВ ДРХ. кВт >0.% ДРК, кВт ик, %
ВН СН НН
242 242 121 13,8 13,8 + 24,2; - 24,0 40 3,8 178 11,9—0—11,9
230 121 п.о н,о + 24,2;-24,2 40 3,8 154 10,9—0—10,9
330 165 11,0 п,о + 33,7;-33,7 40 3,8 183 11,8—0—11,8
ВРТДНУ-240000/35/35 240 330 330 242 165 11,0 11,0 + 31,4;-33,1 30 4,0 85 10,0—0—10,1
40,4 40,4 + 32,2;-33,9 40 3,8 210 13,5—0—13,2
347 242 11,0 п,о. + 38,3; -40,4 29 3,8 132 12,8—0—13,0
230 121 38,5 38,^ + 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—13,8
480 330 242 11,0 11,0 + 40,4; - 40,4 40 4,0 202 13,85—0—
ВРТДНУ-480000/35 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
АРК, кВт ДРХ, кВт !0' %
Тип ЯНОм.МВ-А Ц1ОМ. кВ Положение переключателя
1 23 1; 23 11; 13 1 11; 13
ЛТМН-16000/10 16 11 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 й ПО во ' 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 переключателей
1 и 23 отвечают соответственно максимальному и минимальному напряжению ± 10- 1,5 % 1/1ЮМ. 3. Положения
переключателей 11—13 нулевые.
Рис. 43.31. Принципиальная схема линейного РТ
ЛТДН:
1 — последовательная обмотка последовательного
трансформатора; 2 — возбуждающая обмотка после-
довательного трансформатора; 3 — регулировочная
обмотка АТ с РПН; 4, 5 — прсдызбиратсль, положе-
ние 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 объек-
та — систем или элемента выполнять заданные
функции, сохраняя показатели в заданных услови-
ях эксплуатации. Мерой надежности является веро-
ятность. Надежность системы обеспечивается та-
кими ее свойствами и свойствами элементов, как
работоспособность, безотказность, ремонтопри-
годность, долговечность. В настоящее время в тех-
нике и энергетике наибольшее распространение
получили элементные методы расчета надежности
систем, которые исходят из предположения, что
система состоит из самостоятельных (в смысле ана-
лиза надежности) элементов, при этом, как прави-
ло, функциональные зависимости между парамет-
рами режимов отдельных элементов системы рас-
сматриваются приближенно.
Считается, что отказ системы в выполнении за-
данных функций наступает в результате отказа эле-
ментов или их групп, ошибок обслуживающего
персонала, отказов релейной защиты и противоава-
рийной автоматики.
Разделение на «элемент» и «систему» носит ус-
ловный характер. В зависимости от решаемой задачи
одни и те же физические объекты или их совокупно-
сти могут рассматриваться и как система, и как эле-
мент. С одной стороны, при оценке надежности, на-
пример электрической станции, генераторы, транс-
форматоры, 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 класси-
фикация элементов производится по конструктивно-
му признаку с учетом их назначения, в качестве та-
ковых обычно принимают: генераторы, выключате-
ли, трансформаторы, линии электропередачи, сбор-
ные шины, разъединители, отделители, предохрани-
тели, всевозможные преобразователи. Каждый эле-
мент может находиться в трех различных (с точки
зрения надежности системы) состояниях: рабочем,
когда он включен; отказа, когда он отключен вслед-
ствие повреждения или аварии, т.е. воздействия слу-
чайных факторов, и преднамеренного отключения,
когда он отключен для проведения профилактиче-
ских, капитальных ремонтов, по заявкам различных
организаций, например отключение ВЛ и др. В об-
щем случае все три состояния являются случайны-
ми, и поэтому в расчетах надежности используются
вероятностно-статистические методы.
В действующих нормативных материалах, в ча-
стности в Правилах устройства электроустановок
(ПУЭ), фактор надежности учитывается при обес-
печении надежности электроснабжения электро-
приемников, которые разделяются на три катего-
рии, причем из состава электроприемников первой
категории выделяется еще особая группа. Рекомен-
даций по количественной оценке надежности и по-
следствий отказов в нормативных материалах
не приводится. .
Различие между потребителями ЭЭС и электро-
приемниками весьма существенно. Как правило,
под потребителем понимается большое число (сот-
ни, тысячи, десятки тысяч) электроприемпиков раз-
личных категорий, и лишь в редких случаях в состав
потребителя входит один электроприемник. В ЭЭС
и системах электроснабжения к границам балансо-
вой принадлежности (сборным шинам) подключе-
ны объекты, имеющие статус потребителей.
Потребителей в ЭЭС и системах электроснаб-
жения разделяют с точки зрения последствий отка-
зов на две группы. Первая группа — потребители,
перерыв в питании которых не принято оценивать
в виде экономического эквивалента (ущерба) в де-
нежном выражении. К ним относятся объекты,
у которых нарушение электроснабжения связано
с опасностью для жизни и здоровья людей, наруше-
нием деятельности государственных учреждений
особой важности и т.д. Вторая группа — потреби-
тели, для которых недоотпуск электроэнергии
вследствие перерывов электроснабжения оценива-
ется экономически в виде ущерба (или недополу-
ченной 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 д;
параметр потока отказов (среднее количество
отказов) X, l/ч, год, ...;
среднее время восстановления t в, ч;
недоотпуск электроэнергии АЭП, кВт • ч;
ущерб (или недополученная прибыль) от недоот-
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 обоснова-
нии резервов в системе, формирования тарифов иа
электроэнергию, выборе проектных и эксплуатаци-
онных схем сетей. Он включается в состав затрат,
так же как эксплуатационные издержки.
Элементы систем дополнительно характери-
зуются:
параметром потока преднамеренных отключе-
ний Хп, 1/год;
средним временем преднамеренных простоев,
или их средней продолжительностью t п, ч;
вероятностью отказа при заявке на срабатыва-
ние — для коммутационных аппаратов.
В расчетах надежности схем электрических со-
единений, в которых кроме автоматических комму-
тационных аппаратов (выключателей, автоматов),
есть аппараты с ручным переключением (разъеди-
нители, выключатели нагрузки, рубильники и т.д<)
вводится еще среднее время оперативных переклю-
чений Тог1, ч/переключение. Для решения некого-
рых эксплуатационных задач оценки надежности, в
частности систем управления, вводится еще пара-
метр потока оперативных переключений Хоп, 1/год.
Для отдельных элементов ЭЭС данные о надежнос-
ти приведены в табл. 43.32—43.40.
В зависимости от интервала времени, на кото-
ром рассматривается состояние объекта, в общей
задаче надежности ЭЭС выделяется:
стратегическая;
оперативная;
коммутационная;
балансовая.
Стратегическая надежность — надежность на
большом интервале времени (от сотен до несколь-
ких тысяч часов). Применяется в основном при
долгосрочном прогнозировании.
Оперативная надежность — надежность на
среднем интервале времени (от десятков до сотен
часов). Применяется при среднесрочном прогнози-
ровании.
Коммутационная надежность — надежность иа
малом интервале времени (от долей часа до не-
скольких часов). Применяется в краткосрочных
прогнозах при эксплуатации.
Таблица 43.32. Показатели надежности элементов ЭЭС
Оборудование РнЬм> МВт- ипи ТИП Л, 1/год 'в,я 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
Энергоблок теплофикационный 180 13,4 44,0 0,249 273
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
ТВВ-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-8ОО-2 1,21 103 0,232 269
ТВВ-800-2Е 1,41 27 0,232 269
ТЗВ-800-2 5,11 163 0,232 269
150—165 0,72 72_ 0,301 249
180—210 0,78 50 0,180 163
Турбогенератор блочный (по мощности энергоблока) 250—300 0,67 54 0,236 227
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 49 0,350 160
180—210 0,55 0,370 140
250—300 0,59 66 0,230 135
Таблица 43.33. Показатели надежности линий электропередачи (на 100 км)
Ч.ом-кВ Материал опор Число цепей Л, 1/год <в,ч А,,, 1/год на одну ВЛ *п,ч
- _ Воздушная линия
/До1 — — 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 ДЗД 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
110 . 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 11,5 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 — 1 —
Железобетон Одна 0,18 23,6 — —
750 Металл Одна 0,2 20,7 — . —
Кабельная линия -
6—15 — — 9,2 11,0 - ; —
20—35 — — 5,1 16,0 — —
До 1 — — • 12,1 24,0 —
Примечания: 1. Параметр потока неустойчивых отказов ВЛ в 2,5—3 раза больше, чем устойчивых.
2. При замене изоляторов и арматуры, ремонте проводов под напряжением значения Лп 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 Хп для ВЛ на деревянных опорах принимаются с коэффициентом: для ВЛ 35 кВ — 0,65;
для ВЛ 110 кВ — 0,55.
Таблица.43.34. Показатели надежности
трансформаторов и автотрансформаторов
(на один элемент)
С Мт.пом» МВ-А X, 1/год 'в.4 1/год 'п.4
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
110 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
Болес 80 110—150 0,085 104 1,0 30
220 0,028 62 1,0 30
Для ед- 330 0,041 74 1,0 30
нофаз- ных ДЛЯ 500—750 0,024 171 1,о 50
трехфаз- ных 500—750 0,053 71 1,0 50
Примечание. Для трансформаторов 10/0,4 кВ в
распределительных электрических сетях X = 0,012 1/год,
7в =5ч.
Таблица 43.35. Показатели надежности
выключателей (на одни выключатель)
Вид вы- ключа- теля Ц.ом> кВ Тип X, 1/год 7В. ч Хр, 1/год Gi, ч
Элек-' тромаг- нитный 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- ПО 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
110 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
цый 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. Относительная частота отказов
выключателей qA0 (на 100 операций) и цА
(на 100 отключений КЗ)
Вид выключателя Ц.ом> кВ ?ло %
Электромагнитный 6—10 0,2 0,55
20 и ниже 0,2 0,62
Маломасляный 35 0,2 1,4
НО 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 0,68
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
разъединителей, отделителей и
короткозамыкателей (на один аппарат)
Аппарат Цюм» кВ X, 1/год / в ’ ч 1/год ч
6—10 0,01 12 0,166 3,4
35 0,01 9 0,166 5,16
ПО 0,01 12 0,166 6,8
Разъединитель 150 0,01 12 0,166 9,3
220 0,01 15 0,166 11,1
330 0,01 12 0,166 12,7
500 0,01 15 0,166 28,1
750 0,01 19 0,166 45,9
35 0,109 6 0,33 7,2
Отделитель с ко- роткозамыкатслсм ПО 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 надежности сборных
шин (на одно присоединение)
Цюм. кВ X, 1/год /в,ч Х,„ 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
500 0,013 5 0,166 5
750 0,010 6 0,166 5
Таблица 43.39. Показатели иадежиости устройств защиты и автоматики (интенсивность отказов Хо, ложных срабатываний Хл с, излишних
срабатываний \г.с)
Тип ^О’ ^Л.С» ^и.с> в»
1/год 1/год 1/год ч
Дистанционная ПЗ 2 0,0018 0,01 0,0035 —
Дистанционная ДЗ 500 0,0018 0,022 0,005 —
Дистанционная ПЗ с ВЧ-блокировкой Дифференциально- фазная: 0,0084 0,006 0,015
ДФ3 201 0,0025 0,014 0,04 —
ДФЗ 500 Дифференциальная за- щита 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 за- щиты ЭБ 0,0327 — — 52
Автоматическое регу- лирование технологи- ческого процесса ЭБ 0,0105 — — 56
Примечания к табл. 43.34—43.39: 1. Продол-
жительность оперативных переключений в РУ под-
станций 1,5—3,5 ч. 2. Среднее время восстановления
поврежденной фазы однофазного трансформатора
при установке на подстанции резервного однофазно-
го трансформатора 10 ч без перекатки и 8 ч с перекат-
кой однофазного трансформатора. 3. При обслужива-
нии подстанции выездными бригадами время восста-
новления питания путем переключения в РУ следует
увеличивать на 0,6 ч на отказ. 4. Время восстановле-
ния электроснабжения при повреждении выключате-
лей в схемах с обходной системой шин 0,6 ч на отказ,
а в схемах многоугольника, полуторных и мостико-
вых 0,3 ч на отказ.
Таблица 43.40. Показатели надежности
асинхронных электродвигателей
Ц1ОМ» кВ р пом» кВт X, 1/год 'в>ч Хп, 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, опреде-
ляемая соотношением между генерируемой и по-
требляемой мощностями в ЭЭС на различных ин-
тервалах времени. Применяется в проектных и экс-
плуатационных расчетах, а также в краткосрочных
прогнозах при обосновании резервов генерирую-
щих мощностей, выборе параметров системной ав-
томатики и др.
В общем случае методы расчета показателей на-
дежности на различных интервалах времени раз-
личны. Чем меньше интервал времени, тем большее
значение имеет учет начальных состояний элемен-
тов и объектов, а также изменений показателей на-
дежности во времени. Математические модели, от-
ражающие процессы отказов, восстановления,
преднамеренных отключений элементов и систем
изменяются от моделей случайных величин (страте-
гическая, оперативная надежность) до моделей слу-
чайных процессов (коммутационная надежность).
Например, для одного объекта — системы или
элемента, находящегося только в двух состояниях:
работа «0» и отказ «I», вероятности которых соот-
ветственно p0(t) и изменение этих вероятно-
стей во времени описывается системой двух диф-
ференциальных уравнений:
р'0(Г) = -Xp0(/) + gp1(t);
Р'1(О = - HPiXO+.Лро(О .
где Ц = 1 /7И —интенсивность (параметр потока)
восстановления; p'0(t), p\(t) — производные по
времени соответствующих вероятностей состояния.
Решение системы уравнений определяется на-
чальными условиями:
приро(О)=1, Pj(O) = O
p0(t) = ц /(X + ц) + X /(X + р)ехр - (X + р.)/,
Pj(f) = X /(X + р.) - X /(X + р)ехр - (X + ц)г;
приро(О) = О, Pi(0)=l
ро(О = И1/ (Л + М) - Д/(Х + И)ехр - (X + Ц),
Р](г) = Х/(Х + ц) + (1/(Х + р)ехр - (X + p)t.
Для стационарного значения (I —> °°) вероятно-
сти состояний: работы и отказа: - ‘'
+ = *в) = (1 -9) = *г.
• 3 Х -
Р1(О=Р1 = Х/(Х + ц)=ёв/(Г+7в)= q =кп,
где кг, кп-— коэффициенты готовности и вынуж-
денного простоя; Т= 1 Гк — среднее время безотказ-
ной работы. При ts « Т, что характерно для ЭЭС,
Pl ~ 9 = Лп* Ро = (!-?)’О-W
На практике под 00 понимается значение t > 31 в .
Порядок системы дифференциальных уравне-
ний для одного расчетного элемента определяется
числом его состояний. В расчетах сложных систем
с п расчетными элементами число состояний N
й пределе может быть W= (2”—4 й), соответственно
н порядок системы дифференциальных уравнений
будет N.
Решение системы N дифференциальных урав-
нений записывается следующим образом:
PA(i) = 5X*exp(-pf.t), к= 1,2,
к
где р,- -— корни характеристического уравнения;
Щк — постоянные коэффициенты.
Дальнейшее изложение методов во временном
аспекте ориентировано на стратегическую надеж-
ность как наиболее доступную для освоения.
Для решения большей части практических за-
дач отдельные состояния представляются моделя-
ми систем случайных величин, а режимы электро-
потребления, генерации и параметры режимов от-
дельных элементов — интегральными характери-
стиками режимов.
Интегральные характеристики режимов опре-
деляются либо в результате статистической обра-
ботки данных измерений, либо специальными ме-
тодами восстановления по заданным пределам из-
менения и интегральным параметрам, либо анали-
тико-статистическими методами по характеристи-
кам модели случайных процессов. Например, при
представлении нагрузок узлов в виде случайного
аддитивного нестационарного процесса:
J(t) = yj(.cos((0(.Z + <х(.) +J0(t) + JT,
i
О/—соответственно осредненная амплиту-
да, частота и фазовый сдвиг i-й гармонической со-
ставляющей (суточной, внутрисуточной, недельной,
сезонной); J0(i) — случайный стационарный про-
цесс с нулевым математическим ожиданием и сред-
неквадратическим отклонением с0; JT —* среднее
значение нагрузки за интервал времени 0—Т.
Интегральные характеристики (математиче-
ское ожидание J , корреляционный момент K(Jtjp
между i-й и j-й нагрузками:
J = l/Т Jj(t) dt = JT;
О
т
КЩ) = 1 / Т j Jf(t)Jj(tj di - JTi JTj =
0
= 0,5 X JnJij - ay) + Gc-Go/.y;
= o,5E(^n + •
где rtj — коэффициент корреляции между случай-
ными составляющими i-й и у-й нагрузок; / — число
дискретных значений случайного процесса. ’
По интегральным характеристикам нагрузок
узлов определяются интегральные характеристики
нагрузок ветвей и напряжений узлов с использова-
нием обобщенных параметров схем и обобщенных
параметров изменений схем (см. ниже).
В методах оценки показателей надежности, пе-
доотпуска или недовыработки электроэнергии ис-
пользуются два подхода: первый достаточно под-
робно учитывает взаимосвязь параметров режимов
отдельных элементов, т.е. содержит количествен-
ную оценку ограничений пропускной способности
элементов (по токам нагрева, статической устойчи-
вости, потерям напряжения); второй приближенно
учитывает характеристики режимов, в частности
ограничения пропускной способности элементов.
Расчет показателей надежности выполняется отно-
сительно каждого объекта. Первый подход позво-
ляет определить еще и характеристики частичных
отказов системы, которые доминируют в ЭЭС.
•Ь". <
МЕТОД АНАЛИЗА ВЕРОЯТНОСТЕЙ
СОСТОЯНИЯ СИСТЕМЫ
(ФУНКЦИОНАЛЬНАЯ НАДЕЖНОСТЬ)
В этом методе используется первый подход.
Выделяются в системе расчетные элементы с уче-
том логики функционирования сети, т.е. объединя-
ется в расчетный элемент группа реальных элемен-
тов системы, отказ которых не локализуется в них
самих, а приводит к отключению всех смежных.
Это, как правило, группа элементов, не разделен-
ных в схеме автоматическими коммутационными
аппаратами. В смысле надежности они оказывают-
ся соединенными последовательно.
При необходимости учета вероятности перехо-
да аварии через автоматические коммутационные
аппараты (например, в расчетах живучести) добав-
ляются еще элементы, отделенные от рассматри-
ваемой цепи передачи энергии автоматическими
коммутационными аппаратами (более подробно
см. ниже, а также [43.12].
Для таких расчетных элементов определяются
эквивалентные показатели надежности Хэ, <уэ, t аэ :
\ = [= 1,2,3, ...,и + т;
'=Ь 2>3....«;
‘ j
/=1,2,3,
^В.Э = ’
где —1 число элементов в цепи передачи электро-
энергии и примыкающих к ней элементов, не отде-
Винных от нее какими-либо коммутационными ап-
паратами; т — число элементов, примыкающих
к цепи передачи энергии и отделенных от нее неав-
томатическими коммутационными аппаратами, на-
пример разъединителями.
В частном случае может быть m + п = 1.
Показатели преднамеренных отключений груп-
пы элементов подсчитываются следующим обра-
зом. Пусть в группу входят к элементов с периода-
ми отключений 1 /Хп1,1 /Лп2 1 /Xnt и продолжи-
тельностями Tnl, ifft,Определяется наи-
меньшее общее кратное 1 /Хп1,1 /Хп2,..., 1 /Хп^, ко-
торое обозначим /пэ, являющееся наименьшим
интервалом времени, в течение которого произво-
дится целое число преднамеренных отключений
каждого элемента, т.е. цикл преднамеренных от-
ключений.
Выбирается элемент с наибольшей продолжи-
тельностью отключений такого эквивалентного
элемента гп,-.
Параметр потока преднамеренных отключений
эго эквивалентного элемента
/ \1.э ~ / *п.э[х(^п/*п.э - 1) + Ап/^П.э] >
n j
j * >> j 2> 3, ..., к.
Средняя вероятность преднамеренных от-
ключений:
?п.э ~ _ Ши/ + \1Дп./*п.э] >
j*i, j =1,2,3....к.
Средняя расчетная продолжительность предна-
меренного отключения
f п —
В результате выявленные таким образом рас-
четные элементы используются для анализа раз-
личных состояний схемы: с одним и двумя аварий-
но отключенными расчетными элементами, затем
с наложением на каждый преднамеренно отклю-
ченный элемент аварии другого. В двух последних
случаях необходимо контролировать, чтобы каж-
дый реальный элемент при подсчете показателей
надежности учитывался I раз. Состояния с тремя
и более отказавшими элементами в практических
расчетах не рассматриваются как маловероятные.
Общее число рассматриваемых состояний в сис-
теме с N расчетными элементами с учетом наложе-
ния отказов одних элементов на преднамеренные
отключения других
Д=7У(3/У-1)/2.
Для каждого состояния системы i определяется
частота его возникновения Xcj, вероятность qcj
и среднее время восстановления t BCi.
Например для состояния с одним отказавшим
элементом
^•d ~~ “ ^Э1 ^г.э/ + ^п.э/
— +.®ni — ‘/j/ ^т.эу+ ?п.э< ^г.э/>
<в.сг =
Для состояния с двумя отключенными элемен-
тами «,у
~~ (^эг $3j + ^э/)^г.эу +
+ ^эу + ^п.э/ ^э/)^г.эу’
"~^з1 ^э] fysj +
(#э/ ^п.э/ Yn/ + Яэ] ^п.э/ Tru) ^т.э/’
гв-(/ =
Здесь
j= 1,2,3.....м j*i;
^r.3ij — В/ (1 — 9э/— ?п.э/) ^0 — 9п.э/)>
/=1,2,3..........У; /*/*/;
Yni = ^п.э»/( ^п.Э1 + ^в.э/) >
ynj = *П.Э//( f П.Э/+ ^в.э<)>
где kr3j, кгэу — соответственно коэффициенты го-
товности оставшейся части схемы после исключе-
ния из нее /-го и /-го элементов.
Для каждого состояния рассчитываются инте-
гральные характеристики параметров режимов ра-
боты элементов схемы (токораспределение, пото-
кораспределение, уровни напряжения). Определя-
ются вероятностные параметры превышения до-
пустимых пределов. При этом следует учитывать
возможные мероприятия (изменение схем коммута-
ций, форсировку регулирующих и компенсирую-
щих устройств и т.п.), которые позволяют снизить
нагрузку перегруженных элементов сети без от-
ключения потребителей, изменить параметры ре-
жимов источников активной и реактивной мощно-
сти в системе. Затем определяется отключенная
мощность в узлах с целью обеспечения существо-
вания режима, либо в результате действия автома-
тических устройств (специальная автоматика от-
ключения нагрузки — САОН), либо в результате
оперативных переключений, либо совместно того и
другого. По отключаемой мощности оценивается
значение недоотпущенной энергии для каждого со-
стояния. Суммарное количество недоотпущенной
энергии равно количеству недоотпущенной элек-
троэнергии по всем состояниям в сумме. Метод от-
личается значительной трудоемкостью расчетов, в
особенности для сложнозамкнутых схем коммута-
ций. Количество расчетов можно сократить, если в
результате предварительного анализа исключить из
рассмотрения состояния с низкой вероятностью су-
ществования и состояния с отключением мало за-
груженных элементов схемы.
Ранжирование состояний производится по кри-
терию дефицита мощности, передаваемой по эле-
менту, т.е. произведению мощности, протекающей
по элементу, на вероятность его отключенного со-
стояния [43.12].
Существенное сокращение объема расчетов дос-
тигается в результате использования обобщенных
параметров схем замещения электрической сети:
матрицы узловых сопротивлений
Z=(MyBM,)~';
матрицы коэффициентов распределения
C = yBM,Z;
матрицы собственных и взаимных проводи-
мостей
Y = (СМ + 1)ув,
’ 1 -1
где М — первая матрица инциденции; ув — мат-
рица сопротивлений ветвей, обычно диагональная;
t — знак транспонирования.
Применение ЭВМ для определения показате-
лей надежности с учетом ограничений режимов
в сложных схемах вызывает ряд требований:
а) использование единой информации о режи-
мах в большом количестве состояний;
б) необходимость ускоренного пересчета пара-
метров режимов и обобщенных параметров схем
с формальным выявлением тех элементов, режимы
которых выходят за допустимые пределы;
в) необходимость ускоренного пересчета лю-
бой части матриц обобщенных параметров (отдель-
ных элементов, строк, столбцов и т.д.) без пересче-
та всей матрицы.
Этим требованиям удовлетворяет метод, исполь-
зующий обобщенные параметры изменения схем
g[/ > 8/ >или так называемых матриц утяжеления (из-
менения) режимов. Используются характеристики
одного (например, нормального) состояния.
Напряжения узлов и нагрузки ветвей I
в состоянии с г коммутируемыми ветвями:
Uw = U + g^;
iW = i+^>
где U; I — соответственно напряжение и ток на-
грузки нормального состояния схемы; =
= Uu - UK; UH, UK — напряжения начальных
(индекс «н») и конечных (индекс «к») узлов комму-
тируемых ветвей; I г — ток нагрузки коммутируе-
мых ветвей в нормальном состоянии;
£[/(в) ~ —г(^|.к + ?к.п — Хг ~ ?».п ~ ’
1<7(о) = ~ -rt^i.11 * 5<,к - ^к.и ~ 51.К ~ Уг ) '
8/(г) = Уц(г)МЦг)|и?г
В этих формулах g[/(ву и g— соответственно
матрицы изменения напряжений узлов при вклю-
чении или отключении ветвей; gy — матрица из-
менения токов нагрузок ветвей; Z^. = Z^ - Z^; Z^ и
Z^ — соответственно подматрицы матрицы Z раз-
мером гх г, отражающие взаимное влияние токов
нагрузок «н» и «к» узлов (первый индекс), (второй
индекс указывает узел, на который воздействует за-
дающий ток узла); уг — матрица проводимостей
коммутируемых ветвей.
Пересчет матриц Z и С при коммутации г вет-
вей осуществляется также с использованием мат-
риц gyy И gy '.
%r) = Z+^.;
-(г) = У(г)М/(г)?(г)-
По наиболее значимым элементам матриц gy
и gy выделяется зона влияния отключенного эле-
мента (элементов) на оставшиеся в работе (матри-
цы и ), а также группа узлов, оказываю-
щих наибольшее влияние на перегрузку ветвей и на
напряжение. Тем самым осуществляется декомпо-
зиция схемы с целью ускоренного анализа и выра-
ботки необходимых мероприятий в каждом после-
аварийном состоянии. Размерность задачи обеспе-
чения существования режима и оценки недоотпус-
ка электроэнергии для сложных схем существенно
уменьшается.
РАСЧЁТ БАЛАНСОВОЙ НАДЕЖНОСТИ ЭЭС
Существующие методы расчета балансовой на-
дежности сложных ЭЭС основаны на использова-
нии типовых графиков по продолжительности сум-
марной генерирующей мощности ЭЭС Рг2, сум-
марной потребляемой мощности и моделирова-
ния дефицита мощности как разности ДР между
ними вследствие отказа отдельных генераторов или
их совокупности. Вероятности дефицитных состоя-
ний рассчитываются по биномиальному закону (за-
кону Бернулли). При этом число дефицитных со-
стояний N растет с увеличением общего числа гене-
раторов m в степени, равной числу отказавших ге-
нераторов и, при этом рассчитывается каждая точка
графика.
Реальные расчеты возможны только для сис-
тем, в которых число генераторов не превышает 10.
Поэтому столь широкое распространение получили
всевозможные методы эквивалентирования. При
этом избыточные системы заменяются эквивалент-
ными генераторами, а дефицитные — эквивалент-
ными нагрузками.
Известно, что в зависимости от вероятности по-
явления события в каждом испытании имеют место
асимптотические биномиальные распределения,
либо распределения Гаусса при вероятности, стре-
мящейся к 0,5, либо распределения Пуассона при
вероятности, стремящейся к нулю. При промежу-
точных значениях вероятностей асимптотически-
ми законами будет класс гамма-распределений
с переменными параметрами. Диапазон вероятно-
стей отказов (на один агрегат в год) энергоблоков
согласно статистическим данным составляет
0,021—0,142 в зависимости от мощности и типа аг-
регата. 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, содер-
жащей десятки и сотни агрегатов разного типа,
можно моделировать распределением Пуассона.
Вероятность отказа п агрегатов из общего числа
m= 1,2, 3, ..., i
Р(п) = а [ехр(-й)/л!],
где а = m(k, 1В ); т — число агрегатов в системе;
/в — среднее время восстановления эквивалент-
ного агрегата, ч; X — число отказов эквивалентного
агрегата, 1/год.
Если а < 1,5, то применяется распределение Пу-
ассона, если о > 1,5 — гамма-распределение.
Алгоритм расчета показателей надежности:
1. Производится расчет баланса для нормаль-
ного состояния системы. Если возникает дефицит
мощности, то принимаются меры по его ликвида-
ции (уточняются схема, ее параметры, астатизм ге-
нераторов и нагрузок, их значения, значения потерь
мощности и др.). В нормальном, исходном состоя-
нии дефицит мощности должен быть равен нулю,
частота — номинальной. Без выполнения этих усло-
вий нельзя начинать расчет балансовой надежности.
2. Определяются интегральные характеристи-
ки эквивалентных агрегатов с учетом межсистем-
ных связей, если они идут от избыточных ЭЭС.
Предел передаваемой (генерируемой) по ним мощ-
ности принимается равным пределу по статической
устойчивости или допустимому току. Фиксируют-
ся энергетические показатели эквивалентного ис-
точника Иэ средней мощности: математическое
ожидание рг, среднеквадратическое отклонение
стг Если межсистемная связь идет от дефицитной
системы, то она представляется нагрузкой, но с
максимально возможным статизмом, так как в про-
цессе моделирования отказов источников рассчи-
тываемой ЭЭС мощность по такой связи может по-
менять свой знак. Когда моделируется процесс ра-
боты АЧР, то переток такой межсистемной связи
принимает статус нагрузки.
Определяются показатели надежности источ-
ника Иэ, в том числе и межсистемных связей.
3. Рассчитываются вероятность отказа одного
источника средней мощности в ЭЭС по формуле
р(1) = а ехр(- а), а также все характеристики дефи-
цита мощности ДР в ЭЭС, но при определении не-
доотпуска энергии ДЭ, дефицит мощности ДР ]
(см. ниже) умножается на вероятность:
е(1) = Р(1)[1-Р(1)];
ДЭ' = ДР1С(1)7’;
X, = 2(1)/гВ1,
где t в1 — время восстановления одного Иэ; Т —
интервал расчета.
Определяется вероятность 2щ превышения
суммарной мощности нагрузок Рн1 над значением
суммарной мощности источника питания ИП Рг1
р(еП1)=лр„1^рГ1)=
= {1 -Ф.Ж1 - -Р,,! )/°л1]} {®Ж1-)/оП ]}.
где Фи(х), Фг(х) — соответственно интегральные
функции распределения суммарной мощности на-
грузок и суммарной мощности генераторов системы.
Значение недоотпуска энергии ДЭ'] умножает-
ся еще на P(6,,i)> т-е-
ДЭ] = ДЭ'Р(еи1).
Рассчитываются вероятность отказа двух Иэ
в ЭЭС по рекуррентной формуле: при к = 2
Р(2) = Р(1)а/2, а также все характеристики дефи-
цита мощности в ЭЭС, но с учетом межсистемных
связей. Одновременно определяются и все показа-
тели надежности этого состояния: Х2, /В2 —время
восстановления двух Иэ, ДЭ2 = ДЭ'2Р(£?1|2)
Также рассчитываются все характеристики при
отказе трех Иэ и т.д.
4. Вероятности 0(1), 0(2),..., Q(k + 1) склады-
ваются, определяется вероятность суммарного де-
фицита 0(д) = X 0(Л) (как для совместимых собы-
тий). Определяются суммарное значение недоот-
пуска энергии
дэх = £ДЭ*
и показатели надежности этого расчетного со-
стояния:
*В<Д) = 2(д/\д) ’
5. Эти характеристики в преднамеренных от-
ключениях (ремонтных состояниях системы) надо
считать отдельно, так как параметры нагрузки и ге-
нерации изменяются.
Если математическое ожидание а числа отказав-
ших ИП в ЭЭС оказалось больше 1,5, а, строго гово-
ря, уже при а > 1 применение распределения Пуас-
сона дает погрешности, следует применять асим-
птотику из класса гамма-распределений, которые
дают хорошие приближения до а = 8. При а > 8 про-
исходит нормализация распределения и хорошие
приближения дает распределение Гаусса:
О < о < 1 — асимптотика Пуассона,
1 < а 8 — асимптотика гамма-распределений,
8 < а < т/2 — асимптотика Гаусса.
Приближения по Пуассону дают хорошие ре-
зультаты даже при т = 10, т.е. если средняя вероят-
ность отказа не превышает 0,1. При меньшем т сле-
дует применять закон Бернулли.
Гамма-распределения и распределения Гаусса
не однопараметрические, как распределения Пуас-
сона, а двухпараметрические, к тому же непрерыв-
ные. Возникает необходимость определения второ-
го параметра — дисперсии Dnr и среднеквадратиче-
ского отклонения с,„. Дополнительным признаком
правомерности асимптотики Пуассона является
близость значений а и оиг
При асимптотиках гамма-распределений и Га-
усса процесс моделирования отказов Иэ следует
начинать не с единицы, со значения а, так как в
симметричных распределениях максимум вероят-
ностей соответствует области математического
ожидания, т.е. а.
Все параметры распределений в силу их непре-
рывности следует выражать в мощностях:
ар = аРг; Рг~аРг;
DnP = PrDnr\ апР~апгРг-
Вероятность отказов к агрегатов надо опреде-
лять по вероятности попадания в интервал значений,
соответствующих числу к отказавших агрегатов.
Пример. Пусть а = 8, Рг - 50 МВт, о,]Г ==»5, к = 4.
Тогда ар = 50-8 — 400 МВт, в))р = 5-50 =
= 250 МВт, DnP = 250 • 250 = 62 500 МВт2, Р г =
= 400 МВт.
Вероятность отказов к (к = 4) агрегатов равна
0(4) = Г(225) - /Д175), где F(x) — интегральная
функция распределения дефицита мощности в ЭЭС,
в данном случае примем гамма-распределение:
f(x)=xae, JT(a+l);
Г(х) = Г(а + 1;х/Р)/Г(а + 1), 0<x<o°,
где Г(х)— гамма-функция, Г(х) — Г(х + 1)/.х или
Г(х) = (х- 1)Г(х- 1), Г(х) = J exp(-Z)/ di.
0
Параметры гамма-функции определяются из
системы двух уравнений:
400 = РТ = (а+ 1)₽;
62 500 = £>„,, = (а+1)Р2.
Откуда
₽ = Р>пР^г>
— -2
(а+1) = Рл/₽ = Рг/2>лР,
или
р= 156,25; (а +1) = 2,56;
Г(225) - Г(175) = Г(2,56; 225/156,25)/Г(2,56) -
< - Г(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) = 1,56 Г (1,56)= 1,56-0,88964= 1,387838;
0(4) = Г(225) - F( 175) = 0,0517.
Аналогично рассчитывается вероятность при
моделировании дефицита мощности в ЭЭС распре-
делением Гаусса. Распределение Пуассона дает ре-
зультат 0(4) = 0,0573.
Наличие большого числа межсистемных связей
в ЭЭС улучшает асимптотику Пуассона.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ НАДЕЖНОСТИ
СХЕМ ОТНОСИТЕЛЬНО КОНКРЕТНЫХ
ОБЪЕКТОВ ЭЭС
Под конкретными объектами здесь понимаются
узлы нагрузки и генерации (сборные шины электро-
станций), концевые пункты межсистемных связей,
отдельные потребители, отдельные генераторы, от-
дельные электроприемники. В общем случае — гра-
ницы балансовой принадлежности. .
Далее метод определения показателей надеж-
ности относительно конкретных объектов излагает-
ся применительно к анализу надежности узлов на-
грузки. Без изменений он может быть применен н
для остальных объектов электроэнергетических
систем.
Реальная схема по отношению к узлам нагрузки
заменяется эквивалентной структурной последова-
тельно-параллельной (пути) и параллельно-после-
довательной (сечения). Пути — это совокупности
минимального набора элементов, нормальное
функционирование которых обеспечивает нор-
мальное функционирование схемы (передачу энер-
гии) от ИП до узла нагрузки. Сечения — это сово-
купности минимального набора элементов, отказ
которых в любой из совокупностей приводит к от-
казу относительно рассматриваемого узла. В на-
стоящее время существует достаточно много спо-
собов определения минимальных путей и сечений
как аналитических, так и логико-цифровых, легко
реализуемых на ЭВМ. Но для относительно не-
больших схем пути и сечения определяются непо-
средственно по схеме.
Алгоритмы целесообразно строить таким об-
разом, чтобы вначале определять все пути в схеме,
представляя их в виде матрицы путей П, в которой
столбцы соответствуют элементам схемы, а стро-
ки — путям.
В результате логического сложения столбцов
определяются все сечения схемы относительно
рассматриваемого узла. Указанная последователь-
ность расчета позволяет оценить показатели на-
дежности с учетом надежности промежуточных уз-
лов. Алгоритмы определения самих путей и расчет
показателей надежности по сечениям отличаются
простотой и наглядностью и позволяют достаточно
легко учесть ограничения пропускных способно-
стей элементов.
Например для схемы рис. 43.32 матрица путей
между вершиной ИП 1 и узлом нагрузки IVзаписы-
вается в виде
1 2 3 4 5 I II III IV
пх 101001101
п = П2 0101010 11
773 0 1 1 0 1 1 1 1 1
Ц4 100111111
Для определения сечений по матрице путей ана-
лизируются каждый столбец матрицы П и их соче-
тания по два, по три и т.д., т.е. в порядке возраста-
ния числа элементов, входящих в сечение (одноэле-
ментные, двухэлементные, трехэлементные и т.д.).
Если для некоторого элемента схемы ц состав-
ляющие вектор-столбцы матрицы = 1 для
Рис. 43.32. Расчетная схема надежности электри-
ческой сети
i - 1,2,..., к, где к — число путей (в нашем приме-
ре к = 4), то элемент ц является одноэлементным
сечением. Если в вектор-столбпах матрицы П
имеется хотя бы одна составляющая, равная ну-
лю, то в схеме не существует одноэлементных се-
чений и можно сразу перейти к отысканию двух-
элементных. В рассматриваемом примере из ана-
лиза матрицы П видно, что одноэлементных сече-
ний два: узлы /и IV.
После решения вопроса об одноэлементных се-
чениях определяются двухэлементные, т.е. анализи-
руются сочетания по два вектор-столбца П^; и По<>
соответствующие двум элементам схемы. Если ло-
гическая сумма v nv, = 1 (z = 1,2,..., к), то эле-
менты р. и v образуют двухэлементное сечение.
Здесь v — знак логической суммы — дизъюнкция.
Аналогично определяются трехэлементпые се-
чения, при этом анализируются сочетания трех
столбцов, например 1, 4, 5, логическая сумма, рав-
ная единице, образует сечение.
Обычно анализ оканчивается на рассмотрении
двухэлементных сечений, так как вероятность отка-
за трех и более элементов в электрических систе-
мах можно считать пренебрежимо малой. Для ис-
ключения не минимальных сечений не анализиру-
ются те сочетания элементов, которые в предыду-
щих комбинациях уже образовали минимальные
сечения.
В сложнозамкнутых схемах с большим количе-
ством элементов число минимальных путей может
быть очень велико, что усложняет расчеты даже с
применением ЭВМ. Поэтому специальными прие-
мами можно ограничить количество путей в схеме,
выделяя только те, которые образуют одно- и двух-
элементные сечения.
Сложные схемы электрических сетей отличают-
ся тем, что число независимых путей без повторения
элементов между ИП и узлом нагрузки не больше
максимальной степени захода ребер расчетного гра-
фа в каждую из рассматриваемых вершин, т.е. обыч-
но в пределах нескольких единиц. Поэтому одноэле-
ментные сечения можно определить по пересече-
нию 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
(ИП)
Рис. 43.33. Расчетный граф электрической систе-
мы для пояснения ускоренного метода определе-
ния сечений (П — потребитель; О (ИП) — источ-
ник питания):
Уровень 1/0
Уровень 2/0
Уровень 3/0
Уровень4/0
Уровень 5/0
Уровень 6/0
Уровень 7/0
----- — путь / порядка (П—10—9—8—7—6—5—
4—3—2—I—0); -е—е----путь II порядка; —[—[
— путь III порядка; / /-------путь IV порядка; од-
ноэлементные сечения: П, 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 I—IV порядков
(рис. 43.33) и проверяя схему на связность (опреде-
ление произвольного пути), достаточно просто оп-
ределяют все одно- и двухэлементные сечения.
Максимально возможная независимость пу-
тей друг от друга достигается либо тем, что пер-
вый путь определяется как кратчайший, все после-
дующие — также как кратчайшие, но с максималь-
но возможным исключением элементов предыду-
щих путей, т.е. путей I—IV порядков, либо введе-
нием специальной нумерации узлов иерархиче-
ской системы координат. Во втором случае каж-
дой вершине присваивается номер в виде дроби, в
числителе — номер уровня удаленности от ИП, в
знаменателе — от внешней грани графа (она вы-
3(1/1)
)(ИП]
2(1/2)
<5(2/1)
кб(3/1)
7(4/2)
16(7/2)
15(7/1)
19(8/3)
Уровень 0/3 I Уровень 0/2 | Уровень 0/1
8(4/1)
.11(5/1)
10(5/2) ЗХТ]
14(6/3)
13(6/2)
12(6/1)
Уровень 8/0 __j
20(8/^^,
Уровень 9/0
21(9/3)
Уровень0/4
18(8/2)^Х17(8д)
Рис. 43.34. Фрагмент расчетного графа электриче-
ской сети, поясняющий принцип действия алго-
ритма определения минимальных сечений с обо-
значением 1, 2, 3-го путей от рассматриваемого
узла до ИП:
Первая цифра — номер узла до упорядочения нумера-
ции; вторая — в числителе — уровень удаленности
узла от ИП; третья в знаменателе — уровень удален-
ности узла от внешней грани расчетного графа;
____- — 1-й путь; -е—9-------2-й путь; -•—•---
3-й путь
бирается произвольно), т.е. «широта» и «долгота»
вершины (рис. 43.34).
Максимально возможная независимость путей
до пересечения обеспечивается не произвольным
их нахождением от узла нагрузки к ИП, а прохож-
дением вершин графа в порядке уменьшения их но-
меров в числителе и знаменателе. В качестве перво-
го пути выбирается внешняя грань графа.
Каждый элемент может входить в сечения раз-
личными вероятностями, обусловленными состоя-
ниями аварийного восстановления на время /в
оперативного переключения тп и преднамеренно-
го отключения /п.
Для системы, надежность которой необходимо
определить относительно узлов нагрузки, задается
схема ее электрических соединений со всеми эле-
ментами, влияющими на ее работоспособность.
Схема электрических соединений подразделяется
на ветви и узлы. Под узлами понимаются физиче-
ские пункты схемы, которые непосредственно свя-
заны не менее чем с тремя направлениями передачи
энергии; обычно это сборные шины или секции
сборных шин распределительных устройств, трех-
обмоточные и автотрансформаторы, пункты от-
ветвления ЛЭП и т.д.
Узел представляется в виде одного расчетного
элемента. Совокупности элементов, связывающие
узлы, образуют ветви. Отказ узла приводит к поте-
ре работоспособности всех примыкающих к нему
ветвей, а отказ ветви или ее элемента по-разному
влияет на работоспособность граничащих с ней уз-
лов. Если отказ ветви не влияет на работоспособ-
ность граничащих узлов, то схема по расчету на-
дежности совпадает с электрической схемой, в про-
тивном случае — отличается от нее.
Отказ любого элемента электрической системы
приведет к отказу узла i на время восстановления
данного элемента, если в схеме нет коммутацион-
ного аппарата, с помощью которого можно отсо-
единить отказавший элемент от узла i, или отказав-
ший элемент сам является узлом i. Узел i потеряет
работоспособность на время неавтоматических
оперативных переключений тп, если между ним и
отказавшим элементом отсутствует коммутацион-
ный аппарат, который может автоматически разо-
рвать связь между узлом I и отказавшим элементом
вследствие действия на него релейной защиты или
автоматики, но есть коммутационный аппарат, ко-
торый персонал может отключить оперативным пе-
реключением. Если между узлом i и отказавшим
элементом находится коммутационный аппарат;
снабженный релейной защитой и автоматикой, то
отказавший элемент будет отсоединен от узла,
а узел i потеряет свою работоспособность лишь
в случае отказа коммутационного аппарата с веро-
ятностью qa.
Предполагается, что по элементам, входящим
в сечение, может передаваться электроэнергия в
узел нагрузки системы. Такие сечения называются
основными. Взаимосвязь между отказами элемен-
тов может порождать ситуации, когда отказы эле-
ментов, по которым не передается и не может пере-
даваться электроэнергия в узел нагрузки, также
приводят к состоянию полного отказа схемы отно-
сительно узла. Минимальные совокупности эле-
ментов, которым электроэнергия непосредственно
в узел нагрузки не передается или передается по
части из них, но отказ которых приводит к потере
питания узла, называются дополнительными сече-
ниями схемы. Формирование условий отказов
в оценках структурной надежности относительно
узла сводится к определению основных и дополни-
тельных сечений схемы.
Общим примером при формировании состоя-
ний отказа схемы относительно узлов нагрузки мо-
жет быть следующий. Для каждого элемента ос-
новного сечения определяются все элементы сис-
темы, от которых на него может перейти отказ, т.е.
вычисляются условные параметры потоков отка-
зов и условные вероятности, последние по продол-
жительности воздействия зависимых отказов. По-
казатели элемента основного сечения затем заме-
няются на показатели элементов, от которых мо-
жет перейти отказ, таким путем получают допол-
нительные сечения. Причем эти элементы вводятся
их условными параметрами потока отказов и соот-
ветствующей продолжительностью воздействия.
Параметры потоков и вероятности отказов основ-
ных и всех дополнительных сечений суммируются.
Если основное сечение одноэлементное, то число
дополнительных сечений, образуемых заменой ка-
ждого основного элемента на элемент, от которого
может перейти отказ,
N.= n^.
Когда основное сечение двухэлементное, то
число дополнительных сечений, образуемых заме-
ной каждого основного элемента на элемент, от ко-
торого может перейти отказ, в пределе равно:
+«2 + Л1Л2»
где и «2 соответственно количество элемен-
тов, от которых может перейти отказ к первому
и второму элементам сечения, т.е. число дополни-
тельных сечений, как правило, гораздо больше, чем
основных, и зависимость между отказами элемен-
тов как бы осуществляет «размножение» сечений.
При этом, во-первых, следует следить за тем,
чтобы сочетания элементов, от которых переходят
отказы, сами не являлись основными сечениями,
во-вторых, не повышали порядок сечения (возмож-
ны ситуации, когда при формальном применении
этого правила из одного и того же элемента образу-
ется двухэлементное сечение, из двух — трехэле-
ментное сечение, т.е. повторно получаются одни
и те же сечения).
В первом случае такие дополнительные сече-
ния следует исключить из рассмотрения, во втором
— понижать порядок, в третьем — исключить по-
вторения. При образовании дополнительных сече-
ний из трехэлементных основных сечений проце-
дура исключения такая же, как и для двухэлемент-
ных, но количество трехэлементных дополнитель-
ных сечений резко возрастает. В практических рас-
четах обычно ограничиваются определением сече-
ний с числом элементов не более двух. При опреде-
лении показателей надежности дополнительных
сечений элемент, от которого переходит отказ, сле-
дует вводить соответствующим значением услов-
ного параметра потока отказов и соответствующей
продолжительностью воздействия отказа. Элемент
основного сечения учитывается параметром потока
отказов и временем восстановления. В первую оче-
редь следует рассматривать сечения из узлов и вет-
вей, затем из одних узлов. Например, из основного
сечения (если не рассматривать сечения, состоящие
только из узлов), состоящего из элементов г vis, об-
разуется дополнительное сечение с участием эле-
мента /, отказ которого может перейти на элемент г.
Причем условный параметр потока отказов равен
X; г, продолжительность воздействия тп. Пара-
метр потока отказов и средняя вероятность отказов
дополнительного сечения [/, $]:
Хс = Л + \ А(вс’
V о 1, г 11 г |J B.V
9С ~ \ ^B.CS^7, rTn ’
где ?вс—восстановление системы.
Если на элемент s также может перейти отказ,
например от элемента М, продолжительностью воз-
действия тп, то параметр потока отказов и средняя
вероятность отказа, например дополнительного се-
чения, образуемого из элементов 1 и М, равны:
= гтп + \ г^М^п ’
9С = г-
Вероятности отказов дополнительных сечений
при прочих равных условиях меньше, чем основ-
ных сечений, так как для большей части элементов
электрических систем тп < tB.
В этих расчетах наиболее трудоемкой операцией
является вычисление условных параметров потоков
отказов, которые в общем случае следует определять
по графу переходов отказов системы. Порядок мат-
рицы непосредственных переходов равен числу эле-
ментов схемы. Определение всех возможных путей
переходов отказов от одного элемента к другому
в реальных сложных схемах практически невыпол-
нимо 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 вероят-
ностям перехода.
Указанные приемы позволяют достаточно лег-
ко достигать необходимой точности вычислений
показателей надежности. ’ ”
Учитывая особенности построения схем элек-
трических систем и логики их функционирования,
можно пойти на еще большие упрощения расчета,
а именно: условный параметр потока отказов между
элементами определять не по множеству возмож-
ных путей перехода, а всего по одному — самому
короткому; исключать пути с переходом отказов че-
рез два автоматических коммутационных аппарата;
условные параметры потоков отказов определять не
между каждой парой элементов, а между элемента-
ми схемы и узлами, т.е., по существу, определять
условия состояний отказа узлов (здесь узлы схемы
не обязательно являются узлами нагрузки), обу-
словленных зависимостью отказов элементов схем.
Приведение условных отказов к узлам схемы сокра-
щает количество расчетов при формировании до-
полнительных сечений из основных, так как отказ
узла обусловливает отключение (потерю работо-
способности) всех примыкающих к нему ветвей, в
то время как отказ ветви не всегда приводит к отказу
узла, с которым она непосредственно связана.
Дополнительные сечения при таком подходе
можно формировать только из тех основных сече-
ний, в которые входят как элементы узлы схемы.
Для каждого узла схемы составляют списки эле-
ментов, от которых к нему возможен переход от-
казов, дифференцируя такие списки по коэффици-
ентам связи отказов и продолжительности воздей-
ствия на узел. Можно ограничится составлением
всего пяти-шести списков. Затем, заменяя в основ-
ных сечениях узлы на каждый элемент из этих
списков с соответствующими параметрами пото-
ков отказов и продолжительностью воздействия,
достаточно просто получают все дополнительные
сечения. Так же как в предыдущем случае,
необходимо следить, чтобы дополнительное сече-
ние по составу элементов не являлось основным и
не превышался порядок сечений.
Вместо множества путей по графу переходов
отказов между элементами схемы и узлом опреде-
ляется всего один путь по электрической схеме сис-
темы (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 от другой цепи и т.д.) —
пути, т.е. по чисто формальным признакам опреде-
ляется принадлежность того или иного элемента
системы к одному из списков.
Практически формализация составления спи-
сков осуществляется следующим образом. После-
довательно анализируется каждое ответвление
от узла (т.е. каждая ветвь) на предмет состава вхо-
дящих в него элементов и возможности автомати-
ческого и неавтоматического отключения их от уз-
ла при отказе. Предполагается, что через нормаль-
но отключенный коммутационный аппарат, авто-
матический или неавтоматический, отказ перейти
не может, вероятностью ложного включения мож-
но пренебречь (такие ситуации можно учесть, но
трудоемкость расчетов значительно возрастает). На
основании известных коэффициентов связи
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 приво-
дит к отказу узла на время восстановления, а коэф-
фициент перехода отказов равен единице; если он
отделен, например неавтоматическим коммутаци-
онным аппаратом, то отказ приводит к отказу узла
на время оперативных переключений т п , коэффи-
циент перехода отказов также равен единице; если
он отделен автоматическим коммутационным аппа-
ратом, то коэффициент перехода равен qA, время
воздействия т„ и т.д. Значения qA зависят не только
от надежности срабатывания собственно коммута-
ционного аппарата, но и от вероятности отказа ре-
лейной защиты (РЗ). Значения qA приведены ниже:
Дифференциальная высоководьтнаязащита
типа ДФЗ-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 н выше...................... 0,029
Устройство резервирования при отказе
выключателя (УРОВ)................. 0,063
Дистанционная защита типов ПЗ-151, ПЗ-152,
ПЗ-153 ............................... 0,008
Дифференциальная защита трансформаторов .. 0,022
Газовая защита трансформаторов с действием
на отключение...................... 0,003
Автоматы повторного включение линий -
ПО—330 кВ..................?.........ч/... 0,0072
Автоматы повторного включения подстанций
110—330 кВ............................... 0,12
Автоматы частотной разгрузки............. 0,0016
Автоматическое устройство разгрузки
при отключении участка ЛЭП............... 0,0003
По продолжительности воздействия отказов и
коэффициентам связи эти списки обозначим В, П,
А, АВР, ВР. Составление таких списков можно рас-
смотреть на примере фрагмента электрической сис-
темы (рис. 43.35). Как уже указывалось, отдельного
списка элементов, отделенных от узла двумя авто-
матическими коммутационными аппаратами, не со-
ставляется, так как вероятность перехода мала.
В этой схеме приняты следующие обозначе-
ния: РЗ — выключатель оборудован релейной за-
щитой; АВР (**) — АВР двустороннего действия;
АВР(<—) — АВР одностороннего действия; ВР —
ввод резерва посредством оперативных переключе-
ний; АПВ — выключатель оборудован устройст-
вом АПВ; между отказами элементов (ЛЭП) суще-
ствует неэлектрическая связь.
Порядок составления списков:
1. Формируется список элементов ответвле-
ний от узла Z, элементы которого не отделены от не-
го никакими коммутационными аппаратами; для
них А;; = A,-, t.. =t Эти элементы-заносятся
У J Ч. BJ
в список В. Например для узла 4 такими элемента-
ми будут 45, 53, 28 (табл. 43.41) и рис. 43.35.
2. Формируется список элементов ответвлений
от узла I, которые отделены от него неавтоматиче-
скими коммутационными аппаратами; для них
А^ = hj, t ц= т п . Эти элементы заносятся в список
П. Для узла 4 такими элементами будут 56, 27,26 ...
3. Формируется список элементов ответвле-
ний от узла Z, которые отделены от него не более
чем одним автоматическим коммутационным аппа-
ратом, способным автоматически отделить элемент
от узла при отказе элемента. Для таких элементов
А,у = Ча 1 ц = т nA Эти элементы заносятся
в список А, для узла 4 такими элементами будут
60,64,68...
4. Если электроснабжение узла резервируется
посредством АВР, то формируется список элемен-
тов, отказ которых вызывает необходимость рабо-
ты устройства АВР, т.е. обычно это элементы ос-
новной цепи (цепей) питания узла и все примыкаю-
щие к ней, не отделенные от нее автоматическими
коммутационными аппаратами. Для этих элемен-
тов .^«..7 ^А + $АВр)\> ‘ij = тпА • Эти элементы
заносятся в список АВР. Для узла 4 такими элемен-
тами будут 25, 1, 20...
5. Если узел резервируется посредством неав-
томатического ввода резерва, то формируется та-
кой же список, как АВР в п. 4, но.для егчо элементов
Ay = Ay, t ij - 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 эле-
ментов, отделенных от узла таким выключателем,
но эти элементы вводятся в расчет Ау^п] парамет-
ром потока неустойчивых отказов (А,- + Ад,,]), Для
них А,у = qA (kj + Ау[п]), t tJ = T n
Эти элементы дополнительно заносятся в спи-
сок А,, в табл. 43.41 они помечены звездочкой.
Формирование отдельных списков, учитываю-
щих возможность перехода отказов от зависимых
элементов (неэлектрическая связь) к узлам или эле-
ментам указанных выше списков, нецелесообразно,
так как таких взаимозависимых элементов в схемах
Рис. 43.35. Фрагмент участка ЭЭС для пояснения принципов формирования состояний отказа с отра-
жением логики функционирования сети при определении показателей надежности (цифры в кружоч-
ках — номера узлов, остальные цифры — номера элементов)
Таблица 43.41. Содержание списков, отражающих логику работы схемы рис. 43.35
; Но- мер узла В(тв; п(тп; а(ТпА Ду = 9а) АВР(тпА; kij = Ча + 7аВ₽) ВР(т„;^=1)
1 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 НО, 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
Примечания: 1.3 — абстрактный узел нагрузки. 2. Цепи (150—149) — две цепи линии электропередачи
на одних опорах; связь между их отказами нсэлсктричсская. 3. Переходы отказов при ложных срабатываниях
АВР нс учитываются. 4. Звездочкой обозначен элемент, который вводится в расчет параметром потока неустой-
чивых отказов.
электрических систем относительно мало. Эти эле-
менты заносятся в соответствующие списки В, П, А
и т.д., но указывается еще номер элемента (элемен-
тов), от которого может перейти отказ (в списках
табл. 43.41 они указаны в скобках). В расчет такой
элемент вводится параметром потока отказов Лу =
= А'. + kpj Ар, где А'. — параметр потока отказов
собственно элемента /; Ар — параметр потока отка-
зов элемента р, с которым элемент j связан неэлек-
трической связью; kpj—коэффициент перехода от-
казов от элемента р к элементу /.
Например для узла 7 (рис. 43.35) условный па-
раметр потока отказов элемента 149, в свою оче-
редь зависимого от элемента 150,
^150 -> 7 = ?а(^149 + А149,150^-150)-
По основным сечениям, содержащим в качест-
ве элементов схемы, и по информации, заключен-
ной в списках В, П, А, АВР, ВР, заменой узла эле-
ментом из соответствующего списка формируются
дополнительные сечения с соответствующими по-
казателями надежности. Например, из основного
сечения 27—3 относительно узла 5 и списка В фор-
мируются дополнительные 27—48,27—44,27—31,
27—50, 27—51, 27—29, 27—46, которые учитыва-
ются в расчетах со временем восстановления t Bj
соответствующих элементов. Из основного сечения
27—3 и списка П формируются дополнительные,
например 27—57, 27—49 и т.д., которые учитыва-
ются в расчетах со временем переключения тп, по-
казатели сечения 27—57;
^27,57 3 ^27^57 Тп +Л57^27 ‘ ej •
'927,57 ~ ^27fBj^57Tn!
*в.с 3 (*в27Тп)/,(*в27 + Тп)‘
Из основного сечения 27—3 и списка А также
формируются дополнительные, например 27—65.
которые учитываются в расчетах со временем пере-
ключения ТпА; показатели сечения 27—65:
^27,65 3 (^27^65ТпА + ^65^27 *в27)?а:
927,65 3 9д(^27 ^в27^65Тпа) ’
‘в.с 3 ^в27Тпа)/(^в27 + Тпа) '
Аналогично формируются сечения с использо-
ванием списков АВР, ВР.
В системах с очень сложными схемами комму-
тации и насыщенных автоматическими коммутаци-
онными аппаратами иногда возникает необходи-
мость учета вероятности перехода отказа через два
автоматических коммутационных аппарата при ус-
ловии, что защита последующих аппаратов резер-
вирует предыдущие. В этом случае формируется
еще один список А(, в который записываются эле-
менты схемы, отделенные от узла i не более чем
двумя автоматическими коммутационными аппа-
ратами; для них А;/- = |9д2^/’ ‘ ij ~ т пА • На осно-
ве этого списка формируются также дополнитель-
ные сечения заменой узла на элементы из этого
списка с соответствующими показателями. Напри-
мер, показатели сечения 27—136 относительно уз-
ла 5, считая </д1 = <?А2 = </А (элемент 136 отделен
от узла 3 двумя коммутационными автоматически-
ми аппаратами 57 и 135) следующие:
Лс 3 9д (^27^136 ТпА,+ \зб\г7 * в27) 1
2 - -
9С 3 9д(^27 ‘в27^136Тпа) >
‘ в.с 3 (^в27ТНа)'/(^в27 + Тпа) ’
При образовании дополнительных сечений с
использованием указанных списков необходимо
постоянно следить, не является ли полученное се-
чение основным, например сечение 27—31 относи-
тельно узла 5; не включается ли какой-либо эле-
мент в дополнительное сечение более 1 раза. На-
пример, из узлов 3, 4 может быть формально обра-
зовано дополнительное сечение 52—52, в этом слу-
чае порядок сечения уменьшить, т.е. сформировать
одноэлементное сечение 52.
Изложенный приближенный метод формирова-
ния условий состояний отказов в расчетах показа-
телей структурной надежности сложных схем ори-
ентирован на применение ЭВМ и позволяет:
а) автоматизировать весь процесс оценки пока-
зателей надежности, не прибегая к предварительно-
му составлению расчетных схем по надежности,
которые не совпадают с электрическими схемами,
и при этом достаточно полно отразить логику
функционирования схемы;
б) разделять состояния отказов схемы относи-
тельно узлов на основные и дополнительные сече-
ния, которые, в свою очередь, дифференцированно
отражают вклады различных факторов в показатели
надежности (организацию оперативных переклю-
чений, надежность работы автоматических комму-
тационных аппаратов и релейной защиты, местопо-
ложение пунктов деления системы, т.е. нормально
отключенные коммутационные аппараты, и т.д.);
в) обоснованно по конкретным количествен-
ным оценкам (по вкладам) наметить мероприятия
для изменения уровня структурной надежности.
По показателям надежности, рассчитанным для
каждого основного и дополнительного сечения от-
носительно узла, определяются результирующие
показатели надежности (без учета преднамеренных
отключений) относительно узла нагрузки:
П kniNkni
\.в= Ё Ё П ^кп*кки +
|=/ *=//=i
т kmiNkmi
+ Ё\Ё П Гв*>7’Тп) + ‘
<=1 *=//=1
м kMi NkMi
+ Ё \ Ё С/А П Ч/Д ГвЛ7/;Тпа) !
<=/ к=1 /=1
кп "к _ kn,Nkm _ _
Чу.в~ Е ПЧ/*вМ + Е П Ч/(*в*7;Тп) +
к=Ц=1 к=Н=\
кМ NkM
+ Ё ?А П ЧДГвМ:Тпа)’
к=1 1=1
^в.у = ?у.в/\.в
где п — число расчетных элементов схемы в основ-
ных сечениях и дополнительных, образованных из
списка В; kni — число сечений в схеме после исклю-
чения из нее z-го элемента (общее число элементов
n); Nkni — число элементов в каждом из kni сечений;
m — число элементов в дополнительных сечениях,
образованных с использованием списка П; kmi —
число сечений в схеме после исключения из нее z'-ro
элемента с общим числом zzz; Nkmi — число элемен-
тов в каждом из kmi сечений; Л/— число элементов
в дополнительных сечениях, образованных с исполь-
зованием списка A; kMi — число сечений в схеме по-
сле исключения из нее z'-ro элемента с общим числом
M',NkUi—число элементов в каждом из kMi сечений;
(^вЛ//;тпа) — символическое изображение умно-
жения либо на t Bktl’ либо на Т , в зависимости
от номера z-ro элемента и признака его образования
из основных сечений с использованием списка П или
А; кп, Nk, кт, Nkm, км, NkM— показатели, аналогич-
ные кп1, Ны, kml, Nkmi, kMi, NkMi, но полученные из
схемы без исключения f-го элемента; 7\ул —
результирующее время восстановления узла.
В приближенных расчетах показателей струк-
турной надежности можно использовать только ос-
новные сечения схемы, а показатели надежности
узлов задавать следующим образом, например для
i-го узла:
пВ- + иПг- «Ау
Ч = х; + дА X А, + gA S х • +
7=1 J=i
пАВР. 'п^Р{.
+ (4'а + 9авр) X \+ Е
./=1 ' ;=1 '
иВ(. иП;
9, = х?в, + Е \<ву + Е Vn/ +
7=1 7=1 '
лА,. лАВР( иВР;
+ ?АТпА Е V^A^ABP) Е УпА+ Е Уп-
7=1 7=1 7 = 1
В этих формулах лП/э яАг-, wABPf, nBPf- —
число элементов, соответствующих узлу в спи-
сках В, П, АВР, ВР; А,' и t — параметр потока
отказов и время восстановления собственно i-ro
узла схемы.
Формирование условий состояний отказа при
расчетах структурной надежности в ситуациях, ко-
гда отдельные элементы или часть их преднамерен-
но отключены, осуществляется по изложенным ме-
тодам. Но при определении вероятности состояний
отказа сечений вводятся понижающие коэффици-
енты [43.12], которые отражают тот факт, что воз-
можно наложение вынужденного отключения од-
ного элемента на преднамеренное отключение дру-
гого, а не наоборот.
Преднамеренные отключения элементов схе-
мы, на которые могут накладываться аварийные от-
ключения других элементов, существенно влияют
на показатели надежности. Технико-экономическая
оценка количества недоотпущенной электроэнер-
гии вследствие таких перерывов электроснабжения
отличается от таковой при внезапных перерывах,
методика расчета показателей которых приведена
выше. Поэтому целесообразно показатели надеж-
ности для таких состояний схемы определять от-
дельно, но используя результаты структурного ана-
лиза для схем со всеми включенными элементами,
т.е. информацию о составе основных и дополни-
тельных сечений.
Составляется список групп преднамеренно от-
ключаемых элементов, и для каждой А-й группы оп-
ределяются эквивалентные показатели преднаме-
ренных отключений. Полученные показатели пред-
намеренных отключений присваиваются всем эле-
ментам, входящим в группу, Хп/- = Хп э(, qni = qn3i,
t ni » /пэ/. Затем с учетом понижающих коэффи-
циентов уп/ рассчитываются показатели надежно-
сти сечений, а по ним — узлов нагрузки, в которых
отдельные элементы сечений учитываются числом
и продолжительностью преднамеренных отключе-
ний (в процессе расчета следует исключить неми-
нимальные сечения). Например показатели надеж-
ности основного сечения j:
nJ ni _
Чу = Е Ч,- П Чч,;
7=1 /=|
/#z
J _ J
4nj= Wni(ni пМв/;
i=l /=1
где f:By. — эквивалентное время восстановления
сечения j, в котором исключен /-й элемент.
По показателям надежности сечений рассчиты-
ваются показатели надежности схемы относитель-
но узлов нагрузки:
^у ~ ^у.в + ^у.п’
Чу ~ <7у.п + #у.в’
На основе информации о показателях надежно-
сти совокупности узлов нагрузки выделяются те се-
чения, которые оказывают доминирующее влияние
на надежность всей расчетной схемы, при этом су-
щественно сокращается число рассчитываемых со-
стояний в методе анализа вероятностей состояний.
РАСЧЕТ НАДЕЖНОСТИ ПРИ ЭКСТРЕМАЛЬНЫХ
СИТУАЦИЯХ (ОЦЕНКА ЖИВУЧЕСТИ)
При эксплуатации крупных межсистемных объ-
единений возникает необходимость оценки показа-
телей надежности объектов ЭЭС, состоящих из
множества реальных физических элементов систе-
мы. Например, в расчетах надежности крупных под-
станций 750—500—330 кВ для сети 750—330 кВ
сеть более низкого иерархического уровня 220—
ПО—10 кВ выступает как очень большая нагрузка,
к тому же еще имеющая питание со стороны 220—
110—10 кВ от соседних систем по достаточно боль-
шому числу ЛЭП 220—110 кВ. Еще примеры — на-
дежность крупных АЭС, ГЭС, группы ЛЭП, меж-
системных связей и др.
Если продолжать развивать достаточно продук-
тивную идею структуризации системы, то возмож-
но приближенное решение подобных задач, но с от-
носительно небольшими модификациями.
Суть предлагаемых модификаций состоит в
следующем; , ,
1) перенесение центра тяжести с оценки веро-
ятностных характеристик состояний, полученных
на основе статистических показателей надежности
отдельных элементов, на оценку вероятностных ха-
рактеристик ограничений режимов в существенно
большем множестве состояний, в том числе не
только послеаварийных;
2) переход от детерминированной модели ог-
раничений режимов к вероятностной, т.е. к асим-
птотической, не только в балансовой надежности,
но и в сетевой (схемной);
3) увеличение максимально возможных групп
отказов с трех до четырех-пяти с одновременной
коррекцией вероятностей таких состояний не толь-
ко на основе статистических показателей надежно-
сти отдельных элементов, но и на основе у., — веро-
ятностей экстремальных ситуаций в ЭЭС, задавае-
мых, как правило, экспертно (сценарный подход).
Многоэлементные (более трех) группы отказов
служат не только для определения вероятностей со-
стояний ЭЭС относительно рассчитываемого объ-
екта, но и для определения вероятностей превыше-
ния параметрами режимов допустимых значений,
которые определяются своими предварительно рас-
считанными вероятностными характеристиками
7д,Рд,П(7д),Р(Рд).
Показатели надежности для групп отказов к од-
но—трехэлементные (к — 1, 2, 3) рассчитываются
так, как изложено выше, т.е. отдельно для вероят-
ностей состояния — потеря питания (полные отка-
зы Q, У., /в ) и отдельно для вероятностей — ограни-
чений режимов (по интегральным характеристикам
режимов, см. также балансовую надежность) —
частичные отказы Qy, Лу, ТВу. Показатели резуль-
тирующей надежности определяются как для «эк-
вивалентного» элемента, состоящего из двух, —
полные и частичные отказы:
ep=eeY(i-eY);
\=Aey(i-eY)+Aye;
7 = 6n/An.
в.р р
По значениям вероятности превышения пара-
метров режима
' eY=T[i-My]
в каждом состоянии каждой группы определяются
остальные показатели надежности — среднее чис-
ло таких превышений Аву (число выбросов случай-
ного процесса Ав), средняя продолжительность
t (средняя длительность выбросов тв):
Ав = \ = 0,25^[1 - (2/тт) arcsin (/?(1) + ₽2)/(1 + р2)]х
Х{1 -[1 - Д/д)]}4;
где No— число дискретных ординат процесса, чис-
ленно равно Гдр, ч; Я(1) — значение нормирован-
ной корреляционной функции при сдвиге т ординат
процесса, т = 1; F(/fl)— значение интегральной
функции ординат процесса при 1= /д или Р = Рд, т.е.
при расчетном значении, соответствующем кратно-
сти среднеквадратического отклонения р.
§ 43.8] РАСЧЕТ НАДЕЖНОСТИ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ И ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ 287
Далее полученные показатели частичных отка-
зов каждого состояния каждой группы отказов пре-
образуются. Определяется недоотпуск электро-
энергии. Сами же показатели надежности совокуп-
ности групп отказов преобразуются, как для после-
довательно включенных элементов.
Число таких состояний для одной совокупно-
сти одно—трехэлементных (к < 3) групп отказов
может быть очень велико, поэтому следует приме-
нять ту же асимптотику, что и в балансовой на-
дежности. Но вместо числа отказавших Иэ прини-
мать число отказавших (передающих элементов),
иначе — передач средней мошности Пс.
Вероятности состояний рассчитываются так
же, как в балансовой надежности. Энергетические
параметры Пс будут зависеть от порядка к учиты-
ваемых групп отказов и равны пропускной способ-
ности по току или мощности элемента, взятой с за-
данной вероятностью риска по (3. Они получаются
в процессе статистической обработки всей сово-
купности групп отказов, причем каждое состояние
каждой группы отказов взвешивается по вероятно-
сти превышения параметров режима у.
Если к растет и больше 3, то Q —» 0, a gY —> 1,
Ср ?э-
Математическое ожидание и среднеквадратиче-
ское отклонение мощности 77с лучше рассчитывать
по рекуррентным формулам в процессе формирова-
ния сечений. Показатели у, <ву надежности Пс
рассчитываются по показателям выбросов парамет-
ров режимов.
Вероятностные характеристики допустимых
токов /д (по термической стойкости, для трансфор-
маторов — мощности 5Д) и допустимых мощно-
стей (статическая устойчивость) Рд принимаются
меньшие йз, /д и Рд, а также определяются
в процессе статистической обработки совокупно-
сти к групп отказов.
Каждое значение Iaj или РД(- каждой группы от-
казов также взвешивается по вероятности состоя-
ния Qi и умножается на вероятности противопо-
ложных событий, а также вероятностные показате-
ли балансовой надежности ):
i
pak=p^J^’
где i = 1,2, 3,.... nk-— число состояний в сечениях,
к>\.
Математическое ожидание Рп и дисперсия
D(Pn) предела Рп цепи по статической устойчивости
вычисляются по формуле:
D(Pn) = [{D(U„)D(UK)+D(Un)UKUK +
+ D(UK-)UUU„ + 2>([/Н)Р(C/K)r(U„UK)]}/£];
Здесь индексы «н» и «к» означают начало и конец
цепи; 17 — напряжение, Ц, — нижний предел и
С7К — верхний предел; X— суммарное реактивное
сопротивление цепи; цепь — это либо ЛЭП, либо
ЛЭП плюс трансформаторы (при блоках);
г(1/п17к) ~ 0,8 — коэффициент корреляции между
Ц, и С7К; закон распределения Рп — бета-распреде-
ление, если Рп в относительных единицах; к3 —
коэффициент запаса передачи по статической ус-
тойчивости. '
Число отказавших и соответствующие показа-
тели надежности 77с в к-й обобщенной группе отка-
зов рассчитываются так же, как для балансовой на-
дежности:
ep = xepi(i-ep/);
i.
i
‘в.Р = сР/\;
где -j
ep/=(e,cY,)(i-e,eY,);
^pi ~ Qyi+ Qi'
*в.р _
еу(.=[1-ярД(.)], 1=1,2,,..д.
ПриА>3 б, = Уэ.
Далее показатели надежности групп отказов
обрабатываются как для схемы последовательно
соединенных элементов.
Самая трудоемкая операция здесь — формиро-
вание групп отказов выше третьего порядка, к > 3.
Упростить этот процесс можно путем предвари-
тельной обработки схемы, исключив из нее элемен-
ты, пропускная способность которых не превышает
= еРо6 рассматриваемого объекта. Причем е « 1.
РАСЧЕТ УЩЕРБА ОТ ПЕРЕРЫВОВ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
При использовании первого метода, когда учи-
тываются ограничения пропускных способностей
элементов схемы, а следовательно, и ограничения
потребителей Е (отношение нагрузки, вынужденно
отключаемой в данном режиме, к суммарной на-
грузке нормального режима) математическое ожи-
дание ущерба системы с А расчетными состояниями
У = Э £ (aiqBfii + P,<7n/Ef) ,
1=1
где Э — количество потребляемой энергии; qBi и
qni — значение средних вероятностей системы с ава-
рийным и преднамеренным отключением элемен-
тов; а,-=/(е() — удельное значение ущерба в зависи-
мости от аварийного ограничения Е(- в i-м состоянии
системы (рис. 43.36, а,Ч5); /(е,-) — удельное зна-
чение ущерба при преднамеренном отключении эле-
ментов в этом состоянии (рис. 43.36, в, г).
Ущерб целесообразно рассчитывать по показа-
телям надежности каждого сечения в зависимости
от расчетного времени восстановления сечения и
согласно данным табл. 43.42:
У/ ~ +Уо1п^т^’
где Pf—доля i-го вида потребителя в суммарной на-
грузке узла; J Ц(- =1 при i = 1,2,..., и; Р(м — макси-
мальная нагрузка i-го вида потребителя, кВт; 7]м —
время использования максимума нагрузки i-ro вида
потребителя, ч; уо;в =/( < ву-п) — удельный ущерб от
перерывов, связанных с преднамеренными отключе-
ниями элементов, в зависимости от длительности пе-
рерыва, руб/(кВт • ч); q)B — средняя вероятность от-
каза у-го сечения относительно узла; <^п — средняя
вероятность отказа у-го сечения, обусловленная
преднамеренными отключениями в схеме.
Суммарный ущерб потребителей узла рассчи-
тывается как сумма ущербов для всех сечений М
относительно этого узла:
ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА УРОВНЯ
НАДЕЖНОСТИ ОБЪЕКТОВ ЭЭС
Продавая электроэнергию, объект ЭЭС получа-
ет прибыль. Под прибылью понимается чаще всего
полная выручка за продажу минус полные издерж-
ки. Так как в расчетах надежности с экономических
позиций рассматривается лишь один показатель ка-
чества — надежность, то, естественно, полные из-
держки прогнозировать не представляется возмож-
ным. Поэтому во всех дальнейших рассуждениях
термин «прибыль» сохранен, но понимать его сле-
дует только в расчетном аспекте, а именно как со-
ставляющую более полных расчетов.
Основная доля прибыли у объекта ЭЭС образу-
ется в результате успешной основной деятельно-
сти — производства, передачи или одновременно
производства и передачи электроэнергии.
Успешная деятельность — надежная работа
всех элементов и объектов ЭЭС. Практически лю-
бые нарушения нормального функционирования
объекта ЭЭС-приводят к нарушению основной дея-
тельности, а следовательно недополучению прибы-
ли у этого объекта.
Нормальная хозяйственная деятельность объ-
екта ЭЭС возможна, если тариф, по которому он
продает энергию, выше тарифа ее покупки. За счет
этой разницы объект нормально функционирует
и осуществляет свою хозяйственную деятельность.
При перерыве подачи электроэнергии у потре-
бителя возникает ущерб из-за недовыпуска продук-
ции, нарушений технологических циклов, простоя
рабочей силы, неэкономичного использования обо-
рудования, экологических нарушений, морального
ущерба и др.
В настоящее время нет точных методов пред-
сказания момента возникновения нарушений (от-
казов) при функционировании объектов и элемен-
тов ЭЭС вследствие влияния на них очень большо-
го количества случайных факторов различной
природы (естественных, социальных). Поэтому
для оценки показателей надежности объектов
ЭЭС, на основе которых возможно прогнозиро-
вать недополученную прибыль и оценивать хозяй-
ственную деятельность, следует применять веро-
ятностно-статистические методы. Они предпола-
гают, как правило, использование ретроспектив-
ных показателей надежности отдельных элемен-
тов объектов ЭЭС. Чем короче интервал ретро-
спекции, тем достовернее, при прочих равных ус-
ловиях, прогноз показателей надежности, а следо-
вательно, и экономических показателей.
Стремление учесть при осуществлении прогно-
за надежности как можно больше случайных фак-
торов, с одной стороны, повышает точност ь резуль-
татов, а с другой — затрудняет их интерпретацию,
следовательно, выработку управляющих воздейст-
вий, разработку необходимых мероприятий для из-
менения уровня надежности, т.е. синтез объектов
ЭЭС как в проектной, так и в эксплуатационной
практике. Поэтому выделение доминирующих фак-
торов, особенно на стадии прогнозирования кон-
кретных результатов, является одним из фундамен-
тальных принципов всех количественных оценок
надежности объектов ЭЭС. Областями применения
расчетов недополученной прибыли, обусловленной
уровнем надежности объекта ЭЭС, являются сле-
дующие: ।
а) определение тарифа на покупку и продажу
электроэнергии;
б) фактор надежности при составлении догово-
ров на покупку (импорт) или продажу (экспорт)
электроэнергии;
Таблица 43.42. Удельные ущербы от внезапных и с предупреждением перерывов электроснабжения,
руб/(кВт-ч)
Потребитель « Внезапные перерывы длительностью Перерывы с преду- преждением Длитсль- ныс пере- рывы
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 фо . 0;72...... 0,46 0,26 0,20
цветная 0,36 ’ 0,34 0,13 0,11 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
Автомобильная 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 0Л2 0,26 0,02 0,02 0,20
производство пласт масс 2,30 1,60 0,74 0,50 0,20
производство искусственного волокна 11 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
Пищевая 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 ущербов у0 приведены в ценах 1990 г. Для пересчета удельных ущербов
в масштабах цен 2001,2002,..., 2001 годов можно использовать приближенную формулу:
У0(=.18у0(1 +§,)(! +ij2)(l +U-(1 + W,
щс €3, • • • Д/ — значение инфляции соответственно в 2001, 2002.....2001 годах, отн. ед. Например, в 2001 г.
годовая инфляция будет 21 %, следовательно, = 0,21, а
,уш = 18(1+О,21)уо = 21,78уо.
1
в) фактор надежности при планировании про-
изводства электроэнергии, закупки энергоносите-
лей, оборудования;
г) инвестиции в системы производства, пере-
дачи и распределения электроэнергии, в том числе
и в совершенствование системы управления;
д) эксплуатационные затраты на ремонты, про-
филактику оборудования, разрешение заявок па от-
ключение элементов ЭЭС;
е) резервы всех видов по оборудованию, мощ-
ности и энергии.
10-5097
а, руб/(кВт-ч)
0 0,2 0,4 0,6 0,8 е
б)
Рис. 43.36. Зависимость удельного ущерба потребителям ПС с различными структурами электропотреб-
ления от степени ограничения:
а — при внезапных нарушениях электроснабжения длительностью до 3 ч; б — то же, но длительностью более
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-бы-
товой, 7 % прочей нагрузки; 4 — 43 % промышленной, 32 % коммунально-бытовой, 25 % прочей нагрузки; 5 —
15 % промышленной, 52 % коммунально-бытовой, 33 % прочей нагрузки; 6 — 43 % промышленной, 10 % ком-
мунально-бытовой, 47 % прочей нагрузки; 7 — 40 % промышленной, 25 % коммунально-бытовой, 35 % прочей
нагрузки; 8 — 40 % промышленной, 25 % коммунально-бытовой, 35 % прочей нагрузки
Р. руб/(кВт-ч)
Метод расчета недополученной (упущенной)
прибыли, обусловленной ненадежностью функ-
ционирования объектов ЭЭС. Прибыль от хозяй-
ственной деятельности объекта ЭЭС оптимальна
при отсутствии нарушений (отказов) элементов
или групп элементов рассматриваемого объекта,
т.е. при абсолютной надежности объекта. Наруше-
ние нормального функционирования объекта
вследствие отказов элементов вызывает экономи-
ческие санкции к объекту и как к покупателю элек-
троэнергии, и как к продавцу ее.. . •
К покупателю электроэнергии вследствие отка-
за на его объекте предъявляются штрафные санк-
ции со стороны поставщика, обусловленные сниже-
нием экономичности работы его оборудования (пе-
режогом топлива, расходом ядерных материалов,
понижением уровня запасов воды на ГЭС, «запираг
нием» мощности и т.д.), обозначим их Шп.
К продавцу электроэнергии вследствие недо-
получения прибыли от ее продажи предъявляются
штрафные санкции 77р со стороны покупателя, в
частности потребителя. По традиции эту состав-
ляющую называют ущербом у потребителя У. В
данном случае значение ущерба принимается рав-
ным Уд согласно условиям договора между постав-
щиком и потребителем.
В общем случае недополученная прибыль объ-
екта ЭЭС
Лп^ + Лр + ^д-
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 по-
следующей утилизации. Поэтому Нп в зависимости
от конкретных условий принимает значения в неко-
тором диапазоне, тем более что сами показатели
надежности зависят от большого числа случайных
факторов. Целесообразно определять математиче-
ское ожидание недополученной прибыли.
Для расчета (прогноза) всех составляющих По-
мимо чисто стоимостных значений единицы недо-
отпущенной электроэнергии и самого значения не-
доотпуска, существенную роль играют такие физи-
ческие показатели, как частота возникновения нару-
шения Л и его продолжительность гв; условия их
возникновения (ремонтные состояния); доля отклю-
чаемой мощности у потребителя из-за дефицита ее
в системе (работа АЧР) и ограничений пропускной
способности (работа САОН или оперативные от-
ключения); отказы вследствие нарушений работы
релейной защиты и противоаварийной автоматики
— нарушения условий живучести, так как штраф-
ные санкции со стороны смежников объекта зависят
от этих факторов и могут фиксироваться в догово-
рах на поставку и продажу электроэнергии.
В общем случае зависимость между штрафной
санкцией (Шп, Уд) и показателями X и tE нелиней-
ная. С ростом X и Гв, очевидно, удельные значения
Шп0 и Уд0 растут нелинейно.
С учетом сказанного недополученная прибыль,
приведенная к концу года
Нп = {КпЛк /('в)]^пк/М]7’пкЭ11.пк +
+ (V„.np) + К11ро^пРЯ'вЖпР./М]7’прЭ11.пр}Х
х(1 +ог/100)'/876°
Здесь KnKf(tB) — коэффициент, учитывающий из-
менение тарифа на покупку электроэнергии в зави-
симости от времени восстановления (перерыва) Тв,
т-е- KnKf(tB). При гв < гв д Квк = Кт0 = 0, где гв д —
допустимая продолжительность перерыва, при гв >
> ^в.д ^пкЯ/в) “ ^Ч1к0 С^в^в.д)- * зависи-
мость изменения тарифа на покупку электроэнер-
гии от частоты перерыва. При X < Хд Л'пк(д = 0; при
Л>^д7<пкЯ^) = А:пко(^/^д); Т’пк —таРиФ на покуп-
ку электроэнергии; Эппк — недоотпуск электро-
энергии объекта ЭЭС относительно поставщика
(«запираемая» мощность (энергия) по вине объекта
ЭЭС). В общем случае включает в себя составляю-
щие: обусловленные полными отказами системы
относительно объекта, частичными — вследствие
ограничений пропускных способностей элементов
и отказами при преднамеренных отключениях
в системе, отказов вследствие нарушений работы ре-
лейной защиты и противоаварийной автоматики —
нарушения живучести; Тпр — тариф на продажу
электроэнергии; Эн пр — недоотпуск электроэнер-
гии объекта ЭЭС относительно потребителя (недо-
отпущениая мощность (энергия) потребителю по
вине объекта ЭЭС); Кпр, Л"пр f(TB), А"пр /(X) имеют
тот же смысл, что и К1Ж, но здесь учитываются
санкции со стороны потребителя (ущерб У), т.е. по-
купателя электроэнергии; ат— процентная годовая
ставка по кредитам банка, финансирующего объект
ЭЭС. Предполагается, что значение процентной
ставки принимается в соответствии с уровнем ин-
фляции в стране; t — срок, на который выдастся
банком кредит, ч.
Если объект ЭЭС выступает в роли только про-
изводителя или потребителя электроэнергии, то
в первом случае Шп - 0, во втором Пр = 0.
Во всех ситуациях для корректной оценки боль-
шое значение имеет достоверное определение пока-
зателей надежности Эп, X, гв по всем составляющим.
Следует отметить, что прн оценке экономиче-
ской эффективности приведение (дисконтирование)
показателей, т.е. 7/п, можно осуществлять к началь-
ному периоду. В этом случае используется так назы-
ваемая норма дисконта Е, равная норме дохода на ка-
питал. При постоянной норме дохода дисконта коэф-
фициент дисконтирования равен 1/(1 + Е)^76».
Очевидно процентная годовая ставка по креди-
там банка, финансирующего объект ЭЭС, и норма
дисконта Е имеют одинаковую природу.
Детерминированный подход к режимам гене-
рации и электропотреблеиия. Режим генерации,
передачи, распределения, потребления электро-
энергии в объектах ЭЭС и элементах задается детер-
минирование и характеризуется значениями макси-
мальной мощности Рм и продолжительности ее ис-
пользования Ты, тогда недоотпуск энергии
где Q = Хгв.
Энергия генерируемая
Э = р т
г м.г ‘ м.г
и потребляемая
Э = Р Т
' М.П J М.П’
Обозначим недоотпуск электроэнергии источ-
ником (генератором ЭЭС):
Nr "г
ДЭп.г = Е Vb АЛ/ + Е MijTuij +
+ Vb,(1 ~
‘г
+ X \1ъ^^кЧкРш]кТЫЦк+
i*j* к
+ 1 - \‘^PNjk ~ Р^к) P^Jk +
+ \«В,\»В7(1 - ~ Рдк) Тык +
Ls, D
+ Аг Е \r Е ^АЧр/дЧРг + •" •
/=1 г=1
Здесь NT — число одноэлементных сечений относи-
тельно источника электроэнергии (генератора);
пг — число двухэлементных сечений; Р • — допус-
♦**
тимая мощность по j-му элементу, МВт ; 1Г —
число трехэлементных сечений; Р^К — максималь-
ная мощность через элементы j, к в трехэлементном
сечении i.j, к при отказе элемента i, МВт; Р„ —
* дук
допустимая мощность элементов J, к, МВт; Lr —
число состояний системы, при которых работает
АЧР; Kjr— частота (параметр потока) возникнове-
ния этих состояний, 1/год; Аг — доля генерируемой
мощности источника электроэнергии, не произве-
денной генератором вследствие работы АЧР систе-
мы, рассчитывается по балансу; R — число нагру-
зок, подключенных к АЧР; Рдцрг— мощность г-й
Недоотпуск электроэнергии также можно опре-
делить по формуле Э„ = Рм/В.
♦♦
Преднамеренные отключения элементов учиты-
ваются аналогично, см. выше.
♦♦♦
Если ограничения пропускной способности
элемента обусловлены термической стойкостью, то
значения мощности заменяются соответствующими
значениями тока.
нагрузки, отключаемая устройством АЧР, МВт ;
«АЧРг— продолжительность отключения мощности
^АЧРг ч> lBi — соответственно частота отказов и
время простоя элемента i в системе.
Аналогично определяется количество электро-
энергии, недоотпущенной потребителю,
Лп «г
эп.п= е м.лл+
/=1 «А/
хРм^Р>л) ~ + ^ЛЛ/вцАуАг/ +
i*j* к
+ 1 - Х^)(А* ~ Рдк^Тмк +
+ \tEii^jtEj\‘BkPMUkTMijk +
lr R
+ Е \r Е ^ЛЧРг'аЧРг + — •
i=l г= 1
Недоотпуск электроэнергии системе передачи
электроэнергии (исключая собственные отказы)
может быть обусловлен двумя составляющими:
а) отказами (нарушениями) в системе генера-
ции, непосредственно связанной с передающей
системой;
б) отказами в системе потребления, непосред-
ственно связанной с передающей системой.
В данной ситуации возможны два способа оп-
ределения количества электроэнергии, недоотпу-
щенной системе передачи электроэнергии (так же,
как для сборных шин — транзит энергии).
Первый способ. Элементы системы передачи
(ЛЭП, сборные шины, вставки постоянного тока)
моделируются вначале как генератор, затем как на-
грузка, и относительно него определяются показа-
тели надежности, но показатели надежности сече-
ний, в которые входят собственные элементы сис-
темы передачи электроэнергии, обнуляются, Эп г и
Эп п суммируются:
м
Э + У О , + Э •)
п.пер 1 1|.г> ,и.пи
где М— число элементов в системе передачи элек-
троэнергии.
Второй способ. Относительно системы переда-
чи электроэнергии вначале определяются все
Потери энергии Э11т = 8РМТ. Здесь т = (0,124 +
+ Тм)/10 000)28760 — время максимальных (при Рм)
потерь электроэнергии, ч; 8РМ — потери мощности,
% Рм, или 8РМ = 3(РМ/Ц, cos Ф)2ЛВ + 8РК + 8РСГ, гас
Яа — активное сопротивление элемента, 8РК — потери
на корону, % Рм, 8РСТ — потери в стали, % Рм или кВт.
смежные источники электроэнергии (генераторы),
затем все нагрузки, и относительно них определя-
ются Эп г и Эи п, но показатели надежности сече-
ний, в которые входят собственные элементы сис-
темы передачи электроэнергии, обнуляются.
В итоге
Ч — Э + Э
'-'11. Пр Н.Г '"'Н.П’
Второй способ существенно менее точный по
сравнению с первым, но более простой.
Вероятностно-статистический подход к ре-
жимам генерации и электропотребления. При
вероятностно-статистическом подходе для опреде-
ления недоотпуска электроэнергии необходимо су-
щественно больше исходной информации по срав-
нению с детерминированным подходом. В частно-
сти, необходима информация о законах распреде-
ления нагрузок потребителей и генераторов источ-
ников питания, о вероятностной взаимосвязи меж-
ду режимами электропотребления, а также режима-
ми работы генераторов.
Такой информации, даже на уровне числовых
характеристик, в системах, как правило, нет. Одна-
ко задачу, хотя и приближенно, можно решить, ис-
пользуя большой опыт экспериментальных иссле-
дований нагрузок различных потребителей, соот-
ношения между мощностями генераторов и нагру-
зок, теоретические основы формирования законов
распределения параметров режимов.
Принимаются следующие допущения. Генери-
рующие мощности меньше подвержены случай-
ным изменениям по сравнению с нагрузками, и
число генераторов в сложной системе, как правило,
меньше числа нагрузок. Изменение мощностей, вы-
даваемых в систему генераторами, следует за изме-
нениями суммарной нагрузки, которая в значитель-
но меньшей степени подвержена случайным изме-
нениям по сравнению с отдельными нагрузками.
Сеть является как бы сглаживающим элементом
случайного процесса изменения отдельных нагру-
зок. Теоретически каждая нагрузка, каждый потре-
битель имеет свой, отличный от других, режим
электропотребления. Экспериментальные исследо-
вания показывают, что всех потребителей можно
разделить на относительно небольшое число клас-
сов, для которых известны параметры законов рас-
пределения, да и сами законы. К тому же известны
количественные характеристики вероятностной
взаимосвязи между режимами электропотребления
(их можно восстановить, используя модель случай-
ного 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 на-
грузки: 70—75 % промышленная; 10—15 комму-
нально-бытовая; 10—25 % электротранспорт и др.;
закон распределения полимодальный.
3. Преобладание коммунально-бытовой и мел-
кой и средней промышленности: 60 % коммунально-
бытовая и мелкая и средняя промышленность; 25 %
крупная промышленность; 15 % электротранспорт
и др.; закон распределения лонгонормальный.
4. Преобладание нагрузки электротранспорта
60.% электротранспорт и др.; 25 % промышлен-
ность; 15 % коммунально-бытовая; закон распреде-
ления нормальный.
5. Преобладание мелкой и средней промыш-
ленности: 60 % мелкая и средняя промышленность;
25 % коммунально-бытовая; 15 % электротранспорт
и др.; закон распределения экспоненциальный.
6. Доминирование крупной и средней про-
мышленной нагрузки: 90 % промышленная, 5 %
электротранспорт; 5 % коммунально-бытовая; за-
кон распределения равномерный.
Эта классификация существенно сокращает
объем исходной информации о режимах.
Корреляционная матрица, характеризующая
взаимосвязь между режимами электропотребления
рассмотренных типов нагрузок, выглядит следую-
щим 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 электро-
потребления кроме Р и Тм, корреляционной матри-
цы и видов законов распределения для определения
дисперсий или среднеквадратических отклонений
необходимо знать еще минимальные значения на-
грузок Ры и. По этим данным достаточно просто рас-
считываются значения математических ожиданий и
среднеквадратических отклонений с заданной веро-
ятностью у выхода за пределы, т.е. Ры и Ры„.
Значения недоотпуска электроэнергии рассчи-
тываются по аналогичным формулам, но для тех
составляющих, которые отражают полный перерыв
в электроснабжении или полное «запирание» мощ-
ности генераторов, вместо произведения РЫТЫ сле-
дует принимать Р 7р . Для тех составляющих, кото-
рые отражают недоотпуск вследствие ограничений
пропускной способности, вместо- произведения
(Р^- Рдк)Тмк следует принимать произведение
PTplf(P) dP,
ра
где f(P) — плотность вероятности распределения
мощности соответствующей нагрузки, соответст-
вующего элемента, ограничивающего передавае-
мую мощность.
Например при нормальном законе распреде-
ления
_ _
J /(Р) аг=Ф[(рм - р )/СТр] - ф|(рд- р)/сг',],
Л.
х 2
где Ф(х) = 1/<Дл J exp(-t /2) dr — функция
Лапласа; Ф(- х) = 1 - Ф(х).
Потери энергии
ВТ v * р
-2 2 2
= [3(Р +ap)/(l/IIcos<p) ЛО + 6РК + 5СТ]ГР.
В составляющей, которая отражает недоот-
пуск вследствие работы АЧР, вместо произведе-
ния РАЧР ГАЧР> следует принимать РАЧргАЧР, где
РАЧР Р 0ТИ- еД- Ри рассчитывается по формуле
' М _ ( М , \1/2
рИ = Е pi+ И Е °р,- + Е ор(°р;'-у), •
«=1 Ч=,1 i*j Г
Значение Рм является основой расчета балан-
совой надежности и распределения мощности
по узлам.
Вклады в недоотпуск электроэнергии и недо-
полученная прибыль дифференцируются по при-
знакам:
1) собственные отказы и восстановление;
2) отказы и восстановление схемы;
3) преднамеренные отключения элементов и
их групп; .... л . I:
4) наложения отказов на преднамеренные от-,
ключепия;
5) ограничения пропускной способности эле-
ментов;
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 кбрректировки тарифа основан на моде-
лировании потоков энергии и денежных средств
с учетом финансовых состояний субъектов взаимо-
действия с приведением разновременных расходов
и доходов к условиям их соизмеримости для фикси-
рованного момента времени и учетом влияния ин-
фляции, задержек платежей, неопределенности.
Интервалом прогнозирования, или шагом коррек-
тировки тарифа, могут быть месяц, квартал, год
(измеряется в часах). В основе формирования тари-
фа па электроэнергию лежат затраты на ее произ-
водство, передачу и распределение. Электроэнер-
гия характеризуется показателями, одним из основ-
ных является надежность.
Экономической оценкой последствий отказов
является недополученная прибыль (ущерб) На, зна-
чение которой зависит не только от количества не-
доотпущенной электроэнергии, но и от следующих
факторов:
чис ла и продолжительности отказов, условий
их возникновения (ремонтные состояния);
дол и отключаемой мощности из-за дефицита ее
в системе (работа АЧР);
огр аничений пропускной способности (работа
САОН или оперативные отключения);
отказов вследствие нарушений в системах ра-
боты релейной зашиты и противоаварийной авто-
матики — нарушения условий живучести.
Различный уровень надежности электроснаб-
жения объектов, т.е. потребителей ЭЭС или дефи-
цитных ЭЭС, получающих энергию от ОЭС, ЕЭС,
обусловливает различные затраты на производство
электроэнергии, ее передачу и распределение.
При продаже электроэнергии потребителям в
конкретных пунктах присоединения (границы ба-
лансовой принадлежности) их к сетям ЭЭС, ОЭС
или ЕЭС предполагает экономическую оценку
уровня надежности с целью адекватного отражения
в тарифе доли затрат поставщика на обеспечение
надежности.
Обычно границами балансовой принадлежно-
сти являются системы сборных шин, сборные ши-
ны или секции сборных шин более низкого напря-
жения по сравнению с напряжением основных се-
тей ЭЭС, ОЭС, ЕЭС. Для условий ЕЭС это шины
НО кВ, так как напряжения основных сетей ЕЭС
330,500,750 кВ. Для условий ЭЭС — 6—10 кВ. Для
сетей 6—10 кВ — вводы к потребителям до 1000 В.
Схемы электроснабжения по сетям ЭЭС, ОЭС,
ЕЭС границ балансовой принадлежности различ-
ны: от нерезервированных до многократно резерви-
рованных. Уровень надежности может отличаться в
несколько раз, соответственно отличаются
и эксплуатационные затраты Зэ, а также экономи-
ческие последствия отказов, т.е. недополученная
прибыль (ущерб) Нп. Поэтому тариф на продажу и
покупку электроэнергии объективно должен быть
разным вследствие объективной разницы качества
поставляемой электроэнергии. Чем выше уровень
надежности электроснабжения конкретного объек-
та, тем больше должна быть составляющая по на-
дежности тарифа на электроэнергию.
Структурно-функциональный подход к оценке
показателей надежности объектов сложных энерго-
систем позволяет решать задачу дифференциации
тарифа в зависимости от уровня надежности.
Суть метода состоит в обоснованном перерас-
пределении расчетных эксплуатационных затрат
в системе по уровню надежности электроснабже-
ния объектов с целью их более полной компенса-
ции посредством корректировки тарифов.
В основе метода лежит определение соотноше-
ния 8 между Ад — приращением удельных эксплуа-
тационных затрат З3 у поставщика и Д//^ — при-
ращением удельйых значений недополученной
прибыли у потребителя:
8 = Д3/Д<
Соотношение 8 определяется между реальной
частью структуры Ср системы, обеспечивающей
реальную расчетную надежность, и базовой (рас-
четной) частью структуры С6, обеспечивающей пе-
редачу электроэнергии объекту без каких-либо ог-
раничений, но не содержащей избыточных по на-
дежности элементов. При 8 > 1 у поставщика име-
ются основания для увеличения тарифа на прода-
ваемую электроэнергию (надбавка к тарифу). При
8 < 1 у потребителя (объекта) имеются основания
для уменьшения тарифа на покупаемую электро-
энергию (скидка к тарифу). При 8 = 1 тариф остает-
ся без изменения.
Эксплуатационные затраты Зэ поставщика и Нп
потребителя определяются с учетом реальных
учетных ставок по кредитам банка, финансирую-
щего эти объекты.
Наибольшее значение мощности Ры, которая
в пределе может быть выдана каждым источником
питания системы, ограничивается долей неплате-
жей потребителей этому источнику питания.
Самой трудоемкой и сложной задачей является
корректное выделение в реальной сложной системе
двух указанных выше структур Ср и С6, обеспечи-
вающих в общем случае различные показатели на-
дежности снабжения электроэнергии объекта
и требующих условной односвязной структуры
(т.е. элементы кратчайшего по Z пути или путей):
Зэ1 = [Е(Зэ( + Зэ.д)](1+«г.3/100)//876°,
I
где / = 1, 2, 3.N— число элементов базовой
структуры; Зэ д — доля эксплуатационных затрат
на централизованное диспетчерское управление
этой структурой, обеспечивающая условия парал-
лельной работы источников и живучесть системы;
агз — учетная годовая ставка, %, по кредитам бан-
ка, финансирующего объект, в данном случае объ-
ект — соответствующие сети ЭЭС, ОЭС, ЕЭС
(в общем случае агз Ф ar);, t — расчетный интервал
недоотпуска энергии, ч.
Рассчитываются показатели надежности вклю-
чая приращение недоотпуска ДЭ2 и недополучен-
ной прибыли Нп2, структуры Ср с учетом всех без
исключения факторов при заданной точности
(т.е. одно—трехэлементные сечения) для заданно-
го объекта. Аналогично определяются эксплуата-
ционные затраты Зэ2 всех элементов этой второй
структуры.
Определяются доли эксплуатационных затрат
З'э1 и Зз2 на поставку электроэнергии объекту как
величины, взвешенные по энергии, полученной
рассматриваемым объектом и отнесенные к воз-
можному максимуму передаваемой энергии по эле-
ментам этих двух структур, например:
5'э1.= 1Л1(Э1-ДЭ1)]/|Рд17’прГ(Рд1)],
где Е"(Рд1) — интегральная вероятность предела
мощности Рд1 условного элемента, взвешенного по
пропускным способностям Рд1; элементов базовой
структуры; Тдр — интервал прогнозирования, ч;
F(Pai) и ^(Е’д,) восстанавливаются по характери-
стикам Рд| И Pjg.
Этим приемом косвенно учитывается возмож-
ность участия элементов двух рассматриваемых
структур (вариантов) в электроснабжении также
и других объектов ЕЭС, ОЭС, ЭЭС. Отметим, что
3Э1 * Зэ2> 3 '□! Зэ1,3 э2 s Зэ2 всегда, аЯп1 > Нп2 как
правило, но не всегда.
Тогда отношение приращений экономических
показателей этих двух вариантов
8 = 13'э2-3'э1]/[Яп1-Яп2],
и по нему рассчитываются надбавки или скидки
к тарифу и расчетная прибыль поставщика вследст-
вие коррекции тарифа.
Если объект получает электроэнергию от сбор-
ных шин разных подстанций (например, дефицит-
ные ЭЭС или крупное промышленное предприятие
и др.), то скорректированные значения тарифов це-
лесообразно 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 эконо-
мики — разработан высокосервисный комплекс
программ на ПЭВМ, отличающийся высокой точ-
ностью расчетов и простотой применения.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ К РАЗДЕЛУ
43.1. Проектирование линий электропередачи
сверхвысокого напряжения / Т.Н. Александров,
В.В. Ершович, С.В. Крылов и др. М.: Энергоатомиздат,
1983.
43.2. Справочник по проектированию электро-
энергетических систем/ Под ред. С.С. Рокотяна и
И.М. Шапиро. М.: Энергоатомиздат, 1985.
43.3. Ершович В.В., Лысков Ю.И., Шлпмо-
вич В.Д. Развитие основных электрических сетей
ЕЭС СССР И Электричество. 1984. № 12. С. 1—6.
43.4. Ершевич В.В. О новой ступени напряже-
ния электрических сетей переменного тока // Электри-
чество. 1985. № 1. С. 1—6.
43.5. Руководящие указания по проектированию
энергосистем. М.: Союзтсхэнсрго, 1984.
43.6. Электрические системы. / Под ред.
В.А. Веникова. Т.2. Электрические сети. М.: Высшая
школа, 1971.
43.7. Рокотяи И.С., Федоров Д.А. Применение
методов математического программирования для вы-
бора оптимальной конфигурации сети. М.: МЭИ, 1980.
43.8. Лазебиик А.И., Цаллагова О.Н. Выбор оп-
тимального варианта развития электрической сети с
учетом ее многорсжимности // Изв. АН СССР. Энерге-
тика и транспорт. 1974. № 6. С. 3—9.
43.9. Дале В.А., Кришан З.П., Паэгле О.Г. Дина-
мические методы анализа развития электрической се-
ти с учетом се многорсжимности. Рига: Зинатнс, 1979.
43.10. Моцкус И.Б. О покоординатном методе оп-
тимизации развития электрических сетей // Изв. АН
СССР. Энергетика и транспорт. 1969. № 1. С. 46—53.
43.11. Фокин Ю.А. Вероятностно-статистические
методы в расчетах систем электроснабжения. М.:
Энергоатомиздат, 1985.
43.12. Фокин Ю.А. Вероятностные методы в рас-
четах надежности электрических систем. М.: МЭИ,
1983.
43.13. Гук Ю.Б. Основы надежности электроэнер-
гетических установок. Л.: Изд-во ЛГУ, 1978.
43.14. Розанов М.Н. Надежность электроэнерге-
тических систем. М.: Энергоатомиздат, 1984. 200 с.
43.15. Методические рекомендации по оценке эф-
фективности инвестиционных проектов и их отбору
для финансирования. Официальное издание. Утвер-
ждено: Госстроем РФ, Министерством экономики РФ,
Министерством финансов РФ, Госкомпромом РФ. М.,
1994.
43.16. Надежность систем энергетики. Термино-
логия АН СССР. М.: Наука, 1980.
Раздел 44
ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ
СИСТЕМАХ И ЗАЩИТА ОТ НИХ
СОДЕРЖА НИЕ
1.1. Общие сведения..................297
Напряжения, воздействующие на
изоляцию (297). Координация изоляции (298).
1.2. Грозовая деятельность и электрические
характеристики молнии............... 299
1.3. Молниеотводы и заземлители......300
Зоны защиты молниеотводов (300).
Заземлители (300).
1.4. Молниезащита воздушных линий
электропередачи...................306
Средства молниезащиты ВЛ (306). Грозовые
отключения ВЛ (307).
4.5. 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). Зашита вращающихся машин высо-
кого напряжения (320). Надежность мол-
ниезащиты электрических станций и под-
станций (321).
г4.6. Общая характеристика внутренних
перенапряжений.......................321
Стадии и кратности внутренних
перенапряжений (321). Установившиеся
перенапряжения (321). Коммутационные
перенапряжения (323). Особенности рас-
четов внутренних перенапряжений (325).
44.1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
НАПРЯЖЕНИЯ, ВОЗДЕЙСТВУЮЩИЕ НА
ИЗОЛЯЦИЮ
Каждая электроустановка, предназначенная
для выработки, передачи и распределения электро-
энергии, имеет изоляцию, соответствующую ее но-
минальному напряжению.
Согласно ГОСТ1516.3—96 для электрообору-
дования установлены:
класс напряжения электрооборудования С/11ом
(в киловольтах) — номинальное междуфазпое на-
пряжение электрической сети, для работы в кото-
рой предназначено оборудование;
наибольшее рабочее напряжение электрообо-
рудования t/pa6 11аиб эл о6 (в киловольтах) — наи-
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 электро-
передачи при отключении тока
несимметричного КЗ (339). Отключение
ненагружепных 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). ОПН и
разрядники типа РВМК (349).
Список литературы.......................351
большее напряжение частотой 50 Гц, неограничен-
но длительное приложение которого к зажимам
разных фаз (полюсов) электрооборудования допус-
тимо по условиям работы изоляции.
Кроме того, нормируется наибольшее длитель-
но допустимое рабочее напряжение в электриче-
ской сети Сраб паи6 (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 ра-
бочего напряжения называется перенапряжением.
Перенапряжения подразделяются на внутренние и
грозовые.
Таблица 44.1. Классы напряжения электрооборудования электроэнергетических систем
Класс напряжения (ЧюДкВ 3 6 10 15 20 35 ПО 150 220 330 500 750 1150
^раб. наиб. 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 1207,5
Ц,аб. наиб? кВ 3,5 6,9 11,5 17,5 23,0 40,5 126,0 172,0 252,0 363,0 525,0 787,0 1207,5
Цэвб. наиб^ном 1,15 1,10 1,05
Режим заземления нейтрали Изолированная Заземленная
КООРДИНАЦИЯ ИЗОЛЯЦИИ
Источником энергии внутренних перенапряже-
ний является запасенная в реактивных элементах
системы (индуктивных и емкостных) энергия, кото-
рая обусловливает появление перенапряжений в
переходных режимах при нормальных и аварийных
коммутациях. Значения внутренних перенапряже-
ний зависят от параметров электрической системы
и характеристик коммутирующих аппаратов и по-
этому носят статистический характер.
Во внутренних перенапряжениях следует выде-
лять резонансные и коммутационные перенапряже-
ния. Резонансные перенапряжения возникают при
определенном соотношении между индуктивностя-
ми и емкостями цепи. Они могут существовать
сравнительно долго — до изменения схемы или ре-
жима. Они часто называются установившимися,
или квазистационарными, перенапряжениями.
Коммутационные перенапряжения возникают при
различных коммутациях. Эти перенапряжения име-
ют длительность от единиц до десятков миллисе-
кунд. Амплитуды коммутационных перенапряже-
ний обычно превышают амплитуды резонансных
перенапряжений.
К внутренним перенапряжениям также отно-
сятся .кратковременные повышения напряжения
промышленной частоты, которые обусловлены из-
менением режима работы электроустановки.
Повышения напряжений регламентированы
допустимыми значениями в зависимости от вида
электрооборудования при заданных их длительно-
стях 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 пе-
ренапряжения имеют длительность до сотни мик-
росекунд. Поскольку значения токов молнии под-
вержены статистическим разбросам, то грозовые
перенапряжения являются статистическими вели-
чинами.
Длительные рабочие напряжения, грозовые и
внутренние перенапряжения воздействуют на изо-
ляцию электроустановок. Необходимо обеспечить
надежную работу изоляции при таких воздействи-
ях в течение всего срока службы электроустановки.
Надежная работа изоляции обеспечивается пу-
тем координации изоляции. Под координацией изо-
ляции понимается установление и поддержание в
период эксплуатации необходимого согласования
между электрической прочностью изоляции и воз-
действующими на нее напряжениями. При этом мо-
жет быть допущена некоторая достаточно малая
экономически оправданная вероятность поврежде-
ния изоляции или перерыва в электроснабжении
потребителей. При решении задач координации
изоляции обязательно необходимо учитывать ста-
тистические закономерности характеристик как
изоляции, так и воздействующих на нее напряже-
ний. Стилизованная диаграмма координации изо-
ляции представлена на рис. 44.1. На изоляцию воз-
действуют длительное рабочее напряжение /; крат-
ковременные повышения напряжения 2; квазиста-
ционарные перенапряжения 3; коммутационные
перенапряжения 4; грозовые перенапряжения 5.
При этом с точки зрения технической и экономиче-
ской целесообразности максимальные значения
Рис. 44.1. Согласование электрической прочности
изоляции электрооборудования и воздействую-
щих иа нее напряжений
квазистационарных, коммутационных и грозовых
перенапряжений, как правило, ограничены средст-
вами защиты от перенапряжений.
Электрическая прочность изоляции характери-
зуется обобщенной вольт-секундной характеристи-
кой 6. Нижняя граница зоны разбросов этой харак-
теристики должна быть выше воздействующих на-
пряжений. Однако практически координация изоля-
ции заключается в согласовании значений перена-
пряжений со значениями испытательных напряже-
ний изоляции по ГОСТ 1516.3—96: при грозовых
импульсах 7; при коммутационных импульсах S;
при кратковременном (одноминутном или плавном
подъеме без выдержки времени) приложении пере-
менного напряжения частотой 50 Гц 9; при длитель-
ном приложении переменного напряжения 50 Гц с
изменением характеристик изоляции 10.
Защита от перенапряжений выполняется в со-
ответствии 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 под-
станций от импульсных грозовых перенапряже-
ний, набегающих с линий, с помощью защитных
аппаратов: нелинейных ограничителей перенапря-
жений (ОПН) и вентильных разрядников (РВ); в
отдельных случаях для защиты электрооборудова-
ния и воздушных линий электропередачи приме-
няются трубчатые разрядники (РТ), а также защит-
ные промежутки (ПЗ) размеры которых рекомен-
дованы в ПУЭ;
защиту от внутренних перенапряжений с помо-
щью защитных аппаратов, резисторов, встроенных
в выключатели, шунтирующих реакторов, а также
с помощью различных способов заземления
нейтрали.
Испытательные напряжения изоляции электро-
оборудования, по которым осуществляется коорди-
нация изоляции, нормированы в ГОСТ 1516.3—96.
Изоляция испытывается следующими напряже-
ниями:
полным и срезанным грозовым импульсом;
коммутационным импульсом;
кратковременным (одноминутным) напряжени-
ем частотой 50 Гц;
переменным напряжением частотой 50 Гц при
плавном подъеме;
длительным переменным напряжением часто-
той 50 Гц с измерением характеристик изоляции, в
частности, интенсивности частичных разрядов.
Необходимо отметить, что координация изо-
ляции при длительном воздействии рабочего
напряжения включает в себя систему мероприятий
непрерывного и периодического контроля характе-
ристик изоляции с целью исключения выхода зна-
чений этих характеристик за нормированные
пределы.
44.2. ГРОЗОВАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ
И ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
МОЛНИИ
Интенсивность грозовой деятельности характе-
ризуется средним числом грозовых часов в году
£>г Подробная картина интенсивности грозовой
деятельности для России, стран СНГ и Балтии име-
ется в ПУЭ. Данные об интенсивной грозовой дея-
тельности для некоторых регионов России приведе-
ны в табл. 44.2.
2
Среднее число ударов молнии в 1 км поверх-
ности земли за 100 грозовых часов (гр. ч) на терри-
тории России и стран СНГ принимается равным:
по = 6,7‘1ОО.
Число ударов молнии в воздушную линию
электропередачи (ВЛ) длиной 100 км при 100 гр.ч
определяется соотношением:
"0ВЛ = 6,7 • 100 • 6Лср • 10-3 « 4Лср. (44.1)
Число ударов молнии в ВЛ длиной /вл, км, за Dr
грозовых часов
1вл Dr
(44.2)
Число ударов молнии за Dr грозовых часов в
год в сооружение, например открытое распредели-
Таблица 44.2. Среднегодоваи интенсивность
грозовой деятельности на территории России
Район Среднее число грозовых часов в год
Мурманск, Нарьян-Мар, Хатанга, Верхоянск, Магадан, Сахалин, Кам- чатка Менее 10
Архангельск, Салехард, Игарка, Якутск, Владивосток 10—20
Санкт-Петербург, Петрозаводск, Москва, Вологда, Сыктывкар, Вят- ка, Астрахань, Оренбург, Ханты- Мансийск, Красноярск, Иркутск, Бодайбо, Хабаровск 20—40
Псков, Новгород, Калуга, Кострома, Арзамас, Нижний Новгород, Там- бов, Пенза, Волгоград, Ставрополь, Уфа, Екатеринбург, Тюмень, Омск, Барнаул, Чита, Благовещенск 40—60
Орел, Воронеж, Самара, Горно-Ал- тайск, Краснодар, Владикавказ 60—80
Курск, Белгород, Майкоп 80—100
Красная поляна, Сочи Болес 100
Таблица 44.3. Формулы для приближенного
определения вероятностей токов молнии Р(1„) -
= Р(> /ы) и крутизны их фронта Р(ам) = Р(> ям)
Параметр Диапазон Формула
4. 3—20 кА Р(/м) = схр(-0,0087м)
20—200 кА Р(/м) = схр(-0,03/ы)
10—100 кА/мкс Р(«м) = схр(-0,06«м)
тельное устройство (ОРУ) подстанции длиной А, м,
шириной В, м, рассчитывается по формуле:
Рг -6
иуд.п/« = 6>7(Л + 7/г)(В+7Л)1ГО 10 : (443),
Для ВЛ с тросами за высоту объекта йср прини-
мается Лур ср — средняя высота подвески троса; для
ВЛ без тросов /1пр ср — средняя высота подвески
проводов верхней фазы; для ОРУ h — высота мол-
ниеотводов. Значение, м,
^гР.ср = /гоп-2/3Ар; (44-4)
%cp = fti-'r~2/3/np> (44.5)
где йоп — высота опоры; h\ — высота крепления на
опоре верхней фазы; /г — длина гирлянды изолято-
ров;и/пр — стрела подвеса троса и провода со-
ответственно.
За расчетный ток молнии принимается аперио-
дический импульс, характеризуемый максималь-
ным значением 1Ы, кА, и средней крутизной фронта
аы, кА/мкс. Формула для приближенного определе-
ния вероятностей Р(/м) и Р(ан), рекомендованных
СИГРЕ, приведены в табл. 44.3
При расчетах молния рассматривается как
источник тока. При этом значения Г, и а., не зави-
мм
сят от сопротивления заземления объекта, волново-
го 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 протя-
женных объектов: ВЛ, шинных мостов, гибких свя-
зей большой протяженности и т.п. — применяются
горизонтально расположенные заземленные тросы.
Такие молниеотводы называются тросовыми.
Молниеотводы характеризуются зонами защи-
ты. Границы зон защиты характеризуются вероят-
ностями прорыва молнии в зону защиты Ра или на-
дежностью защиты Qa = 1 -Ра.
Рис. 44.2. Сечение зоны защиты одиночного
стержневого молниеотвода
Построение зон защиты молниеотводов, ис-
пользуемых для защиты установок электроэнерге-
тики, показано на рис. 44.2—44.6, где h — высота
стержневого молниеотвода; й — высота защищае-
мого объекта (или защищаемый уровень); гх— ра-
диус (или ширина) зоны зашиты на высоте hx. Ко-
эффициенту равен 1 при h < 30 м и -/30/й при 6 =
= 30—100 м. Существуют и другие способы
построения зон защиты молниеотводов (см.,
например [44.1]).
ОРУ обычно защищены несколькими молние-
отводами (рис. 44.4). Уровень hx внутри остро-
угольного треугольника или прямоугольника, обра-
зованного ближайшими тремя ли четырьмя стерж-
невыми молниеотводами, будет защищен, если
диаметр D окружности, проходящей через верши-
ны треугольника, или диагональ D прямоугольника
удовлетворяют условию
D < 8(й - hx)p. (44.6)
При этом границы верхней части зон защиты
определяются для каждой пары молниеотводов по
рис. 44.3.
Вероятность прорыва молнии в зоны зашиты
молниеотводов, построенных на рис. 44.2—44.6, с
учетом ограниченного объема испытаний на моде-
лях, в результате которых эти зоны были получены,
многолетнего опыта проектирования и эксплуата-
ции защиты от прямых ударов молнии электриче-
ских станций и подстанций может быть оценена
значением не менее Ра = 0,01, а надежность защиты
— соответственно не более Qa = 0,99. Эти оценки
следует рассматривать как ориентировочные.
1
ЗАЗЕМЛИТЕЛИ
Заземлители па ВЛ и подстанциях выполняют
роль защитных, рабочих и молниезащитных зазем-
лений. Нормированные ПУЭ значения стационар-
ных сопротивлений заземления R (сопротивления
растеканию тока с заземлителя при частоте 50 Гц)
приведены в табл. 44.4.
Рис. 44.4. Сечение юны защиты иа высоте hx, обра-
зованных тремя (а) и четырьмя (б) молниеотвода-
ми высотой h
Рис. 44.6. Сечение зоны защиты двух па-
раллельных тросовых молниеотводов
Таблица 44.4. Допустимые значения
сопротивлений защитных и рабочих заземлений
для электроустановок выше 1 кВ и устройств
молниезащиты
Характеристика заземляемого объекта Сопротив- ление зазем- ления R, Ом не более
Установки с эффективно заземленной нейтралью 0,5
Установки с изолированной нейтралью и с компенсацией емкостных токов за- мыкания на землю, включая опоры ВЛ 3—35 кВ с установленным электрообо- рудованием:
для заземляющего устройства, йс- пользусмого для электроустановок до 1 кВ при токе однофазного замы- кания на землю /3, А; 125/73
для заземляющего устройства, ис- пользуемого только для установок выше 1 кВ при /3, А 250/7,
Отдельно стоящий молниеотвод 25
Опоры ВЛ всех напряжений металличе- ские, железобетонные и деревянные, на которых подвешен молниезащитный трос и установлены устройства молниезащиты; опоры ВЛ 110 кВ и вы- ше с установленным электрооборудо- ванием; опоры металлические и желе- зобетонные 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- 10-3р
Опоры металлические и железобетон- ные ВЛ 3—20 кВ в ненаселенной мест- ности при удельном сопротивлении грунта р, Ом • м:
до 100 30
более 100 О,3р
Разрядники и защитные промежутки на подходах ВЛ к подстанциям с вращаю- щимися электрическими машинами 5
Расчетное сопротивление грунта р вычисляется по
измеренному удельному сопротивлению ризм,
Ом-м:
Р = *сРизм. (44-7)
где/сс—сезонный коэффициент, значения которого
для различных климатических зон России указаны
в табл. 44.5.
Для заземлителей опоры ВЛ и отдельно стоя-
щего молниеотвода рассчитываются стационарные
сопротивления заземления R, Ом, при протекании
тока частотой 50 Гц, и импульсные сопротивления
заземления RK, Ом, при протекании тока молнии,
Для обеспечения нормированных значений R (см.
табл. 44.4) используются естественные (металличе'
ские и железобетонные фундаменты) и при необхо-
димости искусственные (горизонтальные и верти-
кальные электроды) заземлители. В табл. 44.6 и
44.7 приведены расчетные соотношения для вычис-
ления R типовых элементов заземлителей опор.
При прохождении импульсного тока сопротив-
ление определяется по формуле
Ди =* аиЯ, (44.8)
где аи — импульсный коэффициент, значение кото-
рого зависит от конструкции заземлителя, значе-
ний импульсного тока и удельного сопротивления
грунта (табл. 44.8).
Сопротивление заземлителя R%, состоящего из
ряда параллельных элементов с сопротивлением R,
определяется по формулам:
для частоты 50 Гц
для импульсов
=1X4
где T] и Т]и — коэффициенты использования зазем-
лителей при 50 Гц и импульсах тока молнии
(табл. 44.9).
У железобетонных элементов (см. табл. 44.6)
размеры свайного фундамента квадратного сечения
составляют / ~ 2 м, Ь ~ 1м, размеры сборного фун-
дамента опоры I ~ 3 м, Ь ~ 0,7 м, а ~ 1,5—2,0 м, ан-
керная плита для крепления оттяжек имеет размер
а ~ 1,5 м. Для вертикальных электродов искусст-
венных заземлителей (см. табл. 44.7) рекомендуют-
ся стальные трубы диаметром 30—60 мм и длиной
2—3 м, для горизонтальных электродов —
стальные ленты толщиной не менее 4 и шириной
30—40 мм или стальные цилиндрические прутки
диаметром 10—20 мм. Глубина укладки заземлите-
лей составляет обычно 0,5—0,8 м и определяется
глубиной высыхания грунта в течение грозового
периода.
Заземления молниеотводов подстанций в соот-
ветствии с требованиями ПУЭ выполняются либо в
виде отдельных заземлителей молниеотводов, либо
путем подсоединения молниеотводов к заземляю-
щему контуру подстанции. Заземляющий контур
подстанции включает в себя искусственный зазем-
Таблица 44.5. Характеристика климатических Зои России и значения сезонных коэффициентов для
определения расчетных удельных сопротивлений грунта
Характеристика Климатические зоны
I 11 III 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 сопро- тивления грунта, м 2,2 2,0 ; 1Д 1,0
Сезонный коэффициент кс. В предшествующий 2—3-недсльный период выпало осадков: больше нормы норма меньше нормы 7,0 5,0 2,6 4]0 1 2,7 1,9 2;7 1,9 1,5 2,0 1,4 1,1
Таблица 44.6. Сопротивление растеканию тока единичных железобетонных фундаментов,
используемых в качестве естественных заземлителей
литель (обычно в виде сетки) и естественные за-
землители.
Стационарное сопротивление заземлителя в ви-
де сетки с вертикальными электродами определяет-
ся по формуле
R‘~AJs
(44.9)
Коэффициент Л зависит от соотношения длины
вертикальных электродов ZB к Js (5 — площадь,
занятая заземлителем):
lBJS 0 0,05 0,1 0,2 0,5
А 0,44 0,40 0,37 0,33 0,26
Таблица 44.7. Сопротивление растеканию тока единичных искусственных заземлителей
Для обеспечения нормированного значения
стационарного сопротивления заземления подстан-
ции приходится использовать не только искусст-
венный заземлитель, но и естественные заземлите-
ли: систему трос — опора, присоединенную к за-
земляющему контуру оболочки кабелей; металли-
ческие трубопроводы (с негорючими жидкостями и
газами); обсадные трубы; железобетонные фунда-
менты.
Сопротивление заземления системы трос —
опора составляет при числе опор более 20, Ом,
^тр.оп _ V^Tp^on ’
где Ятр — сопротивление тросов (одного или парал-
лельно соединенных двух) на длине пролета; 7?оп —
сопротивление заземления опоры.
Сопротивление заземления металлических обо-
лочек 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 ка-
белей Лк определяется как
Лк = До7р/Ро-
Общее стационарное сопротивление заземле-
ния определяется параллельным соединением
всех его составляющих, например:
^ = ^Нлтр.оп11/?к.
Расчет импульсного сопротивления заземления
подстанции Ли проводится для основного заземли-
теля — сетки со стационарным сопротивлением за-
земления 7?с. Естественные заземлители практиче-
ски не участвуют в отводе тока молнии. При этом
Ли = аиЛс. Импульсный коэффициент заземлителя
в виде сетки оценивается по формуле
а _ / 15007S-
и ^(р + 320)(/м + 45)’
(44.10)
2
где S, м ; р, Ом • м; /м, кА. При этом значение /м
подбирается из предполагаемого диапазона значе-
ний тока молнии.
Таблица 44.8. Импульсные коэффициенты заземлителей
Наименование заземления и его размеры Р> Ом -м аи 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 —
Двухлучсвой, 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
Трсхлучсвой, 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
Двухлучсвой с вертикальными электродами (длина вертикальных электродов 2,5 м рас- стояние между ними 10 м), длина лучей, м :
10 100 — 1,17 1,10 1,00 — 0,84
20 100 ' —т 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
Трсхлучсвой с вертикальными электродами (длина вертикальных электродов 2,5 м рас- стояние 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
Таблица 44.9. Коэффициенты использовании заземлителей
Наименование заземлителя Эскиз П пи
Железобетонный фундамент одно- стоечной опоры 0,6 0,4
Железобетонный фундамент пор- тальной опоры, портальной опоры на оттяжках 0,9 0,8
Двухлучевой 1,0 1,6
Трсхлучсвой 0,9—0,95 0,8—0,85
Вертикальные заземлители, объеди- ненные горизонтальными лучами. 0,85—0,95 0,75—0,85
Вертикальные заземлители, объеди- ненные 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 поткл линии
на 100 км длины и 100 гр. ч в году. Для конкретных
линий рассчитывается число грозовых отключений
на полную длину и 1 год:
= '!<™Ц)ОТОО (44-Н)
Для количественной оценки качества молниеза-,
щиты линий применяются следующие критерии:
1. Уровень грозоупорности — предельный
(критический) ток молнии 7кр, при котором еще не
происходит импульсного перекрытия изоляции.
2. Кривая опасных токов молнии. Применя-
ется в тех случаях, когда опасность перекрытия
определяется не только максимальным значением
тока молнии /м, но и его крутизной аы. Она пред-
ставляет собой нижнюю границу области опасных
сочетаний этих двух параметров молнии.
3. Показатель надежности молниезащиты —
ожидаемое среднее число лет между грозовыми от-
ключениями Гг> приходящееся обычно на 100 км и
100 гр. ч.
Молниезащита ВЛ имеет целью уменьшение до
экономически обоснованного числа грозовых от-
ключений линии.
К основным средствам молниезащиты ВЛ
относят:
1. Защиту от прямых ударов молнии с помо-
щью тросовых молниеотводов, подвешенных на
линиях напряжением ПО кВ и более на металли-
Таблица 44.10. Наименьшее расстояние, м, между проводами или между проводами н тросами
пересекающихся ВЛ *•
Пересечение Длина пролета нс более, м Наименьшее расстояние от места пересечения до ближайшей опоры, м
30 50 70 ПО 120 150
ВЛ 500—330 кВ между собой и 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 — —
лес низкого напряжения 300 4 4 4 4,5 5 5,5
450 4 4 5 6 6,5 7
ВЛ ПО—20 кВ между собой и с ВЛ более 200 3 3 3 4 — —
низкого напряжения 300 3 . 3 4 4,5 5 J5-—г
ВЛ 10 кВ между собой и с ВЛ более низ- 100 2 2 •— — —
кого напряжения 150 2 2,5 2,5 — — —
ческих и железобетонных опорах. Сооружение
воздушных линий ПО кВ и выше без тросов до-
пускается:
в районах с числом грозовых часов в году
менее 20;
на отдельных участках линии в районах с плохо
з
проводящими грунтами (р > 10 Ом • м);
на участках трассы с расчетной толщиной стен-
ки гололеда более 20 мм.
Линии на деревянных опорах имеют доста-
точную грозоупорность, поэтому тросы на таких
линиях применяются только на подходах к под-
станциям.
Применение тросов на линии 35 кВ малоэффек-
тивно вследствие невысокой импульсной прочно-
сти линейной изоляции и большой вероятности пе-
рекрытия 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. Сниже-
ние 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 изо-
ляции, рассматриваемое как эффективное средст-
зо молниезащиты. Поскольку частая работа АПВ
при большом числе грозовых перекрытий) ус-
ложняет эксплуатацию и сокращает межремонт-
1ый период выключателей, то его целесообразно
1рименять в комплексе с другими средствами
юлниезащиты.
4. Увеличение числа изоляторов в гирлянде
|асто поражаемых опор, в частности очень
ысокнх переходных опор, что повышает им-
|ульсную прочность линейной изоляции.
5. Применение трубчатых разрядников или
защитных промежутков (реже нелинейных огра-
ничителей перенаряжений и вентильных разряд-
ников) для зашиты ослабленной изоляции Или от-
дельных 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, ограни-
чивающих пролет пересечения.
ГРОЗОВЫЕ ОТКЛЮЧЕНИЯ ВЛ
Грозовое перекрытие изоляции ВЛ может на-
ступить (рис. 44.7):
А. При ударе молнии в вершину металлической
или железобетонной опоры или в трос вблизи опо-
ры. Вследствие высокого потенциала в точке подве-
са гирлянды изоляторов, возникающего из-за паде-
ния напряжения на индуктивном сопротивлении
тела опоры и заземлителе опоры, при определен-
ных токах молнии происходит обратное перекры-
тие с тела опоры на провод.
Б. При 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 на ВЛ с тросовой за-
щитой 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 ЗЛср) вследствие индуктиро-
ванных перенапряжений и низкой импульсной
прочности гирлянд изоляторов воздушных линий
6, 10, 35 кВ. Вероятность перекрытия линейной
Рис. 44. 7. Расчетные случаи грозового поражения
ВЛ:
А — удар молнии в вершину опоры; Б — удар мол-
нии в трос в пролете; В — удар молнии в провод;
Г— удар молнии в землю вблизи ВЛ на расстоянии
не менее трех средних высот ВЛ (ЗЛср); 1 — опора
ВЛ; 2 — фазные провода; 3 — изоляционная подвеска
фазных проводов; 4 — тросовые молниеотводы с за-
щитным углом а
изоляции линии 110 кВ и выше при таких разрядах
весьма мала, и ею можно пренебречь.
Грозовое перекрытие линейной изоляции не яв-
ляется достаточным условием для отключения ли-
нии. Отключение линии произойдет только в том
случае, если импульсное перекрытие перейдет в ус-
тойчивую дугу переменного тока. Коэффициент та-
кого перехода для воздушных промежутков и изо-
ляции линий на деревянных опорах определяется
по формуле
пв = (1>6/— -6)10’2,
' раз '
где U — наибольшее действующее значение рабо-
чего напряжения: фазного t/pa6llal)6 при однофаз-
ных перекрытиях и линейного при двухфазных пе-
рекрытиях, кВ; /раз — длина пути разряда, м.
Если при расчете получается г;в < 0,1 или
т[в > 0,9, то принимают соответственно Г)в = 0,1 или
Лв = 0,9.
Для гирлянд изоляторов линий на металличе-
ских и железобетонных опорах коэффициент пере-
хода т)г принимается:
Г|г = 0,7 для линий 1/110М < 220 кВ;
Т]г = 1,0 для линий 1/||ОМ > 330 кВ.
При расчетах грозоупорности ВЛ необходимо
знать 50 %-ные импульсные разрядные напряжения
Рис. 44.8. 50 %-ные разрядные напряжения гир-
лянд изоляторов с защитной арматурой при гро-
зовых импульсах
С/50% поддерживающих проврда гирлянд изолято-
ров при грозорых импульсах, значения которых®
зависимости от длины гирлянды /г и полярности
напряжения, приложенного к проводу, приведены
на рис. 44.8.
При определении 50 %-ных разрядных напря-
жений для линий на деревянных опорах нужно учи-
тывать импульсную прочность части деревянной
траверсы, которая определяется как 70/д , кВ, где
/д — длина части пути разряда по дереву в метрах.
Рассмотрим методы расчета удельного числа
отключений ВЛ иоткл.
ВЛ, защищенные тросовыми молниеотводами,
имеют L/||OM > 110 кВ и работают в системах с за-
земленной нейтралью.
Удельное число грозовых отключений таких ВЛ
поткл1 ~ ^тр.ср^о/прЛг + О — ^aH^or/orJlr+
+ ДтрРТрЧв]}, (44.12)
где РаРпр — вероятность перекрытия гирлянды
изоляторов в результате прорыва молнии через тро-
совую защиту к проводам; Доп Роп — вероятность
перекрытия гирлянды при ударе молнии в опору и
в трос вблизи опоры; Д|р/’.|р — вероятность пере-
крытия при ударе молнии в трос в середине проле-
А У’оП
та; Доп ~ — доля ударов молнии в опору;
7 А 1 А
/п •— длина пролета; △ тр = 1 - 4 — — доля ударов,
приходящихся в середину пролета.
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 про- водов в фазе Волновое сопротивление, Ом Коэффициент связи
Z(рас- четное) ZK (с учетом короны) К(рас- четный) Кк (с учетом короны)
Одностоеч- ная, одноцеп- ная, с тросом Железобетон ПО 1 505 455 0,215 0,240
220 1 475 420 0,200 0,210
Одностосч- ная, двухцеп- ная, 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 троса- ми, горизон- тальное распо- ложение про- во ДОВ 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
мерно 500 кВ/м, а на 50 %-ное разрядное напряже-
ние в зависимости от /г, м, представляется как
^51)% ~ 5№>1Т.
(44.15)
в которой
Д=1 + V
14 "ОМ д/,
_______ ном
27in_„_
дйд5/ _DEiE
П г
пр -
Где 1/|1ом — номинальное напряжение ВЛ, кВ; Д/г —
превышение троса над проводом, м (см. рис. 44.7);
AS — горизонтальное смещение троса относитель-
но провода, м; гпр — радиус провода (в случае рас-
щепления фазы гэкв), м; /г1р ср и /гпр 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 /кр1, рассчитанному из
условия равенства падения напряжения на волно-
вом сопротивлении провода с учетом короны ZK
(табл. 44.11) разрядному напряжению гирлянды
изоляторов Цо«/о:
^1=2C/50%/Zk. (44.14)
В расчетах 7кр часто используют наименьшее
значение соответствующее положительной
полярности напряжения (см. рис. 44.8). При этом
разрядный градиент напряжения составляет при-
Для определения вероятности перекрытия гир-
лянды изоляторов при ударе молнии в опору и в
трос вблизи опоры Роп необходимо знать напряже-
ние, приложенное к гирлянде изоляторов Vm, рав-
ное разности напряжений на опоре 1/оп и на провр-
да Ч,Р-
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(dion/dl), напряжение на опоре вследствие взаи-
моиндукции между каналом молнии и опорой На
высоте подвеса провода Mnp(diM/df):
I/„ = Я / „ + ,
оп и on on пр
ще М„р ~ 0,2Лпр ср, мкГн; £on = L0hon, мкГй; Lo —
удельная индуктивность опоры, мкГн/м
(табл. 44.12); Лоп, м; С70п, кВ; гоп, кА; d/0tl/dz и d/M/dZ,
кА/мкс. ' "
При косоугольной форме тока молнии в преде-
лах его фронта гм = ам1 ток в опоре в пределах фрон-
та определяется как
оп
•03^
.0.5^
+ £оп.
1-е
ал
V
Таблица 44.12. Удельная индуктивность £0 опор
Тип опоры £0, мкГн/м
Одностоечная, металлическая 0,6
Одностоечная, железобетонная 0,7
Двустосчная, металлическая, на от- тяжках 0,4
Портальная, металлическая 0,5
Двустосчная, деревянная, с двумя за- земляющими токоотводами 0,7
Отдельно стоящая опора для молние- отвода 1,3—1,7
а производная тока в опоре как
Рис. 44.9. Определение времени разряда линейной
изоляции при разной крутизне фронта тока мол-
нии (вм1 > аы2\.
/'— вольт-сскундная характеристика изоляции; 2 —
напряжения изоляции
di. Г0,5Т - Л/ 1
оп _ ’ тр тр
At =“м 0,5L + L
L ’ тр onJ
-а1
е
и _ п
ГДе а1 = 0 5/ + Г ; ~ Z*P? ~~ индуктив-
v,JljTp + ьоп L
ность троса, мкГн; ~ 350 Ом; /п — длина проле-
та, м; с = 300 м/мкс — скорость света; Мтр ~ 0,5/г^ ср
— взаимная индуктивность между каналом молнии
и петлей опора — трос — земля, мкГн; hTp ср, м.
Напряжение на проводе имеет три составляю-
щие:
рабочее напряжение на проводе 1/раб ~ 0,5Ц|ОМ,
кВ, имеющее полярность, противоположную по-
лярности напряжения опоры;
напряжение 0/и|щ ~ 10Лпрср(1 - Кк), кВ, индук-
тируемое на проводе зарядом лидера молнии и
имеющее полярность, противоположную полярно-
сти напряжения на опоре; коэффициенты электро-
магнитной связи между тросом и проводом Кк при-
ведены в табл. 44.11;
напряжение 17ипд1 = KKUon, кВ, индуктирован-
ное на проводе в результате распространения по
тросу импульса напряжения с максимальным зна-
чением (7ОП.
Максимальное напряжение на изоляции 1/ю тах=
= C/on- t/np определяется в момент времени, равный
длительности фронта тока молнии Тф, т.е. при мак-
симальном значении тока молнии 1Ы = «мТф и соот-
ветственно при максимальном значении тока в опо-
Ре/0„:
Ц,з max = t'on(1 ~Кк) + Ц,вд + Ц,а6 . (44.16)
Напряжение Пизтах может иметь множество
значений, определяемых сочетанием случайных
величин ам и 7М; 1/из тах превысит разрядное напря-
жение гирлянды С7р, заданное вольт-секундной ха-
рактеристикой,
и = А /1 + -,
р 4 '₽
(44.17)
где 1р — время разряда. Коэффициенты А и Топре-
деляются по двум значениям: Ц, = 6/5О% при 1р =
= 10 мкс и Up = L/2mKc при fp = 2—3 мкс1 можно при-
нять ^2мкс ~ 1»25t/50%-
На рис. 44.9 показаны построения для опреде-
ления сочетаний ам и 1Ы при перекрытии гирлянды
изоляторов. По (44.17) построена вольт-секундная
характеристика 1. Задаваясь значениями крутизны
тока молнии аы по (44.16) рассчитываем UH3 max (tj
— кривые 2. Точки пересечения кривых 1 и 2 позво-
ляют определить для каждого случая время разряда
1р = Тф и соответствующее значение тока молнии
/м = «м<р. В результате получается зависимость
au=f (Аи)> называемая кривой опасных параметров
и показанная на рис. 44.10, а. Эта кривая делит зону
сочетаний и 1Ы на две области: область опасного со-
четания аы и 1Ы (заштриховано), в которой сочета-
ния о,, и I., таковы, что tZ,. > U-, и область безо-
пасного сочетания аы и /м, в которой 1/из max <
Используя формулы табл. 44.3, осуществляем
переход к зависимости Р(а^ = /j[F(7M)]
(рис. 44.10, б).
Рис. 44.10. Определение вероятности перекрытия
гирлянды изоляторов при ударе молнии в опору:
а — кривая опасных параметров; б — кривая для оп-
ределения вероятности Роп
Поскольку 1М и ам считаются независимыми
случайными величинами, то ‘‘
о
что определяется заштрихованной областью на
рис. 44.10, б.
Расчеты по изложенной методике достаточно
громоздки. Упрощенно значение Роп можно оце-
нить, используя некоторый условный критический
ток молнии
, _ ^50%
кр.Усл-Ли + 8Аоп>
где С750«/о, кВ; Rk, Ом; Лоп, м; 1^, кА; 8 = 0,15 для
ВЛ с двумя тросами и 8 = 0,3 для ВЛ с одним тро-
сом.
Расчетным случаем для определения Р^р явля-
ется удар молнии в трос в середине пролета. При
этом возможно перекрытие воздушного промежут-
ка трос—провод в середине пролета практически
всегда на фронте тока молнии, чему соответствует
вероятность Ртр1. Вторым случаем является пере-
крытие гирлянды изоляторов на опоре при протека-
нии тока троса по опоре, что определяется вероят-
ностью Ртр2.
Вероятность Ртр рассчитывается как
~ -^тр! + ^тр2 — Лр1ЛР2-
При этом принимается, Что й Р^— вероятно-
сти двух независимых и совместных событий.
Вероятность Ртр1 определяется по критической
крутизне тока молнии, кА/мкс, которая рассчитыва7
ется по формуле
2F I '
_ р.ср тр.пр
*Р Z Т (1 -К )’
тр тр' к7
ГД?£р.ср = 5Оо(\,4-|^
— средний разрядный гра-
диент промежутка трос—провод, кВ/м; Ттр “ /п/отр
— время распространения волны по коронирукнцё-
му тросу в пределах пролета ВЛ, мкс; /п длина
пролета, м; v ~ 250 м/мкс — скорость распростра-
нения волны; /тр пр — расстояние между тросом и
проводом в середине пролета, м, которое вычисля-
ется по нормированному ПУЭ наименьшему рас-
стоянию между проводом и тросом по вертикали
/гтр Пр, м (см- та6л- 44.13), и защитному углу, а:
/тпПп = ^4nrrn/cosa; значения ZTn и X указаны
выше.
При ам > aKp происходит пробой промежутка
трос—провод. Это условие позволяет рассчитать
Ррр] по соответствующей формуле табл. 44.3.
Вероятность Ртр2 определяется по критическо-
му току молнии 7кр2. При расчете /кр2, кА, учитыва-
ется t/50«/o, t/pa6 ~ 0,5Ц1ом, кВ, импульсное сопро-
Таблица 44.13. Наименьшее расстояние между
тросом и проводом в середине пролета
Длина проле- та, м Наименьшее рас- стояние между тросом и прово- дом по вертикали, м Длина проле- та, м Наименьшее рас- стояние между тросом и прово- дом по вертикали, м
100 2,0 700 11,5
150 3,2 800 13,0
200 4,0 900 14,5
300 5,5 1000 16,0
400 7,0 1200 18,0
500 8,5 1500 21,0
600 10,0 |
тивление опоры Rlt, Ом, коэффициент связи трос—-
провод Кк, (см. табл. 44.11):
. ^ОУо-^раб)
кр2" ли(1-кк) '
По формуле (44.12) определяется число грозо-
вых отключений, приводящих к работе выключате-
лей. Для ВЛ с АПВ число устойчивых отключений
при неуспешном АПВ определяется как
иоткл.уст “ Лоткл(1 ~ РаПв)> (44.18)
где Рдпв — коэффициент успешности АПВ, ко-
торый по данным опыта эксплуатации для ВЛ
ПО—330 кВ составляет в среднем 0,8 а для ВЛ
500—750 кВ — 0,9.
ВЛ без тросовой молниезащиты. Удельное чис-
ло отключений ВЛ на металлических и железобе-
тонных опорах
иоткл2 — ^np.cp(^np^np + △опЛ>п)т1г • (44-19)
Считается, что удары молнии между провода-
ми и опорами распределены примерно поровну, т.е.
△пр = ДОП = 0.5.
Вероятность .Pnp для ВЛ в системах; с заземлен-
ной нейтралью (Ц|ом S 110 кВ) определяется по
критическому току 7кр1, который рассчитывается
по (44.14). У ВЛ в системах с изолированной ней-
тралью (Ц10М < 35 кВ) для определения 7’пр исполь-
зуется критический ток 7кр3, кА:
Кр3" *и(>-*к)’
(44.20)
рассчитанный по условию образования двухфазно-
го перекрытия на землю.
Для определения вероятности Роп для ВЛ в сис-
темах с заземленной нейтралью необходимо рас-
считать максимальное напряжение t/on тах, кВ, в
точке крепления гирлянды изоляторов, т.е. на вер-
шине опоры. Упрощенно это напряжение вычисля-
ется по соотношению
Ц>п max + ^к/чЛогг
Считая, что импульсное напряжение перекры-
тия гирлянды равно t/50%, из равенства Ц,пп1ах =
= U5a% получаем соотношение
_ ^50%
ам - Г /г
Ь0йоп
(44.21)
По соотношению (44.21) строится кривая опас-
ных параметров аы —f (7М), аналогичная кривой на
рис. 44.10, а, и далее зависимость Р[а^ =/|[/‘(7м)],
аналогичная зависимости, приведенной на
рис. 44.10, б. С помощью последней зависимости
вычисляется Роп.
У ВЛ в системах с изолированной нейтралью
при ударе молнии в опору отключение возможно
только при перекрытии изоляции по крайней мере
двух гирлянд и образовании двухфазного замыка-
ния на землю. Расчеты с использованием (44.21)
позволяют определить вероятность перекрытия
изоляции одной гирлянды. Обозначим ее как
Считая, что наиболее вероятным случаем являются
перекрытия изоляции двух гирлянд, которые мож-
но рассматривать как совместные, независимые,
случайные события, получим, что
^оп ~ Лэп1^оп1 “ ^onf
Удельное число отключений ВЛ на деревянных
опорах определяется только ударами молнии в фаз-
ные провода и условием перекрытия изоляции ме-
жду фазами по пути гирлянда — деревянная тра-
верса — гирлянда:
потклз ~ 4^прд.р/’перЛв-
Критический ток, необходимый для расчета
Л1ер> вычисляется по соотношению
j - ^50%1
гк(\-кку
причем П50„%1 = 2С750о/о + 70/д, где /д — длина дере-
вянной траверсы между точками крепления гир-
ЛЯНД изоляторов, М. ' /’*
Коэффициент т)в рассчитывается по (44. И) при
^раб.паиб. кВ, и длине пути разряда /раз = 2/г + /д, м.
Учет влияния АПВ производится по (44.18).
Отключения ВЛ при индуктированных перена-
пряжениях. При ударах молнии в землю вблизи ВЛ
удельное число отключений за счет индуктирован-
ных перенапряжений определяется как
иипд.откл “ ^ипдчг»
где ’’иидоткл — число отключений в год на 100 км
длины ВЛ и 100 грозовых ч; ли11Д — годовое число
индуктированных перенапряжений на 100 км дли-
ны ВЛ и 100 грозовых ч, приводящих к перекрытию
изоляции ВЛ; т]г определяется по (44.12).
Расчет иипд — довольно сложная задача. Поэто-
му приводим некоторые значения ии1|д для ВЛ 10;
35 и ПО кВ на металлических и железобетонных
опорах:
Чюм. кВ 10 35 ПО
^50%> КВ 100 350 700
Апр.ср> “ 10 15 20
/?ипд 25 5 1
В в табл. 44.14 и 44.15 приведены некоторые
данные по удельному числу грозовых отключений
для ВЛ различных классов напряжения.
Таблица 44.14. Характеристики молниезащиты ВЛ 35—500 кВ
Опора Сопротивле- ние заземления опоры, Ом Цюм- кВ
35 по 150 220 330 500
Число г розовых отключ грозовь гний на lx часов 00 км В Л и 100
Деревянная без тросов — 10 8,5 — — — —
Одноцепная металлическая с одним тросом 5 — 2 1,2 1,2 0,8 —
ю — 3 2 2 U —
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 молниезащиты ВЛ ПО—750 кВ
Параметр ' Напряжение ВЛ, кВ
110 220 330 500 750
Материал опор Желе- зобетон Металл Металл Металл Металл Металл
Марка провода АС-120 АС-150 АСО-330 АСО-330 2АСО-400 ЗАСО-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 уда- ров молнии в линию за год "уиВЛ-У^100 КМ - 100 гр.ч) 100 165 182 227 153 174 207
Удельное число отключений линии при ударе молнии в провод и1|р, 1/год 0,06 0,06 0,23 0,18 0,22 о,п 0,063
Удельное число отключений шнии при ударе в опору и011, 1/год 0,81 1,73 0,41 0,45 0,002 <0,001 <0,001
Удельное число отключений шнии при ударе в трос нтр, 1/год 0,43 0,89 0,13 <0,01 <0,001 <0,001 <0,001
/дельное число отключений шнии вследствие индуктиро- ванных перенапряжений 'вид, 1/г°Д 0,25 0,38 0,03 0,04 0,003 <0,001 <0,001
/дельное суммарное число розовых отключений линии !откл5> ^г°Д 1,55 3,06 0,80 0,68 0,23 0,11 0,066
44.5. МОЛНИЕЗАЩИТА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ
ЗАЩИТА ОТ ПРЯМЫХ УДАРОВ МОЛНИИ
1
Согласно требованиям ПУЭ для зашиты выпол-
няются мероприятия, указанные в табл. 44.16.
Допускается не защищать от прямых ударов
молнии:
ОРУ 20—35 кВ с трансформаторами единичной
мощностью 1000 кВ • А и менее независимо от зна-
чения £>г;
ОРУ 20—35 кВ в районах с Dv < 20;
подстанции напряжением 220 кВ и ниже на
площадках с р > 2000 Ом • м при DT < 20;
здания ЗРУ в районе с Dr < 20.
Места и условия установки стержневых мол-
ниеотводов указаны в табл. 44.17. 1
При установке стержневых молниеотводов на
конструкциях ОРУ следует использовать защитные
действия высоких объектов (опор ВЛ, прожектор-
ных мачт и т.п.).
Порталы трансформаторов, связанных с вра-
щающимися 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 объек-
тов, связанных с вращающимися машинами.
Все объекты натерритории подстанции высотой
hxl должны находиться в зонах защиты системы
молниеотводов на таких высотах. При этом выбира-
ется такой вариант расстановки молниеотводов, при
котором их число и высота были бы наименьшими.
Надежность защиты от прямых ударов молнии
характеризуется возможным числом Р| поврежде-
ния оборудования за год при ударе молнии в под-
станцию. В расчетной модели учитываются сле-
дующие случаи.
Прорыв молнии в зону защиты молниеотводов
приводит к повреждению оборудования с вероят-
ностью Ра = 0,01.
При ударах молнии в молниеотводы возможны
обратные перекрытия изоляции из-за падения на-
пряжения от тока молнии на системе молниеотвод
— заземлитель. Максимальное значение этого на-
пряжения на высоте hx определяется суммой паде-
ния напряжения на импульсном сопротивлении за-
земления Ян и на индуктивности молниеотвода
Lfyhx. При косоугольной форме тока молнии с /м и
ам напряжение
C/max =
Рис. 44.11. Отдельно стоящий молниеотвод:
1 — молниеотвод; 2 — заземлитель молниеотвода;
3 — защищаемый объект; 4 — заземлитель объекта
Рис. 44.12. Молниеотвод на конструкции ОРУ:
1 — молниеотвод; 2 — заземляющий контур; 3 —
гирлянда изоляторов; 4 — защищаемый объект
Рассмотрим отдельно стоящий молниеотвод
с обособленным заземлителем (рис. 44.11) и мол-
ниеотвод на портале ОРУ (рис. 44.12). Значения
приведены в табл. 44.12. Известны средние раз-
рядные градиенты воздушного промежутка /в (£в й
=500 кВ/м) и промежутка в земле /3 (Е3 ~ 300 кВ/м);
Таблица 44.16. Мероприитня защиты электростанций и подстанций от прямых ударов молнии
Защищаемый объект Защитные устройства
ОРУ, в том числе гибкие мосты и шинные связи Стержневые молниеотводы
Здания машинного зала, ЗРУ при DT > 20 1. Заземление металлических и железобетонных конструкций кровли и металлической кровли 2. Стержневые молниеотводы или заземленные молнисприсмныс сетки на крыше зданий
Дымовые трубы: металлические кирпичные, бетонные и железобетонные Заземления Стальные полосы-молнисприемники на вершине и заземляющие спуски, присоединенные к заземлителю
Здания трансформаторной башни, маслохо- зяйства, нсфтсхозяйства, электролизной станции 1. Отдельно стоящий стержневой или тросовый молниеотвод. Импульсное сопротивление каждого заземления нс более 100 Ом при р < 500 Ом • м и нс более 40 Ом при р > 500 Ом • м 2. Заземление металлических корпусов
Угледробилки, вагоноопрокидыватсли, ре- зервуары с горючими жидкостями или газа- ми, места хранения баллонов с водородом 1. Стержневые молниеотводы, устанавливаемые отдельно или на саг мом сооружении при толщине крыши или стенки нс менее 4 мм 2. Заземление корпуса установки при толщине металлической крыши или стенки 4 мм и более; при объеме менее 200 м3 независимо от тол- щины металла (
Таблица 44.17. Места и условия установки стержневых молниеотводов
Места Условия
Конструкции ОРУ 1. В ОРУ 35—150 кВ при условии выполнения мероприятий по снижению обратных перекрытий с молниеотвода на защищаемый объект 2. В ОРУ 220 кВ и выше
Трансформаторные порталы, порталы шунтирующих реак- торов и конструкции ОРУ, удаленные от трансформато- ров или реакторов по магист- ралям заземления менее, чем на 15 м 1. В пределах контура заземления в грозовой сезон, р < 350 Ом • м 2. Непосредственно на выводах обмоток трансформаторов 3—35 кВ или на расстоя- нии нс более 5 м от них по ошиновке (включая ответвления к защитным аппаратам) должны быть установлены защитные аппараты: ограничители напряжения нелиней- ные — ОПН пли 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 заземле- ния должны быть установлены по два-три вертикальных электрода длиной 3—5 м 5. Наподстанциях с высоким напряжением 20—35 кВ при установке молниеотвода на трансформаторном портале у заземляющего контура должно быть сопротив- ление R < 4 Ом (без учета выносного заземления) 6. Заземляющие проводники защитных аппаратов и трансформаторов рекомендует- ся присоединять к заземляющему устройству подстанции поблизости один от дру- гого
Отдельно стоящие молниеот- воды с обособленными зазем- лителями i 1. Если нс могут быть выполнены условия установки молниеотвода на конструкци- ях ОРУ 2. Расстояние по земле /3 между обособленным заземлителем молниеотвода и зазем- ляющим контуром ОРУ должно быть таким, чтобы исключать перекрытие по земле между заземлителями с вероятностью нс более 0,1. При этом должно выполняться условие /3 > 3 м 3. Расстояние по воздуху /в от отдельно стоящего молниеотвода с обособленным за- землителем до токовсдущих частей, заземленных конструкций и оборудования ОРУ должно быть таким, чтобы исключать перекрытия по воздуху с вероятностью нс бо- лее 0,1. При этом должно выполняться условие 1к > 5 м 4. Сопротивление заземлителя должно быть нс более 80 Ом
С/50% гирлянды изоляторов и (7Д0П — допустимое
импульсное напряжение оборудования, кВ.
Условия безопасного протекания тока молнии
по молниеотводу имеют следующий вид:
для отдельно стоящего молниеотвода
ЕА > ЛА +
Аз* ЛА;
для молниеотвода на портале ОРУ
^50% > V'h + aME0hxl;
Ев1В > a»L0hx2>
^доп > ЛА‘
Эти соотношения позволяют решить задачи
оценки надежности молниезащиты при прямом
ударе молнии в подстанцию: по известным значе-
ниям /в, /3, t/50%, 1/доп определить параметры 1и, аы,
а по ним соответствующие вероятности поврежде-
ния изоляции РП1- либо решить обратную задачу.
Годовое число повреждений оборудования при
прямом ударе молнии в подстанцию определяется
соотношением
₽1 = иуд.п/ст[А1 + (» “ AlffiA] > (44.22)
где «уД п/ст рассчитывается по (44.3); Ра] = 0,01; РП(-
определяются с использованием методов, изложен-
ных в § 44.4.
ЗАЩИТА ОТ ИМПУЛЬСОВ ГРОЗОВЫХ
ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ, НАБЕГАЮЩИХ С ЛИНИИ
С воздушных линий электропередачи в резуль-
тате поражения их молнией на подстанцию по про-
водам ВЛ набегают импульсы перенапряжений, ко-
торые могут иметь различную форму.
Для оценочных расчетов защиты от таких пере-
напряжений используется расчетный импульс, ко-
торый в месте удара молнии в ВЛ является беско-
нечно длинным прямоугольным с максимальным
значением 1/0 равным среднему разрядному напря-
жению изоляции ВЛ t/50%- Импульс такой формы
позволяет получить при расчетах наибольшие воз-
можные значения перенапряжений на изоляции
оборудования подстанции. Напряжение 1/0 им-
пульса не может превышать 1/50% (при возможном
l/0 > t/50% происходит перекрытие изоляции на
опорах ВЛ). Таким образом, изоляция ВЛ обеспечи-
вает первый уровень ограничения перенапряжений.
Однако этот уровень оказывается недостаточ-
ным, так как не снижает воздействующее на изоля-
цию напряжение до безопасных значений. Органи-
зуется второй уровень ограничения перенапряже-
ний путем установки в схеме подстанции защитных
аппаратов ОПН и РВ в сочетании с выполнением
защищенных подходов на ВЛ непосредственно у
шин подстанции. Отметим, что в современных ре-
шениях применяются только ОПН, РВ установлены
в схемах, разработанных в начале и середине XX в.
Электрические характеристики РВ и ОПН при-
ведены в табл. 44.18. (Некоторая дополнительная
информация об РВ и ОПН имеется в § 32.6, т. 2 на-
стоящего справочника.) Разрядники типа РВРД
предназначены для защиты вращающихся машин,
остальные РВ и ОПН — для защиты электрообору-
дования. Оценки групп комбинированных разряд-
ников типа РВМК и ОПН по ГОСТ 16357-83 сдела-
ны приблизительно. Отметим, что ОПН и разряд-
ники типа РВМК обеспечивают ограничение ком-
мутационных перенапряжений.
Характеристики трубчатых разрядников (РТ),
устанавливаемых в ряде случаев на защищенных
подходах ВЛ, приведены в § 32.6, т.2 настоящего
справочника.
ЗАЩИТА ПОДСТАНЦИИ НОМИНАЛЬНЫМ
НАПРЯЖЕНИЕМ 35 кВ И ВЫШЕ
Типовая схема защиты показана на рис. 44.13. В
схему подстанции включены защитные аппараты
F] (ОПН или РВ). На некоторых расстояниях по
ошиновке от защитного аппарата находятся защи-
щаемые объекты, например, силовой трансформа-
тор Т (расстояние /|); линейные выключатели Q
(расстояние /2). Участки ВЛ непосредственно у
шин подстанции защищены тросами. Это защищен-
ные подходы (ЗП) длиной /3 п.
На ВЛ с тросовой защитой по всей длине (ВЛ|
на рис. 44.13) участки /3 п часто называют условны-
ми защищенными подходами, на которых применя-
ют уменьшенные защитные углы а и выполняют
опоры с более низкими значениями 7?и.
Рис. 44.13. Типовая схема молниезащиты
подстанций номинальным напряжением 35 кВ и
выше
Таблица 44.18. Электрические характеристики защитных аппаратов при ограничении грозовых
перенапряжений
Класс напря- жения, кВ Режим зазем- ления нейтрали Рабочее фаз- ное напря- жение, кВ Тип аппарата Группа по ГОСТ 16357—83 Пробивное им- пульсное на- пряжение, кВ Остающееся напряже- ние, кВ, при импульс- ном токе, кА
3 | 5 10
Вентильные разрядники (РВ)
3 Изолированная 3,8 РВРД-З 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-10 I 23,5 23,5 26,5 30,5
3 Изолированная 3,8 РВМ-3 II 8,0 9,0 9,5 11
6 Изолированная 7,5 РВМ-6 II 15,5 17 18 20
10 Изолированная 12,7 РВМ-10 II 25,5 28 30 33
20 Изолированная 24 РВМ-20 II 74 62 67 74
35 Изолированная 40,5 РВМ-35 II 116 97 105 116
ПО Заземленная 102 РВМГ-110 II 260 245 265 295
150 Заземленная 138 РВМГ-150 II 370 340 370 410
220 Заземленная 198 РВМГ-220 II 515 475 515 570
330 Заземленная 288 РВМГ-330 II 740 660 725 800
500 Заземленная 420 РВМГ-500 II 1070 985 1070 1180
330 Заземленная 288 РВМК-330 11 700 — 720 840
500 Заземленная 420 РВМК-500 II 1070 — 1070 —
750 Заземленная 600 РВМК-750 — 1500 -— 1260 1650
1150 Заземленная 800 РВМК-1150 — 2000 — — 1840
20 Изолированная 24 РВС-20 III 80 75 80 88
35 Изолированная 40,5 РВС-35 III 125 122 130 143
НО Заземленная 102 РВС-НО III 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-Ю IV 48 43 45 —
35 Изолированная 40,5 РВО-35 IV 150 — 150 —
Нелинейные ограничители перенапряжений (ОПН)
6 Изолированная 6,9 ОПН-6 II — — 19,9 21,5
10 Изолированная 11,5 ОПН-10 II — — 33,2 35,8
35 Изолированная 38,5 ОПН-35 II — — 113 122
ПО Заземленная 73 ОПН-ПО II — 230 250 280
150 Заземленная 100 ОПН-150 II . — 305 330 365
220 Заземленная 148 ОПН-220 II — 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-1150 — «— — 1 — 1 1760
На ВЛ без тросовой защиты (ВЛ2 на рис. 44.13)
на длине /3 п установлены тросы. В начале ЗП у ВЛ
иа деревянных опорах на опоре монтируется труб-
чатый разрядник В2, 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.
'-При воздействии импульса напряжения 4/она
подстанцию защитный аппарат при протекании им-
пульсного тока по его нелинейному резистору огра-
ничивает на своих зажимах импульсное напряже-
ние до значения остающегося напряжения t/OCT. Од-
нако в схеме развивается сложный волновой про-
цесс: на изоляцию объектов, удаленных от защит-
ного аппарата, воздействует напряжение, превы-
шающее t/OCT. Его максимальное значение, кВ, свя-
зано с [7ОСТ соотношением:
^изmax ~ ^4>ст + ДЦр
где '&UV — координационный интервал напряже-
ния, значение которого зависит от взаимного удале-
ния защитного аппарата и защищаемого объекта /,
м, а также от крутизны фронта воздействующего
импульса напряжения а, кВ/мкс. Точный расчет
Д[7К осуществляется путем математического или
физического моделирования волновых процессов в
схеме. Однако приближенно его можно оценить как
ДЦ? = 2п//ЗОО.
1 Для изоляции электрооборудования известно
допустимое импульсное напряжение С/Доп, кВ. Ус-
ловие защищенности изоляции определяется соот-
ношением
Ч.ОП * щах = Ц>ст + 2о//300. (44.23)
Длина /з п на ВЛ определяется следующим об-
разом. Для наиболее удаленных от защитного аппа-
рата защищаемых объектов (для схемы рис. 44.13
это расстояние /],между точками / и 2; /2,между
точками 1 и 3) рассчитываются зависимости
Ц,зтах - f (а), с помощью которых по известным
значениям Сдот] определяются допустимые значе-
ния одоп/, превышение которых опасно для изоля-
ции в различных точках схемы (для рис. 44.13 это
значение адоп2 и адоп3, указанное на рис. 44.14).
Меньшее из всех значений а дает значение адоп
для всей схемы.
Допустимые напряжения для изоляции опреде-
ляются испытательными напряжениями грозовым
импульсом по ГОСТ 1516.3—96. Для изоляции си-
ловых трансформаторов и шунтирующих реакто-
ров допустимое напряжение, кВ, рассчитывается по
соотношению
^доП.т=1>К1/п.и-0,51/ном),
где Un и — испытательное напряжение при полном
импульсе для внутренней изоляции при испытании
без возбуждения; Ц1ОМ — действующее значение
линейного номинального напряжения.
Рис. 44.14. Зависимости Vm mm = f (а) для точек 1
и 3 схемы рис. 44.13
Допустимое напряжение для изоляции осталь-
ных аппаратов, кВ, можно принять ориентировоч-
но равным испытательному напряжению срезан-
ным импульсом внешней изоляции С/с и, кВ:
доп.ап ~ ^с.и'
Длина защищенного подхода /3 п, км, рассчиты-
вается по соотношению:
1з.п = с/50%/(одрпДтф)- (44.24)
Входящая в соотношение величина ДТф опреде-
ляет удлинение фронта набегающего импульса за
счет его деформации под действием импульсной
короны. Значение Дт^, мкс/км, вычисляется по эм-
пирическому выражению:
ДтФ =
0,008
0,5 +—------—
"пр.ср ,
1
к’
где кпр ср — средняя высота подвеса провода, м;
к— коэффициент, учитывающий влияние расщеп-
ления фазы ВЛ на Дтж. При числе проводов в фазе
1; 2; 3; 4 коэффициент к соответственно равен 1,0;
1,2; 1,45; 1,55.
В соответствии с требованиями ПУЭ и других
руководящих указаний при выполнении схемы за-
щиты необходимо учитывать следующие рекомен-
дации: I
для повышения надежности защиты использо-
вать защитные аппараты I и II групп;
защитные аппараты должны устанавливаться в
непосредственной близости от выводов автотранс-
форматоров;
в цепи между защитным аппаратом и защищае-
мым объектом не допускает установка коммутаци-
онных аппаратов, если аппарат предназначен для
защиты автотрансформаторов и шунтирующих ре-
акторов, а также обмоток трансформаторов напря-
жением 150 кВ и выше с основным уровнем изоля-
ции по ГОСТ 1516.3—96;
Таблица 44.19. Характеристики защищенных подходов к подстанциям номинальным иаприжеиием
35 кВ и выше
Параметр Номинальное напряжение, кВ
35 ПО 150 220 330 500 и выше
Длина защи- щенного под- хода 13„, км 1—2 1—3 ’ л 2—3 2—3 2—4
Защитный угол а, град 25—30 25—30 25—30 20—25 20—25 . 25
Сопротивле- ние заземле- ния R, Ом, нс более, при р, Ом-м: до 100 100—500 500—1000 более 1000 10 15 " 20 30 10 15 20 30 10 15 20 30 10 15 20 30 ю 15 20 30 10 15 20 30
количество устанавливаемых на подстанции за-
щитных аппаратов и места их включения должны
обеспечивать выполнение условия (44.23);
наиболее тяжелым режимом работы подстан-
ции в отношении обеспечения защиты от импуль-
сов грозовых перенапряжений, набегающих с ВЛ,
является режим с одной ВЛ, подключенной к ши-
нам подстанции (тупиковый режим). Наличие дру-
гих ВЛ, подключенных к шинам подстанции, сни-
жает ижх за счет уменьшения импульсного тока че-
рез защитный аппарат из-за параллельного подклю-
чения к его нелинейному резистору волновых со-
противлений ВЛ;
в случае подключения волновых трансформато-
ров 35 кВ и выше к шинам РУ длинными кабелями
их большая емкость и малая индуктивность суще-
ственно облегчают условия молниезащиты; в этом
случае достаточно установить защитный аппарат
на шинах возможно ближе к месту подключения к
ним кабеля.
Основные характеристики защищенных подхо-
дов к подстанциям напряжением 35 кВ и выше,
нормированные ПУЭ, приведены в табл. 44.19. От-
метим, что на подходах ВЛ 110—330 кВ с очень вы-
сокими одностоечными двухцепными опорами ре-
комендуется выполнять сопротивление заземления
Я = 5; 10; 15 Ом соответственно при р до 100; 100—
500; более 500 Ом • м.
Годовое число повреждений оборудования под-
станций напряжением 35 кВ и выше от импульсов
грозовых перенапряжений, набегающих с ВЛ, ха-
рактеризующее надежность защиты [32, определя-
ется числом таких импульсов, образующихся в пре-
делах защищенных подходов /3 п, вследствие про-
рыва молнии сквозь тросовую защиту (вероятность
Рц); удара молнии в вершину опоры (доля ударов
Доп) с последующим перекрытием изоляции на
опоре (вероятность Роп); удара молнии в трос в про-
лете (доля ударов Дтр) с последующим перекрыти-
ем воздушного промежутка трос—провод (вероят-
ность Р^).
При известных длинах /3 п, км; числе грозовых
часов за год Dr; числе ВЛ, подключенных к шинам
подстанции, т значение (V, рассчитывается следую-
щим образом:
Р2=; тИуд З П [Р0( + (1' Р^)х
х(До..^п + Дгр^р)]. (44.25)
где иудз п — 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 F] (РВ или ОПН). Ограничение Umzx им-
пульса, набегающего на подстанцию с ВЛ на дере-
вянных опорах (ВЛ] на рис. 44.15), осуществляется
элементом F2 (FT), установленным на расстоянии
200—300 м от ввода на подстанцию. Сопротивление
его заземления должно быть не выше 10 Ом. На ВЛ
с металлическими или железобетонными опорами
установки В2 не требуется. Разрядник (РТ) защи-
щает изоляцию разомкнутого выключателя ВЛ.
Рис. 44.15. Типовая схема молниезащиты РУ на-
пряжением 3—20 кВ
Удовлетворительная надежность схемы дости-
гается за счет небольшой поражаемости сравни-
тельно коротких ВЛ 3—20 кВ, а также за счет отно-
сительно большого координационного интервала
напряжения ДО/. *
Если ВЛ 3—20 кВ соединены с РУ кабельной
перемычкой (ВЛ2 на рис. 44.15), то для защиты ка-
бельной воронки в месте перехода ВЛ в кабель ус-
танавливается элемент F4 (РТ или РВ).
Длина опасной зоны на ВЛ 3—20 кВ оценивает-
ся значением /оз = 150—200 м. Повреждение обо-
рудования РУ 3—20 кВ возможно при ударе мол-
нии в провод ВЛ в пределах опасной зоны. Это оп-
ределяет годовое число Р3 повреждений оборудо-
вания РУ 3—20 кВ от импульсов перенапряжений,
набегающих с ВЛ.
При известных длинах /0 3, км; числе грозовых
•часов за год £>г; числе ВЛ, подключенных к шинам
РУ 3—20 кВ, т । значение Р3 рассчитывается с уче-
том (44.2) по соотношению:
₽3=='”1',уд.о.з- (44.26)
ЗАЩИТА ВРАЩАЮЩИХСЯ МАШИН
ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
Вращающиеся машины (генераторы, син-
хронные компенсаторы, высоковольтные электро-
двигатели) характеризуются следующими осо-
бенностями:
уровень электрической прочности изоляции у
машин значительно ниже, чем у другого электро-
оборудования;
выход из строя электрических машин обуслов-
ливает большой экономический ущерб.
В соответствии с требованиями ПУЭ запреща-
ется присоединять непосредственно к ВЛ (без раз-
делительного трансформатора) вращающиеся ма-
Рис. 44.16. Схемы защиты вращающихся машин,
присоединенных к ВЛ, от импульсов грозовых пе-
ренапряжений, набегающих с линии
Рис. 44.17. Схемы защиты электродвигателей
мощностью до 3000 кВт от импульсов грозовых
перенапряжений, воздействующих с ВЛ на дере-
вянных опорах
шины (ВМ) мощностью выше 50 МВ • А при метал-
лических или железобетонных опорах на ВЛ и свы-
ше 25 МВ А при деревянных.
ПУЭ рекомендуют для ВМ мощностью ниже
указанной выше ряд схем присоединения к ВЛ, кото-
рые обеспечивают многоуровневое ограничение пе-
ренапряжений (рис. 44.16, 44.17). На шинах ВМус-
танавливается F] — защитный аппарат I группы по
ГОСТ 16357—83 и конденсатор емкостью 0,5 мкФ.
На подходах реализуются различные схемные реше-
ния (F2 - РТ; — ОПН или РВ).
Годовое число повреждений ВМ от импульсов
перенапряжений, набегающих с ВЛ, при выполне-
нии защиты по схемам рнс. 44.16,44.17 оценивает-
ся значением Р4 ~ 0,025—0,03 повреждений/год.
НАДЕЖНОСТЬ МОЛНИЕЗАЩИТЫ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ
Определяется по значениям Р; (i = 1, 2, 3, 4) и
характеризуется продолжительностью, годы, без-
аварийной работы 7} = l/pz.
Молниезащита считается удовлетворительной,
если Tj в несколько раз превышает срок службы
электрооборудования.
44.6. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
ВНУТРЕННИХ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ
СТАДИИ И КРАТНОСТИ ВНУТРЕННИХ
ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ
Как указывалось в § 44.1, внутренние перена-
пряжения подразделяются на коммутационные и
установившиеся. Упрощенная кривая изменения
напряжения во время переходного процесса после
коммутации приведена на рис. 44.18. Стадия I пере-
ходного процесса обычно имеет длительность не-
сколько периодов промышленной частоты. Появ-
ляющиеся на этой стадии перенапряжения называ-
ются коммутационными. Перенапряжения стадии I
характеризуются наибольшим значением перена-
пряжений Цпах. После затухания свободных коле-
баний наступает стадия II, в течение которой могут
наблюдаться установившиеся перенапряжения
Uycr Далее вступают в работу регуляторы напря-
жения на генераторах, что приводит к постепенно-
му уменьшению ЭДС (стадия III). Наконец устанав-
ливается напряжение в пределах наибольшего ра-
бочего напряжения сети (стадия IV). С точки зре-
Рис. 44.18. Различные стадии переходного процес-
са после коммутации
ния воздействия на изоляцию имеют значение пе-
ренапряжения первых двух стадий.
Установившиеся перенапряжения характерны
для холостых режимов линий электропередачи
СВН, возникающих как при сбросе нагрузки, так и
при включении разомкнутых линий под напряже-
ние. От амплитуды установившихся перенапряже-
ний С'уст в значительной степени зависят амплиту-
да напряжений свободных колебаний и,
следовательно, максимальное значение напряже-
ния в переходном процессе Ц11ах. Принято устано-
вившиеся перенапряжения характеризовать их
кратностью /:уст, т.е. отношением амплитуды на-
пряжения установившегося режима к амплитуде
наибольшего рабочего напряжения С7раб 11аиб:
для фазных перенапряжений
уст (Л/7з)г/ра6паи6
для междуфазных перенапряжений
(44.27)
ь
уст
U
уст
^раб.паиб
В то же время для коммутационных перенапря-
жений вводится понятие ударного коэффициента
как отношения максимального значения 1Л_Я1[ к ам-
плитуде установившихся перенапряжений:
^уд Цяах^^усг
(44.28)
При выполнении координации изоляции воз-
действие перенапряжений на изоляцию принято ха-
рактеризовать кратностью перенапряжений /св п,
определяемой как соотношение Ц1ИХ к амплитуде
наибольшего рабочего напряжения. Очевидно, что
^в.п ^-ус-Луд’
(44.29)
УСТАНОВИВШИЕСЯ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ
Они возникают не только в симметричных ре-
жимах. Их значения могут резко возрасти при не-
полнофазном одностороннем включении линии,
обрывах проводов фаз линии, при несимметричных
коротких замыканиях (КЗ) и т.д. Учитывая возмож-
ные амплитуды установившихся перенапряжений,
в ПУЭ и технических условиях на электрооборудо-
вание регламентируются допустимые в условиях
эксплуатации повышения напряжения частотой
50 Гц на оборудовании ПО—750 кВ (табл. 44.20).
Установившиеся перенапряжения подразделя-
ют на резонансные (емкостный эффект) и ферроре-
зонансные. Резонансные напряжения возникают,
например, при включении разомкнутой ВЛ под
напряжение (табл. 44.21, п. 1), когда первая собст-
венная частота сети со [ > 2(0, где со = 314 1/с — про-
Таблица 44.20. Коэффициенты допустимого в условиях эксплуатации повышения напряжения на
оборудовании выше Ц,абнанб
Напряжение Ц10М.кВ Оборудование Коэффициенты допустимого повышения напряжения при длительности воздействия, с
фаза— земля фаза — фаза
1200 20 1,0 0,1 1200 20 1,0 0,1
110—500 Силовые трансформаторы и автотранс- форматоры 1,1 1,25 1,9 2,0 1,1 1,25 1,5 158
Шунтирующие реакторы и электромаг- нитные трансформаторы напряжения 1,15 1,35 2,0 2,1 1,15 1,35 1,6 1,65
Выключатели, разъединители, емкост- ные трансформаторы напряжения, трансформаторы тока, конденсаторы связи и шинные опоры 1,15 1,6 2,2 2,4 1,15 1,6 1,7 1,8
750 Силовые трансформаторы и автотранс- форматоры 1,1 1,25 1,67 1,76 — — __ —
Шунтирующие реакторы, коммутацион- ные аппараты, трансформаторы напря- жения, трансформаторы тока, конденса- торы связи и шинные опоры 1,1 1,3 1,88 1,98 — __ — —
мышленная частота. Если же в линейной схеме, ко-
гда в расчетной схеме не учитываются нелинейные
элементы, напряжение в точках установки транс-
форматоров возрастает до (1,25—1,35)1/ф, то такое
напряжение вызывает насыщение магнитопрово-
дов силовых и измерительных трансформаторов и
в схеме появляются токи высших и низших гармо-
нических. Типичным примером может служить
включение линии с трансформатором на конце (см.
табл. 44.21, п. 2).
Кривая напряжения будет искажена наложени-
ем на синусоиду высших или низших гармониче-
ских, могущих достигать очень высоких значений.
Феррорезонансные перенапряжения будут сущест-
вовать до момента подключения нагрузки либо ава-
рийного отключения линии блоком автоматики или
релейной защитой от повышения напряжения. Од-
нако такая защита, как правило, предусматривается
только на линиях 330—750 кВ. На линиях напряже-
нием 220 кВ и ниже феррорезонансные перенапря-
жения могут существовать достаточно долго, пока
не будет оперативно изменена схема сети.
При коротких линиях (меньше 100 км) возник-
новению феррорезонансных перенапряжений спо-
собствует 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 намагничи-
вающих токов двух ненагруженных трансформато-
ров Г| и Г2.
Феррорезонансные перенапряжения могут воз-
никнуть на ненагруженных шинах с электромагнит-
ным трансформатором напряжения при отключе-
нии выключателем, имеющим емкостное выравни-
вание напряжения по разрывам. Расчетная схема
возникновения феррорезонанса показана в
табл. 44.21, п. 4.
В сетях 110—750 кВ феррорезонансные перена-
пряжения в силу своей длительности могут быть
причиной отказа трансформаторов напряжения,
трансформаторов тока и аппаратов защиты от пере-
напряжений ОПН и РВ.
В сетях 6—35 кВ феррорезонансные перена-
пряжения могут также стать причиной появления
так называемых «ложных земель».
Резонансные перенапряжения могут быть ог-
раничены до приемлемых значений в линиях
330—1150 кВ установкой шунтирующих реакто-
ров (ШР), поперечной компенсапии, подключае-
мых в режимах несимметричных коротких замыка-
ний или при неполнофазных включениях через ис-
кровой промежуток. ШР эффективно препятству-
ют и возникновению феррорезонансных перена-
пряжений.
В сетях 6—35 кВ установившиеся перенапря-
жения, как правило, не представляют опасности
для изоляции высоковольтного оборудования. Од-
нако возникновение резонансных перенапряжений
в сетях с компенсированной нейтралью при вклю-
чении дугогасящих реакторов (ДР) в нейтрали
трансформаторов при неполнофазных включениях
или отключениях может привести к значительным
перенапряжениям, которые могут вызвать много-
численные перекрытия изоляции. Упрощенная схе-
ма сети с компенсированной нейтралью в неполно-
фазном режиме показана в табл. 44.21, п. 5.
Таблица 44.21. Характерные схемы электроустановок, приводящие к возникновению различных видов
внутренних перенапряжений
№п/п Вид коммутации Схема Вид перенапряжений
1 Включение разомкнутой ВЛ СВН длиной несколько сотен километ- ров под напряжение (симметрич- ный и нсполнофазный режимы) вл । Перенапряжения за счет емко- стного эффекта. Коммутацион- ные перенапряжения при включении и АПВ
2 Включение под напряжение блочной электропередачи с нсна- груженным трансформатором у61 вл (з5г'2 Фсррорсзонансныс перенапря- жения
3 Включение под напряжение блочной электропередачи с нсна- груженным трансформатором при наличии ненагруженного трансформатора на шинах ПС Г Г1 § 1 © 6J Фсррорсзонансныс перенапря- жения
Нснагружснныс шины ПС с емко-
стным выравнивателем напряже-
ния (Св) по разрывам выключате-
лей; TH — электромагнитный
трансформатор напряжения
Феррорсзонанспыс перенапря-
жения
5
Нсполнофазный режим (отказ фа-
зы выключателя) в сети с компен-
сированной нейтралью
Резонансное смещение
нейтрали
6
Отключение ненагружениых ли-
ний (а) и конденсаторных бата-
рей (б)
Коммутационные перенапря-
жения в результате повторных
зажиганий дуги между контак-
тами выключателя при отклю-
чении емкостного тока
Коммутационные перенапря-
жения при «срезе» в выключа-
теле малого индуктивного тока
КОММУТАЦИОННЫЕ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ
Изоляция электрических сетей чаще всего под-
вергается воздействию коммутационных перена-
пряжений в силу большого числа плановых и ава-
рийных коммутаций. В большинстве случаев значе-
ния кв п определяются коммутационными перена-
пряжениями. Как и для грозовых перенапряжений,
для внутренних перенапряжений определяющей за-
дачей является координация изоляции, решение ко-
торой должно обеспечить надежную работу изоля-
ции при воздействии внутренних перенапряжений.
Строго говоря, задача координации изоляции явля-
ется вероятностной, при решении которой обеспе-
чивается с заданной надежностью согласование ве-
роятностных характеристик разрядных напряжений
изоляции с вероятностными характеристиками вну-
тренних перенапряжений, ограниченных средства-
ми защиты от перенапряжений. Такой подход носит
название статистической координации изоляции.
Однако практически изготовители высоко-
вольтного оборудования при выборе уровня изоля-
ции выпускаемого оборудования ориентируются
на расчетную кратность внутренних перенапряже-
ний кв п р, повторяемость которой принимается
достаточно малой (1 раз в 50—100 лет). Значение
расчетной кратности внутренних перенапряжений
задается на основе технико-экономического анали-
за с учетом аппаратов по защите от перенапряже-
ний в сетях.
Традиционно в электроустановках Ц1ом
< 220 кВ не выполнялись мероприятия по ограни-
чению коммутационных перенапряжений. Нор-
мальная изоляция с испытательными напряжения-
ми по ГОСТ 1516.3—96 рассчитана на воздействие
перенапряжений при достаточно малой вероятно-
сти превышения /<в п = 0,001—0,005.
Для С/110М > 330 кВ в связи со значительной
стоимостью изоляции кратность Л^'Пр устанавлива-
ется с учетом ограничения коммутационных пере-
напряжений с помощью ОПН или комбинирован-
ных вентильных разрядников типа РВМК.
Внедрение ОПН в установках всех номиналь
ных напряжений позволяет снизить /св п практиче
ских во всех классах напряжения:
Ц.ом-кВ............. 3,0
без ОПН........-4,5
и р ПРИ использо-
вании ОПН............ 2,5
Ц.ом-кВ............. 220
лв.и.р 6сз опн....... 3,0
кв п.р ПРИ использо-
вании ОПН........... 2,2
6 10 20 '35 ПО
4,5 4,5 4,0 3,5 3,2
2,5 2,5 ^,5 2,5 2,5
330 500 750 1150
2,7 2,5 2,1 1,8
2,2 ,2,2 2;0 1,7—1,8
Повышение кратности внутренних перенапря-
жений в сетях 3—35 кВ обусловлено режимом за-
земления нейтралей силовых трансформаторов.
Нейтраль силовых трансформаторов в этих сетях
либо изолирована, либо заземлена через дугогася-
щий реактор. В обоих случаях однофазное замыка-
ние на землю приводит к появлению на неповреж-
денных фазах линейного напряжения, которое мо-
жет существовать достаточно долго (до 6 ч), пока
не будет выведена из работы линия или кабель с по-
врежденной фазой. Длительная работа сети с зазем-
ленной одной фазой существенно повышает надеж-
ность электроснабжения потребителей. Однако при
этом необходимо иметь высокий уровень изоляции
высоковольтного оборудования.
В электрических сетях ПО кВ и выше принято
глухое заземление нейтрали, при котором при воз-
никновении однофазного замыкания на землю в
месте замыкания протекают большие токи коротко-
го замыкания, требующие немедленного отключе-
ния. Относительный уровень изоляции значитель-
но ниже, чем в сетях до 35 кВ, но надежность элек-
троснабжения потребителей остается весьма высо-
кой в силу высокого абсолютного уровня изоляции.
В нашей стране действующие электрические
сети были созданы согласно приведенному верхне-
му ряду расчетных кратностей верхних перенапря-
жений, что позволило не иметь аппаратов защиты
от внутренних перенапряжений в сетях напря-
жением вплоть до 220 кВ. В последние годы приме-
нение ОПН позволило обеспечить глубокое ограни-
чение внутренних перенапряжений в сетях любого
номинального напряжения. Естественно, примене-
ние ОПН позволяет проектировать и .создавать
электрические сети .с пониженным уровнем изол
ции, что экономически очень выгодно.
Наиболее часто коммутационные перенапряж
ния возникают при включении разомкнутой лиш
(табл. 44.21, п. 1). Амплитуды этих перенапряж
ний зависят от многих факторов, в том числе:
1) от амплитуды перенапряжений установи
шсгося режима;
2) скорости схождения контактов полюса вь
ключателя, т.е. от типа выключателя;
3) полярности и значения остаточного заряд
на линии в цикле автоматического повторное
включения после отключения тока КЗ;
4) пофазного или трехфазного способа вклю
чения линии;
5) защитного уровня аппаратов защиты а
перенапряжений;
6) значения шунтирующего предвключаемо-
го сопротивления в выключателе двухступенчато-
го действия для демпфирования свободной со-
ставляющей переходного процесса.
Другой вид коммутационных перенапряжений
обусловлен нестабильным горением дуги в выклю-
чателе. Чаще всего такая нестабильность вызыва-
ется малой скоростью восстановления электриче-
ской прочности дугогасительного промежутка по
сравнению со скоростью появления напряжения на
контактах выключателя. К таким перенапряжениям
относят перенапряжения при отключении разомк-
нутых линий или конденсаторных батарей выклю-
чателями, допускающими в процессе отключения
повторное зажигание дуги (табл. 44.21, п. 6).
Так как при первом погасании дуги емкостного
тока в выключателе на линии или на конденсаторах
может остаться значительный заряд, то при недос-
таточной скорости восстановления электрической
прочности между контактами может возникнуть
повторное зажигание дуги, приводящее к очень вы-
соким перенапряжениям с большой энергией.
У современных воздушных, элегазовых и ва-
куумных выключателей повторные зажигания ду-
ги практически отсутствуют, так как скорость вос-
становления электрической прочности межкон-
тактных промежутков у них высока. Повторные
зажигания дуги возможны в масляных выключате-
лях, а также между контактами разъединителей
при отключении разрядных токов ошиновки РУ
при оперативных переключениях. Однако высо-
кая скорость восстановления электрической проч-
ности межконтактпых промежутков является при-
чиной возникновения перенапряжений при от-
ключении малых (10—50 А) токов, в частности,
при отключении ненагруженного трансформатора
(табл. 44.21, п. 7).
Это явление получило название «среза» тока.
Срез тока приводит к тому, что магнитная энергия
тока намагничивания трансформатора колеба-
тельным образом переходит в энергию электриче-
ского поля, заряжая паразитные емкости высоко-
вольтного оборудования до очень высоких потен-
циалов. Для защиты силовых трансформаторов на-
пряжением 330 кВ и выше оттаких перенапряжений
между выключателем и трансформатором или авто-
трансформатором включают РВ или ОПН. В настоя-
щее время ОПН устанавливают вблизи трансформа-
торных вводов напряжением 110 и 220 кВ.
Возникновение высоких потенциалов приводит
к многократным повторным зажиганиям дуги в
межконтактном промежутке выключателя. Неогра-
ниченные перенапряжения в случае отсутствия ап-
паратов защиты от перенапряжений могут дости-
гать очень высоких значений, достигая «холодной»
прочности выключателя. Частота появления таких
перенапряжений определяется частотой включе-
ния и отключения цепи выключателем. Наиболь-
шую частоту появления перенапряжений в эксплуа-
тации отмечают при коммутациях плавильных ду-
говых печей, отключении по режиму реакторов по-
перечной компенсации, особенно в цепях с вакуум-
ными выключателями. В перечисленных случаях
необходимо устанавливать аппараты зашиты от пе-
ренапряжений.
В сетях с изолированной нейтралью к перечис-
ленным видам коммутационных перенапряжений
следует добавить дуговое перенапряжение. Хотя
однофазное замыкание в таких сетях может не от-
ключаться и существовать долго (до 6 ч), опыт экс-
плуатации показал, что при малых токах замыкания
на землю (10—30 А) дуга может гореть нестабиль-
но. Повторные зажигания и погасания дуги являют-
ся своеобразным ключом, коммутация которого
приводит к интенсивным переходным процессам,
сопровождающимся перенапряжениями. Особую
роль может играть накапливание заряда одного зна-
ка в сети при зажигании дуги один раз за период
промышленной частоты.
При высоком изоляционном уровне сетей 6—35
кВ не требуется, как правило, использования аппа-
ратов защиты от внутренних перенапряжений. Од-
нако длительное воздействие перенапряжений в си-
лу длительного существования однофазного замы-
кания на землю сопровождается заметным ухудше-
нием характеристик изоляции и снижением ее элек-
трической 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 реак-
торами.
Система с заземлением нейтрали через рези-
стор с малым сопротивлением ограничивает ток в
месте повреждения значением 50—1000 А н обес-
печивает более надежную работу изоляции элек-
тродвигателей, трансформаторов и другого обору-
дования сети за счет снижения амплитуды перена-
пряжений, длительности и частоты их воздействия.
Система с резистивным заземлением с высоким
значением сопротивления нейтрали использует ре-
зистор, ограничивающий ток замыкания на землю
на малом уровне (50—10 А) и создает активный ток
в месте повреждения, примерно равный емкостно-
му. Эта система сохраняет основное преимущество
сети с изолированной нейтралью: она позволяет не
отключать немедленно заземление на землю и
обеспечивает снижение амплитуды, длительности
и частоты воздействия дуговых и феррорезонанс-
ных перенапряжений (примерно до уровня 2,51/ф).
Наиболее ответственным оборудованием сетей
6—10 кВ являются генераторы и двигатели, что
требует повышенного внимания к защите их изоля-
ции от перенапряжений. Опыт эксплуатации пока-
зывает стремление уменьшить перенапряжение пу-
тем заземления нейтрали сетей 6—10 кВ как через
резистр с низким, так и высоким значением
сопротивления.
Широкое внедрение микропроцессорной тех-
ники заставляет применять защиту от высокочас-
тотных перенапряжений, которые возникают при
коммутациях разъединителями на подстанциях на-
пряжением ПО кВ и выше. Перенапряжения имеют
форму коротких колебательных импульсов с ам-
плитудой (2—3)С/ф. Для высоковольтной изоляции
такие импульсы в силу их малой энергии особой
опасности не представляют, хотя их число измеря-
ется от десятков до сотен. Однако в силу сильных
емкостных связей между цепями высокого и
низкого напряжения их появление в цепях управле-
ния и защиты может представлять реальную опас-
ность. Таким образом, защита от таких высокочас-
тотных перенапряжений позволяет решить острую
проблему электромагнитной совместимости на
подстанциях.
ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТОВ ВНУТРЕННИХ
ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ
Для расчетов в общем случае применяются из-
вестные методы расчета электрических цепей (см.
Т. 1, разд. 4). При этом основной целью расчетов яв-
ляется определение напряжений 17тах и t/yCT.
Для расчетов составляется расчетная схема за-
мещения электрической цепи для данного вида пе-
ренапряжений. В схемах замещения генераторы
представляются источником ЭДС с внутренним ре-
активным сопротивлением х^ (турбогенераторы),
Xj (гидрогенераторы). Силовые трансформаторы
отражаются их индуктивностью рассеяния и ин-
Таблица 44.22. Характерные параметры ВЛ при t/B0M = 110—1150 кВ па одну цепь
Параметры ВЛ Напряжение Ц1ом, кВ
110—220 330 500 750 .1150
Число проводов в фазе 1 2 3 4 8
Прямая последовательность:
L’, мкГн/км 1200 1050 940 880 860
С', мкФ/км 0,0075 0,0115 0,012 0,013 0,014
R', Ом/км 0,10 0,05 0,036 0,0195 0,0135
/в, Ом 400 350 280 255 250
р рад/100 км град/100 км 0,105 6° 0,105 6° 0,105 6°04' 0,1075 6°14' 0,109 ‘ 6°23'
а, 1/100 км 0,0125 0,0083 0,0064 0,0036 0,0027
а/р, 1/рад 0,12 0,08 0,06 0,04 0,025
Нулевая последовательность:
Lo\ мкГн/км 3600- 4000 3100—4000 3020—3960 2870-3620 2660—3330
Cq, мкФ/км 0,005 0,006 0,008 0,01 0,0107
Rq, Ом/км 0,25 0,22 0,19 0,17 0,16
Z^, Ом 850—895 720—820 630—695 550—615 495—560
(рад/100 км [град/100 км 0,13—0,14 7°33—7°9' 0,135—154 7°6'—8°7' 0,16—0,178 7°33—7°9' 0,166—0,188 9°30'—J0°75' 0,167—0,188 9°50'—10°75'
а0, 1/100 км 0,014 0,014 0,014 0,014 0,014
otfl/Po, 1/рад (ср. знач.) 0,084 0,084 0,083 0,080 0,080
дуктивностыо намагничивания. Насыщение магни-
топровода следует учитывать, если перенапряже-
ния установившегося режима, найденные без учета
насыщения, в месте установки трансформатора
оказались больше 1,25С7ф.
Линии и кабели электрической сети необходи-
мо представлять либо цепями с распределенными
параметрами с учетом протекания токов нулевой
последовательности по земле, либо, когда это до-
пустимо, цепями с сосредоточенными параметра-
ми. Параметры цепей желательно брать соответст-
вующими первой свободной гармонике переходно-
го процесса. В табл. 44.22 представлены характер-
ные параметры прямой и нулевой последователь-
ностей ВЛ в системах с заземленной нейтралью
С/Пом = 110—1150 кВ. Параметры воздушных и ка-
бельных линий 3—35 кВ систем с изолированной
нейтралью приведены в табл. 44.23. Необходимые
для расчетов значения междуфазных емкостей со-
ставляют
С;ф = (0,25—0,3)Cq .
Таблица 44.23. Параметры воздушных и
кабельных линий при 6/ном = 3—35 кВ систем
с изолированной нейтралью
Параметры Напряжение t/lloM, кВ
3 6 10 20 35
Наибольшее рабочее на- пряжение {/ра6 „аиб, кВ 3,5 6,9 11,5 23 40,5
Критический ток замы- кания на землю 13 кр, А 30 30 20 15 10
Емкость фазы на землю Cq , пФ/м: воздушной сети кабельной сети (5 = = 120 мм2) 4 250 4 250 :4 270 5 270 5 200
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
Расчеты проводятся как с использованием сис-
темы относительных единиц, так и в именованных
единицах. При расчетах с использованием отно-
сительных единиц за базисные величины прини-
маются:
(0 = 314 1/с—.частота источника;
Ц|ом ф> к®> — амплитудное значение номи-
нального фазного напряжения;
ZB, Ом, — волновое сопротивление прямой по-
следовательности ВЛ.
В этом случае базисная мощность оказывается
равной натуральной мощности ВЛ:
7 7
„ 3 ^пом. ф ПОМ
Р"ат= z =-7-'
Ниже приведены усредненные значения нату-
ральной мощности ВЛ различных номинальных на-
пряжений:
1/|юм, кВ... ПО 220 330 500 750 1150
Р||эт, МВт.... 30 120. .360 900 2200 5290
Индуктивное сопротивление 0)£вл* и емкостная
проводимость й)Свл* ВЛ длиной 1, км, в относитель-
ных единицах выражается следующим образом:
<й£вл. = 1>05 10 Ъ;
в
Ш^ВЛ* -
= (£>С‘
-3
1,05 • 10 I.
Параметр aJTTc'l называется волновой дли-
ной линии. При данном выборе системы относи-
тельных единиц £вл* и Свл» участка ВЛ численно
равны его волновой длине в радианах. В относи-
тельных единицах сопротивление генератора
хг л-^%1(илих" 1%|)Лпат
Xr~zB~ 100 Sr ’
где Sr — кажущаяся мощность генератора. Для
мощных генераторов х£ [%] ~ 30 %. Реактивные
сопротивления системы в схемах прямой и нулевой
последовательностей определяются по мощностям
на шинах системы:
ут, Р г Р
_ Смет _ пат. _ ^Осист _ ват
х<жт- 2 “ (3): Х0сист - 7 ~ (1)’
в дКЗ 8 дКЗ
где , .sjjg — 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 хп, хв, хс — реактивным сопротивле-
ниям рассеяния обмоток низшего, высшего и сред-
него напряжения, приведенным к соответствующей
стороне, а также лр — реактивным сопротивлением
намагничивания. Учитывается, что магнитное
сопротивление хр имеет вольт-амперную характе-
ристику, соответствующую характеристике намаг-
ничивания реального трансформатора. Шунтирую-
щие реакторы представляются в схемах индуктив-
ным сопротивлением хр=со£р, Ом, реактивной мощ-
ностью Qp = V /хр, Мвар, реактивной мощностью в
относительных единицах <?р = Qp/P„sr
Реактивное сопротивление источника (электро-
станции) в схемах замещения хи складывается из
х^ (или xj ) и хт рассеяния трансформаторов и
автотрансформаторов (например, для ГЭС х^ »
~ 30—35 %,х^ ~ 10—15 %). Тогда получим
где 5 — кажущаяся мощность источника.
Начальные условия переходного процесса..за-
даются предшествующим режимом. Если парамет-
ры предшествующего режима (значения токов в ин-
дуктивностях и напряжений на емкостях расчетной
схемы) неизвестны или в расчетах учитываются
статистические характеристики t/yCT, то можно ис-
пользовать статистическое изменение значений
ЭДС в диапазоне £| — £2 вследствие изменения ре-
жиму электропередачи. Минимальное и макси-
мальное значения Др и £2* являются расчетными
при определении соответственно минимального Uy
и максимального С72.напряжений установившегося
режима. Каждому виду коммутаций соответствует
свой интервал расчетных значений £[» и £2*. Одна-
ко при оценочных расчетах можно считать диапа-
зон изменений значений ЭДС от £|* = 1 до£2»= 1,2.
Несмотря на то что каждой электропередаче
присуще свое статистическое распределение на-
пряжения установившегося режима (7уст, в качест-
ве хорошего приближения плотность распределе-
ния можно задать в виде
UXU2 1
ЛГУ^=Г2~Г1[72 •
уст
Этой плотности соответствует закон распре-
деления
Ul U2 - С'уст
Р(>и } = Q(V ) =--------5--------
( уст/ уд/ U^-U, и
2 1 уст
где Ц и 172 — значения L7yGT соответственно при
^2и£1-
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 хо-
да при одностороннем питании (рис. 44.19). При
этом емкостный зарядный ток ВЛ, протекая по соб-
ственной индуктивности ВЛ и индуктивному со-
противлению источника питания, вызывает паде-
ние напряжения на этих элементах, которые приво-
дят к возрастанию напряжения на ВЛ. Такие пере-
напряжения 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 (71ЮМ > 330 кВ. Обозначим амплитуд-
ное значение фазного установившегося напряже-
ния U в начале, конце и промежуточной точке ВЛ
длиной / соответственно через (7(0), (7(/) и (7(х).
При отсутствии шунтирующих реакторов, исполь-
зуемых для ограничения перенапряжений, напря-
жение (/(/) связано с напряжением [/(0) соотноше-
нием
Ц(1) =---------------, (44.30)
cosP/+j- sinpZ
Рис. 44.19. Повышения напряжения за счет емко-
стного эффекта в симметричном режиме одно-
стороннего питания разомкнутой ВЛ СВН:
/ — хи = 0; 2 — xJZB = 0,5 при учете коронирования
проводов линии; сплошные кривые — (/(/), штрихо-
• вая — (7(0)
где Р — VsjL'C' — коэффициент изменения фазы;
а.= R'/(2 JL'/С) —- коэффициент затухания; Л'
£' С'— параметры линии на единицу длины (см.
табл. 44.22).
Если система далека от резонанса и активными
потерями можно пренебречь, что соответствует ре-
альным длинам ВЛ СВН примерно до 600 км, то со-
отношение (44.30) упрощается:
(/(/) = (7(0)/cos₽/. (44.31)
Напряжение U(x) вычисляется по соотношению
t/(x) = t/(/)cosP(/-x).
Если внутреннее сопротивление системы равно
нулю, то напряжение (7(0) совпадает с ЭДС источ-
ника Е. В противном случае напряжение в начале
определяется как
(7(0) Ь-Е
где хи — внутреннее индуктивное сопротивление
источника; хвх = ZB etgp/— входное сопротивление
линии (носит емкостный характер при / < 1500 км);
ZB — волновое сопротивление линии.
На рис. 44.19 приведены типичные резонанс-
ные кривые, которые построены с учетом потерь в
элементах электропередачи. С возрастанием сопро-
тивления источника (системы) хи резонансная дли-
на уменьшается.
Судя по кривой 3 рис. 44.19, существенное ог-
раничение перенапряжений обеспечивает общая
корона на проводах ВЛ. Общая корона вносит в схе-
му электропередачи дополнительную активную
проводимость на землю Ag,' и дополнительную
емкость ДСХ. Это приводит к ограничению перена-
пряжений и смещению резонансного максимума в
сторону меньших значений длины ВЛ. Однако при
реальных длинах ВЛ электропередач СВН не более
600 км влияние Ag' и ДСК' практически взаимно
компенсируются. Таким образом, при таких длинах
ВЛ СВН влияние короны на перенапряжения в рас-
четах можно не учитывать.
Для ограничения перенапряжений за счет емко-
стного эффекта применяют ШР поперечной ком-
пенсации, которые включаются между проводом и
землей на каждой фазе ВЛ. Ограничение перена-
пряжений обусловлено тем, что индуктивный ток
реакторов компенсирует зарядный ток ВЛ. Влияние
ШР на ограничение перенапряжений за счет емко-
стного эффекта иллюстрирует рис. 44.20.
При включении ШР в начале ВЛ происходит ог-
раничение перенапряжения на сопротивление х„
(кривая / на рис. 44.20). Входное сопротивление
ВЛ с реактором
Рис. 44.20. Распределение напряжения вдоль ВЛ
550 кВ длиной 600 км:
(пунктир — при отсутствии ШР); 1 — при ШР в на-
чале ВЛ; 2 — при ШР в конце ВЛ; 3 — при ШР в се-
редине ВЛ; = 0,45; хи = 0,5ZB
Хвх1 = ----- ’
Хр-Хвх
напряжение в начале ВЛ
U ,(0) = Е *ВХ-р1
*вх.р1+хи
(44.32)
напряжение в конце ВЛ вычисляется по (44.31) с
использованием [7| (0), рассчитанного по (44.32).
Для ВЛ с ШР в конце линии (кривая 2 на
рис. 44.20) имеем:
cosp/ + — sinPZ
XBx2 = -ZBtg(₽/ + ap)’
где ap = arctg(XpZZB).
В случае установки ШР в середине линии (кри-
вая 3 на рис. 44.20) соотношение между напряжени-
ем в начале и конце линии имеет вид:
cosp/ + sinpZ
Р
а входное сопротивление линии определяется вы-
ражением
ctgPZ+g-
х = -7 ___________—
вх3 в, хр
2ZB Ctg 2
НЕСИММЕТРИЧНЫЕ. КЗ
Одной из коммутаций, приводящих к перена-
пряжениям, является неодновременное отключе-
ние одно- или двухфазных КЗ на землю выключате-
лями по обоим концам ВЛ. В этом случае на неко-
торое время образуется схема одностороннего пи-
тания ненагруженпой ВЛ с несимметричным КЗ. В
таком режиме на линиях СВН возможны перена-
пряжения на неповрежденных фазах, так как на по-
вышение напряжения за счет несиммстрии накла-
дывается повышение напряжения, обусловленное
емкостным эффектом.
Рассмотрим однофазное КЗ как наиболее рас-
пространенный вид несимметричных КЗ
(рис. 44.21, о). Расчет двухфазного КЗ на землю
принципиально не отличается. Расчет напряжения
на неповрежденных фазах осуществляется мето-
дом симметричных составляющих с помощью рас-
четной схемы замещения (рис. 44.21, б). Так как
длины ВЛ сравнительно невелики, т.е. схема далека
от резонанса, сопротивление всех последователь-
ностей принимается реактивным. Входные сопро-
тивления относительно точки КЗ прямой и обрат-
ной последовательностей считаются равными, т.е.
хк1 =хк2- Отношение входных сопротивлений нуле»
вой и прямой последовательностей относительно
точки КЗ т - хОк ZxK1 может определяться не только
индуктивностью, но и емкостью линии и приобре-
тать как положительные, так и отрицательные зна-
Рис. 44.21. Одностороннее питание пепагружеп-
иой линии с однофазным КЗ:
а — исходная схема; б — расчетная схема замещения
с параметрами линии ZB, Zb0, р, (30 (см. табл. 44.22)
чения. В расчетах учитывается, что однофазное КЗ
произошло на расстоянии от начала ВЛ длиной I.
Внутренние сопротивления источника прямой
и нулевой последовательностей соответственно
равны хи и хи0. При этом для заданных значений Z и
/р км, используя параметры ZB, Zb0, р, Ро, получаем
sin p/j + arctgcosP(Z-/j)
I bJ
xki = ZB------—-------------------- ; (44.33)
I M
cos p/] + arctg—
I I
sin P0Zj +arctg— cosPqC/-/^
\ Zb0)
*kO=’ZbO--------------------Г------• <44-34)
(nr, ,
cos IV1 + arctg—
V zboJ
Напряжения неповрежденных фаз [/в и Uq оп-
ределяются по напряжению Ц = <7А1 и иапрЯЖе-
. г, т - 1 Т, „
нию Дс/ =----С/г. Последнее является падением
m + 2
напряжения на сопротивлении (хк0 - Х|)/3, вклю-
ченном в нейтраль схемы рис. 44.21, б. При неучете
активных потерь в схеме напряжения фаз
ц "f+f—'Л
(2,1
(44.35)
Зависимость Uq/Ij\ и Uq!U\ от m (44.35) имеет
сложный характер (рис. 44.22). Значение m < 0
практически не реализуется в реальных схемах
электропередачи. Для систем с заземленной ней-
тралью характерно 1 < пг < 3. Верхние значения пг
могут получаться в точках сети, удаленных от ис-
точников питания, где хк0 и хк| определяются в ос-
новном сопротивлениями линий. Принимается, что
для сетей с заземленной нейтралью значение m < 3,
при этом напряжения на неповрежденных фазах не
превышают значений:
U
UB^UC = (1,1—1,15) 1^5 = 0,8Цюм.
Большое значение пг (в пределе m —» 00 ) соот-
ветствует системам с изолированной нейтралью. В
этих системах напряжения на поврежденных фазах
при однофазных замыканиях на землю достигают
значений С/ра6|1аиб, или примерно 1,ШП0М.
Рис. 44.22. Зависимость напряжения на неповре^
денных фазах от пг = хкП/хк1 при однофазном КЗ
на землю в схеме без потерь Г
Зависимость напряжений t/B(Z) и C'c(Z) от рас-
стояний /[ и Z (см. рис. 44.21, а) определяется соот-
ношением
= UC{1) =
/гй -12 г /3 Z*2
JgC7I(Z)+l/0(Z)-AZ/1(Z)] +[yt/j(Z)J (44.36)
и зависит от хк1 (44.33) и хк0 (44.34).
В (44.36) составляющие Щ(1), Uq(1), ДЦ(/) вы-
числяются по выражениям:
= Z7t(0)/cospZ;
ДЦ = С71(0)/( 1 + m) cospz.
При этом t/](0) определяется симметричным
режимом схеьщ:, a U0(ly) относится к точке КЗ:
t/0(Zi) = t/^0)
cosP(Z-Z|) m
cosPZ m + 2
Расчеты показывают, что место КЗ, а также со-
отношения параметров хи, xI10, Р, р0 существенно
влияют на значения напряжения неповрежденных
фаз. Наибольшие значения Z7B и Vc относятся к
концу ВЛ. При реальных длинах ВЛ СВН до 600 км
значения ZcyCT < 2. Эффективным средством ограни-
чения перенапряжений являются ШР, особенно
включенные в конце ВЛ. Однако при этом требует-
ся большая мощность реакторов, чем при ограниче-
нии перенапряжений за счет емкостного эффекта в
симметричном режиме электропередачи.
НЕПОЛНОФАЗНЫЕ РЕЖИМЫ
Из возможных неполнофазных режимов рас-
сматривается однофазный режим ВЛ, например, в
цикле однофазного автоматического повторного
включения (ОАПВ) либо при отказе включения фа-
зы выключателя. •.
На отключенной фазе ВЛ устанавливается на-
пряжение промышленной частоты, обусловленное
главным образом емкостными связями этой фазы с
фазами, находящимися под напряжением.
В общем случае задача по определению напря-
жения на фазах ВЛ решается методом симметрич-
ных составляющих с помощью комплексной схемы
замещения (рис. 44.23). На схеме Z, =jxH , Z0I =jxw0
— индуктивные сопротивления прямой и нулевой
последовательностей ВЛ вместе с трансформатора-
ми и реакторами.
Рис. 44.23. Комплексная схема замещения при рас-
чете неполиофазного режима в цикле ОАПВ
Рис. 44.24. Трехфазная схема замещения при пол-
нофазном режиме ВЛ с ШР (а) и однофазная схема
замещения (б)
Рис. 44.25. Трехфазная схема замещения при
однофазном неполнофазном режиме ВЛ с транс-
форматором (а) и однофазная схема замещения (б)
Однако в случае относительно коротких ВЛ
длиной I составляются упрощенные схемы замеще-
ния с шунтирующим реактором (рис. 44.24) или
трансформатором (рис. 44.25), подключенным
к ВЛ.
В этих схемах параметры выражаются следую-
щим образом:
с0' =М«Чо); с =₽WB);
^"мф = (с “ G)
— индуктивность рассеяния на фазу обмотки
Трансформатора, соединенной в треугольник.
Так как Смф « Со, напряжение VA при отсутст-
вии реактора и трансформатора мало.
При наличии £р (см. рис. 44.24) напряжение
U. = -0,5 Е
А ’
(A 2С',, I
_________р Мф_________
2
1-0) £р(С' + 2С'ф )/
Условие резонанса определяется соотношением
й>\(С0/+2^ф)/=1.
При наличии трансформатора (см. рис. 44.25) в
схему включается дополнительная ЭДС Е с внут-
ренним сопротивлением = 30)Lj.
Условие резонанса определяется соотношением
o)2-3id(c„ +2с;ф)/=1.
Расчеты показывают, что опасные повышения
напряжения теоретически возможны в схемах с ШР
при / ~ 150—250 км, а в схемах с трансформатором
в конпе ВЛ при I ~ 150—300 км. Однако практиче-
Рис. 44.26. Схема четырехлучевого шунтирующе-
го реактора
ски перенапряжения ограничиваются потерями на
развивающуюся общую корону и насыщением
трансформатора до значения A?ycT ~ 1,6—1,7.
В случае необходимости дальнейшее ограниче-
ние перенапряжений может быть обеспечено с по-
мощью так называемого четырехлучевого ШР
(рис. 44.26), у которого в нейтраль соединенных в
звезду ШР с сопротивлением лр включается допол-
нительный компенсационный или нулевой реактор
с сопротивлением хкр. Такая схема при соответст-
вующей настройке хк р обеспечивает уменьшение
емкостных токов па землю, что приводит к ограни-
чению перенапряжений.
ФЕРРОРЕЗОНАНС
Переходный феррорезонанс возможен в блоч-
ных и полублочных передачах, где ВЛ коммутиру-
ется вместе с невозбужденным силовым трансфор-
матором (см. табл. 44.21, п. 2,3). Такие коммутации
имеют место при плановом включении трехфазно-
го АПВ, отключении внешнего КЗ, а также при под-
ключении к линии невозбужденного трансформа-
тора. При этом в токе намагничивания присутству-
ют как четные, так и нечетные гармоники, которые
вызывают перенапряжения, если линейная часть
коммутируемой схемы оказалась близка к резонан-
су на какой-либо из этих гармоник.
Схемы, в которых возможен переходный фер-
рорезонанс, качественно делятся на две группы:
слабодемпфированные с наибольшими перенапря-
жениями и демпфированные с малыми перенапря-
жениями. Перенапряжения при переходном ферро-
резонансе зависят от значений первой собственной
частоты и активных потерь в схеме, задаваемых ак-
тивными нагрузками.
Значения наименьшей частоты в долях про-
мышленной частоты можно определить по номо-
Рис. 44.27. Номограмма дли определения первой
собственной частоты со, электропередачи:
I — т = 0,01—0,1; 2 — т = 0,1—1,0; 3 — т =
= 1,0—10; 4 — т = 10—100; Wj/io — первая собствси-
паячастота, электропередачи в долях промышленной
частоты
грамме рис. 44.27, а кратность внутренних перена-
пряжений кв п при переходном феррорезонансе —
по графикам на рис. 44.28. На рис. 44.28 указаны
также уровни допустимых воздействий tB „ поп =
= Чаоп1 ираб.паиб.ср с допустимыми длительностя-
ми воздействий /доп для изоляции трансформато-
ров: линия 3 — для Цюм = 110—500 кВ (Тдо|| = 1 с);
4 — для Цюм = 750 кВ (тдоп = 1 с); 5 — для 1/,юн =
= 1150 кВ (Тдоп = 5 с). Там же приведены допусти-
мые уровни воздействий на ОПН: 6 — для [/„.„ =
= 110—750 кВ с защитным уровнем 1,86^; 7—для
[/[10м = И50 к** с защитным уровнем 1,6С/ф. Как
следует из зависимостей рис. 44.28, переходный
феррорезонанс может представлять опасность для
трансформаторов и ОПН.
Рис. 44.28. Кратность внутренних перенапряже-
ний Авп в зависимости от (0]/С0 электропередачи
при переходном феррорезонансе:
1 — слабодсмпфированныс схемы; 2 — демпфирован-
ные схемы; 3—7 — см. текст
Феррорезонанс на электромагнитных транс-
форматорах напряжения. Когда в результате ком-
мутаций (плановых или аварийных) образуется
схема, содержащая электромагнитный трансфор-
матор напряжения с подключенной к нему оши-
новкой, которая отделена со всех сторон от источ-
ников питания емкостями, шунтирующими кон-
такты выключателей, на шинах подстанции воз-
можны феррорезонансные перенапряжения на
промышленной частоте.
Схема для расчета феррорезонансных перена-
пряжений в этом случае имеет вид, показанный на
рис. 44.29. Введены следующие обозначения: t/ф —
приложенное напряжение; Св — суммарная ем-
кость между контактами выключателей (воздуш-
ные выключатели имеют емкость Св1 = 150 пФ);
Сш —емкость части ошиновки распределительно-
Рис. 44.29. Схема для расчета феррорезонансных
перенапряжений
Рис. 44.30. Схема подключения УПФ к каскадно-
му TH
го устройства (примерно 1000—2000 пФ); £т|1 —
нелинейная индуктивность трансформатора напря-
жения (TH); /?тп — активное сопротивление пер-
вичной обмотки трансформатора напряжения.
При феррорезонансе на промышленной частоте
происходят периодические насыщения магнито-
провода трансформатора напряжения, возникают
перенапряжения на нем. Кратность перенапряже-
ний может превышать 217ф, а ток в обмотке вы-
сокого напряжения имеет резко выраженную пико-
образную форму с амплитудой в несколько ампер.
Известны различные способы подавления фер-
рорезонанса. Большинство этих способов направ-
лено на недопустимость возникновения схем, при-
водящих к возникновению феррорезонанса. Одна-
ко это не всегда удается сделать и приходится ис-
пользовать различные устройства для подавления
феррорезонанса (УПФ). Одно из таких устройств
на базе ОПН приведено на рис. 44.30. УПФ ограни-
чивает перенапряжения примерно до 0,5 Пф и
уменьшает ток в цепи на порядок.
44.8. КОММУТАЦИОННЫЕ
ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ В СИСТЕМАХ
С ЗАЗЕМЛЕННОЙ НЕЙТРАЛЬЮ
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
Максимальное напряжение в переходном про-
цессе при любой коммутации можно представить
как произведение ударного коэффициента £уд на
амплитуду установившегося напряжения Пуст:
^тах ~ kypPycr
Ударный коэффициент перенапряжений харак-
теризует интенсивность переходного процесса, а ус-
Таблица 44.24. Статистические характеристики
числа плановых коммутаций ВЛ за год
Номи- нальное напря- жение Цюм> кВ Параметры распределения годового числа плановых коммутаций линий
Математи- ческое ожи- дание Срсднсквадра- тичсскос от- клонение а Коэффициент вариации (0/77^)100,%
по 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 характеристики
числа плановых коммутаций трансформаторов и
автотрансформаторов за год
Параметры распределения годового числа
плановых коммутаций трансформаторов
напряжс- (автотрансформаторов)
нис об- Матсмати- Сроднсквад- Коэффициент
мотки чсскос ожи- ратичсскос вариации
ВН, кВ данис п пл отклонение о (су/«пл )100,%
ПО 6,35 2,42 38 1
220 6,35 2,79 44
330 6,3 2,60 41
500 6,3 2,60 41
тановившееся напряжение — схему и режим элек-
трической сети. Из-за большого числа влияющих
факторов ударный коэффициент меняется от комму-
тации к коммутации даже в конкретной электриче-
ской сети и потому является случайной величиной.
Для прогнозирования перенапряжений исполь-
зуют статистику плановых и аварийных коммута-
ций линий и трансформаторов. Опыт эксплуатации
ВЛ 110—500 кВ позволяет характеризовать распре-
деление числа плановых коммутаций за год ипл
нормальным законом с параметрами, приведенны-
ми в табл. 44.24. Распределение плановых коммута-
ций для трансформаторов и автотрансформаторов
тоже хорошо аппроксимируется нормальным зако-
ном (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-
ниезашитным тросом по всей длине, проходящих в
районах с 20—30 грозовыми днями в году, и сопро-
тивлением заземления опор в пределах 5—20 Ом
среднее число отключений в год на 100 км длины
можно брать равным 1,3 при средпеквадратическом
отклонении 0,7.
Причиной аварийных отключений трансформа-
торов могут служить как неисправности в самом
оборудовании, так и возникновение КЗ на подстан-
ции. Среднее число аварийных отключений транс-
форматоров за год в сетях НО—500 кВ примерно
0,4, т.е. трансформатор аварийно отключается в
среднем один раз за 2,5 года.
Для оценки ожидаемого числа плановых и ава-
рийных коммутаций и ожидаемого числа КЗ мож-
но воспользоваться данными, приведенными в
табл. 44.26. Доля △ однофазных КЗ из общего чис-
ла КЗ приводится в п. 7 табл. 44.26.
Таблица 44.26. Ожидаемое число плановых и аварийных коммутаций, коротких замыканий за год
№ п/п Вид аварии или коммутаций Число и4. аварий или коммутаций для электропередачи напря- жением, кВ '
110 220 330 500 750 1150
1 Плановое включение линии 10 10 10 •. 5 5 5
2 Плановое отключение линии и трансфор- маторов и2 10 10 10 5 5 5
3 Короткое замыкание вследствие грозового поражения По расчету ожидаемого числа грозовых отключений линии
4 Короткое замыкание в нормальном режиме вследствие загрязнений и увлажнений изо- ляции линии л4 2 1,2 0,16 0,13 0,12 0,15
5 Короткое замыкание вследствие устойчи- вых повреждений л5 3,3 1,0 2,7 0,65 0,1 0,14
6 Разрыв передачи вследствие асинхронного хода и6 — — 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
Таблица 44.27. Ожидаемое число воздействий внутренних перенапряжений за год
Коммутация Система АПВ на передаче Ожидаемое число ком- мутаций Nj Ожидаемое число Nj воздействий за год
на изоляцию на резисторы ОПН
Фаза — земля Фаза — фаза
Плановое включе- ние Любая Н^Н}' М=<
Плановое отключе- ние Любая N2 = п2 Н^Н2' н2=н2' n2=n2'
Трехфазный разрыв передачи при от- ключении первич- ного КЗ Отсутствует Ну = Пу + Н4 + Пу Ну = Ny Х= 1^3
ОАПВ W3' = (l - Д)(л3 + л4 + и5) Ny = 0
ТАПВ (трехфазная АПВ) Ну, .= Пу + «4 + «5 Ny = Ny' • 1
ОАПВ и ТАПВ Ny = (1 - Д)(н3 + «4 + и5) . *з=*з'
Успешное ОАПВ ОАПВ ОАПВ и ТАПВ N4' = 0,75Д(и3 + п4) w4=^4' ЛГ4=^4' *4=|*4
Успешное ТАПВ ТАПВ Н5' = [0,75Д + 0,6(1 - -Д)](я3 + и4) ^5 = ^'
ОАПВ и ТАПВ Ny’ = 0,6(1 -0,75Д)(л3 + + «4)
Неуспешное ТАПВ ТАПВ ОАПВ и ТАПВ А6' = и5 +0,4(1- - 0,75Д)(;;3 + п4) = »6=1"6
Трехфазный разрыв передачи при от- ключении вторич- ного КЗ ОАПВ Nj = Пу + 0,25Д(н3 + л4)
ОАПВ и ТАПВ = Пу + 0,4(1 - - 0,75Д)(л3 + п4)
Отключение линии с короткозамкну- той фазой Любая *8=^' ^=^8 ^8=^8
Разрыв передачи при асинхронном ходе Любая N9=n6 i n9=n9' n9=n9' n9=n9
Ожидаемое число воздействий внутренних пе-
ренапряжений в зависимости от организации ре-
лейной защиты и противоаварийной автоматики
представлено в табл. 44.27. При расчетах ожидае-
мого числа коммутаций Nj использованы данные
табл. 44.26.
Значение кратности коммутационных перена-
пряжений на линиях электропередачи при каждой
коммутации зависит от многих факторов. На лини-
ях 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 транс-
форматоры напряжения, то обеспечивается сте-
кание остаточного заряда за время, не превышаю-
щее 0,1 с, а перенапряжения при АПВ не пре-
вышают значений, наблюдаемых при плановых
включениях.
,Л
На линиях электропередачи СВН установка
шунтирующих реакторов приводит к колебательно-
му стеканию остаточного заряда в паузу АПВ со
временем стекания 3—5 с, что повышает кратности
перенапряжений при замыкании выключателя в
момент максимального напряжения на контактах.
ВКЛЮЧЕНИЕ РАЗОМКНУТОЙ ЛИНИИ
Расчетная схема приведена на рис. 44.31. ВЛ
включается линейным выключателем Q. Здесь £и
— эквивалентная индуктивность источника отно-
сительно шин; Elnaxsin(COf + ф) — напряжение на
шинах до включения линии. Напряжение в конце
линии длиной / подсчитывается по формуле
гдефА =
arctg
ятф -
~'ёФ
2 2\
ио Ык~Ы
Е 2
max (j)^
СОЯф
причем Uo берется с учетом знака остаточного за-
«(А 0 = £тах-------------------- sin(WT + V) -
cos от т —~ sincoT
Zb
2
о° (1),
~ X ^тах-2 2
*=1 ’ шЛ-ш
Л'
2е к
-------------х
ш*т
COSW.T ч-----
К smo^T
ряда линии.
Значение Со уменьшается с ростом паузы АПВ
Д?АПВ за счет снижения остаточного заряда на от-
ключенной фазе линии. Ниже приводятся значения
ЩЕ.тах в зависимости от ДгАПВ:
Д'АПв>с.............. 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0
Ц)Жтах:
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 фд = arctg— 1рф; т = 1/с0 с0 — скорость света;
ZB — волновое сопротивление линии (см.
табй. 44.22); 0 = 314 1/с — промышленная частота;
ш£и
0Тд — кЯл корень уравнения ctgWT = .
При наличии остаточного заряда на линии, на-
пример, в цикле АПВ, создающем напряжение С70,
включение линии может сопровождаться более вы-
сокими перенапряжениями. Тогда напряжение в
конце линии рассчитывается по формуле
«U/) = £max---------------f--: sin(WT + V)-
cosot------ sinOT
С помощью рассчитанной кривой переходного
процесса можно вычислить зависимость ударного
коэффициента от электрического угла включения
&уд=Лф). Примерный вид этой кривой представлен
на рис. 44.32. Кривую распределения ударных ко-
эффициентов можно построить, если известно рас-
пределение углов включения выключателя. В про-
стейшем случае можно принять равномерный закон
распределения углов включения, что приблизи-
тельно соответствует быстродействующим выклю-
чателям. Тогда вероятность Р появления значения
куа больше заданного находится по отношению ин-
тервала ф2 — Ф] к 180° (в случае АПВ с остающим-
ся зарядом па линии — к 360°). Знание Ауд-/(ф) по-
зволяет построить функцию распределения удар-
ного коэффициента F(ky^ = Р{>ку„) (рис. 44.33).
-v
2е •
COSO.T + —---
К smo^T
2
°° ®к
__ v F _________*
L стах 7 2
к= 1 (Лк - О
X sin(ott + фЛ),
Рис. 44.31. Расчетная схема для определения на-
пряжения на конце разомкнутой линии и(/, Г) при
включении ее линейным выключателем Q
«(/, Г)
Рис. 44.32. Графическое определение вероятности
превышения значения Ауд
§ 44.8] КОММУТАЦИОННЫЕ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ В СИСТЕМАХ С ЗАЗЕМЛЕННОЙ НЕЙТРАЛЬЮ 337
1,0 1,2 1,4 1,6 1,8 2,0 кт
Рис. 44.33. Функции распределения ударного ко-
эффициента:
1 — без учета разброса фаз выключателя; 2 — с уче-
том разброса фаз выключателя при включении
Если первая собственная частота схемы
рис. 44.31 удовлетворяет условию li^/o) > 1,6, то
плотность распределения ударного коэффициента
близка к усеченному нормальному закону
N
----7=ехр
72л
где N — нормирующий множитель, выбираемый
ОО
так, чтобы //(£уд)<1*уД = 1;*уд ~~ математиче-
1
ское ожидание коэффициента; суд— среднеквадра-
тическое отклонение.
Усечение нормального закона вызвано тем, что
не существует Ауд < 1. Математическое ожидание
к „ и среднеквадратическое отклонение а, рас-
вп "в.н
пределения амплитуд связаны с ударным коэффи-
циентом соотношениями
А - к TJ
Л в.п — л уд17 уст >
к 2 2 =-г2 2
*удс1/ + ^у?тауд ’
где Ауд и СуД — соответственно математическое
ожидание и среднеквадратическое отклонение
ударного коэффициента; С/уст и cfy — соответст-
венно математическое ожидание и среднеквадрати-
ческое отклонение установившегося напряжения
(рис. 44.34). Описание закона распределения 6/уст
приведено в (§ 44.6).
Вероятность Q(kB п) того, что в одной фазоком-
мутации кратность перенапряжений фаза — земля
Рис. 44.34. Зависимость среднего значения I/ ст
от отношения игЮу (а) и среднеквадратического
отклонения установившегося напряжения от
разности иг — (6) (в относительных единицах)
на разомкнутом конце линии превысит Ав п, опреде-
ляется с помощью нормированного параметра
t _ кв.п ~ *вп
и кривых рис. 44.35.
Обработка экспериментальных данных позво-
лила определить значения Ауд и ауд для различ-
ных коммутаций (табл. 44.28).
Таблица 44.28. Значения Ауд и ауд для
различных коммутаций
Вид коммутации куп °УД
Плановое включение линии 1,61 0,183
Успешное ТАПВ линии, на которой приняты меры для снятия заряда за вре- мя паузы АПВ 1,61 0,183
Плановое включение блочной или по- лублочной передачи 1,39 0,197
Отключение ненагруженной линии 2,03 0,352
Полное двустороннее отключение не- симметричного КЗ: отключение первичного КЗ отключение вторичного КЗ 1,29 1,4 0,114 0,137
Разрыв передачи вследствие асинхрон- ного хода: имеется автоматика прекращения асинхронного хода (АПАХ) нет устройства АПАХ Рис. 44.37
Успешное ТАПВ Рис. 44.38
Успешное ОЛП В: положительная полярность отрицательная полярность 1,36 1,62 0,173 0,267
Рис. 44.35. Кривые распределения вероятностей появления перенапряжений с кратностью более
при включении разомкнутой липни
ОТКЛЮЧЕНИЯ КЗ
Схемы расчета коммутационных перенапряже-
ний при отключении КЗ приведены на рис. 44.36.
КЗ отключается выключателем Q^. Метод расчета
переходного процесса заключается в том, что меж-
ду разомкнутыми контактами выключателя Qi вво-
дится источник тока, значение которого равно
значению отключаемого тока КЗ, а направление
противоположное. Затем используется метод нало-
жения. Напряжение в любой точке линии на рас-
стоянии х от КЗ после размыкания контактов
и(х) = пи(х) - Д«(х),
Рис. 44.36. Схема для расчета коммутационных
перенапряжений при отключении КЗ выключате-
лем б2:
а — исходная схема; б — расчетная схема для опрс-
i • деления Ди '•»
ГЦеп„(х)— начальное напряжение в точке А" корот-
козамкнутой линии (рис. 44.36, а)\ Ли(х) — напря-
жение в этой точке, обусловленное включением ис-
точника тока/(/) в схеме на рис. 44.36, б.
В частности, в конце линии ип(Г) = 0, а состав-
ляющую Лп(/, Г) можно вычислить по формуле
Е
-----------;----— COS СОТ-
“£и .
COSCOT—— sincont
2
(0* (0i[(COSW*T
- Z. 2 2 2 ’
k= 1 (0* - CO COS CO*T + CO*TCtgCO*T
— k-ii корень уравнения ctg CO*T = co*L(1ZZB.
Ди(/, t) =
oo
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 выключа-
тель и распределение напряжения ин (л) вдоль пере-
дачи. Затем между размыкающимися контактами
выключателя вводится источник тока (-/), равного
по значению обрываемому току и имеющий обрат-
ное направление. Напряжение в любой точке X ли-
нии после размыкания контактов вычисляется по
формуле
«W = «п- МЛ).
где Дн(А) — напряжение в точке X, обусловленное
включением источника (-/) в месте отключения вы-
ключателя. Наибольшие перенапряжения возника-
ют при разрыве электропередачи выключателями
на ее концах. При этом можно использовать форму-
лы, приведенные для расчета перенапряжений при
отключении КЗ.
Если не учитывать особенности конкретной
электропередачи, то можно принять, что распреде-
ление ударных коэффициентов при отключении
асинхронного хода подчиняется усеченному нор-
мальному закону. Нормирующий множитель рас-
пределения
^ = 2/(sin6x/2),
где 0Л — 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 вА между
Рис. 44.37. Зависимости /<уд и ауд от угла вА при
разрыве линии электропередачи с ЛПАХ при
асинхронном ходе
ЭДС обоих концов передачи. Тогда ударный коэф-
фициент изменяется от
вА
*уд-*уд1 = 1.05+ 0,3 sin у
до
вА
куд * куа2 ~ 1,05 + °’8 Sllly •
Среднее значение и среднеквадратическое от-
клонение ударного коэффициента зависят от угла
вА и определяются по кривым рис. 44.37;
б) на электропередаче нет устройства АПАХ.
Тогда ударный коэффициент перенапряжений из-
меняется в пределах от 1,05 до 1,85, среднее значе-
ние и среднеквадратическое отклонение соответст-
венно равны Луд = 1,5 и о* = 0,18.
РАЗРЫВ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ ПРИ
ОТКЛЮЧЕНИИ ТОКА НЕСИММЕТРИЧНОГО КЗ
Перенапряжения при аварийном разрыве вслед-
ствие отключения тока КЗ можно оценить анало-
гично вышеизложенному. Для электропередач, не
имеющих установок продольной компенсации
(УПК), среднее значение и среднеквадратическое
отклонение ударного коэффициента можно опре-
делить, взяв в качестве 0Л минимальный и макси-
мальный углы между векторами напряжений по
концам электропередачи. Среднее значение и сред-
неквадратическое отклонение ударных коэффи-
циентов:
к уд = 0,5(Ауд1 + Луд2);
°уд = 1’7/>(Луд1 + £уд! ) •
Рис. 44.38. Зависимости Луд и ауд при успешном
ТАПВ от относительного значения среднего на-
чального напряжения на неповрежденных фазах
Аналогичным образом при оценке перенапря-
жений при трехфазном. АПВ можно использовать
следующие положения:
1. Если на линии электропередачи, на кото-
,рой рассматривается ТАПВ, имеются электромаг-
нитные трансформаторы напряжения и нет реак-
торов, на время паузы АПВ включаются резисто-
ры, ускоряющие стекание заряда с проводов ВЛ,
среднее значение и среднеквадратическое откло-
нение ударного коэффициента перенапряжений
при успешном ТАПВ те же, что и при оперативном
включении пенагруженной линии электропереда-
чи, т.е. 1уд = 1,61 и оуд= 0,183. Это объясняется
тем, что электромагнитные трансформаторы на-
пряжения и резисторы за время бестоковой паузы
полностью снимают заряд с неповрежденных фаз.
2. Если на линии отсутствуют средства уско-
рения стекания заряда с неповрежденных фаз, то
можно принять статистическую независимость
начального напряжения остаточного заряда от
паузы АПВ. Распределение начальных напряже-
ний хорошо согласуется с нормальным законом с
параметрами (70 = 0,75[7ф, = 0,16. Среднее
значение и среднеквадратическое отклонение
ударного коэффициента при успешном ТАПВ
приведены на рис. 44.38, откуда видно, что сред-
нее значение ударного коэффициента меняется
мало, но ДбстаточНО-сйльно Изменяется средне-
квадратическое отклонение.
Для оценки перенапряжений, возникающих
при успешном однофазном автоматическом по-
вторном включении в электропередаче без реакто-
ров поперечной компенсации, среднее значение
ударного коэффициента можно взять равным
Луд = 1,5; а. среднеквадратическое отклонение
°уд = 032-
Наличие на электропередаче УПК приводит к
перенапряжениям, возникающим на поврежденных
фазах в переходном режиме как во время протека-
ния тока КЗ, так и после отключения КЗ. Если паде-
ние напряжения АС/ на батарее достаточно велико,
то происходит ее шунтирование защитным разряд-
ником. Если же шунтирование не осуществляется,
то при прохождении тока КЗ на свободные колеба-
ния (при отключении аварийного участка) накла-
дывается постоянная составляющая АС/.
ОТКЛЮЧЕНИЕ НЕНАГРУЖЕННЫХ
ТРАНСФОРМАТОРОВ И ШУНТИРУЮЩИХ
РЕАКТОРОВ
Как отмечалось в § 44.6, перенапряжения связа-
ны с явлениями среза малого индуктивного тока,
например тока намагничивания трансформатора.
Срезы тока, т.е. принудительное прерывание тока
до его естественного прохода через нуль, присуши
прежде всего выключателям с высокой скоростью
восстановления электрической прочности межкон-
тактного промежутка (воздушным, вакуумным,
элегазовым). Предельное значение тока среза зави-
сит от типа и конструкции выключателя.
Мгновенные значения тока среза и соответст-
вующего ему напряжения на трансформаторе рав-
ны i0 и и0. Индуктивность намагничивания транс-
форматора обозначим L^, а суммарную емкость, со-
стоящую из емкости прилегающей к трансформато-
ру ошиновки Сщ /ш и входной емкости трансформа-
тора как Сэ. 'Здесь /ш — длина прилегающей к
трансформатору ошиновки. Значения Сщ и Ст при-
ведены в табл. 44.29.
Таб ли ца 44.29. Усредненные значения емкостей
ошиновки и силовых трансформаторов
Номинальное напряжение, кВ С,', пФ/м Ст, пФ/фазу
но 9 1000—1500
220 9 1500—2000
330 10 2000—3000
500 12 3000-4500
750 13 3000—5000
После среза тока в выключателе возникает ко-
лебательный процесс в контуре А^С,, при котором
происходит обмен энергиями между и Сэ. Воз-
можное (ожидаемое) максимальное напряжение на
трансформаторе Цпахож определяется из баланса
энергий в контуре. Без учета активных потерь урав-
нение баланса имеет вид
Сэ«о Уо
2 2 2'
Отсюда
Цпах ож
Колебательный процесс имеет частоту <оо =
= 1/ которая может иметь значения в не-
сколько килогерц.
Расчетные значения Цпах ож с учетом насыще-
ния магнитопровода трансформатора и потерь в
нем определяются по следующему соотношению:
U
max ож
где ^хтах
т _„2 , . с
и"^'ом х "ом
индуктивность намагничивания трансформатора
без учета потерь насыщения; — коэффициент
формы намагничивающего тока: Аф = 1,8—2,0;
|'х» — относительное значение тока холостого хода
трансформатора; 5|1ОМ — номинальная трехфазная
мощность трансформатора.
Индуктивность Ар э с учетом насыщения стали
определяется по L)x:
L = -=— L ,
ю и + 1 И ’
причем л = 5—13.
Сопротивление, характеризующее активные
потери в стали или потери холостого хода транс-
форматора,
где Рх — мощность потерь холостого хода.
Перенапряжения за счет среза тока в выключа-
теле при отключении ненагруженных трансформа-
торов возникают и в сетях 6—35 кВ. Ниже приво-
1дятся некоторые данные по значениям кратности
А'в.п т при отключениях ненагруженных трансфор-
маторов:
^ном>
кВ:.... 6—10 ПО. 150 220 330 500
Авпт... 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 воз-
можны при отключении трансформаторов с магни-
топроводом из горячекатаной стали по сравнению с
магнитопроводом из холоднокатаной стали.
Перенапряжения, возникающие при отключе-
нии шунтирующих реакторов, происходят при сле-
дующих мгновенных значениях тока среза i0: 45—
60 А для ШР 500 кВ, 60—70 А для ШР 750 кВ.
Максимальные значения перенапряжений
А'|гах Шр определяются по току среза i0, индуктив-
ности Ашр и емкости Сэ:
^тахшр = z0Armp/C3;
^шр = шр) >
где Ащр — трехфазная мощность ШР.
Вероятность £?(АВ11.шр) превышения значения
Ав п Шр при одной фазокоммутации можно опреде-
лить по следующим данным:
^в.п.ШР....... 2,0 2,2 2,4 ' 2,6 2,8
б(А'в.п.Шр) 0,5 0,21 0,055 0,008 0,001
Число коммутаций ШР может доходить до сот-
ни 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 зем-
лю. Системы с изолированной нейтралью Ц1ОМ =
= 6—35 кВ включают в себя распределительные
воздушные и кабельные сети 6—35 кВ; распредели-
тельные устройства собственных нужд электриче-
ских станций, как правило, с 17,10м = 6 кВ; генера-
торные присоединения 10—20 кВ.
Нейтрали трансформаторов, высоковольтных
электродвигателей и генераторов в таких установ-
ках изолированы. В случае необходимости в ней-
трали включаются заземляющие дугогасящие реак-
торы (ДГР) в этом случае системы часто называют-
ся системами с компенсированной или резонансно-
заземленной нейтралью.
В таких системах при однофазных замыканиях
на землю доля которых составляет 40—80 %
всех видов аварий, не требуется немедленного от-
ключения что повышает бесперебойность и
надежность электроснабжения.
Хотя при К происходит смешение нейтрали
на напряжение U^, а неповрежденные фазы приоб-
ретают относительно земли напряжение Un, однако
треугольник линейных напряжений не искажается.
Прн этом нагрузка, которая работает на линейном
напряжении, не изменяет своих характеристик.
Замыкания К® большей частью являются ду-
говыми. Вероятность самоугасания электрической
дуги в месте К достаточно велика, т.е. возможны
самоликвидация аварии и восстановление симмет-
ричного режима сети. Если является устойчи-
вым, то эксплуатационный персонал находит ава-
рийный участок и отключает его. Таким образом,
„(1)
К 7 может существовать в сети длительно.
Ток в месте является емкостным
(рис. 44.39):
73 = 3(1)Соб/ф,
где Со = (СА + Св + Сс)/3 — средняя емкость фаз от-
носительно земли.
Этот ток значительно меньше тока двухфазного
замыкания и составляет единицы или десятки ампер.
При весьма малых токах 73 дуга гаснет практи-
чески без повторных зажиганий. При более значи-
тельных токах дуга горит неустойчиво, наблюда-
ются ее повторные зажигания, сопровождающиеся
большими перенапряжениями. Погасание дуги за-
тягивается, и появляется вероятность многомест-
ных повреждений из-за многократных перенапря-
жений или перебрасывания дуги на неповрежден-
ные фазы, что может привести к двух- или трехфаз-
ному КЗ.
Компенсация тока однофазного замыкания на
землю. Если значение тока 13 превосходит некото-
рый критический ток /3 кр, то вероятность погаса-
ния дуги резко падает, ее горение затягивается, ве-
роятность перебрасывания на соседние фазы уве-
личивается. Если 13 > 13 кр, то работа сети с изоли-
рованной нейтралью нецелесообразна и необходи-
мо включить в нейтраль ДГР, обеспечивающий
компенсацию емкостного тока в месте замыкания.
Значения 13 кр для воздушной и кабельной сети с
изолированной нейтралью приведены в табл. 44.23.
Как следует из табл. 44.23, /3 >13 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 й плавной регулировкой индуктивности £р и
имеет активное сопротивление Rp.
Так (см. рис. 44.39)
I =---------= 1+1
-Р R0+jmL0 -а
т.е. имеет активную 7а и индуктивную состав-
ляющие; UN~ £7ф —- напряжение на нейтрали при
К О; £() и — индуктивность и активное сопро-
тивление нулевой последовательности. В первом
приближении можно принять, что £0 ~ £р, 7?0 » Лр.
Необходимо учесть, что,ю£р » Лр.
Результирующий ток в месте при вклю-
ченном ДГР
I = I + 1 = I +JUr- I,)
—зО —з —р —a •’'—С —L'
R,t U.
где7с=73;70«б/ф—
си *-<0
Отношение Il]Ic= q — степень настройки ДГР,
a IJIq— 5 коэффициент затухания:
q = 1/((о£0- 3 (i)Q = (0)0/0))2;
с Ло Ro А?
со£о ЗшС
тде О)0 — собственная частота схемы, при нулевой
последовательности.
При точной настройке q - 1 (0)0 = ш) в схеме вы-
полняется резонанс токов. При этом /з0 ® /а. Обес-
печиваются наилучшие условия для гашения дуги в
месте Кроме того, существенно замедляется
скорость восстановления напряжения на дуговом
промежутке после угасания дуги. Восстанавливаю- .
щееся напряжение
^восст = Пф(втО)Г - e“8'sinm0z).
При этом значительно уменьшается вероят-
ность повторного зажигания дуги в месте К так
как может оказаться ниже восстанавливаю-
шейся прочности изоляционного промежутка в
месте К
Однако точная настройка не всегда возможна,
либо от нее уходят в сторону q > 1 (об этом см. ни-
же). При q < 1 имеет место режим недокомпенсации
и в токе 7з0 преобладает емкостная составляющая.
При q > 1 — режим перекомпенсации и в токе
преобладает индуктивная составляющая. Зависи-
мость /з0/73 =J{q) имеет {/-образный вид с миниму-
мом при q = 1. Поскольку при таких настройках i
ДГР (00 Ф О) Пвосст имеет форму кривой с биениями :
ям.
Рис. 44.39. Схема трехфазиой сети с изолирован-
ной нейтралью и с нейтралью, заземленной через
ДГР (пунктир); D — место однофазного замыка-
ния на землю в сети
н скорость нарастания этого напряжения становит-
ся более высокой, чем при q = 1.
Перенапряжения при неустойчивом горении
электрической дуги в месте К^\ При малых и
средних значениях тока замыкания на землю окон-
чательному погасанию дуги в месте может
предшествовать несколько гашений при переходе
тока через нулевое значение с последующими по-
вторными зажиганиями под действием восстанав-
ливающегося напряжения на дуговом промежутке.
Такую электрическую дугу называют перемежаю-
щейся.
Такое неустойчивое горение дуги приводит к
развитию высокочастотных колебаний, которые
возникают в контурах, образованных индуктивно-
стями сети L, емкостями на землю Со и междуфаз-
ными емкостями Смф (см. рис. 44.39), при каждом
обрыве и зажигании дуги. Указанные процессы со-
провождаются накоплением заряда одного знака на
емкостях сети, что способствует возрастанию сво-
бодной составляющей напряжения, а значит, и уве-
личению амплитуды перенапряжений.
Дуговые перенапряжения могут существовать в
течение длительного времени, если отсутствуеТсе-
„(1)
лективное отключение места л .
Амплитуда перенапряжений при перемежаю-
щихся дугах зависит от интервала между момента-
ми гашения и повторного зажигания дуги, от соче-
тания скоростей восстановления электрической
прочности в месте горения дуги и восстановления
напряжения при погасании дуги, затухания и часто-
ты колебательных процессов, напряжения смеще-
ния нейтрали, отношения значения емкости фазы
на землю к значению междуфазной емкости
Со/Смф, интенсивности затухания напряжения вы-
сокочастотных колебаний в цепи и т.д.
Случайный характер воздействующих факто-
ров определяет кратность внутренних перенапря-
жений /св п при перемежающейся дуге как случай-
ную величину. Функция распределения 2(ЛВП) =
= Р(>квп) приведена ниже;
*в.„.......... 7з 2,0 2,25 2,5 2,75 3,0
б(*вп)...... 1,0 0,62 0,35 0,12 0,02 0,005
Экспериментами выявлено, что при переме-
жающихся дугах предельным значением следует
считать кв п = 3,2. В остальных случаях (металличе-
ские замыкания, замыкания в кабельных сетях с
большими емкостными токами замыкания на зем-
лю и т.д.) наибольшее значение кратности кв п = 2,3.
При резонансных и близких к ним настройках ком-
пенсации значение перенапряжений не превышает
2,71/ф, чему соответствует вероятность 0,025. При
этом эффективность резонансно настроенной ком-
пенсации составляет 0,9, т.е. только одно из 10 за-
мыканий на землю развивается в многоместное КЗ.
Эти перенапряжения не 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 расчет-
ные кратности внутренних перенапряжений 2,6—
2,9. Для такой изоляции перенапряжения при
опасны. Поэтому особое внимание следует обра-
щать на предотвращение А О в сетях собственных
нужд электрических станций и в генераторных
присоединениях.
РЕЗОНАНСНОЕ СМЕЩЕНИЕ НЕЙТРАЛИ
В сетях с [7110М = 6—35 кВ всегда имеется не-
симметрия емкостей фаз (СА * Се * C(j). При этом
напряжение на изолированной нейтрали без учета
активных проводимостей на землю фаз
—Л ^}<~А + — + —
^N0 “
jO)(CA + СВ + Сс)
С помощью симметрирования (транспозиции и
т.д.) емкостей фаз удается поддержать UN0 в преде-
лах (0,005—0,0075)Сф.
При включении ДГР в нейтрали трансформато-
ров .на напряжение нейтрали UN дГР оказывает
влияние индуктивное сопротивление нулевой по-
следовательности Yq = 1/(Д0 + JoLq):
JT EBjtoCB+ EcjtoCc
-Л'ДГР “
jC)(CA + Св + Сс) + У®
При этом напряжении смещение нейтрали дос-
тигает значений (0,1 —0,15) Сф и зависит от степени
настройки ДГР. Такое значение UN дГР является не-
большим, а зависимость UN дРР от степени на-
стройки ДГР позволяет использовать его для на-
стройки ДГР в условиях эксплуатации.
Однако в ряде режимов, например, при неодно-
временном размыкании контактов выключателей,
обрыве проводов, пофазных испытаниях линий не-
симметрия емкостей может существенно возрасти.
Пусть Св = Сс= Со, а СА = тС0, причем т < 1. Тогда
для случая изолированной нейтрали
UN0 - + m
Рис. 44.40. Схема питания ЭДВ собственных нужд
(а) и расчетная схема замещения (й):
1 — источник питания (ТСН) и присоединения, под-
ключенные к шинам собственных нужд (ШСН); 2 —
ЭДв, подключенный через кабель и выключатель Q к
ШСН; пунктиром указаны возможные устройства за-
щиты от перенапряжений
а при включении в нейтраль ДГР
Зависимости дГр от q и 1 - т имеют ре-
зонансные максимумы при степени настройки
2 + т
<1, т.е. при настройке ДГР с недоком-
пенсацией. Например, при q = 0,9 максимальное
расчетное значение UN дгр/Пф 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 измене-
ния режима работы сети.
КОММУТАЦИЙ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ
В электрических системах, главным образом в
схемам собственных нужд электрических станций,
имеется значительное число электродвигателей
(ЭДв) напряжением 6—10 кВ. Типичная схема пи-
тания ЭДв собственных нужд приведена на
рис. 44.40, а. На рис. 44.40, б показана расчетная
схема замещения.
В этих схемах источник питания — трансфор-
матор собственных нужд (ТСН) имеет ЭДС
еп =
Присоединения, подключенные к шинам собст-
венных нужд (ШСН), обладают эквивалентными
индуктивностью £э1 и емкостью Сэ1. Коммутируе-
мый ЭДв подключен к ШСН кабелем. Выключатель
Q — вакуумный, поскольку выключатели такого
типа наиболее широко используются в современ-
ных схемах собственных нужд. ЭДС двигателя ед=
= Етд sinto/. Значение Е„1Д может быть различным:
при заторможенном ЭДв Етд = 0; при вращающем-
ся ЭДв, включающемся, например, при АВР, Етдя
» (0,5—0,8)£/тф.
В зависимости от мощности и конструкции
ЭДв, длины и конструкции кабеля эквивалентные
индуктивность и емкость присоединения равны:
Аэ2 = Ац + ЕК2 ~ (Ю—70) мГн;
Сэ2 = Сд+Ск2« (20—50) нФ.
Собственная частота контура при отклю-
ченном Q:
ы01 “ lz(7^32^32)
и равна нескольким килогерцам.
При включенном выключателе Q индуктив-
ность £э2 соединяется параллельно с £э1, а Сэ2 —
с Сэ1. Собственная частота такого контура (^при-
мерно на один-два порядка выше, чем (0fl|.
Вакуумный выключатель Q является падеж-
ным, эффективным и быстродействующим комму-
тирующим аппаратом. Однако высокая дугогася-
щая способность дугогасяших камер вакуумного
выключателя приводит к тому, что срезы тока воз-
можны при значительных отключаемых токах.
Значение тока среза составляет г0 ~ 5—15 А. В
дугогасящих камерах вакуумного выключателя ус-
пешно прерываются при прохождении через нуле-
вое значение высокочастотные токи. Нарастающая
электрическая прочность межконтактного проме-
жутка имеет скорость 3—30 кВ/мс, а предельная
электрическая прочность составляет примерно
50—60 кВ для выключателя с Ц;ом = 6 кВ; т.е. пре-
вышает амплитуду фазного напряжения более чем
в 10 раз.
Все это приводит к коммутационным перена-
пряжениям как при отключении ЭДв, так и при его
включении.
Отключение ЭДв. При отключении ЭДв срез
тока возможен при амплитудном значении напря-
жения, т.е. при г/0 ~ От $. Тогда максимальное ожи-
даемое напряжение на статорной обмотке ЭДв по-
сле среза ‘
^тахож тф + (- 'О’
N еэ2
Расчеты показывают, что у ЭДв 6 кВ это напря-
жение может достигнуть значения порядка 20 кВ.
Повторные зажигания дуги между контактами
выключателя Q несколько снизят эти перенапряже-
ния до кратности кв п ~ 3. Однако такие перенапря-
жения достаточны, чтобы вызвать повреждение ос-
лабленной изоляции.
При отключении ЭДв может возникнуть эскала-
ция напряжения. Рассматривается следующая уп-
рощенная модель процесса:
дуга в дугогасящей камере гаснет при прохож-
дении через нулевое значение как тока промышлен-
ной частоты, так и высокочастотного тока свобод-
ных колебаний;
дуга зажигается при максимальной разности
потенциалов ДПптах на контактах выключателя
после гашения дуги;
процесс высокочастотный, напряжение источ-
ника практически не изменяется и равно 2/я,ф;
затухание высокочастотного напряжения не
учитывается..
После первого гашения дуги при напряжении
[/тф в контуре 2-Э2СЭ2 происходит колебательный
процесс. По истечении времени Дг =-71Лоо1 на ЭДв
напряжение достигает значения -1/тф, при этом
Af/gl = 2 (7шф. Дуга в Q зажигается повторно, обра-
зуется новый колебательный контур. В этом конту-
ре происходят свободные колебания с частотой О)02
и амплитудой А । = 2С7,„ф. Эти колебания наклады-
ваются иа напряжение итф. Результирующее на-
пряжение на ЭДв U{ - Отф + А| ~ Зб/тф.
При прохождении высокочастотного тока через
нуль происходит второе гашение дуги. Цикл гаше-
ние-зажигание повторяется. Напряжение на ЭДв во
втором цикле может достигнуть 5 Ц„ф. Реально воз-
можны один-два цикла гашения-зажигания дуги.
При этом с учетом затухания высокочастотных ко-
лебаний кратность внутренних перенапряжений
может достигнуть значения Двп » 3,5—4,0.
Включение ЭДв. При анализе процесса исполь-
зуется принцип наложения. Между разомкнутыми
контактами выключателя Q включается ЭДС Де,
уравновешивающая суммарную ЭДС схемы (см.
рис. 44.40, б)\
при пуске заторможенного ЭДв Дв|~ еи;
при пуске вращающегося ЭДв Де2 == etl + ед.
В первом случае амплитуда колебаний At —
= и,„ф’во втором случае А2 = 1/тф + (0,5—0,8)Стф=
= (1,5—1,8) итф, если включение ЭДв происходит,
например, при АВР.
Результирующие кратности перенапряжений:
в первом случае кв п ~ 2; во втором случае
квп~ 2,5—2,8. При разбросах во времени включе-
ния фаз выключателя кратности могут возрасти.
Ограничение перенапряжений при коммутации
ЭДв. Приведенные выше оценки Авп сравнимы с
допустимыми кратностями кДОП = 2,6—2,9, а в ряде
случаев их превышают. Тогда перенапряжения тре-
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 ДС-цепочки, кото-
рая обеспечивает более интенсивное затухание вы-
сокочастотных свободных колебаний, уменьшает
частоту этих колебаний и тем самым замедляет ско-
рость нарастания восстанавливающегося напряже-
ния на межконтактном промежутке Q.
44.10. ОГРАНИЧЕНИЕ ВНУТРЕННИХ
ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
В § 44.6 отмечалось, что усредненные требова-
ния к кратностям внутренних перенапряжений оп-
ределяются нормированными значениями расчет-
ных кратностей. Однако более точные требования к
кв п в конкретной точке электрической сети опреде-
ляются испытательными напряжениями электро-
оборудования, установленного в зоне защиты аппа-
ратов, ограничивающих перенапряжения.
Таблица 44.30. Соотношения, устанавливающие связь между испытательными напряжениями
изоляции электрооборудования и остающимися напряжениями защитных аппаратов
Цюм’ кВ Испытательные напряжения внутренней и внешней изоляции, кВ
Форма импульса Грозовые импульсы Коммутационный импульс Одном ицутнос 50 Гц действующее значение
3—220 Полный К5 К^осг.к^+ДЦЖ2 + Д^21 ч Е^ост.к^+Аад + Л^]^-
Срезанный К3К4
330— 1150 Полный Кк ^,.МК2 +
Срезанный к0к}к2к4 Ц)СТ Д’-
Основными характеристиками координации
изоляции являются испытательные напряжения
изоляции электрооборудования и остающиеся на-
пряжения 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 t/0CT и ком-
мутационного t/0CTK импульсов берется для соот-
ветствующих токов координации /к;
750,
Ц|ОМ’ кВ......... 3—220 . 330 500 1150
Грозовой импульс
4>кА............. 5 7 10 14
Коммутационный
импульс, 1К, кА...., 0;5 0>7 ]>0 1>2
Нормированные значения и формы испытатель-
ных напряжений для изоляции силовых трансфор-
маторов, шунтирующих реакторов, трансформато-
ров напряжения и тока, выключателей, разъедини-
телей, изоляторов, конденсаторов связи приведены
в ГОСТ 1516.3—96. Значения параметров, входя-
щих в формулы табл. 44.30, и их обоснование при-
ведены в табл. 44.31.
Ограничение внутренних перенапряжений
можно производить различными способами:
уменьшать куст, /суд или то и другое одновременно.
Для этого используются шунтирующие реакторы;
заземляющие дугогасящие реакторы, в ряде случа-
ев резистивное заземление нейтрали; ОПН и РВ;
резисторы; шунтирующие дугогасящие промежут-
ки выключателей; электромагнитные трансформа-
торы напряжения, обеспечивающие стекание заря-
да с фаз ВЛ в бестоковую паузу АПВ и уменьшение
тем самым куд в цикле АПВ; специальные устрой-
ства, например, устройства подавления феррорезо-
панса в схемах с электромагнитными трансформа-
торами напряжения (см. § 44.7); ЯС-цепочки, огра-
ничивающие коммутационные перенапряжения
при отключении вакуумными выключателями пе-
нагруженных трансформаторов и электродвигате-
лей; управление моментом замыкания контактов
выключателя при включении и т.д.
Ниже приводятся характеристики ряда наибо-
лее важных устройств для ограничения внутренних
перенапряжений.
ШУНТИРУЮЩИЕ РЕАКТОРЫ (ШР)
ШР — эффективное средство ограничения ус-
тановившихся перенапряжений за счет емкостного
эффекта в неперегружепных ВЛ СВН как при сим-
метричном, так и при несимметричном режиме
электропередачи (см. § 44.7). Наиболее эффектив-
ным является включение ШР, например, на под-
станциях, в середине ВЛ или в промежуточных точ-
ках. Включение ШР на стороне НН трансформато-
ров менее эффективно.
Для ограничения установившихся перенапря-
жений в неполнофазных режимах электропередачи
находят применение схемы четырехлучевого ШР
(см. рис. 44.26). В качестве заземляющего луча ис-
пользуется реактор на 35 кВ. Когда необходимо
подключить дополнительные ШР, это осуществля-
ется через искровые промежутки, которые проби-
ваются при возникновении перенапряжений. Ис-
кровые промежутки затем шунтируются выключа-
телями.
Характеристики ШР приведены в табл. 44.32.
Таблица 44.31. Значения и обоснования величин, входящих в расчетные формулы табл. 44.30
Параметр Учитываемые факторы
Обозначение Значение
ДЦ 15 кВ Возможность протекания тока, большего, чем ток координации
Д1/2 0,517|1ОМ—для силовых трансформаторов, ре- акторов, трансформаторов напряжения; 0 — для трансформаторов тока, аппаратов, изоляторов, конденсаторов связи Влияние возбуждения
1,05 Отклонение длительности фронта тока координа- ции от нормированной
1,1 — для трансформаторов 1,2 — для аппаратов, измерительных транс- форматоров, шунтирующих реакторов 330— 500 кВ 1. Повышение напряжения на защищаемом объекте за счет удаленности его от защитного аппарата. 2. Для напряжений 3—220 кВ возможность проте- кания токов, больших, чем ток координации
К2 1,1—дляЦ,0М<35кВ 1,15 — для Ц10м = 110—220 кВ 1,05 — для 1/1|ОМ > 330 кВ Коэффициенты, учитывающие снижение прочно- сти изоляции при многократных воздействиях
*3 1,15
0,9 — для трансформаторов, шунтирующих реакторов, трансформаторов напряжения; 1,0 — для аппаратов, трансформаторов тока
1,25 Возможное повышение напряжения на объекте при срезе напряжения
0,84 Учет метеоусловий и их отклонений от нормирован- ных при испытаниях
*6 ' 1,3—1,35 — для трансформаторов, шунти- рующих реакторов 1,15 — для аппаратов, трансформаторов тока Упрочнение изоляции за счет кратковременного воз- действия коммутационных перенапряжений
Таблица 44.32. Характеристики однофазных
масляных ШР
Тип С °!ЮМ> квар Ц.ом>кВ Мощность активных потерь, кВт
РОД- 30000/35 30000 38,5/л/з 1350 180
РОД- 33333/110 33 333 121/ 447 180
РОДГ- 55000/500 55 000 500/7з 190 275
РОДЦ- 60000/500 60 000 525/73 200 205
РОДЦ- 110000/750 110 000 787/л/3 242 350
ЗАЗЕМЛЯЮЩИЕ ДУГОГАСЯЩИЕ РЕАКТОРЫ
ДР включаются в нейтрали трансформаторов
сетей с (71ЮМ = 6—35 кВ для компенсации емкостно-
го 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 магни-
топроводе с помощью электропривода, управ-
ляемого устройством автоматической компенса-
ции тока замыкания на землю. При этом ДГР не
отключается, а замыкание на землю должно от-
сутствовать. ...
348
ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ И ЗАЩИТА ОТ НИХ [Разд. 44
Таблица 44.33. Характеристики заземляющих
однофазных масляных ДГР
Тип °ИОМ» квар Ц|ОМ>К Пределы рс- гулирования 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/Ю 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
РЗДПОМ-120/6 120 6 3,81 5,2—26,2
РЗДПОМ-ЗОО/6 300 6 3,81 13,1—16,5
РЗДПОМ-190/10 190 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
РЗДПОМ-700/35 700 35 22,2 5,7—28,4
РЗДПОМ-800/35 800 35 22,2 7,2—36 '
ШУНТИРУЮЩИЕ РЕЗИСТОРЫ
Шунтирующие резисторы (Дш) подключаются
параллельно контактам дугогасящего устройства
(ДУ) выключателя.
По назначению шунтирующие резисторы раз-
деляют на три основные группы:
для изменения параметров переходного вос-
станавливающегося напряжения на ДУ; сопротив-
ление /?ш, приходящееся на один разрыв выклю-
чателя, может быть от долей ома до нескольких
сотен ом;
для равномерного распределения напряжения
между отдельными разрывами ДУ; сопротивление
7?ш этой группы лежит в пределах от десятков до со-
тен килоом;
для снижения коммутационных перенапряже-
ний, возникающих при отключении емкостных и
малых индуктивных токов, а также при включении
ВЛ СВН; сопротивление 7?ш, приходящееся на один
разрыв выключателя, может быть от десятков ом до
нескольких килоом.
При отключении емкостных токов (конденса-
торных батарей, ненагруженных воздушных и ка-
бельных линий) возможны циклы зажигания и га-
шения электрической дуги между контактами вы-
ключателя в процессе отключения. Это происхо-
дит, если восстанавливающееся напряжение на
промежутке между контактами выключателя на-
растает быстрее, чем его восстанавливающаяся
прочность. Воздушные, вакууумные и элегазовые
выключатели имеют высокую скорость восстанов-
ления прочности, поэтому в них циклы зажигания-
гашения дуги практически отсутствуют.
Иначе обстоит дело с масляными выключателя-
ми. Во время каждого цикла зажигания-гашеиия
происходит перезарядка отключаемой емкости.
При многократных циклах перенапряжения дости-
гают больших значений, опасных для изоляции.
Шунтирование резистором дугогасящего про-
межутка снижает скорость нарастания напряжения
на нем.
Изменение напряжения на промежутке Аив при
включенном 7?ш рассчитывается по следующему
выражению:
. тг <0
△“в - Um~^--------х
(0 +1/(ДшС)
1 . у •
— sinioz - О) cosCOq - 0)е
Au J
где С — емкость линии, Ф; Яш, Ом; со — промыш-
ленная угловая частота, с-1; Um — амплитуда фаз-
ного напряжения, кВ.
Значения отношения t±UBIUm = /[Кш) при С =
= 1,5 • 10-6 Ф (длина ВЛ около 200 км) через 0,01 с
после первого погасания дуги приведены ниже:
Яш, кОм...... 1,о 2,0 3,0 5,0 10,0
Еи^Ит........ 0,18 0,41 0,70 1,05 1,41
С уменьшением Яш облегчается работа ДУ,
уменьшается вероятность повторного зажигания
дуги. Однако утяжеляется работа вспомогательных
контактов, отключающих сопровождающий ток.
При отключении малых индуктивных токов
возникающие перенапряжения при срезах тока (см.
§ 44.8) ограничиваются сопротивлением /?ш за счет
того, что в переходный процесс в контуре вно-
сится дополнительное затухание: цепочка йш—ис-
точник шунтирует контур ЕуС3.
Характер переходного процесса зависит от со-
отношения волнового сопротивления ZB =
и сопротивления Яш. При /?ш > 0,5ZB переходный
процесс в контуре колебательный, при < 0,5ZB
— апериодический.
Требуемое значение 7?ш, кОм, можно оценить
по соотношениям: Яш ~ 0,ЗЦ1ом, или йш ~
~ “в.доп /'о. г«е Ц.ОМ’ кВ; "в.доп — допустимое вое-
станавливающееся напряжение на выключателе,
кВ; /0 — ток среза, А.
Рис. 44.41. Схемы подключения Яш к контактной
системе выключателя:
ДУ — дугогасящсс устройство; Отд — отделитель;
ВК, ВК], ВК2 — вспомогательные контакты для от-
ключения сопротивления
Для того чтобы обеспечить универсальность
шунтирующего резистора, значение его сопротив-
ления Лш обычно выбирают средним из числа значе-
ний, 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 шун-
тирующего резистора с сопротивлением Rm к кон-
тактной системе выключателя приведены на
рис. 44.41. В схеме 44.41, а отделитель предназна-
чен как для создания разрыва в цепи при отключен-
ном выключателе, так и для отключения тока на
резисторе Яш. В схемах рис. 44.41,6 и в отделитель
обеспечивает только разрыв в цепи, отключение то-
ка на резисторе производят вспомогательные
контакты. .. _______
На схеме рис. 44.41, г показано подключение
двухступенчатого шунтирующего резистора^ (со- j
противления Яш] и Лш2). Отключение вспомо-
гательных контактов происходит обычно с запаз-
дыванием в 0,03—0,08 с по отношению к отключе-
нию контактов ДУ. Поэтому времени рассчитыва-
ется термическая устойчивость шунтирующего ре-
зистора.
ОПН И РАЗРЯДНИКИ ТИПА РВМК
ОПН и вентильные магнитные комбинирован-
ные разрядники (типа РВМК) обеспечивают огра-
ничение как грозовых, так и коммутационных пере-
напряжений. В современных разработках
используются только ОПН. Параметры РВМК и
ОПН, относящиеся к ограничению коммутацион-
ных 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 информа-
цию о характеристиках отечественных РВ и ОПН.
Разрядники типа РВМК имеют нелинейный ре-
зистор, состоящий из грозовой и шунтируемой час-
тей. При ограничении внутренних перенапряжений
эти элементы соединены последовательно. Пере-
ход на ограничение грозовых напряжений происхо-
дит при напряжении перехода в грозовой режим за
счет пробоя искрового промежутка, шунтирующе-
го шунтирующую часть резистора.
ОПН ограничивают коммутационные перена-
пряжения во всем диапазоне рабочих напряжений и
более глубоко, чем РВМК, за счет более высокой
нелинейности металлооксидного резистора. Это
обстоятельство позволяет либо снизить уровень
изоляции оборудования, либо существенно повы-
сить надежность защиты изоляции от перенапряже-
ний. Высокая нелинейность резистора существенно
ограничивает протекающих через него ток при ра-
бочем движении. Это позволяет отказаться от иск-
рового промежутка, подключающего этот резистор
к фазе при возникновении напряжений. Однако при
постоянном подключении ОПН под напряжение
возникает необходимость в обеспечении тепловой
устойчивости его резистора при рабочих напряже-
ниях, при сравнительно длительных повышениях
напряжения частотой 50 Гц и при установившихся
перенапряжениях.
У ОПН нормируются следующие параметры:
1. Длительно допустимое наибольшее рабо-
чее напряжение (7ДЛИТ, которое неограниченно
долго может быть приложено между выводами
ОПН. Ток, протекающий через ОПН при воздейст-
вии этого напряжения, не более 1 мА.
2. Наибольшее допустимое напряжение
Цкш.наиб пРомышленной частоты, которое ОПН
должен выдержать в течение определенного вре-
мени. По стандарту МЭК ОПН должен выдержи-
вать это напряжение в течение 10 с после предва-
рительного нагрева до 60 °C и воздействия энерге-
тическим импульсом, соответствующим удельной
энергоемкости данного типа ограничителя.
3. Временно допустимое повышение напря-
жения промышленной частоты. Значение это-
го напряжения зависит от времени воздействия и,
как правило, приводится в паспортных данных
ОПН.
4. Энергоемкость ОПН — его способность
поглощать энергию нормированных коммутаци-
онных перенапряжений, которая характеризуется
удельной энергоемкостью Wya.
Для нормальной работы ОПН необходимо, что-
бы описанные выше параметры соответствовали
параметрам сети, в которой предполагается его ус-
тановка.
Таблица 44.34. Электрические параметры РВМК при ограничении коммутационных перенапряжений
Параметр Тип разрядника
РВМК-330 П 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 зна- чение, кВ:
нс менее 435 660 780 1100
нс более 500 760 950 1256
Амплитуда напряжения переключения в грозовой ре- жим, кВ:
не мснсс 720 ИЗО 1370 1900
не более 820 1126 1500 2100
Амплитуда остающегося напряжения, кВ, при токе в один полупсриод 50 Гц максимальным значением;
1000, А:
нс менее 650 — — 1640
нс более 700 — —г 1760
1080, А:
не менее — — 1280 —
нс более — — 1350 —
1500, А:
НС мснсс — 1020 — —
нс более — 1070 — —
Таблица 44.35. Электрические параметры ОПН при ограничении коммутационных перенапряжений
Тип ОПН
Параметр ОПН- 6 ОПН- 10 ОПН- 35 ОПН- 110 ОПН- 150 ОПН- 220 ОПН- 330 ОПН- 500 ОПНИ- 500 ОПН- 750 ОПНО- 750 ОПН- 1150 OI1HO- 1150
Номинальное напряже- ние, кВ 6 10 35 но 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 )765
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 —г 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 400 400 400 280 350 420 700 1200 1200 1800 1200 2800 1400
перенапряжения (1,2/2,5 мс), А
Амплитуда остающего- ся напряжения при рас- четном токе коммута- ционного перенапряже- ния, кВ, не более 18,6 31,9 111,6 190 260 380 545 770 770 1180 1180 1570 1570
То же в долях Ц>аб.наиб.ср нс 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 1,60
Длительно допустимое напряжение ОПН долж-
но быть больше наибольшего рабочего напряжения
в точке установки ОПН, соответствующего классу
напряжения данной сети:
Чдлит— Цэаб.паиб'
Значение временно допустимого повышения
напряжения UTдолжно превышать уровень устано-
вившихся перенапряжений на протяжении всего
Времени их существования:
б/г> t/ycr
Основными видами установившихся перена-
пряжений являются:
отключение несимметричных КЗ;
неполиофазные режимы работы сети;
феррорезонансные явления.
Длительность существования и кратность этих
перенапряжений зависят от конкретной схемы сети
и способов построения релейной защиты. Если зна-
чение установившихся перенапряжений С/уст с за-
данной длительностью превышает временно до-
пустимое напряжение ОПН UT, необходимо при-
нять меры по исключению данного вида перенапря-
жений или значительно сократить время его суще-
ствования.
При коммутационных и грозовых перенапряже-
ниях ограничитель практически полностью погло-
щает энергию, выделяющуюся в нем при протека-
нии через него соответствующего тока. Опреде-
ляющим является ток коммутационного перенапря-
жения.
Выделяющаяся энергия W должна быть меньше
энергии, допустимой для данного аппарата:
Щ< И’ = w W с
" "доп " уд ” 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 се-
тей 6—1150 кВ от грозовых и внутренних перенапря-
жений. СПб.: Изд-во ПЭИПК, 1999.
44.2. ГОСТ 1516.3—96. Межгосударственный
стандарт. Электрооборудование переменного тока иа
напряжение от 1 до 750 кВ. Требования к электриче-
ской прочности изоляции. М.: Издательство стандар-
тов, 1998.
44.3. Правила устройства электроустановок. —
6-е изд., псрсраб. и доп., с измен. М.: Изд. Главгосэнер-
гонадзора России, 1998.
44.4. Справочник по электрическим установкам
высокого напряжения / Под ред. И.М. Баумштсйна 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. Бога-
тенков, Г.И. Иманов, В.Е. Кизеветтер и др.; Под ред.
Г.С. Кучинского. СПб.: Изд-во ПЭИПК, 1998.
44.8. Перенапряжения в электрических систе-
мах и защита от них / В.В. Базуткии, К.П. Кадомская,
М.В. Костенко, Ю.А. Михайлов. СПб.: Эисргоатомиз-
дат, 1995.
44.9. Ограничители перенапряжений в электро-
установках 6—750 кВ / М.А. Аронов, О.А. Аношин,
О.И. Кондратов, Т.В. Лопухова; Под ред. М.А. Ароно-
ва. М.: Знак, 2001.
Раздел 45
ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ И ОСОБЫЕ РЕЖИМЫ
В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
СОДЕРЖАНИЕ
45.1. 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 токов нулевой
последовательности (367). Сопротивление
линий для токов нулевой
последовательности (368).
Расчет токов и напряжений при
несимметричных КЗ (370).
Переходные процессы при неполнофазных
режимах (374). Применение ЭВМ при
расчете токов КЗ (376).
45.5. Расчет отдельных видов переходных
процессов.................................379
Расчет периодической составляющей
тока КЗ в сетях и установках напряжением
до 1 кВ (379). Расчет замыканий па землю
в незаземленных и резонансно-заземленных
сетях (381).
45.6. Сложные виды повреждений.........382
Двойное замыкание на землю (382).
Однофазное КЗ с обрывом фазы (383).
45.7. Классификация электромеханических
переходных процессов...................384
45.8. Переходные процессы при больших
возмущениях и малых изменениях
скорости..............................38-5
45.9. Переходные процессы при больших
возмущениях и больших изменениях
скорости................................390
45.10. Переходные процессы при малых
возмущениях.............................391
45.11. Мероприятия по улучшению
устойчивости, надежности и качества
переходных процессов в ЭЭС.............400
45.12. Особые режимы в ЭЭС.............401
Список литературы......................406
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 соста-
вом включенных элементов ЭЭС и их загрузкой.
Значения напряжений, мощностей и токов элемен-
тов, а также частоты называются параметрами ре-
жима. Если параметры режима неизменны во вре-
мени, то режим ЭЭС называется установившимся,
если изменяются — то переходным.
Отметим, что, строго говоря, понятие устано-
вившегося режима в ЭЭС условно, поскольку в сис-
теме всегда существует переходный режим, обу-
словленный малыми случайными колебаниями на-
грузки. Установившийся режим понимается в том
смысле, что параметры режима генераторов элек-
тростанций и крупных подстанций практически по-
стоянны во времени.
КЛАССИФИКАЦИЯ ПЕРЕХОДНЫХ ПРОЦЕССОВ
В силу физических свойств ЭЭС переходный
режим является по своей физической природе еди-
ным и, строго говоря, должен рассчитываться на ос-
нове общего математического описания. Однако
при анализе явлений, связанных с переходным ре-
жимом, в большинстве практических задач его при-
нимают состоящим из ряда переходных процессов:
волновых (1-—100 мкс);
электромагнитных (10—500 мс);
электромеханических (0,1—10 с);
длительных электромеханических, возникаю-
щих, иапример, 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 са-
мым математическое описание ЭЭС. Так, при рас-
смотрении волновых процессов линии электропе-
редачи (ЛЭП), обмотки электрических машин
и трансформаторов представляют в виде систем
с распределенными параметрами и при этом не
учитывают изменения скоростей этих машин, пола-
гая, что во время протекания волновых процессов
они постоянны. При рассмотрении электромагнит-
ных переходных процессов допустимо все элемен-
ты ЭЭС считать элементами с сосредоточенными
параметрами и также не учитывать изменения ско-
ростей электрических машин. При рассмотрении
электромеханических (взаимосвязанных электро-
магнитных и механических) переходных процес-
сов не учитываются динамические свойства стати-
ческих элементов ЭЭС (ЛЭП, трансформаторов,
обмоток статора электрических машин), но обяза-
тельно учитывается изменение скоростей электри-
ческих машин [45.1, 45.2].
Задачи управления разными переходными про-
цессами различны:
волновыми процессами — облегчение изоля-
ции ЛЭП и других основных элементов ЭЭС за счет
снижения атмосферных, коммутационных и рабо-
чих перенапряжений с помощью разрядников и ре-
акторов;
электромагнитными процессами — отыскание
эффективных способов ограничения токов корот-
кого замыкания (с помощью реакторов, трансфор-
маторов с расщепленными обмотками, резонанс-
ных устройств и др.) и согласование их значений с
параметрами оборудования электрических сетей
различных напряжений;
электромеханическими процессами — обеспе-
чение устойчивости ЭЭС и интенсивного демпфи-
рования колебаний.
МАТЕМАТИЧЕСКОЕ ОПИСАНИЕ ПЕРЕХОДНЫХ
ПРОЦЕССОВ В ЭЭС
Основными динамическими элементами ЭЭС,
определяющими протекание переходных процес-
сов, являются синхронные генераторы электро-
станций. Переходные процессы в синхронном гене-
раторе описываются дифференциальными уравне-
ниями обмоток фаз статора, обмоток ротора (воз-
буждения и демпферных), механического движе-
ния ротора.
Уравнения электромагнитных переходных про-
цессов в обмотках фаз А, В, С статора имеют вид:
.
. ‘ dt Г'к’
где к — А, В, С; и,'1’ и i — соответственно напряже-
ния, потокосцепления и токи обмоток фаз; г — ак-
тивное сопротивление обмотки статора.
Эти уравнения неудобны для анализа, посколь-
ку выражения для потокосцеплений громоздки, так
как все обмотки имеют электромагнитную связь,
собственные и взаимные индуктивности обмоток
переменны во времени из-за вращения явнополюс-
ного ротора, даже в установившемся режиме токи и
напряжения переменны во времени — синусои-
дальны. 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 d и по-
перечной q осям ротора (рис. 45.1), а нулевая со-
ставляющая определяется суммированием фазных
величин. Это преобразование координат, называе-
мое преобразованием Парка—Горева, осуществля-
ется умножением векторов фазных величин (токов,
напряжений и потокосцеплений) слева на матрицу
Т, которую по условию инвариантности выражения
электрической мощности р = iAuA + iBuB + icuc =
= + i^u + iowo, выбирают ортогональной, такой,
для которой обратная матрица равна транспониро-
ванной (Т-1 = Т(). Эта матрица имеет вид
Т
cosy
siny
72/2
cos (у - 120°)
sin(y- 120°)
72/2
cos(y + 120°)
sin(y + 120°)
.. 72^2
где у = cot.
При таком преобразовании в установившемся
(ш = (00 = const) симметричном режиме токи, напря-
жения и потокосцепления постоянны во времени.
Например,
Z„,sin(o>0Z+V)
7msin((i)0* + <P - 120°)
Jm sin(io0f + ф + 120°)
V'n<₽
Zm cos ф
0
^Id = ild’ld + Wald,d4*A9dl/ =
= ^(*idhd+Wd + x/rfy):
HOM
'‘'tg = L\^4 + Ма^д= 7Г-^Ч1\Ч + Ха\^
пом
где ТЕ, М — собственные и взаимные ицдуктивносп
обмоток соответственно; х— индуктивные сопротив
ления. Соответствующим выбором базисных величш
обычно обеспечивают (в отн. ед.) Xfd - xnU = xnd.
Уравнение движения ротора генератора имеет ви;
Уравнения переходных процессов в обмотках
фаз статора в системе координат d, q, 0 имеют вид:
TJ dco •
----- — = M - M,
о dz T
HOM
Ud = ~
d»F
и. = - ——2 + о)Ч*. - ri’ ;
d d g>
d*0
dz ~ri°
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 1с7) и попе-
речной (составляющие с индексом 1g) осям ротора.
В последнем случае эти уравнения имеют вид:
dV,
dz + tyij-=Up
«^id 1 V j —— Cl •
dz + rld'ld - °’
dz + 'Vlg = Q-
Выражения для потокосцепленйй обмоток ста-
тора и ротора имеют вид:
Td = Ld'd + Midff+Maidhd =
1 .'"5" . ' . ч
= ,7— (Vd+wy+^id'id);
ИОМ
Уд Lglg + M<Hgllg~ co (xg‘g + xalgl\g
HOM
= Lo‘o ~ xolo
HOM
4y=£j.iy,4.M0/rf + M/e/ild =
= 7^7(j7'>+^ + Wld);
HOM v
где Tj — постоянная инерции, с; Мт, М— момент
турбины и электромагнитный момент генератора
соответственно, отн. ед.
Постоянная инерции определяется по выражению
2 2
„ 2,74 GO и
1J~ с
ном
2
где GD — маховой момент вращающихся массро-
2
тора генератора и турбины, т • м ; п — частота вра-
щения ротора, об/мин; 5110М — номинальная мощ-
ность генератора, МВ • А.
Расчеты переходных процессов в ЭЭС ведутся
на основе ее схемы замещения, содержащей схемы
замещения ее отдельных элементов и представляю-
щей собой линейную электрическую цепь. Поэто-
му более удобной формой записи уравнений гене-
ратора является такая, в которой фигурируют пара-
метры элементов электрической цепи: ЭДС н ин-
дуктивные сопротивления вместо потокосцепле-
ний и индуктивностей. При этом следует ориенти-
роваться на использование тех индуктивных сопро-
тивлений, которые указываются в основных техни-
ческих данных машины: синхронных xd, х„, пере-
ходного x'd и сверхпереходных x"d, х" .
Вводя в рассмотрение сверхпереходную ЭДС по
поперечной оси £" =coIIOM4'rf-irfx'^; сверхпереход-
ную ЭДС по продольной оси E"d •'
переходную ЭДС по поперечной оси £' =
= o>11OM4'y Xnrf/xy; синхронную ЭДС по поперечной
оси Ец = xad ip вынужденную ЭДС, пропорциональ-
ную напряжению возбуждения генератора, Eqe =
= UfXadlrp получаем после преобразований следую-
щую систему уравнений переходных процессов:
---~+
со dr я « CD d Ч 4 и а*
wiiom : ном
г-ъ ♦ ‘Л>
ПОМ пом
dE"
= ” Еч+ -d^Xd ~ +
+ ^-Е'д + ^~х'^3-
йЕо
Td0 d/ ~ Eqe~Eq + id^xd~xd^ +
+ ^E"q-E'q-id^'d-x"d^
&Ed
—T5 = л/.- IE"i„ + E+ УДЛ
и at т Ч 4 d d d д'- d q'1
HOM
Здесь
xd = Xd~Xad/x/’
X"d = Xd~ Xad<-Xf + Xld - 2xady(xfxld~ xad) ’
x"q = xq-xaq/x\q' 7dO = X/ (“ном'/> ’
T"d0 = (xld~^ad/^/((1)noMrld) ;
Eg0 ~ х1д/’((^иомГ1дУ
*1 = <-xd~ x"dИT"d0 'lxad~(xd- x'd)lrdO;
*2 = (xd- xd)/(-Xad~xd+x'd); k3 = 1 ~ k\k2’
При расчетах электромеханических переход-
ных процессов и устойчивости ЭЭС в уравнениях
переходных процессов обмоток статора допустимо
пренебречь составляющими d'l'^/d/, d4^/dt и
не учитывать изменения скорости ротора, т.е. счи-
тать, что (0 = Шпом [45.1—45.6]. Кроме того, в связи
с рассмотрением симметричных режимов состав-
ляющую с индексом 0 не учитывают. Полученные
таким образом уравнения называют упрощенными
уравнениями Парка—Горева, и они отвечают уста-
новившемуся режиму ЭЭС:
ud Цюм^ *" r^d>
uq 7 ^uoM^d~ Цд-
С целью упрощения математического описания
для некоторых генераторов (как правило, удален-
ных от точки приложения возмущения) считается
допустимым не учитывать электромагнитные пере-
ходные процессы в демпферных контурах. В этом
случае уравнения переходных процессов в генера-
торе будут иметь вид:
-(^•d^^d'
E'q+idxd-iqr = uq'
ЛЕ'
Td0~^~ +E'q~ ^xd ~xd) = Ege ’
EJ do) ,, . . . , ,.
-----— = ЛД. - Ei + i ,i(x„ - x ,).
(0 dr T ' я Я d д'- g d>'
1ЮМ
При исследованиях статической устойчивости
ЭЭС математическое описание переходных про-
цессов составляется на основе линеаризованных
уравнений, записанных в малых отклонениях от за-
данного установившегося режима. Полученные
уравнения записываются в операторной форме,
удобной для применения алгебраических критери-
ев или частотных методов исследования устойчи-
вости. В этом случае уравнения переходных про-
цессов в контурах ротора удобно разрешить отно-
сительно малых отклонений сверхпереходных ЭДС
Д£", ДЕ'^, исключив отклонение переходной
ЭДС ДЕ' , т.е. записать в виде
ЦЕ" =G(p)EE9e+4xil(p)^x"d]m(l-,
t3E"d =-[Х/1(р)- x"]mv,
где
G(p) =-------------------------;
VdoP + 1
. у
, ч T"dTdp2 + (T'id+T'd)p + I
xd^ = —-------~2---------------Xd,
TdOTdOP +<-Tid+Tdo)P+ 1
T"qP + 1
x«(p) = t;op+i
Здесь
r-T" x»d~(Xd~x"d)
d0 xad^xd-x'dy
T‘ -T -T" x°d(xd~x"d)
ld ld d° xd(xad-xd + x'dy
T’d=W^ ^- T'^x^x^
T" = T” x"
lq 1 qOXq,X<T
Для машины без демпферных контуров можно
аналогичным образом представить уравнение пере-
ходного процесса в обмотке возбуждения
Д£? = G(P)^qe + 1х</ (Р) " x'd
I Т j р + 1
где G(p) = —------ хэ(р) *= -гт-7 х
TdoP + ' d TdOP+l d
Математическое описание элементов электри-
ческой сети строится на основе схем замещения ли-
ний электропередачи, трансформаторов и авто-
трансформаторов, реакторов, установок продоль-
ной и поперечной компенсации, которые вводятся
в расчеты переходных процессов как элементы
электрической цепи.
Нагрузки в узлах ЭЭС обычно представляются
статическими характеристиками мощности по на-
пряжению (в частном случае постоянными сопро-
тивлениями или проводимостями) [45.2].
45.2. СОСТАВЛЕНИЕ И ПРЕОБРАЗОВАНИЕ
СХЕМ ЗАМЕЩЕНИЯ ПРИ РАСЧЕТАХ ТОКОВ
КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
СОСТАВЛЕНИЕ РАСЧЕТНЫХ СХЕМ И СХЕМ
ЗАМЕЩЕНИЯ
Расчет токов короткого замыкания (КЗ) начина-
ют с составления расчетной схемы, т.е. такой элек-
трической схемы, при которой данный элемент
электроустановки (электрический аппарат, провод-
ник и т.д.) в случае КЗ находится в наиболее тяже-
лых, но достаточно вероятных условиях.
В расчетную схему вводят все источники энер-
гии, влияющие на ток КЗ (синхронные генераторы
и компенсаторы, синхронные и асинхронные элек-
тродвигатели), а также различные элементы ЭЭС,
связывающие источники энергии с точкой КЗ
(трансформаторы, воздушные и кабельные линии,
реакторы и т.д.). Влияние асинхронных электро-
двигателей допустимо не учитывать при мощности
электродвигателей! до 100 кВт, если они отделены
от расчетной точки КЗ токоограничивающим реак-
тором или силовым трансформатором, а также при
любой мощности электродвигателей, если они от-
делены от расчетной точки КЗ двумя плечами сдво-
енного реактора или двумя и более ступенями
трансформации. В некоторых случаях наиболее тя-
желые условия при КЗ имеют место, когда включе-
ны не все элементы электроустановки.
Наиболее удаленную от расчетной точки КЗ
часть ЭЭС обычно представляют в виде одного ис-
точника энергии с неизменной по амплитуде ЭДС
и результирующим эквивалентным сопротивлени-
ем. ЭДС этого источника принимают равной сред-
нему номинальному напряжению сети, связываю-
щей удаленную и остальную части ЭЭС, а его ре-
зультирующее эквивалентное сопротивление опре-
деляют, исходя из известного тока от эквиваленти-
руемой части системы при КЗ в какой-нибудь узло-
вой точке указанной сети; при отсутствии данных
о таком токе результирующее эквивалентное со-
противление оценивают, исходя из параметров вы-
ключателей, установленных на какой-нибудь узло-
вой подстанции упомянутой сети.
По расчетной схеме составляют схему замеще-
ния, причем при расчете периодической составляю-
щей тока КЗ в электроустановках напряжением
свыше 1 кВ электрические машины, силовые транс-
форматоры и автотрансформаторы, токоограничи-
вающие реакторы, воздушные и кабельные линии в
схеме замещения учитывают их индуктивными со-
противлениями. Исключение составляют воздуш-
ные линии с проводами малых сечений и стальны-
ми проводами, а также протяженные кабельные ли-
нии, выполненные кабелями малых сечений; такие
линии в схеме замещения учитывают как индуктив-
ными, так и активными сопротивлениями, если ак-
тивная составляющая результирующего эквива-
лентного сопротивления схемы относительно точки
КЗ превышает 30 % от индуктивной составляющей
результирующего эквивалентного сопротивления.
Параметры элементов схемы замещения могут
быть определены несколькими способами;
1) в именованных единицах путем прпведеии
параметров различных элементов к основной (6s
зисной) ступени напряжения с учетом фактически
коэффициентов трансформации трансформаторо
и автотрансформаторов;
2) в относительных единицах путем приведе
пия параметров различных элементов к базисным
условиям с учетом фактических коэффициентов
трансформации трансформаторов и автотрансфор-
маторов;
3) в именованных единицах без приведения па-
раметров элементов к одной ступени напряжения
с учетом фактических коэффициентов трансформа-
ции трансформаторов и автотрансформаторов
(этот способ применяется преимущественно при
расчетах токов КЗ с использованием ЭВМ).
При отсутствии данных о фактических коэффи-
циентах трансформации трансформаторов и авто-
трансформаторов можно использовать приближен-
ный способ их учета. Он состоит в замене действи-
тельных напряжений холостого хода (XX) обмоток
трансформаторов и автотрансформаторов, находя-
щихся на одной ступени напряжения, а также номи-
нальных напряжений других элементов расчетной
схемы, включенных на той же ступени напряжения,
одним средним номинальным напряжением. Эго
напряжение следует выбирать в соответствии со
следующей шкалой средних номинальных напря-
жений: С/ср= 3,15; 6,3; 10,5; 13,8; 15,75; 18; 20; 24;
27,5; 37; 115; 154; 230; 340; 515; 770; 1175 кВ.
При определении параметров схемы замеще-
ния в именованных единицах путем приведения па-
раметров различных элементов к основной (базис-
ной) ступени напряжения следует использовать вы-
ражения, которые приведены в табл. 45.1. Здесь
и далее приняты следующие обозначения;
Е и Z — фактические значения ЭДС источника
энергии и сопротивления какого-либо элемента;
Таблица 45.1. Формулы для определения
параметров схем замещения в именованных
единицах
Приводимая величина Расчетная формула (приведенные значения)
ЭДС £ = £'и1и2...пт
£ = £*(иой)Цюмя1л2-“'»т
Сопротивление ° 7 2 2 2 Z = Z”ln2'"nm
.1 I? Я v пом 2 2 2 Z = Z*(noM)“”l”2-n»1 нем
^•(ном)и ^*(иом) — значения ЭДС и сопротивления в
относительных единицах при номинальных условиях;
Лр «2..пт — коэффициенты трансформации
трансформаторов или автотрансформаторов, вклю-
ченных каскадно между ступенью напряжения, на
которой заданы Е и Z, и основной ступенью;
t/cp 0С||, UcpN— средние номинальные напряже-
ния соответственно основной и N-ii ступени напря-
жения, на которой находится подлежащий приведе-
нию элемент; /бл. — базисный ток N-й ступени
напряжения
Следует отметить, что коэффициент трансфор-
мации каждого трансформатора должен быть опре-
делен в направлении основной ступени напряже-
ния, т.е. как отношение напряжения XX обмотки,
обращенной в сторону основной ступени напряже-
ния, к напряжению XX обмотки, обращенной в про-
тивоположную сторону.
При определении параметров схемы замещения
в относительных единицах путем приведения пара-
метров элементов к базисным условиям с учетом
фактических коэффициентов трансформации транс-
форматоров и автотрансформаторов необходимо:
а) задаться базисной мощностью и для од-
ной из ступеней напряжения, принимаемой за ос-
новную, выбрать базисное напряжение б/6 ОС11;
б) найти базисные напряжения других ступеней
напряжения, используя для этой цели выражение
~ ^б.осп ’
п1п2--пт
в) по формулам, приведенным в табл. 45.2, оп-
ределить относительные значения ЭДС источников
энергии и сопротивлений различных элементов.
При определении параметров схемы замеще-
ния в относительных единицах и приближенном
учете коэффициентов трансформации трансформа-
торов и автотрансформаторов базисное напряже-
ние любой ступени напряжения следует принимать
равным среднему номинальному напряжению этой
ступени. При этом расчетные формулы для опреде-
ления параметров схемы замещения существенно
упрощаются (см. табл. 45.2).
При составлении схемы замещения необходи-
мо иметь в виду, что трехобмоточные трансформа-
торы, трансформаторы и автотрансформаторы
с расщепленной обмоткой низшего напряжения,
сдвоенные реакторы имеют особые схемы замеще-
ния. Эти схемы, а также расчетные выражения для
определения сопротивлений их элементов приведе-
ны в табл. 45.3.
Таблица 45.2. Формулы для определения параметров схем замещения в относительных единицах
Расчетная формула
Исходная величина при учете фактических коэффици- ентов трансформации при приближенном учете коэффи- циентов трансформации
ЭДС E*(5) = E/U6N Е -
Г -Г Un0M £*(6)-£‘(hom) £'*(б) = £*(пом)
Сопротивление:
реакторов и электрических линий z -z-^- Z‘(6)"Z 2 Z -Z-^- Z‘(6)-Z^ ucpW
реакторов (сели сопротивление зада- но в относительных единицах) ^67V Цюм 7 — 7 ^*(б)~^*(пом)/ ном
Z46)-Z*(™m)Ziiom
генераторов, трансформаторов, элек- тродвигателей sK u2 7 7 6 HOM Z*(6)-Z*(iiom)5 2 "OM (76w 7 — 7 — z*(6)~z*(iiom)5 пом
Таблица 45.3. Схемы замещения трансформаторов, автотрансформаторов и сдвоенных реакторов
Исходная схема Схема замещения Расчетные выражения
QB 6Н 02? *вП ХС с х*В(пом)= °>5(икВ-С + икВ-Н~
0# х*С(пом) = °>5(икВ-С+ икС-№
с **W(uom) = °’5(1,кВ-// + “кС-Н~ "кВ-С>100
<5 я 02? ОН ?В
Ъв **//1(1юм) ~ *»W2(iiom) = 0>5нкЯ1-Я2/1°0 = 0,5КрккВ.н/100;
Н1-, 1у<*Н2 **В(иом)= (икВ-№ = (1 - O,25Kp)iil(B_HllOO
Я2 *1 #2
**В(пом) = °>5("кВ-С + икВ-Н ~ и«С-нУ11
**С(иом) = °'5(“кВ-С + икС-Н ~ “кВ-нУ10°;
**Я1(иом) =**W2(iiom) = 0>5икИ1-//2/10°;
**«(иом) = °'5<икВ-« + икС-Н ~ икВ-СД °'5нкЯ1-й2)
*1 — ^СВ*р
х2 = х3 = (1 + Ксв)хр
Примечание. В приведенных формулах Кр — коэффициент расщепления трансформатора; Кс1 —
коэффициент связи между ветвями сдвоенного реактора.
ПРЕОБРАЗОВАНИЕ СХЕМ ЗАМЕЩЕНИЯ
Схемы замещения путем преобразований упро-
щают и определяют эквивалентную ЭДС и эквива-
лентное сопротивление. При этом все ветви источ-
ников энергии, присоединенные к одному узлу, за-
меняют одной ветвью с эквивалентной ЭДС и экви-
валентным сопротивлением. Для преобразования
схем используют другие известные способы: пре-
образование треугольника в эквивалентную звезду
или наоборот, многолучевой звезды в многоуголь-
ник с диагоналями и т.д. Формулы для таких преоб-
разований приведены в табл. 45.4.
Если схема замещения симметрична относи-
тельно точки КЗ или часть этой схемы симметрич-
на относительно какой-либо промежуточной точ-
ки, а значения параметров элементов (генераторов,
трансформаторов и т.д.), расположенных симмет-
рично, одинаковы, то потенциалы некоторых узлов
оказываются равными, вследствие чего такие узли
можно соединить между собой. При этом образу-
ются параллельные ветви и схема легко приводится
к простейшему виду.
Таблица 45.4. Основные формулы для преобразования схем и определения токов в исходных схемах
Преобра- зование Схема Сопротивления элсмсн- _ _ w Распределение токов в тов преобразованной исходной схеме схемы
до преобразования после преобразования
Последо-
вательное
соедине-
ние
лелънос
соедине-
ние
Преобра-
зование
треуголь-
ника в эк-
вивалент-
ную звезду
Преобра-
зование
звезды в
эквива-
лентный
треуголь-
ник
Преобра-
зование
многолу-
чевой звез-
ды в мно-
гоуголь-
ник с диа-
гоналями
tpL
............................V
хТМ=хЬхМ^У
XMN = XMXN^V
„ i i‘i i
У у =-+--+ -+---
XL ХМ ХМ ХР
Аналогичные выраже-
ния применяются при
большем числе лучей
45.3. ТРЕХФАЗНОЕ КОРОТКОЕ ЗАМЫКАНИЕ
РАСЧЕТ НАЧАЛЬНОГО ЗНАЧЕНИЯ
ПЕРИОДИЧЕСКОЙ СОСТАВЛЯЮЩЕЙ ТОКА КЗ
При расчетах начального значения периодиче-
ской 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 зна-
чениям этих ЭДС к моменту КЗ, и сверхпереходны-
ми сопротивлениями. Чтобы упростить расчеты,
обычно пренебрегают несимметрией ротора син-
хронных машин, Т.е. считают, что х" = x"d « х" ,
и сверхпереходную ЭДС определяют по формулам:
для синхронных генераторов и электродвигате-
лей, работающих с перевозбуждением,
£-J(C/(O) +/(0)Х sincp^Oj) + (/(ojX cos<p(0)) =
“ ^(0) + Ао)х ' s'n<₽(0) >
где ЦОр /(0) и <р(о) — напряжение, ток и угол сдвига
между векторами напряжения и тока до КЗ;
для синхронных электродвигателей, работаю-
щих с недовозбуждением,
Е ='/(^(0) ~ ^(0)х sin<P(0)) + (^(0)* COS<P(0)> *
“ ^(0) - Ао)х' sin<P(0) >
для синхронных компенсаторов
причем знак плюс принимается в случае работы
компенсаторов в режиме перевозбуждения, а знак
минус — в режиме педовозбуждения.
Для асинхронных электродвигателей! сверхпе-
реходную ЭДС определяют по приведенной выше
формуле для синхронных электродвигателей, рабо-
тающих с недовозбуждением, а относительное
сверхпереходное сопротивление при номинальных
условиях (т.е. когда за базисные единицы приняты
номинальное напряжение и номинальный ток) —
по формуле
**(пом) “ 1 Z/*n>
где /*п — кратность пускового тока электродвигате-
ля (указана в каталогах).
Для обобщенной нагрузки принимают сверхпе-
реходную ЭДС, отнесенную к среднему номиналь-
ному напряжению той ступени, на которой эта на-
грузка подключена, = 0,85, а сверхпере-
ходное сопротивление, отнесенное к тому же на-
пряжению и суммарной полной мощности (МВ • А)
нагрузки, х:11(1Юм) =0,35.
Далее находят сопротивления остальных эле-
ментов схемы замещения, приводя их к предвари-
тельно выбранным базисным условиям (при расче-
те в относительных единицах) или к одной ступени
напряжения (при расчете в именованных едини-
цах); полученную схему замещения путем соответ-
ствующих преобразований приводят к простейше-
му виду и определяют результирующую ЭДС Е *у
(или Е£) и результирующее сопротивление х*у
(или Ху) относительно точки КЗ (см. § 45.2). Иско-
мое начальное значение периодической составляю-
щей тока КЗ определяют по формулам:
при расчете в относительных единицах
j — ;___~ j
"° х.£ б’
где 7б — 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 состав-
ляющей тока КЗ зависит от предшествующего тока
в цепи, в которой находится расчетная точка КЗ, уг-
ла сдвига между векторами напряжения и этого то-
ка, а также от фазы включения, т.е. угла, определяю-
щего положение вектора напряжения поврежденной
фазы в момент КЗ. Обычно в качестве расчетного
принимают момент, когда начальное значение апе-
риодической составляющей тока КЗ по абсолютно-
му значению равно амплитуде периодической со-
ставляющей тока в начальный момент КЗ, т.е.
'а0 = '^пО •
В схеме, содержащей только последовательно
включенные индуктивные и активные сопротивле-
ния, апериодическая составляющая тока КЗ изме-
няется во времени по экспоненциальному закону,
поэтому в произвольный момент времени t
г ~‘/Г1
'а/ ~ ^AiO® >
где Тй = x-^l(si)R-£p, ху и Яу — соответственно сум-
марное индуктивное и суммарное активное сопро-
тивление до точки КЗ.
При определении Ху и Ду синхронную машину
вводят в схему замещения индуктивным сопротив-
лением обратной последовательности и сопротив-
лением статора постоянному току.
Ударный ток КЗ связан с начальным действую-
щим значением периодической составляющей тока
КЗ соотношением
'уд _ ^^пО^уд ’
где Дуд —ударный коэффициент.
Обычно ударный коэффициент определяют по
формуле
Яуд=1+е-«-01^.
При этом предполагается, что ударный ток име-
ет место через полпериода с момента возникнове-
ния КЗ, что при частоте периодической составляю-
щей тока 50 Гц составляет 0,01 с. Однако с увели-
чением в цепи доли активного сопротивления
уменьшается промежуток времени от момента воз-
никновения КЗ до момента, когда полный ток КЗ
становится ударным. Поэтому, если Ху/Яу < 5, то
более точные значения ударного коэффициента по-
зволяет получить формула
-0,0110,5+(<р/л))/Г
*уд=’ + е
где <РкГ агс1й(ху/Яу).
В зарубежной практике широкое применение
нашла эмпирическая формула
-3/(юГа)
куд = 1,02 + 0,98 е
которая при изменении отношения x^lR-^ от беско-
нечности до 0,8 дает погрешность, не превышаю-
щую 0,6 %.
Если исходная схема является многоконтур-
ной, причем все ветви содержат только индуктив-
ные и активные сопротивления, то апериодическая
составляющая тока КЗ представляет собой сумму
экспоненциальных функций времени, затухающих
с разными постоянными времени. Чтобы упростить
расчеты, обычно полагают, что в схеме любой кон-
фигурации апериодическая составляющая тока КЗ
изменяется во времени по экспоненциальному за-
кону с некоторой эквивалентной постоянной вре-
мени Га эк, т.е.
-1/Т .
‘а,= ^П0* “К.
н при определении ударного коэффициента вместо
постоянной времени Та в соответствующие форму-
лы также подставляют значение т&ж
Существует несколько способов определения
этой постоянной времени: • i
1) с использованием составляющих комплекс-
ного результирующего (входного) сопротивления
схемы замещения, найденных при частоте 50 Гц»
т - Jm~3K
аэк C0ReZ3K ’
где Z3K — комплексное результирующее эквива-
лентное сопротивление схемы замещения относи-
тельно точки КЗ, найденное при частоте 50 Гц;
Jm4< = *эк — мнимая (индуктивная) составляю-
щая комплексного результирующего эквивалент-
ного сопротивления; ReZ3K = 7?зк — действитель-
ная (активная) составляющая этого сопротивления;
2) с использованием результирующих индук-
тивного и активного сопротивлений, найденных
при поочередном исключении из схемы замещения
сначала всех активных, а затем всех индуктивных
сопротивлений,'
_ _ Х£(Я=0)
7 а.эк (ло ’
ШЛГ(х=0)
где Хщ _ о) — результирующее эквивалентное со-
противление схемы замещения, в которой все эле-
менты расчетной схемы (генераторы, трансформа-
торы, лилии электропередачи и т.д.) учтены только
их индуктивными сопротивлениями; R^x = щ — ре-
зультирующее эквивалентное сопротивление схемы
замещения, в которой все элементы расчетной схе-
мы учтены только их активными сопротивлениями;
3) с использованием составляющих комплекс-
ного результирующего сопротивления схемы заме-
щения, найденного при частоте 20 Гц,
_ Jm^3K(20)
аэк " ’ «ReZ3K(20)
где Z3K^20j — комплексное результирующее экви-
валентное сопротивление схемы замещения, изме-
ренное при частоте 20 Гц; JmZ3K(20) и ReZ3K^20j
— соответственно мнимая и действительная со-
ставляющие этого сопротивления.
При первом способе определения эквивалент-
ной постоянной времени получаемые значения
ударного коэффициента обычно оказываются зани-
женными по сравнению с фактическими значения-
ми, причем погрешность может достигать 10—
15 %. При втором способе значения ударного коэф-
фициента могут оказаться завышенными на 20—
30 % по сравнению с фактическими. При третьем
способе определения эквивалентной постоянной
времени и ее использовании для определения удар-
ного 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, целесо-
образно для каждой части отдельно определить эк-
вивалентную постоянную времени, найти соответ-
ствующие значения апериодической составляющей
тока КЗ и ударного тока и затем определить сум-
марные значения апериодической составляющей
тока КЗ и ударного тока КЗ.
Если данные для определения активных сопро-
тивлений различных элементов расчетной схемы
отсутствуют, то при расчете апериодической со-
ставляющей тока КЗ и ударного тока КЗ можно ис-
пользовать данные о средних значениях постоян-
ной времени затухания апериодической составляю-
щей 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 состав-
ляющей тока КЗ в произвольный момент времени
сравнительно несложен лишь в простейших случаях.
1. В расчетную схему входит только один или
несколько одинаковых симметрично расположен-
ных (относительно точки КЗ) генераторов, причем
влиянием демпферных контуров можно пренеб-
Таблица 45.5. Значения постоянной времени Тя и ударного коэффициента Ауд для характерных
элементов и частей ЭЭС
Элемент или часть ЭЭС куа
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 транс-
форматора, при номинальном напряжении генератора, кВ:
6,3 0,20 1,95
10,5 0,15 1,935
Блок, состоящий из трансформатора и турбогенератора мощно-
стыо, 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 электростан- ции (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 возраста-
ет до предельного значения. В этом случае периоди-
ческая составляющая тока КЗ в момент времени t
г - Е‘,п
М Xd + Хвш
Е'ч _ ЕЧп
,4 + *вш *4 + *ВШ]е
где Ечп — синхронная ЭДС генератора по попереч-
ной оси при предельном токе возбуждения
(обычно принимают Е»г/Т} = xd — синхронное
сопротивление генератора по продольной оси;
x'd — его переходное сопротивление по продоль-
ной оси; Е'ч — переходная ЭДС генератора по по-
перечной оси до момента КЗ,
£g’=£,_'/^(0)+^(0)xds*n<₽(0? +(/{0y>c'dcos<P(0p =
“ ^(0) + W'4sin4)(0);
хвш — внешнее сопротивление, т.е. сопротивление
элементов электрической цепи, которые при КЗ
оказываются включенными между выводами гене-
ратора и точкой КЗ; T’d = Tf0(xd + xBm)/(xd+xml);
Tj0 — постоянная времени обмотки возбуждения
при разомкнутом статоре.
Приведенное выражение для определения пе-
риодической составляющей тока КЗ справедливо,
пока эта составляющая остается меньше Цюм/хвш.
Время гкр, по прошествии которого Int оказывается
равной Ц10М /хвш и далее остается неизменной, на-
зывается критическим. Его можно найти, прирав-
няв правую часть выражения для /|1Г к
2. В расчетную схему входит только один гене-
ратор с демпферными контурами, а при форсиров-
ке возбуждения напряжение на выводах обмотки
возбуждения мгновенно возрастает до предельного
значения. В этом случае, если пренебречь попереч-
ной составляющей тока якоря,
I ... £g(°) / ЕЧ_________£g(°) У'/7* I
"'Ч + хвш 1</(1<0+хвш Xd + XBU.J
+ ЕЯ_________ЕЧ 1 e"Z/ТdjEW ~ £4(P)L
^ + Хвш х'</(Ы)+хвШ>1 1. Х</ + Хвш )
rd-T.\d ~^d T"d~T^d -‘/Т"я\
1 mZ т" + /р/ гр// I J
V 1 d~ 1 d 1 d~ 1 d J
где — синхронная ЭДС генератора по попе-
речной оси до момента КЗ (обычно принимают
'*<г(0)=к E"q —переходная и сверхпере-
ходная ЭДС генератора по поперечной оси до мо-
мента КЗ (формула для определения Е" отличает-
4
ся от формулы для Е лишь тем, что в нее вместо
x’d входит х j); T'd и T"d —переходная и сверхпе-
реходпая постоянные времени по продольной оси
при замкнутой обмотке якоря:
T'd-Tf+T\d и т^^и'тут^/сту+т^)-
г -Xf - xd + x^.
f (tiRj <i)Rj
2
xad
, x, J------------
r _ _ *</ + хвш.
, , .2 2
, , (хо + хвш)х<н/
° =1-----------------i;
tX/(X<f + хвш) - X«J lxl rf(xrf + хвш) - x«rfl
XftiRf — индуктивное и активное сопротивления
обмотки возбуждения; х](/ и Rid — индуктивное
и активное сопротивления продольного демпфер-
ного контура; xad — индуктивное сопротивление
взаимоиндукции между обмоткой якоря и контура-
ми ротора по продольной оси; хс — индуктивное
сопротивление рассеяния обмотки якоря;
, _ Tf+T'ld
xd(ld)~ xd т + Т ’
7/0 + /1</0
Т Xld
J^~aRld’
_ X^d _ X\d~Xad
M 0)Rlri wRld ’
xcl d — индуктивное сопротивление рассеяния про-
дольного демпферного контура.
ПРАКТИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ РАСЧЕТА
ПЕРИОДИЧЕСКОЙ СОСТАВЛЯЮЩЕЙ ТОКА КЗ
В ПРОИЗВОЛЬНЫЙ МОМЕНТ ВРЕМЕНИ
Расчет при удаленных КЗ. При приближен-
ных расчетах токов КЗ нет необходимости произ-
водить индивидуальный учет всех элементов ЭЭС.
Обычно отдельно учитывают только те источники
энергии, которые находятся относительно недале-
ко от места КЗ. Остальную часть ЭЭС представля-
ют в виде одного источника (обычно его называют
системой), сопротивление которого принимают
равным ее суммарному сопротивлению хс, а дейст-
вующее значение ЭДС — неизменным во времени
и равным среднему номинальному напряжению
той ступени напряжения, к которой приведено со-
противление хс.
При КЗ в точке, относительно которой подсчи-
тано сопротивление хс, действующее значение пе-
риодической составляющей тока КЗ не изменяется
во времени и определяется по формуле
'п, = 'no =
или, если сопротивление системы выражено в от-
носительных единицах при базисных условиях, —
по формуле
'ш — 'пО — 'б /х*с(б)>
где Тб — базисный ток той ступени напряжения, на
которой находится точка КЗ.
Обычно при расчетах токов КЗ известно
не суммарное сопротивление системы, а действую-
щее значение периодической составляющей тока
от системы в момент КЗ в какой-либо точке. При
этом индуктивное сопротивление системы до этой
точки легко определить по формуле
хс = ^р/С^/по) или x*c(6) = V'nO-
Если источники энергии (генераторы, синхрон-
ные компенсаторы), индивидуально введенные
в расчетную схему, удалены от точки КЗ настолько,
что ток ближайшего к месту КЗ генератора (ком-
пенсатора) в начальный момент КЗ превышает но-
минальный ток менее чем в 2 раза (такие условия
имеют место при КЗ за трансформатором собствен-
ных нужд блока генератор—трансформатор, за дву-
мя трансформаторами связи, за линейным реакто-
ром с небольшим номинальным током, в распреде-
лительных сетях 6—10 кВ и т.д.), то все эти источ-
ники энергии и остальную часть ЭЭС можно путем
соответствующих преобразований схемы, состав-
ленной для расчета периодической составляющей
тока в начальный момент КЗ (т.е. схемы, в которую
генераторы и синхронные компенсаторы введены
сверхпереходными сопротивлениями и сверхпере-
ходными ЭДС), заменить одним источником и ам-
плитуду его результирующей ЭДС считать неизмен-
ной во времени. При этом периодическая состав-
ляющая тока КЗ в произвольный момент времени
Ли ~ AiO ~ Z А>
иди ,
Ам=4о =
где Е,^. и — результирующие эквивалентные
ЭДС и сопротивление схемы в относительных еди-
ницах при выбранных базисных условиях; и
— то же в именованных единицах.
Метод типовых кривых. Метод типовых кри-
вых [45.7] основан на использовании кривых изме-
нения во времени отношения действующих значе-
ний периодической составляющей тока КЗ от гене-
ратора (компенсатора) в произвольный момент вре-
мени 1а к начальному значению этой составляющей
7г0 при различных значениях отношения действую-
щего значения периодической составляющей тока
генератора (компенсатора) в начальный момент КЗ
к его номинальному току, т.е. /г0//1ЮМ = Лг0(1|ом)
(рис. 45.2, а). Эти кривые построены при следую-
щих условиях: кратность форсировки возбуждения
для турбогенераторов и синхронных компенсаторов
равна 2,0, а для гидрогенераторов —1,8; постоянная
времени нарастания напряжения на обмотке возбу-
ждения синхронной машины при форсировке возбу-
ждения равна нулю.
Отношение периодической составляющей тока
КЗ от синхронной машины в произвольный момент
времени к начальному значению этой составляю-
щей при принятом способе оценки удаленности КЗ
(он изложен ниже) сравнительно мало зависит
от параметров машины, а также от нагрузки и мес-
та ее подключения, поэтому метод типовых кривых
позволяет с достаточной для практики точностью
определить ток КЗ от всех современных синхрон-
ных 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 определить
отношение токов КЗ от синхронной машины в про-
извольный и начальный моменты времени, нужно
предварительно оценить электрическую удален-
ность точки КЗ от этой машины. Обычно под уда-
ленностью точки КЗ понимают приведенное к но-
минальной мощности и номинальному напряже-
нию машины сопротивление элементов электриче-
ской цепи, которые при КЗ оказываются включен-
ными 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 мес-
те КЗ от тока генератора (б)
ся общим для рассматриваемого генератора и для
других источников энергии, то внешнее сопротив-
ление не может быть определено. Более удобной
и универсальной величиной, которая в полной мере
характеризует удаленность точки КЗ от синхрон-
ной машины, легко может быть определена в схеме
с любым числом источников энергии и позволяет
построить единые кривые для разнотипных машин,
является отношение действующего значения пе-
риодической составляющей тока генератора (ком-
пенсатора) в начальный момент КЗ /г0 к его номи-
нальному току /пом, т.е.
^*гО(иом) ~ Ло ^ном •
В общем случае, когда синхронная машина
и точка КЗ находятся на разных ступенях напряже-
ния и ток машины в начальный момент КЗ приве-
ден к напряжению той ступени, на которой нахо-
дится точка КЗ (обозначим этот ток через ), от-
носительный ток в начальный момент КЗ следует
определять по формуле
2*г0(ном) ~ Люм •
W 40м = 51,0М/(^г/ср.к) — номинальный ток
машины, приведенный к среднему номинальному
напряжению 1/СрК той ступени напряжения, на
которой рассматривается КЗ.
Если же расчеты тока КЗ проводятся в относи-
тельных единицах при произвольно выбранных ба-
зисных условиях, то относительный ток генератора
(компенсатора) в начальный момент КЗ Аг0(|1ОМ) це-
лесообразно определять по формуле
^*гО(110м) ~ ^*г0(6)^б ^пом>
где — ток синхронного генератора (компен-
сатора) в начальный момент КЗ, выраженный в от-
носительных единицах при произвольно выбран-
ных базисных условиях; — 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 зна-
чения периодической составляющей тока КЗ (т.е.
схему, в которую синхронный генератор или ком-
пенсатор вводят сверхпереходным сопротивлени-
ем и сверхпереходной ЭДС, найденной с учетом
предшествующей нагрузки машины);
2) находят суммарное индуктивное сопротив-
ление схемы замещения относительно точки КЗ
и определяют значение периодической составляю-
щей тока генератора (компенсатора) в начальный
момент КЗ;
3) по одной из приведенных выше формул на-
ходят значение относительного тока генератора
(компенсатора) в начальный момент КЗ /»го(1ЮМ) и
исходя из этого значения на рис. 45.2, а выбирают
соответствующую типовую кривую 1^/1^ = /(0;
если Аг0(пом) оказывается дробным числом, то его
округляют до ближайшего целого числа (если раз-
ница этих чисел невелика) или производят интер-
поляцию кривых;
4) по выбранной кривой для расчетного момен-
та времени определяют отношение токов 1^/1^ = у(;
5) определяют искомое значение периодиче-
ской составляющей тока КЗ в момент времени t
Irt ~~ Y/Лб- — ^/^*г0(1Юм) Аюм — Vf2*rO(6)A> ’
где /6 — базисный ток той 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 опре-
делении периодической составляющей тока трех-
фазного КЗ в какой-либо момент времени необхо-
димо изложенным способом найти токи от отдель-
ных 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 отно-
сительный ток генератора (компенсатора) в началь-
ный момент КЗ 2*г0(|1Ом) - 2- ПРИ ^гОСпом) < 2 ампли-
туда 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 ос-
тальной частью энергосистемы и определить сум-
марный неизменный по амплитуде ток.
В тех случаях, когда точка КЗ находится за со-
противлением хк, которое является общим для ге-
нератора и системы (рис. 45.3), а удаленность этой
точки от генератора такова, что /*го(110М) - 2, необ-
ходимо учитывать изменение во времени дейст-
Рис. 45.3. Расчетная схема для определения тока
КЗ от синхронного генератора с учетом влияния
системы
вующих значений периодических составляющих
токов генератора и в месте КЗ. Отношение дейст-
вующих значений периодической составляющей
тока в месте КЗ в произвольный момент времени t
и в начальный момент КЗ, т.е. Zkz//kq, можно опре-
делить с помощью кривых /Kf//Ko = /Цг1/1л), кото-
рые приведены на рис. 45.2, б (для удобства ис-
пользования этих кривых ось 7г(//г0 направлена
вертикально, а ось IkI/Ikq — горизонтально). Кри-
вые построены для разных отношений 1г0 /1К,} в пре-
делах 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 использова-
нием кривых, приведенных на рис. 45.2, б, таков:
, 1) по исходной расчетной схеме составляют
схему замещения для определения начального дей-
ствующего значения периодической составляющей
тока КЗ;
2) путем преобразований схему замещения
приводят к виду, показанному на рис. 45.3;
3) находят суммарное индуктивное сопротив-
ление всей схемы и суммарную ЭДС Е% и опре-
деляют начальное значение тока в месте КЗ
4о = £,г/хх;
4) определяют начальное значение тока гене-
раторной ветви
, _Ег0~Гк0Хк
7г0 “ • v
хг
5) находят Аго(1Юм)> а такжс отношение Тг0/1к0
и по ним выбирают соответствующие кривые на
рис. 45.2;
6) для расчетного момента времени t по вы-
бранной в п. 5 кривой = f(t) находят отноше-
ние /г(//г0 и затем, используя выбранную на
рис. 45.2, б кривую IKt/IKQ = /(Zr,//r0), определяют
отношение 1к1 //к0;
7) определяют искомое действующее значение
периодической составляющей тока в месте КЗ IKt
в расчетный момент времени t.
45.4. НЕСИММЕТРИЧНЫЕ КОРОТКИЕ
ЗАМЫКАНИЯ
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Для расчета несимметричных КЗ и неполнофаз-
ных режимов обычно применяют метод симмет-
ричных составляющих. Зависимость между пере-
менными, выраженными в фазных координатах
FA , FB, Fс, и переменными в симметричных ко-
ординатах FА ।, FАг, F м, определяется следую-
щими соотношениями:
или
Е А2
еах
F А2
fao
, 2
I i а а
, 1 2
3 I а а
1 1 1
С
Здесь F —комплексы напряжения U или тока /;
а — оператор изменения аргумента вектора
. 1 ,73 у2л/3 2 1 .Л 2 , .
\ 2 2 2 2
+ 1*0).
Соотношение между параметрами режима оп-
ределяется матрицей преобразования к системе
симметричных координат
1
S - 2
э ~ а
а
или обратной матрицей
1 1
а 1
а а
2
а а
Таким образом, переход от симметричных ко-
ординат F,. к фазным F и наоборот производится
по формулам
F=>SFS и и.
Для расчета несимметричных КЗ составляют
схемы прямой, обратной и нулевой последователь-
ностей в однолинейном исполнении и рассчитыва-
ют эквивалентную ЭДС прямой последовательно-
сти ЁА£ и результирующие сопротивления отно-
сительно точки КЗ схем всех трех последовательно-
стей: %]£, х2£ и х0£ (рис. 45.4). Для удобства расчета
фазу Я принимают условно за особую.
Схему прямой последовательности составляют
так же, как для расчета соответствующего симмет-
ричного режима. Напряжение в месте повреждения
не равно нулю, как это имеет место при расчете
трехфазного КЗ (при несимметричном КЗ Йк/ц,
при неполнофазном режиме bUgA ] )• ЭДС и со-
противления генераторов, электрических двигате-
лей и нагрузки определяют в расчетный момент
времени КЗ. Схема обратной последовательности
по конфигурации аналогична схеме прямой после-
довательности с тем отличием, что генераторы,
электрические двигатели и нагрузки учитывают со-
противлениями для токов обратной последователь-
ности (поперечными ветвями). ЭДС источников пи-
тания в этой схеме отсутствуют, в месте поврежде-
ния приложено напряжение обратной последо-
вательности ( VkA2 при несимметричном КЗ и
^LA2 ПРП неполноФазном режиме).
Схема нулевой последовательности, как и схе-
ма обратной, не содержит ЭДС; в месте поврежде-
ния приложено напряжение UkAq или EVlao.
Конфигурация схемы нулевой последовательности
определяется схемой сети напряжением 110 кВ и
выше, схемами соединения обмоток трансформато-
ров и режимами заземления их нейтралей.
Симметричные составляющие токов в месте
повреждения условно направляют к точке КЗ или
к месту обрыва и обозначают соответственно
'4лГ> АсЛг’ !кА0 ИЛИ JLAl> Ча2' fLA0-
Сопротивления всех статических элементов
системы, не имеющих подвижных магнитпо-свя-
занных контуров (реакторов, трансформаторов,
воздушных и кабельных линий), выполненных
симметрично, в фазных координатах определяют
следующим образом:
XL ХМ ХМ
Х ~ ХМ XL ХМ ’
ХМ ХМ XL
При переходе к симметричным координатам
сопротивления при принятых условиях определя-
ют по следующему выражению:
Х1 0 0
xs ~ 0 х2 0
0 0 *0
где = х2 = Хд - х0 = xL + 2xM; xL—собствен-
ное индуктивное сопротивление фаз; хм — взаим-
ное индуктивное сопротивление фаз.
Матрица сопротивлений в симметричных коор-
динатах содержит только диагональные элементы.
Это означает, что схемы отдельных последователь-
ностей не связаны между собой и могут рассматри-
ваться отдельно (см. рис. 45.4).
ПАРАМЕТРЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ МАШИН ДЛЯ
ТОКОВ ОБРАТНОЙ ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТИ
Сопротивления электрических машин для то-
ков обратной последовательности зависят от места
приложения напряжения обратной последователь-
ности по отношению к выводам машины и от гар-
монического состава токов. Сопротивление син-
хронных машин для токов обратной последователь-
ности с учетом всех высших гармонических состав-
ляющих токов в том случае, когда источник обрат-
ной последовательности приложен за сопротивле-
нием хвш, определяется по формуле
х2 = 7<*4 + ХвШ)(*0 + *вш) ~ *вш ’
В приближенных расчетах можно принять х2 =
= 1,22х".
Сопротивление асинхронных двигателей для
тока обратной последовательности равно сверхпе-
реходному сопротивлению:
хд2=хд-
Аналогично для обобщенной нагрузки
х*п2 = х *и = °>35-
СХЕМЫ ЗАМЕЩЕНИЯ И ПАРАМЕТРЫ
ТРАНСФОРМАТОРОВ ДЛЯ ТОКОВ НУЛЕВОЙ
ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТИ
При составлении схемы нулевой последовй-
тельности не учитывают токи намагничивания
трехфазпых четырех- и пятистержневых (броне-
вых) трансформаторов и групп однофазных транс-
форматоров; схему составляют от места поврежде-
ния, где приложено напряжение нулевой последова-
тельности. Схемы замещения трансформаторов для
токов нулевой последовательности и их параметры
при различных вариантах соединения обмоток при-
ведены на рис. 45.5. Схемы составлены без учета
ветви намагничивания; сопротивления всех элемен-
тов схемы отнесены к одной ступени напряжения.
Трансформатор имеет бесконечно большое сопро-
тивление для токов нулевой последовательности
при повреждении со стороны обмотки, соединен-
ной в треугольник, и со стороны обмотки, соеди-
ненной в звезду с разземленной нейтралью.
Если вторичная обмотка трансформатора соеди-
нена в звезду с изолированной или заземленной ней-
тралью, но в цепи обмотки отсутствует замкнутый
контур для протекания токов нулевой последова-
тельности (рубильник Р разомкнут на рис. 45.5), то
эта обмотка в схему нулевой последовательности
не входит.
Параметры трехфазных трансформаторов с трех-
стержневым магнитопроводом резко отличаются от
параметров четырех- и пятистержпевых трансфор-
маторов. Вследствие других путей прохождения
магнитных потоков нулевой последовательности в
схемах замещения этих трансформаторов необходи-
мо учитывать ветвь намагничивания. Сопротивле-
ние ветви намагничивания в зависимости от конст-
рукции составляет 0,3—1,0 отн. ед. (точное значение
определяется экспериментальным путем). ;
Ток в нейтрали трансформатора равен утроен-
ному току нулевой последовательности соответст-
вующей обмотки. Ток в нейтрали автотрансформа-
тора (см. рис. 45.5) равен утроенной разности токов
нулевой последовательности (выраженных в име-
нованных единицах) обмоток высшего и среднего
напряжений. Если токи определены в относитель-
ных единицах /»о(вн)> ^*0(СНдто ток в нейтрали ав-
тотрансформатора
г -аг ____________2______г .° I
W ~ J J*0(BH) к 7*0(CH)
k л'^-б(ВН) ,
Сопротивление реактора, включенного в ней-
траль трансформатора, в схеме замещения нулевой
последовательности учитывают утроенным значе-
нием, и соответствующий элемент включают по-
следовательно с той обмоткой, в нейтраль которой
он включен.
СОПРОТИВЛЕНИЕ ЛИНИЙ ДЛЯ ТОКОВ
НУЛЕВОЙ ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТИ
Соотношения сопротивлений нулевой х0 и пря-
мой X] последовательностей линий имеют следую-
щие значения:
Одноцепная воздушная линия без троса
или со стальным тросом................ 3,5
То же с тросом из провода АС........... 2,0—2,5
Кабель................................ 3,5г—4,5
Активное сопротивление кабеля для токов ну-
левой последовательности примерно в 10 раз боль-
ше активного сопротивления прямой последова-
тельности.
Сопротивление нулевой последовательности
взаимной индукции двух цепей I и II линии элек-
тропередачи (А, В, С и А', В\ С на рис. 45.6),
Ом/км,
*(1—П)0 = 0,435 lg(Z>3 /•£>]_[[),
где Л,__п = — среднее геомет-
рическое расстояние между цепями; £>3 — эквива-
лентная глубина возврата тока, D3 = 935 м [45.4].
Значение сопротивления Х([_П)0 находится в
пределах 0,9—1,0 Ом/км при расположении цепей
без троса на одной опоре и уменьшается др нуля
при расстоянии между цепями более 500 м.
В расчетах токов КЗ ручным способом или с по-
мощью расчетных моделей постоянного тока для
учета взаимной индуктивности двух цепей исполь-
зуют схему замещения, показанную на рис. 45.7, а.
По аналогии с трансформатором ветвь линии учиты-
вают сопротивлением рассеяния храс10 = х10
где х10 — сопротивление пулевой последовательно-
сти цепи I без учета магнитной связи с цепью II. Со-
ответственно храсП0 = х,10 - х(1_П)0.
Сопротивление взаимной индукции включает-
ся на сумму (разность) токов двух цепей
(рис. 45.7, а).
На рис. 45.8 представлена эквивалентная схема
замещения нулевой последовательности при КЗ
на одной цепи двухцепной линии электропередачи.
Схему замещения (см. рис. 45.7, я) применяют
при двух и более магнитно-связанных цепях, если
они соединены на концах. Если же цепи не соедине-
ны, то применение этой схемы при числе цепей бо-
лее двух невозможно. При двух магнитно-связан-
ных цепях, не имеющих общих точек по концам,
индуктивное взаимное сопротивление включают
в ту ветвь схемы замещения нулевой последова-
тельности, в которой протекает ток, равный сумме
токов двух цепей. Эти и более сложные случаи рас-
смотрены в [45.4].
Если две магнитно-связанные цепи соединены
параллельно, то в расчетах можно использовать со-
противление одной фазы одной цепи с учетом влия-
ния второй: Xj0 = х10 + Xq_jjj0. Усредненные пара-
метры двухцепной линии напряжением 110 кВ и
выше при расположении их на одной опоре: х[0 =
= 6х[ — для линии без троса или со стальным тро-
сом и Х]0 = 4х^ — для пинии с тросом АС.
При расчете токов КЗ на ЭВМ для учета взаим-
ной индуктивности нескольких цепей, не имеющих
электрической связи на концах, применяют другие
тло
Рис. 45.5. Пути циркуляции токов нулевой последовательности в трансформаторах с различными схе-
мами соединения обмоток и схемы замещения:
— двухобмоточный трансформатор Y/Д; б — то же Y/Y; в — автотрансформатор YaBTO/A; г — трехобмоточ-
ный трансформатор Y/Y/Л; д — двухобмоточный трансформатор с расщепленной обмоткой низшего напряжения
Y/Д-Д; — сопротивление реактора в нейтрали
Рис. 45.6. Расположение проводов двухцепной
линии электропередачи на одной опоре
Рис. 45.7. Исходная схема и схема замещения
двухцепной линии электропередачи, если цепи
соединены на одном конце (я) или не имеют элек-
трического соединения по концам (б)
Рис. 45.8. Исходная схема и схема замещения
двухцепной линии при КЗ иа одной цепи. Общая
длина, км, линии /; повреждение иа расстоянии и/
от точки М и (1 - л)/ от точки N
методы. Наибольшее распространение получил ме-
тод замены магнитно-связанных цепей линии элек-
тропередачи эквивалентным многополюсником, со-
противления ветвей которого определяются собст-
венными и взаимными индуктивными сопротивле-
ниями магнитно-связанных цепей. Для двух цепей
схема эквивалентного четырехполюсника представ-
лена на рис. 45.7, б. Алгоритмы, разработанные на
основе этого метода, наглядны, просты в реализа-
ции, универсальны и вписываются в любой метод
вычислений узловых сопротивлений. Число маг-
нитно-связанных цепей не ограничивается.
В ряде программ используют метод наращива-
ния матрицы узловых сопротивлений. Алгоритм
расчета значительно усложняется с увеличением
числа взаимосвязанных цепей. Применяют также
метод, в котором индуктивная связь цепей учиты-
вается включением в каждую цепь зависимых ис-
точников напряжения. Матрицы узловых сопротив-
лений составляют вначале без учета взаимной ин-
дуктивности, а затем в них вводят учитывающие ее
поправки. Опыт применения этого метода показал
компактность и простоту его алгоритма при учете
различных изменений в группе взаимосвязанных
цепей [45.8].
РАСЧЕТ ТОКОВ И НАПРЯЖЕНИЙ
ПРИ НЕСИММЕТРИЧНЫХ КЗ
Согласно правилу эквивалентности токов пря-
мой последовательности для различных видов по-
вреждений ток прямой последовательности опре-
деляют как ток трехфазного КЗ, удаленного от дей-
ствительной точки КЗ на дополнительное ицдук-
(«)
тивное сопротивление хд :
^кА 1 “ + *Д’
(и)
где Хд расчетное сопротивление, определяе-
мое параметрами схем обратной и нулевой после-
довательностей; п — вид КЗ.
Модуль вектора периодической составляющей
тока поврежденной фазы в месте КЗ
4Я)=«(в)| 4л1| -
где — коэффициент пропорциональности, за-
висящий от вида КЗ. Основные расчетные форму-
лы для токов и напряжений в месте повреждения,
а также для Хд"^ и приведены в табл. 45.6. Век-
торные диаграммы, построенные по симметрич-
ным составляющим токов и напряжений в месте
КЗ, для различных видов повреждений даны на
рис. 45.9. На рис. 45.10 представлены комплексные
схемы замещения для всех видов КЗ.
Таблица 45.6. Расчетные формулы для определения симметричных составляющих и фазных токов
и напряжений для различных видов несимметричных КЗ
Расчетный параметр и его обозначение Двухфазное КЗ Двухфазное КЗ на землю Однофазное КЗ на землю
Дополнительное сопротивление Хд Коэффициент Ток прямой последовательности 7^1 Ток обратной последовательности 7^2 _ „ Ап) Ток нулевой последовательности Ток в фазе Я 1кА Ток в фазе В 1кВ Ток в фазе С 1кС Напряжение фазы Л £7К^ Напряжение фазы В UkB Напряжение фазы С НкС *(п\ Ток иа землю 7^ х2Х 7з ^ЛЕ Л X2S II x0I j x0E*2E (*0E + x21) ^AZ x2S + x0I 3 ^ЛЕ
j(x\^ + x2^) -/кЛ1 0 0 ^клАв2-°) 4л1<й-с?) 24л17'х2Е - 4л 17*21 -4л17*2Е 0 Ах -1 X -1 ГкА1 ГкА1 3 Z -3j IE + x2eIIx0e) *0E кЛ1 y- + y *2E К Л 1 v- -4- у. x0E + x2E 0 2 axQI + x2X a Хо1 + Х2£ “2x0E + X2E a x0E + x2E , x2S*0S KA V X2E + x0E 0 0 *2E кА 1 % 4- j(xix + x2£ + xoz) 7кЛ1 7кЛ1 З4л1 0 0 0 -4я1Дх2Е(“2~°) + + х0£(?-1)] Лл171х2Е(“-в2) + + х0£(«-!)] -34л!
Для определения токов н напряжений в различ-
ных ветвях и точках схемы находят их симметрич-
ные составляющие по схемам соответствующих
последовательностей, затем определяют (аналити-
чески или путем графического построения вектор-
ных диаграмм) действительные значения фазных
токов и напряжений.
При переходе через трансформатор с нечетной
группой соединений обмоток Y/A-N (где N — но-
мер группы соединения обмоток: 1, 3, 5, 7, 9, 11)
векторы фазных напряжений и токов смещаются
по фазе.
Токи в фазах на обеих сторонах трансформато-
ра с соединением обмоток Y/A-l 1 связаны следую^
щими соотношениями:
Iа ~ ЛтД ^ДД (^А в) пп ’
h = ^д- 4д = <'в~
h = 7«Д = ( JC- = “^«л
Рис. 45.9. Векторные диаграммы напряжений и
токов в месте повреждения при двухфазном (а),
однофазном (б) и двухфазном КЗ на землю (в)
Рис. 45.10. Комплексные схемы замещеиия при КЗ:
а — двухфазном, б — двухфазном на землю,
в — однофазном
ной группой соединений он равен отношению чи-
сел витков обмоток высшего и низшего напряже-
ний: лл = Жув/Жун. Для трансформатора с нечет-
ной группой соединений ял = Jlwy/.
При переходе к симметричным координатам
имеем
41
4г
4о
= S-1^
7з
1 -1 о
о 1 -1
-1 о 1
41
4г
4о
или в матричной форме
4
4
4
1 -1 о
О 1 -1
-1 О 1
4
4 *
4
где ял — линейный коэффициент трансформации,
равный отношению номинальных линейных напря-
жений трансформатора. Для трансформатора с чет-
В табл. 45.7 даны соотношения между симмет-
ричными составляющими токов и напряжений
трансформаторов типовых групп соединений обмо-
ток Y/Y-0 и Y/Д-11.
При переходе через трансформатор с четной
группой соединений векторы симметричных состав-
ляющих токов и напряжений не изменяются по фазе.
При переходе через трансформатор с нечетной груп-
пой соединений со стороны Y на △ векторы симмет-
ричных составляющих прямой последовательности
Табййца 45.7. Соотношения между симметричными составляющими токов и напряжений
Номер группы Общий мно- Zo5-A//(HH) !AS 7 Л5-Л//(ВН) UaS~MU(HH)UAS 4 S~MU(BH)UaS
соединений житель р
Mf(HH) М1(ВН) М{7(ВН)
1 0 0 10 0 j 10 0 1 0 0
Y/Y-0 «л Р 0 1 0 - 010 р о»° Р 0 1 0
0 0 1 Р 001 0 0 1 ,00 1
И 2 1-а 0 0 1 1-а 0 0 2 I 1-а 0 0 1-а 0 0
Y/A-11 л/з р 0 1-яО р 2 0 1-а 0 0 1-я 0 2 0 1-а 0
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Рис. 45.11. Смещение по фазе векторов напряже-
ний прямой и обратной последовательностей в
трансформаторе с соединением обмоток Y/A-11
смещаются на угол -30° N, обратной последователь-
ности — на угол +30° N. Например, для токов
Рис. 45.12. Векторные диаграммы токов в месте КЗ
и за трансформатором У/Д-11 (в сечении M-M)z
а — двухфазное, б — двухфазное на землю, в — од-
нофазное
; - J3V>N ;
al ~ пле 7А1 >
а2 _ пле ^2'
Токи нулевой последовательности за обмоткой
трансформатора, соединенной в треугольник, от-
сутствуют. На рис. 45.11 представлено смещение
по фазе векторов напряжений прямой и обратной
последовательностей при переходе через транс-
форматор с соединением обмоток Y/Д-П. На
рис. 45.12 приведены векторные диаграммы фаз-
ных токов в месте повреждения и за трансформато-
ром Y/Л-Н, модули векторов выражены в относи-
тельных единицах (пп = 1).
Пример 1. При однофазном КЗ в точке К схемы
рис. 45.13 определить в начальный момент токи
в месте повреждения и в генераторе Гр Построить
векторные диаграммы токов, определить ток в ней-
трали автотрансформатора.
Схема и группа соединений обмоток трансфор-
матора Г) Y/Д-П. Напряжение на шинах системы
1/с поддерживается неизменным и равным 230 кВ.
Короткое замыкание происходило на одной цепи
двухцепиой линии электропередачи на расстоянии
1К = 100 км от шин электростанции.
Данные элементов системы:
турбогенераторы Г[ и Г2: Рпом = 200 МВт;
COS(P110M = °-85; Цюм= 15,75 кВ; x"d = х2=0,2отн.ед.
Рис. 45.13. Исходная схема системы для примера 1
В предшествующем режиме генераторы работали
с номинальной нагрузкой при номинальном напря-
жении на выводах;
трансформаторы Tf. SH0M = 250 MB-А; ик =
= 11 %; п = 242/15,75; Т2: Saou = 250 МВ • А; ик =
= 1.0,5%; п = 121/15,75; АТ. 5„рм = 200 МВ-А;
«кВС= 10,6 %; икВН = 31 %; «кСН = 18,9 %; п =
= 230/135/13,8.
Линия: / = 200 км; худ| = 0,4 Ом/км; xJ0 = xu0 =
= 1,4 Ом/км; Xq_- 0,9 Ом/км.
Нагрузка Н: 5|10М = 180 МВ • A; £/ном = 1Г5 кВ.
На рис. 45.14 представлены схемы замещения
прямой, обратной и нулевой последовательностей.
Сопротивления рассчитаны в относительных еди-
ницах при следующих базисных условиях:
5б = 1000 МВ • А; 1/б1 = 230 кВ; 761 = 2,5 кА;
176П = 230 • 135/230 = 135 кВ; /6Ц = 4,28 кА;
С/бш = 230-15,75/242 = 14,85 кВ; 7ЯП й 38,66 кА;
Рис. 45.14. Схемы прямой (а), обратной (б) и нуле-
вой (в) последовательностей и их преобразования
t/6IV = 135 • 15,75/121 = 17,55 кВ; 76JV = 32,93 кА.
Ток прямой последовательности в месте повре-
ждения
• _£/11 _
кЛ1 J<-Xl X + х2Х + *01)
= ---------------------= 0,506 .
/(0,462 + 0,462 + 1,05) ’ „
Полный ток в поврежденной фазе
7 = 3- 0,506 2,5 = 3,8 кА;
Й,кЛ1 = 0,506/(0,462 + 1,05) = /0,765 .
Распределение токов по ветвям схем отдельных
последовательностей следующее:
ток прямой последовательности в ветви генера-
тора^
It,lr , =0,171 или Ц,г , =0,171-38,66 = 6,61 кА;
ток обратной последовательности в ветви гене-
ратора Гу '
) =” 0,0606 или /2(Г ) = 0,0606 • 38,66 = 2,34 кА;
ток нулевой последовательности на стороне по-
вышенного напряжения трансформатора Ту
^*0(Т\)= 0,147 или /аду-р = 0,147 • 2,5 = 0,367 кА;
ток пулевой последовательности в обмотках АТ:
повышенного напряжения
^*0ДГ(ВН)= °,09 или Амцвн) = °>0$ ‘ 2>5 = 0,225 кА;
среднего напряжения
/♦олт^сн)= °,069 или 7оллсн)= 0,069 • 4,28 = 0,295 кА;
ток в нейтрали АТ
INAT= 3(0,295 - 0,225) = 0,21 КА.
На рис. 45.15 представлены векторные диа-
граммы токов трансформатора Ту.
ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ
ПРИ НЕПОЛНОФАЗНЫХ РЕЖИМАХ
Практический интерес представляют режимы
с разрывом одной или двух, т/1’1' фаз
(рис. 45.16). Для расчета неполнофазных режимов
используют метод симметричных составляющих.
При составлении схем отдельных последовательно-
стей выделяют место разрыва. Напряжения и токи
отдельных последовательностей в месте разрыва
обозначают Д17£л1> А^0’ Иа\ >
Г1А2’ ^LAO'
Рис. 45.15. Векторные диаграммы токов на сторо-
не повышенного напряжении Т\ (а) и на стороне
генераторного напряжения (б)
Рис. 45.17. Исходная схема (а) и комплексные схе-
мы замещения (б) при разрыве фазы А линии
электропередачи
Рис. 45.16. Разрыв одной (о) и двух z/1,1) (б)
фаз и комплексные схемы замещения при разры-
ве одной (в) и двух (г) фаз
Результирующие сопротивления схем различных
последовательностей относительно места разрыва
•*£1Х’ Л/.0Х’ Л£2Х существенно отличны от анало-
гичных сопротивлений несимметричных КЗ, хотя не-
которые расчетные выражения по виду совпадают.
Используя соотношения между токами и на-
пряжениями в месте разрыва, можно объединить
схемы отдельных последовательностей в ком-
плексные схемы (см. рис. 45.16). На рис. 45.17 дан
пример составления комплексной схемы замеще-
ния при обрыве одной фазы линии электропереда-
чи, связывающей генератор Г, трансформатор Т\
с нагрузкой Н, получающей питание по линии Л че-
рез трансформатор Т2.
В соответствии с правилом эквивалентности
прямой последовательности применительно к не-
полнофазным режимам ток прямой последователь-
ности в месте разрыва фаз может быть представлен
в общем виде как
^LAl ~ Ё+ ’
а разность напряжений в месте разрыва
д{/«) _ /«) ,•„(«)
^LA 1 LA\JXEL ’
гик индекс п условно показывает вид неполнофаз-
ного режима (1 — разрыв одной фазы; 1,1 — раз-
рыв двух фаз); хд; — дополнительное сопротивле-
ние, определяемое сопротивлениями схем обрат-
ной и нулевой последовательностей. '
В табл. 45.8 даны расчетные формулы неполно-
фазных режимов при обрыве одной и двух фаз.
Векторные диаграммы симметричных состав-
ляющих токов и напряжений в месте разрыва одной
фазы представлены на рис. 45.18, а, двух фаз — на
рис. 45.18, б. Соотношения между симметричными
составляющими токов и напряжений в месте по-
вреждения различных фаз даны в табл. 45.9.
Таблица'45.8. Расчетные формулы для определения токов и напряжений неполиофазных режимов
Расчетный параметр и его обозначение Вид нсполнофазного режима
Разрыв одной фазы Разрыв двух фаз
тт («) Дополнительное сопротивление xL2E И XLQE xl2e + xLqE
Ток прямой последовательности Ёде
^xlie + xl2^xl0^ ^хТхЕ + хЬ2Е + х10е)
Ток обратной последовательности 7^2 X] У у ‘lax
i LA} xl2e + xl0e
Ток нулевой последовательности *l,e ‘lax
LAl xl2e+xl0e
Напряжение прямой последовательности и LAX aexl2e^xl0e Ё ae!<xl2e + xl0e)
xLiE + xL2E^xL0E xlxe+xl2e+xl0e
Напряжение обратной последовательности Й^2 ^LAX Ё aexl2e
xLtE +XL2L +XL^L
Напряжение нулевой последовательности Ток в фазе Л 1ВА Л") ULA0 ^LAX 0 ^alxlol
xL1E + xL2E + xL^.
J^xLlE + xL2E + xL^)
Ток в фазе В 1^в -уТз ^AE^xL0E~axL2E) xLoiSxLlE + xL2E> + xLiExL2E 0
Ток в фазе С ILC 7-/3- Л ^AE^xL0E~a xL2e) l0e^xl1e+xl2e)+xl1exl2e 0
Напряжение на разрыве фазы А aexl2e^xl0e 7 %s+*i2eIIj‘i.()e 0
Напряжение на разрыве фазы В &ULB 0 -jj3 2- xL1£+*r2£ + JCZ.0X
Напряжение на разрыве фазы С txVLC 0 Ё A'&l.TT0 xlt) jfi г- 2- xLxE + xL2E + xLaE
ПРИМЕНЕНИЕ ЭВМ ПРИ РАСЧЕТЕ ТОКОВ КЗ
Схемы замещения для расчета токов КЗ в со-
временных электрических системах могут быть
очень сложными. Число узлов в электрических се-
тях исчисляется сотнями и даже тысячами. Слож-
ность процессов при внезапных КЗ синхронных ге-
нераторов существенно возрастает с увеличением
числа машин, включенных в различных точках
электрической системы. Расчет токов КЗ возможен
только с применением ЭВМ.
Основное требование к программе расчета то-
ков КЗ в сложной электрической системе заключа-
ется в том, что многовариантные расчеты в различ-
ных точках при всевозможных изменениях в схеме
(отключение и подключение ветвей, каскадное от-
ключение и пр.) при допустимой точности не долж-
ны приводить к существенному увеличению време-
Рис. 45.18. Векторные диаграммы токов и напряжений в месте разрыва одной (о) и двух (б) фаз
Таблица 45.9. Соотношения между составляющими токов и напряжений при разрывах фаз
Разрыв Короткое замыкание Соотношения в месте разрыва
ДЛЯ токов для напряжений
А ВиС 1LA\ + lLAl+ ILA0 = 0 ^LA1 = ^LA2 = ^LAO
Одной фазы В На землю двух фаз СиА а ILA\ + a^I.A2 + 4/0 = 0 a EV LA 1 = aEVL^2 =
С АиВ С4л)+Л142+ /£Л0 = ° оД^£Х1=£,2д^2 = А^0
НиС А !LAl~ rLA2= l/-A0 А^Л1 + ^LA2 + ^LAO =.°
Двух фаз СнА На землю одной фазы В a hAl-aILA2- lLAQ a2EULA 1 + aEULA2 + EVL M = 0
АиВ С aiLAl=c,2'LA2= lLAO ад1/£Л! + aEOLA2 + EVlm = 0
Примечание. Для получения соотношений между составляющими при КЗ следует заменить ILA\ , ILA2,
"а }КА\ • 4д2 ’ ’кАО ’атакЖе А£?ДЛ1 - ^LA2 ’ LAO иа АС>кЛ1 ’ А,?М2 > АЧсЛО соответственно.
ни счета. Помимо того, предъявляются общие тре-
бования 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 электриче-
ской системы при определенных допущениях мо-
жет быть сведено к составлению системы линей-
ных алгебраических уравнений. Допущения связа-
ны с неучетом насыщения трансформаторов и реак-
торов, с моделированием нагрузок постоянными
шунтами, а также с представлением синхронных
генераторов источниками ЭДС неизменной ампли-
туды и соответствующим сопротивлением, что воз-
можно 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 ком-
бинаций. В матричной форме записи системы урав-
нений контурных токов имеют следующий вид:
Z i = Ё ,
—к—к —к’
где Z — квадратная матрица собственных и взаимных
сопротивлений независимых контуров; i , Ёк —
столбцовые матрицы контурных токов и ЭДС.
Система уравнений узловых напряжений для
исходной сети в матричном виде записывается сле-
дующим образом:
Y и = i ,
—уз ~уз —уз ’
где ¥ — квадратная матрица собственных и вза-
Ул
имных узловых проводимостей; порядок матрицы
равен числу узлов исходной схемы без учета базис-
ного узла, в качестве которого принимается узел
нулевого потенциала; у , I — столбцовые мат-
У-5 уз
рипы узловых напряжений и токов.
Широкое распространение для исследования
аварийных режимов получил метод узловых напря-
жений. Вследствие более сложной реализации
на ЭВМ метод контурных токов применяется реже.
Его основное преимущество заключается в просто-
те учета взаимной индуктивности линий электро-
передачи в схемах нулевой последовательности,
однако при необходимости расчета многовариант-
ных задач с соответствующими изменениями ис-
ходной схемы метод контурных токов приводит
к увеличению времени счета.
Из многочисленных методов решения линей-
ных алгебраических уравнений нашли применение
три метода:
1) Гаусса—Зейделя (итерационный метод);
2) Гаусса;
3) узловых сопротивлений (Z-метод).
Итерационные методы в расчетах токов КЗ
применяют редко. Сходимость этих методов суще-
ственно зависит от элементов матрицы и коэффи-
циентов исходных уравнений. Любой итерацион-
ный метод требует большей затраты машинного
времени по сравнению с прямыми методами. На ос-
нове метода Гаусса разработано много алгоритмов
расчета, которые, по существу, отличаются только
объемом входной и выходной информации и спосо-
бом перенумерации узлов исходной системы при
реализации решения на ЭВМ. Широкое примене-
ние получили также программы, разработанные
на основе метода обращения матрицы узловых про-
водимостей (Z-метод). Этот метод эффективен при
многовариантных расчетах токов КЗ, однако может
применяться при ограниченном числе узлов.
Все применяемые в энергосистемах нашей
страны программы служат для расчета периодиче-
ской составляющей тока КЗ в начальный момент
времени при повреждении в сложных электриче-
ских системах. Характер повреждения определяет-
ся назначением расчета. Это может быть КЗ сим-
метричное или несимметричное, неполнофазный
режим или сложный вид повреждения, т.е. сочета-
ние КЗ и продольных несимметричных режимов
в различных точках энергосистемы. Для расчета
несимметричных режимов применяют метод сим-
метричных составляющих. Используют принцип
наложения аварийного режима на нагрузочный.
Синхронные генераторы учитывают заданной ЭДС
и индуктивным сопротивлением.
Наиболее широко в проектной и эксплуатацион-
ной практике используют программы, разработанные
институтом «Энергосетьпроект» и ИЭД АН Украины.
Для решения линейных алгебраических уравне-
ний в этих программах применяют метод Гаусса
и Z-метод.
Программы позволяют учитывать собственные
сопротивления ветвей и сопротивления взаимной
индукции в виде комплексов, расхождение ЭДС ис-
точников энергии по модулю и фазе. Предельное
количество узлов в сети составляет 1000, что удов-
летворяет требованиям большинства энергосистем.
Количество ветвей в электромагнитно-связанной
группе может достигать 15, что достаточно для за-
мещения магнитно-связанных линий в сильно уп-
лотненных коридорах.
В программах предусмотрена возможность ав-
томатического эквивалентирования сложных схем
с районом, в котором выполняются расчеты.
Разработаны и осваиваются в эксплуатации
программы расчетов токов КЗ на ЭВМ третьего по-
коления для сетей, содержащих до 1000 узлов и не-
сколько сотен ветвей.
Для увеличения объема решаемой задачи ве-
дутся работы по использованию свойства слабой
заполненности матрицы узловых проводимостей и
реализации на ЭВМ метода диакоптики. В ряде ор-
ганизаций разрабатываются программы расчета то-
ков КЗ в сложных сетях с учетом переходных про-
цессов в синхронных генераторах, трансформато-
рах, линиях электропередачи и комплексных узлах
нагрузки.
45.5. РАСЧЕТ ОТДЕЛЬНЫХ ВИДОВ
ПЕРЕХОДНЫХ ПРОЦЕССОВ
'. а
РАСЧЕТ ПЕРИОДИЧЕСКОЙ СОСТАВЛЯЮЩЕЙ
ТОКА КЗ В СЕТЯХ И УСТАНОВКАХ
НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1 кВ
При расчете периодической составляющей то-
ка КЗ в сетях и установках напряжением до 1 кВ
необходимо учитывать:
1) индуктивные и активные сопротивления си-
ловых трансформаторов, кабельных и воздушных
линий и других элементов расчетной схемы;
2) индуктивные и активные сопротивления про-
водников небольшой длины, трансформаторов тока,
токовых катушек автоматических выключателей;
3) сопротивления различных контактных со-
единений, особенно разъемных контактов аппара-
тов, втычных контактов комплектных распредели-
тельных устройств и т.д.;
4) переходное сопротивление дуги, возникаю-
щей в месте КЗ.
В ряде случаев приходится учитывать увеличе-
ние активного сопротивления проводников вслед-
ствие их нагрева током КЗ.
Расчеты токов КЗ в сетях и установках напря-
жением до 1 кВ обычно производят в именованных
единицах. При этом сопротивления всех элементов
расчетной схемы приводят к ступени низшего на-
пряжения и выражают в миллиомах. В случае от-
сутствия данных о фактических коэффициентах
трансформации трансформаторов пользуются сле-
дующей шкалой средних номинальных напряже-
ний: = 690; 525; 400; 230; 127 В.
up
Если сеть напряжением до 1 кВ с помощью по-
нижающего трансформатора связана с энергосисте-
мой, то периодическую составляющую тока КЗ
можно считать неизменной по амплитуде. При оп-
ределении этой составляющей исходят из того, что
обмотка высшего напряжения трансформатора
подключена к шинам источника неизменного (по
амплитуде) напряжения через промежуточный эле-
мент, обладающий индуктивным сопротивлением
системы хс. Последнее может быть определено од-
ним из следующих способов:
1) если известен ток КЗ 7кВН, кА, при повреж-
дении иа выводах обмотки высшего напряжения
трансформатора, то искомое сопротивление, мОм,
приведенное к ступени низшего напряжения транс-
форматора.
^срВН Г^срНН
^ZkBH l^pBH
где Г^рвн и ^срНН — средние номинальные напря-
жения на сторонах обмоток соответственно высше-
го и низшего напряжений трансформатора, В;
2) если ток 7кВН неизвестен, но между транс-
форматором и шинами источника питания имеется
еще один трансформатор, реактор, линия или дру-
гой какой-либо элемент, сопротивление которого
соизмеримо с сопротивлением понижающего
трансформатора, то лс, мОм, можно считать рав-
ным сопротивлению этого элемента, поэтому
^срНН
^срВН,
'3) во всех остальных случаях допустимо т^к
КЗ 7кВН считать равным номинальному току отклю-
чения 70ТКЛ, кА, выключателей, установленных
в сети питания понижающего трансформатора,
поэтому
^срВН
^^откл
£срНН
УсрВН,
Сопротивления других элементов расчетной
схемы определяют исходя из каталожных, конст-
руктивных и других данных. Так, активное и ин-
дуктивное сопротивления понижающего трансфор-
матора, мОм, приведенные к ступени низшего на-
пряжения, находят по формуле
Лт —
АРк^помНН
T.IIOM
и
2
wk с помНН
V т;Гюм у _э
—------------------------10 ’
т.пом
где ST пом — номинальная мощность трансформато-
ра, кВ А; Сцомнн — номинальное линейное напря-
жение обмотки низшего напряжения трансформа-
тора, В; ДРК — потери КЗ в трансформаторе, кВт;
ик —=• напряжение КЗ трансформатора, %.
Сопротивления фазы шинопровода, мОм, при
отсутствии соответствующих каталожных данных
могут быть определены по формулам:
Ро^д г+е з.
R™~ s т + ъ™ ’
’ . JsabSacSbc
*ш= 145 ‘б------------•
*0
где р0 — удельное сопротивление материала шины
при начальной температуре мкОм • м (для алю-
миния р0 = 0,029 мкОм • м); I—длина шины, м; 5 —
2
сечение шины, мм ; ка — коэффициент добавоч-
ных потерь, учитывающий влияние поверхностно-
го эффекта, эффекта близости, а также добавочных
потерь на гистерезис и вихревые токи в располо-
женных вблизи металлических элементах на актив-
ное сопротивление токопровода; для токопровода,
проложенного на открытом воздухе с применением
подвесных изоляторов, кл — 1,2—1,4, а с примене-
нием опорных изоляторов кл = 1,5—1,8; Т— посто-
янная, °C, определяемая материалом проводника;
для меди Т = 242 °C, для алюминия Т= 236 °C; в —
расчетная температура проводника, °C (при расче-
тах можно принимать в = 65 °C); gAB, gAC’ Sbc —
средние геометрические расстояния между площа-
дями сечений соответствующих фаз, м; g0 — сред-
не'геометрическое расстояние площади сечения
шины фазы от самой себя, м.
Для сплошных и трубчатых шин круглого сече-
ния, сплошных шин квадратного сечения gAB, gAC,
gBC равны расстояниям между центрами сечений со-
ответствующих шин. Для шин любого профиля сече-
ния, удаленных друг от друга на расстояния, значи-
тельно превышающие линейные размеры сечения,
gAB, Sao Sbc могут быть приняты равными расстоя-
ниям между центрами масс сечений шин. Для шин
круглого сечения g0 = 0,7788г, где г — радиус сече-
ния. Для трубчатых шин круглого сечения g0 = сгн,
где с — коэффициент, значения которого зависят от
отношения внутреннего и наружного радиусов тру-
бы и находятся в пределах 0,7788—1,0; г„ — наруж-
ный диаметр трубы. Для шин прямоугольного сече-
ния со сторонами bnhgQ = 0,2236(6 + А).
Переходное сопротивление контакта любого
вида, мОм, может быть найдено по формуле [45.9]
К ’
(0,102Дк)т
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); FK — сила;нажатия в контакте, Н; К — коэф-
фициент, зависящий от материала и состояния по-
верхности контакта; для разных материалов значе-
ния К таковы:
Алюминий — алюминий.................... 3—6.
АЛЮМИНИЙ---ЗШЕуНЬ....._______________(.1. 1,9
Алюминий — медь........................- 0,98
Латунь — латунь........................ 0,67
Медь — медь;.......;................... 0,4
Серебро — серебро...................... 0,06
Удельная сила нажатия в контактах коммутацион-
ных аппаратов, отнесенная к току 1 А, составляет, Н/А:
В медных контактах контакторов........ 0,145—0,24
В серебряиых контактах автоматических
выключателей.......................... 0,1—0,39
В серебряных контактах контакторов.... 0,07—0,145
Активное и индуктивное сопротивления пер-
вичных обмоток многовитковых трансформаторов
тока зависят как от их класса точности, так и от ко-
эффициента трансформации. Так, для трансформа-
торов класса 1 активные и индуктивные сопротив-
ления составляют, мОм:
Коэффициент трансфор- мации трансформатора RT.T хтл-
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 г.
Для трансформаторов тока класса 3 с теми же
коэффициентами трансформации активные и ин-
дуктивные сопротивления таковы, мОм:
Коэффициент трансфер- • я х
мации трансформатора т.т Агт
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 0,3
200/5 0,19 0,17
300/5 0,088 0,08
400/5 0,05 0,04
500/5 0,02 0,02
Переходные сопротивления подвижных кон-
тактов и активные сопротивления обмоток расце-
пителей автоматических выключателей серий А
3700 «Электрон» и ВА, а также индуктивные сопро-
тивления их обмоток составляют, мОм:
Номинальный ток выключателя, А 7?ав хав
50 7 4,5
70 3,5 о._-' 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
AiO _ ~---X ’
тз74+4
где — среднее номинальное напряжение се-
ти на стороне низшего напряжения, в которой про-
изошло короткое замыкание, В; R% и — соответ-
ственно суммарное активное и суммарное индук-
тивное сопротивление цепи КЗ, мОм:
R1 = RT^-R1U + RK + Rr т + R.d в + Дкб + 7?д
и
*Е “ *с + *т + *ш + *т.т + ха.в + *кб’
хс — эквивалентное индуктивное сопротивление
системы до понижающего трансформатора, мОм,
приведенное к обмотке низшего напряжения транс-
форматора; Я,, и хт — активное и индуктивное со-
противления трансформатора, мОм; Яш и Хш — ак-
тивное и индуктивное сопротивления шинопрово-
дов, мОм; RK — суммарное активное сопротивле-
ние различных контактных соединений, мОм;
ЯгтиХтт— активное и индуктивное сопротивле-
ния первичных обмоток трансформаторов тока,
мОм; Лав и ха в — активное и индуктивное сопро-
тивления обмоток тока автоматических выключа-
телей, мОм; Якб и хкд — активное и индуктивное
сопротивления кабелей, мОм; Яд — сопротивление
дуги в месте КЗ, мОм.
Переходное сопротивление дуги в основном за-
висит от значения тока КЗ и длины дуги. Поэтому
для определения этого сопротивления часто ис-
пользуют формулу
где /1|0 — начальное действующее значение перио-
дической составляющей тока КЗ, определяемое
с учетом сопротивления дуги, кА; /д — длина дуги,
см, которая в зависимости от расстояния между
проводниками разных фаз а, мм, может быть опре-
делена по формулам:
при а < 5 мм
। ' /д = 4а;
при а = 5—50 мм
/д = 20,4 inO,5а e4),,5SZ/*E;
при а > 50 мм
Vе-
РАСЧЕТ ЗАМЫКАНИЙ НА ЗЕМЛЮ
В НЕЗАЗЕМЛЕННЫХ И РЕЗОНАНСНО-
ЗАЗЕМЛЕННЫХ СЕТЯХ
Замыкание на землю в незаземленных и резо-
нансно-заземленных сетях сопровождается разря-
дом емкости поврежденной фазы на землю и доза-
рядкой емкостей «здоровых» фаз, которые оказы-
ваются под линейным напряжением.
Для расчета токов и напряжений установивше-
гося режима в незаземленных сетях могут быть ис-
пользованы выражения, выведенные ранее для од-
нофазного КЗ. Поскольку емкостные сопротивле-
ния различных элементов электрической системы
значительно превышают их индуктивные сопро-
тивления, то при расчетах последние можно не учи-
тывать и считать ток замыкания не зависящим
от места замыкания (в пределах ступени напряже-
ния, на которой произошло замыкание), а напряже-
ние источника принимать неизменным по амплиту-
де. Таким образом, токи прямой, обратной и нуле-
вой последовательностей в месте замыкания
на землю можно определить по формуле
/ = 7 = Г' — i ^Ф-СР
^кЛ1 *кЛ2 — 2кЛ0 J г ’
хС0Х
где С/фср —среднее значение фазного напряжения
той(ступени напряжения, на которой находится
точка замыкания; — суммарное емкостное со-
противление нулевой последовательности цепи.
При этом симметричные составляющие напря-
жения в месте замыкания
^кА 1 ~ ^ф.ср ’ ^кЛ2 “О’ О^кЛО О^ф.ср ’
Векторные диаграммы напряжений и токов
в месте замыкания на землю приведены на
рис. 45.19.
Емкостные сопротивления нулевой последова-
тельности воздушных и кабельных линий, Ом • км,
можно определить из таблиц или по приближен-
ным формулам:
для воздушной линии без троса
*С0 = 396
ср
где R 'р = ^RD^p —средний геометрический ради-
ус системы трех проводов линии; £>от = 2(Л^ + hB +
+ hc)l3 — среднее расстояние от проводов фаз А, В
и С до зеркальных отражений относительно поверх-
ности земли; hB, hc — высоты подвеса проводов
фаз А, В и С над землей;
для воздушной линии с заземленным тросом из
хорошо проводящего материала
хС0
D
= 396 1g-? -2
А
2 А
где RT — радиус троса; Dn т — среднее геометриче-
ское расстояние между проводами и тросом;
^п.т.от ~ + 2ЛТ) /2 —' среднее расстояние между
проводами фаз А, В и С и зеркальным отражением
троса, подвешенного на высоте Лт;
для трехжильного кабеля с круглыми жилами
ЛС0 ~
96,5
1,85 + ~
Рис. 45.19. Векторные диаграммы напряжений (а)
и токов (б) в месте замыкания иа землю
где R — радиус жилы; В и b — толщина соответст-
венно фазной и поясной изоляции.
45.6. СЛОЖНЫЕ ВИДЫ ПОВРЕЖДЕНИЙ
В практике возможны различные сложные повре-
ждения. Ниже даны принципы расчета наиболее час-
то встречающихся сложных повреждений — двой-
ных замыканий на землю в незаземленных сетях и од-
нофазных КЗ с одновременным обрывом фазы.
ДВОЙНОЕ ЗАМЫКАНИЕ НА ЗЕМЛЮ
При любой двукратной несимметрии необходи-
мо определить значения 12 параметров (для каждо-
го места несимметрии неизвестны три симметрич-
ных составляющих тока и три симметричных со-
ставляющих напряжения). Поэтому для решения
задачи необходимо составить такое же число неза-
висимых уравнений. Часть из них можно получить
из граничных условий, а другую часть — путем ус-
тановления связи между токами и напряжениями
одноименной последовательности.
Допустим, что в точках Мн Nлинии, связываю-
щей между собой две части электроэнергетической
системы С] и С2, замкнулись на землю соответст-
венно фаза В и фаза С (рис. 45.20). При этом,
очевидно,
^МА = ® > ^МС = ° ’ МВ ~ ° >
^NA = ° > ?NB = 0 j ’UnC = ° ;
1 МВ + ]NC = 0
Из указанных граничных условий вытекают
следующие соотношения между симметричными
составляющими токов и напряжений фазы А, при-
нятой за основную:
• • • 2
!МА2 ~ а1МА\ > ТМА0 = а гМА\ ;
2 '
а UMA\ + а UMA2 + UMA0 ~ ° 5
• 2 ’ • •
!NA2 ~ ° ГИА1 ГНА0 = aINA\ ;
Рис. 45.20. Двойное замыкание на землю. Принци-
пиальная схема
Рис. 45.21. Схема прямой (а), обратной (б) и нуле-
вой (в) последовательностей при двойном замы-
кании иа землю
Рис. 45.22. Векторные диаграммы токов в местах
замыканий
UNA 0 UMA 0~J1 MA 0 (хЛ/0 + xNf>) •
Совместное решение всех уравнений, в которые
входят составляющие токов и напряжений, дает
a^NAl + а UNA2 + ^NAO ~ 0 ’
^NAl = ~а1МА\
Если в последнем равенстве токи 1мд\ и
^NAl выРазить соответственно через и
INA0 (см- втоРое и пятое соотношения), то най-
дем, что iMM =- iNA0 или iMA0 + iNM = 0.
При любой конфигурации исходной расчетной
схемы и двукратной несимметрии схемы замеще-
ния отдельных последовательностей после их пре-
образований в общем случае могут быть приведе-
ны к элементарным схемам в виде эквивалентных
трехлучевых звезд, причем все ветви эквивалент-
ной схемы прямой последовательности содержат
ЭДС (рис. 45.21). В рассматриваемом случае, когда
в сети отсутствуют заземленные нейтрали, в схеме
нулевой последовательности = oot следствием
чего и является полученное выше равенство
W + Лм© °*
Их схем прямой, обратной и нулевой последо-
вательностей следует, что токи и напряжения одно-
именной последовательности связаны между собой
соотношениями:
ймА\ = Ёцл + Ё МА--!1 МА 1 (xM\+xHl)~jittA 1ХЯ1 ’
^NA1~^HA + ^NA~J^MA lxHl~J^NA 1 (xNl + XHl) ’
UMA2 = ~jJMA2^xM2 + хш) ~^ИА2ХН2 ’
VUA2 = ~ЛмА2хН2 "jIHA2^XN2 + XH2> ’
j = НА+^МА~ а NA
MAl ЛЗ^+х^+х^+Дл)
где
△х - Зхт + Хм2 + хт + хмо + хт.
Зная ток IMA j, нетрудно найти остальные
симметричные составляющие токов и напряжений
в местах замыканий. На рис. 45.22 приведены век-
торные диаграммы токов в местах замыканий. Как
видно, токи поврежденных фаз в местах замыканий
!МВ = ^NC~3a ^МАГ
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:
4д = °; 4с = °; йкА = о;
Рис. 45.23. Однофазное КЗ с обрывом той же
фазы. Принципиальная схема
'£л = °; ^ = 0; ДЙ£С=О.
Из этих граничных условий следует:
7кЛ1 ~ Ча2 = Чао’
ЦсЛ! + ЦсЛ2 + ЦлО = ° ’
Ча1.+ Ча2 + ЧаО = 0 ’
Д<4л1=Д14л2 = ДС4лО-
Вычисления токов и напряжений при рассмат-
риваемой двукратной несимметрии удобно произ-
водить с помощью расчетной схемы прямой после-
довательности, получаемой путем добавления к ос-
новной схеме прямой последовательности так на-
зываемой производной схемы. Для составления по-
следней используют следующие уравнения:
икА2 = ~Jxv2 Чл2 : ' у"
Цло = ~JxkO АсЛО *
ДЦсл2 = ~J'XL2 4л2 ;
д^£/о ~ ~Jxlo Чао >
где хк2 и хк0 — индуктивные сопротивления об-
ратной и нулевой последовательностей относи-
тельно точки КЗ при разрыве в точке L всех трех
фаз; и Х^ — индуктивные сопротивления цепи
обратной и нулевой последовательностей относи-
тельно места обрыва при отсутствии КЗ.
Если из всех указанных уравнений, связываю-
щих симметричные составляющие токов и напря-
жений, исключить напряжения и токи обратной и
нулевой последовательностей, то можно получить
так называемые особые уравнения прямой последо-
вательности для мест повреждений:
ЦсЛ1 =Jxk Ча1 +JxkLЧа I >
дг4л1 ~Jxkl Чау +Jxl Чау
где
.. (*к£2 - *к£о)
х в х ~ + х л-------------:
*£2л£0 .
XL2 + xL0
xkL2xL0 + xkLOxL2 .
*£2+х£0
xkL2 и хкМ —‘ взаимные индуктивные сопротивле-
ния обратной и нулевой последовательностей меж-
ду точкой КЗ и местом обрыва.
тсльиости дли однофазного КЗ с обрывом той же
фазы
Особые уравнения прямой последовательности
можно представить в следующем виде:
Ц<Л1 ~ ~ Xk[)4ai +JxkiS4a1 + Ча\У’
I
^LAl ~jXKlS4Ai + ЧаО +->(х1~хк1^ЧаГ
Этим уравнениям соответствует расчетная схе-
ма прямой последовательности, которая представ-
лена на рис. 45.24. Она дает возможность расчет то-
ков и напряжений прямой последовательности при
однофазном КЗ с обрывом фазы свести к расчету
эквивалентного трехфазного КЗ (К^) в некоторой
точке М, связанной с точками Kt и Е| основной схе-
мы прямой последовательности сопротивлениями
хк£, хк ~ xkL и xL ~ xkL’ определяемыми только со-
противлениями схем обратной и нулевой последо-
вательностей.
Напряжения прямой последовательности
Цл1 и ДЦ,Л1 определяются путем суммирова-
ния соответствующих падений напряжения в со-
противлениях производной схемы
45.7. КЛАССИФИКАЦИЯ
ЭЛЕКТРОМЕХАНИЧЕСКИХ ПЕРЕХОДНЫХ
ПРОЦЕССОВ
По значению возмущающих воздействий или
возмущений (т.е. по начальным отклонениям пара-
метров режима) переходные электромеханические
процессы делят на две большие группы:
1. Переходные процессы при малых возмуще-
ниях (установившиеся режимы). ЭЭС должна быть
устойчивой при малых возмущениях, иначе говоря,
она должна обладать статической устойчивостью.
Статическая устойчивость — это способность
ЭЭС восстанавливать исходный режим после мало-
го его возмущения или режим, весьма близкий к ис-
ходному (если возмущение не снято).
2. Переходные процессы при больших возму-
щениях (возникающих в нормальных и аварийных
условиях). По отношению к большим возмущени-
ям вводится понятие динамической устойчивости
ЭЭС. Динамическая устойчивость — это способ-
ность ЭЭС восстанавливать после большого возму-
щения исходное состояние или состояние, практи-
чески близкое к исходному (допустимому по усло-
виям эксплуатации ЭЭС). Если после большого
возмущения синхронная работа ЭЭС сначала нару-
шается, а затем после некоторого, допустимого по
условиям эксплуатации, асинхронного хода восста-
навливается, то считается, что система обладает ре-
зультирующей устойчивостью.
Этот вид устойчивости иногда считают разно-
видностью динамической устойчивости, различая
синхронную динамическую устойчивость и Дина-
мическую устойчивость (результирующую).
45.8. ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ
ПРИ БОЛЬШИХ ВОЗМУЩЕНИЯХ И МАЛЫХ
ИЗМЕНЕНИЯХ СКОРОСТИ
Возмущения в ЭЭС чаще всего вызываются
отключением мощных нагрузок или несущих на-
грузку генераторов, трансформаторов, ЛЭП. Более
редкими, но и наиболее тяжелыми большими воз-
мущениями являются короткие замыкания, при ко-
торых изменения мощности на отдельных участках
системы могут быть соизмеримы с суммарной
мощностью всей ЭЭС.
Задачи расчета электромеханических пере-
ходных процессов. При больших возмущениях
они состоят в следующем:
проверка динамической устойчивости системы
при заданных возмущениях;
расчет параметров режима в течение переход-
ного 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 инер-
ционностью роторов генераторов протекают при из-
менении их угловых скоростей, не превышающем
2—3 % синхронной, т.е. | Део | < (0,02—0,03)ы|[ом.
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 Р* = М*. Тогда уравне-
ние движения ротора генератора можег-быть запи-
сано в виде
TJ _ р _р
“ном " Т
где для простоты записи опущены обозначения от-
носительных единиц мощности;
2) пренебрежение электромагнитными пере-
ходными процессами в цепях статоров генераторов,
электрической сети и нагрузок, т.е. пренебрежение
апериодическими составляющими тока и напряже-
ния в указанных элементах. Возможность такого уп-
рощения состоит в том, что апериодическая состав-
ляющая тока в обмотках статора генератора создает
дополнительный пульсирующий с частотой 50 Гц
момент, влияние которого на изменения скольже-
ния ротора генератора, как правило, очень мало;
3) переходные процессы в несимметричных
аварийных режимах рассчитываются по схеме пря-
мой последовательности; неучет токов нулевой
и обратной последовательностей может значитель-
но исказить параметры режима системы (токи и на-
пряжения), но вносит, как правило, небольшие ис-
кажения в протекающие электромеханические пе-
реходные процессы: токи нулевой последователь-
ности не создают вращающего момента (и в генера-
тор обычно не попадают в связи с тем, что обмотка
низкого напряжения генераторного трансформато-
ра соединена в треугольник), а токи обратной по-
следовательности создают пульсирующий момент
с частотой 100 Гц, результирующее влияние кото-
рого на скольжение генератора мало;
4) в упрощенных расчетах условие Е'(/ = const,
где £' — поперечная переходная ЭДС, распростра-
няется на весь период переходного процесса, что су-
щественно упрощает расчеты, позволяя не учиты-
вать электромагнитные переходные процессы в об-
мотке возбуждения; в еще более грубых качествен-
ных исследованиях, носящих весьма приближен-
ный характер, генератор в схему замещения систе-
мы вводят сопротивлением x'd и ЭДС Е'= const.
Простейшим способом исследования динами-
ческой устойчивости электрических систем являет-
ся способ площадей. Он позволяет довольно просто
и наглядно дать качественную и приближенную ко-
личественную оценку условий динамической ус-
тойчивости 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(PT-P) d5. Графически F можно отобра-
зить в виде площадок на плоскости (Р, 6), которые
называются «площадкой ускорения» Fy при F > 0
Рис. 45.25. «Площадки ускорения» и «площадки
торможения», определяемые характеристиками
мощности: /
I — нормального режима; II — послсаварийного ре-
жима; III — аварийного режима
1) при трехфазном КЗ у шин эквивалентного
генератора илн отключении всех генераторов от се-
ти, когда рШ = 0,
t ,
лр.откл
|27>(5-S0)
“,10Мро
;8=80 +
(г) ,
пом 0 2
2Т
лр.Откл
2) при исчезновении момента сопротивления
у синхронного двигателя, подключенного к сети,
2 I f
, tj Ч = АсЛ sin8; t = lntgO,258.
dt NWHOMFm
и «площадкой торможения» FT при F < 0. В цикле
колебаний согласно закону сохранения энергии
FT + Fy = 0 (рис. 45.25).
Способ площадей позволяет определить размах
колебаний угла 8 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 8пр откл, найден-
ный из условия равенства площадок ускорения
и торможения в простейшей ЭЭС «станция—ши-
ны» (см. рис. 45.25), определяется выражением
(при любых видах КЗ)
х Ро(8кр"8о) + cos6KP - Р™ cos60
c0s6nP.o™ =-----------“Л—й---------------->
гт т
Общим методом решения дифференциального
уравнения относительного движения ротора являет-
ся метод численного интегрирования при его про-
стейшей модификации, именуемой методом после-
довательных интервалов. Для более точных расче-
тов применяют методы Рунге—Кутта, Штермера
и др., которые предусматривают поправки для уст-
ранения погрешностей. Методы численного интег-
рирования в математике хорошо разработаны и при
использовании ЭВМ обеспечивают решение диффе-
ренциальных уравнений с большой точностью.
При решении задачи методом последователь-
ных интервалов весь процесс изменения угла во
времени разбивается на интервалы Д/, в течение ка-
ждого из которых мощность ДР = Рт - Р остается
неизменной.
Выражения для приращения угла в первом
и последующем интервалах [45.1]:
Д6, = к • О,5ДРо; 8, = 80 + A8j;
△82 = Д8( + кЦР{; 62 = 8| +,Д62;
J-.11 _ш
где Рт и Рт — максимальные значения мощно-
стей, определенные соответственно из характери-
стик послеаварийного и аварийного режимов;
6^ — критический (электрический) угол, рад.
При определении 8пр откл трехфазного КЗ вбли-
зи шин передающей электростанции принимаем
р^о.
Способ площадей может быть применен для ис-
следований динамической устойчивости систем
«станция—шины» и «станция—станция» (т.е. две
станции, работающие параллельно на общую на-
грузку [45.2]. Для сложных многомашинных схем
ЭЭС этот метод неприменим.
Решение дифференциального уравнения от-
носительного движения ротора. Способ площа-
дей не дает возможности получить зависимость из-
менения угла во времени 8 Для ее определе-
ния необходимо решить дифференциальное урав-
нение движения ротора генератора. Например,
в схеме «станция—шипы», проинтегрировав урав-
нение движения, получим:
△8л = Д5п-1+^-1; S„^8„_i+A8„.
4 2
Здесь к = со|10ы Д1 /Ту, Ын Tj выражены в секундах;
Д8 — в градусах. Значение Аг принимается обычно
равным 0,02—0,1 с.
Если на каком-то интервале п режим изменяет-
ся скачком (отключается поврежденная линия или
часть генераторов), т.е. избыток мощности, состав-
ляющий APn_(, внезапно становится равным
LP'n -1>то приращение угла в этом интервале
△б^Дб^+О^ДР^+ДВ;,.,).
Формально изменение режима отражается
здесь изменением собственных и взаимных прово-
димостей, по новым значениям которых определя-
ется ЦР'п_1.
Этот общий метод решения уравнений применим
для систем любой сложности. При этом об устойчи-
вости ЭЭС судят по изменению не абсолютных, а от-
носительных углов 81П = 8(- - 8„, i = 1, 2,..., п - 1.
Применим метод последовательных интерва-
лов для схемы «станция—шниы» с учетом элек-
тромагнитных переходных процессов. В этом слу-
чае Р = /(8, Еу)-, Е^ = 4>(E'q, 6), поэтому в каждом
интервале к дифференциальному уравнению дви-
жения ротора генератора добавляются соотноше-
ния [45.1, 45.5]:
а) между ЭДС Е' и ЭДС
4 1
Е _ E’g-Uyl2(xd~xd)cos(8-al2)
д~ 1 -J'liUd-^cosajj
где U — напряжение на шинах системы; Уц, (Хц,
у12, О|2 характеризуют собственные и взаимные
проводимости (см. разд. 43);
б) между изменениями ЭДС Ед и скоростью из-
менения ЭДС Eq:
ЕЕ’
где Eqe — вынужденная ЭДС, пропорциональная
напряжению возбуждения; принимается среднее ее
значение за интервал времени Et.
Расчет переходного процесса для неявнопо-
люсной машины проводится в следующем порядке.
1. В исходном режиме определяют значения
Ро, 80, E'q0, EqO и соответствующую им ЭДС Еф>-
2. Определяют собственные и взаимные про-
водимости схем для аварийного и послеаварийного
режимов, причем генераторы в схему замещения
вводятся синхронным сопротивлением Хд.
3. По характеристикам регуляторов и возбу-
дителей строят зависимости изменения во времени
Еде-/Щ. ‘
4. Определяют ЭДС Ед в первый момент нару-
шения режима работы Ед^у, при этом значения Д'
и 8 принимают такими же, как и в исходном (нор-
мальном) режиме (£' = ; 8 = 80):
Е = E'g-Uyi2(xd-x’d)cos(&-al2)
,(0) 1 -З'н^-^совал
5. Находят изменение переходной ЭДС в тече-
ние первого расчетного интервала
. ;.£4(0)д
. . 9’ тм
где — среднее значение Eqe за первый интер-
вал времени.
6. Определяют £' в конце первого и начале
второго интервалов:
Е'Ч1 =EqO+EE'qi.
7. Вычисляют активную электрическую мощ-
ность генератора в начале первого интервала
2
Р(0) = ЕЧо*11 sinan + ^0^12 sin<80 - а12) •
8. Определяют небаланс мощности на валу ге-
нератора
№(О) = Р(Р)-Ро-
9. Вычисляют приращение угла на первом ин-
тервале.
10. Находят угол в. начало второго интервала
и т.д.
Расчет каждого последующего интервала вы-
полняется по значениям параметров режима пре-
дыдущего 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 Хд и ЭДС:
Е _ Ед - Цуl2(Xg - x'd) cos(8 - ct12)
Q~ 1->ii(a9~aj)c0sczii
Последовательность выполнения расчёта оста-
ется прежней.
Особенности организации вычислительного
процесса при расчетах динамической устойчи-
вости сложных ЭЭС на ЭВМ. Целью таких расче-
тов является определение зависимостей различных
режимных параметров от времени (токов, напряже-
ний, углов сдвига векторов ЭДС генераторов, элею
трической 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 реше-
нии системы нелинейных алгебраических и диффе-
ренциальных уравнений с заданными начальными
условиями.
Система дифференциальных уравнений, опи-
сывающая электромеханические переходные про-
цессы в синхронном генераторе при учете регули-
рования возбуждения дополняется дифференци-
альными уравнениями, описывающими систему
возбуждения и автоматическое регулирование воз-
буждения (АРВ) генераторов [см. § 45.10].
Электрическая сеть описывается системой ал-
гебраических (узловых) уравнений большой раз-
мерности в форме баланса токов YU = S или
мощностей йдУи = S [45.10—45.12].
Совместное решение всех вышеуказанных
уравнений приводит к следующим вычислитель-
ным трудностям:
I) к необходимости уменьшения погрешности
взаимосвязи системы дифференциальных и алгеб-
раических уравнений сети;
2) к необходимости учета жесткости системы
дифференциальных уравнений, для чего приходит-
ся уменьшать шаг интегрирования [45.13, 45.14].
Система уравнений считается жесткой, если от-
ношение наибольшей постоянной времени к наи-
меньшей велико. В случае учета демпферных обмо-
ток генератора Td() > Т^о и Тм > Т"о в десятки
раз. Особым источником жесткости являются ма-
лые постоянные времени элементов регулятора
возбуждения.
3) к необходимости использования высокоус-
тойчивых методов численного интегрирования из-за
жесткости системы дифференциальных уравнений с
целью уменьшения погрешности вычислений [45.14].
Преодоление перечисленных трудностей при-
водит к повышению вычислительной эффективно-
сти расчетов.
Способы учета взаимосвязи систем дифферен-
циальных и алгебраических уравнений делятся
на раздельные и одновременные.
В промышленных программах расчета динами-
ческой устойчивости (табл. 45.10) используется,
как правило, раздельный метод решения систем
дифференциальных уравнений, описывающих по-
ведение синхронных машин и комплексной нагруз-
ки, и системы линейных (на каждом шаге интегри-
рования) алгебраических уравнений, описываю-
щих пассивную часть электрической сети.
В программе МУСТАНГ (табл. 45.10) для реше-
ния системы дифференциальных уравнений приме-
няется комбинация различных методов численного
интегрирования в зависимости от вида уравнений.
Для решения дифференциальных уравнений, опи-
сывающих электромеханическое движение ротора
синхронной машины, используется метод прогноз-
коррекции четвертого порядка Адамса с перемен-
ным шагом. Прогноз осуществляется по формуле
>’П + 1=3’П + *(5О^ +В1У«-1 + В2Уп-2 +ВзУ'П^з\
а коррекция — по формуле
Уп+1=Уп + /1(В-1Уп + 1 +БоУ'п+В1У'п-1 +£2у'„-2)>
гдеуп + \,у„—значения функций в моменты време-
ни t„+l И tn,y'n + J ,у'п,Уп-1 .Л.-г.Ул-З —значе-
ния производных функций в моменты времени
Г„ + I > z«’ 1п - I > 1п - 2 и *п - 3; — шаг интегрирования
на интервале tn + ।— /п; В_1; Во, В], В2, В3 — коэф-
фициенты, значения которых зависят от метода и
комбинации предыдущих шагов интегрирования
[45.14,45.15].
Для решения остальных уравнений вышеприве-
денной системы, описывающих поведение син-
хронной машины, а также уравнений, описываю-
щих процессы в АРВ и автоматическом регуляторе
частоты вращения (АРЧВ), используется метод
численного интегрирования, основанный на инте-
грале Дюамеля третьего рода с линейной аппрокси-
мацией возмущающих функций. Основная форму-
ла для коррекции имеет вид
У„ +1 =Уп^ЫТ+Ч(1 -е-А/Г) + Vn [h - 7(1 - е-")],
где Е/и, U'n — возмущающая функция и ее ripoiB-
водная; Т — постоянная времени дифференциаль-
ного уравнения.
Преимущества данного метода состоят в удоб-
стве учета различных нелинейностей системы ре-
гулирования синхронной машины и в достаточно
высокой устойчивости вычислительного процесса
интегрирования.
Численная устойчивость метода интегрирова-
ния определяется характером изменения погреш-
ности на большом числе интервалов.
Одновременное решение систем дифференци-
альных и алгебраических уравнений требует при-
менения неявных методов интегрирования, кото-
рые заключаются в приведении дифференциаль-
ных уравнений к алгебраическим [45.14]. Простей-
ший из них — метод трапеций.
Для понижения порядка и жесткости приведен-
ной выше (§ 45.1) системы дифференциальных
уравнений пятого порядка возможно применение
интеграла Дюамеля. В частности, учет эффекта
демпферных обмоток возможен за счет исключе-
ния двух последних уравнений. Порядок системы
понижается до трех и существенно уменьшается
Таблица 45.10. Характеристика программ расчета динамической устойчивости
Программа Организация Число генераторов Число узлов Число ветвей Число устройств противоава- рийной автоматики (ПА)
КОРОНА ПДУ 150 500 750 200
МУСТАНГ ДЦ Балтика 500 1500 3000 500
ВРК-ДАКАР ВНИИЭ-ЛТУ 300 1000 1600 300
ЭРА ВНИИЭ 200 500 W 200
жесткость, что позволяет увеличить значение шага
интегрирования. Тогда описание электромеханиче-
ских переходных режимов в синхронном генерато-
ре получается в виде системы трех дифференциаль-
ных уравнений [45.13]:
ds _ Чпрм
ей ~ Тд Х
Х[РТ-Р(£;, Uq, Ud, Е'чп, E"qn, Е^ Uqn, Ud„, 01!
dE'„ 1
—2 = —[E - E (E', U , E' , E" , V , r)l -
dt ge q’ q’ qn’ qn’ qn’ »
Применение формулы трапеций для решения
данной системы уравнений приводит к необходи-
мости решения алгебраических уравнений для каж-
дого генератора: „
6(«+1)-8(„)-2<s(« + 1)+W = 0:
s(n + l)-s(n) 2Tj Х
Х (рт(п + 1) + ^т(п) “ Р(п + 1) ~ = 0 ’
Е\(п+РГЕ\М~2Т7*
аи
*(Eqe(n+l) + Eqe(n)~ Е(п + 1) ~ Е(п)> = °’
Индексы в скобках при переменных указывают
на начало (/ = tn) и конец (I = tn + j = tn + Л) шага ин-
тегрирования.
Полученные алгебраические уравнения для ге-
нераторов решаются совместно с нелинейными
узловыми уравнениями сети в форме баланса токов
методом Ньютона.
Таким образом, для расчета переходных режи-
мов в ЭЭС максимально используются информаци-
онная база, алгоритмические и программные разра-
ботки для расчетов установившихся режимов,
включая эффективные схемы учета слабой запол-
ненности матрицы узловых проводимостей, т.е. вы-
числительное ядро составляет программа расчета
потокораспределения, дополненная модулями фор-
мирования и решения уравнений переходных ре-
жимов в генераторах. Динамические свойства тур-
бины, системы возбуждения и соответствующие
автоматические регуляторы могут быть учтены без
изменения структуры вышеприведенной системы
из трех дифференциальных уравнений. Для этого
Рт и Eqe должны рассматриваться как реакции дина-
мических элементов на входные сигналы, вычис-
ляемые по известным аппроксимациям интеграла
Дюамеля.
Характеристика программ расчета динами*-
ческой устойчивости. Для расчетов динамической
устойчивости и электромеханических переходных
процессов в многомашинных сложных ЭЭС с уче-
том ПА используются программы, характеристики
которых приведены в табл. 45.10. Расчет одного пе-
реходного режима для больших систем, описывав-
мых тысячами уравнений, осуществляется на со-
временных ЭВМ практически мгновенно. Совре-
менные программные комплексы для исследования
динамической устойчивости сложных ЭЭС, как
правило, состоят из двух основных программ:
1) расчета установившегося режима для опре-
деления начальных значений переменных, интег-
рируемых в процессе расчета динамической устой-
чивости;
2) расчета переходного процесса при больших
возмущениях с возможностью моделирования дей-
ствий ПА.
Расчеты установившихся процессов в них осу-
ществляются решением узловых уравнений в фор-
ме баланса токов или мощностей [45.11].
В расчетах переходных процессов предусмот-
рено использование различных моделей синхрон-8
ных машин, которые представляются полными или
упрощенными уравнениями Парка—Горева. Обще-
принятым допущением является неучет электро-
магнитных переходных процессов в статических
элементах: статорных цепях синхронных машин,
элементах электрической сети и статических на-
грузок [45.2].
Уравнения, описывающие систему возбуждения
(СВ) и систему АРВ генераторов, синхронных ком-
пенсаторов и двигателей, отражают существующие
типы СВ и систем АРВ. Типовые параметры СВ и
систем АРВ заложены в программы, и для их моде-
лирования в общем случае достаточно указать вид
СВ, и все параметры вызываются автоматически, но
при необходимости их можно изменить.
В расчетах динамической устойчивости нагруз-
ка представляется статическими характеристиками
по напряжению и частоте или уравнениями дина-
мики для синхронных и асинхронных двигателей.
Так как эффективность расчетов переходных
процессов во многом зависит от возможностей мо-
делирования и удобства описания различных
средств ПА, то в программах предусмотрена воз-
можность отображения всех реально существую^
щих видов ПА с учетом блокировок и контроля
предшествующего режима (КПР). Для кодирования
ПА применяется специальный язык, близкий к раз-
говорному языку, которым пользуются технологи
при описании средств ПА.
Современные программы используют базы
данных по параметрам генераторов, системам регу-
лирования, нагрузкам и удовлетворяют самым вы-
соким требованиям к сервису в отношении удобст-
ва задания данных и наглядного, в виде графиче-
ских зависимостей, вывода результатов.
В связи с постоянно растущими требованиями
к оперативности и точности расчетов установив-
шихся режимов и динамической устойчивости на
базе однородных, преобразуемых в настоящее вре-
мя в неоднородные, локальных сетей ЭВМ создают-
ся оперативно-информационные управляющие ком-
плексы, которые позволяют предоставить полногра-
фический диалог диспетчеру и технологам ЭЭС.
Разрабатываются программы для расчета дли-
тельных переходных процессов, в которых с раз-
личной степенью детализации учитывается дейст-
вие систем регулирования частоты и мощности, те-
пловые переходные процессы в котлах и системах
их регулирования, переходные процессы в паровых
и гидравлических турбинах и их системах регули-
рования.
Резкое расширение рынка компьютеров и стан-
дартного программного обеспечения обусловлива-
ет необходимость постоянного совершенствования
программных комплексов расчета режимов и пере-
ходных процессов, используемых не только в экс-
периментальных, но и в эксплуатационных целях.
4S.9. ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ
ПРИ БОЛЬШИХ ВОЗМУЩЕНИЯХ
И БОЛЬШИХ ИЗМЕНЕНИЯХ СКОРОСТИ
Процессы при больших возмущениях и боль-
ших изменениях угловой скорости роторов генера-
торов часто называют асинхронными режимами,
которые включают в себя асинхронный ход, ресин-
хронизацию, результирующую устойчивость.
Причинами возникновения этих процессов мо-
гут быть потеря возбуждения синхронных машин,
нарушение динамической устойчивости после
большого возмущения или статической устойчиво-
сти при утяжелении режима. Возникающий при
этом асинхронный ход генераторов или части ЭЭС
может быть устойчивым, неустойчивым, переме-
жающимся синхронно-асинхронным.
Для асинхронного режима характерен поворот
вектора ЭДС, хотя бы одной станции ЭЭС, на угол
больше 360° вследствие того, что роторы генерато-
ров вращаются с частотой, отличной от синхрон-
ной. При этом синхронная машина одновременно
с синхронным развивает и асинхронный момент,
а ее параметры, зависящие от скольжения, приоб-
ретают новые значения (£ю и = сох /<опом). В этих
условиях ток, циркулирующий в элементах систе-
мы, имеет слагающие двух частот: со и со110М. Асин-
хронные двигатели нагрузки, реагируя на измене-
ние частоты и напряжения, будут изменять свои
мощности и угловую скорость. При значительных
отклонениях частоты в системе индуктивные и ем-
костные сопротивления трансформаторов, ЛЭП и
других статических элементов будут также изме-
няться. Следовательно, расчет асинхронных режи-
мов, строго говоря, должен выполняться при учете
специфических параметров и характеристик прак-
тически всех элементов ЭЭС. Асинхронный ход ге-
нератора создает периодическое возмущение на
синхронно работающих частях ЭЭС, что может
привести к дальнейшему развитию аварии и полно-
му развалу ЭЭС. Поэтому цели анализа асинхрон-
ных режимов обычно следующие: определение ам-
плитуды возмущения, создаваемого генератором,
работающим асинхронно, и частот обеих частей
ЭЭС, работающих несинхронно; расчет установив-
шегося асинхронного хода, если он возможен;
оценка устойчивости нагрузки, получающей пита-
ние от линии электропередачи, соединяющей не-
синхронно работающие части ЭЭС.
«Руководящие указания по устойчивости энер-
госистем» [45.16] содержат требование обеспече-
ния автоматической ликвидации асинхронных ре-
жимов, как правило, путем разделения электриче-
ской сети ЭЭС. Ресинхронизация как с применени-
ем автоматических устройств, так и самопроиз-
вольная должна резервироваться автоматическим
делением ЭЭС на части, работающие несинхронно,
с последующим использованием АПВ. В [45.17]
приведены общие требования к автоматике ликви-
дации асинхронного режима (АЛАР). Устройства
АЛАР должны обеспечивать ресинхронизацию не-
синхронно работающих частей ЭЭС или их разде-
ление при любом реально возможном случае нару-
шения синхронизации. Допустимая длительность
асинхронного режима устанавливается в каждом
случае с учетом необходимости предотвращения
повреждения оборудования, нарушений устойчи-
вости и электроснабжения. При этом должны быть
учтены условия действия АПВ и надежность сраба-
тывания релейной защиты. По мере роста и услож-
нения энергообъединений и превращения участков
дальних ЛЭП в межсистемные связи возникают
серьезные ограничения в использовании ресинхро-
низации. Опыт эксплуатации ЭЭС показал [45.17],
что в сложных энергообъединениях асинхронные
режимы могут быть причиной развития аварий
с нарушением устойчивости и возникновением
особо опасного многочастотного асинхронного ре-
жима. Основной причиной нарушения устойчиво-
сти является возникновение электромеханического
резонанса при приближении изменяющейся в про-
цессе асинхронного хода и ресинхронизации часто-
ты возмущающего воздействия к частоте собствен-
ных колебаний синхронно работающих частей
ЭЭС, а также снижение предела мощности межсис-
темной связи между асинхронно работающими
частями вследствие значительного снижения на-
пряжения в зоне, близкой к электрическому центру
качаний. В силу сложности асинхронных режимов
и для выявления их особенностей в ЭЭС проводят-
ся 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 стохас-
тического изменения нагрузки и других парамет-
ров изучается для оценки статической устойчиво-
сти ЭЭС, выбора наилучшего способа автоматиче-
ского регулирования возбуждения, регулирования
частоты вращения турбин и т.д.
Анализ простейшей нерегулируемой систе-
мы типа «станция—шипы» [45.1,45.2, 45.5]. Ра-
бота простейшей системы, состоящей из цтанции,
связанной ЛЭП (или сетью, содержащей нагрузки,
которые представлены постоянными сопротивле-
ниями) с шинами неизменного напряжения при ма-
лых отклонениях, характеризуется уравнением
( Т, , Р. >
—р +—^- + с. Д8 = 0,
^юиом ^иом )
где С] = df/d8 — производная от мощности по уг-
лу, определенная по характеристике Р = /(6) при
dPE EV
Е„ = const (рис. 45.26), т.е. с. = =----cos 6;
1 d8
Pj — коэффициент, характеризующий демпфер-
ный момент.
Решение характеристического уравнения-в об-
щем случае
*я л Р'1 л р^
△8= А [в + Л2е ’
Г
где Р] и р2—корни характеристического уравнения,
Рис. 45.26. Характеристика мощности простейшей
системы
с 1 ®пом
Tj
=-а± 3.
Выяснить характер переходного процесса, ус-
тановить, устойчива или нет система при малом
возмущении, можно, проведя анализ корней р\ 2.
Об устойчивости судят по знаку вещественной час-
ти корней. При работе системы с углами 8 < 80, для
которых C]a>I10M/7} > (P^llTj)2, оиа устойчива и
процесс затухания изменений угла Д8 носит коле-
бательный характер. В случае 80 < 8 < 6тах = 90° ра-
бота системы также устойчива, но процесс затуха-
ния носит апериодический характер, так как
О
С1%ОМITJ <<.pdl2Tj) и2 = - а± 3, где а> 3, по-
этому имеются два вещественных отрицательных
корня. В случае работы системы с углами 8 > 8тах
Cj < 0 и р] 2 = - О- ± 3, ио 3 > к> поэтому р] < 0, а
р2 > 0 и происходит апериодическое нарушение ус-
тойчивости. Случай С] = 0 является критическим'и
требует специального исследования.
Анализ корней без учета демпферного момента
ведется аналогично, при этом принимается Р^ = 0
[45.1,45.2, 45.5].
Анализ нерегулируемой системы типа
«станция—станция». Дифференциальное уравне-
ние ЭЭС, в которой две станции работают на об-
щую нагрузку, представленную в виде неизменно-
го полного сопротивления, можно записать как
2 ^1 ^9 I
^-^△8
lJ2)
12 3 °
где С[, с2 определяются дифференцированием вы-
ражения для мощности первой и второй станций по
углу 812 = 81 " 62:
р\ = ^1^п s*nccii + ^1^2^12 12 _ а1г) >
jP2 = Е^у22 s*nCt22 ~ £1^2^12 s’n($12 + а1г) •
Корни характеристического уравнения
г (С1 с2
р1, 2 « +jJa = +j — - — Шном.
lJ2)
дают возможность установить, что устойчивость не
нарушается при положительном значении относи^
тельного ускорения а.
При учете нагрузки статическими йарактери-
стиками мощности исследования статической ус-
тойчивости 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
взаимных углов между ЭДС данной станции и ЭДС
всех остальных станций. Число независимых отно-
сительных углов, через которые могут быть выра-
жены остальные относительные углы, на единицу
меньше числа станций. Изменение мощностей ма-
шин и нагрузок можно представить в виде функций
относительных углов: '
=/1(812> 813> •••> 81*> Sin);
813> 81Ь —> 81и)-
Уравнения движения роторов:
Тлр\—^РХ-
TjnP\=^n-
Приращение мощности к-й станции
дРк дРк дРк
ЬРк = тт^А812 + ^Д8.3 +... + —Д61А + ...
д812 д813 д&1к
дРк
... +—-д81я.
йб1« >«
Система уравнений, определяющая изменения
Относительных углов Д812, ..., А81п:
р2Д8]2 + aJ2A812 + а'13Д813 + ... + а}2д81п = 0;
«и Д812 + Д813 +- + Р2д81„ + &1"Д81и = 0>
где
0,2 Ъ1^812 ^Д812’
12 = 1 df>i 1 дРг
а,Я TJn^Xn-
В этих выражениях верхний индекс у коэффи-
циентов а указывает, какие приращения мощности
входят в разность, нижний — по какому углу берут-
ся производные.
Записанная выше система уравнений позволяет
судить о характере колебаний всех относительных
углов при малых возмущениях. В [45.1] показано,
что эта однородная система дает решения отлич-
ные от нуля только в тех случаях, когда ее опреде-
литель равен нулю:
2 19 (/ + а[2) 12 «13 ... 12 «1„
Р(р) = = 0
1и
«12
Д« ' z 2 1л.
«13 - <J> +а1„)
Раскрыв определитель, получают характери-
стическое уравнение, которое содержит лишь чет-
ные степени р:
D(p) =р^-n + fl2P2Q'-2) + й4Р2<«-3) +......
• • + °2(п -2)Р2 + а2(л> 1) = °-
Устойчивость при малых возмущениях в ЭЭС
сохраняется лишь тогда, когда корни этого уравне-
ния чисто мнимые. При чисто мнимых простых
корнях колебания системы после возмущения со-
стоят нз суммы гармоник с частотами, равными
этим корням, что соответствует неасимптотиче-
ской (по А.М. Ляпунову) устойчивости ЭЭС. Уста-
новить условия, при которых характеристическое
уравнение имеет 2п чисто мнимых корня, можно, ис-
пользуя подход, предложенный в [45.19]. В соответ-
ствии с этим подходом для проверки устойчивости
позиционной модели ЭЭС надо вместо многочлена
D(p) взять многочлен D(p) + D'(p), где D'(p) — про-
изводная по р от D(p), и применить к нему любой
критерий асимптотической устойчивости (Льена-
ра—Шипара, Гурвица, Рауса и др.). Если критерий
выполняется, то корни многочлена D(p) + D'(p) ле-
жат в левой полуплоскости. При этом многочлен
D(p) имеет чисто мнимые корни, что характеризует
систему как устойчивую.
Анализ систем, имеющих автоматическое ре-
гулирование. Математическое описание систем
возбуждения и АРВ генераторов. Основная задача
АРВ — поддержание напряжения на зажимах гене-
ратора с заданной высокой точностью, что позволя-
ет реализовать требуемые режимы работы ЭЭС,
а также увеличить пропускную способность ЛЭП.
Исследования статической устойчивости регу-
лируемой системы имеют два аспекта: анализ
и синтез. Решение задачи анализа предполагает
проверку статической устойчивости системы, вы-
явление вида переходного процесса и определение
его качества при известных параметрах регулирую-
щих устройств и системы. Решение второй задачи
сводится к синтезу структур стабилизации АРВ
на заданных электростанциях или всей системы
в целом, выбору параметров стабилизации АРВ
с целью обеспечения устойчивости ЭЭС и улучше-
ния качества переходных процессов.
Основные подходы к решению задачи статиче-
ской устойчивости следующие: для системы стан-
ция, оснащенная АРВ пропорционального дейст-
вия (АРВПД) — шины неизменного напряжения
принимаем, что АРВПД реагирует только на откло-
нение напряжения. Вынужденная составляющая
ЭДС синхронной машины (СМ), обусловленная
действием АРВ, записанная в малых отклонениях,
имеет вид
че
Кои
^рте
А(/г.
Здесь Кру— коэффициент усиления АРВ по напря-
жению; ДС/Г = Цр - Vr, а исполнительный элемент
— возбудитель представляется одним апериодиче-
ским звеном с постоянной времени обмотки воз-
буждения возбудителя Те\ преобразовательный, из-
мерительный и усилительный элементы считаются
безынерционными.
Линеаризованные уравнения электромеханиче-
ских и электромагнитных переходных процессов
в обмотке возбуждения возбудителя и регулятора
имеют вид:
TJ 2 Pd дР
----Р +-------Р + ТЕ
“пом “пом й8
дР
( дЕ' дЕ
<Э8 Р + +
кои
l+pTed8j
Д8 +
( дЕ' дЕ
v°^+^+
Кру
1 ^pTedEQ]EEQ
= 0.
Характеристический определитель этой систе-
мы D(p) может быть представлен в виде суммы
двух определителей D(p) = ОДр) + Dj/p), где
DO(P) =
TJ 2 pd дР дР_
“по/ “.к/ йб дЕв
т дЛ„ + дЛ Г
Т<®д8Р <Э8 TdGdEQPdEQ
отвечает нерегулируемой системе, а
TJ 2 Pd дР
---Р +---------Р + ТЕ
’пом Ипом
<Э8
дР
dEQ К°и
дУг 1 +РГе’
дЕ
2J
отражает эффект регулирования возбуждения.
Характеристическое уравнение, приведенное
к полиномиальному виду
D(p) = Dp(p) + D(JP) = (1 +Р^е)(«оР3 + Pl Р2 +
2
+ o2P + oj) + ^)[/(A«iP + Да2р + Да3) = 0,
где
TJ т' • п - Tj । Pd Т'
а — ------f а _ -------- 4-----/ ,
° (0 “ 1 (0 О) а
пом ном ном
Pd т,
a2s^— + Tdc2> а3 = с1>
НОМ
, dE'd
т“=т^дЁ-в
через Да,- обозначены составляющие коэффициен-
тов а,, которые зависят от действия АРВ и являются
добавками к этим коэффициентам:
TJ
Да, = —^~Ь
’ “ном
Pd
Да, =-------b; Еа-, = Ьс^,
1 (О 3 3
ном
Ев)
_dP| _дР дР .
С> " d6 L , " д8 дЕп д8 дЕп ’
= d£| _ &Р дР .
С2 dsL . д8 дЕп д8 ’
IE = const У V UJ
^dfl дР дР дЦ-РУГ*
Сз^ Л8 ,, , д8 дЕпд8 ’
l£/,=const У V SZz
Анализ устойчивости, выполненный по крите-
рию Гурвица [45.2, 45.10], дает возможность уста-
новить неравенства, при выполнении которых
обеспечивается статическая устойчивость:
_5_
!) KPU > ^0l/min “ ~ ’
с2 ~ С1
2) Кои < К0[/тах = х
1 + НО^ \(т'с, + Г.с.)
TATd+Te>
Рес3 ~ С1
1 + 77^-1
Tdc3~С2
В общем случае регулирование возбуждения
осуществляется по различным законам и парамет-
рам. Действие системы возбуждения и АРВ генера-
тора учитывается изменением расчетной ЭДС Е^,
пропорциональной напряжению возбуждения.
В наиболее общем виде изменение Е^ может быть
представлено в виде
ду= f WAnf,
где Wj(p) — передаточная функция АРВ по каналу
регулирования г, зависящая от типа 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 на турбогенераторах мощно-
стью 200—300 МВт (рис. 45.27);
2) тиристорная система возбуждения с АРВ
сильного действия (АРВСД), применяемая на тур-
394 ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ И ОСОБЫЕ РЕЖИМЫ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ [Разд. 45
Рис. 45.27. Структурная схема высокочастотной
системы возбуждения и АРВ пропорционального
действия
W( у
2 ^рт^рт^рт^ + к^к^-
Здесь Кои = КуКк о с/(1 + ЛуКж о с) — суммарный
коэффициент усиления системы возбуждения и
АРВ по каналу напряжения; Т3 = Гу/(1 + КуКж о с); |
Ta=Tt-K!Kf.
Результирующий коэффициент усиления, ха-
рактеризующий точность поддержания напряжения
на зажимах генератора в установившихся режимах
и определяемый с учетом последовательной обмот-
ки возбуждения возбудителя, Кй = Кос,/(1 - KJ).
Настроечными параметрами АРВ являются коэффи-
циенты усиления Л'. , К^. пКгп. и постоянная вре-
мени Т’г.о.с-
богенераторах ТГВ-200, ТГВ-300 и мощных гидро-
генераторах (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 време-
ни Те; последовательную обмотку возбуждения воз-
будителя, представленную эквивалентным звеном
с коэффициентами усиления К и Kj и постоянной
времени 7Д измерительный и преобразовательный
элементы АРВ, которые практически безынерцион-
ны и в схему введены усилительным элементом
(магнитным усилителем с коэффициентом усиле-
ния Ку н постоянной времени Т охваченным жест-
кой обратной связью с коэффициентом Кж о с; ста-
билизирующую гибкую обратную связь по напря-
жению возбуждения с коэффициентом ЛГгос и по-
стоянной времени 7’гос. В соответствии со схемой
рис. 45.27 действие АРВ описывается уравнением
= -^1(р)ДС/г+(Г2(р)Д£5,
где
, . __________W1 ____________________
1 d +РТе^ +Р Гэ)(1 +Р Гг.ох) + КоиКгллр ’
Структурная схема тиристорной системы воз-
буждения и АРВСД (см. рис. 45.28) включает в себя
передаточную функцию fKo к р общего канала регу-
лирования, т.е. тиристорной системы возбуждения
и ее блока управления. Общий канал можно счи-
тать безынерционным, т.е. ГКокр = /Сокр. АРВСД
осуществляет регулирование по отклонению на-
пряжения (коэффициент усиления К^]) и стабили-
зирующим сигналам: первой производной напря-
жения Ki(J, отклонению TQy и первой производной
Ку частоты напряжения (/и = рВ&и), первой произ-
водной тока обмотки ротора К
'Т
Достаточно об-
щим математическим описанием каналов АРВ яв-
ляются уравнения:
Voa(p) =
WQ](p) =
1 +Р?!
1 + рТ2 + р2т^
А4
1 +рт5 +p2jl
где k = 1 для дифференциатора (Т5 и Т6 малы); к = 2
для фильтра постоянной составляющей (Т5 соизме-
Рис. 45.28. Структурная схема тиристорной системы возбуждения н АРВ сильного действия
Таблица 45.11. Характеристика программ расчета статической устойчивости
Программа Организация- разработчик Количество Критерий статической устойчивости
узлов ветвей генераторов
«Поиск» ЛГТУ 300 450 50 Проверка статической колебательной устойчи- вости на основе определения собственных зна-
«Оптим» МЭИ 300 ч 450 50 чсний характеристической матрицы Проверка колебательной устойчивости построе- нием границ D-разбиения с проверкой претен- дента по критерию Михайлова, оценка динами-
УСТ мэи ( 300 450. 50 чсских свойств системы по собственным значе- ниям и собственным векторам характеристиче- ской матрицы, оптимизация настроек АРВ Знак якобиана системы уравнений установивше-
гося режима, решаемой методом Ньютона
рима с 1 с); Wfcp) =/> /(1 + atp + b^p2) — пёредаточ-
ная функция остальных каналов.
В соответствии с приведенной схемой действие
АРВ описывается уравнением
^о.к.р{^0(/(Р)^0Г/ + ^Ш^1гХР)К-ДГ/г) +
+ wOf(p)[KOf+ K\f Иу (Р)]д8г/+ Kuf Wuf<P)b£q}.
Настроечными параметрами АРВСД являются
коэффициенты усиления Кои, KltJ, Ку, Ку-н Ку .
Исследование статической устойчивости слож-
ной многомашинной ЭЭС на ЭВМ проводится с по-
мощью методов, которые можно разделить на две
большие группы.
К первой группе относятся методы анализа апе-
риодической статической устойчивости. Они осно-
ваны на уравнениях установившегося режима сис-
темы, записанных в вариациях, и позволяют судить
об устойчивости заданного режима по необходимо-
му условию. При этом предполагается, что АРВ
обеспечивает постоянство напряжения на выводах
генераторов во всех режимах и не допускает нару-
шений статической устойчивости в виде саморас-
качивания. Критерием апериодической статиче-
ской устойчивости ЭЭС является положительное
значение свободного члена характеристического
уравнения ап [45.1, 45.2]. Применение этого крите-
рия требует в общем случае расчета ряда последо-
вательно утяжеляемых установившихся режимов
и определения для каждого из них ап. Сохранение
знака ап при последовательном переходе от заведо-
мо устойчивого режима к исследуемому означает,
что этот режим устойчив, а изменение знака" ап
(т.е. прохождение ап через нуль) соответствует ре-
жиму, предельному по апериодической статиче-
ской устойчивости.
В ряде промышленных программ для ЭВМ
(табл. 45.11) рассчитывается значение ап системы
линеаризованных уравнений переходных процес-
сов после расчета установившегося режима. С це-
лью ускорения и упрощения расчетов предпочти-
тельнее оценивать апериодическую статическую
устойчивость во время расчета установившегося
режима. Здесь возможны два подхода:
1. Оценка апериодической статической устой-
чивости (знак ая) по знаку якобиана системы урав-
нений установившегося режима, решаемой мето-
дом Ньютона [45.20]. Этот якобиан практически
совпадает с ап (знак якобиана равен знаку оп) с по-
грешностью, обусловленной заменой конечных
значений Ко[] на КОу —> °° в следующих случах:
система содержит шины бесконечной мощно-
сти (неизменного напряжения), которые выбраны
в качестве балансирующего узла при расчете уста-
новившегося режима;
генерирующие узлы в расчете этого режима за-
даются параметрами РГ и Ur;
узлы нагрузки при расчете этого режима учи-
тываются теми же статическими характеристика-
ми, что и при расчете статической устойчивости.
В случае невыполнения хотя бы одного из этих
условий сохраняется возможность вычислить
в точке решения якобиан, удовлетворяющий дан-
ным условиям. Данный подход реализован в про-
грамме УСТ МЭИ.
2. Оценка апериодической статической устой-
чивости по критерию сходимости итерационного
процесса расчета установившегося режима при со-
ответствующей организации численного решения
[45.21]. Граница сходимости этого итерационного
процесса и граница апериодической статической ус-
тойчивости совпадают, что имеет место при ап = 0.
Связь условий сходимости итерационного процесса
расчета установившегося режима и условий аперио-
дической статической устойчивости выражается че-
рез собственные значения Г]/ и Ау итерационной мат-
рицы и матрицы, определитель которой является
свободным членом характеристического уравнения
r\j = 1 - kkj. Отсюда следует, что при выполнении
необходимого и достаточного условии сходимости
итерационного процесса выполняется условие по-
ложительного значения ап [45.21].
Методы 2-й группы позволяют судить об ус-
тойчивости ЭЭС по необходимым и достаточным
условиям (с учетом самораскачивания). Они бази-
руются на линеаризованных дифференциальных
уравнениях переходных режимов в системе. Эти
методы служат главным образом для оптимизации
настроечных параметров АРВ генераторов, обеспе-
чивающих функционирование системы во всем
диапазоне апериодически устойчивых режимов.
Для исследования статической устойчивости
ЭЭС с учетом самораскачивания используются уп-
рощенные уравнения Парка—Горева, т.е. не учиты-
ваются электромагнитные переходные процессы
в элементах сети и статорных цепях генераторов,
нагрузки учитываются статическими характери-
стиками мощности по напряжению. Система этих
уравнений, записываемая в малых отклонениях
от состояния равновесия, представляется в виде
двух подсистем, одна из которых описывает гене-
раторы, а другая — сеть.
Уравнения переходных процессов генераторов
с демпферными контурами по продольной и попе-
речной осям однотипны и для генератора, подклю-
ченного к узлу к, имеют вид [45.22]:
Г TJk 2
----р
дЛГ. 1
тЛ 1
Эсо,. щ. „ Р
к ном /
(Д8;. + Av*) + ЦРк = 0 ;
де, уравнения которой полностью описывают сво-
бодные колебания в ЭЭС при малых отклонениях:
3/и 2т 2(и -1)
®](Р)
Л?(р) В2(р) 0
Ci
С2 '
о
D(l) с(2)
№ DW
Дхг1
Дхг2
Дхг«.
ДУг1
ДУГ2
а ч
ДУгЛ
ДУСт + 1
ДУСИ
Здесь приняты следующие обозначения в предпо-
ложении, что генераторы подключены к первым т
узлам сети из общего числа узлов п > т:
<W№qek + - Гк Mqk - MJqk = 0;
r^dk++д udk=°.
где Vk — фаза вектора напряжения узла к; Vk, оп-
ределяемая относительно синхронно вращающейся
оси отсчета; &к — угол между осью q генератора и
вектором Uk‘, &Мтк!д(Пк — крутизна моментно-
скоростной характеристики турбины, отн. ед.; Рк—
электромагнитная мощность генератора. Осталь-
ные обозначения общепринятые [45.2].
Сеть описывается уравнениями баланса актив-
ной и реактивной мощностей, которые записывают-
ся в малых отклонениях для всех узлов ЭЭС, вклю-
чая и узлы к, к которым подключены генераторы.
В результате объединения всех указанных урав-
нений получается следующая система в блочном ви-
ДхГ*.=
Д'4А
Ч*
Д«А
ных генератора Л;
ДУгА- =
дел
А.
ДУА-
— вектор внутренних перемен-
— вектор переменных узла к,
к которому примыкает генератор к;
ДУс/ =
ДЦ.
Av.
— вектор переменных Z-го узла,
который входит в остальную часть сети (н - т);
А.к(р) и ВА(р) — матрицы соответственно (3x3) и
(3x2); Ск— матрицы (2x3); D;. — матрицы (2x2л),
ненулевые элементы которых определяются схе-
мой сети и параметрами режима.
Матрица коэффициентов этой системы уравнений
Зт 2т 2(и - т)
£ = А(р) В(р) 0
исх С D(1) D(2)
_ 0 D(3) D(4).
позволяет вести анализ колебательной статической
устойчивости сложной ЭЭС. Целью этого анализа
является оценка динамических свойств ЭЭС на ос-
нове решения полной проблемы собственных чи-
сел или построение границ областей устойчивости.
Оценка динамических свойств ЭЭС, так назы-
ваемый «модальный анализ» [45.21], позволяет
на основании значений собственных частот колеба-
ний выделить слабодемпфируемые или неустойчи-
вые формы движения. Значения коэффициентов
распределения амплитуд электромеханических ко-
лебаний на каждой данной частоте позволяют опре-
делить, изменением настройки АРВ какого генера-
тора (или заменой АРВПД иа АРВСД) можно улуч-
шить демпфирующие свойства ЭЭС. Собственные
частоты и коэффициенты распределения амплитуд
находятся путем вычисления собственных значе-
ний и собственных векторов матрицы коэффициен-
тов представленной выше системы уравнений, ко-
торую необходимо привести к нормальной форме
[45.21]. Частный случай применения модальной
теории для анализа устойчивости — определение
корней! характеристической матрицы £исх.
Метод D-разбиения в сочетании с критерием
Михайлова позволяет рассчитывать области ус-
тойчивости в пространстве настроечных парамет-
ров АРВ. В этом случае отсутствует необходи-
мость в приведении характеристического уравне-
ния к полиномиальному виду, что существенно
снижает продолжительность и увеличивает точ-
ность вычислений.
Специфическая структура матрицы Хисх откры-
вает широкие возможности обеспечения высокой
вычислительной эффективности алгоритма расчета
границ D-разбиения. Построение этих границ в
пространстве настроечных параметров АРВ задан-
ного генератора системы сводится к многократно-
му решению характеристического уравнения отно-
сительно этих параметров для различных значений
р = а + /о, что приводит к необходимости раскры-
вать характеристический определитель большой
размерности (Зт + 2п) [45.22]. Матрица Хисх —
блочно-ленточиая, причем последние блочные
строка и столбец не зависят ни от настроечных па-
раметров АРВ, ни отр. Это дает возможность пони-
зить порядок характеристического определителя
на предварительном этапе вычислений, применяя
к нему блочный алгоритм Гаусса и выбирая в каче-
стве разрешающего элемента квадратную матрицу
D(4>. В результате получается матрица X меньшего
порядка (5т + d), где d — дефект матрицы Хисх, оп-
ределитель которой с точностью до действитель-
ной константы равен определителю Хисх:
Зт 2т d
А(р) В(р) 0
• с d(5) d(6)
о d(7) о
В матрице £ блоки А(р), В(р) и С исходной мат-
рицы Еисх не изменяются, а их квазиднагоналъ-
ность позволяет уменьшить объем вычислений при
расчете определителя S для построения границ
D-разбиения.
Большие возможности современных ЭВМ и по-
явление высокоэффективных в вычислительном от-
ношении алгоритмов сделали возможным практиче-
ское 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 ус-
тойчивости решаются по критерию либо апериоди-
ческой, либо колебательной устойчивости. Харак-
теристики программ, реализующих и те и другие
подходы к анализу статической устойчивости, при-
ведены в табл. 45.11.
Практические критерии получили широкое
распространение в расчетах статической устойчи-
вости. Строгое теоретическое обобщение, обосно-
вание их применимости н связь с критерием (знак
пл) приведены в [45.21]. Все практические критерии
представляют собой полную производную от неба-
ланса, соответствующего данному уравнению, по
интересующей режимной координате, т.е. отноше-
ние бесконечно малого возмущения в системе ANt
(APj, d(2,, <!£,) к приращениям переменных сЦ (с16(,
dt/;, d/и др.). В тоже время отношение &Ni!Axiрав-
но отношению свободного члена характеристиче-
ского уравнения ап к соответствующему минору Дй.
Этот минор является свободным членом характери-
стического уравнения системы, у которой принята
неизменной во времени координата, по которой бе-
рется производная, т.е. AN/ /dx(- - ап ПУц. Отсюда сле-
дует, что если система устойчива при закреплении
координаты, входящей в производную, то знак
практического критерия совпадает со знаком ап. Та-
ким образом, в этом случае все практические крите-
рии дают правильное суждение об устойчивости и
нет необходимости вычислять ап, что существенно
упрощает расчеты. При пользовании практически-
ми критериями необходимо выбрать так называе-
мую сомнительную координату, закрепление кото-
рой обеспечивает устойчивость системы. Наиболее
широкое применение получили критерии dP/d8 > О
(для ЭЭС с протяженными ЛЭП), dQ/dU < 0 (для
концентрированных ЭЭС с большим дефицитом ре-
активной мощности, пониженным напряжением
и относительно малыми углами сдвига роторов ге-
нераторов), dPIds > 0 (для исследования устойчиво-
сти асинхронных двигателей).
Применение критерия d/7d8 > 0 в схемах ЭЭС
«станция—шипы неизменного напряжения», а так-
же двух электростанций, работающих на общую на-
грузку, представленную в расчетной схеме постоян-
ным полным сопротивлением, не вызывает трудно-
стей [45.1,45.2]. Обычно из условия dP/dS = 0 нахо-
дят угол, соответствующий предельному режиму,
а затем и максимальное значение мощности Рт, ко-
торую можно передать от электростанции.
С учетом нормативного коэффициента запаса
по устойчивости К3 п находят
Р
т
Р"Р
1+^.„
В нормальных режимах К3 „ принимается рав-
ным 20 %, а в послеаварийных 8 % [45.23].
В этих расчетах неявнополюсный генератор за-
мещается соответствующей ЭДС в зависимости от
вида АРВ (£,, Е', Ur). При приближенной оценке
рекомендуется проводить расчеты как для неявно-
полюсной, так и для явнопЬлюсной машины, прини-
мая постоянной ЭДС Ек, приложенную за сопротив-
лением 0,85л.(. Расчеты, проводимые при замене на-
грузки постоянным полным сопротивлением, при-
водят к некоторому завышению предела мощности,
и потому их рассматривают как ориентировочные.
При более точных расчетах мощности нагрузок за-
дают в виде статических характеристик по напряже-
нию или по напряжению и частоте.
При проверке устойчивости сложных систем
по критерию dP /d8 > 0 полагают ЭДС всех электро-
станций неизменными (Е = const) и вычисляют син-
хронизирующие мощности электростанций, наибо-
лее опасные в отношении возможности нарушения
устойчивости. При этом синхронизирующие мощ-
ности могут вычисляться поочередно между элек-
тростанциями или группами электростанций. Зада-
ча всегда носит несколько неопределенный харак-
тер: при вычислении синхронизирующей мощно-
сти какой-либо электростанции делаются достаточ-
но грубые допущения относительно распределения
мощностей между остальными электростанциями.
В практике расчетов для устранения этой неопреде-
ленности обычно принимают одно из следующих
допущений: 1) углы роторов генераторов всех элек-
тростанций, кроме данной, постоянны; 2) активные
мощности, выдаваемые всеми электростанциями,
кроме двух постоянны.
При первом допущении угол 8[ удаленной элек-
тростанции, отсчитанный относительно синхронно
вращающейся оси, получает приращение dSp Абсо-
лютные углы всех остальных электростанций оста-
ются при этом неизменными. Все относительные
углы первой электростанции получают одинаковое
приращение dS12 = d813 и т.д. Относительные углы
остальных электростанций сохраняют свои значе-
ния, поэтому их приращения равны пулю. Такому
установленному изменению относительных углов
соответствуют определенные изменения мощно-
стей всех электростанций, включая первую. Крите-
рием устойчивости является знак синхронизирую-
щей мощности dP] /d8ln, где 81и—угол между ЭДС
первой и n-й электростанциями ЭЭС.
Второе допущение предполагает изменение ак-
тивных мощностей лишь двух электростанций, в то
бремя как мощности остальных электростанций
принимаются неизменными. Критерием устойчи-
вости в этом случае также служит знак производ-
ной dP] /dS ।и, где 81л — угол между векторами ЭДС
электростанции, которая нагружается и баланси-
рующей электростанцией.
Практический критерий статической устой-
чивости dEQ/dU < 0 применяют при исследовании
систем с концентрированной нагрузкой, содержа-
щей одну или несколько узловых точек, от которых
электростанции и нагрузки примерно одинаково
электрически удалены.
Сущность метода применительно к схеме, по-
казанной на рис. 45.29, заключается в следующем.
Каждая из нагрузок Н\ и Нг, присоединенных к уз-
лу а, обладает определенной характеристикой
Qn —f (Ua). Объединив все нагрузки, получим ре-
зультирующую реактивную нагрузку узла в исход-
Рис. 45.29. Схема концентрированной ЭЭС
с нагрузкой в узле
Рис. 45.30. Характеристики реактивной мощности
генераторов и нагрузки для узловой точки ЭЭС
ном режиме (Ua = 1) и ее зависимость в функции
напряжения
к
Z=1
где к — число присоединенных к точке а нагрузок.
Изменение нагрузки узла в исходном режиме
на ±А£?п£ определяет новую характеристику
2пЕ± Л(2пх = f(Ur). Таким образом можно полу-
чить семейство характеристик нагрузки
(рис. 45.30). От каждого генератора к точке а по-
ступает реактивная мощность. В случае замещения
генераторов постоянной ЭДС Е реактивная мощ-
ность, поступающая на шины нагрузки от А-го гене-
ратора, определяется по выражению
где Х).п — сопротивление ветви от к-ro генератора
до точки а; — угол между векторами ЭДС Ек
и напряжением Va.
Зависимость суммарной реактивной мощности,
поступающей от генераторов, grJ. = ф(1/а) =
I .
п
= S Qrk^k^a^ может быть представлена в виде
А-1
семейс тва характеристик, каждая из которых отно-
сится к некоторому исходному режиму
(см. рис. 45.30).
В любом установившемся режиме Qr^ = Qtl^,
т.е. эти характеристики пересекаются. Очевидно,
что могут быть два вида пересечений характери-
стик: такое, как в точках 1—3, где при отклонении
напряжения
адех <1(ег£-еп2)
———-— s _1 и ,
dl/ dU
или такое, как в точках 4—б, где
dAg£_d(Qr£-6|[£)
dl/ dl/
В первом случае (точка 7), когда dAg/dl/ < О,
система устойчива, так как при любом случайном
уменьшении напряжения на Д1/ появляется избы-
ток реактивной мощности Д£г, приводящей к уве-
личению напряжения, проявляющемуся до тех пор,
пока напряжение не восстановится. Во втором слу-
чае (точка б) система неустойчива.
Таким образом, критерий устойчивости систе-
мы будет заключаться в требовании выполнения
условия /dl/ < 0.
В ЭЭС, имеющих достаточно много мощных
электрических печей, практический критерий ста-
тической устойчивости dP/df может оказаться ре-
шающим при определении устойчивости режима.
Причиной возникновения неустойчивости частоты
является понижение активной мощности, выдавае-
мой генераторами из-за уменьшения производи-
тельности собственных нужд. Этот эффект прояв-
ляется более резко в тех случаях, когда в ЭЭС нет
резерва активной мощности. В результате наступа-
ет такой момент, когда точка, в которой балансиру-
ются активная мощность генератора и нагрузки, из-
за деформации характеристики генератора стано-
вится неустойчивой и дальнейшее снижение часто-
ты развивается лавинообразно, что становится при-
чиной нарушения устойчивости. Вследствие осо-
бенностей протекания процесса этот вид наруше-
ния устойчивости получил название лавина часто-
ты. В ряде случаев лавина частоты может сопрово-
ждаться и развитием лавины напряжения (неустой-
чивость работы асинхронных двигателей нагруз-
ки), что утяжеляет аварию, вызывая массовое от-
ключение потребителей и нарушение параллель-
ной работы электростанций.
Опасного снижения частоты можно избежать,
если предусмотреть в ЭЭС достаточный вращаю-
щийся резерв активной мощности или отключение
части нагрузки с помощью устройств АЧР (автома-
тическая частотная разгрузка). Обычно в ЭЭС пре-
дусмотрены оба этих мероприятия.
Оценка статической устойчивости нагрузки
[45.1, 45.2]. Характеристики нагрузки оказывают
непосредственное влияние на устойчивость парал-
лельной работы электростанций. Но в определен-
ных условиях и нагрузка может оказаться неустой-
чивой. Это в первую очередь связано с асинхрон-
ными двигателями, которые составляют основную
часть нагрузки ЭЭС и при значительных снижени-
ях напряжения на их зажимах могут опрокидывать-
ся и останавливаться.
Условия устойчивости нагрузки существенно
зависят от характеристик узлов нагрузки и пара-
метров всей ЭЭС. Опасность возникновения неус-
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, %:
^=^^100,
где Vq — напряжение в узле нагрузки в нормальном
режиме; С/кр — критическое напряжение, при кото-
ром происходит опрокидывание и остановка дви-
гателей.
Уточненные расчеты устойчивости нагрузки
ведутся на основе уравнений Парка—Горева, вклю-
чающих уравнения переходных процессов в круп-
ных синхронных и асинхронных машинах при уче-
те статических характеристик потребляемой мощ-
ности остальных узлов нагрузки.
При анализе системы уравнений, описываю-
щих переходные процессы в ЭЭС с узлами нагруз-
ки, часто ограничиваются определением необходи-
мого условия сохранения устойчивости: ап > 0.
Более простым и часто вполне оправданным яв-
ляется подход, в соответствии с которым использу-
ют практические критерии устойчивости нагрузки.
Наиболее применяемыми являются: dE/dU > 0 и
d&Q/dU < 0. Оба критерия при оценке критическо-
го напряжения дают один и тот же результат, отве-
чающий критерию ап > 0.
Так как критерий d&Q/dU < 0 рассмотрен ра-
нее, остановимся на критерии dE/dU > 0. Часто
в таких расчетах схему сводят к виду «генератор—
электропередача—узел нагрузки». В исследуемом
режиме ЭДС генератора равна Eq, напряжение на
нагрузке Uo, а нагрузку задают статическими ха-
рактеристиками Ри - Qn = <p(t7). Для того что-
бы определить критическое напряжение в узле
нагрузки необходимо построить зависимость
Е= f(U). Для этого, задаваясь значением напряже-
ния нагрузки U меньшим, чем в нормальном режи-
ме, определяют по статическим характеристикам
значения активной и реактивной мощности нагруз-
ки. По этим данным определяют ЭДС Е, соответст-
вующую пониженному напряжению U:
£ =
U J
. и J
где х — сопротивление сети между Е и U.
Исходный режим устойчив, если ему соответст-
вует точка а, в которой ЭДС и напряжение соответ-
ственно равны Ео и Uo, a dE IdU > 0, тогда как в точке
Ь, в которой dE/dU < 0, режим неустойчив. При £mill
достигается предельный режим в отношении устой-
чивости двигателя. В точке с dE/d{Z = 0, а напря-
жение (Лп. /
кр /
Следует отметить, что нарушение устойчиво-
сти работы одного или нескольких асинхронных
двигателей с аналогичными характеристиками мо-
жет привести к лавинообразному процессу разви-
тия неустойчивости и снижению напряжения. Та-
кой процесс нарушения устойчивости называется
лавиной напряжения.
Порядок определения статической устойчи-
вости сложной ЭЭС по практическим критери-
ям. Он включает в себя следующие этапы [45.21]:
1) определение устойчивости отдельных син-
хронных и асинхронных машин по критериям
dP/d3 > 0 и dP Ids > 0 при постоянстве напряжения
в узлах и частоты;
2) проверка устойчивости узлов нагрузки по
критерию dAQ IdU < 0, которую выполняют, после-
довательно снимая закрепление напряжений узлов
при сохранении неизменной частоты;
3) определение устойчивости всей ЭЭС по кри-
терию dP/df> 0.
45.11. МЕРОПРИЯТИЯ ПО УЛУЧШЕНИЮ
УСТОЙЧИВОСТИ, НАДЕЖНОСТИ
И КАЧЕСТВА ПЕРЕХОДНЫХ ПРОЦЕССОВ
В ЭЭС
Современная ЭЭС является многосвязанным
объектом, выполняющим разнообразные функции
и обладающим технологическими особенностями.
К ним в первую очередь относятся непрерывность и
взаимосвязанность процессов производства, рас-
пределения и использования электроэнергии во
времени; быстрота протекания процессов, охваты-
вающих по мере объединения ЭЭС огромные тер-
ритории. Характерные особенности ЭЭС, с одной
стороны, предопределяют возможность управления
режимами с целью их улучшения, а с другой сторо-
ны, создают определенные трудности в управлении
режимами из-за тесной взаимосвязи отдельных эле-
ментов. Все это приводит к тому, что меры, направ-
ленные на улучшение параметров отдельных эле-
ментов ЭЭС, ие всегда можно или даже экономиче-
ски целесообразно практически реализовать. Более
полно использовать имеющиеся возможности ЭЭС
и энергообъединений позволяет развитая система
оперативного и автоматического управления. При
этом, воздействуя на параметры режима и схему
ЭЭС, удается улучшать устойчивость, повышать
надежность электроснабжения и сокращать время
существования ненормальных режимов. С этой це-
лью разработаны теоретические основы оператив-
ного управления и разнообразные средства проти-
воаварийиой автоматики (ПА). Кроме того, улуч-
шение параметров основных элементов ЭЭС также
способствует повышению устойчивости.
Правильный выбор системы возбуждения
улучшает условия работы генераторов с данными
параметрами и характеристиками. Высокий пото-
лок возбуждения и большая скорость подъема на-
пряжения возбуждения улучшают динамическую
устойчивость ЭЭС. Отсутствие зоны нечувстви-
тельности и непрерывность действия АРВ обеспе-
чивают статическую устойчивость генераторов при
работе с углами более 90°. Наибольший эффект да-
ет использование АРВСД.
Повышение постоянной инерции генераторов
приводит к увеличению предельного времени от-
ключения повреждения или при заданном времени
отключения к увеличению передаваемой мощности.
Демпферные обмотки на гидрогенераторах
и синхронных компенсаторах способствуют зату-
ханию качаний в переходных режимах, а также при
самосинхронизации и ресинхронизации.
Уменьшение длительности КЗ и времени от-
ключения поврежденного элемента является одним
из основных мероприятий для улучшения динами-
ческой устойчивости. Кроме того, быстрое отклю-
чение КЗ предотвращает дальнейшее развитие ава-
рии, способствуя уменьшению разрушений, вы-
званных электрической дугой в месте КЗ, а также
обеспечивает быстрое восстановление нормально-
го электроснабжения.
На пропускную способность дальней ЛЭП су-
щественное влияние оказывают ее параметры. Для
увеличения пропускной способности целесообраз-
но увеличивать номинальное напряжение этой
ЛЭП, уменьшать индуктивное сопротивление, при-
меняя последовательную (продольную) емкостную
компенсацию, расщепление проводов фаз, разме-
щение на промежуточных подстанциях быстродей-
ствующих статических тиристорных компенсато-
ров (СТК). Для увеличения пропускной способно-
сти в послеаварийном режиме на ЛЭП предусмат-
ривают установку переключательных пунктов.
Повышению пределов устойчивости способст-
вуют также заземление нейтрали трансформато-
ров через активное сопротивление, электрическое
торможение генераторов во время аварии и после
отключения ее, быстрое аварийное регулирование
турбин.
Правильно выбранное сопротивление нейтра-
ли трансформатора увеличивает амплитуду харак-
теристики аварийного режима (при несимметрич-
ных КЗ), что приводит к улучшению условий ус-
тойчивости.
Для улучшения устойчивости могут быть ис-
пользованы нагрузочные резисторы, включенные
последовательно или параллельно. При поврежде-
ниях в системе, связанных с нарушением баланса
механической и электрической мощности генера-
тора (КЗ, отключение одной из параллельных ли-
ний), включается нагрузочный резистор, который
компенсирует в какой-то мере несоответствие
мощностей, уменьшая избыточную мощность, раз-
виваемую первичным двигателем. Этот небаланс
мощности может быть скомпенсирован также
уменьшением мощности первичных двигателей,
для чего необходима установка быстродействую-
щих безынерционных регуляторов турбины.
Оперативное управление и средства ПА позво-
ляют проводить мероприятия режимного характера,
способствующие повышению надежности ЭЭС. Из-
вестно, что характер переходных процессов и ус-
тойчивость ЭЭС зависят от схемы и предшествую-
щего режима работы, поэтому соответствующее из-
менение схемы ЭЭС с помощью ПА помогает повы-
шению ее устойчивости. Так, своевременное отклю-
чение части генераторов, реакторов, нагрузки или
деление ЭЭС на части при аварии может сохранить
устойчивость ЭЭС в целом или ее частей.
Автоматическая ресинхронизация генераторов,
выпавших из синхронизма, равно как и АПВ после
аварийного отключения от сети, способствует
обеспечению потребителей электроэнергией и со-
хранению динамической устойчивости.
К режимным мероприятиям, улучшающим ди-
намическую устойчивость, необходимо отнести
осуществляемое с помощью средств ПА практиче-
ски безынерционное управление активной мощно-
стью ЛЭП постоянного тока, которые работают па-
раллельно с межсистемными связями переменного
тока [45.24]. Качественно новыми возможностями
повышения надежности и устойчивости ЭЭС обла-
дает введенная в промышленную эксплуатацию
первая в стране адаптивная централизованная сис-
тема ПА [45.25].
45.12. ОСОБЫЕ РЕЖИМЫ В ЭЭС
К особым режимам относят следующие: холо-
стой ход электропередачи и связанные с ним специ-
фические виды неустойчивости (самовозбуждение,
самораскачивание, субсинхронный резонанс), син-
хронизацию генераторов, асинхронный ход генера-
тора (или части ЭЭС), выпавшего из синхронизма,
-его ресинхронизацию и т.д.
Установившийся холостой ход ЛЭП. Режим
одностороннего включения ЛЭП на генераторы пе-
редающей электростанции должен проверяться
по следующим показателям: перегрузка генерато-
ров реактивным током, повышение напряжения
на открытом конце ЛЭП, возможность возникнове-
ния самовозбуждения генераторов или синхронных
компенсаторов, отсутствие упругих колебаний ва-
лопровода турбоагрегата.
Реактивная мощность (знак «-» соответствует
емкостному току, опережающему напряжение)
некомпенсированной линии при известном напря-
жении Ц в начале ЛЭП (рис. 45.31)
(4
=-— tga0/ = -—tgA,
с zc
где / — длина ЛЭП, км; zc — волновое сопротивле-
ние; а0 — коэффициент фазы, рад/км; А = а01 —
волновая длина ЛЭП, рад.
Напряжение на открытом конце ЛЭП 1/2 =
= Ц/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 на-
пряжение U2, при длинах 500—1200 км корониро-
ванис увеличивает U2, а при длинах свыше 1200 км
оно замедляет рост U2.
На рис. 45.31 приведены зависимости С/j, 1/2,
gj в функции длины ЛЭП.
Реактивную мощность, генерируемую ЛЭП дли-
ной до 1000 км, приближенно можно определить как
Q = PctgX, где Рс — натуральная мощность ЛЭП.
Если на открытом конце ЛЭП (рис. 45.32)
включен реактор (бр), то реактивная мощность:
61Р =
-т— sm2anZ
Ч °
repV еР
/ +2-Е Ctgao/-1
Д, cj гс
Рис. 45.31. Характер изменения напряжения на
открытом конце линия я зарядной мощности
в функции длины:
без учета потерь на корону;-------с учетом
потерь на корону
Рис. 45.32
Более точные расчеты параметров режима хо-
лостого хода ЛЭП с учетом короны и насыщения
стали генераторов и трансформаторов ведутся ме-
тодом, изложенным в [45.26].
Синхронизации — процесс включения гене-
раторов на параллельную работу с ЭЭС. При син-
хронизации важно провести включение так, чтобы
возникающие на валу генератора механические
моменты были не опасны для машины. Применяет-
ся точная синхронизация и самосинхронизация.
Оба способа включения машин в систему могут
осуществляться вручную и автоматически
(см. также разд. 48).
Точная синхронизация — это включение возбу-
жденного генератора в сеть при условии равенства
его частоты и напряжения частоте н напряжению
сети прн отсутствии угла сдвига синхронизируе-
мых напряжений. При этом способе синхронизации
разница частот обоих напряжений должна быть в
пределах ± 0,2 %. В настоящее время наибольшее
распространение получили автоматические син-
хронизаторы с постоянным временем опережения,
обеспечивающие указанную выше разницу частот.
Для определения условий успешной точной син-
хронизации может быть применен способ площадей.
Самосинхронизация — это включение невозбу-
жденного генератора на шины ЭЭС с предваритель-
ным сообщением ему с помощью первичного дви-
гателя частоты вращения, близкой к синхронной.
После включения (или одновременно с ним) на ге-
нератор подается возбуждение и он втягивается
в синхронизм под действием синхронного момен-
та. Определение тока генератора при самосинхро-
низации производится исходя из допущения, что
скольжение его равно нулю, а машина не возбужде-
на, но обмотка ротора замкнута на гасительные ре-
зисторы. Для ЭЭС включение в сеть невозбужден-
ного генератора эквивалентно внезапному трехфаз-
ному КЗ за сопротивлением генератора. В этих ус-
ловиях амплитудное значение ударного тока об-
мотки статора в наиболее неблагоприятный мо-
мент включения можно опснить как
i = l,8j2 „ У
где U — напряжение на шинах ЭЭС, на которые
включается генератор; x"d, хв„ — сверхпереходное
сопротивление синхронизируемого генератора
и сопротивление ЭЭС (внешнее) соответственно.
Если генератор включается методом самосин-
хронизации непосредственно на шины мошной
системы (хвп = 0), то 1уд будет равен ударному току
трехфазного КЗ на выводах генератора, на который
он рассчитывается при проектировании. Включе-
ние генератора способом самосинхронизации
обычно сопровождается снижением напряжения на
шинах генератора VT и в других узлах ЭЭС. В пер-
вый момент остаточное напряжение на зажимах ге-
нератора Ur = iyax"d. По мере удаления от генерато-
ра снижение напряжения в узлах ЭЭС становится
меньше. Практикой использования самосинхрони-
зации установлено, что кратковременное снижение
напряжения обычно допустимо и мало влияет на
работу потребителей.
Электромагнитный момент при самосинхрони-
зации зависит от угла включения 80. При включе-
нии с малым скольжением максимальный момент
самосинхронизации наступает при углах 80 = 45°,
135° и т.д. Максимальный электромагнитный мо-
мент при самосинхронизации не должен превы-
шать момента при трехфазном КЗ на выводах
машины.
Быстрое включение генераторов на параллель-
ную работу в аварийных условиях и значительное
упрощение устройств автоматики являются глав-
ными достоинствами способа самосинхронизации
по сравнению с точной синхронизацией. Протека-
ние процесса втягивания генератора в синхронизм
при самосинхронизации рассчитывается методами,
изложенными выше.
Несинхронное автоматическое повторное
включение (НАПВ) осуществляется без предвари-
тельной проверки синхронизма и происходит
с произвольными углами между ЭДС разделивших-
ся генераторов ЭЭС. При этом в синхронных маши-
нах и другом оборудовании могут возникать значи-
тельные электродинамические усилия, превышаю-
щие максимально допустимые.
Предельно допустимые нагрузки на конструк-
ции всех синхронных машин определяются из ус-
ловия трехфазного КЗ на их зажимах. Поэтому до-
пустимость применения НАПВ для синхронных
машин определяется условиями
7ПС/Е<1; M1IC/M<1,
где L, М,,„ М„ — максимальное значение токов
и электромагнитных моментов при несинхронном
включении в наиболее неблагоприятный момент
времени и при КЗ в рассматриваемых выше услови-
ях соответственно.
При проверке допустимости НАПВ синхронные
машины в расчетной схеме представляются ЭДС
Е" и сверхпереходным сопротивлением x"d. В слу-
чае необходимости нагрузка учитывается ЭДС Е"
и шунтом с реактивным сопротивлением хп. ЛЭП
и трансформаторы замещаются их реактивными со-
противлениями. Без учета нагрузки расчетная схема
приводится к виду «станция—станция». Векторы
ЭДС источников противоположных концов вклю-
чаемой ЛЭП предполагаются сдвинутыми на угол
180° и равными 1,05.
Максимальный ток (периодическая составляю-
щая), протекающий при несинхронном включении,
Arc = "q 1 + Е)^х"d + XBI1) = 2>! '(x'd + хвц). то-
гда как ток трехфазного КЗ на выводах генератора
/к= Е”ч j !x"d (в этих выражениях Е" ], x"d — пара-
метры синхронизируемой машины; Е"2 ,хв|1—па*
раметры эквивалентного генератора ЭЭС). Далее
могут быть определены [45.23] максимальные мо-
менты Мпс и Мк при углах включения для турбоге-
нераторов 120°, гидрогенераторов 135°.
Сопоставление двух условий допустимости
НАПВ по току и моменту показывает, что опреде-
ляющим является ограничение по моменту. Однако
наличие однозначной зависимости между током
несинхронного включения (8 = 180°) и значением
максимального момента, а также сложность вычис-
ления последнего в разветвленной сети позволяют
проверку НАПВ по моменту заменить расчетами
по току несинхронного включения. Приняты сле-
дующие предельные кратности этого тока [45.23]:
для синхронных компенсаторов
4с/4ом^0>84/^;
для турбогенераторов и гидрогенераторов
с демпферными обмотками
7IIC/7IIOM< 0,625/х;.
Если эти неравенства соблюдаются, то НАПВ
допустимо, в противном случае повторяют расчеты
при учете нагрузки, принимая Е" = 0,9 и хп = 0,35.
Если и тогда неравенства не соблюдаются, то
НАПВ недопустимо.
Установившийся асинхронный ход генера-
тора в ЭЭС характеризуется скольжением Joo, при
котором момент турбины уравновешивается асин-
хронным моментом генератора. Значение Joo мож-
но ориентировочно найти графически как коорди-
нату точки пересечения характеристики момента
турбины в функции скольжения Л/т = <p(j) при ста-
тизме автоматического регулятора частоты враще-
ния (АРЧВ) турбины о и приближенной зависимо-
сти среднего значения асинхронного момента от
скольжения:
^ас.ср
U2 [xd~x'd Td
xdx’d 1 + (sT’d)2.
~ 2 ,S
Если машина, выпавшая из синхронизма, воз-
буждена, то на валу генератора действует также
синхронный момент переменного знака, обуслов-
ливающий пульсации мгновенного значения сколь-,
жения от до j_При этом наблюдаются пе-
риодические изменения значения и знака активной
мощности, а также периодические колебания тока
и напряжения в ЛЭП, которое в центре качаний мо-.
жет падать до нуля. В связи с тем что периоды асин-
хронных качаний велики, длительность снижения
напряжения также значительна, а это может при-
вести к нарушению электроснабжения потребите-
лей. Частота частей ЭЭС, работающих несинхрон-
но, также различна: в дефицитной части ЭЭС она
падает и при снижении до значения срабатывания
уставок автоматической частотной разгрузки
(АЧР) может отключиться часть нагрузки, в избы-
точной части частота растет и АРЧВ, воздействуя
на клапаны турбин, уменьшают их мощность.
Устранить асинхронный режим в ЭЭС можно
либо разделением несинхронно работающих час-
тей с помощью разделительной автоматики типа
АЛАР, либо путем ресинхронизации. Для эквива-
лентного возбужденного генератора, представляю-
щего электростанцию, работающую на мощную
систему, необходимым признаком возможности
ресинхронизации является прохождение через
нуль мгновенного значения скольжения.
Критерии ресинхронизации в такой схеме под-
робно изложены в [45.18]. Установлено, что при про-
чих равных условиях (предшествующий режим, при-
чины возникновения асинхронного режима, его ха-
рактер) доминирующее влияние на условия ресин-
хронизации оказывают динамическая характеристи-
ка АРЧВ турбины и характеристика асинхронного
момента (мощности) генератора. Турбогенераторы
даже с учетом внешнего сопротивления развивают
значительную асинхронную мощность и имеют бла-
гоприятные характеристики АРЧВ, что способству-
ет снижению продолжительности асинхронного ре-
жима и успешной ресинхронизации (по сравнению
с ресинхронизацией гидрогенераторов [45.18]).
Самовозбуждение синхронной машины, ра-
ботающей на емкостную нагрузку, — это вид элек-
тромагнитной неустойчивости, при появлении ко-
торой в значительной степени или полностью теря-
ется возможность управления установившимся ре-
жимом. При этом в отдельных точках ЭЭС само-
произвольно могут устанавливаться значения на-
пряжения, опасные для изоляции оборудования.
Нарастание тока возбуждения в процессе самовоз-
буждения может быть либо апериодическим
(синхронное самовозбуждение явнополюсной ма-
шины — зона I, рис. 45.33), либо колебательным
(асинхронное самовозбуждение — зоны II и III,
рис. 45.33). Частота тока и напряжения при само-
возбуждении соответствует частоте собственных
колебаний в электрическом контуре, образованном
внешней сетью с входным емкостным сопротивле-
нием и электрической машиной. Амплитуда собст-
венных колебаний ограничивается насыщением
стали машин и трансформаторов.
Асинхронное самовозбуждение является наи-
более опасным для ЭЭС вследствие того, что коле-
бания тока и напряжения до максимальных значе-
Рис. 45.33. Зоны синхронного I и асинхронного (II
и III) самовозбуждения:
а — явнополюсной машины; б — неявнополюсной
машины:
xd & xdM + ХВН> хд - xtjM + ЛВН> x'd ? x'dM + ХВН
ний нарастают в течение нескольких периодов,
а существующие устройства АРВ не могут пода-
вить этот быстроразвиваюшийся процесс.
Точное определение условий, при которых воз-
можно самовозбуждение, ведется на основе пол-
ных уравнений Парка—Горева.
Установлено, что синхронное самовозбужде-
ние (зона I, см.-рис. 45.33) явиополюсного генера-
тора в системе координат хс, г ограничивается по-
ловиной окружности с радиусом (xd - xq) /2 и цен-
тром (xd + xq) /2, расположенным на оси ординат xq.
Самовозбуждение будет исключено, если парамет-
ры внешней сети будут соответствовать условиям:
емкостное сопротивление хс > xd или активное со-
противление г > (xd - х?) /2.
Зона II (см. рис. 45.33) асинхронного самовоз-
буждения явнополюсной машины без демпферных
обмоток ограничивается половиной окружности
с радиусом (xq - х'd) /2 и центром на оси хс, отстоя-
щим от начала координат на (xq + х^)/2. Зону II
иногда называют зоной репульсионно-синхронного
самовозбуждения.
При изменении внешнего емкостного сопро-
тивления хс в пределах 0 < |хс| < x'd возможно по-
явление асинхронного самовозбуждения (зона III,
см. рис. 45.33). Эта зона для гидрогенератора без
демпферных обмоток узкая.
У неявнополюсной машины может возникать
лишь асинхронное самовозбуждение при внешнем
емкостном сопротивлении 0 < |хс| < xrf. Размеры
зоны III существенно зависят от наличия и конст-
рукции демпферных обмоток. У турбогенераторов
эта зона больше, чем у гидрогенераторов.
Методы определения границ зон самовозбуж-
дения полно изложены в [45.27]. j
Проверка на отсутствие самовозбуждения гене-
раторов, включаемых на ЛЭП (при / < 1500 км),
имеющую реакторы на обоих концах, может прово-
диться по упрощенному критерию, соответствую-
щего условию хс > xd:
ctga0/ + gp2
d
(бр! + 6p2)ctSa(/ ^р1бр2 KS
mexd— синхронное сопротивление включаемых ге-
нераторов по продольной оси, отн. ед. (по каталож-
ным данным); Ks = SrlI0M/Pr — номинальная мощ-
ность включаемых генераторов, отн. ед., на шины
которых включается ЛЭП; Рс = Р6аз = L^10M/zc —
базисная мощность, за которую принята натураль-
ная мощность ЛЭП; <2р|, бр2 — мощность (отнесен-
ная к Рс) реакторов, отн. ед., включенных соответст-
венно в начале и конце ЛЭП. При отсутствии в нача-
ле и конце ЛЭП реакторов соответствующие им зна-
чения (2р принимаются равными нулю.
Самовозбуждение генераторов произойдет, ес-
ли предыдущее неравенство не выполняется. Его
можно устранить, предусмотрев установку допол-
нительных реакторов на ЛЭП, мощность которых
будет наименьшей при размещении реакторов на
открытом конце ЛЭП:
где U2 — напряжение на открытом конце ЛЭП (при-
нимается равным допустимому в этом режиме).
Реально самовозбуждение можно ожидать при
работе генераторов на ненагруженные ЛЭП и
в ЭЭС, в которой имеется продольная емкостная
компенсация каких-либо элементов.
Самораскачивание синхронных машин —
режим, при котором случайно возникшие колеба-
ния ротора генератора имеют нарастающую или ус-
тановившуюся амплитуду. Самораскачивание
сильно затрудняет нормальную работу ЭЭС или де-
лает ее невозможной.
Самораскачивание генераторов может возни-
кать при малой нагрузке машин (так называемое
параметрическое самораскачивание) и соответст-
венно малом угле 5, значение которого может быть
в первом приближении определено из выражения
8 ''%£•
где г, — активное и реактивное сопротивления
генераторов и простейшей внешней сети соответ-
ственно.
Более точное выявление границ, при нарушении
которых может возникнуть параметрическое само-
раскачивание, проводится с помощью уравнений
Парка—Горсва. Увеличение возбуждения генерато-
ра расширяет область самораскачивания. Аналогич-
но действует увеличение активного сопротивления
в ЭЭС. Рост же постоянной инерции машины сужа-
ет область самораскачивания (рис. 45.34).
Практика показывает, что мошные машины при
продольной емкостной компенсации в ЛЭП не под-
вержены параметрическому самораскачиванию.
Наличие на явнополюсных генераторах демпфер-
ных обмоток (особенно поперечных), АРВПД без
зоны нечувствительности и АРВСД устраняет са-
мораскачивание.
ер2 >-----------------------,
1 + к|(с,8СС0/ +
Если по результатам расчетов основных рабо-
чих режимов была предусмотрена установка реак-
торов мощностью (2р2п в конце ЛЭП, то мощность
дополнительных реакторов для подавления само-
возбуждения будет равна (?р2д = бр2 - С?р2„-.
Для определения нагрузки генераторов, вклю-
ченных на ненагруженную ЛЭП с реакторами по
обоим концам, находится зарядная мощность линии
Qc “ + 2р2[22р1 +
Рис. 45.34. Области параметрического самораска-
чиваиии синхронных машин в режимах малых
нагрузок:
-------без учета переходных процессов ,в статоре
+ 2ctga0/ + 2gp2(1 + £?p]tga0Z)J - 1, J ,
Подсинхроиный резонанс (крутильные коле-
бания валопровода генераторов). Если статор гене-
ратора включен на ненагруженную линию, имею-
щую продольную емкостную компенсацию или ти-
ристорные статические компенсаторы либо другие
аналогичные устройства, то образуется резонанс-
ный контур с собственной частотой ниже синхрон-
ной, или, как говорят, подсинхронной угловой ско-
ростью шп. Трехфазный ток обмотки статора под-
синхронной частоты создает вращающееся с той же
частотой магнитное поле статора, тогда как ротор
синхронной машины вращается с синхронной час-
тотой в ту же сторону и в своем движении опережа-
ет поле статора. При этом на подсинхронных часто-
тах синхронная машина ведет себя подобно асин-
хронной, развивая активную мощность, соответст-
вующую асинхронному моменту. В тех случаях,
когда активное внешнее сопротивление обмотки
статора велико, оно демпфирует ток подсинхрон-
ной частоты и соответствующий ему асинхронный
момент уменьшается. Если же значение этого со-
противления мало, то возникающие колебания под-
синхронной частоты оказываются незатухающими.
С другой стороны, валопровод мощного турбо-
генератора представляет собой механическую сис-
тему, в которой с помощью специальных муфт со-
единены возбудитель, генератор, цилиндры низко-
го, среднего и высокого давления турбины. Таким
образом, этот валопровод является механической
системой большой массы, отдельные части которой
вследствие гибкости вала могут совершать одна от-
носительно другой крутильные колебания. Собст-
венные частоты крутильных колебаний зависят
от жесткости валов и инерционности соответст-
вующих масс валопровода и лежат в пределах син-
хронной частоты.
В тех случаях, когда собственные частоты элек-
тромеханического момента и механической систе-
мы совпадают, в результате их взаимодействия
на этой частоте возникают незатухающие механи-
ческие и электрические колебания. Механические
крутильные колебания ротора генератора вызыва-
ют электрические колебания тока и напряжения
в цепях статора, которые, в свою очередь, усилива-
ют собственные электрические колебания в сети.
Описанное явление получило название элек-
тромеханического крутильного взаимодействия,
или подсинхронного (субсинхронного) резонанса.
По интенсивности механических напряжений,
вызываемых электромагнитными моментами, воз-
действующими на валопровод турбоагрегата, суб-
синхронный 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 короткий
промежуток времени (секунды) привело к разруше-
нию вала турбогенератора [45.28].
При исследовании субсинхронного резонанса
внешняя сеть и статор генератора описываются
уравнениями Парка—Горева. Уравнения крутиль-
ных колебаний системы валопровода записывают-
ся отдельно для каждой выделенной массы. В об-
щем случае, если валопровод имеет п масс, то для
<-й массы валопровода в малых отклонениях урав-
нение генератора будет иметь вид:
Tji РЬМ, = ~ (Р4 _ м + Du + j + 0ДШ,. +
+ Di -1, i -1 + -^i, i + +1 ~ (Kl - 1,1+
+ Ki i + + Kt _ 1( (A8; _ j + Kit i + tД8; +, + ДЛ/ЭЛ,
где 8;, <i)j -— угол закручивания и угловая скорость;
рБ.&1 = Оц, _ j i,Dii + i — собственные и вза-
имные коэффициенты демпфирования масс; Kj_ i (,
Kj i + ( — взаимные коэффициенты жесткости;
ДА/ЭЛ — приращение электромагнитного момента,
действующего на генератор и вызванного токами
подсинхронной частоты (для остальных масс вало-
провода этот момент равен нулю).
Совокупность нелинейных дифференциальных
уравнений, описывающих электромагнитные и уп-
ругомеханические явления в ЭЭС, линеаризуются
и исследуются на статическую устойчивость.
Для исследования подсихронного резонанса
весь турбоагрегат надо представить, по крайней ме-
ре, двумя инерционными массами. Установлено,
что в заштрихованной части области неустойчиво-
сти (см. рис. 45.34) у характеристического полино-
ма появляется пара комплексно-сопряженных кор-
ней с положительной вещественной частью, что
свидетельствует о появлении в ЭЭС периодиче-
ских колебаний с нарастающей амплитудой.
Если же турбоагрегат в механической части
представлен не двумя, а большим числом инерци-
онных масс п, то исследование позволяет обнару-
жить п неустойчивых дополнительных форм коле-
бательного движения валопровода.
Наиболее опасным режимом в отношении воз-
никновения крутильных колебаний является ре-
жим холостого хода.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
45.1. Жданов П.С. Вопросы устойчивости! элек-
трических систем. М.: Энергия, 1979.
45.2. Веников В.А. Переходные электромехани-
ческие процессы в электрических системах.—4-е изд.
М.: Высшая школа, 1985.
45.3. Горев А.А. Переходные процессы синхрон-
ной машины. —2-е изд. доп. Л.: Наука, 1985.
45.4. Ульянов С.Л. Электромагнитные переход-
ные процессы в электрических системах. М.: Энергия,
1980.
45.5. Переходные процессы электрических сис-
тем в примерах и иллюстрациях / Под рсд. В.А. Строе-
ва. М.: Знак, 1996.
45.6. Андерсон П., Фуад А. Управление энерго-
системами и устойчивость. М.: Энергия, 1980.
45.7. Вайнер И.Г., Крючков И.П. Кривые изме-
нения периодической составляющей тока короткого
замыкания мощных генераторов с учетом влияния
энергосистем // Электричество. 1975. № 10. С. 53—56.
45.8. Лосев С.Б., Черпин А.Б. Вычисление элек-
трических величии в несимметричных режимах элек-
трических систем. М.: Энергоатомиздат, 1983. \
45.9. Таев И.С. Электрические контакты и дуго-
гасительные устройства аппаратов низкого напряже-
ния. 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 рсд. В.А. Веникова, В.А. Строева. М.: Выс-
шая школа, 1988.
45.12. Электроэнергетическне 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. Пу-
ти повышения вычислительной эффективности расче-
тов переходных процессов сложных электроэнергети-
ческих систем // Электричество. 1990. № 7. С. 13—17.
45.14. Стотт Б. Расчеты переходных процессов в
энергетической системе//ТИИЭР. 1979. Т. 67. № 2.
45.15. Электрические системы. Управление пере-
ходными режимами электроэнергетических систем /
Под рсд. В.А. Веникова. М.: Высшая школа, 1982.
45.16. Руководящие указания по устойчивости
энергосистем. М.: СПО «Союзтсхэнерго», 1983.
45.17. Окин А. А., Семенов В. А. Противоаварий-
ное управление в ЕЭС России. М.: Изд-во МЭИ, 1996.
45.18. Экспериментальные исследования режи-
мов энергосистем / Под ред. С. А. Совалова. М.: Энер-
гоатомиздат, 1985.
45.19. Васин В.П. Устойчивость электрических
систем при постоянстве эквивалентных ЭДС синхрон-
ных машин // Доклады научно-технической конферен-
ции по итогам научно-исследовательских работ за
1968—1969 гг. Секция электроэнергетическая. М.:
МЭИ, 1969.
45.20. Идельчик В.И. Расчеты и оптимизация ре-
жимов электрических сетей и систем. М.: Энергоатом-
издат, 1988.
45.21. Барииов В.А., Совалов С.А. Режимы энер-
госистем: методы анализа и управления. М.: Энерго-
атомиздат, 1990.
45.22. Строев В.А., Карасев Е.Д. Вопросы по-
строения рационального алгоритма расчета областей
устойчивости электроэнергетических систем // Изв. АН
СССР. Энергетика и транспорт. 1979. № 3. С. 37—45.
45.23. Методические указания по определению
устойчивости энергосистем. Ч. I, Ч. II. М.: СПО «Со-
юзтехэнерго» Минэнерго СССР, 1979.
45.24. Чесаченко В.Ф., Малышев А.В. Матема-
тическая модель передачи постоянного тока для расче-
та электромеханических переходных процессов //
Электричество. 1991. № 10.
45.25. Кощеев Л.А., Окни А. А., Мошкин Е.Н.
Адаптивная централизованная система противоава-
рийной автоматики // Электричество. 1991. № 10.
45.26. Электрические системы. Т. III. Передача
энергии переменным током высокого напряжения /
Под рсд. В. А. Веникова. М.: Высшая школа, 1972.
45.27. Самовозбуждение и самораскачиванис в
электрических системах / В.А. Веников, Н.Д. Аниси-
мова, А.И. Долгинов, Д.А. Федоров. М.: Высшая шко-
ла, 1964.
45.28. Урусов И. Д. Моделирование колебатель-
ных процессов в валопроводе турбоагрегата // Элек-
тричество. 1983. № 5.
Раздел 46
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
3'
СОДЕРЖАНИЕ
46.1. Общие положения..................408
46.2. Релейная защита сетей 110—330 кВ 409
46.2.1. Ступенчатые защиты ВЛ 110—
330 кВ...........................410
Шкаф ШДЭ 2802 (410). Дистанционная за-
щита основного комплекта. Шкаф ШДЭ 2801
(410). Выбор параметров срабатывания и
проверка чувствительности измерительных
органов дистанционной защиты (ШДЭ 2801
и ШДЭ 2802) (413). Токовые защиты основ-
ного комплекта (415). Выбор параметров
срабатывания и проверка чувствительности
токовых защит ВЛ напряжением 110—330,
500 кВ и выше (одиночные с двусторонним
питанием линии без УПК) (419). Резервный
комплект защит шкафа ШДЭ 2802 (423). Ос-
новные технические данные шкафа
ШДЭ 2802 (423).
46.2.2. Панель направленной фильтровой
высокочастотной защиты ВЛ 110—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 110—
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 защита ПДЭ 2001 (450).
Измерительные и пусковые органы защиты
(450). Токовая зашита ПДЭ 2002 (456).
Панель направленной и дифференциально-
фазной 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 ПДЭ 2000 (477).
4.6,4 . Релейная защита трансформаторов и авто-
трансформаторов понижающих ПС...........479
46.4.1 . Релейная защита трансформаторов
110—220 кВ.......................480
Основные защиты (480). Резервные защиты
(484).
46.4.2 . Релейная защита АТ 220 кВ
мощностью 63—250 МВ • А..........488
Основные защиты (488). Резервные защиты
(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 защиты
типа ШЭ 2109 (518). Шкаф защиты типа
ШЭ 2107 (522).
46.5. Микропроцессорная защита сетей 6—
10 кВ..............................533
46.6. Релейная защита электрических
двигателей.........................546
46.7. Релейная защита энергоблоков.......554
Общие вопросы работы энергоблоков (554).
Выполнение и расчет уставок устройств
релейной защиты энергоблоков (555).
46.8. Общие вопросы релейной защиты
собственных нужд электростанций..........563
Выполнение и расчет уставок релейной
защиты собственных нужд (564). Защита
резервного ТСН мощностью 25—63 МВ • А
(567). Защита от замыканий на землю (567).
46.9. Система технического обслуживания
устройств релейной защиты.........567
Список литературы........................571
46.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
В настоящее время выпускаются и находятся в
эксплуатации устройства защиты элементов элек-
троэнергетических систем, выполненные на элек-
тромеханической, микроэлектронной (линейные и
логические интегральные микросхемы) и микро-
процессорной элементной базе.
Электромеханические устройства релейной за-
щиты (РЗ) морально устарели, однако в эксплуата-
ции, в силу ряда причин, все еще составляют боль-
шинство. Принципы действия, техническая реали-
зация и методы расчета параметров указанных уст-
ройств достаточно полно отражены в существую-
щей технической литературе, например в «Руково-
дящих указаниях по релейной защите», и поэтому
рассматриваются далее только в тех случаях, когда
их использование не противоречит современной
отечественной практике проектирования.
Из выпускаемых российской промышленно-
стью и освоенных в эксплуатации устройств РЗ
наиболее совершенными на данное время являют-
ся комплексы (системы) микроэлектронных уст-
ройств. Использование интегральных микросхем
(ИМС) позволило, в частности, повысить быстро-
действие защит, реализовать измерительные и пус-
ковые органы £ более эффективными характери-
стиками срабатывания, ввести в состав защит
средства автоматического функционального и ав-
томатизированного тестового контроля, а также
снизить потребление мощности от измерительных
трансформаторов тока и напряжения. При этом не-
сколько повысилось потребление от источников
оперативного тока.
Длительный опыт эксплуатации данных уст-
ройств (около 20 лет) позволил выявить их основ-
ные недостатки, которые были устранены при по-
следующей модернизации. Поэтому современные
микроэлектронные устройства РЗ обладают необхо-
димым быстродействием, высокой отстроенностыо
от режимов с требованиями несрабатывания при
удовлетворительной в большинстве случаев чувст-
вительности к режимам короткого замыкания (КЗ) с
учетом усложнившихся условий дальнего резерви-
рования, а также имеют надежность функциониро-
вания, удовлетворяющую принятым для релейной
защиты требованиям. Наличие встроенного автома-
тизированного тестового контроля, а также конст-
руктивных возможностей подключения современ-
ных внешних средств проверки (устройство автома-
тизированной проверки типа УАП, испытательная
система «Реле-томограф» и др.) позволяют снизить
трудозатраты на техническое обслуживание.
Вместе с тем следует отметить, что с учетом со-
временной практики в области релейной защиты
промышленно развитых стран, характеризующейся
преимущественным использованием микропроцес-
сорных (МП) терминалов, микроэлектронные уст-
ройства РЗ также можно считать морально устарев-
шими. Их использование представляется целесооб-
разным для отдельных элементов энергосистемы
при замене электромеханических устройств защи-
ты, исчерпавших свой физический ресурс.
Использование в электроэнергетике' Россйй'
МП-терминалов, реализующих в том числе и функ-
ции РЗ, а также выполненных на их основе коорди-
нированных систем защиты, автоматики, контроля
и управления отдельными энергообъектами нахо-
дится в стадии опытной эксплуатации. При этом в
сетях напряжением 110 кВ и выше используются ис-
ключительно МП-терминалы зарубежных фирм, по-
скольку серийное производство отечественных тер-
миналов осуществляется только для сетей 6—35 кВ
(НТЦ «Механотроника» и др.). Из перспективных
российских разработок следует otmcthti. унифици-
рованную микропроцессорную платформу типа
БЭ2704 (НПП «ЭКРА»), на базе которой создана се-
рия терминалов, реализующих функции релейной
защиты, автоматики и управления присоединений
110—220 кВ [46.18].
С технической точки зрения широкое использо-
вание МП-терминалов ограничивается отсутстви-
ем достаточного опыта их эксплуатации, а также
необходимостью полноценного решения ряда про-
блем. Основными из этих проблем являются: обес-
печение необходимого уровня электромагнитной
совместимости МП-терминалов с электроэнергети-
ческим объектом; необходимость адаптации тер-
миналов зарубежных фирм к отечественным прин-
ципам защиты электроэнергетических систем (раз-
личие в принципах выполнения защит ВЛ от КЗ на
землю, режимах заземления нейтрали в сетях одно-
го класса напряжения и т.д.); необходимость ис-
пользования для защиты мощных трансформато-
ров и автотрансформаторов нескольких МП-терми-
налов, обладающих аппаратной и функциональной
избыточностью при отсутствии реализации ряда
требуемых функций [токовая защита обратной по-
следовательности, контроль изоляции вводов
(КИВ) и др.], а также отсутствие методических ука-
заний по расчету параметров терминалов различ-
ных фирм-производителей. Решение части про-
блем более просто достигается при использовании
МП-терминалов на вновь сооружаемых объектах, а
также при полной реконструкции существующих.
Учитывая вышеизложенное, а также экономиче-
ские факторы, можно полагать, что неизбежный пе-
реход на микропроцессорную элементную базу по-
требует относительно длительного переходного пе-
риода, в течение которого микроэлектронные уст-
ройства РЗ наряду с другими будут выпускаться и
эксплуатироваться в электроэнергетике России.
В данном разделе рассматриваются принципы
действия, основные технические характеристики,
методы расчета параметров и особенности примене-
ния комплексов микроэлектронных устройств РЗ се-
тей напряжением ПО—500 кВ и выше, автотранс-
форматоров 330—750 кВ, электромеханические уст-
ройства РЗ трансформаторов, блоков генератор -
трансформатор, а также микропроцессорные терми-
налы, реализующие функции релейной защиты и ав-
томатики сетей 6—10 кВ. Приведенные технические
решения соответствуют ПУЭ [46.1], а также дейст-
вующим директивным материалам, регламентирую-
щим проектирование в области релейной защиты.
46.2. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА СЕТЕЙ 110—330 кВ
В настоящее время серийно выпускается
(ЧЭАЗ и НПП «ЭКРА») комплект микроэлектрон-
ных устройств РЗ для сетей 110—330 кВ в следую-
щем составе:
панель ПДЭ 2802 направленной фильтровой
высокочастотной защиты [46.2], используемая
в качестве основной на ВЛ 110—330 кВ, вместо па-
нели ДФЗ-201;
шкаф ШДЭ 2801 [46.3], используемый в качест-
ве резервных защит ВЛ 110—-330 кВ (взамен пане-
ли ЭПЗ 1636-67), содержащий трехступенчатую
дистанционную защиту с блокировками при кача-
ниях и неисправностях цепей напряжения, четы-
рехступенчатую токовую направленную защиту
нулевой последовательности, токовую отсечку без
выдержки времени и реле тока устройствг резерви-
рования отказа выключателей (УРОВ);
шкаф ШДЭ 2802 [46.3] и шкаф ШДЭ 2802М
(модернизированный), используемые в качестве
основной и резервной защит ВЛ 110—330 кВ (вза-
мен модернизированной панели ЭПЗ 1636-67), со-
держащие основной комплект защит в составе шка-
фа ШДЭ 2801 и резервный комплект — двухсту-
пенчатые дистанционную и токовую нулевой по-
следовательности защиты;
шкаф ШДЭ 2803, содержащий комплект защит
в составе шкафа ШДЭ 2801, а также два индивиду-
альных (по одному на выключатель) комплекта
УРОВ и блок контроля исправности цепей прием-
ных 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 прием-
ных реле защиты и УРОВ;
шкаф ШЭ 2307 дифференциальной токовой с
торможением защиты сборных шин 110—220 кВ;
шкаф ШДЭ 2805, содержащий четыре идентич-
ных индивидуальных (по одному на выключатель)
комплекта УРОВ.
Каждый индивидуальный комплект УРОВ со-
держит один трехфазный орган тока, одно прием-
ное реле, блок логики, блок выходных реле и один
орган выдержки времени. При срабатывании УРОВ
действует без выдержки времени на отключение
резервируемого выключателя («действие на себя»),
а с выдержкой времени — на отключение смежных
выключателей и запрет автоматического повторно-
го включения (АПВ).
В шкафах ШДЭ 2803 и ШДЭ 2804 УРОВ имеет
общие с защитой цепи переменного тока и оператив-
ного постоянного тока и проверяется вместе с ней.
46.2.1. Ступенчатые защиты ВЛ ПО—330 кВ
ШКАФ ШДЭ 2802
Назначение и состав. Шкаф ШДЭ 2802 ис-
пользуется в качестве единственного комплекта за-
щит, когда нет основной защиты с абсолютной се-
лективностью, и обеспечивает дальнее и ближнее
резервирование одновременно. При наличии ос-
новной защиты с абсолютной селективностью ус-
танавливается шкаф ШДЭ 2801.
Шкаф ШДЭ 2802 содержит основной и резерв-
ный комплекты, имеющие независимые цепи пере-
менного тока и питания оперативным постоянным
током, раздельные цепи переменного напряжения,
отдельные выходные промежуточные реле [46.3].
Основной комплект (по составу — ШДЭ 2801)
содержит трехступенчатую дистанционную заши-
ту (ДЗ) с блокировками при качаниях (БК) и неис-
правностях цепей напряжения (БН), токовую от-
сечку, четырехступенчатую токовую направлен-
ную зашиту нулевой последовательности
(ТНЗНП), реле тока УРОВ и блок питания.
Резервный комплект содержит двухступенча-
тые ДЗ и ТНЗНП, блок питания и использует уст-
ройства БК и БН основного комплекта. Возможны
раздельная проверка или вывод одного из комплек-
тов при сохранении в работе другого.
Предусмотрена возможность использования
основного комплекта или шкафа ШДЭ 2801 с уст-
ройствами передачи и приема отключающих и раз-
решающих высокочастотных (ВЧ) сигналов.
Особенности выполнения шкафа. Цепи пере-
менного тока и напряжения основного и резервного
комплектов содержат блоки датчиков тока и напря-
жения. Датчики тока основного и резервного ком-
плектов могут подключаться к разным трансформа-
торам тока.
Питание комплектов постоянным оперативным
током осуществляется через блоки питания со ста-
билизаторами напряжения, подключаемые к раз-
ным автоматам оперативного тока.
Выходные цепи содержат по два выходных
промежуточных реле в комплекте, общих для дис-
танционной и токовой защит. Реле действуют на
отключение двух выключателей, пуск УРОВ, ос-
циллографа, противоаварийной автоматики (ПА),
регистратора, а также па останов секундомера.
Входные цепи шкафа принимают сигналы от
внешних устройств на панелях управления выклю-
чателями, от защит других (параллельных) линий и
от устройств телеотключения.
Логическая часть шкафа выполнена на основе
ИМС серии К511 напряжением 15 В. Прием логи-
ческих сигналов от внешних устройств осуществ-
ляется герконовыми реле РПГ2 и РПГ5, для надеж-
ной работы контактов которых используется на-
пряжение 24 В.
Местная сигнализация осуществляется свето-
излучающими диодами па лицевых панельках бло-
ков и лампами на дверце шкафа: зеленой — сраба-
тывание защит и белой — неисправность защиты.
Технические данные защит шкафа ШДЭ 2802
приведены далее.
ДИСТАНЦИОННАЯ ЗАЩИТА ОСНОВНОГО
КОМПЛЕКТА. ШКАФ ШДЭ 2801
Измерительные органы каждой ступени имеют
три реле сопротивления KZ, включенные на разность
фазных токов и междуфазные напряжения (возмож-
но включение на напряжение относительно нулевой
точки системы). Характеристики срабатывания
в плоскости Z даны на рис. 46.1. Характеристика II
ступени охватывает начало координат (рис. 46.1, б).
Для срабатывания ДЗ при коротком замыкании
вблизи от места установки защиты предусмотрен об-
щий контур «памяти» для I и III ступеней.
Пусковой орган блокировки при качаниях
(ПОБ) реагирует на скорость изменения комплекса
тора A/2Z.At (рис. 46.2). Дополнительный канал
Рис. 46.1. Характеристики срабатывания измери-
тельных органов сопротивления ДЗ ШДЭ 2801:
а — I и III ступени; б — II ступень
Рис. 46.2. Структурная схема пускового органа
блокировки при качаниях ШДЭ 2801
реагирует на скорость изменения комплекса тока
А/1/ f\t и обеспечивает работу БК при незначи-
тельном или кратковременном появлении тока/2,
например при К® [46.3].
Схема ПОБ содержит фильтр тока обратной по-
следовательности/2 ФТОП с фильтром нижних час-
тот; блок выделения приращений БП1, состоящий
из инвертирующего полосового фильтра ПФ и сум-
матора С; дифференцирующий блок ДБ1, состоя-
щий га выпрямителя В, безынерционного Б и интег-
рирующего И звеньев, чувствительного POI и гру-
бого РО2 реагирующих органов и органа логики Л.
В нормальном режиме ток небаланса ФТОП
суммируется в сумматоре С с его же инвертирован-
ным значением и на выходе сумматора С Д/2 = 0,
т.е. сигнал, отсутствует. Опорное напряжение Uo,
определяющее минимальную уставку ПОБ, через
выпрямитель В подается на входы звеньев Б и И,
которые в установившемся режиме обеспечивают
превышение тормозного сигнала /т относительно
рабочего /р,.при этом органы РО1 и РО2 не сраба-
тывают и сигнала на выходе 6/вых нет.
В начальный момент КЗ напряжение на выходе
фильтра ПФ не изменяется, а на выходе сумматора
С выделяется приращение Д/2, подводимое через
выпрямитель В к блокам Б к И. Поскольку сначала
сигнал на выходе звена И не изменяется, то при ус-
ловии К/Щ > 1,ЗС/0 получается /р > /т и срабаты-
вает орган РО1. При качаниях отстройка от медлен-
ного изменения приращения тока Л/2 на выходе
фильтра ФТОП обеспечивается выбором коэффици-
ента торможения и постоянной времени звена И.
Чувствительный реагирующий орган РО1 мо-
жет срабатывать при коммутациях нагрузок или
удаленных КЗ и недопустимо часто выводить защи-
ту на длительное время. Уставка органа РО2, от-
строенного от коммутации нагрузки, в 2—3 раза
грубее уставки органа РО1. Грубый реагирующий
орган РО2 обеспечит пуск защиты при КЗ на защи-
щаемой линии, если она окажется выведенной после
срабатывания органа РО1.
Канал Д/] подключен к выходу фильтра тока
прямой последовательности ФТППтл выполнен ана-
логично, но грубее канала Д/7 в 2-—3 раза.
Быстродействующие I и II ступени (с умень-
шенной выдержкой времени) вводятся на заданное
время (0,2; 0,4; 0,6 с) и выводятся на время блоки-
рования (до возврата БК).
Медленнодействующие ступени (II с большей
выдержкой и III) вводятся на 3, 6, 9 или 12 с до воз-
врата БК в исходное состояние.
ПОБ защит ШДЭ 2801 и ПДЭ 2001 аналогичны.
Логическая часть ДЗ основного комплекта
обеспечивает:
пуск каждой ступени с контролем устройства-
ми БК и БН;
блокирование при касаниях быстродействую-
щих ступеней защиты;
срабатывание отдельных ступеней с различны-
ми выдержками времени;
ускорение отдельных ступеней оперативно при
включении выключателя и при приеме ВЧ-сигиала;
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, упрощен-
ных элементов выдержки времени (элементы за-
держки), а также типовых элементов выдержки
времени (реле времени). Вспомогательные проме-'
жуточные реле — герконовые типа РПГ-2.
Работа защиты при КЗ в зоне I ступени. При
срабатывании хотя бы одного KZI, переключении
элемента D1.1 и при наличии пусковых сигналов от
устройств БК (пуск быстродействующих ступеней)
и БН на входе D2.3 последний переключается и от-
крывает VT1. При этом через диод VD6 сигнал по-
ступает на выходной элемент зашиты D7.2, кото-
рый переключается и подает сигнал на D4.2. При
наличии на двух других входах сигналов о срабаты-
вании измерительного органа и об исправности
схемы дистанционной защиты с выходного элемен-
та автоматического контроля D4.3 переключается
D4.2 и срабатывает выходное реле KL4, пускающее
вспомогательные реле, действующие на выходные
реле шкафа (иа схеме отсутствуют).
Контакты реле KL1 и KL2 используются для
пуска ВЧ-сигнала и регистратора соответственно.
Рис. 46.3. Принципиальная схема логической части ДЗ ШДЭ 2801 (SB1 — кнопка возврата
сигнализации)
412______________ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ .....[Разд. 46
Предусматривается самоудерживание I ступени
при условии одновременного срабатывания KZ2 и
БК (элементы D5.4 и D3./), что предотвращает воз-
врат защиты после начала се срабатывания и по ис-
течении времени ввода устройством БК. Возможен
подхват I ступени от KZ2 при близких КЗ, когда она
работает по «памяти» (D5.1, SB1 включена). При
ХВ4 в положении XS7 и отключенном SB3 получа-
ем I ступень с выдержкой времени DT1.1.
Работа защиты при КЗ в зоне II ступени. При
срабатывании хотя бы одного из KZ2, переключе-
нии D2.1 и наличии сигналов от БК и БН на входах
D3.1 или D3.2 возможно срабатывание с разными
выдержками времени: с меньшей при переключе-
нии D3.1 и наличии сигнала от БК (пуск быстро-
действующих ступеней) или с большей при пере-
ключении D3.2 и наличии сигнала пуска медлен-
нодействующих ступеней от БК. При срабатыва-
нии II ступени с любой выдержкой времени через
диоды VD5 или 1'1)3 сигнал поступает'на выход-
ныелогические элементы, как н при срабатывании
I ступени. Самоудерживание элементов D3.1 и
D3.2 обеспечивается элементами D5.4 и D6.1. При
оперативном ускорении II ступени контактом реле
KL6 через VD4 сигнал поступает на выходные эле-
менты защиты, при этом пуск от БК происходит
через элемент D3.1, как и для быстродействующих
ступеней. Возможно срабатывание I и II (с мень-
шей выдержкой) ступеней с пуском от БК, но без
последующего вывода — сигнал от БК, обеспечи-
вающий пуск медленнодействующих ступеней,
поступает на D2.3 и D3.1.
Работа защиты при КЗ в зоне III ступени. При
срабатывании хотя бы одного из KZ3, переключе-
нии D2.2, при наличии на входах D4.I пусковых
сигналов медленнодействующих ступеней от БК
и БН он переключается, с выдержкой времени эле-
мента DT2.2 через диод VD2 сигнал поступает на
выходные логические элементы защиты. Само-
удерживание D4.1 при возврате БК обеспечивается
элементом D6.2. Возможна работа III ступени по-
мимо БК, когда ПОБ нечувствителен к КЗ, в зоне
дальнего резервирования (ХВЗ в положение XS6)
и защита контролируется только БН.
Ускорение II (III) ступени вводится контактом
KL7, которое срабатывает при отключенном вы-
ключателе и при отсутствии напряжения на линии.
При включении выключателей ускоряется II (ХВ1
bXSI) или III ступень (ХВ1 uXS2).
Передача отключающего (разрешающего) ВЧ-
сигналаМ 2 при срабатывании KZI (KZ1 и KZ3 при
замкнутом SB2) осуществляется контактом KL1,
управляющим вспомогательным реле (в схеме от-
сутствует).
Автоматический контроль и блокирование за-
щиты. При ложных срабатываниях элементов вы-
держки времени и логических фиксируется несоот-
ветствие состояния логической части и измери-
тельных и пусковых органов. Сигналы срабатыва-
ния любого из KZ через D5.2, D5.3 и D6.3 поступа-
ют на 07.1 и D1.2. Сигналы срабатывания БК, БН и
через диод VD1 от логической части поступают на
D1.2. При отсутствии сигнала D6.4 через D7.1 бло-
кируется выходной элемент D4.2 и реле KL4 не сра-
ботает. Элемент D1.2 переключается н через D4.3
пускает KL3. Выдержка времени DT4 больше мак-
симального времени отключения КЗ (13 с). Контакт
KL3 — для сигнализации неисправности защиты.
При ложном срабатывании измерительных или
пусковых органов (БК), а также контроля органа ис-
правности цепей напряжения защита блокируется
через время, которое больше достаточного для ее
срабатывания, в предположении, что любой из изме-
рительных или пусковых органов может находиться
в сработанном состоянии не больше времени до от-
ключения КЗ. Если длительность сигнала на выходе
D1.2 превышает выдержку времени DT4, последний
срабатывает и через D4.3 блокируется выходной
элемент D4.2. О неисправности сигнализирует KL3.
Устройства тестового контроля позволяют кон-
тролировать защиту без дополнительной аппарату-
ры с помощью специальных блоков, размыкающих
цепи питания выходных реле и исключающих лож-
ные отключения вследствие ошибок персонала.
Сигнализация срабатывания отдельных кана-
лов защиты осуществляется светодиодами, вклю-
ченными на выходы триггеров «памяти» (кнопка
SB1 возврат сигнализации).
ВЫБОР ПАРАМЕТРОВ СРАБАТЫВАНИЯ
И ПРОВЕРКА ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТИ
ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ОРГАНОВ ДИСТАНЦИОННОЙ
ЗАЩИТЫ (ШДЭ 2801 И ШДЭ 2802)
Характеристики срабатывания реле сопротив-
ления представлены на рис. 46.1. Характеристика
срабатывания реле сопротивления I ступени в плос-
кости сопротивлений имеет форму, близкую к ок-
ружности, проходящей через особые точки Z|, Z2 и
Z3. Окружность составлена из трех дуд опираю-
щихся на хорды Z|Z2, Z2Z3 И Z3Zr Угол макси-
мальной чувствительности реле составляет 75°.
Характеристика срабатывания II ступени — че-
тырехугольник с вершинами Zj, Z2, Z3 и Z4, охва-
тывающий начало координат. Предусмотрены две
ступени регулирования наклона правой боковой
стороны четырехугольника Ыа = 0,6 и Ь!а = 0,3.
Угол максимальной чувствительности равен 75°
(название «угол максимальной чувствительности»
для характеристик в виде четырехугольника и тре-
угольника условно и обозначает угол направления,
по которому задается уставка ZyCT).
Характеристика реле сопротивления III ступе-
ни— треугольник с вершинами Zj, Z2, Z3 . Преду-
смотрены две ступени регулирования наклона пра-
вой боковой стороны, проходящей через начало ко-
ординат под углом у = 47° или у = 35° к оси R. Реле
сопротивления I и III ступеней имеют общий блок
памяти, обеспечивающий правильную работу реле
при близких КЗ.
Выбор выдержек времени ступеней защит.
В схеме предусмотрены I ступень без выдержки
времени, II — с выдержкой, равной сумме времени
действия УРОВ и ступени селективности, т.е.
1уров + △z (если такая ступень удовлетворяет тре-
бованиям чувствительности), 111 ступень с выдерж-
кой, выбираемой в общем случае по встречно-сту-
пенчатому принципу. Все соотношения ниже при-
водятся для линий без устройства продольно-
емкостной компенсации (УПК) и ответвлений.
Выбор сопротивлений срабатывания ступеней
защиты. Первичное сопротивление срабатывания
I ступени Z^3 выбирается по условию отстройки
от металлического КЗ на шинах подстанции на про-
тивоположном конце линии:
2с.з - Zn1 /^отс >
где7л] ^—сопротивление защищаемой линии; Аотс =
= 1,15 — коэффициент отстройки, учитывающий
различные погрешности, неточность расчета элек-
трических величин и необходимый запас.
Первичное сопротивление срабатывания II сту-
„11
пени Zc принимается меньшим из полученных по
условиям:
согласования с I ступенью защиты предыдущей
линии
z11
ZC.3
1
^отс
z + 1 а
Л1 к. „ с-з-пред
ток II
d;
для линий ВН (СН) — отстройки от КЗ на ши-
нах СН (ВН) автотрансформатора подстанции
(ПС), примыкающей к противоположному концу
линии, или отстройки от КЗ на стороне НН транс-
форматора ПС (включенного аналогично авто-
трансформатору)
Z11 < -
с.з - к
1
отс
Z«1
d;
согласования с I ступенью зашиты, установлен-
ной на противоположном (по отношению к месту
установки рассматриваемой защиты) конце парал-
„I
лельнои линии — Z„ „ , при каскадном отклю-
чёнии повреждения на ней
1
Zc'з - Г
к.
’отс
Z + -—- ZJ
nl к I с.з.парал
d.
Здесь ZT — минимально возможное сопротивление
обмоток ВН и СН параллельно работающих авто-
трансформаторов или обмоток параллельно рабо-
тающих трансформаторов (с учетом регулирования
напряжения); а = 0,1 — коэффициент, учитываю-
щий различные погрешности измерительных
трансформаторов п релейной аппаратуры; Лтокц,
Атокт, Лток1 — коэффициенты токораспределения,
равные отношению первичного тока в месте уста-
новки защиты к току соответственно в предыдущей
линии, автотрансформаторе или в параллельной
линии; учитываются реально возможные режимы,
дающие максимально возможные значения этих
коэффициентов; d- sin <р3/ sin <p max 4 — отношение
синусов угла расчетного сопротивления (в приве-
денных выражениях <р3 — угла защиты) и угла мак-
симальной чувствительности.
•, Если предыдущий участок состоит из двух па-
раллельных линий, то выражение для первого из
условий примет вид
1
Z 1 < —
Z'C.3 — ь
'ОТС'
0,5 Z
7 ,. ’ л.пред
Ли 1 + и
Аток11
d.
Коэффициент чувствительности II ступени за-
щиты определяется по выражению
*4 = Zc“/Z3>
где Z3 — максимальное первичное сопротивление
в месте установки защиты при металлическом КЗ
в конце защищаемой линии; на линиях с односто-
ронним и двусторонним питанием Z3 - Znl. Если
угол <рз комплекса. Z3 отличается от угла макси-
мальной чувствительности <рп1ахч, то
^4=Zclsin^ax4/Z3sinf₽3-
Допустимое в соответствии с ПУЭ значение
Лч>1,25.
' Если выбранная II ступень неудовлетворитель-
на по чувствительности, то иногда возможно увели-
чить се сопротивление срабатывания и выдержку
времени с учетом следующего. Если определяющим
было условие согласования с 1 ступенью защиты
предыдущей линии, то возможно согласование со
II ступенью этой же защиты. Если определяющим
было условие отстройки от КЗ за автотрансформато-
ром на шинах СН (ВН), то согласование может про-
изводиться с I ступенью ДЗ на автотрансформаторе.
Наклон правой боковой стороны характеристи-
ки срабатывания реле сопротивления II ступени
выбирается по условию отстройки от минимально
возможного сопротивления Zllarp расч в максималь-
ном нагрузочном режиме:
7 = U / Г31
пагр.расч min ™ раб max ’
где t/mjrl, /ра6 тах — минимальное значение пер-
вичного напряжения в месте установки защиты
и максимальное значение первичного тока в защи-
щаемой линии в расчетном нагрузочном режиме.
Для повышения чувствительности к КЗ через пе-
реходное сопротивление значение b (см. рис. 46.1, б)
следует выбирать максимально возможным, удовле-
творяющим отстройке от Z ч.
При выборе параметров срабатывания HI сту-
пени защиты прежде всего рассматривается воз-
можность отстройки от максимального нагрузоч-
ного режима по углу. Для этого следует выбрать
угол у наклона правой боковой стороны характери-
стики реле сопротивления III ступени:
V ~ пагр.расч + дол >
где <рдоп = 12° — дополнительный угол, он должен
превышать сумму погрешностей характеристики в
сторону уменьшения у (принимается около 5°), по-
грешностей расчетов нагрузочного режима, погреш-
ностей измерительных трансформаторов в сторону
увеличения угла вектора сопротивления и запаса.
Если это условие удовлетворяется, то первич-
_ -Л11
ное сопротивление срабатывания III ступени Zc
выбирается по условию обеспечения требуемой
чувствительности при каскадном отключении ме-
таллического КЗ в конце зоны резервирования по
выражению
7 > к 7
с.з — '‘ч.треб^з
sin(p.
sin<₽max'4
где £чтреб = 1>2 — требуемый в соответствии с
ПУЭ наименьший коэффициент чувствительности
[46.1]; Z3 и <р3 — модуль и аргумент первичного со-
противления в месте установки защиты при метал-
лическом КЗ в конце зоны резервирования.
Если не удается обеспечить отстройку от нагру-
зочного режима по углу, то первичное сопротивле-
ние срабатывания III ступени Z™ выбирается по
условию отстройки от Zliarp расч по выражению
gill < Znarp.pac4 s^n^narp.pac4
С3“ Mb sin(Pmax ч
где кв — коэффициент возврата реле сопротивле-
ния. t
При выбранных значениях котс, кв и<ртах ч по-
лучается: "
Zc.a ~ 0,758Zi|arp расч sin<p|)arp расч .
После этого проверяется, обеспечивается ли
требуемый коэффициент чувствительности:
ч
„ III .
Zc,3 sln(Pmax ч ?
Z3sin<p3
Для правильной работы должна быть провере-
на чувствительность каждой ступени по току точ-
ной работы, определяемая коэффициентом чувст-
вительности кч т при КЗ между тремя фазами в рас-
четной точке:
к =/ . /7
4.1 з mm ' з.т >
где I3 г — минимальный первичный ток точной ра-
боты рассматриваемой ступени защиты.
Ток /Л mjn для I и II ступеней допустимо опреде-
лять при КЗ в конце защищаемой линии, при этом
минимальное значение Лчт > 1,3.
Для обеспечения согласования защит смежных
линий проверка по току точной работы должна
производиться для той ступени защиты предыду-
щей линии, с которой согласована защита после-
дующей линии.
ТОКОВЫЕ ЗАЩИТЫ ОСНОВНОГО КОМПЛЕКТА
Измерительные органы '.защиты. Основной
комплект содержит токовую отсечку от многофаз-
ных КЗ и токовую направленную защиту нулевой
последовательности от КЗ на землю.
Измерительный орган тока отсечки от между-
фазных КЗ включен на токи фаз ,4 и С.
Измерительные органы ТНЗНП: реле тока ну-
левой последовательности KANI, KAN2, KAN3 и
KAN4 в I—IV ступенях защиты соответственно
(рис. 46.4); орган направления мощности, содержа-
щий разрешающее KW1 и блокирующее KW2 реле
направления мощности; реле минимального напря-
жения KVI — нулевой последовательности. Пунк-
тиром выделены части схемы, размещающиеся в
различных модулях (Е2 и ЕЗ) с независимыми по-
зиционными обозначениями.
Измерительная схема реле III ступени KAN3 со-
держит фильтры, обеспечивающие необходимую
отстройку органа от периодических и апериодиче-
ских бросков намагничивающих токов трансформа-
торов при разновременности включения фаз выклю-
чателей, а также от переходных и установившихся
токов небаланса. Измерительный орган тока IV сту-
пени с целью повышения надежности защиты со-
держит два идентичных реле KAN4.1 и KAN4.2.
В схеме разрешающего реле KWI возможна
компенсация напряжения нулевой последователь-
ности с целью повышения чувствительности к уда-
ленным КЗ на землю.
Реле KV1 предназначено для фиксации исчез-
новения напряжения 3-й гармоники на зажимах
вторичных обмоток TV, соединенных в разомкну-
тый треугольник, для обнаружения неисправностей
в цепях напряжения нулевой последовательности;
Напряжение срабатывания реле KVI не отстраива-
ется от напряжения небаланса основной частоты.
Рис. 46.4. Принципиальная схема логической
части токовых зашит шкафа ШДЭ 2801
Токовая отсечка
Выходные реле тнзнп
I ступень
П ступень
II и Ш ступени с ускорением при включении выключателя
Ускорение защиты при срабатывании выходного реле
Неисправность ТНЗНП
С оперативным ускорением III ступень j
С выдержкой времени
IV ступень
Защита от неполнофазного режима
Ускорение III сту- пени с контролем направления мощ- ности в парал- лельной линии
Ускорение III сту- пени по ВЧ-каналу (от сигнала № 3)
Реле KV1 действует на сигнал или вывод направ-
ленности защиты. Технические данные токовых за-
щит приведены далее.
Логическая часть ТНЗНП основного комплек-
’та — шкаф ШДЭ 2801. Она обеспечивает:
контроль направленности работы ступеней с
разрешающим KW1 или блокирующим KW2 реле, а
также автоматический вывод направленности;
срабатывание 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 разре-
шающего ВЧ-сигнала;
защиту в неполнофазном режиме, вызванном
неполнофазным включением и отключением вы-
ключателя на линии без однофазного автоматичес-
кого повторного включения (ОАПВ);
надежное действие УРОВ без дополнительной
выдержки времени при неполнофазном отказе вы-
ключателя и переходе многофазного КЗ в одно-
фазное;
постоянный автоматический контроль исправ-
ности и возможность тестовой проверки.
Особенности выполнения схемы. 1. Направлен-
ность I и II ступеней обеспечивается разрешающим
реле KW1, а III и IV — разрешающим реле KW1 или
блокирующим KW2 (через перемычку ХВ5 или
ХВ6). Возможно выполнение каждой ступени нена-
правленной — перемычки ХВЗ, ХВ4, ХВ7 и ХВ8 сня-
ты. Возможен автоматический вывод направленно-
сти при неполнофазном режиме вследствие отказа
выключателя при отключении КЗ, когда при уста-
новке TV на линии возможны отказ разрешающего
KW1 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 отключе-
ние. Вывод направленности обеспечивается эле-
ментом D 7.1 при появлении на одном из его входов
сигналов: ‘ “
для вывода направленности в случае неполно-
фазного включения на КЗ от реле ускорения KL3
через перемычку ХВ1 (пуск реле KL3 аналогичен
пуску в дистанционной защите); вывод направлен-
ности на время, достаточное для срабатывания за-
щиты, обеспечивается элементом DTP,
для случая неполнофазного отключения КЗ —
от выходного логического элемента Dll. 1 (ХВ9 ус-
тановлена);
при исчезновении напряжения нулевой после-
довательности от реле К 1'1 через ХВ2.
2. Возможно срабатывание I ступени без вы-
держки времени или для отстройки от разновре-
менности включения фаз выключателей с выдерж-
кой времени элемента DT5.1, сигнал с выхода кото-
рого через диод VD1 поступает на выходные логи-
ческие элементы D5.4 и DILI. При переключении
DILI срабатывает KL2, пускающее вспомогатель-
ное реле, действующее на выходные реле шкафа
(на схеме не приведены).
При срабатывании II ступени с выдержкой вре-
мени элемента DT5.2 сигнал через VD2 поступает
на выходные элементы и реле KL2.
При срабатывании III ступени с выдержкой
времени, создаваемой элементом DT4.1, сигнал
через VD5 (модуль Е2) поступает на выходные
элементы и KL2.
3. Ускорение II или III ступени при включении
выключателя имеет место при установке перемыч-
ки ХВ10 в гнезда XS10 — П ступень, в XS11 — III
ступень, в XS12 ускорения не происходит. Ускоряе-
мая ступень контролируется разрешающим реле
направления мощности KIEL Ускорение вводится
контактом КЕЗ на заданное время — время возвра-
та элемента DT1. Для отстройки при необходимо-
сти ускоряемой ступени по времени от бросков на-
магничивающего тока используется элемент DT3.
4. Оперативное ускорение III ступени вводится
ключом (на рисунке отсутствует) и в схеме обеспе-
чивается контактом KL7 (модуль Е2) с выдержкой
времени элемента DTI (Е2). Через VD6 (Е2) сигнал
поступает на выходные элементы защиты.
5. Ускорение III ступени с контролем направле-
ния мощности в параллельной линии контролиру-
ется одновременно своим разрешающим KW1 и
блокирующим KW2 реле аналогичной защиты па-
раллельной линии. В цепь контроля ускоряемой
ступени включается контакт реле положения
«Включено» выключателя параллельной линии.
Для линий с одним выключателем, отходящих от
сборных шин, цепь контролируется также контак-
том реле положения «Включено» шиносоедини-
тельного выключателя, выводящим защиту при от-
ключении последнего. Контакты указанных реле
включены в цепь обмотки реле KL5. Контакт по-
следнего (в модуле Е2) замыкает цепь ускорения.
Для отстройки от разновременности включения
фаз выключателя возможна выдержка времени
(DT2 в модуле Е2). Сигнал с выхода DT2 через диод
VD8 (в модуль Е2) поступает на выходные логиче-
ские элементы защиты (модуль ЕЗ). Для передачи
информации о срабатывании реле КIV2 данной за-
щиты в ТНЗНП параллельной линии к выходу реле
KW2 подключено промежуточное реле, контакт ко-
торого выведен на зажимы шкафа.
6. Ускорение III ступени по ВЧ-каналу осущест-
вляется с использованием разрешающего сигнала
№ 3 с контролем пуска направленной III ступенью
(элемент D2.1 и реле KL1 в модуль Е2). Контакт KL1
выведен на зажимы шкафа и используется для связи
с ВЧ-аппаратурой. Действие на отключение при по-
ступлении ВЧ-сигнала № 3 (контакт KL6 в модуле
Е2) контролируется также направленной III ступе-
нью. Необходимую для отстройки от разновремен-
ности включения фаз задержку можно получить, ис-
пользовав элемент DT3 в Е2. Сигнал через VD7 (Е2)
поступает на выходные элементы защиты.
7. Надежное действие УРОВ без дополнитель-
ной выдержки времени при неполнофазном отказе
выключателя и переходе многофазного КЗ в одно-
фазное обеспечивается подхватом срабатывания
выходных реле шкафа при срабатывании KAN3 и
KW1 при условии предшествующего срабатывания
защит от междуфазных КЗ (ДЗ или токовой отсеч-
ки). Подхват срабатывания ТНЗНП осуществляется
контактом KL4, и через DT6, D9.1 и VD1 сигнал по-
ступает на выходные элементы защиты (ЕЗ).
8. Защита от неполнофазного режима, возмож-
ного при неполнофазиом включении или отключе-
нии выключателя, должна действовать на отключе-
ние выключателя, запрет АПВ и пуск ВЧ-сигнала
№ 1 для отключения выключателя противополож-
ного конца линии и запрет АПВ этого выключате-
ля. Пуск защиты и ВЧ-сигнала № 1 обусловливает-
ся замыканием контакта реле KL4 (Е2) при одно-
временном срабатывании любого из KAN4.
Для действия защиты (замыкания KL4) при од-
ном выключателе на линии необходимо срабатыва-
ние его реле непереключения фаз, а при двух вы-
ключателях цепь пуска контролируется этим же
контактом и контактом реле положения «Отключе-
но» второго выключателя (в режиме отключения
последнего). Защита выполнена с выдержкой вре-
мени элемента DT4 (Е2), одновременно выполняю-
щего функцию И (сигнал от KAN4). Для исключе-
ния ложного срабатывания при помехах действие
защиты от неполнофазных режимов при приеме
ВЧ-сигнала № 1 контролируется реле KAN4 или
устройством блокировки при качаниях.
9. Удвоение реле KAN4 (наиболее чувствитель-
ных) позволяет, используя взаимный контроль, по-
вышать надежность функционирования, снижая ве-
роятность ложных срабатываний ТНЗНП при неис-
правностях в органах тока. При срабатывании IV
ступени сигнал с выхода DT4.2 (Е2) через К£>9 по-
ступает на выходные элементы и реле KL2 (ЕЗ).
Для исключения ложного срабатывания ТНЗНП
при подаче питания выходной логический элемент
DILI блокируется на заданное время (£>72).
10. Автоматический функциональный кон-
троль позволяет обнаружить:
ложное срабатывание измерительна и логиче-
ских органов; \
отказы срабатывания измерительных органов;
излишние срабатывания измерительных орга-
нов.
Возможность ложных срабатываний практиче-
ски устраняется контролем, основанным на том,
что отдельные измерительные органы и элементы
логики не могут находиться в сработавшем состоя-
нии в течение времени, превышающего время от-
ключения КЗ (D7.2, D4.2, D5.2, D5.1, D5.3 и DT5).
Возможность отказов и излишних срабатыва-
ний фиксируется при несоответствии состояния из-
мерительных органов при КЗ, для чего сигналы
грубого и инвертированного, более чувствительно-
го, измерительных органов попарно (1—II, II—III и
III—IV ступеней) подаются на D1.3, D2.2, D2.3.
Контроль излишних и ложных срабатываний KW1
и KW2 фиксируется при одновременном срабатыва-
нии 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 междуфазных КЗ'. Ток сра-
батывания отсечки без выдержки времени выбира-
ется большим из условия отстройки от К^'1 вне за-
щищаемой линии
I = к
с.з отс к max ’
’ ДЗ) к
где 7 — наибольшее из (Значении периодиче-
ской составляющей тока в защите при К® на ши-
нах ПС, связываемых линией; £отс = 1,2 — коэффи-
циент отстройки, учитывающий наличие апериоди-
ческой и периодических составляющих в токе, а
также условия отстройки от уравнительного тока
при качаниях в системе
I —к Г
'с.з "отс ‘ ур.кач >
£отс = ^Д’-^уркач — максимальный уравнительный
ток качаний в полнофазном режиме.
Вторичный ток срабатывания 7ср = 1СЗ/К1,
где К/ — коэффициент трансформации трансфор-
матора тока.
Коэффициент чувствительности отсечки при
К<3) вблизи от места установки защиты в наиболее
вероятном режиме допустимо иметь не менее 1,2,
поскольку отсечка — защита вспомогательная.
Токовая защита нулевой последовательности.
Ступень I — отсечка без выдержки времени, II и
III — отсечки с выдержкой времени, IV — чувстви-
тельная ступень с выдержкой времени, выбираемой
по возможности по встречно-ступенчатому прин-
ципу. Выдержки времени II и III ступеней согласу-
ются 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 быстродейст-
вующей защиты и при этом понижена чувствитель-
ность (менее 1,3) II ступени].
Расчет параметров производится в следующем
порядке.
1. Ток срабатывания I ступени выбирается по
условиям отстройки от утроенного тока нулевой
последовательности в защите:
при замыкании па землю на шинах противопо-
ложной подстанции;
в неполнофазном кратковременном режиме при
неодновременном включении фаз выключателя;
в нсполнофазном режиме в цикле однофазного
автоматического повторного включения на линии.
Ток срабатывания по первому условию
А)С.З ~ ^ОТС' $А)з ’
по второму и третьему
А)с.з ~ ^отс З/опеп ’
где ктс =* 1,3—1,5 —- коэффициент, учитывающий
погрешности и запас; /Оз — максимальное значе-
ние периодической составляющей начального тока
нулевой последовательности в защите при замыка-
нии на землю на противоположной подстанции;
А)иеп — максимальное значение тока нулевой по-
следовательности в защите в пеполнофазном режи-
ме при неодновременном включении фаз или в цик-
ле ОАПВ на защищаемой линии.
Второе и третье условия могут не рассматри-
ваться, когда от разновременности включения I
ступень отстраивается по времени, а при ОАПВ
предусматривается ее автоматический вывод из ра-
боты. Ток 3/Оиеп рассчитывается в соответствии с
[46.4]. Ток срабатывания I ступени дополнительно
проверяется по условиям отстройки от броска на-
магничивающего тока трансформаторов, если в се-
ти возможно их включение под напряжение через
рассматриваемую линию.
2. Ток срабатывания II ступени выбирается по
условиям:
а) отстройки от утроенного тока нулевой после-
довательности в защите при замыкании на землю за
автотрансформатором предыдущей ПС (на стороне
смежного напряжения);
б) согласования с I ступенью защиты предыду-
щей линии или защиты от замыканий на землю, ус-
тановленной на стороне смежного напряжения ав-
тотрансформатора предыдущей ПС (вместо усло-
вия в п. «а», если это необходимо для повышения
чувствительности);
в) отстройки от утроенного тока нулевой после-
довательности в защите в пеполнофазном режиме в
цикле ОАПВ на защищаемой или предыдущей ли-
нии, а также в длительном неполнофазном режиме
на предыдущей линии. Отстройка от токов в цикле
ОАПВ не требуется, если ступень отстроена по вре-
мени или выводится в цикле ОАПВ из работы.
Ток срабатывания по условию в п. «а»
'осХ’З'оз-
где Аотс = 1,3 при использовании реле типа РТ40 и
Аотс ~ 1,2 для других реле; /Оз — максимальное
значение периодической составляющей начально-
го тока пулевой последовательности в защите при
КЗ на землю за автотрансформатором противопо-
ложной подстанции.
По условию в п. «б»
А)с.з ^отс 3 А)расч ’
где котс = 1,1 и /Орасч — расчетный ток — макси-
мальное значение периодической составляющей
начального тока нулевой последовательности в
рассматриваемой защите при КЗ на землю в конце
зоны ступени защиты, с которой производится со-
гласование.
Возможно графическое определение значения
З^Орасч в соответствии с рис. 46.5. Для радиальной
и кольцевой сетей с одиночными линиями без диа-
гональных связей значение 3/Орасч можно опреде-
лить апалитическй и ток срабатывания
’^Ос.з ~ ^отс^ток А)с.з.пред’
где /(1с 3 пред — ток срабатывания ступени защиты,
с которой производится согласование; Аток — мак-
симальный коэффициент токораспределспия, рав-
ный отношению тока в рассматриваемой защите к
току в защите, с которой производится согласова-
ние, при КЗ в конце зоны последней. Поскольку в
указанных сетях при перемещении КЗ вдоль смеж-
ной линии Аток остается неизменным, он может
быть рассчитан при КЗ в любой точке этой линии.
При /И = 1,0—1,5 с дополнительно проверятся
условие отстройки от тока небаланса в нулевом
проводе трансформаторов тока при качаниях и
асинхронном ходе.
Рис. 46.5. Графическое опрсделеине тока срабаты-
вания II ступени ТНЗНП ШДЭ 2801
Чувствительность защити по теку/оценивается
выражением
^ч.т — 3А)зпшУ20с.з>
где /0зп1|П — минимальное значение периодиче-
ской составляющей начального тока нулевой по-
следовательности в защите при расчетном виде КЗ
в расчетном режиме; /Ос 3 — первичный ток сраба-
тывания ступени. л
Чувствительность проверяется при однофаз-
ном, а иногда и при двухфазном КЗ на землю.
При КЗ в конце линии и на шинах противопо-
ложной ПС допустимый /счт > 1,5. При наличии на-
дежно действующей резервной ступени при КЗ
в конце линии допустимо иметь кч т — 1,3, а при на-
личии отдельной защиты шин противоположной
подстанции при КЗ в конце линии достаточно иметь
= 1,5 при каскадном отключении (сети 500 кВ).
При недостаточной чувствительности II ступени
может оказаться полезным ее согласование по току
и по времени со II ступенью предыдущей линии.
Если минимально допустимые значения коэф-
фициентов чувствительности не получаются, допол-
нительно ко II ступени устанавливается III ступень.
3. Ток срабатывания III ступени выбирается по
условию согласования с защитой предыдущей ли-
нии или автотрансформатора, установленной на
стороне смежного напряжения, и по условию от-
стройки от утроенного тока нулевой последова-
тельности в неполнофазных 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 трансформа-
торами (автотрансформаторами) данного и проти-
воположного концов линии.
Чувствительность III ступени проверяется в тех
же режимах и точках, что и в случае II ступени.
4. Ток срабатывания IV ступени отстраивается
от тока небаланса в нулевом проводе трансформа-
торов тока при трехфазных КЗ за трансформатора-
ми и на стороне НН автотрансформаторов:
где /<отс = I,25; /<ПС|, — коэффициент, учитывающий
увеличение тока небаланса в переходном режиме:
Лпер = 2 ПР" 'с.р 0,1 с и А11ер = I при р = 0,6 с;
Аиб — коэффициент небаланса, зависящий от крат-
ности расчетного тока к номинальному, трансфор-
маторов тока; при /расч = (2—3)/1|ом коэффициент
Л|1б ~ 0,05, при больших кратностях, но меньших
предельной Л||б = 0,05—1; /р.1сч — максимальное
значение фазного тока, проходящего в месте уста-
новки защиты при внешнем трехфазном КЗ.
Ток срабатывания этой ступени проверяется по:
условию отстройки от суммарного тока небаланса
в нулевом проводе трансформаторов тока в макси-
мальном нагрузочном режиме [46.4]. Коэффициент'
чувствительности ступени проверяется при одно-
фазных КЗ в конце зоны резервирования и допуска-
ется не менее 1,2 (при каскадном отключении КЗ).
Когда IV ступень не удовлетворяет условиям
чувствительности, допустимо выбрать ток сраба-
тывания по условию обеспечения требуемой чувст-
вительности и дополнительно проверить выбран-
ный ток срабатывания по условию отстройки от то-
ка небаланса в максимальном нагрузочном режиме.
ГА ,1V
Ориентировочно в расчетах можно принять /Осз =
= (0,05—0,1)7НОН, но не менее 60 А.
5. Направленность ступеней защиты обеспечи-
вается органом направления мощности, содержа-
щим разрешающее KW1 и блокирующее KIV2 реле.
Вольт-амперная характеристика реле, выполненно-
го на базе ИМС, приведена на рис. 46.6, а.
Параметры срабатывания; /0сз — первичный
ток срабатывания и йОс 3 — первичное напряжение
срабатывания — отстраиваются от суммарного зна-
чения небаланса в нагрузочном режиме;
^ = i;(^.6 + 3W:
t/Oc.3 = T£^on6 + 3t/o.,.P);
Рис. 46.6. Вольт-амперные характеристики реле направлении мощности
где ктс = 1,25; кй = 0,8; /0|1б — первичный ток не-
баланса в нулевом проводе трансформаторов тока в
максимальном нагрузочном режиме; А11С = 0,05 —
коэффициент небаланса; 6/0||6 — первичное напря-
жение небаланса в нагрузочном режиме, ориенти-
ровочно <70иб =..1,5—2,0 В; /0|1р, В’Опр — ток и на-
пряжение нулевой последовательности, обуслов-
ленные песиммстрисй в системе при несимметрии
нормального режима.
Отстройка первичных тока и напряжения сра-
батывания от небалансов при качаниях, асинхрон-
ном ходе и несинхронных включениях необходи-
ма, если токи срабатывания реле тока соответст-
вующих ступеней не отстроены от этих небалансов
или эти ступени не отстроены по выдержкам време-
ни от указанных режимов.
Ток и напряжение срабатывания реле направле-
ния мощности определяются выражениями
А)с.р.м ” А)с.з.м и ^Ос.р.м “ ^Ос.з.м ^С/» '
где ^Ос.з.м и Ц)с.з.м — первичные ток и напряжение
срабатывания реле направления мощности.
Коэффициент чувствительности проверяется
раздельно пр току и напряжению:
^ч.т ~ $А)з min^^Oc.p.M^Z »
<Н’3^0з™П/^с.Р.Н^
где /0зт!п и (70з т|п —минимальные значения пе-
риодической составляющей тока и напряжения ну-
левой последовательности в месте установки защи-
ты в расчетном режиме. ...
Минимально допустимые коэффициенты чув-
ствительности по току и напряжению при КЗ в кон-
це линии равны 1,5 и при КЗ в конце зоны резерви-
рования— 1,2.
Если требуемая чувствительность не обеспечи-
вается, можно использовать устройство компенса-
ции напряжения на линии. Дополнительно необхо-
димо определить значение сопротивления компен-
сации — так называемое сопротивление смещения
ZCH. Вольт-амперная характеристика со смещени-
ем показана на рис. 46.6,6. Собственно в реле на-
правления мощности принят параметр тока смеще-
ния 70см> определяемый как /Осм - t/OyCT/ZCM, где
Ц)уст определяется ближайшим значением к рас-
считываемому ранее [70с р м.
Значение ZCM должно приниматься меньщим из
двух, определяемых условиями: 1
увеличения напряжения ЗС70з, подводимого К
защите, до значения, обеспечивающего необходи-
мую чувствительность;
исключения излишних срабатываний защиты
при КЗ вне защищаемой зоны за шинами ПС, где
установлена рассматриваемая защита.
В соответствии с условиями выбор ZCM ’произ-
водится по выражениям:
3U' V /,v
->с/0з _ и0с.з , 7 Ч1сл
Л/ Ки - К,'
З^Оз L0e.3 3/0|mx
'Моте ™
или после преобразований:
= (З^з-^осЛ):
4 ( зб/0„л
с« К I I Оз - I.
Л6/у0тах у Лотс J
где 3t7p3 и 31/у3 —утроенное напряжение нулевой
последовательности в месте установки защиты при
КЗ на землю в конце зоны резервирования и при КЗ
на шинах ПС, где установлена защита; /0|пах —
максимальный утроенный ток нулевой последова-
тельности в месте установки защиты.
Если оба условия не могут быть удовлетворены,
то компенсация нс может быть использована. В
этом случае может оказаться целесообразным ис-
пользование блокирующего реле KW2 . (см.
рис. 46.4).
Ток срабатывания реле KW2, как и для реле
KWI, должен быть согласован с током срабатыва-
ния реле тока контролируемых ступеней защиты:
70с.з — 7’отс70с.р.м»
где /0сз — ток срабатывания наиболее чувстви-
тельной направленной ступени защиты (чаще IV) и
Лоте = >.2.
Для блокирующего реле принимается UocpM =
= 0,5 В.
Возможность использования варианта с блоки-
рующим реле оценивается поведением' реле KW2
при внешнем КЗ в направлении, противоположном
направлению действия рассматриваемой ступени:
блокирующее реле должно при этом надежно сра-
ботать и разомкнуть цепь защиты:
3,0з S Цхс.р.ьЛсЛ-
где ЗС/0з — утроенное падение напряжения нуле-
вой последовательности на сопротивлении защи-
щаемой линии (без учета результирующего сопро-
тивления от тин противоположной подстанции до
нулевой точки системы).
Пропорциональность изменения тока и напря-
жения нулевой последовательности в месте вклю-
чения защиты для рассматриваемых сетей позволя-
ет записать
3Ц)з > kmcU0c.p.MKU
370з 70с:з
Для повышения надежности срабатывания за-
щиты целесообразно хотя бы одну из ступеней,
охватывающую с достаточным запасом чувстви-
тельности всю линию, выполнять ненаправлен-
ной или направленной с использованием блоки-
рующего реле.
6. Дополнительные условия, выполнение кото-
рых необходимо в более общих и сложных случаях,
подробно рассмотрены в [46.4].
РЕЗЕРВНЫЙ КОМПЛЕКТ ЗАЩИТ
ШКАФА ШДЭ 2802
Резервный комплект.предназначен'дЛя ближне-
го резервирования при отказе защит основного ком-
плекта и поэтому содержит только двухступенча-
тые дистанционную защиту от многофазных КЗ и
ТНЗНП от КЗ на землю. В целях упрощения отсут-
ствуют все виды ускорения ступеней с выдержками
времени, не предусмотрена передача сигналов теле-
отключения и частично используется аппаратура
основного комплекта, но при выходе последнего из
строя защиты резервного комплекта остаются в ра-
боте. При потере напряжения питания основного
комплекта возможно действие ДЗ резервного
комплекта помимо блокировки при качаниях или с
использованием упрощенной блокировки, реаги-
рующей на скорость приращения сопротивления.
Данные резервного комплекта приведены ниже.
ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ
ШКАФА ШДЭ 2802
Кратность рсгулирования уставки в це-
пях напряжения .................. 20
Диапазон токов 10 %-ной точности/,(р,
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 максимальнойЧувствительности 75°
Время действия,' ci при / 21 т и при
0<Zp<Zy.?.......................... 0,035
Реле сопротивления II ступени основного
и резервного комплектов
Минимальная уставка срабатывания
zy mini 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—10:
Г: (1,5-50)
Время действия, с, при I = 21.t р и при
0,lZy<Zp<0,6Zy.. .. ............. 0,050
Основные параметры защит шкафа
Реле сопротивления III ступени основного
комплекта
Номинальный ток, А .;............. 5 или 1
Номинальное напряжение переменного k ?
тока, В.... ................i..... 100
Частота, Гц....................... 50
Номинальное напряжение оперативного
постоянного тока, В.................. 220 или 110
Дистанционная зашита
Реле сопротивления I ступени основного
и резервного комплектов
Минимальная уставка срабатывания
Zymir, Ом/фазу...................... 1,25(0,25)* *;
.2,5 (0,5);
5,0 (1,0)
* Здесь и далее по тексту числа в скобках соответ-
• ствуют исполнению шкафа на, 5 А.
Минимальная уставка срабатывания .
Zy min’ Ом/фазу.................. 2,5 (0,5);
У 5(1,0);
10(2)
Кратность регулирования уставки в це-
пях напряжения................... 45
Диапазон токов 10 %-ной точности, А,
при Zy, Ом/фазу; • <
2,5 (0,5)..................... 0,6—20
(3—100)
5(1).......................... 0,2—10
(1-50)
10(2)......................... 0,1—5.
’ (0,5—25)
Время действия, С, при I — 2 Z.,p и при
o<zp<o,6Zy...........,v.q........ 0,050
Коэффициент возврата реле сопротив-
ления I- -III ступеней, определяемый
при/1ЮМ.......................... 1,05
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)
грубого органа..................... 0,12 (0,6);
0,24(1,2);
0,48 (2,4)
Время срабатывания, с, при двухфазном
КЗ и токе / = 2/.(. рРСЛс сопротивления
III ступени......................... 0,015
Токовые защиты
Реле тока
з f
Минимальное значение уставок по току
срабатывания ТНЗНП, А: ’
I ступень (основного и резервного ком-
плектов) и токовая отсечка ...... 0,35(1,75)
II ступень (основного 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 сраба-
тывания ТНЗНП:
1 ступень и токовая отсечка...... 70
II ступень........ .............. 40
111 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 срабатыва-
ния, А.............................. 0,04 (0,2)—
0,18(0,9)
Диапазон уставок по напряженикНГра-
батывания, В........................ 0,5—2,25
Угол максимальной чувствительности
Ч’.тхч.град:
разрешающее реле.................... 250+ 10
блокирующее реле................. 70 + 10 ‘
Коэффициент возврата................ 0,8
Время срабатывания при 2,5С/с р ••
и 2,5/с _, с....................... 0,03
Время срабатывания выходного проме-
жуточного реле, с.................. 0,02
Время возврата защиты, с............ 0,07 • д)
Потребляемая мощность
По цепям переменного то.ка, В/ А/фазу:
в симметричном режиме.............. 3
в однофазном режиме................ 4
По цепям напряжения переменного тока,
В • А/фазу:
от обмоток трансформатора напряжения, со-
единенных в звезду................... 3
от обмоток трансформатора напряжения, со-
единенных в разомкнутый треугольник... 3
По цепям оперативного постоянного тока, Вт .. 82
46.2.2. Панель направленной фильтровой
высокочастотной защиты ВЛ НО—330 кВ
типа ПДЭ 2802
НАЗНАЧЕНИЕ И ФУНКЦИОНАЛЬНАЯ СХЕМА
Зашита предназначена для использования в ка-
честве основной па двух- и мпогоконцевых ВЛ
ПО—330 кВ, не оборудованных ОАПВ. При ис-
пользовании на многоконцевых ВЛ направленная
фильтровая высокочастотная (ВЧ) защита имеет
существенные преимущества по сравнению с диф-
ференциально-фазной токовой ВЧ-защитой [46.5].
При несимметричных КЗ защита действует как
фильтровая направленная с ВЧ-блокировкой, а при
симметричных — как дистанционная направленная
с ВЧ-блокировкой и блокировкой при качаниях.
Панель выполнена на основе современных ин-
тегральных микросхем, в частности операционных
усилителей типа К553 УД2 и логических микро-
схем типа К176.
Для организации ВЧ-канала связи используют-
ся приемопередатчики типа АВЗК-80, обеспечи-
вающие передачу и прием блокирующих сигналов,
и аппаратура автоматического контроля (АК) ка-
налов АК-80. Для передачи сигналов телеотключе-
ния (ТО) может быть использована аппаратура
АНКА-АВПА [46.6].
В функциональной схеме защиты рис. 46.7
можно выделить несколько связанных между собой
каналов [46.2]:
/— основной канал отключения, воздействую-
щий на выходные цепи защиты и пуск сигнала ТО;
И — канал пуска ВЧ-сигнала, используемого для
блокирования защиты при внешнем КЗ; III — до-
полнительный канал отключения, предназначен-
ный для снижения вероятности ложного срабатыва-
ния защиты; IV— канал блокировки при качаниях;
V— канал защиты ВЛ при опробовании и отстрой-
ки от КЗ за трансформаторами на ответвлениях.
При несимметричных КЗ основными измери-
тельными органами (ИО) защиты являются вклю-
ченные на составляющие обратной последователь-
ности (ОП) блокирующие и отключающие реле то-
E5—KL1 DS2
Дополнительный
канал
Ш
Отключение при
опробовании
Рис. 46.7. Функциональная схема панели защиты ПДЭ 2802:
положения ключа SA3: 1 — «Работа»; 2 — «Вывод»; 3 — «Проверка»; КИН — контроль исправности цепей-,
напряжения; РКО — реле команды отключить; РКВ — реле команды включить; РПО — реле положения
отключено; АК — аппаратура автоматического контроля
ка и напряжения /26л,^2 бл и ^2от> ^2оТ’ отключаю-
щее реле направления мощности Л/2от, а также от-
ключающее реле тока с торможением 12от Вольт-
амперные характеристики измерительных органов
ОП приведены на рис. 46.8, а. Для реле /26л, ^2бл
и /2от, П2от характеристики изображены с учетом
объединения их выходов по схеме И (сплошные ли-
нии), а характеристика М2от Дана при угле' макси-
мальной чувствительности реле.
При симметричных КЗ основными ИО защиты
являются блокирующее Z6n и отключающее Z0T
реле сопротивления, включаемые на токи и напря-
жения фаз А и С. Характеристики срабатывания
указанных реле приведены на рис. 46.8, б.
В случае использования защиты на линии с от-
ветвлениями в нее вводятся, два дополнительных
Рис. 46.8. Характеристики измерительных орга-
нов панели защиты ПДЭ 2802:
а — вольт-амперные характеристики ПО обратной
последовательности; б — характеристики срабатыва-
ния реле сопротивления
ИО сопротивления Zflon, включаемые на токи и на-
пряжения фаз А и В, В и С, а также реле тока нуле-
вой последовательности (канал И), предназна-
ченные для отстройки зашиты от КЗ за трансформа-
торами ответвлений при отсутствии на последних
комплектов ВЧ-защиты.
Особенности выполнения зашиты, связан-
ные с несимметричными повреждениями. Для
обеспечения высокой устойчивости несрабатыва-
ния при внешних КЗ защита выполнена с ненаправ-
ленным ускоренным пуском ВЧ-передатчика (канал
//) от чувствительных блокирующих ИО тока /2бп и
напряжения UiCn’ включенных по схеме И DX1 (см.
рис. 46.7). Остановка ВЧ-передатчика при внутрен-
них КЗ осуществляется отключающим реле направ-
ления мощности обратной последовательности
М2от. Ввод в действие Л/2от происходит одновре-
менно с пуском ВЧ-передатчика сигналом с выхода
элемента DXI. Чувствительность по току и напря-
жению реле М-,т выше, чем чувствительность ИО
^6И"И ^2бл (рис. 46.8, а), поэтому если при внут-
реннем КЗ произойдет пуск ВЧ-передатчика, то он
всегда будет остановлен на элементе «Запрет» DX3.
Остановка передатчика может происходить с неко-
торым замедлением вследствие наличия небалансов
на выходах фильтров тока и напряжения ОП, а так-
же переходных процессов в первичных и вторичных
цепях. Вышеуказанное выполнение ИО образной
последовательности обеспечивает высокую устой-
чивость несрабатывания защиты при внешних КЗ,
поскольку время действия реле /2бл и 6/2Сл сущест-
венно меньше, чем время действия реле Л/2от.
При внутренних КЗ цепь отключения подготав-
ливается на элементах DX2 и DX4, если одновре-
менно срабатывают отключающие реле направле-
ния мощности Л19от, тока /2от и напряжения 1/2от.
В случае недостаточной чувствительности по на-
пряжению реле t/,OT, например при питании длин-
ных ВЛ от мощных ПС, цепь отключения подготав-
ливается на элементе ИЛИ DIT3 дополнительным
реле тока/2от с торможением.
Защита обладает высокой устойчивостью не-
срабатывания при внешних КЗ, так как решение о
необходимости блокирования действия на отклю-
чение комплекта зашиты удаленного конца линии
принимается комплектом защиты, установленным
на конце, ближайшем к месту повреждения, где на-
пряжение ОП, как правило, больше.
Защита по принципу действия не срабатывает
ложно при нарушении цепей напряжения, посколь-
ку для се срабатывания необходимо также появле-
ние составляющих ОП в токе. Поэтому устройство
контроля исправности цепей напряжения (КИН)
действует только, на пуск ВЧ-передатчика с вы-
держкой времени элемента DT4 (рис. 46.9).
При нарушении цепей напряжения в момент
возникновения внутреннего КЗ защита может сра-
ботать вследствие срабатывания реле тока /2от или
реле сопротивления Z0T.
При внутреннем несимметричном КЗ во всех
комплектах срабатывают реле /2бл и С/2бл и по це-
пи из элементов И DX1, «Запрет» DX3, ИЛИ DW3,
«Запрет» DX6, ИЛИ DW9, «Запрет» DXI2, ИЛИ
DWJI, «Запрет» DXI4 и усилитель DC5 (см.
рис. 46.7, канал Н) пускаются ВЧ-передатчики. Це-
пи отключения подготавливаются ИО /,от, С/2ст и
Л/2от или /,тот при недостаточной чувствительно-
сти по напряжению реле [7,от комплекта, установ-
ленного на удаленном от КЗ конце линии. Посколь-
ку КЗ внутреннее, все передатчики будут останов-
лены на элементе «Запрет» DX3 после срабатыва-
ния реле Л/2от. Формирование сигнала на отключе-
ние осуществляется с задержкой, определяемой
временем срабатывания реле Л/2от или Кт, вы-
держкой времени элемента DT3 и только после ос-
тановки ВЧ-передатчиков на всех концах ВЛ.
При внешнем несимметричном КЗ поведение
комплектов защиты в части пуска ВЧ-передатчиков
одинаково на всех концах ВЛ и аналогично рас-
смотренному выше случаю внутреннего несиммет-
КИН
Приемник
Пуск ТО
Отключение
Основной канал
Отключение
опробований
Дополнительный
канал
DX16
Пуск защиты
на отключение
в DW6
N
24 В
-220 В
Рис. 46.9. Схема сигнализации блоков и выходных реле защиты:
положения ключа SA3: 1 — «Работа»; 2 — «Выведено»; 3 — «Проверка»
DW16
DT4
ричного КЗ. На ближайшем к месту КЗ конце ВЛ
реле М2т не срабатывает (по принципу действия
защиты) и передатчик не останавливается. На уда-
ленном конпе ВЛ может сработать реле <И2от, что
приведет к остановке .ВЧ-передатчика и подготовке
цепи отключения от реле 12 от и V2 от (при достаточ-
ной чувствительности последнего) либо от реле то-
ка с торможением 1^т. Однако 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 «За-
прет» DX9 поступает на управляющий вход эле-
мента «Запрет» DX7 в канале отключения. На бли-
жайшем к месту КЗ конце ВЛ может подготавли-
ваться цепь отключения от реле с торможением
^2at ’ °лпако защита не срабатывает в связи с прие-
мом ВЧ-сигнала своего передатчика.
Селективность несрабатывания защиты при
внешних КЗ обеспечивается соответствующим вы-
бором ее параметров (согласованием по чувстви-
тельности 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 или параллельной ВЛ, когда
ток ОП в неповрежденной линии может менять на-
правление после отключения выключателя на од-
ном из концов поврежденной ВЛ. В этом случае за-
паздывание в изменении состояния (переориенти-
ровании) реле Л/2от в одном из комплектов защиты
может привести к ее излишнему срабатыванию.
Для исключения последнего предусмотрено про-
дление посылки блокирующего ВЧ-сигнала на эле-
менте DS3 (канал II) на время около 25 мс при усло-
вии, что сигнал пуска передатчика непрерывно су-
ществовал и зафиксирован на элементе DT2 в тече-
ние времени примерно 40 мс (минимальное время
от момента возникновения КЗ на параллельной ВЛ
до отключения одного из ее концов).
Особенности выполнения защиты, связан-
ные с симметричными повреждениями. При
трехфазных КЗ ИО защиты являются, как указано
выше, блокирующее Z6n и отключающее Z0T реле
сопротивления. Реле ZOT вводитея в действие бло-
кировкой при качаниях (канал IV) на время 0,2 или
0,4 с (элемент DT1) после возникновения КЗ с по-
следующим выводом на заданное время — до 12 с
ступенями по 3 с (элемент DSI) либо до окончания
несимметричного повреждения. Пусковыми ’Орга-
нами БК являются реле ^пуск с торможением от
трех междуфазных выпрямленных токов и более
грубый ИО Д7, реагирующий па производную мо-
дуля междуфазных токов.
При возникновении симметричных КЗ под
влиянием кратковременной предшествующей не-
симметрии срабатывают ИО /26л’ ^2бл> ^2от> ^2 от
‘и 1^т и, так же как при несимметричных повреж-
дениях, пускаются передатчики и подготавливают-
ся цепи отключения. Одновременно за счет сраба-
тывания реле //пуСК или Д/ осуществляется пуск
БК на элементе DX5, которая на элементе DX8 вво-
дит в действие реле Zm. Ввод блокировки при ка-
чаниях осуществляется на время, определяемое
элементом DT1, при срабатывании которого появ-
ляется сигнал па запрещающем входе DX5 и БК вы-
водится из действия на время, определяемое эле-
ментом DS1. После перехода несимметричного КЗ
в симметричное ИО, включенные на составляющие
ОП, возвращаются в исходное состояние, но сраба-
тывают ИО сопротивления, если они не сработали
до исчезновения несимметрии.
При внутреннем симметричном КЗ во всех
комплектах защиты, установленных на поврежден-
ной ВЛ, срабатывают реле ZOT и через элементы
DX8, DW4 и DX6 останавливают ВЧ-псредатчики, а
также через элементы DW5 воздействуют на основ-
ные каналы отключения.
Если симметричное КЗ внешнее, то па конце
ВЛ, ближайшем к месту повреждения, срабатывает
реле Z6n и через элементы DW3, DX6, DW9, DXI2,
DW1I, DXI4 и усилитель DU5 пускает ВЧ-передат-
чик. На другом конце ВЛ может сработать ИО Z0T,
однако защита не срабатывает в связи с наличием
блокирующего сигнала на входе элемента DX7.
При качаниях или асинхронном режиме возрас-
тают небалансы на выходах фильтров ОП. При
этом могут сработать ИО /26л 11 ^2бл и пустить ВЧ-
передатчик. Одновременное срабатывание ИО /2от
и t/2oT практически невозможно, поскольку при
увеличении угла 8 возрастают токи, но снижаются
напряжения в сети и, следовательно, (72пб, а при
уменьшении указанного угла возрастают напряже-
ния, но снижаются токи и, следовательно, умень-
шается Z2llg. В связи с этим на элементе DX2 блоки-
руется излишнее срабатывание защиты при сраба-
тывании под действием /21[6 и t/2нб более чувстви-
тельного реле М2от. Реде Т^тск и Г2от отстроены
от небалансов при качаниях посредством торможе-
ния, а более грубый ИО А/ — пронятой уставкой,
чем предотвращается пуск БК и, следовательно,
ложное срабатывание защиты в указанных режи-
мах при срабатывании реле ZOT.
Особенности выполнения защиты, связан-
ные с ее использованием па линиях с ответвле-
ниями. При относительно маломощных подстан-
циях на ответвлениях без выключателей, транс-
форматоры которых имеют заземленную нейтраль
только на стороне ВН, как правило, можно не уста-
навливать комплекты ВЧ-защиты. При этом для
отстройки зашиты питающего конца ВЛ от между-
фазных КЗ за трансформаторами ответвлений пре-
дусматривается установка двух дополнительных
реле сопротивления 2ДО1| (канал Е). Для обеспече-
ния срабатывания защиты при однофазных КЗ на
землю на защищаемой линии, когда реле сопротив-
ления могут не сработать, предусмотрена установ-
ка реле тока нулевой последовательности /0 (па-
кладка Е4—XN1 в положении 1—2), отстроенного
от бросков тока намагничивания трансформаторов
ответвлений (см. рис. 46.7). Реле сопротивления
Zao[1, Z0T и реле /(| через элемент DW2 контроли-
руют канал отключения на элементе DX10, что
обеспечивает срабатывание защиты при КЗ на ВЛ
и ее отстройку от повреждений за трансформатора-
ми ответвлений. Если на ответвлении включается
автотрансформатор (АТ), то возможность разли-
чать однофазное КЗ на землю на защищаемой ли-
нии и на стороне СН АТ по току нулевой последо-
вательности отсутствует. В этом случае, а также
при большой мощности трансформатора на от-
ветвлении устанавливается упрощенный комплект
защиты типа ПДЭ 2802, предназначенный для по-
сылки блокирующего сигнала при КЗ за трансфор-
матором (автотрансформатором) ответвления.
Предусматриваются остановка ВЧ-передатчи-
ка и пуск сигнала ТО при КЗ в трансформаторе от
его защит через реле Е5—KL3 (канал /).
Если комплекты защиты установлены па всех
концах ВЛ (или применительно к двухконцевой ли-
нии), накладка Е4—XNI устанавливается в положе-
ние 1—3.
В случае, если при близком внутреннем КЗ ток
обратной последовательности на одном из концов
защищаемой линии направлен так же, как и при
внешнем повреждении, что может иметь место на
многоконцевых ВЛ при наличии обходной связи и
определенном соотношении параметров сета [46.7],
защита не срабатывает по принципу действия. Тогда
отключение повреждений ВЛ может быть осущест-
влено подачей ВЧ-сигнала телеотключения от токо-
вой отсечки без выдержки времени зашиты нулевой
последовательности или первой ступени дистанци-
онной защиты линии. Для этой цели используется
вышеупомянутое реле Е5—KL3.
Особенности выполнения защиты, связан-
ные с режимами включения защищаемой ли-
нии. В сетях ПО—220 кВ трансформаторы напря-
жения (TH) устанавливаются, как правило, на ши-
нах. В этом случае возможно срабатывание реле
Л/2от под действием кратковременной продольной
несимметрии, обусловленной разновременностью
включения фаз выключателя при замыкании защи-
щаемой линии в транзит. Поэтому для исключения
ложного срабатывания защиты любая операция с
линейными выключателями сопровождается пус-
ком ВЧ-передатчика по цепи: контакт Е5—KLI,
элементы DS2, DW9, DX12, D1VII, DX14 и усили-
тель DV5 (см. рис. 46.7).
При опробовании ВЛ, а также в цикле автома-
тического повторного включения предусмотрена
возможность срабатывания защиты независимо от
наличия блокирующего ВЧ-сигнала в течение вре-
мени 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 РН, подключенно-
го к устройству отбора напряжения И в фильтре
присоединения (см. рис, 46.12, в) и реле положения
«Отключено» РПО.
Для исключения ложного срабатывания защи-
ты со стороны ранее включенного конца ВЛ при за-
мыкании второго и последующих концов линии
включение в транзит должно производиться после
возврата повторителя Е5—KL2 и окончания вы-
держки времени на возврат элемента DS4, т.е. при
отсутствии сигнала на входе DX11. Ложное сраба-
тывание защиты в этом случае могло бы иметь ме-
сто из-за срабатывания ИО /2от 11 Л) вследствие не-
одновременного включения фаз выключателя при
замыкании ВЛ в транзит.
При включении неповрежденной двухконцевой
ВЛ под напряжение с одной стороны (перемычка
E4—XN1 в положении 1—3) даже при разновре-
менности включения фаз выключателя защита
ложно не срабатывает, поскольку ее отключающие
органы /2от, 1^ и Z0T отстроены от емкостного
тока линии.
При включении неповрежденной ВЛ с ответв-
лением (перемычка Е4—XNI в положении 1—2), на
котором не установлен комплект ВЧ-защиты, цепь
отключения, как указано выше, контролируется ИО
Z0T, 2Д0П и /р, отстроенными от броска намагничи-
вающего тока трансформатора ответвления. Кроме
того, все операции с линейными выключателями со-
провождаются также пуском ВЧ-передатчика.
При включении ВЛ на КЗ или неуспешном АПВ
отключение осуществляется защитой при опробо-
вании по цепи ускорения. Цепь отключения подго-
тавливается на элементе DIV7 при срабатывании
любого из реле Z0T, Z6j] и /2от. Цепь ускорения со-
бирается на элементе DX11. При наличии ответвле-
ния цепь отключения контролируется также ИО
Z0T, Zflon и /() через элемент DIV2. Сигнал отключе-
ния при опробовании вводится в основной канал
отключения на элементе DIVIO.
При включении линии в транзит (TH иа шинах)
ложное срабатывание защиты по каналу I из-за раз-
новременности включения фаз выключателя пре-
дотвращается, как указано выше, посылкой блоки-
рующего ВЧ-сигнала передатчиком включаемого
конца ВЛ (передатчик пускается реле E5--KLI). За-
щита также не срабатывает ложно и по каналу Ина
ранее включенном конце ВЛ при замыкании друго-
го ее конца, поскольку к моменту включения, на-
пример, при трехфазном автоматическом повтор-
ном включении (ТАПВ) сигнал на выходе элемента
DS4 уже отсутствует.
С учетом вышеизложенного защита не может
использоваться при наличии на линии быстродей-
ствующего автоматического повторного включе-
ния (БАПВ), поскольку в этом случае включение
выключателей с обеих сторон ВЛ происходит прак-
тически одновременно.
При отказе одной или двух фаз выключателя
в процессе отключения несимметричного КЗ на за-
щищаемой ВЛ реле М2т может вернуться в исход-
ное состояние (TH на шинах). При отказе трех фаз
выключателя и близком трехфазном КЗ может вер-
нуться в исходное состояние реле ZOT. С целью пре-
дотвращения возврата защиты в этих случаях (на-
пример, для пуска УРОВ) осуществляется фиксация
первого ее срабатывания по цепи с выхода элемента
DX13 на вход DIVIO. Возврат защиты будет иметь
место только после возврата реле ZOT, Z6j] и /2бл-
Контроль функционирования защиты. Для
обеспечения необходимой надежности функциони-
рования в защите предусмотрены следующие меры.
1. С целью снижения вероятности ложного сра-
батывания защиты выход основного канала отклю-
чения I контролируется дополнительным каналом
III на элементе И DX13 (см. рис. 46.7). Дополни-
тельный канал образован ИО Z6j|, 2ЙТ и /^пуск,
включенными по схеме ИЛИ (элемент DW8). Неис-
правность каждого из каналов выявляется по факту
длительного (более 10 с, элемент DT4) несоответст-
вия сигналов на их выходах (на выходе неисправ-
ного — единица, а исправного — нуль) с помощью
элементов «Запрет» DXI5 и DX16 (см. рис. 46.9).
Сигнал неисправности основного канала формиру-
ется на выходе элемента DX20, а дополнительного
канала — на выходе элемента DX21.
2. В схеме предусмотрен непрерывный кон-
троль исправности всех ИО защиты, основанный на
сравнении времени существования сигнала на вы-
ходе любого ИО с заданным временем. Последнее
принимается несколько большим максимального
времени отключения КЗ (около 13 с). Указанный
контроль реализован па элементах DW6, DW16,
DT4 и DX22 (см. рис. 46.9). ...' ’
Сигнализация, выходные цепи защиты и це-
пи приема внешних сигналов постоянного тока.
В защите предусмотрены сигнализация действия
защиты и сигнализация неисправности защиты
(рис. 46.10), выполненные с помощью электроме-
ханических указательных реле KL3 и KL4 соответ-
ственно (см. рис. 46.9). Указанные реле действуют
на центральную сигнализацию, световую и звуко-
Отключение выключателей Q1
обходного
Q2
В схему УРОВ Q1
обходного
В схему противоаварийной
автоматики
X124q.
XI К) О
KL2.4
KL1.2
0X105
0X111
В схему АПВ выключателя BI
В схему пуска осциллографа
Х106О
KL1.3
О Х107
В схему АПВ выключателя В2
Х114О
Е6-К1Л
ХГ73О
E6-KL4
0X115
0X174
Х125<у
KL4.1
E15KL1.1
ШС
-----------
SA3 ,1
Х130
—О—
Х129
—О—
0X131
0X128
О
! ? 3 ISA2
0X132
Х134
KL4.2
1—
K-kHLRI
HLW1
E15KL1.2
Х67
Х66
SA1
Х65
SA2
Х61"
ы-
Х85
уГ7
Х84О—
Х75О— к2.3.
220 В
Х62 I
SA2
2 3
ГП Х70 Х71
Х64^
Х138о
Х146О-
Х144О
Х142О-
Х148О
Х135О-
В схему пуска сигнала
телеотключения
В схему пуска передатчика
К табло «Причины аварии»
К табло «Причины повреж-
дения»
В цепь звукового предупреждения
Сигнализация перевода защиты
на обходной выключатель
Сигнализация действия защиты
Х127 Х126
—О—О
E5—KL1 -220В
Сигнализация неисправности
защиты
Х73
Х74
9X78
E5—KL2
Х72
Х88
E5—KL3
£4
-KL4
E7-KL2
Х89'
Х90-
XI76
Х177
E5—KL5
E5—KL6
К табло «Монтажная единица»
Цепи приема внешних сигналов постоянного тока Цепи реле, фиксирующие операции с выключателями (АПВ, РКО, РКВ)
Цепи реле пуска защиты при опробовании линии РПО, РНФ, РН
Цепи реле телеотключения или запрета ВЧ-блокировки (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
Рис. 46.10. Выходные цепи зашиты, сигнализация напели и цепи
приема внешних сигналов постоянного тока:
положения ключа SA1\ 1 — «Выведен В1»; 2 — «Выключатели включены»; 3 — «Выведен В2»; положения
ключа SA2: 1 — «Линейный выключатель»; 2 — «Отключено»; 3 — «Обходной выключатель»; РНФ — реле
нспсрсключсния фаз
вую, и иа световую сигнализацию панели, выпол-
ненную на лампах HLR1 и HLW1 (см. рис. 46.10).
Имеется также сигнализация перевода действия за-
щиты на обходной выключатель — лампа HLW2.
В схеме панели имеется сигнализация на свето-
диодах действия защиты на отключение — «Откл.»,
отключение при опробовании — «Откл. опроб.»,
пуск телеотключения— «Пуск ТО». Сигнал «Откл.»
с помощью усилителя DU3 и реле Е6—KL5, управ-
ляющего указательным реле KL3 (см. рис. 46.9), по-
средством последнего выводится также в централь-
ную сигнализацию действия защиты.
Имеется сигнализация на светодиодах неис-
правности защиты: неисправность цепей перемен-
ного напряжения — «Неиспр. (/_ » (от КИН), неис-
правность основного и дополнительного каналов —
«Неиспр. оси.», «Неиспр. доп.», неисправность ИО
— «Неиспр. изм. орг.» и «Вызов» — появление сиг-
нала иа выходе ВЧ-приемника. С помощью усили-
телей DU1 и DWUI, реле Е6—KL6 и указательного
реле KL4 группа этих сигналов выводится в цен-
тральную сигнализацию «Неисправность защиты».
На реле Еб—KL6 выведены также сигналы неис-
правности АК и АВЗК.
Светодиоды управляются триггерами Т (см.
рис. 46.9), сохраняющими информацию после сня-
тия соответствующих входных воздействий при не-
прерывности напряжения питания.
В защите предусмотрена группа промежуточ-
ных реле Е7—KL1—Е7—KL6 (см. рис. 46.9), кон-
такты которых действуют па устройство регистра-,
ции (см. рис. 46.10) с возвратом после исчезнове-
ния причины появления сигнала.
Выходные реле защиты KL1 и KL2 (см.
рис. 46.9) имеют контакты для действия на отклю-
чение двух выключателей с трехфазным управле-
нием и пофазным приводом и контакты для дейст-
вия на схемы других устройств: противоаварийной
автоматики, АПВ выключателя Q1 и выключателя
Q2 и пуска осциллографа (см. рис. 46.10). Преду-
смотрена возможность перевода линии на работу
через обходной выключатель. Перевод защиты в
этот режим осуществляется ключами SA 1 и SA2.
Цепи приема внешних сигналов постоянного
тока приведены на рис. 46.10.
Входные цепи переменного тока и напряже-
ния. Указанные цепи приведены на рис. 46.11.
Цепи переменного тока подводятся к блоку
преобразователей тока ЕПТ типа Д109, содержаще-
му три трансреактора, включенных на разности
фазных токов, и трансреактор в нулевом проводе.
МВ) „(ВС)
В блоке имеются выходы к реле Z^on , 7доп ,
„(СА) „(СА) гт
Z^r , Zgn , к реле тока с торможением /2от,
/^пуск ’ Реле и Реле А) В находятся ЯС-це-
Цепи тока
1л
1В
1С
lN
h
lB
lc
lN
xso-
X7O-
XIO-
OB
X20&-
X21O-
X22^~
X19O-
«-»
«4>
<e>
«-»
<o>
0—0
0—0
0—0
о—о
Цепи напряжения
UA X24O-
VB X25O-
Uc X26O-
UHX27O-
UK X28O-
UnX29<>-
U„X30O-
и JIB
UA X32O-
uB X33O-
uc X34°~
UnX35O-
UK X36°-
UHX37°~
UHX38O-
и OB
♦
4
♦
♦
I
It
БПТ
'2 пуск
К схемам /JOT
О ^2 от
cc
— ио
аи2Ъл
0
'-ИО
<o>
«г»
-ИО
БПН
— ИО
г—
SG4
<o>
SG3
<о>
%
°4бл
----------п
ЯО(Л/2от) I
1^2 от
О1Г-_
2 от
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
пи фильтра напряжения обратной последовательно-
сти, компенсированного по частоте, напряжение па
выходе которого kjl^-
Цепи напряжения переменного тока подводят-
ся к блоку преобразователей напряжения БПН ти-
па Д106, содержащему три трансформатора напря-
жения, включенных на междуфазные величины,
и цепи контроля исправности цепей напряжения.
В БПТ и БПН имеются выходы 1 к указанным реле
сопротивления и предусмотрена возможность ре-
гулирования их уставок. В БПНразмещены АС-це-
пи фильтра напряжения обратной последователь-
ности, компенсированного по частоте (аналогич-
ные цепям в токовом блоке), напряжение на выхо-
де которого ку U2-
На выходе kt /2 н ку и2 включены активный
фильтр нижних частот и полосовой фильтр.
На выходы соответствующих полосовых
фильтров включены измерительные органы ИО ре-
ле /2от, ^2бл> • ^'2бл> а также схема совпадения
СС измерительного органа ИО реле направления
мощности обратной последовательности Л/2от.
Схема совпадения СС выполнена с нулевыми поро-
гами, определяющими ее чувствительность. Сиг-
нал с выхода СС подается на интегратор только по-
сле срабатывания ИО тока /2()т и напряжения П2от
и подачи разрешающего сигнала на ключ К. На вы-
ход включен реагирующий орган РО. Если дли-
тельность интервалов положительных импульсов
на выходе СС больше или равна длительности от-
рицательных, реле срабатывает.
Общие датчики тока и напряжения используют-
ся для всех ИО, что обеспечивается их выполнени-
ем на операционных усилителях.
РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ЗАЩИТЫ
Определяется относительная уставка ИО 7-,бл
из условия обеспечения его возврата после отклю-
чения внешнего КЗ или коммутации нагрузки при
протекании по защищаемой линии максимального
нагрузочного тока с учетом возможной несиммет-
рнивсистеме /2бпуст = А<1тс(72иб + /211р)/Лв,где
Аотс = 1,3 — коэффициент остройкн; кв = 0,9 — ко-
эффициент возврата; 72|1б = (е/3+/уД/7/пом+
+ дфХ/рабтахп//ТТ11бм.п) — относительный ток
небаланса фильтра тока обратной последовательно-
сти (ФТОП); е = 0,03 — полная погрешность транс-
форматора тока (ТТ); Ту = 0,1 — коэффициент час*
тотной зависимости ФТОП; Д fl fm., = 0,03 — от-
носительное отклонение частоты в системе от но-
минальной; ДФ = 0,01—0,015 — относительная по-
грешность настройки ФТОП; 7ра6 тахп — первич-
ный максимальный рабочий ток в линии; 7Т] ,10М „
— первичный номинальный ток ТТ; /7 —отио-
сительный ток ОП нормального режима (при отсут-
ствии источников несимметрии в системе, напри-
мер ВЛ, работающей в неполнофазном режиме,
принимается равным нулю).
Уставка /2блуст в относительных единицах
принимается равной ближайшему большему оциф-
рованному значению (технические данные панели
ПДЭ 2802 см. на с. 28).
При одинаковых коэффициентах трансформа-
ции ТТ для всех комплектов защиты на многокоице-
вой линии уставки блокирующих реле тока ОП с це-
лью упрощения могут быть приняты одинаковыми.
В противном 'случае,' 72блуст(2) = /2бл.уст(1)
х </ТТпом.п(1)//ТТ11ОМ.1г(2)) • 1де индексы (1) и (2)
относятся к первому и второму концам линии.
Определяется относительная уставка отключаю^
щего ИО 72от по следующим условиям:
1) согласования по чувствительности с реле
/2 бл комплектов защиты на других концах защищае-
мой ВЛ. /2отуст - ^<уГС£гок^2бл.уст^ТТном.п(бл/
/7ТГ.юм.в(от))> Аоте = 1,7—2 — коэффициент
отстройки (на линиях с многосторонним питанием
Лотс = Ь'); ^ток — коэффициент токораспрсделе-
ния для токов ОП при внешнем КЗ, равный отноше-
нию тока через рассматриваемую защиту к току
в защите, с которой производится согласование,
в расчетном режиме, обеспечивающем его макси-
мальное значение; 7ТТ 11ом.п(от) и 7ТТ 11онп(бл) — пер-
вичные номинальные токи ТТ рассчитываемого
комплекта и комплекта защиты, с которым произ-
водится согласование, соответственно;
2) отстройки от составляющей ОП емкостно-
го тока ВЛ, обусловленной разновременностью
включения фаз линейного выключателя при
включении ВЛ под напряжение на одном из кон-
«0В: 72от.уст = (^2с.уд/)//ТГ|ЮМ.п> ГЛе *отс =
= 1,7—2 — коэффициент отстройки; 72Суд —
удельный емкостный ток ОП, составляющий при
включении под напряжение двух фаз 0,13 А/км
для ВЛ 220 кВ и 0,26 А/км для ВЛ 330 кВ; I —
суммарная длина линии.
В качестве определяющего принимается боль-
шее из двух полученных значений. Уставка на ре-
ле в относительных единицах принимается рав-
ной ближайшему большему оцифрованному зна-
чению. Для данного комплекта защиты принятая
уставка 72отуст не должна быть меньше его устав-
ки ^гбл.уст •
Чувствительность Z9oT определяется по выраже-
нию. кц — niin^C *2от.устЛтиом.гР ’ где ^2з min
минимальный ток ОП в защите при внутреннем КЗ
в расчетных условиях. Значение коэффициента чув-
ствительности должно быть не менее 2.
Определяется вторичная уставка ИО О^бл из-
условия обеспечения его возврата после отключе-
ния внешнего КЗ; (/26луст = АОТС(Ц>|16 + О21| р)/
1(квКи), где lZ2ll6 = (,/rr/3 + kfEf/fnoM А- ДФ) х
х t/ф ||ом п — первичное напряжение небаланса
ФНОП;/у|/= 0,01 — относительная погрешность
трансформатора напряжения; ||ом „ — первич-
ное номинальное фазное напряжение сети; t/2n р
— наибольшее первичное напряжение ОП в нор-
мальном режиме; Ку — коэффициент трансфор-
мации TH, остальные величины и их значения при-
ведены выше.
По возможности не следует использовать ми-
нимальную уставку равную 1 В вторичного фазно-
го напряжения ОП.
Выбирается уставка ИО (/2о1. из условия согла-
сования по чувствительности с реле (/26л комплек-
тов защиты, установленных на других концах ВЛ:
^2от.уст — ^отс ^2бл.уст >
где кмс — коэффициент отстройки, принимаемый
равным 1,5 на длинных ВЛ и 2,0 на очень коротких,
когда падение напряжения в линии при первичном
токе /joTyci существенно меньше первичного на-
пряжения срабатывания ИО (/2бл. Для данного
комплекта защиты принятая уставка t/2oTyCT не
должна быть меньше его уставки (/26л уст.
Чувствительность реле Ь'2оч рассчитывается по
выражению:
— ^2з min^(^2oT.yCT^L'b
1де <72з mjn — минимальное напряжение ОП в мес-
те включения защиты при внутреннем КЗ в расчет-
ных условиях. Значение коэффициента чувстви-
тельности должно быть не менее 2. В противном
случае уставку реле,(726т следует определять по
указанному выше условию с учетом падения напря-
жения в линии:
Ц2'от.уст — ^o'lc ^2бл.уст(^21
где IZ2( и 1/2ц — первичные напряжения ОП
в местах включения рассчитываемой защиты и за-
щиты, с которой производится согласование соот-
ветственно 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 J^or >
характеристика срабатывания которого при
/торм > « определяется как Z2\ p0T = Z2oTyCT +
+ <Л'торм /10°)(/торм - «) > где /торм — относи-
тельный тормозной ток в режиме качаний; а ~
*
= 1,0—1,5 — относительный ток начала торможе-
.T
ния; Z2oTycT —уставка реле, соответствующая то-
ку срабатывания при' отсутствии торможения;
^торм — коэффициент торможения, %.
Выбирается уставка отключающего реле тока с
торможением из условия согласования по чувстви-
тельности с блокирующими реле тока и напряже-
ния рассчитываемого комплекта защиты и ком-
плектов, установленных на других концах ВЛ. При
согласовании с блокирующими реле тока /2отуст =
= ^отс/гбл.уст > где *отс — коэффициент отстройки,
имеющий минимальное значение равное 1 для двух-
концевой линии и равное 2 — для многоконцевой.
При согласовании с блокирующими реле напряже-
ния 12от.уст Л^2согл >.где *отс = 1 .7-2,0 — ко-
эффициент отстройки; Z2согл — относительный
ток (максимальное значение), протекающий через
рассчитываемую защиту при внешнем КЗ в услови-
ях согласования. Абсолютное значение указанного
тока определяется путем расчета токораспределе-
ния в схеме замещения ОП при внешнем КЗ в усло-
виях, когда напряжение в месте включения защиты,
с которой производится согласование, равно пер-
вичному напряжению срабатывания ее блокирую-
щего реле напряжения, т.е. U25n yCrKlJ. За расчет-
ное значение уставки принимается большее из по-
лученных по всем условиям значений.
Значение коэффициента торможения определя-
ется по условию отстройки отключающего реле
Z2oT от тока небаланса при качаниях, т.е. при
*тор|Я “ /кач’ ^торм ~ ^отс^2пб.кач +
- /2Тот.ует1100/(7кач " «) ’ где *отс = ‘>2 — коэф-
фициент отстройки; Z2||6 кач — относительный ток
небаланса в режиме качаний, определяемый по то-
му же выражению, что и при расчете Z26j] уст, в ко-
тором следует принять е = 0,1, а также Zpa6 фахц =
= 2кач; 72пркач — относительный ток обратной
последовательности в режиме качаний (учитывает-
ся при наличии источников несимметрии в систе,-
ме); — относительное значение тока качаний;
* кач »
4 = 1.5- .
Уставка (в процентах) принимается равной
ближайшему большему оцифрованному значению.
. Чувствительность 1^. при неучете торможе-
ния проверяется по выражению
~ ^2з тт^Х/гот.устЛ'Тпом.п) ’
rflcTjamin — 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 торможени-
ем ^вуск блокировки при качаниях определяется
,т ~
по тому же выражению, что и уставка Д,6л ус1. . Од-
нако расчет /2||6 следует осуществлять при пер-
вичном токе, равном току начала торможения, т.е.
следует принять /ра6тахп = 1,5/ТТпом п. Коэффй-
циент торможения определяется так же, как и для
отключающего реле тока с торможением.
Определяется первичное сопротивление сраба-
тывания блокирующего реле Z6n из условия обес-
печения его возврата в максимальном нагрузочном
режиме после отключения внешнего КЗ:
к. + 1)со.Лф-
//СотсЛв^см [ *
—
, „ .. 2 2 . . „ 2 А sin Дф
(few + D. c0.s Дф - 4 JcmI cos ДФ + —Г?' W
к £ л
ГДе ^пагр.расч = О-’Цюм/^раб max) ~ Расчет-
ное минимальное сопротивление нагрузки; Цюм
— номинальное первичное междуфазное напряже-
ние сети; /раб тах — максимальный первичный ра-
бочий ток через защиту в режиме, когда он направ-
лен к шинам; kmc — 1,25 — коэффициент отстрой-
ки; кв = 1,05 — коэффициент возврата; ZCM =
= -0,15 — относительное смещение характеристи-
ки срабатывания реле в III квадрант (по отношению
к уставке срабатывания); Дф = ф м ч - ф |1агр; ф м ч .т-
угол максимальной чувствительности реле; ф нагр —
угол вектора сопротивления нагрузки; Е = 0,7—экс-
центриситет характеристики срабатывания реле.
Определяется первичное сопротивление сраба-
тывания отключающего реле Zm по следующим
условиям:
обеспечения возврата реле в максимальном на-
грузочном режиме после отключения внешнего КЗ
Z f 2. )
„ пагр.расч 2 sm Дф
(обозначения всех величин см. выше) с учетом то-
го, что /работах соответствует режиму, когда он на-
правлен от шин в защищаемую линию;
согласования по чувствительности с блокирую-
щим реле сопротивления комплекта защиты, уста-
новленного па противоположном конце линии; для
трехконцевой линии
'т.р.от.п — krcl^nl ^л!1 + kjTc2 ^с.р.бл.п )^гок).
где А:отс[ = 0,85 — коэффициент отстройки; ктс^ =
= 0,8 — коэффициент отстройки; Znl — сопротив-
ление участка линии от места установки рассчиты-
ваемой защиты до точки разветвления; Z,j| — со-
противление участка линии от точки разветвления
до места установки защиты, с которой производит-
ся согласование; Zcр6л п -“—первичноесопротивле-
ние срабатывания реле Z6j] комплекта защиты, с
которым производится согласование; кТ0К — коэф-
фициент токораецределения, равный отношению
тока через данную защиту к току через защиту, с
которой производится согласование, определяе-
мый при внешнем КЗ в условиях, когда он максима-
лен.
Для двухконцевой линии в приведенном выше
выражении следует принять !ZnI| = 0 и ftT0K = 1.
При отсутствии на ответвлениях без питания
комплектов защиты сопротивление срабатывания
реле ZOT комплекта защиты на питающем конце ли-
нии выбирается кроме указанных выше условий
также дополнительно по условию отстройки от КЗ
за трансформатором ответвления, на котором ком-
плект защиты отсутствует:
^с.р.от.п ” к>тс1 Е?л| + ктс2^тр)^токЬ
где ZnI1| — сопротивление участка линии от точки
разветвления до трансформатора отпайки; ZTp —
минимальное сопротивление трансформатора на
ответвлении; кток —коэффициент токораспределе-
ния, равный отношению тока через рассчитывае-
мую защиту к току в трансформаторе, за которым
рассматривается КЗ. В качестве определяющего
значения Zcp0Tn принимается меньшее из значе-
ний, полученных по всем условиям.
Первичное сопротивление срабатывания реле
ZAOn принимается равным сопротивлению сраба-
тывания реле Zol..
Чувствительность отключающего реле сопро-
тивления Z0T проверяется по выражению •
к =7 17
Лч с.р.от.п'з.п >
ще Z3 п — максимальное первичное сопротивле-
ние в месте включения защиты при расчетном
внутреннем КЗ. Минимальное значение коэффици-
ента чувствительности должно быть 1,5.
Чувствительность реле сопротивления по току
точной работы определяется по выражению
^ч.т
Где /3 mjn п — первичный минимальный ток через
защиту при КЗ между тремя фазами в конце защи-
щаемой ВЛ; 7Тр — ток точной работы реле; —
коэффициент трансформации ТТ. Минимальное
значение кч т должно быть около 1,3-
Уставка реле тока нулевой последовательно-
сти (НП) /0 выбирается из условия отстройки от
тока НП нагрузки, обусловленного разновремен-
ностью включения фаз выключателя при включе-
нии ВЛ под напряжение; например, в цикле АПВ
4)уст ~®>^^^тр.пом^ГГ ном.п >гае ^-^тр.пом сум-
ма номинальных токов трансформаторов на от-
ветвлениях. 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 току об-
ратной последовательности в долях но-
минального тока панели:
Лбл--.-.......................... 0,025-0,2
(ступенями
по 0,025)
Лпуск........................... 0,025—0,4
(ступенями
по 0,025)
Лот..............-.............. 0,05-0,4
(ступеня-
ми по 0,05)
С...............................°,i—1,6
(ступеня-
ми по 0,1)
Дискретные уставки коэффициента тор-
можения Аторн, %...................7,5; 10; 15
Приращение тока, приводящее к сраба-
тыванию реле, А/ при скачкообразном
увеличении симметричного трехфазного
тока, нс более..................... 0,6/„„..
’ пом
Диапазон регулирования чувствительно-
сти, В, по фазному напряжению обратной
последовательности ступени по 0,5 В:
й26л.............................. 1,6-2,5
^2от............................. 1,5—5,0
Диапазоны дискретного регулирования
уставок реле /() по утроенному току ну-
левой последовательности в долях но-
минального тока панели ........... 0,05—0,2
0,2-—0,8
0,8—3,2
Степень дискретности минимальной ус-
тавки диапазона..................... 0,1
Угол максимальной чувствительности
реле мощности М2т, град............. 250 + 7
Угловая ширина зоны срабатывания ре-
ле М2т в рабочем диапазоне токов и на-
пряжений, град....................... 160—180
Диапазон регулирования уставок реле
^бл > • ^дон > Ом/фазу, по сопротивле-
нию срабатывания при угле максималь-
ной чувствительности (для исполнения
панелей иа номинальный ток 1 А):
Длягбл ......................... 15—150
длягот игдоп..................... 7,5—175
Уставки реле сопротивления по углу мак-
симальной чувствительности ф ч, град:
для реле Z6jl ................... 240+ 5 и
250 ±5
для реле ZOT и гдоп ............. 60 ± 5 и
70±5
Отношение осей эллипса характеристи-
ки срабатывания реле сопротивления е. 0,7 + 0,08
Ток точной работы:
для реле Z6jl ................... 0,1711ом
для реле ZO1. игд011............. 0,2711ОН
Среднее время срабатывания панели за-
щиты на отключение, с, при кратности
воздействующих величин к параметрам
срабатывания защиты в сторону отклю-
чения, равной трем, нс более........ 0,04
Мощности, потребляемые панелью при
подведении к ней номинальных токов и
напряжений, В • A/фазу, ис более:
по цепям напряжения переменного
тока............................ 3
по цепям переменного тока....... 1
по цепям напряжения оперативного
постоянного тока (без ВЧ-присмопс-
рсдатчика), Вт:
в нормальном режиме...,..... 30
в режиме срабатывания........ 40
Панель проверяется заводом-изготовителем
при квалификационных испытаниях на помехо-
устойчивость и импульсную прочность согласно
рекомендациям МЭК.
ВЫСОКОЧАСТОТНЫЙ КАНАЛ ЗАЩИТЫ
Состоит из высокочастотных приемопередат-
чиков ПП 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, кон-
денсаторов связи Скс, фильтров присоединения
ФП, разделительных фильтров РФ и высокочастот-
ных кабелей (рис. 46.12, а). Заградители, представ-
ляющие собой параллельный резонансный контур
(рис. 46.12, б), имеют большое сопротивление для
токов ВЧ в сторону шин подстанции и незначитель-
ное сопротивление для токов промышленной час-
тоты. Аналогично разделительные фильтры имеют
большое сопротивление на частоте ПП защиты
в сторону приемопередатчика поста связи.
Конденсатор связи Ск с вместе с фильтром при-
соединения (рис. 46.12, в) образуют несимметрич-
ный четырехполюсник, служащий для согласования
Провод ВЛ
входных сопротивлений линии и ВЧ-кабеля и для
разделения токов промышленной и высокой частот.
С конденсатора отбора Со снимается напряжение
на устройство отбора напряжения Н, используемое
для контроля напряжения на линии при ее включе-
нии с противоположной стороны. Затухание ВЧ-
трактаа1р определяется как отр = 10 Ig(/J|/7\), |Де
Р| и Ру — кажущаяся мощность в пунктах переда-
чи й приема соответственно. При этом' чем выше
. частота, тем больше затухание.
На ВЛ с одним циклом транспозиции при гори-
зонтальном расположении проводов, двумя фаза-
ми, с меньшим затуханием, являются те, которые
начинаются или кончаются как средние. Перекры-
ваемое затухание аппаратуры канала определяется
по выражению:
а =Р -Р
“п ‘ пер * пр>
где Р, .— мощность передачи; У’пр — необходи-
мая мощность приема. Запас по перекрываемому за-
туханию Дап = ап -о должен составлять 10—15дБ.
Уровень порога чувствительности приемника
выбирается по формуле
Рч ~ Рпер ~(°тр +Лзап — АРпрХ
Рис. 46.12. Высокочастотный канал защиты:
а — структурная схема канала; б — принципиальная схема заградителя с одночастотной настройкой; в — прин-
ципиальная схема фильтра присоединения и устройства отбора напряжения; РЗ — разъединитель заземляющий
(иож); — силовая катушка; £д— катушка индуктивности для снижения крутизны фронта волны перенапря-
жения; Р, Р1 и Р2 — разрядники; С] — конденсатор настройки; 7"$ — воздушный трансформатор фильтра при-
соединения; 77 “устройство отбора напряжения; Д — дроссель
Рис. 46.13. Структурная схема приемопередатчика и устройства автоматического контроля канала
гдеЛзап — минимально допустимый запас по пере-
крываемому затуханию, равный 10 дБ для первого
района и 15 дБ для остальных районов; Л7’Г]р =
= 10 1g (Д/71400) — уменьшение чувствительности
приемника при полосе пропускания Д/ отличной от
нормированной.
Структурная схема приемопередатчика и уст-
ройства автоматического контроля канала приве-
дена на рис. 46.13. Приемопередатчик содержит
кварцевый генератор заданной частоты ГКВЧ.
Управление/7/7 осуществляется через ГКВЧ по це-
пи «Пуск ППЗ» (полупроводниковой защиты). Блок
УПР2 служит для работы микротелефона наладоч-
ного переговорного устройства. С выхода ГКВЧ
сигнал через усилитель мощности МУС и диффе-
ренциально-мостовой линейный фильтр ЛФ посту-
пает на выход передатчика и далее через ВЧ-кабель
в линию электропередачи, по которой организован
ВЧ-канал. Линейный фильтр может работать в двух
режимах: при пуске собственного передатчика ис-
точником ВЧ-сигнала является выходной каскад
МУС, а нагрузкой фильтра — входное сопротивле-
ние ВЧ-кабеля; при приеме сигнала от удаленного
передатчика источником сигнала является ВЧ-ка-
бель, а согласованную нагрузку фильтра на время
отсутствия пуска собственного передатчика под-
ключает 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 ПФВЧ на вход усилителя высо-
кой частоты УВЧ. Выход УВЧ подключен к выход-
ному блоку приемника «Вых.1», подающему при
приеме ВЧ-сигнала логический сигнал в защиту. С
отдельного выхода ПФВЧ принимаемый ВЧ-сигнал
подается на вход приемника устройства автомати-
ческого контроля ПРМ 600. Один из выходов ПРМ
600 («Вызов») действует только при наличии мани-
пулированного частотой 600 Гц сигнала вызова ав-
токонтроля, а другой выход («Запрет»), имеющий
чувствительность на 7—10 дБ меньше, чем прием-
ник, осуществляет контроль наличия запаса но зату-'
ханию при передаче ВЧ-сигнала по каналу. ;
В устройстве автоконтроля имеются часы, пе-‘
риодически приводящие в действие логическую
схему пуска передатчика. Ввод информации для
определения исправности ВЧ-канала производится’
с выхода основного приемника «Вых.1» (наличие
ВЧ-помех), приемника ПРМ 600, контролирующе-
го наличие запаса по затуханию, и приемника вызо-
ва, 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 мес-
те, где она произошла. Кроме того, имеются выход
для приведения в действие центральной сигнализа-
ции и контактный выход, осуществляющий вывод
из действия релейной защиты при неисправности
канала, обнаруженной на любой из сторон ВЛ.
При работе 77/7 с полупроводниковыми защита-
ми пуск передатчика от автоконтроля осуществля-,
стся по цепи АК через релейную часть защиты, ко-
торая передает пусковой сигнал на вход «Пуск
ППЗ». Для обмена дежурного персонала ВЧ-сигна-
лами служит кнопка Кн. При внутреннем КЗ защита
блокирует пуск передатчика и по цепи «Запрет кон-
438
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[Разд. 46
троля» приводит схему контроля в исходное состоя-
ние. В случае, если ЛК-80 обнаруживает первый раз
неисправность канала, через 3 мин снова произво-
дится пуск АК, и только после повторной фиксации
неисправности производится вывод защиты из дей-
ствия и начинает работать сигнализация.
46.2.3. Шкаф дифференциальной токовой
с торможением защиты сборных шин
110—220 кВ типа ШЭ 2307*
НАЗНАЧЕНИЕ, ФУНКЦИОНАЛЬНАЯ СХЕМА
И РАБОТА ЗАЩИТЫ В ХАРАКТЕРНЫХ
РЕЖИМАХ
Шкаф дифференциальной токовой с торможе-
нием защиты типа ШЭ 2307 предназначен для за-
щиты сборных шин распределительных устройств
(РУ) НО—220 кВ и выпускается в следующих ис-
полнениях:
исполнение А для защиты двойной несекцио-
нированной или одной секции двойной секциони-
рованной с обходной систем шин с произвольной
* Данный раздел подготовлен на основе техниче-
ской документации и методических материалов инсти-
тута «Энергосстьпроскт» и НПП «ЭКРЛ».
фиксацией присоединений при наличии АПВ вы-
ключателей присоединений;
исполнение Б, то же что и А, только для случая,
когда АПВ выключателей не предусматривается,
например при выполнении РУ элегазовым;
исполнение В для защиты двойной или одной
секции двойной секционированной с обходной сис-
тем шин с фиксированным распределением присое-
динений.
Шкаф входит в состав унифицированного
комплекса устройств релейной защиты сетей
ПО—220 кВ, выполненного иа основе современ-
ных линейных и логических ИМС.
Функциональная схема защиты исполнения А
дана для случая выполнения защиты одной секции
двойной секционированной с обходной системы
шин (рис. 46.14) при использовании максимально
возможного числа токовых входов, равного 24.
При этом два входа использованы для подключе-
ния к ТТ в цепи шиносоединительного выключате-
ля (ШСВ), два — для подключения к ТТ в цепях
двух секционных выключателей (СВ), а остальные
20 входов — для подключения к ТТ в цепях отхо-
дящих присоединений и обходного выключателя
(ОВ). Схема цепей переменного тока защиты
(рис. 46.15) содержит: выравнивающие трансфор-
маторы тока TAL в каждом плече защиты; пофаз-
ные пусковые органы ПО, срабатывающие при КЗ
на любой из систем шин; пофазные избирательные
Нефиксированные присоединения
'Х Л. ~3 Г 5 6 , 7 8 9 10
Т
Q1
(ШСВ)
I система
шин /
Г £’ оЛ обП сЛ с«П сЛ сдаП е Л <?/2П сЛ смП
п п п п п п п п п п
X
Q2(CB1)
11 система
шин
Q3(CB2)
Q4\
г с с с г с с г г с
12 13 14 15 16
7 18 19,
Нефиксированные присоединения
Рис. 46.14. Схема защищаемого распределительного устройства
SA4
2
Откл.
11 В
20 С
5 А1
14 В1
23 С1
8 А2
17 В2
26 С2
РА1
Ток
небаланса
органы первой ИО1 и второй ИО2 систем шин, оп-
ределяющие поврежденную систему шин и эле-
менты контроля исправности дифференциальных
токовых цепей указанных органов. Для переклю-
чения вторичных цепей TAL используются контак-
ты устройств переключения (УП), обеспечиваю-
щие подведение вторичных токов присоединений,
фиксация которых может изменяться, к органам
ИО1 иппИО2. С целью снижения перенапряжений
при отказах УП используются варисторы RU.
Пусковые и избирательные органы выполнены
на основе унифицированных блоков типа Т171, а
элементы контроля — на основе блоков типа TI58.
Последние представляют собой чувствительные
трехфазиые реле тока.
Структурная схема блока типа Т171
(рис. 46.16) содержит: формирователь рабочих и
тормозных сигналов ФРТС\основной (быстродей-
ствующий) канал, вводимый на время, достаточ-
ное для его срабатывания (около 2,5 мс), который
затем блокируется примерно на 650 мс, и резерв-
ный (менее быстродействующий) канал, находя-
щийся в работе постоянно (их выходы объединены
по схеме ИЛИ); элемент отключения ЭО; устрой-
ство непрерывного функционального контроля
ФК и устройство тестового контроля ТК. Блок дей-
ствует 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 VS к вторичным обмоткам соответст-
вующих выравнивающих трансформаторов TAL
(см. рис. 46.15). В резисторах /?т1 и Ят2 протекают
разнополярные полуволны вторичных токов, а в ре-
зисторе R д — переменный дифференциальный ток,
пропорциональный сумме мгновенных токов в со-
ответствующих плечах защиты. Разность падений
напряжения на резисторах Ят1 и R^ пропорцио-
нальна сумме модулей токов в соответствующих
плечах защиты и используется для формирования
тормозных сигналов.
Основной
Рис. 46.16. Структурная схема блока тина Т171
При срабатывании ПО, а также ИО1 и И02 в фа-
зе А появляются сигналы на их выходах 1,4 и 7, при
этом через выходы 2,5 и 8 протекают дифференци-
альные токи, а выходы 3, 6 и 9 используются для
сигнализации срабатывания.
В случае появления сигнала на выходе любого
из элементов контроля (блоки Т158) обеспечивает-
ся сигнализация обрыва (срабатывает КН4), а при
срабатывании блока, включенного в дифференци-
альные цепи ПО, осуществляется блокировка дей-
ствия защиты на отключение, если замкнут ключ
SA2 (рис. 46.15).
Работа защиты при внутреннем КЗ. Функцио-
нальная 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
770 и соответствующего ИО. Поэтому в случае воз-
никновения КЗ на первой (второй) системе шин
срабатывают 770 и 770/ (ИО2) поврежденной фазы
или фаз (см. рис. 46.15). Сигналы с выходов общих
для трех фаз защиты элементов ИЛИ (рис. 46.17)
DW1, DW2 (DW3) через элементы DWI2, DW8
(DW13, DW9) поступают на входы элемента И
DX13 (DX14) и при отсутствии сигнала на его за-
прещающем входе от устройства контроля исправ-
ности токовых цепей, сигнал с выхода DX13 (DXI4)
через элемент выдержки времени на возврат DS3
(DS4) вызывает срабатывание выходного реле К1
(К2). Последнее своим контактом подает напряже-
ние оперативного тока в блоке отключения (см.
рис. 46.19, а) на соответствующую шинку отклю-
чения выключателей присоединений, что приводит
к срабатыванию выходных реле, действующих на
отключение всех присоединений к первой (второй)
системе шин, а также на пуск УРОВ и подготовку
цепей запрета АПВ.
При нарушении фиксации предусмотрена воз-
можность отключения присоединений двух систем
шин только от ПО. Реализации указанной возмож-
ности осуществляется путем включения ключа
SA3.1 («Отключение двух систем шин»). При этом
подается единичный сигнал на входы D1V8 и DW9,
выводящий из действия ИО1 и ИО2 соответствен-
но, и отключение происходит через элементы
DX13, DX14 только при срабатывании ПО. Одно-
временно единичный сигнал подается и на запре-
щающие входы элементов DX9, DX10, чем осуще-
ствляется запрет шунтирования сигнала с выхода
ПО в элементах DW12 nDW13 после первого сраба-
тывания защиты, т.е. в цикле АПВ шин.
Повышение чувствительности защиты при
АПВ и ручном опробовании. Автоматическое повы-
шение чувствительности защиты при АПВ шин и
ручном их опробовании достигается путем разре-
шения действия на отключение от соответствую-
щего ИО без контроля его пусковым органом (ИО
имеет, как правило, меньший ток срабатывания,
чем ПО). Указанный режим возможен только при
соответствии схемы цепей переменного тока защи-
ты схеме первичных соединений (ключ SA3.1 от-
ключен). При КЗ на первой (второй) системе шин
срабатывание защиты фиксируется на время до
32 с элементом выдержки времени на возврат DS1
(DS2). Сигнал с выхода элемента DS1 (DS2) посту-
- Очувствление
(к DX29 на рис. 46.18)
Рис. 46.17. Функциональная схема
логической части защиты
К S42«Блокировка ДЗШ» (рис. 46.15)
Запрет от ключения при опробовании от ОВ
с «открытым плечом» (к DX40m рис. 46.18)
пает на вход элемента DX9 (DX10), выходной сиг-
нал которого шунтирует сигнал ПО на элементе
DIVI2 (DIVI3). Поэтому срабатывание выходного
реле KI (К2) после срабатывания DSI (DS2) осуще-
ствляется через DX13 (DX14) только от элемента
DW8 (D1T9), т.е. от органа ИО1 (ИО2) независимо
от состояния ПО. Неуспешное АПВ фиксируется
указательным реле КН6, подключенным к выходу
DX11, на один вход которого через DW5 поступает
сигнал с выхода сработавшего органа ИО1 (ИО2), а
на другой — через элемент DIVI8 задержанный
DT3 на 0,3 с сигнал о первом срабатывании защиты.
При неуспешном ручном опробовании сигнал с
выхода сработавшего органа ИО1 (ИО2) через эле-
мент DW5 поступает на разрешающий вход элемен-
та 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 выклюг
чателя (более подробно см. ниже).
Ручное опробование системы шин. Опробова-
ние рабочих систем шин возможно от CBI, СВ2,
ШСВ, а также от выключателей шести нефиксиро-
ванных 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» зещи-
ты (вторичные обмотки ТТ в цепи ОВ отсоединены
от защиты с помощью испытательного блока) рабо-
чей системы шин, к которой подключен ОВ. Поэто-
му отключение ОВ в случае неуспешного опробова-
ния осуществляется защитой рабочей системы шин.
Функциональная схема блока опробования при-
ведена на рис. 46.18. Сигнал от ключа управления
выключателем, которым осуществляется опробова-
ние, например ОВ, через схему расширения сигнала
ключа управления на элементах D.S5, DW21 и DX17 1
подастся на одни вход элемента DX30, на другой
вход которого поступает сигнал с выхода DX12 (см.
рис. 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 шип на
время 0,1—0,5 с, определяемое DT4. Указанный за-
прет реализуется (см. рис. 46.17) с использованием
контактов устройства переключения УП1 и элемен-
тов DIV14, DWI5, сигналы с выходов которых по-
ступают на запрещающие входы элементов DX13,
DX14. При опробовании от любого другого выклю-
чателя схема работает аналогично, за исключением
формирования сигнала запрета.
Кроме указанного выше в схеме также преду-
смотрена возможность отключения двух систем
шин (реле К37, см. рис. 46.18) при неуспешном оп-
робовании одной из них от ШСВ, сопровождаю-
щемся его отказом. Использование данной возмож-
ности целесообразно при отсутствии на ШСВ
УРОВ, а ее реализация осуществляется по усмотре-
нию персонала путем включения ключа SA6 в схе-
ме блока отключения (рис. 46.19, а).
Запрет от защиты АПВ присоединений. Осу-
ществляется в следующих случаях: при неуспеш-
ном АПВ шин, при неполнофазном или полнофаз-
ном отказе выключателя одного из присоединений
и при отключении присоединений от УРОВ.
Неуспешное ЛПВ шин фиксируется элементом
DX1I (см. рис. 46.17) по факту совпадения на его
входах сигнала срабатывания ИО1 или ИО2 с выхо-
да DW5 и задержанного элементом DT3 на время,
достаточное для отключения шин, сигнала о пер-
вом срабатывании защиты, поступающего с выхода
DW18. Сигнал с выхода DX11 через DWI9 и DS6
обеспечивает срабатывание реле КЗ, контакты ко-
торого в блоке отключения (рис. 46.19, 6) реализу-
ют запрет АПВ.
Для выявления отказа выключателя в защите
используются комбинированные органы напряже-
ния, подключенные к трансформаторам напряже-
ния I и II систем шин (см. рис. 46.17). Каждый ком-
бинированный орган выполнен на основе блока на-
пряжения типа Н 138 и содержит минимальное ре-
ле, включенное на одно из междуфазных напряже-
ний, и максимальное реле, включенное на напряже-
ние обратной’последовательности. Указанные ор-
ганы используются также для фиксации неисправ-
ностей в цепях напряжения защиты. Отказ выклю-
чателя присоединения к I (II) системе шин фикси-
руется элементом DX27 (DX28) по факту совпаде-
ния на его входах сигнала с выхода максимального
реле (при неполнофазном отказе) или минимально-
го реле (при полнофазном отказе) и сигналов о сра-
батывании защиты с выходов DT3 и DS1 (JDS2).
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) при условии отсутствия сигнала срабатыва-
ния защиты (с выхода DS1 или £>52), что фиксиру-
ется на элементе DX15 (для I системы шин) или
DX16 (для II системы шин). Избирательный запрет
АПВ от УРОВ автотрансформаторов осуществляет-
ся подачей выходного сигнала УРОВ на верхний
вход DIV31 элемента ИЛИ 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 УП1—УП20
по числу нефиксированных присоединений
(рис. 46.20), выполненных на основе элементов
Л219. Контакты УП используются для подключения
вторичных токовых цепей присоединения, фикса-
ция которого изменяется, к входам соответствую-
щего ИО (см. рис. 46.15), а также для подключения
выходного реле управления выключателем к шинке
отключения присоединений соответствующей сис-
темы шин (см. рис. 46.19, а). Управление отдельны-
ми 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 вруч-
ную от мнемосхемы, установленной в шкафу защи-
ты. Одновременное наличие сигналов о включен-
ном и отключенном состоянии разъединителя фик-
сируется в элементе Л219 как неисправность, что
приводит к появлению сигнала на его соответствую-
щем выходе. Указанный сигнал через элементы DW
и DT6 воздействует па срабатывание указательного
реле КН5. При возникновении КЗ в режиме перево-
да присоединения с одной системы шин на другую,
когда временно включены оба разъединителя, осу-
ществляется отключение обеих систем шин.
Работа блока отключения. Выходные реле
блока отключения (см. рис. 46.19, а) подключаются
к источнику оперативного тока через переключа-
тель SA1, используемый для ввода-вывода защиты.
При срабатывании защиты оперативный ток пода-
ется на шинки отключения через контакты К1.1 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, СВ1 и СВ2 подключены к
шинкам отключения присоединений I и II систем
шин напрямую, а выходные реле остальных выклю-
444
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
[Разд. 46
Я.
Централизованный
УРОВ
Рис. 46.19. (Начало). Схема блока отключения
а — выходные реле SA6 «опробование системы шин от ШСВ»; б — цепи запрета ЛПВ выключателей; в — цепи
отключения выключателей; г — цепи пуска УРОВ
Рис. 46.19. Продолжение
§46.2] ______________РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА СЕТЕЙ 110—330 кВ 445
Рис. 46.19. Окончание
446 ______________ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ______ [Разд,
§46.2]
Элемент Л219
УП1
S
S
KQS1
а
Й
KQS2
gg
и
ел «Гт
а
а
“ в
а
От УП2
ОтУПЗ
От УП4
От УП5
От УП6
От УП7
От УП8
От УП9
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
От УП10—
СКУЛИ—
От УП12—
От УП13 —
От УП14—
От УП15—
От УП16—
От УП17—
От УП18^-
От УП19^-
От УП20-^-
DW
DT6
От ФК
От ТК
Неисправность
КН5
Рис. 46.20. Функциональная схема блока переключений
чателей — через контакты УП. Кроме того, опера-
тивный ток может подаваться на выходные реле
ШСВ, СВ1, СВ2, ОВ и Q5—Q10, а также через кон-
такты соответствующих выходных реле блока оп-
робования (см. рис. 46.18), чем обеспечивается от-
ключение только того выключателя, которым про-
изводится опробование системы шин (срабатыва-
ние других выходных реле предотвращается разде-
лительными диодами). Отключение при срабатыва-
нии индивидуальных УРОВ осуществляется пода-
чей «минуса» оперативного тока через контакты
соответствующих УП на шинки отключения при-
соединений I или II системы шин. Контакты выход-
ных реле централизованного УРОВ непосредствен-
но подключены к шинкам отключения.
Для оперативного запрета АПВ выключателей
отдельных присоединений имеется возможность
шунтирования контакта реле КЗ крышкой разъема
SG (см. рис. 46.19, б).
РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ЗАЩИТЫ
Определяются значения коэффициентов транс-
формации выравнивающих трансформаторов тока
(см. рис. 46.15) для всех плеч защиты. Если основ-
ные ТТ имеют одинаковые коэффициенты транс-
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 и ИО) до значений, не пре-
восходящих номинальное, равное 5 -мА. При этом
значения коэффициентов трансформации TAL
рекомендуется принять равными 200 или I 000 для
исполнения защиты на 1 или 5 А соответственно
при условии, что номинальный первичный ток ос-
новных трансформаторов тока 7ТТ 11ом выбран, ис-
ходя из максимального рабочего тока 7раб гаах наи-
более мощного присоединения, либо KITAL =
= (7рабтах7/ТТиом^200 для исполнения зашиты на
1 А и K1TAL = ('рабтах'Лтпом)1000 Для исполне-
ния защиты на 5 А при условии, что номинальный
первичный ток 7ТТ 1ЮМ основных ТТ выбран суще-
ственно большим тока 7раб тах наиболее нагружен-
ного присоединения.
В случае, когда коэффициенты трансформации
основных ТТ различные, трансформаторы TAL ис-
пользуются также и для выравнивания токов
«в плечах» защиты. Условием выравнивания явля-
ется равенство для каждого j-го присоединения
произведения коэффициентов трансформации ос-
новного К) j и промежуточного^/ rALJ трансфор-
маторов тока, т.е. К/jK[ TAL j = const.
Для присоединения (присоединений) с макси-
мальным значением коэффициента (коэффициен-
тов) трансформации основного (основных) ТТ
77/111ах коэффициент трансформации промежуточ-
ного (промежуточных) ТТ K/rALmax выбирается,
как указано выше, с учетом соотношения между
7рабтах и ^ТТ пом max - Для остальных присоедине-
ний коэффициенты трансформации трансформато-
ров TAL определяются по выражению
^7 TAL J ~ (^7 max KITAL max ) ! J •
Определяется первичный минимальный ток
срабатывания ПО защиты /с по min п при отсутст-
вии торможения по следующим условиям:
отстройки от максимального тока нагрузки при
обрыве вторичных токовых цепей одного из плеч за-
щиты по min л — ^отс 7 пагр max ’ гДе ^отс “ 1 *2 к0"
эффициент отстройки; 7]1агр |11ах — первичный ток
нагрузки наиболее мощного присоединения (в про-
ектных расчетах может быть принят равным пер-
вичному номинальному току основных ТТ, имею-
щих наибольший коэффициент трансформации);
отстройки от первичного тока небаланса в ре-
жиме, соответствующем началу торможения,
7сПОт1пп — ^отсЛ1б.торм.пач.п’ гДе Лотс — 1,5,
7пб.торм.пач.п ~ ^пер ^олп ^ТТ7торм.пач.п первичный
ток небаланса, обусловленный различием погреш-
ностей ТТ в режиме, соответствующем началу тор-
можения (когда полусумма относительных тормоз-
ных токов равна уставке начала торможения);
#Пер = 1 — коэффициент, учитывающий переход-
ный режим; А0Д11 = 1 — коэффициент однотипности
ТТ; етт — полная погрешность основного ТТ,
имеющего наименьший коэффициент трансформа-
ции, определяемая с использованием кривой намаг-
ничивания стали магнитопровода ТТ при кратно-
сти первичного тока, равной 7торм 11ач „ /7ТТ ||0М min .
В качестве расчетного значения первичного тока
срабатывания ПО принимается большее из двух по-
лученных.
Определяется расчетный относительный мини-
мальный вторичный ток срабатывания ПО при от-
сутствии торможения
7 с ПО min расч ~ 7с ПО min п'7С^/ тах7ТТ ном.в) *
гДе 7с ПО min 11 К1 max ~ см- BbIuieJ 7ТТ ном.в “ номи-
нальный вторичный ток основных ТТ. К установке
принимается ближайшее большее расчетного значе-
ние вторичного тока срабатывания К пп „ „ из
с 1min в
следующих возможных: 0,4; 0,8 или 1,2 от вторич-
ного номинального тока защиты.
Определяется первичный минимальный ток
срабатывания ПО защиты при отсутствии тормо-
жения, соответствующий принятому относитель-
ному вторичному току срабатывания /с по min =
— г К I
лс ПО min в / max ТТ ном.в •
Предварительно принимается уставка начала
торможения /торм.11ач = 1.
Определяется значение первичного тока начала
торможения ^торм.пач.п — 7торм.пачX/ тах7ТТном.в-
Коэффициенты торможения основного канала
лторм1 и резервного Лторм2 не регулируются и при-
няты равными 0,6 и 1,2 соответственно.
Определяются коэффициенты чувствительно-
сти ПО защиты для основного и резервного каналов
при металлическом КЗ на шинах с учетом тока на-
грузки в расчетном режиме работы подстанции и
сети по выражению
7к min7C7c ПО min + ^торм!(2) х
Х (0,5 2.7тормрасчп ~ /TopM.na4.it)]•
где IK mi|1 — минимальное первичное значение пе-
риодической составляющей фазного тока в точке
внутреннего^ КЗ рассматриваемого вида;(т);
0,5 Д7торм расч п — полусумма действующих значе-
ний первичных тормозных токов при упомянутом
внутреннем КЗ, определяемая с учетом нагрузки; в
первом приближении может определяться методом
наложения и приниматься равной 0,5(/Kmin +
+ S/„arp)i X/Iiarp — сумма действующих значе-
ний первичных токов нагрузки всех присоедине-
ний, охватываемых защитой шин; остальные вели-
чины — см. выше. Полученное значение коэффи-
циента чувствительности кч должно быть больше
или равно 2. В противном случае расчет значения
кч осуществляется традиционным для защит с тор-
Рис. 46.21. Определение коэффициента чувстви-
тельности ПО защиты при
0,5£/нагр > ^торм.иач.п
можснием способом [46.8] по выражению кч =
= min "с ПО > где 4 по можно определить графи-
чески, как это показано на рис. 46.21. Если точка пе-
ресечения Л' располагается на горизонтальном уча-
стке характеристики срабатывания, то при расчете
кч следует принять /с по = 7С no min . При расчете
чувствительности указанным способом для обеспе-
чения устойчивого функционирования защиты не-
обходимо также, чтобы точка Л' находилась на рас-
стоянии от характеристики срабатывания по каж-
дой из осей не меньше 20 % соответствующей ко-
ординаты точки. Если полученное указанным спо-
собом значение кч < 2, то следует принять уставку
начала торможения 7торм ,1ач = 2 и повторить расчет
чувствительности.
Определяется первичный минимальный ток
срабатывания ИО защиты /с ио га1п п при отсутст-
вии торможения по условию отстройки от первич-
ного 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 срабатывания ИО защиты, а также
значение первичного тока начала торможения.
Определяются коэффициенты чувствительно-
сти ИО защиты для основного и резервного каналов
в режиме опробования (при включении на КЗ одно-
го из присоединений от АПВ или вручную) в рас-
четном режиме работы сети. Расчет выполняется с
использованием тех же выражений, что и для ПО.
При этом в качестве тока /к mjn принимается пер-
вичное минимальное значение периодической со-
ставляющей тока металлического КЗ расчетного
вида т, протекающего в присоединении, которым
производится опробование, а в качестве тока
^торм.расч следует принять 0,5/Kmin. Значение ко-
эффициента чувствительности в рассматриваемом
режиме должно быть не менее 1,5. Если для основ-
ного канала окажется кч < 1,5. то для опробования
следует принять другое присоединение, при вклю-
чении которого на КЗ обеспечивается необходимая
чувствительность.
Определяется первичный ток срабатывания ре-
ле контроля исправности вторичных токовых це-
пей зашиты по условию отстройки от максимально-
го тока небаланса в нагрузочном режиме /с . п =
= ^отс/„б, гдеЛ0ТС = 1,2 — коэффициент отстройки;
А,б = /'пб/нагрп1ах ~ первичный ток небаланса;
Л,,6 = 0,05 — коэффициент небаланса; 711агргаах —
максимальный ток нагрузки наиболее мощного
присоединения.
Определяется первичное напряжение срабаты-
вания минимального реле, включенного на между-
фазпое напряжение, исходя из условия обеспече-
ния его возврата после отключения внешнего КЗ
^мф.е.з = ^min1 <Аогс кв )> где 4nin — первичное ме-
ждуфазпое напряжение в месте включения защиты
в условиях самозапуска после отключения внешне-
го КЗ, в ориентировочных расчетах может быть при-
нято равным 0,85t/|IOM, ктс = 1,2 — коэффициент
отстройки, кК = 1,05 — коэффициент возврата реле.
Первичное напряжение срабатывания макси-
мального реле, включенного на напряжение обрат-
ной последовательности, определяется по выраже-
ниюг72с.3 = 0,061/11ом.
Выбирается выдержка времени возврата защи-
ты в исходное состояние (элементы DS1, DS2 на
рис. 46.17). При этом в зависимости от конкретных
эксплуатационных требований указанная выдерж-
ка времени должна быть больше времени полной
сборки первичной схемы при АПВ шин либо боль-
ше времени частичной сборки первичной схемы,
обеспечивающей необходимую чувствительность
ПО. Рекомендуется принимать значение выдержки
времени не более 32 с. Если при включении отдель-
ных присоединений в процессе АПВ возможно воз-
никновение качаний или асинхронного режима,
для отстройки от которых требуется недопустимое
загрубление ИО защиты, то выдержка времени воз-
врата защиты принимается меньше времени АПВ
того присоединения, включение которого приводит
к возникновению одного из указанных режимов.
Выдержка времени разрешения действия ИО на
отключение независимо от ПО в режиме ручного
опробования шин (элемент DS5 на рис. 46.18) вы-
бирается из условия обеспечения надежного от-
ключения выключателя присоединения, которым
осуществляется опробование, и может быть приня-
та равной 0,6 с.
Выдержку времени действия на сигнал при не-
исправности цепей напряжения (элементы DT1,
DT2 на рис. 46.1-7) рекомендуется принимать рав-
ной 9,6 с.
Выдержка времени снятия запрета действия за-
щиты на отключение при опробовании шин от ОВ
с «открытым плечом» (рис. 46.18, элемент DT4) вы-
бирается из условия обеспечения надежного от-
ключения ОВ и может быть принята равной 0,6 с.
Выдержку времени продления сигнала запрета
АПВ (рис. 46.17, элемент DS6) рекомендуется при-
нимать равной 0,2 с.
Выдержка времени пуска цепи запрета АПВ
при отказе выключателя (рис. 46.17, элемент DT3)
выбирается из условия отстройки от времени от-
ключения выключателей присоединений и может
быть принята равной 0,3 с.
Выдержка времени удержания сигнала отклю-
чения (рис. 46.17, элементы DS3, DS4) выбирается
из условий согласования с выдержкой времени эле-
мента DT3 и обеспечения надежного 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. вы-
пускается модернизированный комплекс устройств
релейной защиты и автоматики на ИМС в составе:
ПДЭ 2001 — дистанционная трехступенчатая
защита;
ПДЭ 2002 — токовая направленная четырех-
ступенчатая защита нулевой последовательности,
токовая отсечка от междуфазных КЗ и защита от
неполнофазных режимов;
ПДЭ 2003 — направленная и дифференциаль-
но-фазная ВЧ-защпта;
ПДЭ 2004.01 -— устройства одно- и трехфазно-
го АПВ; •
ПДЭ 2004.02 — устройство трехфазного АПВ
на три присоединения;
ПДЭ 2005 — УРОВ;
ПДЭ 2006 — защита шин.
С целью повышения надежности предусмотре-
но полностью автономное питание оперативным
постоянным током, а также разделение цепей пере-
менного тока и напряжения. Предполагается при-
менение выключателей с двумя отключающими ка-
тушками на фазу.
ДИСТАНЦИОННАЯ ЗАЩИТА ПДЭ 2001
Дистанционная трехступепчатая защита пред-
назначена для применения в качестве резервной от
всех междуфазных КЗ с устройствами блокировок
при качаниях и неисправностях в цепях переменно-
го напряжения [46.9].
В защите предусмотрена возможность переда-
чи разрешающих и отключающих ВЧ-сигналов с
помощью ВЧ-аппаратуры АНКА-14 для ускорения
отключения на противоположном конце линии.
Выходные цепи обеспечивают действие защи-
ты на соленоиды отключения выключателя, а также
взаимодействие с устройствами АПВ, УРОВ,
АНКА-14 и др.
В панели предусмотрены устройства функцио-
нального и тестового контроля, а также быстрой
проверки уставок. 1
Логическая часть защиты выполнена на основе
элементов положительной логики И—НЕ серии
К511. В схеме используются типовые элементы вы-
держки времени (па основе микросхем К511),
имеющие два различных входа для управления сиг-
налом как 0, так и 1.
ИЗМЕРИТЕЛЬНЫЕ И ПУСКОВЫЕ ОРГАНЫ
ЗАЩИТЫ
Характеристика реле сопротивления Г ступени
представляет собой наложение четырехугольной и
эллнпсообразной характеристик, проходящих че-
рез начало координат в плоскости Z.
Вершины Z3 — в начале координат, Z2 — на
направлении максимальной чувствительности
(<рч 111ах )*• Активные составляющие точек Z| и Z4
фиксированные и соответственно равны 0,75ZyCT
и 0,3ZycT. При близких КЗ работа 1 ступени обес-
печивается напряжением подпитки неповрежден-
ной фазы с запоминанием предшествующего ре-
жима (рис. 46.22).
Характеристика срабатывания реле сопротив-
ления II ступени — четырехугольник с тем же
углом <рч тах и смещением в III и IV квадранты не
более 0,12ZycT. Точки Z2 и Z3 имеют фиксирован-
ные активные составляющие 0,4ZyCT и 0,2ZyCT со-
ответственно, точки Z| и Z4 — переменные актив-
ные составляющие 6]ZyCT nZ>4ZyCT соответствен-
но. Верхняя и нижняя стороны — горизонтальные
(6] = 0,35—0,75; Ь4 = 0,2—0,6).
Характеристика реле сопротивления III ступе-
ни — четырехугольник с <рч тах = 88°, имеющий
возможность смещения в III и IV квадранты не бо-
лее 0,12ZyCT или в I и II квадранты в пределах
(0,1—0,4)ZyCT. Активные составляющие fc|Z|,
62Z2, Мз и ^4^4 всех точек могут независимо
изменяться: Ь1 и 62 — в пределах 0,35—0,75 и/>3,
Z>4 — в пределах 0,15—0,4. Верхняя и нижняя сто-
роны — горизонтальные.
* Угол <рч тах = 88° для всех ступеней — угол на-
правления, в котором задастся уставка ZycT.
Рис. 46.22. Характеристика срабатывании измерительных органов сопротивлении Д'З панели ПДЭ 2001:
а — I ступень; б — II ступень; в — III ступень (Zycr — сопротивление уставки)
Измерительные органы сопротивления дистан-
ционных защит панели ПДЭ 2001 (а также и шкаф
ШДЭ 2801) в отличие от ранее выпускавшихся вы-
полнены на базе ИМС с применением операционно-
го усилителя (ОУ) типа К555УД2. Применение ОУ
позволяет получать реле сопротивления с достаточ-
но сложными и устойчивыми характеристиками.
При выполнении всех цепей формирования, фильт-
рации и сравнения активными существенно снижа-
ется потребление мощности от измерительных
трансформаторов тока и напряжения. В структур-
ной схеме дистанционного органа I ступени ПДЭ
2001 (рис. 46.23) предусмотрены СФ1—СФ4 — схе1-
мы фильтрации и формирования величин
,Ё,- = Kj\+ */2*р = *71 <£“ • которые по-
даются на входы двух схем сравнения фаз СС1 и
СС2, выходы которых объединены элементом ИЛИ.
Рис. 46.23. Структурная схема измерительного
органа сопротивления I ступени защиты ПДЭ
2001:
ДТ — датчик тока; ДН — датчик напряжения; ДНц0П
— датчик напряжения памяти; СФДОН — схема фор*
мирования памяти
Совмещение в органе I ступени точек Z2 и Z3
для характеристик в виде пересекающихся окруж-
ностей и четырехугольной позволяет ограничиться
формированием только четырех величин Е..
В схемах сравнения содержатся ФИН1 и
ФИН2 — формирователи импульсов, пропорцио-
нальных времени несовпадения по знаку подводи-
мых величин Ej.
В схемах сравнения осуществляется сравнение
времени несовпадения zllc с заданным временем .
В схеме СС1 реагирующий элемент РЭ1 срабатыва-
ет, когда Z1IC > 10 мс, и формирует характеристику в
виде четырех пересекающихся прямых (см.
рис. 46.22, б и в). В схеме СС2 срабатывание РЭ2
происходит при /11с > (6—7) мс, и получаются две
пересекающиеся окружности. При КЗ без переход-
ных сопротивлений, т.е. когда сопротивление йа
зажимах реле расположено внутри узкой эллипсо-
образной характеристики, возможно повышенное
быстродействие. Необходимая чувствительность к
КЗ со значительными переходными сопротивле-
ниями обеспечивается четырехугольной характе-
ристикой (см. рис. 46.22, а), но с некоторым замед-
лением, обусловленным более строгим подавлени-
ем свободных составляющих.
Измерительные органы II и III ступеней анало-
гичны, но отсутствует быстродействующий канал.
Измерительные органы всех ступеней дистан-
ционной 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 об-
моток, соединенных в звезду и разомкнутый тре-
угольник.
Устранение мертвой зоны и сохранение направ-
ленности I ступени при близких К® достигаются
дополнением величины Е3 напряжением неповреж-
денной фазы l/ф (ДН№„ и СФДОП), а при Kt3) —
«запоминанием» напряжения фильтром высокой
добротности.
В устройстве блокировки при качаниях (БК)
пусковой орган блокировки (ПОБ) аналогичен ис-
пользуемому ДЗ шкафа ШДЭ 2801 (см. § 46.2) и
также содержит чувствительный и грубый реаги-
рующие органы (РО).
Устройство БК обеспечивает выполнение ряда
функций с учетом специфики режимов ВЛ сверх-
высокого напряжения.
1. Ввод в действие при возникновении несим-
метрии медленнодействующих ступеней (I и 11 с
выдержками времени и III ступень) на время, дос-
таточное для их срабатывания (1—10 с). Отключе-
ние КЗ на сильно нагруженных линиях часто со-
провождается качаниями с периодом 2—2,5 с. По-
этому ступени, которые с учетом реальных харак-
теристик срабатывания KZ оказываются отстроен-
ными от таких качаний выдержками времени, до-
пустимо вводить при срабатывании ПОБ на время
до полного возврата БК. Пуск от БК исключает
возможность неправильной работы при качаниях
с большими периодами.
2. Ввод в действие быстродействующих ступе-
ней на время 0,2—0,6 с с последующим выводом на
время 1—10 с до полного возврата блокировки
(время ввода медленнодействующих ступеней).
3. Блокирование быстродействующих ступе-
ней через 0,05—0,1 с после срабатывания KZ
II ступени, если в течение этого времени не сраба-
тывает ПОБ (рис. 46.24). При загрузке, близкой к
пределу передаваемой мощности, возможно разви-
тие качаний без КЗ. Блокирование исключает воз-
можность неправильных действий защиты при по-
следующем появлении несимметрии (удаленные
КЗ или переключения). Выдержка 0,05—0,1 с пре-
дотвращает вывод защиты при КЗ на защищаемой
линии и случайном запаздывании срабатывания
ПОБ относительно KZ2.
4. Запрет возврата блокировки и вывод из дей-
ствия быстродействующих ступеней при развитии
качаний и возникновении асинхронного хода. Ес-
ли при асинхронном ходе окажутся возможными
периодическое срабатывание и возврат KZ2, то по
истечении времени блокирования в случае появле-
ния несимметрии (удаленное повреждение, пере-
ключения) в момент возврата KZ2 возможны пуск
и срабатывание быстродействующих ступеней.
Для предотвращения срабатывания быстродейст-
вующих ступеней при асинхронном ходе с перио-
дом до 0,8 с предусмотрен запрет возврата блоки-
ровки в этом режиме.
При отсутствии сигналов от ПОБ и KZ2 на выхо-
дах инверторов D3.1, D3.4, D3.5 и D3.6 будут еди-
ничные сигналы. При срабатывании чувствительно-
го РО ПОБ через D1.21 и D2.19 происходят пуск
медленнодействующих ступеней и запуск DT10, оп-
ределяющего время возврата блокировки (1—10 с).
. Одновременно сигналом с выхода D2.21 осу-
ществляется пуск быстродействующих ступеней на
время до срабатывания элемента DT6 (0,2—0,6 с).
После этого до возврата блокировки (срабатывание
DTI0) быстродействующие ступени оказываются
выведенными.
При отсутствии сигнала на выходе D2.23 (ПОБ
не сработал) и срабатывании KZ2 через время
0,05—0,1 с (DT8) па выходе D3.5 будет нулевой
сигнал, запрещающий переключение D2.21 и пре-
дотвращающий пуск быстродействующих ступе-
ней при качаниях. Запрет возврата блокировки при
возникновении асинхронного хода обеспечивается
выдержкой времени элемента DT9.
Назначение и функции тракта грубого РО рас-
смотрены выше.
Логическая часть дистанционной защиты
ПДЭ 2001 (см. рис. 46.24) обеспечивает:
пуск всех ступеней защиты с контролем уст-
ройствами БК и БН;
блокирование быстродействующих ступеней
при качаниях и асинхронном ходе;
срабатывание отдельных ступеней с различны-
ми выдержками времени;
оперативное ускорение отдельных ступеней
при включении выключателя и при приеме разре-
шающих или отключающих ВЧ-сигналов;
функциональный контроль исправности за-
щиты;
тестовую проверку защиты.
Выходы пофазных измерительных органов KZ
объединены элементами ИЛИ DI. /, D1.2 и DI.3 со-
ответственно в I, II и III ступенях защиты.
Сигналы о срабатывании KZ1 и устройств бло-
кировок БК и БН поступают на входы элементов
D2.1 в быстродействующей и D2.2 в медленнодей-
ствующей I ступени. Предусматривается самоудер-
живание для обеспечения работы УРОВ в случае
работы KZ1 по «памяти» при близких к/Ч Само-
удерживание обеспечивается в быстродействую-
щей ступени элементами D1.5 и Г)/.7и в медленно-
действующей D1.6 и D1.8. Самоудерживание при
одновременном срабатывании KZ2 и БК предотвра-
щает возврат быстродействующей ступени после
начала ее срабатывания и истечении времени ввода
устройством БК. Для повышения надежности не-
срабатывания под воздействием помех и при неис-
правностях в логической части введены элементы
D2.3 и D2.4, контролирующие дополнительно сра-
батывание измерительных органов KZ1.
Быстродействующая I ступень имеет два выхо-
да: первый в цепи отключения I ступени, а второй
для пуска аппаратуры АНКА (ВЧ-сигнал № 4) и
контроля отключения при приеме ВЧ-сигиалов
№ I—3.
Сигналы о срабатывании KZ2 и устройств БК и
БН поступают на входы D2.5 для медленнодейст-
вующей и на входы D2.7 для быстродействующей
Рис. 46.24. Принципиальная схема логической
части ДЗ панели ПДЭ 2001:
D1.17-—D1.19 — выходные реле защиты
§46.3]_____ РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ЛИНИЙ НАПРЯЖЕНИЕМ 500 кВ И ВЫЩЕ
II ступени. Для предотвращения вывода из работы
’ II ступени устройством БК осуществляется само-
удерживание на D2.8 и D1.10 для быстродействую-
щей и D2.6 и D1.9 для медленнодействующей сту-
пеней. Выдержки времени создаются соответствен-
но элементами времени DT3 и DT2. Сигнал от D2.8
используется также для контроля II ступенью от-
ключения ВЧ-сигналами № 1—3. Оперативное ус-
корение II ступени при выводе основной быстро-
действующей защиты производится сигналом от
D1.10 через DT4 (накладка 8X5). С выхода D2.6 сиг-
нал используется для ускорения при АПВ и опро-
бовании линии напряжением.
Логика III ступени аналогична логике II мед-
леннодействующей: пуск от БК с контролем БН
обеспечивается элементом D2.10, самоудержива-
ние — элементами Dl.ll и D2.9. Выдержку време-
ни III ступени создает DT5. Сигнал с выхода D2.9
используется для ускорения отключения при опро-
бовании линии и АПВ. Элементы D1.12 и D2.ll
контролируют цепь пуска ВЧ-сигнала № 4. В зави-
симости от быстродействия выходные цепи объе-
диняются в несколько групп (см. рис. 46.24).
1. Быстродействующая I ступень, цепи ускоре-
ния 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 автомати-
ческого повторного включения — УТАПВ); б) че-
рез избиратели ОАПВ выключатель с пуском или
без пуска БАПВ (УТАПВ); в) цепи от ВЧ-сигнала
№ 3 три фазы через выходные реле защиты с пус-
ком или без пуска БАПВ (УТАПВ).
2. Быстродействующая II ступень и оператив-
ное 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 за-
претом БАПВ (УТАПВ) и пуском ВЧ-сигнала № 2.
При неисправности, выводе или тестовой про-
верке ОАПВ обе группы выходных цепей отключа-
ют через собственные выходные реле три фазы вы-
ключателя.
3. Медленнодействующие I и II ступени и III сту-
пень, 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 от-
ключение трех фаз выключателя. Через выходные
реле панели обеспечивается действие резервной
защиты линейного реактора на отключение трех
фаз с запретом ТАПВ и одновременным пуском
ВЧ-сигнала № 1.
Выходные реле панели обеспечивают останов
ВЧ-передатчика ПДЭ 2003.
Выбор параметров срабатывания и провер-
ка чувствительности измерительных органов
дистанционной защиты (ПДЭ 2001). Характери-
стики срабатывания реле сопротивления представ-
лены на рис. 46.22.
Ниже все соотношения приводятся для линий
без устройства продольно-емкостной компенсации
и ответвлений. В схеме предусмотрены I ступень
без выдержки времени, II с выдержкой, равной сум-
ме времени действия УРОВ и ступени селективно-
сти, т.е. /уров + А/, III ступень с выдержкой, выби-
раемой в общем случае по встречно-ступенчатому
принципу. Кроме того, в защите предусмотрены I и
II медленнодействующие ступени. Медленнодейст-
вующая II ступень обеспечивает отключение КЗ в
зоне II ступени помимо цепи, выводящей указан-
ную выше ступень через 0,2—0,6 с после возникно-
вения несимметрии. Выдержка времени II медлен-
нодействующей ступени определяется условиями:
отстройки от периода качаний, которые могут воз-
никнуть после ввода медленнодействующей ступе-
ни блокировкой при качаниях, и согласования с ана-
логичными медленнодействующими ступенями
дистанционных защит смежных линий.
Медленнодействующая I ступень предназначе-
на для облегчения согласования медленнодейст-
вующих II ступеней в сложных сетях, а также для
снижения их выдержек времени — медленнодейст-
вующая II ступень согласуется с медленнодейст-
вующей I ступенью смежной линии. Выдержка
времени I медленнодействующей ступени отстраи-
вается от времени, в течение которого сопротивле-
ние на зажимах реле при качаниях находится в пре-
делах характеристики срабатывания I ступени.
Первичное сопротивление срабатывания I сту-
пени защиты ZB3 выбирается по условию отстрой-
ки от металлического КЗ на шинах ПС, примыкаю-
щей к противоположному концу линии:
^с.з - ^л1 /Лотс ’
где Znl — сопротивление защищаемой линии;
£отс *=.1,15— коэффициент отстройки, учитываю-
щий различйые погрешности, неточность расчета
и необходимый запас.
Первичное сопротивление срабатывания II сту-
пени защиты принимается меньшим из получен-
йых по условиям:
согласования с I ступенью защиты предыдущей
линии
1
z11 < -
С.З L
'отс
(Xi
+
1 -а 1
/-• Ас.з.пред
*токП '
для линий высшего (среднего) напряжения —
отстройки от КЗ на шинах СН (ВН) напряжения ПС,
примыкающей к противоположному концу линии,
zJI < —- fz + ——) •
4с.з - г ' л1 Z-
отс ( - ' Т0КЛ7
согласования с I ступенью зашиты, установлен-
ной на противоположном (по отношению к месту
установки рассматриваемой защиты) конце парал-
дельной линии, при каскадном отключении повре-
ждения на ней
Z*1 < -
к
1
отс
с.з.варал
где ZT — минимально возможное сопротивление
обмоток ВН и СН параллельно работающих АТ
с учетом регулирования напряжения; <х = 0,1 — ко-
эффициент, учитывающий различные погрешности
измерительных трансформаторов и аппаратуры;
^ток11 ’ ^ток.г > /fTOid — коэффициенты токораспреде-
лсния, равные отношению первичного тока в защи-
те к току соответственно в предыдущей линии,
в АТ или в параллельной линии; принимаются мак-
симально возможные значения для реально воз-
можных режимов.
Коэффициент чувствительности П ступени за-
щиты определяется по выражению
*4=Zc"/Z»>
где Z3 — максимальное первичное сопротивление
в защите при металлическом КЗ в конце защищае-
мой линии; на линиях с односторонним и двусто-
ронним питанием Z3 = Znl.
В случае, когда <рз > arctg
Zc.3 sin *Рч max
b\
t чув-
ствительность оценивается по выражению
*4 = Zc“ sin tP4max/(Z3sin4,3)>
где <рч max иф3 —угол максимальной чувствитель-
ности и угол комплекса Z3 соответственно.
В соответствии с ПЭУ необходимо иметь кч >
>1,25.
Если выбранная таким образом II ступень не-
достаточно чувствительна, то иногда возможно
увеличить ее сопротивление срабатывания и вы-
держку времени с учетом следующего. Если опре-
деляющим было условие согласования с I ступе-
нью защиты предыдущей линии, то согласование
может производиться со II ступенью этой же защи-
ты. Если определяющим явилось условие отстрой-
ки от КЗ за АТ на шинах СН (ВН), то согласование
может производиться с I ступенью дистанционной
защиты на АТ.
Наклон правой боковой стороны характеристи-
ки срабатывания реле сопротивления II ступени
выбирается по условию отстройки от минимально
возможного сопротивления Znarp расч в максималь-
ном нагрузочном режиме:
Znarp;pac‘i
: ^minZ^раб max
по условию
Znarp.pac4
z11
лс.з
Cos ^нагр.расч ~ 8*П<Рцагр.расч
где С/П1;п, /рар |1лах — минимальное значение первич-
ного напряжения в месте установки защиты и мак-
симальное значение первичного рабочего тока в за-
щищаемой линии в расчетном нагрузочном режиме;
Аотс = 1,2 и Ав = 1,05 — коэффициенты отстройки и
возврата соответственно; tg Ct =
bl~,b4
1 -* а
(fi; Ъу и
Z>4 — см. характеристику на рис. 46.22).
Для повышения чувствительности к КЗ через
переходные сопротивления 64 и особенно by следу-
ет выбирать максимально возможными, удовлетво-
ряющими отстройке от ZIlarp расч.
Первичное сопротивление срабатывания III сту-
пени выбирается по условию получения требуемой
чувствительности при каскадном отключении ме-
таллического КЗ в конце зоны резервирования:
,Щ > , Sln Фч max
-с.3 “ ч.треб з sin(p3
где кч треб =1,2 — требуемый по ПУЭ коэффици-
ент чувствительности; Z3 и ф3 — модуль и аргу-
мент первичного сопротивления в месте установки
защиты при металлическом КЗ в конце зоны резер-
вирования.
Выбранное сопротивление ' должно удов-
летворять условию отстройки от сопротивления
нагрузки в месте установки защиты в расчетных ре-
жимах. Это условие определяется различными вы-
ражениями в зависимости от значения ф11агррасч
в соответствии с характеристикой III ступени.
Выбранное сопротивление должно удовлетво-
рять условию отстройки от всех сопротивлений
Zuarp расч > расположенных в I и II квадрантах и пе-
ресекающих верхнюю сторону четырехугольника,
т.е. должно быть отстроено от сопротивлений
-пагр ’ имеющих угол фпагр в диапазоне
arctg j- = ₽i < фнмр < Р, = arctg j-,
> 1 2
где и Pj -г- углы комплексов и Z2 .
Отстройка от указанного сопротивления на-
грузки удовлетворяется, если выполняется условие
7
„Ш ; цагр.расч
Zc.3 “ «- Ъ
лотс%
sin ф
па1р.расч
При невыполнении этого условия заданный ко-
эффициент чувствительности получить нельзя.
Наклон правой и левой боковых сторон харак-
теристики, определяемый значениями 6|- 64, а
также смещение а выбираются по условию от-
стройки от Z|larp расч, которые пересекают боковые
стороны, когда Pj > фпагр.расч > Рг • в этпх случаях
условие отстройки соблюдается, если выполняется
соотношение
Ziiarp,pac4 ^огс^в^4(3) ~ а *Sa)
Zc“‘ COS(Pua.p.pac4 - tgasin(P,,aIp.paC4 ’
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
Ьг - ь4
II квадранты в пределах 0,1:—0,4; tg а = -------
1 — а
х ~
при znarp.pac4 в I И IV квадрантах и tg а = — д~
при znarp.pac4 во 11 и 111 квадрантах. (
Для повышения чувствительности к КЗ через
переходное сопротивление следует руководство-
ваться соображениями, приведенными при выборе
характеристики II ступени.
При смешении характеристики срабатывания в
1П и IV квадранты, когда Z]larp расч может пересе-
кать нижнюю сторону, т.е. когда
arctg = ₽з < Ф11аГр.р?сч 5 34 = arctg ?
условие отстройки соблюдается, если выполняется
соотношение
7 к к а
пагр.расч > отс в
z"’
гДе Pj И Р4 —углы векторов, соединяющих начало
координат с вершинами Z3 и Z4.
При смещении характеристики в I и II квадран-
ты отстройка от нагрузочных режимов может про-
изводиться по углу. При заданных выше значениях
£отс и кв необходимо иметь
arctg ^ + 15° = Р3+ 15° <<Р1|а|р.расч<
< Р4 - 15° = arctg £ - 1$°;
-... ..
arctg 1 + 15° = Р2 + 15° < <PIlaiwaC4 <
< ₽, + 15° = arctg — - 15°.
b.
Для надежного перекрытия зон,'охватываемых
II и III ступенями, с учетом 10 %-ной погрешности
должно быть
1,1 aZ™ < 0.9ZJ" .
Сопротивление срабатывания реле определяет-
ся выражением
KJ
7--------- 7
с₽ Ки с-3’
где К, и Kfj — коэффициенты трансформации
трансформаторов тока и напряжения, используе-
мых для защиты.
Необходимо проверить чувствительность каж-
дой ступени по току точной работы, которая оцени-
вается коэффициентом чувствительности при КЗ
между тремя фазами в расчетной точке:
, ^ч.т — ^smin^A.T’
где /3 т — минимальный первичный ток точной ра-
боты рассматриваемой ступени защиты.
Ток /3 min для I и II ступеней допустимо опреде-
лять при КЗ в конце защищаемой линии, при этом
минимальное значение кч1 > 1,3.
Для согласования защит смежных линий про-
верка по току точной работы должна производить-
ся для той ступени защиты предыдущей линии,
с которой согласована защита последующей линии.
ТОКОВАЯ ЗАЩИТА ПДЭ 2002
Состав и назначение. Панель содержит токо-
вую направленную четырехступенчатую защиту
нулевой последовательности (ТНЗНП), токовую
отсечку от многофазных КЗ и защиту от неполно-
фазного режима.
Четырехступенчатая ТНЗНП предназначена
для применения в качестве резервной зашиты от КЗ
на землю на линиях напряжением 500 кВ и выше.
Токовая отсечка — дополнительная защита при
междуфазных КЗ вблизи шин ПС, включенная на
токи фаз Ап С. S
Защита от неполнофазного режима предназна-
чена для ликвидации длительных неполнофазных
режимов. Предусматривается передача отключаю-
щих ВЧ-сигналов Ks 1, 2 и 3 и разрешающего №4
с использованием аппаратуры АНКА-14.
Упрощенная структурная схема защиты приве-
дена на рис. 4^.25.
Измерительные органы защиты. Реле тока
КАИ нулевой последовательности всех ступеней
выполнены с более совершенными частотными
фильтрами, обладают повышенной точностью на-
стройки, меньшими погрешностями и их зависимо-
стью от температуры.
Орган направления мощности нулевой после-
довательности содержит разрешающее реле КИЧ,
блокирующее KW2. Для повышения чувствитель-
ности к удаленным КЗ на землю возможна компен-
сация падения напряжения Uo на линии («смеще-
ние» органа КИЧ в линию). Предусмотрена ком-
пенсация емкостного тока.
Реле КА срабатывает при превышении мень-
шим из фазных токов уставки и осуществляет за-
грубление по напряжению разрешающего органа
КIV/, исключая возможность его срабатывания при
введенной компенсации («смещении») и увеличен-
ных токах небаланса, например при качаниях.
Рис. 46.25. Схема логической части панели ПДЭ 2002
Логическая часть панели ПДЭ 2002 обеспе-
чивает:
контроль направленности ступеней с разре-
шающим 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 разре-
шающего ВЧ-сигнала № 4;
защиту от неполнофазного режима, вызванного
неполнофазным включением или отключением вы-
ключателя линии;
постоянный автоматический функциональный
контроль и возможность тестовой проверки ис-
правности защиты.
Направленность всех ступеней ТНЗНП может
обеспечиваться как разрешающим, так и блоки-
рующим органом KW(накладки 8X7, SX8). Все не-
ускоряемые ступени могут быть выполнены нена-
правленными. Вывод направленности осуществля-
ется либо оперативным персоналом (накладки
8X4, SX5, 8X6), либо автоматически, например при
включении линии.
Ступень I возможна без выдержки времени или
с выдержкой, создаваемой элементом DT1, для от-
стройки от качаний при неодновременном включе-
нии фаз выключателя.
В цикле ОАПВ своей линии возможен автома-
тический вывод I, II и III ступеней — накладки SX9,
SX10, SXI1 установлены. Вывод IV ступени не пре-
дусмотрен в предположении ее достаточной от-
стройки от цикла ОАПВ по времени.
В панели возможно оперативное ускорение III
ступени защиты, а также ускорение при АПВ и оп-
робовании линии. Выдержки времени при необхо-
димости создаются элементами DT2 и DT3.
При ускорении III ступени с контролем направ-
ления мощности в параллельной линии ускоряемая
ступень одновременно контролируется своим раз-
решающим KW1 и блокирующим реле KW2 анало-
гичной защиты параллельной линии. Цепь ускоре-
ния контролируется также реле положения «Вклю-
чено» выключателя параллельной линии; возмож-
но выполнение ускорения без выдержки времени
или с выдержкой (DT4) для отстройки от разновре-
менности включения фаз выключателя.
Реле KAN3 с контролем направленности (D2. /)
осуществляет пуск ВЧ-сигнала № 4. При приеме
ВЧ-сигнала № 4 отключение контролируется также
реле KAN3 — D2.2. >
Цепи отключения при приеме ВЧ-сигналов
№ 1—3 контролируются тем же реле KAN3 — эле-
менты D2.3, D2.4 и D2.5.
Ступень IV (KAN4, DT5) контролирует цепи от-
ключения при приеме ВЧ-сигналов № 1—3, являет-
ся пусковым органом защиты от неполнофазного
режима (DT7 и 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 зависи-
мости от быстродействия все выходные цепи пане-
ли 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-сигнала № 4 и оперативно ускоряе-
мая без выдержки времени III ступень (D1.1).
Быстродействующая группа в зависимости от
положения накладки 8X1 может действовать на от-
ключение:
через выходные панели на отключение трех фаз
с разрешением или запретом БАПВ (УТАПВ) (на-
кладка SX2);
через избирательные органы ОАПВ с пуском
БАПВ (УТАПВ);
через избирательные органы ОАПВ без пуска
БАПВ (УТАПВ).
При неисправности панели АПВ или при его
тестовом контроле действие всей группы автомати-
чески переводится на выходные реле панели ПДЭ
2002 (£>2.7, D2.8).
2. Группа, действующая с замедлением: II и
III ступени и III ступень при оперативном ускоре-
нии с выдержкой времени элемента DT2.
Группа действует в зависимости от положения
накладки SX3 через избиратели ОАПВ или через
выходные реле панели защиты на отключение трех
фаз с запретом БАПВ (УТАПВ). При действии
группы через выходные реле защиты производится
пуск ВЧ-сигнала № 2.
При неисправности или тестовой проверке пане-
ли ОАПВ защиты с замедлением автоматически пе-
реводятся на действие через выходные реле защиты.
3. Группа, действующая только на отключение
трех фаз через выходные реле панели: IV ступень
с выдержкой DT6 и цепи отключения при приеме
ВЧ-сигнала № 2. Одновременно запрещается
БАПВ (УТАПВ) и пускается ВЧ-сигнал № 2.
При действии защиты на отключение трех фаз
выключателя линии выходные реле обеспечивают:
отключение выключателей линии;
запрет ТАПВ одного выключателя при неус-
пешном ТАПВ другого;
пуск УРОВ выключателей линии;
пуск локатора;
пуск ВЧ-сигнала № 3 без запрета БАПВ
(УТАПВ);
останов ВЧ-передатчика основной высокочас-
тотной направленной и дифференциально-фазной
защит (панель ПДЭ 2003).
В панели ПДЭ 2002 имеются тиристорные вы-
ходы на три фазы двух выключателей линии, кон-
тактные выходы на эти же выключатели и на вы-
ключатели двух реакторов.
Выбор параметров срабатывания и провер-
ка чувствительности токовой защиты нулевой
последовательности.
1. Все расчеты производятся по указаниям,
приведенным в § 46.2 применительно к защите ли-
ний 110—330 кВ.
2. КЗ на землю в сетях напряжением 500 кВ и
выше сопровождаются более интенсивными пере-
ходными процессами, чем в сетях 330 кВ. Однако
реле тока защиты панели ПДЭ 2002 выполнены с
более совершенными частотными фильтрами, от-
личаются большей точностью, меньшими погреш-
ностями. Предполагается, что будет возможно не-
сколько снизить значения коэффициентов отстрой-
ки кт(.. Но до накопления опыта эксплуатации счи-
тается целесообразным использовать их значения,
рекомендуемые [46.4].
Минимально допустимые значения коэффици-
ентов чувствительности ступеней защиты панели
ПДЭ 2002 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 резервирова-
ния соответственно. Необходимость этого обу-
словлена увеличенным соотношением между пе-
реходным сопротивлением и результирующим со-
противлением для места КЗ.
3. В защите ПДЭ 2002 используется орган на-
правления мощности нулевой последовательности
двустороннего действия. В разрешающем реле
имеется устройство компенсации падения напря-
жения нулевой последовательности на сопротивле-
нии линии и, кроме того, устройство компенсации
емкостного тока линии.
Первичное напряжение нулевой последова-
тельности, подводимое к реле,
зи0з^и0-310зг0к,
где 1/q —напряжение нулевой последовательности
в месте установки защиты; 7д3 — ток нулевой по-
следовательности, подводимый к защите, с учетом
выбранной компенсации емкостного тока линии;
ZOlt — сопротивление устройства компенсации в
первичных величинах.
Первичный утроенный ток нулевой последова-
тельности в защите
3/0з = 3/0-Зг70У0к,
где —Ток нулевой последовательности в месте
установки зашиты; Урк —проводимость устройст-
ва 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 обеспечива-о.
ется достаточная чувствительность реле направле-
ния мощности по напряжению. Значение сопротив-
ления смещения выбирается по приведенным выше
условиям § 46.2.
Ток срабатывания реле регулируется в преде-
лах 0,03—0,12 А ступенями по 0,006 А. Напряже-
ние срабатывания регулируется в пределах 1—5 В
через 0,2 В.
Ориентировочно в предварительных расчетах
ток и напряжение срабатывания могут быть приня-
ты равными 0,05 А и 2 В. При использовании ком-
пенсации напряжения на линии в действие вводит-
ся репе тока, при срабатывании которого осущест-
вляется загрубление реле направления мощности
для отстройки от небаланса при качаниях. Реле то-
ка реагирует на меньший из трех фазных токов и
отстраивается от максимального тока неповреж-
денных фаз при КЗ на землю:
7 - — 7
с.з £ неп.ф ♦
где kmc = 1,3; *в =0,9.
Ток срабатывания реле плавно регулируется
в пределах 1—2 А. В предварительных расчетах ре-
комендуется устанавливать ток срабатывания реле
равным 2 А. Степень загрубления реле направле-
ния мощности при срабатывании реле тока плавно
регулируется от 1,1 до 4 и определяется из условия
отстройки от максимального тока небаланса 70п6
при качаниях:
3/0пб — 3/0 пб ТТ + 37g пес,
3^0 йб ТТ ~ ЗЕ, ^о^оди ^ур.кач’
где 370 пб тт — составляющая небаланса, обуслов-
ленная различными погрешностями трансформато-
ров тока разных фаз; 370|1ес = 0,0017ур кач — со-
ставляющая небаланса, обусловленная несиммет-
рией системы фазных токов в линии; 7уркач —
уравнительный ток при качаниях; е; = 0,03— отно-
сительная токовая погрешность трансформаторов
тока; = 1/3 — относительное значение тока неба-
ланса нулевой последовательности в условиях, ко-
гда трансформатор тока одной фазы имеет погреш-
ность, а двух других не имеет; Аодн = 0,5 — коэф-
фициент однотипности, учитывающий снижение
действительного результирующего тока небаланса.
С учетом приведенных значений
3/0пб = °>016/ур.кач-
При кратности 7ур кач относительно вторичного
номинального тока, равной 5, значение вторичного
тока небаланса
370,1б = 0,016-5 = 0,08 А.
В этом случае степень загрубления
*отс3/о„б _ 1,5 0,08 .
0,05 0,05 ’ ’
Остальные расчеты параметров срабатывания и
чувствительности проводятся, как указано в [46.4].
ПАНЕЛЬ НАПРАВЛЕННОЙ
И ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНО-ФАЗНОЙ ВЧ-ЗАЩИТЫ
ВЛ НАПРЯЖЕНИЕМ 500 кВ И ВЫШЕ ПДЭ 2003
Назначение н функциональная схема. Панель
предназначена для использования в качестве основ-
ной быстродействующей защиты линии электропе-
редачи напряжением 500 кВ и выше от всех видов
КЗ как в полнофазном режиме, так и при работе ли-
нии двумя фазами в цикле однофазного автоматиче-
ского повторного включения [46.11 ].
Для ВЛ сверхвысокого напряжения (СВН) ис-
пользование панели ПДЭ 2003 имеет существен-
ные преимущества по сравнению с панелью диффе-
ренциально-фазной защиты типа ДФЗ 503. Напри-
мер, время срабатывания первой панели защиты со-
ставляет не более 20 мс, второй — 40—60 мс. <j
Для организации канала связи используется вы-
сокочастотный приемопередатчик типа АВЗК-80,
обеспечивающий передачу блокирующих сигна-
лов. Релейная часть панели выполнена в виде
11 объемных модулей, размещенных в двух кассе-
тах. Измерительные органы и логическая часть па-
нели реализованы с применением аналоговых
и цифровых ИМС. J ‘ у
При полнофазной работе ВЛ панель использует-
ся в режиме направленной фильтровой защиты
с высокочастотной блокировкой. В таком режиме
работы при использовании реле направления мощ-
ности обратной последовательности М2 с трехфаз-
ной 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), по-
скольку последняя срабатывает в паузы между ВЧ-
пакетами приемопередатчиков. При КЗ в защищае-
мой зоне у направленной защиты оба приемопере-
датчика не работают и условия ее срабатывания
лучше, чем у ДФЗ. Указанное особенно важно для
ВЛ сверхвысокого напряжения большой протяжен-
ности, на которых возникают трудности с обеспе-
чением требуемых запасов по перекрываемому за-
туханию ВЧ-канала.
В условиях интенсивных переходных процессов
на ВЛ сверхвысокого напряжения весьма сущест-
венно то, что для блокирования направленной защи-
ты при внешних КЗ достаточно, чтобы сработал ор-
ган направления мощности обратной последова-
тельности только с одной стороны, при этом допус-
тимы достаточно большие погрешности измери-
тельных трансформаторов тока и напряжения по уг-
лу, так как зона блокировки реле составляет прибли-
зительно 90 ± 80°. При внешних КЗ к ДФЗ предъяв-
ляются значительно более жесткие требования, при-
чем 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 на-
правления мощностей обратной [режим сравнения
направлений мощности (СНМ)] последовательно-
сти и только на время цикла ОАПВ она переводится
в режим сравнения фаз токов (ДФЗ или СФТ) с по-
стоянной циркуляцией токов ВЧ. В обоих режимах
используется один и тот же ВЧ-приемопередатчик,
работающий по схеме, используемой в направлен-
ных защитах с ВЧ-блокировкой.
Поскольку защита практически непрерывно
подготовлена для работы в режиме СНМ (за исклю-
чением 8—15 р в год), ее быстродействие при КЗ
в зоне и надежность функционирования при внеш-
них КЗ оказываются такими же, как и у направлен-
ных защит. При переводе зашиты на время цикла
ОАПВ в режим СФТ она работает с постоянной
циркуляцией токов ВЧ и время ее срабатывания
также не превышает 20 мс. Для срабатывания заши-
ты при этом достаточно появления одной паузы
в ВЧ-сигнале длительностью 4 мс (72° для про-
мышленной частоты).
В логической схеме защиты (рис. 46.26) можно
выделить несколько каналов и устройств, функцио-
нально связанных между собой, с измерительными
органами и приемопередатчиком:
I — основной канал отключения для воздейст-
вия на выходные цепи защиты;
// — канал пуска ВЧ-сигнала для блокировки
защиты; 1
III — дополнительный канал отключения для
функционального контроля основного канала от-
ключения;
IV — блок, фиксирующий состояние фаз линии
(отключено, включено) и образующий канал от-
ключения при опробовании ВЛ;
V —блок перевода защиты в режим СФТ (или
ДФЗ);
VI — сигнализация неисправности каналов от-
ключения.
На рис. 46.27 приведены выходные цепи, цепи
сигнализации и отключения, а на рис. 46.28 —
входные цепи и цепи на осциллограф.
В целях удобства использования справочника
совместно с техническим описанием (ТО) завода-
изготовителя в обозначениях реле сохранена нуме-
рация, принятая заводом для модулей панели: 15 —
модуль входных реле-повторителей; 16 — модуль
питания со стабилизаторами ± 15 В; 31 — модуль
реле-повторителей; 32, 33 — модули управления
(отключения); 34 — модуль логики; 35 — модуль
сигнализации и перевода в режим СФТ. Первая циф-
ра двузначных чисел соответствует номеру кассеты
сверху вниз, вторая — номеру модуля в кассете.
Режим сравнения защитой направлений
мощности образной последовательности. При
несимметричных КЗ в режиме дежурства зашиты
она работает за счет действия реле направления
мощности обратной последовательности с трехфаз-
ной схемой сравнения по фазе. Работа защиты при
трехфазных КЗ обеспечивается путем фиксации на-
правления мощности обратной последовательно-
сти реле направления мощности в первый момент
КЗ как в сторону отключения реле М9от (/ канал),
так и в сторону блокировки реле М25л (II канал)
с контролем отключения от реле сопротивления Z
(см. рис. 46.26).
О
Рис. 46.26. Логическая схема защиты панели типа ПДЭ 2003:
положения ключа SAI: 1 — «Работа»; 2 — «Вывод»; 3 — «Проверка»; положения ключа SA2: 1 —с ОАПВ; 2 —
без ОАПВ; 3 — «Сигнал»; Ук — сигнал переключений компснсапий; НПФ — нспсрсключснис фаз; R — к реле
(переключение компенсаций емкостных токов); Бл. — блокировка
32 I- KL2.1
33—KL4 Е 33—KL1 |СлО«? \31-^13 Мв
[32 KL2.1 охб7 л 31-KL15 Пуск осцил-
32—KL4
Е .... 32—KL1
32—KL6 1.71 KL15 г ч—г Га|-Ш< ж
33—KL7 Е 31-KL14 31-KL12 у^ЬЪ
31 KL13 _х< оА^Нускпере- 31-ши сЫЖла
33—KL6
31—KL12
33—KL5 31 KL11 31-KL1O ОАПВ на . и отключение
32—KL7 □ -J 31-ШО — оХ55 31-KL9 оХ54 Резерв ^-^ox53 31-KL7 л Ж
32—KL5 J KL9
31-KL8
31 KL7
п 31-KL6 r^zZ' 7' '' Пуск 34-KL5 локатора
-24 В
24 В
35-КР1.1Г1 34-KL3
Q 35-КР2.1 34-KL4
35—КР3.1 П 34-KL9
и Q 35—КР4.1 34—KL1
35—КР5.1[~} 34-KL8
и Q 35—КР6.1 34-KL10
35—КР7.1[~\ 34-KL11
U I6-KL1
35-KL5 Г~| ^35-КР4:2-
—35—КР8 : 2
°2
°2 U
Х7
35—KL5:!
+ШС
БП-180
«•
35-KL6
д
35—KL5.2
, Монтажная
О XII единица
шпз _______________
ИШ1
HLWI
SA13 —
2—
1 —
35-KL6-.1
—х---т^ 1
1:1
МУ-32
32—КБГ.З
32—KL1: 4
32-KL1-.2
33-KL2-.2
-оХ13 Вывод
-ШС-----
Х47
"° К автоматике
с Х48 РеактоРа
1д
2д
Зд
35—КР4: 1
2п
35—КР6: 1
Зп
35-KPT.J,
4п
35—КР8Л.
5п
32-KL2J.
4д(МУ1)
33-KL2-.J
4д(МУ2)
^^2i35-xpi:i
сигнализация
о Х9 ~~
Неисправность
о ХЮ Действие защиты
-оХ?<? Отключение
„ „ выключателя
оХ39 BJ
-оХ40_______
-оХ37 +220 В
МУ-33
~ In
35—КР5: 1------
Рис. 46.27. Выходные цепи, цепи сигнализации и отключения
Для повышения чувствительности зашиты по
напряжению при питании длинных ВЛ от мощных
подстанций возможно электрическое смещение
точки подключения реле Л/2от от шин в защищае-
мую линию на величину ZK (рнс. 46.29, а). При
Отключение
выключателя
В2
+220 В
этом к реле Л/26я подводится напряжение начала
защищаемой ВЛ С'2, а к реле Л/2от — (t/2 —/2ZK).
Блокирование защиты при внешних КЗ обеспе-
чивается за счет того, что чувствительность реле
Л/25л в 2 раза выше чувствительности реле Л/2от, а
+220 В
Х97
От резервных
X99q защит
<, Х100
15-KL1
Х98
° 15—KL1 Sl-KLI8
-24 В
Остановка ВЧ-
передатчика
XIOlc. От дополни- ЬХ102
тельных устройств
Х97
.а От АП В — отклю-
I чение трех фаз
Х85 Неисправность
АПВ
Х89
---о
Х93о
X9I Н
ОтРКВ
\'Х88- [>
1 Х90 ..
ОтРКО
Отключение
й/отЗШ
Х78
X8I
Х95
Х77
(fX94
—< Х92
\15-KL3
D15-KL4
15—KL5
15—KL7
Остановка ВЧ-передатчика,
исключен не неконтролиру-
емой подготовки в цепи
отключения в режиме ДФЗ
Перевод на отключение
трех фаз
Вывод РС на самостоятельное
действие
Изменение уставки
емкостной компенсации
Х96
Х80
15—KL7
Ч>пЗ
Действие на отключение
отЗШ
Х84
9 Отключение
й2отЗШ
Х82Ь------------
15—KL8
Q32-KL8
Рис. 46.28. Входные цепи и цепи осциллографа
(ЗШ — защита шин)
напряжение С72 к реле М2бл подводится большее
при внешних КЗ и релеЛ/26л работает быстрее,
чем реле Л/2от. г '
Фиксация срабатывания реле М2ст выполнена
на время 50 мс (элемент выдержки времени на воз-
врат DS1, 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 Л/26я,
которое по цепи элементов II канала (DX4, DS4,
DX5, DIV3, DS5, DX6 и DW4} пускает сигнал ВЧ-
передатчика.
На конце, удаленном от места КЗ, срабатывает
реле Л/2от> которое по цепи элементов DW1 и DW2
(I канал) подает сигнал на элемент запрета DX2. На
Рис. 46.29. Характеристики срабатывания реле мощности (о) и реле сопротивления (б); схема цепей пе-
ременного тока панели (в):
1 — реле Л/2бл; 2 — реле Л/?от при ZK = 0 (см. рис. 46.26); 2(ZK) — реле Л/2от, ZK * 0 без торможения;
2(7) — реле М2т при ZK = 0 и наличии торможения (УТ— устройство торможения); 2(zJ) — реле М2от при
ZK Айи наличии торможения
Рис. 46.29. Окончание
этот же элемент приходит запрещающий сигнал от
ВЧ-приемника, что обеспечивает блокировку за-
щиты. Выдержка времени в канале отключения на
элементе выдержки времени на срабатывание DT1
(в режиме СНМ) по условиям обеспечения надеж-
ной блокировки должна быть больше времени рас-
пространения ВЧ-сигнала и обычно берется с запа-
сом порядка 4 мс. Указанное время в основном оп-
ределяется задержкой в фильтре приемника /3 =
= 1 / А/, где △/ — полоса пропускания фильтра при-
емника порядка 1 кГц.
При несимметричном КЗ в защищаемой зоне
время срабатывания защиты при работе в режиме
сравнения направлений мощностей обратной по-
следовательности слагается из времени срабатыва-
ния быстродействующего реле Л/2от (10—15 мс) и
времени срабатывания элемента DT1 в канале от-
ключения и не превышает 20 мс, при этом оба ВЧ-
передатчика блокирующих сигналов не посылают.
Время несимметрии, предшествующей симмет-
ричному КЗ, необходимое для действия защиты,
определяется временем несимметрии, требуемым
для действия только самого реле Л/2от. Это время
составляет 6—7 мс при кратности тока и напряже-
ния обратной последовательности к току и напря-
жению срабатывания, равной трем, что обеспечива-
ется применением реле с трехфазной схемой срав-
нения. Кратковременное срабатывание реле Л/2от
фиксируется на элементе DSI с контролем от реле
Z на элементе DXI (см. рис. 46.26).
При симметричном КЗ время срабатывания за-
щиты также не превышает 20 мс ввиду применения
быстродействующего пускового реле сопротивле-
ния с активно-емкостной схемой расщепления,
трехфазными двухполупериодными схемами вы-
прямления и схемой сравнения без сглаживания.
В выходных цепях защиты используются тири-
сторы, включаемые непосредственно в цепи элек-
тромагнитов отключения выключателей.
Особенности ВЧ-защиты ВЛ СВН для режи-
ма СНМ. Применительно к ВЧ-защите СВН ис-
пользование такого же пуска, как и для защиты ВЛ
НО—330 кВ, недопустимо. При выполнении защи-
ты в варианте напряжений 110—330 кВ при КЗ в зо-
не необходимо срабатывание реле мощности Л/2от,
останавливающих передатчики на обоих концах
ВЛ, так как они пускаются от реле ^бл и ^2бл и
блокируют отключение. Указанное могло бы при-
вести к замедлению отключения конца ВЛ, для ко-
торого условия срабатывания были благоприятны-
ми, т.е. ближайшего к месту КЗ. Замедление сраба-
тывания реле Л/2от на удаленном конце линии оп-
ределяется возможным значительным отклонение'
ем угла на зажимах реле от угла максимальной чув-
ствительности из-за интенсивных переходных про-
цессов на ВЛ СВН. Существенное влияние на«.фаз-.
ные соотношения оказывают небалансы в цепях на-
пряжения и тока обратной последовательности, ко-
торые имеют место в установившемся режиме, при
значениях аварийных составляющих (72ав и ^2ав>
близких к уставкам срабатывания реле (/26л и /26Л-
Требование к быстродействию защиты обусло-
вило необходимость применения реле направлений
мощности обратной последовательности двусто-
роннего действия (Л/2бл, М2от) с трехфазной схе-
мой сравнения вместо однофазной, как в защите ВЛ
110—330 кВ, при этом пуск ВЧ-защиты осуществ-
ляется от реле Л/2 бл.
Применение быстродействующих реле М2(л и
Л/2бп 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 защи-
та при симметричных КЗ не выводится из действия
на время блокировки. Место КЗ (в зоне или вне) оп-
ределяет реле М2 Реле Z контролирует только ра-
боту реле Л/2от по памяти (DSE) на элементе DXI.
Особенности защиты, связанные с режима-
ми включения защищаемой ВЛ. Для правильной
работы защиты при КЗ вне защищаемой ВЛ изме-
рительный орган реле М2 содержит устройство
компенсации емкостных токов (УКЕТ). Для пра-
вильного функционирования этого устройства за-
щита должна подключаться к измерительным TH,
установленным на ВЛ.
В нормальном режиме уставка проводимости
УКЕТ реле М2 равна половине емкостной проводи-
мости ВЛ. При этом результирующие токи в полу-
комплектах защиты в режимах нагрузки и внешних
КЗ равны и противоположны по фазе.
При отключении ВЛ с двух сторон в УКЕТ реле
М2 (М2gл и Л/2от, см. рис. 46.26) обоих полуком-
плектов автоматически устанавливается уставка,
равная 1,2—1,3 полной емкостной проводимости
ВЛ. Вместе с тем всегда запрещается пуск ВЧ-пере-
датчика на отключенном всеми фазами конце ли-
нии как при отсутствии, так и при наличии напря-
жения на ВЛ. После того как происходит включе-
ние ВЛ с одной стороны тремя 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 7ИЛИ
при замыкании ВЛ в транзит).
Контроль положения фаз выключателей осуще-
ствляется тремя чувствительными быстродейст-
вующими реле 1А, 1д, 1С, включенными на фазные
токи трансформаторов тока выключателей
(рис. 46.29, в). При кратности тока, равной 2, время
срабатывания реле не превышает 5 мс.
Выходы трех токовых репе объединены по схе-
мам И и ИЛИ, на рис. 46.26 показаны как реле /и и
/или соответственно (по ТО завода РТтйк, PTmi^).
Переключение уставки проводимости УКЕТ
реле М2 управляется реле 34 — KLI2 (блок IP),
фиксирующим трехфазное отключение ВЛ с обеих
сторон.
На ВЛ, отключенной тремя фазами с двух сто-
рон, реле /и, /или и трехфазнос реле напряжения
17] находятся в положении до срабатывания, отсут-
ствует единичный сигнал на выходе элемента ТУТ2,
а на одном из входов элемента DX9 — единица по-
сле инвертора DIV9. Так как на запрещающем входе
DX9 сигнал 0, на его выходе сигнал 1, 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
/или предотвращает на элементе DX4 (II канал)
пуск ВЧ-передатчика на отключенном всеми фаза-
ми конце ВЛ.
При включении ВЛ с одной стороны сразу же
после появления напряжения на первой фазе ВЛ
в полукомплекте защиты включаемого конца сра-
батывает реле /цдц, а через 0,15 с появляется сиг-
нал на выходе элемента DT4. После включения
третьей фазы ВЛ срабатывает реле 1И, а примерно
через 50 мс срабатывает элемент DT2, возвращает-
ся реле 34 — KL12, переводя уставку УКЕТ на ве-
личину, равную половине емкостной проводимо-
сти ВЛ. Время на DT2 (около 50 мс) необходимо
для того, чтобы обеспечить правильное поведение
реле М2 в переходном процессе после включения
третьей фазы линии.
Для предотвращения срабатывания реле 34 —
KLI2 в цикле ОАПВ предусмотрен элемент DX9.
В неполнофазном режиме, несмотря на нулевой
сигнал на выходе реле /и, срабатывания реле 34 —
KL12 не происходит, так как на запрещающем вхо-
де элемента DX9 присутствует единичный сигнал
из-за наличия двух токов (реле /цЛИ ) или хотя бы
одного линейного напряжения (реле t/j ).
При включении ВЛ с одной стороны с разно-
временностью по фазам реле Л/2от не срабатывает,
а реле Л/26л 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 несиммет-
ричное КЗ реле М2т надежно срабатывает после
включения последней фазы. На противоположном
конце срабатывает реле Л/2бл за счет УКЕТ при на-
личии напряжения U2 на ВЛ, однако пуска ВЧ-пе-
редатчика не происходит из-за несрабатывания ре-
ле /цди на невключением конце ВЛ (DX4). Зашита
срабатывает на отключение без выдержки времени.
Реле Л-/2от можст отказать при включении ВЛ на
КЗ с недовключением фазы. В связи с этим преду-
смотрено действие защиты па отключение из-за от-
сутствия тока хотя бы в одной фазе ВЛ (/цЛц в по-
ложении после срабатывания, 1И — до срабатыва-
ния, что фиксируется на DX10). Время срабатыва-
ния в этом случае 40 мс (DT3) с запасом превышает
разновременность включения фаз выключателя.
С учетом возможности отказа реле М2т при
включении линии на симметричное металлическое
КЗ предусмотрен ввод реле Z на самостоятельную
работу через каскад повторителей реле команды
«Включить» (РКВ) (15 — KL4, 31 — KL20) [см.
рис. 46.26, 46.28].
Обе цепи на отключение собираются на DW10 и
контролируются аналогом реле ускорения защиты
«Запрет» DXI1, выводящим их из действия через
0,15 с (DT4) после появления напряжения или тока
на ВЛ (срабатывание реле /11ЛИ или С/1).
Перевод защиты в режим СФТ при исполь-
зовании ОАПВ и ТАПВ. До срабатывания защита
работает как направленная фильтровая, а после
срабатывания переводится в режим СФТ только на
время цикла ОАПВ. При однофазном КЗ сигнал на
отключение трех фаз ВЛ, если защита остается
в положении после срабатывания, может прохо-
дить через устройство АПВ через 0,2 с (отстройка
от каскада по избирателям) после его пуска. Таким
образом, при однофазном КЗ существует проме-
жуток времени, когда переключение режима защи-
ты может производиться, и не предъявляется жест-
ких требований к одновременности его выполне-
ния по концам ВЛ.
После окончания цикла' ОАПВ осуществляется
возврат к режиму СНМ. Возврат всегда производят
при работе ВЛ тремя фазами с обеих сторон либо
после ее отключения после неуспешного ОАПВ.
В зависимости от положения ключа SA2 защита
может действовать с ОАПВ, без ОАПВ и на сигнал
(см. рис. 46.26).
Переключение защиты в режим СФТ осуществ-
ляется при первом срабатывании самой защиты —
реле 34 — KL6 при ее действии с ОАПВ. В схему за-
щиты введены реле переключения режима (блок Р)
35 ~ KL4 и реле подготовки цепи отключения в
режиме СФТ в цикле ОАПВ 35 — KL2. При сраба-
тывании реле 34 — KL6 срабатывают реле 35 —
KL3 и 35 — KL4 и самоудерживаются на контакте
реле 35 — KL3. Аналогично срабатывают реле 35 —
KL1 и 35 — KL2 и самоудерживаются на контакте
реле 35 — KL1. Реле 35 — KL4 пускает элемент вре-
мени DT6, после срабатывания которого реле 34 —
KL2 снимает указанные самоудерживания. Уставка
на элементе DT6 должна превышать время повтор-
ного включения выключателей в цикле ОАПВ.
Для пуска ВЧ-передатчика при переключении
в режим СФТ единичный сигнал подается контак-
том 35 — KL4 через DT5 (0,02 мс), DS4' (0,22 с),
DXI3,DX14, DW3, DS5, DX6, DW4v. тракт пуска ВЧ-
передатчика. Контакт 35 — KL4 одновременно осу-
ществляет подключение органа манипуляции ОМ
через DX12, DW14 к элементу DX6 в тракте пуска
ВЧ-передатчика, что обеспечивает манипуляцию
ВЧ-сигнала. Подготовка цепи отключения в цикле
ОАПВ обеспечивается подачей единичного сигнала
по цепи контакта реле 35 — KL2, элементов DS6,
DWI5, DXI5 (его выход DSB) на вход ИЛИ D W2 в ка-
нале отключения I (неконтролируемая подготовка).
Из времени срабатывания защиты в режиме сравне-
ния фаз токов при КЗ в цикле ОАПВ исключается
время действия пусковых органов. Такой пуск необ-
ходим потому, что может сработать реле УИ26л при
КЗ в цикле ОАПВ на оставшихся в работе фазах и,
следовательно, не будет работать реле ATjot- вы-
держка времени 4 мс на DTI при переводе защиты в
режим СФТ (вход DSD от контактов реле 35 — KL4)
определяет угол блокировки защиты. В режиме
СИМ может быть другая выдержка времени.
Элемент временной памяти DS3 обеспечивает
на выходе защиты непрерывный сигнал при ее сра-
батывании в режиме СФТ, когда на выходе DTI
кратковременные импульсы каждый период про-
мышленной частоты чередуются с паузами. Вре-
менная память на элементе DS3 порядка 25 мс.
После переключения в режим СФТ передатчи-
ки на обоих концах ВЛ при отсутствии КЗ в защи-
щаемой зоне работают в разные полупериоды и
в ВЛ имеет место непрерывный ВЧ-сигнал. Поэто-
му на запрещающем входе элемента DX2 непре-
рывно присутствует запрещающий сигнал и защи-
та 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 на входе
приемника появляются паузы, во время которых
поступают сигналы на вход DT1. При паузе в ВЧ-
сигнале, превышающей угол блокировки, на выхо-
де DS3 появляется непрерывный сигнал срабаты-
вания защиты. Л
Время срабатывания защиты слагается только
из длительности суммарного ВЧ-импульса передат-
чиков обоих концов ВЛ и времени на DT1 4 мс и не
превышает 20 мс, так как защита работает при этом
с постоянной циркуляцией токов ВЧ.
При срабатывании элемента DT6 (по окончании
бестоковой паузы ОАПВ) срабатывает реле 34 —
KL2 и возвращаются 35 — KL1+35 — KL4. При
этом снимается подготовка цепи отключения DSB
на элементе DW2 и отключается выход ОМ (на
DXJ2') от входа элемента .DXGh Передатчики при
этом продолжают работать, пока не исчерпается
выдержка времени на возврат на элементе DS4',
Указанная выдержка времени (около 0,22 с) учиты-
вает возможную разновременность срабатывания
элементов DT6 по концам защищаемой ВЛ. Этим
гарантируется, что, пока подготовка цепи отключе-
ния не снята на обоих концах ВЛ, оба ВЧ-передат-
чика пущены. Элементы DX14 и DX16 обеспечива-
ют правильную работу защиты в случае возникно-
вения КЗ при обратном переходе из режима ДФЗ к
режиму СНМ.
При положении накладок, указанном на
рис. 46.26, в случае междуфазного повреждения на
защищаемой ВЛ защита не переводится в режим
СФТ. В результате срабатывания реле 34 — KL6pe-
ле 35 — KL1+35 — KL4 срабатывают, однако после
отключения ВЛ с двух сторон тремя фазами реле
34 — KLI2 своими контактами шунтирует обмотки
реле 35 — KL1+35 — KL4, чем исключает перевод
защиты в режим СФТ на время цикла ТАПВ или
УТАПВ. Аналогичную функцию выполняет кон-
такт АПВ, фиксирующий действие АПВ на отклю-
чение трех фаз. Через повторители 15 — KL2 н
31 — KLI6 (контакт включен параллельно контакту
34 — KLI2) снимается перевод в режим СФТ на
время цикла ТАПВ.
Реле Z в этом случае вводится на самостоятель-
ную работу непосредственно через элемент DXII
(контакт 31 — KL20 замкнут, установлена пере-
мычка между зажимами Х89—Х90, рис. 46.28).
С конца, включаемого первым, при включении ВЛ
от ТАПВ реле Z введено. При включении второго
конца, например при ТАПВ с контролем синхро-
низма (КС), оба реле Z выведены, ввиду того что
реле напряжения Uy сработает после включения
ВЛ с одной стороны и через 0,15 с (DT4) на запре-
щающих входах DXII появятся сигналы, выводя-
щие оба реле Z из действия. Разновременность
включения ВЛ по концам должна быть больше вы-
держки времени на DT4.
Цепи запрета пуска ВЧ-передатчика защи-
ты. При переходе КЗ вне защищаемой зоны в КЗ
в зоне реле Л/2от срабатывает и запрещает продол-
жение пуска ВЧ-передатчика через элемент DX7 на
запрещающем входе DX5. При этом исключается за-
поминание пуска ВЧ-сигнала на DS4 около 220 мС
и ускоряется работа защиты.
Однако такое исключение запоминания пуска
ВЧ-передатчика на DS4 не всегда допустимо. На-
пример, внешнее трехфазное КЗ может сопровож-
даться насыщением трансформаторов тока, при
этом появляются значительные небалансы тока /2,
от которых невозможно отстроиться торможением.
В первый момент до насыщения ТТ правильно
кратковременно работает роде Д/2бл,. Затем реле.
468
М2от при использовании сопротивления ZK может
сработать на отключение под действием только
72|16 на вРемя ег0 существования.
В этом случае необходимо предотвратить оста-
нов пуска ВЧ-сигнала на элементе DX5. Для этого
введено трехфазное реле (/2 • При близком трехфаз-
ном КЗ вне защищаемой ВЛ на его выходе будет
сигнал 0 и на элементе DX7 не образуется цепь за-
прета на DX5, что исключает излишнее срабатыва-
ние защиты. После затухания апериодической со-
ставляющей ток /2п6 пропадет и реле Л/2от вернет-
ся в исходное состояние.
При разновременном одностороннем включе-
нии фаз ВЛ с несимметричным повреждением сна-
чала может сработать реле Л/26л и после довключе-
ния последней фазы будет правильно работать реле
М2от. Для снятия запоминания ВЧ-сигнала в этом
случае на элемент DW5 заведен сигнал Ук, который
равен 1 в течение не менее 50 мс после включения
последней фазы ранее отключенной ВЛ.
Отключение будет происходить быстро от реле
М2от, так как запоминание ВЧ-сигнала па DS5 бу-
дет снято, а память на DS4 исключается запрещаю-
щим сигналом на DX5 от сигнала Ук на DW5.
Для исключения излишней работы защиты в ре-
жиме реверса мощности при неодновременном ис-
ключении КЗ по концам обходной связи или парал-
лельной ВЛ, когда поток мощности обратной после-
довательности по защищаемой ВЛ может менять на-
правление, предусмотрено продление посылки ВЧ-
сигнала на 22 мс на элементе DS5, включенном по-
сле элемента DX5. В случае одностороннего вклю-
чения ВЛ указанная задержка на возврат сбрасыва-
ется сигналом Ук, что устраняет замедление в от-
ключении 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
ОАПВ, когда реле 34 — KL2 сработало (элемент
времени DT6) и вернулись реле 35 — KL4 и 35 —
KL2, однако пуск ВЧ-передатчика идет неманипу-
лированный за счет памяти на DS4\ также исполь-
зуются цепи запрета пуска ВЧ-передатчика. При
возникновении КЗ в зоне срабатывают реле Л/2от
И/ИЛИ, реле Z и через DX16 на запрещающем вхо-
де DXI4 производится останов пуска ВЧ-передат-
чика на обоих концах защищаемой ВЛ. Последнее
обеспечивает действие защиты в этом случае.
Контроль функционирования защиты. Для
снижения вероятности ложной работы защиты на
отключение выход основного канала I контролиру-
ется дополнительным каналом III по схеме И, реа-
лизованной на транзисторе VT1 (см. рис. 46.26). До-
полнительный канал III образован дополнитель-
ным выходом реле направления мощности Л/2доп,
реле Z и выходом контроля непереключения фаз
НПФ с элемента запрет DX10, фиксирующим сра-
батывание реле /илн и положение до срабатывания
реле /и. Три указанных выхода объединены на
DW7. В дополнительный канал по схеме И (DX8)
введено реле I^j^ с целью исключить возможное
излишнее срабатывание защиты из-за интенсивно-
го переходного процесса после отключения ВЛ.
Сигнал с выхода дополнительного канала через
элемент DS7 (около 20 мс) подастся па базу транзи-
стора VTI, с коллектора которого подается
напряжение 15 В на питание группы промежуточ-
ных реле 34 — KL, 32 — KLh 33 — KL.
Неисправность каждого из каналов выявляется
по факту несоответствия сигналов на их выходах
в течение 1 с (DT7, DT8) с помощью элементов
DXI8, DX19 и DX17 (блок VI).
В схеме панели предусмотрен непрерывный
контроль исправности основного измерительного
органа защиты реле Л/2 с сигнализацией при воз-
никновении неисправности (см. рис. 46.27).
Сигнализации. В защите предусмотрены сиг-
нализация действия защиты д и предупредительная
сигнализация неисправности защиты п (см.
рис. 46.27) с помощью электромеханических реле
35 — KL6 и 35 — KL5 соответственно. Указанные
реле действуют на центральную световую и звуко-
вую сигнализацию.
В схеме защиты предусмотрена сигнализация
действия защиты: 1д — пуск на отключение; 2д —
отключение; Зд — отключение при опробовании;
4д — действие тиристорных блоков отключения.
В схеме защиты предусмотрена предупреди-
тельная сигнализация неисправности защиты: In —
неисправность цепей (/; 2п — вызов; Зп — неисправ-
ность основного канала; 4п — неисправность допол-
нительного канала; 5и — неисправность цепей 15 В;
неисправности АК-80 и АВЗК-80 и реле Л/2 •
Сигналы, регистрируемые на осциллографе,
показаны на рис. 46.28. В схеме панели ПДЭ 2003
предусмотрены контактные выходы для действия
на устройство регистрации с возвратом после ис-
чезновения причины появления сигнала. Соответ-
ствующие реле на схемах не показаны.
Выходные и входные цепи. При действии за-
щиты с ОАПВ по основному каналу отключения
(ключ SA2 в положении 1) сигнал поступает на уси-
литель DVI, герконовые реле 34 — KL5, 34—KL6v.
32 — KL6 (см. рис. 46.26). От реле 31 —КЬбпрсиз-
водится пуск АПВ, от реле 34 — KL5 — локатора, а
от реле 31 — KLI5 — осциллографа.
При действии защиты без ОАПВ по основному
каналу (ключ SA2 в положении 2) сигнал с выхода
усилителя DU2 поступает на те же реле, кроме реле
34—KL6, и еще на группу: 34—KL7,32 —KL3,32—
KL4, 32-—KL7, 33 — KL3+33 — KL7. Реле 32 — Ш
и 33 — KL3 (см. рис. 46.27) в модулях управления
МУ‘32, МУ‘33 воздействуют на тиристоры, которые
включены в цепи соленоидов отключения двух вы-
ключателей BI иВ2и действуют на отключение трех
фаз. Параллельно тиристорам включены контакты
электромагнитных реле тех же модулей. Кроме того,
срабатывают реле 31—KL10+3I—KL14, действую-
щие на «Перевод АПВ на отключение трех фаз»,
«Пуск передатчика АНКА», «Пуск УРОВ», «Пуск
УПА» (устройства противоаварийной автоматики).
При действии защиты по каналу «Отключение
при опробовании» или при неисправности АПВ
(замкнут контакт 31 — KLI) выходные цепи рабо-
тают так же, как и в случае работы без ОАПВ.
Входные цепи и их назначение даны на
рис. 46.28.
Предусмотрена защита от помех входных гер-
коновых реле 15 — KI.I+I5 — KL8 (на рис. 46.28 не
показана).
Особенности выполнения основных измери-
тельных органов защиты. Входные цепи пере-
менного тока и напряжения показаны на
рис. 46.29, в, где SG2—SG5 —-испытательные бло-
ки в цепях тока и напряжения.
Цепи переменного тока и напряжения подво-
дятся к модулю преобразователей 23 (МР-505/1),
содержащему три трансреактора TAV1—TAV3 и три
трансформатора напряжения TVI—TV3. Указанные
элементы использованы для выполнения ЛС-час-
тотно-компенсированных фильтров напряжения
обратной последовательности (ФНОП) с трехфаз-
иым симметричным выходом в цепях тока и напря-
жения реле направления мощности обратной по-
следовательности.
На базе тех же трансформаторов и трансреакто-
ров реализованы комбинированные активные RC-
фильтры обратной последовательности 7| + kl2 и
t/j + k Uоргана манипуляции (ОМ). В модуле 23
находятся трансформаторы тока ТА 1—ТАЗ, исполь-
зуемые в устройстве торможения реле Л/2. Там же
находятся три трансформатора ТЫ—TL3, в кото-
рых сравниваются токи, полученные из напряже-
ний одноименных фаз цепей напряжения звезды и
разомкнутого треугольника и используемые в уст-
ройстве контроля исправности цепей напряжения.
Здесь же показаны цепи переменного тока реле
сопротивления Z — модуль 22 (МР-714), цепи ре-
ле тока I и реле напряжения V। и t/2.
Требуемое время действия реле ЛТ2 достигнуто
использованием трехфазной схемы сравнения вели-
чин по фазе. В реле (рис. 46.30) применены ФНОП с
трехфазным выходом и три идентичные схемы
формирования (СФ) величин Л22/22 +^22^к^2>
^2 и -^12^2 + *214} ’
Выходные сигналы СФ «
бСц С'2 используются для работы реле Л/2бл.
Рис. 46.30. Структурная схема реле М2:
7 — мини-сслсктор; 2 — макси-сслсктор
Сигналы ^2^2 и ~(^ц ^2 + ^12^г) = ~^И х
х (U2 - 2к/2) используются для работы реле
Л/2от, причем ZK = -A]2/^ii соответствует Элек-
трическому смещению реле от шин па защищае-
мую линию (при Ук = 0).
Каждый из каналов М2 для действия на отклю-
чение реле Л/2от и блокировку реле Л/2бл содержит
три двухполупериодные схемы совпадения знаков
сравниваемых величин (ССЛот, ССВт, СС^т),
каждая из которых состоит из формирователей дис-
кретных величин (ФД+, ФД ) для положительных
и отрицательных входных сигналов и схем совпа-
дения для однополярных сигналов СС. Выходы
ССд, ССд, ССс подключены к схеме голосования
два из трех — мажоритарному органу (ЛЮ0Т,
MOfa). На выходе МО включены измеритель дли-
тельности DT и элемент задержки на возврат DS,
образующие выходные органы реле (ВО). Парамет-
ры срабатывания реле по току и напряжению опре-
деляются порогами ±{70Т (на отключение) и ±С70П
(на блокировку). Время задержки на элементах DT
и DS— Т/\2 и 776, где Т — период промышленной
частоты. Временные диаграммы работы трехфаз-
ной схемы сравнения по фазе на границе зоны дей-
ствия по углу показаны на рис. 46.31 для случая
больших кратностей подводимых величин. Сину-
соидальные кривые соответствуют напряжениям
иСФ на выходе СФ в цепях тока к22 /2 и к} j t/2 для
всех фаз. Прямоугольные напряжения Ucc соответ-
ствуют совпадению одноименных синусоидальных
напряжений и ^11^1 на входе схем совпаде-
ния. На выходе МО появляется сигнал Г/мо ПРИ
совпадении любой пары из трех прямоугольников
во времени.
Учитывая, что прямоугольные сигналы на вы-
ходе СС^,ССВ и ССС знаков сравниваемых вели-'
чин различных фаз сдвинуты на Т’/б, а для появле-
ния сигнала на выходе элемента необходима дли-
тельность сигнала на выходе 7712, длительность
сигналов t/cc на выходе каждой из схем сравне-
ния на грани срабатывания реле соответствует
774 (7712 + 776).
Зона работы реле при произвольных кратно-
стях kj = 12/ 72ср и k(j = U2 /и2ср входных сигналов
по отношению к параметрам срабатывания может
быть определена в соответствии с рис. 46.32, а по
формуле
II ( Г, i~ Г, 1 1
|ф| = arcsin 1-— 1- —.
Ц 2k,fj 2kv lK!KV)
На рис. 46.32, б приведены угловые характери-
стики реле для случая к/ = сю (кривая./) и дляхлу-
Рис. 46.31. Диаграмма сигналов трехфазной схе-
мы сравнения электрических величин но фазе
реле Мг:
6/м0— напряжение на. выходе мажоритарного ор-
гана; UDS — напряжения на выходах элемен-
тов DT и DS
чая kv = kt = к (кривая 2). Как видно, угловая ши-
рина зоны срабатывания существенно зависит от
кратности подводимых величин, что повышает ус-
тойчивость функционирования при наличии неба-
лансов на выходе ФНОП как в установившихся ре-
жимах работы, так и при интенсивных переходных
процессах на ВЛ.
Для правильной работы реле при переходных
процессах в первичной сети цепи тока и напряже-
ния выполнены согласованными по переходным
характеристикам [46.12].
Однако при наличии в месте установки реле
отходящих протяженных ВЛ передаточные функ-
ции отдельных элементов различаются значитель-
но и условия работы реле ухудшаются. Правиль-
ность действия реле в этих случаях обеспечивает-
ся с помощью частотной фильтрации в цепях тока
и напряжения. Опыт эксплуатации, расчеты, а так-
Рис. 46.32. Угловые характеристики реле Л/2
(К — кратность)
же испытания реле на электродинамической модели
показали, что удовлетворительная отстройка при
длинах ВЛ до 500—600 км обеспечивается при ос-
лаблении в цепях напряжения сигнала на частоте f—
= 100 Гц приблизительно 18 дБ (примерно 8 раз),
что соответствует наклону правого склона лога-
рифмической амплитудно-частотной характери-
стики (ЛАЧХ) 60 дБ/декаду.
Для подавления возможных апериодических
составляющих в цепях напряжения в передаточную
функцию фильтров введена операция дифференци-
рования. Фильтр выполнен последовательным со-
единением двух звеньев второго порядка: фильтра
нижних частот (ФНЧ) и полосового фильтра (ПФ).
Передаточная функция частотного фильтра
W{p) = Ифнч (р)1Гпф(р) = И'! (p)pW, (р),
т.е. они настроены на одинаковую частоту среза
(/",. = 50 Гц) и одинаковое затухание, где
(?) ~ ИфНЧ (р)-
Каждый фильтр реализован на базе активных
звеньев второго порядка с многоконтурными об-
ратными связями.
Компенсация емкостного тока в реле М2 осу-
ществляется путем моделирования емкостного то-
ка обратной последовательности и суммирования
сигнала, пропорционального этому току, с сигна-
лом, пропорциональным току обратной последова-
тельности. Моделирование емкостного тока и вве-
дение компенсации при этом осуществляются в СФ
на выходах ФНОП. При замене участка ВЛ эквива-
лентной П-образной схемой замещения с сосредо-
точенными ЯТС-параметрами моделируемый ток
d «2
ir = С —— и введение компенсации соответству-
е dz
.2
d «2
ет получению величины н2к - кс — , где кс —
d t
масштабный коэффициент. Появление второй про-
изводной обусловлено использованием трансреак-
торов (дифференцирования) в цепях тока.
Двойное дифференцирование для получения
напряжения компенсации в реле (см. рис. 46.30)
осуществляется с помощью звена с передаточной
функцией, соответствующей фильтру высших час-
тот (ФВЧ):
^ФВЧ О’) = Р ^1 (р) 1 -
Фильтр высших частот объединяет в себе one-
рацию двойного дифференцирования (р ) и ФНЧ,
выполняется на одном операционном усилителе и
является устойчивым звеном.
Для повышения чувствительности реле Л/2от
по напряжению в цепи напряжения с помощью
сумматора вводится составляющая к2\ /2. Для
обеспечения селективности ВЧ-защиты при внеш-
них повреждениях указанная составляющая вво-
дится в формируемую величину только для схемы
сравнения реле ЛГ2от.
Наличие компенсации падения напряжения на
участке ВЛ при отсутствии напряжения обратной
последовательности может привести к действию
реле на отключение за счет небалансов в цепях то-
ка. С целью исключения возможных в отдельных
случаях излишних срабатываний ВЧ-защиты от не-
балансов при асинхронном ходе и качаниях на ВЛ
в реле предусмотрено торможение минимальным
фазным током, вступающее в действие при превы-!
шении фазным током номинального тока /110М.
Применение в реле трехфазной схемы сравне-
ния по фазе позволяет организовать его функцио-
нальный контроль (ФК). ФК действует на сигнали-
зацию о неисправности реле: при наличии длитель-
ного сигнала на одном из входов МО, при превыше-
нии порога срабатывания на выходе сумматора, на
входы которого поданы сигналы из ряда одинако-
вых для каждой из трех фаз точек СФ. В нормаль-
ном режиме, а также при несимметрии в сети на-
пряжение на выходе этого сумматора равно нулю.
Это позволяет выявлять такие неисправности, как
обрывы в цепях ФНОП, частотных фильтров, нару-
шение контактов в разъемах модулей и т.д.
Отказы элементов, не проявляющиеся при от-
сутствии требований на срабатывание, могут
быть выявлены в цикле тестового контроля. Тес-
товый контроль реле осуществляется путем авто-
матической подачи импульсных сигналов на вхо-
ды частотных фильтров и обеспечивает контроль
работоспособности всех каналов реле с выходами
М2от иМ2бл-
I
Выходы схем сравнения в сторону отключения
СС0Т, включенные по схеме ИЛИ, образуют канал
Л/2доп. Если чувствительность реле АГ,бл принять
за 1, то чувствительность pe;ieM2jJ0n соответствует
1,41, а реле М2от — 2.
Реле Z включено на разность токов фаз В и С
с помощью трансреактора TAV1 (модуль 22,
рис. 46.29, в) и на линейное напряжение (TVI).
К трем фазным реле тока I (модуль 21,
рис. 46.29, в) подведены токи выключателей (без
токов шунтирующих реакторов), причем промежу-
точные трансформаторы тока ТАТ—ТАЗ создают
рабочее напряжение на реагирующих органах,
ТА4—ТА 6 — трехфазное выпрямленное тормозное.
К другим ИО защиты подводятся токи выключате-
лей за вычетом токов реакторов. Промежуточные
трансформаторы TIT—TV3 используются для вы-
полнения трехфазных реле напряжения Ц и t/2.
РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ ЗАЩИТЫ
Параметры срабатывания реле Л/2бл /2бл> ^2бл
и ^2от ^2от> ^2от выбираются так же, как и для ВЧ-
защиты ВЛ 110—330 кВ, с той лишь разницей, что
коэффициенты, учитывающие несимметрию на-
грузки по току Лит и напряжению Лнн, можно
брать, как правило, близкими к нулю.
Сопротивление ZK реле мощности М2т выби-
рается из условия, чтобы С'2р = С'2ш - /2 ZK равня-
лось (2—3)(72от при КЗ в конце защищаемой ВЛ
при минимальных значениях С/2ш (максимальный
режим примыкающей к шинам системы).
По условиям отстройки от небалансов в цепях
напряжения при асинхронном ходе может возник-
нуть необходимость введения торможения в соот-
ветствии с выражением
где <72ot(Z, А/) — напряжение срабатывания реле
с учетом торможения; t/2ll6 и 721[б рассчитываются
по формулам, приведенным для ВЧ-защиты ВЛ
ПО—330 кВ при А'|1т = А11п = 0, А/= 3 Гц и токе,
равном максимальному току асинхронного хода.
Значение Т72от можно определить в условиях
эксплуатации, сделав ZK = 0 и пропустив неодина-
ковые синфазные токи во все три фазы [характери-
стика 2(7) на рис. 46.29, а].
Параметры срабатывания реле Z выбираются из
условия Z = (1,5—2)Zn. Характеристика реле сме-
щается в ITI квадрант примерно на 15 % сопротив-
ления Z в I квадранте.
Параметры органа манипуляции и уставка
проводимости УКЕТ реле ЛД рассчитываются так
же, как это принято для дифференциально-фазных
защит.
Характеристики срабатывания реле 7 выбирают-
ся из условия отстройки от тока отсоса, т.е. вторич-
ного тока, протекающего по вторичной обмотке ТТ
отключенной фазы линии и обусловленного конеч-
ным сопротивлением ветви намагничивания ТТ при
прохождении по включенным фазам максимально-
го тока КЗ. Выполнение указанного условия обеспе-
чивает правильную работу защиты при включении
поврежденной ВЛ с недовключением фазы.
Рекомендуется использовать для подключения
защиты неразрезные магнитопроводы нижней сту-
пени ТТ. При чувствительности токового реле по-
рядка 50 мА, как правило, нет необходимости вво-
дить торможение в реле 1. В случае использования
разрезного сердечника нужно проводить специаль-
ный расчет для определения коэффициента тормо-
жения (для неразрезного сердечника пример такого
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 60
Номинальное напряжение оперативного
постоянного тока, В................220
Реле мощности обратной,
последовательности М2ь^
Минимальный фазный ток срабатывания*
/2о1,А........................... 0,050 +
±0,005
Минимальное фазное напряжение сраба-
тывания* 672от, В................ 2 + 0,2
Сопротивление компенсации ZK, Ом, сту-
пенями по 5 Ом .................. 0—30
Угол максимальной чувствительности <р м ч,
град............................. 265 + 5
Реле мощности обратной
последовательности
4бл>А............................. 0,025 +
± 0,0025
^гбл-Е............................ 1 + 0,1
Угол максимальной чувств! ггельности <р м ч,
град..............................85 + 5
* Указанные величины измерены при напряжении
3(/2от и токе 3/2о1. соответственно.
Предусмотрена возможность загрубления реле
мощности при действии в сторону отключения и на
блокировку: плавно одновременно по току и напря-
жению обратной последовательности не менее чем
в 2 раза; дискретно по току обратной последова-
тельности в 2 раза.
Максимальная уставка по проводимости уст-
ройства компенсации реле Л/2 равна 6000- 10~6 См
со ступенчатой регулировкой от нуля ступенями не
более 6 %.
При включении ВЛ на холостой ход (XX) пре-
дусмотрено увеличение уставки по проводимости
в 2,5—2,8 раза примерно за 50 мс.
При введении в реле мощности М2от сопротив-
ления ZK обеспечивается отстройка реле мощности
от срабатывания на отключение при токах качаний
до 4 А (изменением его параметров срабатывания
по напряжению и току обратной последовательно-
сти от амплитуды минимального из фазных токов).
При токе, равном 4 А, предусмотрена возмож-
ность плавно регулировать торможение от нуля до
максимального значения. Торможение отсутствует
до токов 0,8—1,5 А, при максимальном торможе-
нии стоком 4 А U2m = 10 В (см. рис. 46.29, а).
Трехфазное реле U। срабатывает, когда одно из
трех линейных напряжений превышает 85 + 5 В.
Трехфазное реле С2 срабатывает, если одно из на-
пряжений становится выше 55 ± 5 В.
Чувствительность реле тока 7^, 1В,, 1С 0,04 ±
±0,01 А. Коэффициент торможения составляет
4 + 2 % в диапазоне токов 1,2—5 А.
Реле сопротивления может иметь уставки Z
в диапазоне от 40 до 200 Ом. Характеристика —
шестигранник со смещением в III квадрант не более
0,22Z. Ток 10 %-ной точности не превышает 0,15 А.
Контроль исправности цепей напряжения сра-
батывает при снижении одного из фазных напряже-
ний звезды на 7,5 В.
Коэффициент к органа манипуляции имеет зна-
чения 6, 8, 10. Максимальная уставка по проводи-
мости устройства компенсации емкостных токов
равна 6000 • 10 -6 См.
Угол между напряжением С7М 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 на
рис. 46.30. При выделении в ОМ симметричных со-
ставляющих фазы А при металлическом КЗ на фазе
А напряжения UA 0 и UM совпадают по фазе. Среднее
время действия защиты как в полпофазном режиме,
так и в цикле ОАПВ при действии по бесконтактно-
му выходу составляет 20 мс при кратности тока и на-
пряжения обратной последовательности к парамет-
рам срабатывания, равной трем, при включении на
КЗ с нцдовключением одной или двух фаз — 0,04 с.
Длительность несимметрии, предшествующая
трехфазному КЗ, достаточная для срабатывания за-
щиты, при кратности по току, равной трем, и напря-
жению реле М2от не более 8 мс.
Мощности, потребляемые панелью при подве-
дении к ней номинальных токов и напряжений, не
превышают: по цепям напряжения переменного то-
ка соединения в звезду — 5 В • A/фазу, в разомкну-
тый треугольник — 2 В • A/фазу, по цепям перемен-
ного тока — 2,5 В • A/фазу, по цепям оперативного
постоянного тока при отключенном питании ВЧ-
приемопередатчика — 240 Вт.
Панель проверяется заводом-изготовителем
при квалификационных испытаниях на помехо-
устойчивость и импульсную прочность согласно
рекомендациям МЭК.
Уменьшение влияния помех от короны на
ВЧ-канал защиты нрн ее работе в режиме СФТ
в цикле ОАПВ. На ВЛ сверхвысокого напряже-
ния (СВН) большой протяженности возникают
трудности с осуществлением ВЧ-канала из-за
большого затухания ВЧ-тракта и высокого уровня
помех от короны.
Обычно на ВЛ сверхвысокого напряжения осу-
ществляется один полный цикл транспозиции с
двумя пунктами транспозиции, а для высокочастот-
ной защиты используется, как указывалось выше,
канал средняя фаза — крайняя фаза (рис. 46.33, а).
На рис. 46.33, в и г показан характер зависимо-
сти во времени огибающих мгновенных значений
напряжений помех от короны на выходе фильтра
приемника при нормальном режиме работы линии
электропередачи на средней фазе ип ср ф (к) конца к
и на крайней фазе Un кр ф (/) конца / ВЛ с горизон-
тальным расположением проводов. За один период
промышленной частоты имеют место три пакета
помех от короны вблизи положительных максиму-
мов фазных напряжений. На средней фазе В конца
к линии 1 раз в период наблюдаются наиболее ин-
тенсивные пакеты помех, называемые максималь-
ными и обусловленные коронированием этой фазы.
В промежутках между пакетами максимальных по-
мех от короны на средней фазе располагаются два
дополнительных пакета помех. Разница уровней
пакетов максимальных и дополнительных помех
зависит от ряда причин: номинального напряже-
ния, частоты канала, длины защищаемой ВЛ, по-
годных условий и т.д. Для ВЛ напряжением 500 кВ
и выше эта разница может составлять 7—9 дБ.
На крайней фазе В конца / линии также наблю-
даются три пакета помех: наибольший от корони-
рования своей фазы, несколько меньший от сред-
ней фазы С и наименьший от крайней фазы Я.
Уровень пакетов максимальных помех на край-
ней фазе (рис. 46.33, г) существенно меньше уров-
Рис. 46.33. ВЛ с горизонтальным расположением
проводов с двумя пунктами транспозиции с под-
ключением ВЧ-канала защиты средняя фаза —
крайняя фаза (а) (ФГ1 — фильтр присоединения)
и кривые изменения во времени: фазных напря-
жений (б), огибающей помех от короны на выходе
фильтра приемника ип.Ср.ф(А) на средней фазе
конца к (в) и на крайней фазе «п.Кр.ф(/) конца / (г)
ня пакетов максимальных помех на средней фазе
(рис. 46.33, в).
Порог чувствительности ВЧ-приемника на-
правленной защиты необходимо отстраивать от па-
кетов дополнительных помех, а для дифференци-
ально-фазной его необходимо отстраивать от паке-
тов максимальных помех с целью исключения воз-
можности блокирования дифференциально-фазной
защиты при их попадании в паузы между ВЧ-паке-
тами обоих приемопередатчиков в случае КЗ в зоне
действия защиты.
При специальной фазировке ОМ исключается
влияние пакетов максимальных помех, что позво-
ляет снизить уровень порога чувствительности
приемника защиты в целом и тем самым повысить
перекрываемое затухание канала, иными словами,
увеличить максимальную длину защищаемой ВЛ,
на которой еще может работать канал.
Специальная фазировка ОМ защиты заключа-
ется в следующем:
а) в комбинированном фильтре защиты 7, + А72
выделяются симметричные составляющие фазы, к
которой через ВЧ-обработку подключается приемо-
передатчик, т.е. рабочей фазы ВЧ-канала защиты;
б) напряжение на выходе ОМ опережает ре-
зультирующий вектор токов 1\ + А72 комбиниро-
ванного фильтра на угол, примерно равный 90°.
С учетом сказанного на том конце ВЛ, где канал
осуществляется по геометрически средней фазе,
пакеты максимальных помех от короны при КЗ на
ВЛ с рабочей фазой ВЧ-канала защиты попадают
в паузы между ВЧ-пакетами обоих приемопередат-
чиков. При этом размер пакетов максимальных по-
мех снижен в связи со снижением напряжения на
поврежденной фазе. Для КЗ, не связанных с рабо-
чей фазой, пакеты максимальных помех попадают
на ВЧ-пакеты приемопередатчиков, не мешая рабо-
те защиты, а в паузы попадают лишь пакеты допол-
нительных помех. Специальная фазировка ОМ по-
зволяет отстраивать порог чувствительности ВЧ-
приемника дифференциально-фазной защиты, как
упоминалось выше, только от пакетов дополни-
тельных помех от короны при присоединении ВЧ-
обработки защиты к средней фазе.
При присоединении ВЧ-обработки к крайней
фазе на другом конце ВЛ получается такой же эф-
фект по перекрываемому затуханию, хотя помехи
от короны имеют другой характер. Последнее опре-
деляется тем, что влияние среднего пакета помех на
рис. 46.33, г также исключается, кроме того, уро-
вень пакетов помех на крайней фазе значительно
ниже, чем на средней.
Панель защиты ПДЭ 2003 выполняется таким
образом, что на выходе комбинированного фильт-
ра токов выделяются симметричные составляю-
щие фазы А. В этом случае влияние основных со-
ставляющих помех от короны на работу ВЧ-канала
будет устранено, если ВЧ-приемопередатчик под-
ключен к фазе А ВЛ.
В тех случаях, когда нужно выделять симмет-
ричные составляющие фаз В и С, подвод к панели
цепей тока и «звезды» напряжения, а также пере-
ключение перемычек в модуле 23 (МР-505/1) (см.
рис. 46.29, в) следует выполнять в соответствии
с табл. 46.1 (подключение цепей «разомкнутого
треугольника» не меняется).
В каналах связи по ВЛ для релейной защиты на-
личие высокого уровня помех при КЗ и в нормаль-
ном режиме часто связано с пробоем неправильно
отрегулированных искровых промежутков, через
которые заземляется грозозащитный трос на про-
межуточных опорах, с плохим заземлением троса
Таблица 46.1
Обработанная фаза] Зажимы панели Положение пере- мычек ХВ1—ХВЗ в модуле МР-505/1
Ток линии Напряжение «звезды»
А в С А В С ХВ1 ХВ2 ХВЗ
А X2S Х29 ХЗО XI8 XI9 Х20 5—1 2—6 7—3
С Х29 ХЗО Х28 XI9 Х20 Х18 5—6 2—3 7—8
В хзо Х28 Х29 Х20 Х18 Х19 5—4 2—1 7—6
иа анкерных опорах, с искрением по арматуре ВЛ.
Трос при этом разрезан на каждой анкерной опоре.
На проводящих тросах, используемых для органи-
зации каналов связи, нарушение их проектного ре-
жима заземления также может приводить к высоко-
му уровню помех при КЗ на ВЛ.
Все это может вызвать отказ ВЧ-защиты при
КЗ в зоне. Поэтому регулировка искровых проме-
жутков должна проверяться при вводе ВЛ в экс-
плуатацию, а режим заземления тросов не должен
нарушаться в процессе эксплуатации. Указанное
непосредственно влияет на надежность срабатыва-
ния ВЧ-защиты.
УСТРОЙСТВО РЕЗЕРВИРОВАНИЯ ОТКАЗА
ВЫКЛЮЧАТЕЛЕЙ ПДЭ 2005
Устройство резервирования отказа выключате-
лей (УРОВ) предназначено для отключения выклю-
чателей, смежных с отказавшим. УРОВ должно от-
ключить смежные выключатели, через которые пи-
тается место повреждения, при КЗ на элементе и
отказе выключателя (или одного из выключателей)
этого элемента. УРОВ должно также отключить
указанные смежные выключатели при КЗ на эле-
менте в зоне между выключателем и выносными
трансформаторами тока, если выключатели эле-
мента отключились — продолжают проходить токи
к месту КЗ. Факты отказа выключателя или КЗ ме-
жду выключателем и трансформаторами тока уста-
навливаются с помощью контроля тока в цепи вы-
ключателя после действия его защиты, т.е. реле то-
ка контролируют положение выключателя —
включенное или отключенное. Принципиальная
схема УРОВ (рис. 46.34) приводится для подключе-
ния элемента через два (и более) выключателя.
Для контроля тока в цепи выключателя исполь-
зуются реле тока, включенные в каждую фазу.
Один из измерительных элементов КА1 реле тока
каждой фазы контролирует положение выключате-
ля Q в пусковых цепях УРОВ при КЗ на элементе
31, а второй измерительный орган КА2 этих реле
тока — положение выключателя Q в пусковых це-
пях УРОВ при КЗ на элементе 32, Оба измеритель-
ных элемента включены на один трансреактор, пер-
вичная обмотка которого включена в цепь транс-
форматора тока соответствующей фазы. Для ис-
ключения срабатывания УРОВ при прохождении
в неповрежденных фазах емкостных токов линии
(в ряде случаев превосходящих токи удаленных
КЗ) предусмотрено устройство емкостной компен-
сации. В измерительном элементе КА1 это устрой-
ство подключается к трансформатору напряжения
элемента Э1, а в элементе КА2 — к трансформатору
напряжения элемента 32. Устройство емкостной
компенсации создает в измерительном элементе
реле ток, пропорциональный по модулю емкостно-
му току линии, а по фазе ему противоположный.
Пуск УРОВ производится от устройств релей-
ной защиты элементов 31 и 32, коммутируемых
выключателем Q. Поэтому приведенная на
рис. 46.34 схема содержит два аналогичных канала,
из которых ниже подробно рассмотрен один.
Пусковые цепи УРОВ имеют три входа (KL1—
KL3) для защит, действующих ь 1 отключение од-
ной фазы при наличии ОАПВ, и один вход (KL4)
для защит, действующих на отключение трех фаз.
(Если отсутствуют устройства, действующие по-
фазпо, то соответствующие входы перемыкаются.)
При срабатывании защиты 31, действующей на
отключение одной фазы выключателя, переключа-
ется один из элементов Dl. 1—D1.3, а при действии
защиты на отключение трех фаз, переключаются
все три элемента.
При наличии тока в одном из трех (или в трех)
измерительных элементов КА IA, КА IB, КА1С пере-
ключается один (или три) из элементов D2.1—D2.3.
Для надежной работы УРОВ в случае возврата
защиты при наличии КЗ предусматривается удер-
живание пускового сигнала от реле тока (на схеме
не показано). Подхват выполняется пофазно —
подхватывается пусковой сигнал от защиты данной
фазы с контролем от реле тока той же фазы. С уче-
том возможности кратковременного прерывания
тока в цепи выключателя при его.отказе удержива-
ние производится с небольшим замедлением на
возврат (0,1 с). С элементов D2.1—D2.3 через
D1.12—D1.14 сигналы поступают на элементы вре-
мени D3.1—D3.3.
Если выключатель поврежденной фазы испра-
вен, то он произведет отключение прежде, чем на-
берет выдержку времени соответствующий эле-
мент времени. После отключения выключателя из-
мерительные элементы реле тока возвращаются в
исходное положение и исчезает сигнал на входе
элемента времени.
Если произошел отказ выключателя, элемент
времени наберет выдержку времени и через эле-
менты D1.15 и D2.7 подаст сигналы на отключение
выключателей элемента 32 без последующего АПВ
через выходные реле его защит и сигнал на запрет
Рис. 46.34. Принципиальна» схема УРОВ комплекса ПДЭ 2005:
KL1—KL3, KL5—KL7 — сигналы от контактов промежуточных реле в схеме ОЛПВ Э1, Э2, действующие на
отключение фаз А, В, С соот ветственно; KL4, KL5 — сигналы от параллельно включенных контактов выходных
реле, действующие на отключение трех фаз Э1 и Э2
АПВ выключателей 31. При срабатывании защит
31 через элементы D1.7—D1.9 подается сигнал без
выдержки времени на отключение рассматриваемо-
го выключателя Q параллельно с пуском УРОВ, так
называемое действие на себя, которое предотвра-
щает излишние отключения смежных выключате-
лей при пуске УРОВ, исправном выключателе и на-
рушении цепи отключения выключателя Q от за-
щит элементаЭ/.
Выбор уставок реле тока УРОВ производится
в соответствии с приводимыми ниже условиями.
Реле тока должны надежно срабатывать при ми-
нимальных токах КЗ и возвращаться с минималь-
ным временем при токах ниже тока возврата. Для
элементов КА1 и КА2 выполнена независимая регу-
лировка тока срабатывания в пределах от 0,075 +
+ 0,0075 до 0,125 ± 0,0125 А с возможностью за-
грубления в 2 и 4 раза.
Выбор уставки компенсации емкостного тока
производится с учетом наличия на линии шунти-
рующих реакторов и режима их работы. Так, при
наличии двух и более шунтирующих реакторов при
одностороннем включении линии ток в ней может
иметь индуктивный или емкостный характер в за-
висимости от числа включенных реакторов. Поэто-
му емкостная компенсация будет снижать резуль-
тирующий ток в реле в одном режиме и увеличи-
вать в другом. Уставка емкостной компенсации вы-
бирается 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 ши-
нам ПС через два выключателя с пофазным управ-
лением, условно представлены на рис. 46.35. Каж-
дый выключатель имеет два соленоида отключе-
ния: № 1 и 2.
В состав комплекса входят: основная защита —
панель ПДЭ 2003 — направленная и дифференци-
ально-фазная ВЧ-защита; резервные — панель
ПДЭ 2001 — дистанционная трехступенчатая за-
щита и ПДЭ 2002 — токовая направленная защита
нулевой последовательности; токовая отсечка от
междуфазных КЗ и защита от неполнофазных ре-
жимов; устройства ОАПВ и ТАПВ — панель ПДЭ
2004.02; УРОВ — панель ПДЭ 2005, а также ВЧ-
приемопередазчик АНКА-14. Все зри панели ре-
лейной защиты могут действовать на отключение
через избирательные органы ОАПВ (в резервных
защитах — только отдельные ступени), а также че-
рез свои выходные реле. Перевод на отключение
трех фаз через своп выходные реле может произво-
диться для каждой защиты в отдельности оператив-
ным персоналом. При выводе из действия или не-
исправности устройств ОАПВ перевод на отключе-
ние всех защит через свои выходные реле произво-
дится автоматически. При срабатывании каких-ли-
бо защит на отключение через свои выходные реле,
т.е. на отключение трех фаз, выполняется немед-
ленный перевод устройства ОАПВ также на отклю-
чение 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 дей-
ствии ступеней с выдержками времени пуск
УТАПВ не производится.
При действии медленнодействующих ступеней
резервных защит также запрещается работа
УТАПВ.
При срабатывании резервных защит реакторов
линии, УРОВ реакторов и линии осуществляется
запрет ТАПВ.
На панели ПДЭ предусмотрено ускорение при
АПВ отдельных ступеней резервных защит: как по-
казано па рис. 46.35, III ступени защиты панели
ПДЭ 2002 и II ступени защиты панели ПДЭ 2001, а
также вывод из действия отдельных ступеней за-
щиты ПДЭ 2002, не отстроенных от иеполнофаз-
ных режимов.
Если параметры срабатывания дистанцион-
ной защиты обеспечивают ее отстройку от кача-
ний в цикле ОАПВ, то предусматривается возмож-
ность ввода быстродействующих ступеней пане-
ли ПДЭ 2001 в цикле ОАПВ помимо блокировки
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 конца линии.
От выходных реле всех защит и АПВ преду-
смотрен пуск УРОВ выключателей Q1 и Q2, при-
чем от панели ПДЭ 2004 — пуск пофазный.
Выход ПДЭ 2004 воздействует также на вклю-
чение выключателей.
Целесообразно выполнить действие основной и
резервных защит через свои выходные реле на раз-
ные соленоиды отключения. На соленоиды отклю-
чения № 1 выключателей Q1 и Q2 действуют пане-
ли ПДЭ 2003 и ПДЭ 2004, а на соленоиды № 2 —
ПДЭ 2001, ПДЭ 2002 и ПДЭ 2005 (УРОВ).
Аппаратура АНКА-14 предназначена для уско-
рения резервных защит. Из 14 возможных для этих
целей используются четыре ВЧ-сигнала. При одно-
временной подаче нескольких сигналов передастся
на приемный конец один сигнал с меньшим поряд-
ковым номером. На рис. 46.35, б показано возмож-
ное использование этих сигналов.
Сигнал № 1 ускоряет действие резервных за-
щит на противоположном конце линии и запрещает
ТАПВ. Посылка сигнала производится при дейст-
вии резервной защиты реактора, УРОВ реактора и
УРОВ линии. На приемном конце отключение по
цепи сигнала № 1 контролируется реле тока IV сту-
пени панели ПДЭ 2002 и дистанционными органа-
ми I ступени ПДЭ 2001. Предусмотрена возмож-
ность действия на отключение без контроля изме-
рительных органов, а лишь с контролем включен-
ного положения выключателя линии. Это обеспе-
чивает ускорение защит при КЗ в реакторе, сопро-
вождающихся небольшими токами, когда защита
линии может оказаться нечувствительной.
Сигнал № 2 ускоряет действие резервных за-
щит на противоположном конце линии и запрещает
только УТАПВ. Сигнал посылается при срабатыва-
нии медленнодействующих ступеней панелей ПДЭ
2001 и ПДЭ 2002. На приемном конце цепь отклю-
чения ВЧ-сигналом № 2 контролируется реле тока
ПДЭ
2003
Действие на отключение
через избирательные
органы ОАПВ
Действие защиты на отключение через свои выход- ные реле, вывод или неисправ- кость ОАПВ Отключение Q1.Q2
Перевод ОАПВ на отключе- ние трех фаз
Пуск УРОВ Q1 02
Останов ВЧ-персдатчика
I
Останов
передат-
чика НДЗ
Отключе-
ние QI, Q2
Перевод
ОАПВ на
отключе-
ние трех
фаз
' Q1 Пуск
.^2 УРОВ
s
sl«
g 3°
Й|
ill
IP
Вывод в цикле
ОАПВ I,II, III
ступеней
ПДЭ 2002
Отключе- ние через избира- тельные органы ОАПВ | Без УТАПВ | С УТАПВ |
Запрет УТАПВ
Запрет ТАПВ
Ускорение III ступени при АПВ
f
Отключе- ние QI, Q2 Останов передач- чика НДЗ Перевод ОАПВ на отключе- ние трех фаз Действие защиты через свои выходные реле, вывод или неисправность ОАПВ ПДЭ 2001
Отключе- ние через избира- тельные органы ОАПВ БезУТАПВ| С УТАПВ |
Q2 Пуск УРОВ Запрет УТАПВ Запрет ТАПВ
Вывод быстродей- ствующих ступе- ней в цикле ОАПВ помимо блокировки при качаниях Ускорение II ступени при АПВ
t
7—
1 I 1
Одновременная работа
дифференциальных
защит ошиновок 77, Т2
Соленоид отключения № 1 выключателя Q2 | I_______________QI I I Соленоид отключения № 1 выключа"
Перевод
ОАПВ на
отключен.
трех фаз
С УТАПЕ |аиуо=^ц|
Без УТАПЕ
Запрет ТАПВ
Запрет УТАПВ
Ускорение при АПВ
с
Вывод или неисправ- ность ОАПВ
Останов пере- датчика НДЗ
Отключе- нис Q1 А
В С
Включение Q1
Отключе- ние Q2 А
В С
Включение Q2
| Цикл ОАПВ | ра^эт^йп ступ.ТЗНП
Вывод бы- стродейст- вующих ступеней
Пуск
УРОВ
Ш.Г И,
От АПВ
А 1 В 1 С А 1 В 1 С
Пуск УРОВ Q1 Пуск УРОВ Q2
ПДЭ 2005
Откл. Q1 Отключение смежного выключателя Откл. Q2 Отключение смежного выключателя
А В С А В С
Рис. 46.35. Взаимодействие
комплекса панелей ПДЭ 2000:
а — структура взаимодействия
панелей ПДЭ 2000; б — цепи
пуска и приема ВЧ-сигналов
аппаратуры АНКА-14
о)
Медленнодейству- ющие ступени Выходные реле защит при действии помимо АПВ
УРОВ линии УРОВ реактора Защита реактора ТНЗНП ДЗ АПВ ндз ТНЗНП ДЗ
АПВ 1иП ступени ДЗ III ступень ТНЗНП
Пуск сигнала № 1
Пуск сигнала № 2
Пуск сигнала № 3
Пуск сигнала № 4
Я8
<g
1
1
i
Прием сигнала № 1
Прием сигнала № 2
Прием сигнала № 3
Прием сигнала № 4
s
Фиксация
цикла ОАПВ
Контроль III или
IV ступенями
ТНЗНП
Контроль дистан-
ционными органами
I—Ш ступеней ДЗ
Контроль дистан-
ционными органами
I—III ступеней ДЗ
Контроль
III ступенью
ТНЗНП
ТНЗНП через
выходные реле
защиты
Контроль вклю-
тенного положени [
выключателя
ОАПВ
выведено
или неисправно
Отключение трех фаз
через выходные реле
ДЗ
Отключение трех фаз
через выходные реле
ТНЗНП
Отключение
через избиратели
ОАПВ
Рис. 46.35. Окончание
ДЗ через
выходные реле
защиты
IV ступени панели ПДЭ 2002 и дистанционными
органами I—III ступеней панели ПДЭ 2001.
Сигнал № 3 ускоряет действие резервных за-
щит на противоположном конце линии без запрета
как ТАПВ, так и УТАПВ. Посылка сигнала произ-
водится от выходных реле быстродействующих
ступеней защит панелей ПДЭ 2001 и ПДЭ 2002 при
действии через свои выходные реле, а также пане-
ли ПДЭ 2004 (АПВ) при действии последней на от-
ключение трех фаз. На приемном конце отключе-
ние по цепи сигнала № 3 контролируется реле тока
IV (III) ступени панели ПДЭ 2002 и дистанционны-
ми органами I ступени панели ПДЭ 2001. В защите
панели ПДЭ 2002 возможны прием ВЧ-сигналов
№ 1—3 и действия на отключение с контролем
фиксации цикла ОАПВ (без контроля измеритель-
ными органами), что позволяет обеспечить отклю-
чение поврежденной линии при поступлении этих
сигналов в цикле ОАПВ.
Сигнал № 4 появляется при срабатывании из-
мерительных органов III ступени защиты ПДЭ
2002, а также I и III ступеней защиты панели ПДЭ
2001 и панели ПДЭ 2004. На приемном конце от-
ключение по цепи сигнала № 4 контролируется
пусковым органом III ступени защиты панели ПДЭ
2002 и дистанционными органами I и III ступеней
панели ПДЭ 2001. Действие цепей отключения от
сигналов До 1—4 предусматривается через выход-
ные реле панелей ПДЭ 2001 и ПДЭ 2002, а сигнал
№ 4 действует на отключение также и через избира-
тельные органы ОАПВ.
46.4. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА
ТРАНСФОРМАТОРОВ
И АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ
ПОНИЖАЮЩИХ ПС
При выполнении РЗ, как правило, учитываются
следующие виды повреждений и ненормальных ре-
жимов работы понижающих трансформаторов и
автотрансформаторов (АТ) [46.1]:
многофазные замыкания в обмотках (для трех-
фазных трансформаторов и АТ) и на выводах;
однофазные замыкания в обмотках (включая
витковые) и на выводах;
внешние короткие замыкания (КЗ);
повышение напряжения на неповрежденных
фазах (для трансформаторов НО кВ, работающих
с изолированной нейтралью);
частичный пробой изоляции вводов напряже-
нием 500 кВ и выше; ’ •. -
перегрузка обмоток;
возгорание масла;
понижение уровня масла;
«пожар» стали магнитопровода.
Релейная защита трансформаторов 110 (220) кВ
и автотрансформаторов 220 кВ часто выполняется
на электромеханической элементной базе (за ис-
ключением реле типа ДЗТ21).
Релейная защита автотрансформаторов напря-
жением 330 кВ и выше выполняется в настоящее
время с использованием комплекса защит на мик-
роэлектронной элементной базе. Комплекс разра-
ботан и выпускается НПП «ЭКРА» и содержит:
шкафы основных защит типа ШЭ2106 и ШЭ2108,
шкаф резервных защит на сторонах ВН и СН типа
ШЭ2107, а также шкаф защит ошиновок сторон ВН
и СН АТ типа ШЭ2109.
46.4.1. Релейная защита трансформаторов
110—220 кВ
ОСНОВНЫЕ ЗАЩИТЫ
Защита от всех видов КЗ в обмотках и на вы-
водах, включая витковые замыкания в обмот-
ках, — продольная дифференциальная токовая за-
щита. Применяется на трансформаторах мощно-
стью 6,3 МВ • А и более. В защите используются
реле типа ДЗТ-11. Применение реле серии РНТ-560
в соответствии с [46.8] не рекомендуется.
Защита может выполняться одним комплектом
реле или двумя — чувствительным и грубым. За-
щита двумя комплектами реле выполняется в тех
случаях, когда защита с одним комплектом реле
имеет требуемую чувствительность при КЗ на вы-
водах НН трансформатора, но не обладает требуе-
мой чувствительностью при КЗ за реактором.
Защиту двухобмоточных трансформаторов сле-
дует выполнять двухрелейной с соединением вто-
ричных обмоток ТТ на стороне ВН в треугольник, а
на стороне НН в неполную звезду. Для трехобмо-
точных трансформаторов защита должна выпол-
няться трехрелейной с соединением ТТ в треуголь-
ник на сторонах ВН и СН и в полную звезду на сто-
роне НН.
Используемые для защиты ТТ должны удовле-
творять кривым предельной кратности при проте-
кании через них токов внешних КЗ. Выбор коэффи-
циентов трансформации ТТ производится с учетом
схем соединения их вторичных обмоток и необхо-
димости выравнивания вторичных токов в плечах
защиты. При этом следует исходить из первичного
номинального тока защищаемого трансформатора
7|)ом, если на данной стороне ТТ соединяются
в звезду, и тока -/37|ЮМ , если в треугольник.
Расчетные уставки защиты, выполненной од-
ним комплектом реле. Расчет защиты производит-
ся в следующей последовательности [46.8].
Определяются первичные токи на сторонах
трансформатора, соответствующие его номиналь-
ной мощности, 71ЮМ =,5/(л/3 6/пом), где S —но-
минальная мощность трансформатора; 6/|1ом — ко-
ми нальное междуфазное напряжение на соответст-
вующей стороне трансформатора.
Выбираются коэффициенты трансформации
Ki ТТ и схемы соединения их вторичных обмоток
в соответствии с рекомендациями по выполнению
защиты.
Определяются вторичные токи в плечах защи-
ты А.ом.в = Аюм^сх’/^/ • где № — коэффициент
схемы, равный I при соединении ТТ в звезду и Л
при соединении в треугольник. Сторона защищае-
мого трансформатора с наибольшим током 7|10НВ
в дальнейших расчетах принимается за основную.
Выбирается сторона, к ТТ которой следует под-
ключить тормозную обмотку реле. Для двухобмо-
точных трансформаторов, в том числе и с расщеп-
ленной обмоткой, это сторона НН (в последнем
случае тормозная обмотка включается на сумму то-
ков обеих секций обмотки НН трансформатора).
Для трехобмоточных трансформаторов тормозную
обмотку реле следует включать, как правило, на
сумму токов сторон СН и НН.
Определяется минимальное значение тока сра-
батывания защиты из условия отстройки от броска
намагничивающего тока: IC 3 min = kl1|ом, где А—ко-
эффициент отстройки от броска, в первом прибли-
жении может быть принят равным 1,5 и при необхо-
димости, в большинстве случаев, уточнен в сторону
уменьшения; /пом — номинальный ток трансформа-
тора на основной стороне.
Вычисляется ток срабатывания реле для основ-
ной стороны
I = I /К
с.р.осп с.з пап СХ.ОСЛ 1 осп ‘
Определяется расчетное число витков обмоток
насыщающегося трансформатора тока (НТТ) реле
для основной стороны
wqcii.p — ^с.р А.р.осп ’
где Fcp = 100 А — магнитодвижущая сила (МДС)
срабатывания реле. В соответствии со схемой реле
(рис. 46.36) к установке на коммутаторе НТТ при-
нимается ближайшее целое меньшее расчетного
число витков набираемое на рабочей и
уравнительной обмотках или только на одной
из них.
Рассчитывается ток срабатывания защиты, со-
ответствующий принятому числу витков иосп для
основной стороны:
(3)
А.з — ^с.р A'/<x:i/v7ocii^cx.ocii^ '
Рис. 46.36. Схема внут-
ренних соединений реле
ДЗТ-11
Определяется расчетное число витков обмоток
НТТ реле для неосновных сторон:
wk р — woch ^осп.в неосп.в >
где wj.p — расчетное число витков на к-й неоснов-
ной стороне; к=I или II для трехобмотбчных и к — I
для двухобмоточных трансформаторов; /оспв и
4 «оси в — вторичные токи в плечах защиты на ос-
новной и к-й неосновной сторонах, соответствую-
щие номинальной мощности трансформатора.
К установке на коммутаторе НТТ реле (см.
рис. 46.36) принимается ближайшее целое (боль-
шее илн меньшее расчетного) число витков и'к.
Определяется максимальный первичный ток не-
баланса при КЗ между тремя фазами на стороне НН
трансформатора, приведенный к расчетной стороне:
А1б.п Е ^пер*однЕ+Д^ВНЛтокВН+Д^СН*токСН +
wlpac4— W1 , , расч~ Wjj
+ —Е-------к , i “——---------к ,i I
w ток I м, ток II к max’
"Драен wIIpac4 ]J
где Апер = 1 — коэффициент, учитывающий пере-
ходный режим КЗ; А-ОШ1 = 0,5—1 — коэффициент
однотипности ТТ; е = 0,1 — относительное значе-
ние полной погрешности ТТ; АЦ}ц и А1/Сн — от-
носительные значения половины суммарного диа-
пазона регулирования напряжения на сторонах ВН
и СН; кТ0К 1зН и кток сн — коэффициенты токорас-
пределеиия, определяемые при внешнем КЗ на сто-
роне НН и равные отношению тока, проходящего
на сторонах, где регулируется напряжение, к току,
протекающему через ТТ на стороне НН; w, расч,
”'11 расч и “Ъ W1I — соответственно расчетные
и принятые числа витков на неосновных сторонах;
^•ток! и Кок п — коэффициенты токораспределе-
ния для неосновных сторон, определяемые анало-
гично коэффициентам &токВН и /<токсн! знак
«плюс» используется при одинаковом направлении
токов КЗ, например к трансформатору, а знак «ми-
нус» — при противоположном; /ктах — макси-
мальное значение тока КЗ, протекающего через ТТ
на стороне НН, где рассматривается повреждение
(для трехобмоточных трансформаторов определя-
ется при их параллельной работе на стороне СН),
приведенное к расчетной стороне, например к сто-
роне основного питания (при двустороннем пита-
нии) или к стороне ВН (при одностороннем пита-
нии).
Приведенное выражение для тока /иб спра-
ведливо для трехобмоточного трансформатора.
Применительно к двухобмоточному трансформа-
тору в указанном выражении следует исключить
третье слагаемое (для стороны СН) и второй член
(для неосновной стороны II) в выражении, опреде-
ляемом по модулю.
Определяется расчетное число витков тормоз-
ной обмотки реле
ит.расч ~ (^отс 4i6.n u p У^торм
где котс = 1,5 —коэффициент отстройки; wp — чис-
ло витков обмоток (или обмотки) НТТ реле, под-
ключенных к стороне НН; 7торм — первичный тор-
мозной ток, определяемый при внешнем КЗ между
тремя фазами на стороне НН; tg а = 0,75, если мак-
симальная рабочая МДС реле не менее 200 А.
Для двухобмоточного трансформатора первич-
ный тормозной ток равен приведенному к расчетной
стороне ВН току КЗ, протекающему через ТТ сторо-
ны НН. Для трехобмоточного трансформатора при
указанном выше включении тормозной обмотки
^торм — Корм НН — (^торм СН 4 СН К К НН >
гда 7торм НН « 7торм сн — первичный ток, протекаю-
щий на сторонах НН и СН соответственно при трех-
фазном КЗ на стороне НН, приведенный к расчетной
стороне; /в сн, /в нн — вторичные токи в плечах за-
щиты на сторонах СН и НН, соответствующие номи-
нальной мощности трансформатора. К установке на
реле принимается ближайшее целое большее рас-
четного число витков тормозной обмотки wTopM.
Определяется значение коэффициента чувстви-
тельности защиты при металлических КЗ в расчет-
ных режимах, когда торможение отсутствует. Рас-
четными являются режимы, обусловливающие ми-
нимальное значение тока внутреннего КЗ данного
вида. Для двухобмоточных трансформаторов, а так-
же в первом приближении и трехобмоточных коэф-
фициент чувствительности
i^K/rr *(3)1
кч '•/к min ксх п'' '/с.з*сх п'9
7(ж)
где IK min — минимальное значение периодиче-
ской составляющей тока в месте КЗ рассматривае-
Таблица 46.2. Значения коэффициента схемы
для разных видов КЗ
Вид КЗ Место КЗ Значение 1сх’в
на стороне У на стороне Д
к(2) На стороне У На стороне Д 2(1) 7з 2/Тз (1/./3) 1
K(D На стороне У 1 (1//3)
мого вида т в расчетном режиме, приведенное к
стороне основного питания п в предположении, что
весь ток КЗ проходит по данной стороне; 1С 3 — тбк
срабатывания защиты, приведенный к стороне Ос-
(3)
новного питания; кп п — коэффициент схемы в
симметричном режиме на стороне п основного пи-
тания, равный 1, если ТТ на этой стороне соединены
в звезду, и </3 , если в треугольник; А-J” в — обоб-
щенный 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 пита-
ния. Следует иметь в виду, что вышеупомянутое
приведение токов к стороне основного питания осу-
ществляется в предположении, что трансформатор
имеет схему соединения обмоток У/У.
Возможные значения ксх 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-
, (»;) „
ния лсх в для двухрелеинои схемы.
Требуется иметь минимальное значение коэф-
фициента кч при КЗ на выводах трансформатора
около 2, а при повреждениях за реактором, входя-
= щим в защищаемую зону, около 1,5.
Для трсхобмоточиого трансформатора значение
коэффициента чувствительности может быть уточ-
нено с учетом реального распределения токов на его
сторонах:
7m) = ,
ч I Zj'pa nJ c.p ’
4 и '
где /р™’ -—ток в обмотке НТТ реле с числом витков
w на стороне и с учетом его знака при металличе-
ском КЗ видал; в расчетном режиме; Fcp = 100 А—
МДС срабатывания реле.
Для трехобмоточных трансформаторов опреде-
ляется значение коэффициента чувствительности
при внутренних металлических КЗ, как правило,
между двумя фазами на стороне НН в режимах, ко-
гда имеется торможение:
к = F / F =
ч.торм раб раб.с.р
— Х^рабл и'рабл'^^7раб.с.р ’
и
где Fpa6 —рабочая МДС НТТ реле при рассматри-
ваемом виде металлического КЗ; Fpa6 с р — рабо-
чая МДС реле в условиях, когда защита находится
на грани срабатывания при рассматриваемом КЗ,
но через переходное сопротивление; wpa6)1 —чис-
ло витков обмоток НТТ реле на стороне п; —
ток в обмотке реле на стороне и с учетом его знака.
Магнитодвижущая сила Fpafjcp определяется
Как проекция на ось ординат точки А' пересечения
характеристики срабатывания реле, соответствую-
щей максимальному торможению (рис. 46.37, кри-
вая Г), с прямой, проведенной из начала координат
через точку А с координатами Fpa6 и FTOpM =
= /торм.ри/торм> г«е ;торм.р — ток в тормозной об-
мотке при рассматриваемом виде металлического
КЗ. Указанная прямая является геометрическим ме-
стом точек, соответствующих рассматриваемому
виду КЗ, но не металлическому, а через различные
переходные сопротивления (точка начала коорди-
нат соответствует бесконечно большому переход-
ному сопротивлению, а точка А — его нулевому
значению), поскольку последние влияют только иа
абсолютные значения токов как в месте КЗ, так и на
Рис. 46.37. Характеристики срабатывания реле
серии ДЗТ-11 н определение рабочей МДС сраба-
тывания Fpa6c по характеристике максималь-
ного торможения:
I — характеристика, соответствующая максимально-
' му торможению; II — то же минимальному
отдельных сторонах трансформатора, но не изме-
няют соотношения между ними. С учетом возмож-
ного разброса характеристик реле каждая из коор-
динат точки Л должна находиться на расстоянии не
меньше 10% от соответствующей координаты ха-
рактеристики/(рис. 46.37).
Требуемые минимальные значения коэффици-
ента кч в данном случае такие же, как и при отсут-
ствии торможения.
Если чувствительность защиты окажется не-
достаточной, то принятое в первом приближении
максимальное значение коэффициента отстройки
равное 1,5 может быть уточнено в соответствии с
конкретными условиями.
Уточненное значение коэффициента отстройки
к при номинальном вторичном токе ТТ на стороне
включаемой под напряжение обмотки равном 5 А
определяется по выражению: к = 2,1 - 3,7X , где
Х„ = X, + к, Х^ — относительное индуктивное
»к *с 1 * в
сопротивление контура, в котором протекает ток
включения трансформатора на холостой ход;
2
^с = Ас/(1/1юм/5ном) — эквивалентное относи-
тельное сопротивление прямой последовательности
„(1)
внешней сети; л — относительное сопротивле-
* в
ние включаемой обмотки в расчетных условиях;
Г11ом — номинальное междуфазное напряжение
включаемой обмотки; 51|ом — номинальная мощ-
ность трансформатора; к\ =1,15.
Для трансформаторов мощностью 6,3—
63 МВ • А при включении под напряжение со сто-
роны ВН в первом приближении можно принять:
Лв(1) = 0,094 + 0,74(ик%/100), где иК%.— напря-
жение КЗ между включаемой обмоткой ВН и внут-
ренней обмоткой, расположенной на стержне. При-
знаком внутренней обмотки является наибольшее
значение ик% между этой обмоткой и обмоткой ВН.
При включении трансформатора со стороны
СН для любой его мощности Х^ = 0,037 +
* в
+ («к%/100), если (7кВ_с > С4в-н> и ^в(1) =
= 0,1 + 0,724(ьк%/100) в противном случае, где
ик% — напряжение КЗ между обмотками СН и НН.
Приведенное выше выражение для коэффици-
ента отстройки от броска справедливо для его зна-
чений, находящихся в диапазоне к = 1,0—1,5. Если
при расчете будет получено X > 3 ; Тб в этом еду-
к
чае следует принять к = 1.
Расчетные уставки защиты, выполненной дву-
мя комплектами реле. Грубый комплект защиты
рассчитывается так же, как и защита, выполненная
одним комплектом реле. Минимальный ток сраба-
тывания чувствительного комплекта может быть
принят равным IC3 min = 0,8/|1ОМ, где /11ом — номи-
нальный ток трансформатора, а выдержка времени
гс.з = 0>5—1,0 с.
Защита от замыканий внутри бака транс-
форматора и в контакторном объеме устройства
регулировании под напряжением (РПН), сопро-
вождающихся выделением газа, — газовая защи-
та 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 защи-
та бака трансформатора выполняется с двумя сту-
пенями, действующими на сигнал и на отключение
соответственно. Ступень защиты, действующая на
отключение, может быть переведена для действия
на сигнал. Газовая защита контакторного отсека
РПН выполняется с одной ступенью, действующей
только на отключение.
Зашита от многофазных КЗ на шинах НН —
максимальная токовая защита с комбинированным
пуском по напряжению. Защита предназначена для
отключения КЗ на шинах НН, а также для резерви-
рования отключения повреждений на элементах,
присоединенных к этим шинам. Защита присоеди-
няется к ТТ, соединенным в неполную звезду и ус-
тановленным в цепи ответвления к выключателю
НН, и к трансформатору напряжения (TH), установ-
ленному на соответствующей секции шин НН. За-
щита выполняется двумя реле тока типа РТ-40,
фильтр-реле напряжения обратной последователь-
ности типаРНФ-1М и минимальным реле напряже-
ния типа РН-54/160. Защита выполняется с двумя
выдержками времени и действует последовательно
на отключение выключателя НН и на выходные
промежуточные реле защиты трансформатора.
Расчетные уставки защиты. Ток срабатыва-
ния защиты определяется из условия се возврата
при протекании через защиту номинального тока
стороны НН трансформатора: /сз = ЛОТС/|1ОМ/Лв,
где ктс = 1,2 — коэффициент отстройки; кв = 0,8
— коэффициент возврата реле тока.
Первичное напряжение срабатывания фильтр-
реле напряжения обратной последовательности
определяется из условия отстройки от напряже-
ния небаланса в нагрузочном режиме: 6/2сз =
= 0,06С/Мф 110М, где 6/мф 11ОМ — номинальное меж-
дуфазное напряжение.
Первичное напряжение срабатывания мини-
мального реле напряжения определяется из усло-
вия отстройки от напряжения самозапуска двигате-
лей при действии устройства автоматического
включения резерва (АВР) и может быть принято
равным 0,7С/мф пом.
Минимальные значения коэффициентов чувст-
вительности защиты по току и напряжению долж-
ны быть около 1,5 при металлическом КЗ между
двумя фазами на шинах НН.
Первая выдержка времени защиты принимает-
ся на ступень селективности △ t = 0,5 с больше мак-
симальной выдержки времени защиты, установлен-
ной на секционном выключателе шип НН. Вторая
выдержка времени принимается на ступень Д/
больше первой.
РЕЗЕРВНЫЕ ЗАЩИТЫ
Защита от внешних многофазных КЗ на сто-
роне СН трехобмоточных трансформаторов —
максимальная токовая защита с комбинированным
пуском по напряжению. Защита предназначена для
резервирования отключения КЗ на ошиновке и ши-
нах СН, а также на элементах, присоединенных к
этим шинам. Защита присоединяется к ТТ, встроен-
ным во втулки СН и соединенным в неполную звез-
ду, и к TH, установленному на шинах СН. Защита
выполняется двумя реле тока типа РТ-40, фильтр-
реле напряжения обратной последовательности ти-
па РНФ-1М и минимальным реле напряжения типа
РН-54/160. Защита выполняется с тремя выдержка-
ми времени и действует последовательно на отклю-
чение секционного выключателя шин СН, на отклю-
чение выключателя СН трансформатора и на выход-
ные промежуточные реле защиты трансформатору.
Расчетные уставки защиты. Ток срабатывания
защиты и первичные напряжения срабатывания ком-
бинированного пускового органа выбираются ана-
логично параметрам при защите от КЗ на шинах НН.
Первая выдержка времени защиты принимает-
ся на ступень Д t больше максимальной выдержки
времени защит присоединений к шинам СН. Каж-
дая последующая выдержка времени защиты выби-
рается на ступень Дг больше предыдущей.
Защита от многофазных КЗ — максимальная
токовая защита с комбинированным пуском по на-
пряжению. Защита предназначена для резервирова-
ния отключения КЗ на шинах НН, а также для ре-
зервирования основных защит трансформатора. За-
щита присоединяется к ТТ, установленным на сто-
роне ВН. На двухобмоточных и трехобмоточиых
трансформаторах с односторонним питанием ТТ
соединяются в треугольник, а при наличии двусто-
роннего питания — в звезду. Защита выполняется с
двумя реле тока типа РТ-40 на двухобмоточных
трансформаторах и с тремя реле тока на трехобмо-
точных. В качестве пусковых органов защиты ис-
пользуются комбинированные пусковые органы
напряжения защит, установленных на сторонах НН
и СН. Защита выполняется с одной выдержкой вре-
мени и действует на выходные промежуточные ре-
ле защиты трансформатора.
Расчетные уставки защиты. Ток срабатыва-
ния защиты выбирается так же, как и для защиты от
КЗ на шинах НН.
Выдержка времени защиты принимается рав-
ной наибольшей из выдержек времени защит от
многофазных КЗ, установленных на сторонах НН и
СН трансформатора.
Защита от внешних КЗ на землю в сетях с эф-
фективно заземленной нейтралью — токовая не-
направленная защита нулевой последовательности.
Защита устанавливается на трехобмоточных транс-
форматорах с двусторонним питанием и предна-
значена для отключения внешних КЗ на землю, а
также для частичного резервирования основных за-
щит трансформатора. Защита присоединяется к ТТ,
установленному в цепи заземления нейтрали транс-
форматора, и выполняется одним реле тока типа
РТ-40. При наличии на ПС трансформатора с раз-
земленной нейтралью защита трансформатора с за-
земленной нейтралью выполняется с четырьмя вы-
держками времени и действует последовательно на
отключение выключателя ВН трансформатора с
разземленной нейтралью, затем на разделение сек-
ций или систем шин ВН, далее на отключение вы-
ключателя ВН защищаемого трансформатора и за-
тем на выходные промежуточные реле защиты
трансформатора. В случае работы обоих трансфор-
маторов ПС с заземленными нейтралями в защите
исключается первая выдержка времени.
Расчетные уставки защиты. Ток срабатыва-
ния защиты выбирается по условию согласования С
последними ступенями защит от замыканий на зем-
лю смежных линий ВН: Г., = krm.k-r,KL,„, где
kOTC = 1,1 —коэффициент отстройки; kmK —коэф-
фициент токораспределсния; 1СЗП — ток срабаты-
вания последней ступени токовой защиты нулевой
последовательности смежной линии, с которой
производится согласование.
Первая выдержка времени защиты выбирается
из условия согласования с последними ступенями
защит от КЗ на землю линий ВН. Каждая последую-
щая выдержка времени выбирается на ступень А/
больше предыдущей.
Защита от симметричных перегрузок —
максимальная токовая защита с независимой вы-
держкой времени. Защита осуществляется одним
реле тока типа РТ-40, включенным на ток одной
фазы. Защита присоединяется к ТТ, установлен-
ным: на двухобмоточных трансформаторах —- со
стороны ВН, на двухобмоточных трансформаторах
с расщепленной обмоткой — со стороны НН (для
каждой из частей обмотки), на трехобмоточных
трансформаторах с двусторонним питанием —
со стороны всех напряжений, при одностороннем
питании — со стороны ВН и НН. Защита действует
на сигнал с выдержкой времени.
Расчетные уставки защиты. Ток срабатыва-
ния защиты выбирается по выражению /сз =
^отс П05, Дюм номинальный
ток трансформатора (с учетом РПН) на стороне, где
установлена защита; кв = 0,8 — коэффициент воз-
врата реле тока.
Выдержка времени выбирается больше макси-
мальной выдержки времени резервных защит
трансформатора.
Пример 46.1. Выполнение защиты понижаю-
щего трансформатора с двусторонним питанием,
работающего через один выключатель на двой-
ную систему шин ПО—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 защиты понижающего трансформатора
мощностью 25—63 МВ-А, напряжением ПО—
220/35/6—10 кВ показана на рис. 46.38 [46.14].
Основные защиты. 1. От всех видов КЗ в об-
мотках трансфюрматора и на выводах, в сдвоенном
реакторе и на выводах присоединений к секциям
шин НН — общая продольная дифференциальная
токовая защита, выполненная одним комплектом
реле типа ДЗТ-11 (КА Wl—KA W3).
2. От повреждений внутри бака трансформато-
ра и в контакторном отсеке РПН, сопровождаю-
щихся выделением газа, — газовая защита с одним
газовым реле KSG1 для бака и одним газовым реле
KSG2 для контакторного отсека РПН.
К шинам
110-220 кВ
К обходной системе
шин ПО—220 кВ
Q1
35 кВ
А В
С
ТА1
ТА7
В С
ТА7
6-10 кВ
6-10 кВ
I секция
А
~В
ТАЗ
TAS
ttf
ТА4
YH/YH/A-O-11
II секция
ТА6
КА13
ТА2
\KA10
\КАЗ
А
В
С,
КА4
К амперметру
T1TIT1 КРелет<
| | | охлажде.
TAS
А
В
Ci
КА5
К реле тока устройства
охлаждения
КАП
КА1
—О-
АК1
Токовая защита
нулевой последо-
вательности
Максимальная
токовая защита
с пуском
напряжения,
установленная
на стороне ВН,
и защита от
перегрузки
А В Сг——|
4 ДИДохда
; г~\КА2 •
r“tQzj
К реле тока устройства
охлаждения
Максимальная
токовая защита
с пуском
напряжения,
установленная
на стороне СН,
и защита от
перегрузки
К измерительным приборам
КА7
КА12
К измерительным
приборам
К реле тока
устройства
охлаждения
Максимальные
токовые защиты
с пуском
напряжения
на ответвлениях
к секциям шин
6—10 кВ и защита
от перегрузки
а)
б)
Рис. 46.38. Схема релейной защиты понижающего трансформатора 110—220/35/6—10 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 напря-
жения I секции шин 35 кВ
От трансформатора напря-
жения I секции шин 6—10 кВ
От трансформатора напря-
жения II секции шин 6—10 кВ
Рис. 46.38. Продолжение
Пусковые
органы
напряжения
Резервные и другие защиты. 3. Для резервиро-
вания отключения многофазных КЗ на шинах НН, а
также для резервирования основных защит транс-
форматора — максимальная токовая защита с ком-
бинированным пуском по напряжению, установ-
ленная 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 ти-
па РНФ-1М (KVZI—KVZ3) и тремя минимальными
реле напряжения типа РН-54/160 (KV1—КУЗ).
4. Для резервирования отключения многофаз-
ных КЗ на стороне СН — максимальная токовая
защита с комбинированным пуском по напряже-
нию, установленная на стороне СН. Защита вы-
полнена с применением комплекта КЗ-12 (АК1) и
дополнительного реле времени КТ2. Комплект за-
щиты КЗ-12 содержит два реле тока КА 1,КА2 и ре-
ле времени КТ1. Комбинированный пуск осущест-
вляется фильтр-реле напряжения обратной после-
довательности KVZ1 и минимальным реле напря-
жения KVI.
5. От многофазных КЗ на шинах НН, а также
для резервирования отключения КЗ на элементах,
присоединенных к этим шинам, — максимальные
токовые защиты с комбинированным пуском по на-
пряжению, установленные на ответвлениях к сек-
циям шин НН. Защиты выполнены с использовани-
ем реле тока типа PT-40 (КА6, КА7 и КА8, КА9) и
реле времени КТЗ, КТ5. Комбинированный пуск
осуществляется фильтр-реле напряжения обратной
последовательности (KVZ2, KVZ3) и минимальны-
ми реле напряжения (KV2, КУЗ).
6. Для резервирования отключения внешних КЗ
на землю, а также для частичного резервирования
основных защит трансформатора— одноступенча-
тая токовая ненаправленная защита нулевой после-
Г ^,КП(Р^ КН5U KL3
КТЗ От защиты при дуговых » замыканиях в КРУ 6-10 кВ Е KL4
KTS
J. KTS
R3
$КТ8
Пт VPDP
КЕЗ 110-220 кВ KL6
KV1 3 KL7
Kvfi KL8
к& 3 KL9
KQ($1 KQC3 1 KQC4.1
Газовая защита трансфор- матора
РПН
Дифференциаль- ная защита
Выходные промежуточные реле
Контроль исправ- ности цепей опе- ративного тока
Повторители пусковых органов напряжения
Максимальная токовая защита с пуском напряже- ния, установлен- ная на стороне ВН
Максимальная токовая защита с пуском напряже- ния, установлен- ная на стороне СН
Максимальные токовые защиты с пуском напряже- ния на ответвле- ниях к секциям шин 6—10 кВ
Защита от перегрузки
Токовая защита нулевой после- довательности
+П1СВ
+1
КН7
SX6
---0—0------------
К промежуточному реле
КЕЮ защиты трансформатора Т2
+0(77)
KL11 SX7
—--------------о—о--------------
На отключение шиносоединительного
выключателя 110—220 кВ (ШСВ)
+СВ (110-220 кВ)
KL11 SX8
На отключение секционного
выключателя 110—220 кВ (СВ)
KL1
KL2 На отключение
КЕЮ выключателя Q1
+ОВ
KL1
KL1
JCT1
На отключение обход-
ного выключателя
110-220 кВ (ОВ)
ЛАГ/ КН9
Рис. 46.38. Окончание
SG6
KL2
KL10
KQT2
+СВ (35 кВ)
Л72]_
КН11
—о—о
На отключе-
ние выклю-
чателя Q2
КН10
На отключение секционного
выключателя 35 кВ (СВ)
КЕЗ
КТ5
КТ6
На отключение
выключателя Q4
Реле пуска
АПВ выклю-
чателя Q4
КН15
довательности с реле тока типа РТ-40 (КА13) и реле
времени КТЗ, КТ9.
7. От повреждений в шкафу КРУ НН, имеющих
высоковольтные выключатели, — защиты при ду-
говых КЗ.
8. От симметричных перегрузок — максималь-
ная токовая защита с тремя реле тока типа РТ-40
(КАЮ, КАИ и КА 12), установленными соответст-
венно на сторонах ВН, СН и НН трансформатора, и
реле времени КТ7.
Указания по выполнению защит. В продольной
дифференциальной токовой защите трансформато-
ра тормозная обмотка реле ДЗТ-11 включена на
сумму токов сторон СН и НН. Отключающий эле-
мент газового реле защиты бака трансформатора
посредством накладки SXI может быть переведен
для действия на сигнал. Газовая защита контактор-
ного отсека РПН выполнена действующей только
на отключение.
Максимальная токовая защита с комбинирован-
ным пуском по напряжению, установленная на сто-
роне ВН, действует с выдержкой времени реле КТ1
на отключение всех выключателей трансформатора.
Максимальная токовая защита с комбиниро-
ванным пуском по напряжению, установленная на
стороне СН, действует с первой выдержкой време-
ни, создаваемой реле КТ2, на разделение секций
шин 35 кВ, со второй, создаваемой реле КТ1, на от-
ключение выключателя Q2 и с третьей, создавае-
мой также реле КТ1, на отключение всех выключа-
телей трансформатора. Последнее позволяет лик-
видировать КЗ в зоне между ТТ, к которым подклю-
чена защита, и отключившимся выключателем.
Максимальные токовые защиты с комбиниро-
ванным пуском по напряжению, установленные на
ответвлениях к секциям шин НН, действуют с пер-
вой выдержкой времени, создаваемой соответст-
вующим реле КТЗ или КТ5, на отключение выклю-
чателя Q3 или Q4 (через импульсный контакт реле
времени), а со второй выдержкой времени, созда-
ваемой также указанными реле, на отключение
всех выключателей трансформатора.
Одноступенчатая токовая защита нулевой по-
следовательности трансформатора с эффективно
заземленной нейтралью действует с первой вы-
держкой времени, создаваемой реле КТ9, на отклю-
чение 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 ре-
ле КТЗ, на отключение выключателя Q1 и с четвер-
той, создаваемой также реле КТ8, на отключение
всех выключателей трансформатора.
Защиты при дуговых КЗ в шкафах КРУ выклю-
чателей вводов к шинам НН действуют одновре-
менно на отключение соответствующего выключа-
теля ввода и на отключение всех выключателей
трансформатора.
Пуск автоматического ускорения максималь-
ных токовых защит, установленных на стороне СН
и на ответвлениях к секциям шин НН, осуществля-
ется контактами KQT2, KQT3 и KQT4 реле положе-
ния «Отключено» выключателей Q2, Q3 и Q4 соот-
ветственно. Ускорение выполнено с выдержкой
времени реле КТ2, КТ4 и КТ6.
Предусмотрены самоудерживание выходных
промежуточных реле KL1—KL5 и последующее ав-
томатическое снятие самоудерживания при возвра-
те промежуточного реле KL6, осуществляющего
также контроль наличия оперативного тока в защи-
те трансформатора.
В целях повышения надежности в схеме выпол-
нено дублирование действия выходных промежу-
точных реле на отключение выключателя.
Воздействие защит. В схеме защиты преду-
смотрены:
группа промежуточных реле KL1—KL4, дейст-
вующих на отключение всех выключателей транс-
форматора, пуск УРОВ 110—220 кВ и запрет АПВ
выключателей QI, Q2 и обходного выключателя;
промежуточное реле KLI0, действующее на от-
ключение выключателя Q1 или заменяющего его
обходного выключателя;
промежуточное реле KL11, действующее на от-
ключение шиносоединительного и секционного
выключателей 110—220 кВ.
Выключатель Q2 отключается также ст реле
КТ1 комплекта AKI, а выключатели Q3 и (Q4 — от
реле КТЗ и КТ5 соответственно.
46.4.2. Релейная защита АТ 220 кВ
мощностью 63—250 МВ • А
ОСНОВНЫЕ ЗАЩИТЫ
Защита от всех видов КЗ в обмотках АТ и на
выводах, включая витковые замыкания в обмот-
ках, — продольная дифференциальная токовая за-
щита. На АТ мощностью до 125 МВ • А защита вы-
полняется охватывающей также и элементы НН (ли-
нейный добавочный трансформатор и реактор).
В защите используются реле типа ДЗТ-21. Прин-
ципиальная схема включения реле показана на
рис. 46.39. Тормозная характеристика изображена
на рис. 46.40. Реле позволяет осушествлягь тормо-
жение от двух групп ТТ. При необходимости тормо-
жения от трех групп ТТ используется приставка до-
полнительного торможения типа ПТ-1. Для вырав-
нивания вторичных токов в плечах защиты могут ис-
пользоваться автотрансформаторы тока (АТТ).
Используемые в защите ТТ должны удовлетво-
рять кривым предельной кратности при протекании
через них тока внешнего КЗ. Вторичные обмотки
Рис. 46.39. Принципиальная схема включения реле типа ДЗТ-21 (ДЗТ-23)
ЧТ следует соединять в треугольник на сторонах
ВН и СН и в звезду на стороне НН. Коэффициенты
трансформации ТТ выбираются, исходя из номи-
нального первичного тока 7||ом, соответствующего
проходной мощности АТ, если ТТ на данной сторо-
не соединяются в звезду, или V37 присоедине-
нии 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 использован-
ных ответвлений реле): {д =//Аюм.огв J
I = I /I
*торм торм торм.отв
Определяются первичные токи на всех сторо-
нах АТ, соответствующие его проходной мощно-
сти: Аюм = гдс Цюм — номиналь-
ное междуфазное напряжение.
Выбираются коэффициенты К/ трансформации
ТТ на отдельных сторонах в соответствии с реко-
мендациями по выполнению защиты.
Определяются вторичные токи в плечах защи-
(3) (3)
™ Аюм.в = 'н<Л /КО Лсх - коэффициент
схемы, равный 1 при соединении ТТ в звезду и </з
при соединении в треугольник.
Выбирается одна, любая, из сторон АТ, прини-
маемая в дальнейших расчетах за основную (на-
пример, ВН).
Определяется необходимость установки на ос-
новной стороне выравнивающих автотрансформа-
торов тока (АТТ). Установка АТТ необходима, если
значение вторичного тока в плече защиты па данной
стороне 7|ЮМ в меньше 2,5 А или больше 5 А. В пер-
вом случае используется повышающий АТТ типа
АТ-31, во втором — понижающий АТТ типа АТ-32.
Для основной стороны выбираются ответвле-
ния трансрсактора реле ТА V или выравнивающих
АТТ (если они используются на данной стороне) с
таким номинальным током /отв ||ом осп, чтобы вы-
полнялось соотношение 7OTB11OW OC|I < Люм.в.осп'
Номинальные токи ответвлений транерсактора ре-
ле приведены ниже:
Номер ответвле-
ния .......... 1 2 3 4 5 6
Номинальный ток
Лпжпом. *•••;• 5,0 4-6 4,25 3,63 3,0 2,5
Номинальный ток ответвлений АТТ, удовлетво-
ряющий указанному соотношению, находится по
выражению /отв 1ЮМ0С1| — ^дттосп Л>тв.пом.тр > гае
^АТТосп —коэффициент трансформации АТТ на ос-
новной стороне (см. ниже); /отв 110млр — номиналь-
ный ток ответвления транерсактора реле, соответст-
вующий принятому значению Лмтосн . Для выбора
значения ^ATToclI предварительно определяется ряд
его расчетных значений: *АТТЛоС11 = Лгомиосп7
Z Лиином к > № /отв 11ОМ к — номинальный ток к-го от-
ветвления трансреактора; к — номер ответвления.
Каждое из шести расчетных значений &АТТ к Ж11
сравнивается с реально возможными значениями
коэффициента трансформации АТТ соответствую-
щего типа, приведенными в табл. 46.3 и 46.4. Для
используемого на основной стороне типа АТТ выби-
рается из табл. 46.3 значение /сАТ Госн , равное одно-
му из расчетных значений ЛАТТ к ОС11, если таковое
имеется в таблице, или ближайшее меньшее расчет-
ного значение, обеспечивающее минимальное отно-
сительное отклонение значения выбранного коэф-
фициента трансформации от к-го расчетного значе-
ния. Номер расчетного коэффициента ЛмтИосп,
удовлетворяющего одному из указанных условий,
определяет номер ответвления транерсактора, но-
минальный ток которого следует использовать в ка-
честве „„„ __ при расчете номинального тока от-
ветвлений АТТ на основной стороне.
Выбираются ответвления транерсактора для
неосновных сторон из условия /отв.иом^еос11 £
— Лггв.расч. песен — Аугв.ном.осн Аюм.в.пеосп ^ном.в.осн*
Если значение номинального тока выбранного
ответвления транерсактора отличается от расчет-
ного значения тока в целой части или
в первом знаке после запятой, то на данной неос-
новной стороне целесообразна установка выравни-
вающих АТТ соответствующего типа. В этом слу-
чае номинальный ток ответвлений АТТ, удовлетво-
ряющий указанному выше условию, находится ис-
ходя из тока аналогично тому, как
VI о. v4.11V Wl 1 *
это сделано для основной стороны.
Определяются стороны, на которых использу-
ется торможение. Как правило, торможение следу-
ет осуществлять от ТТ всех сторон, принимая при
этом,, значение уставки «начала, торможения»
{тори пач = ЛО- В случае одностороннего питания
Таблица 46.3. Возможные значения
коэффициента трансформации АТТ типа АТ-31
Значение коэффици- ента транс- формации Номера ответвлений АТТ, к которым под- водятся вторичные токи в плечах защиты Номера ответв- лений АТТ, к ко- торым подклю- чается реле
0,13 1—2 1—11
0,15 1—2 1—10
0,16 1—2 1—9
0,17 1—3 1—11
0,19 1—3 1—10
0,20 1—3 1—9
0,22 1—3 1—8
0,23 1—4 1—11
0,25 1—4 1—10
0,27 1—4 1—9
0,29 1—4 1—8
0,30 1—3 1—7
0,31 1—5 1—11
0,34 1—5 1—10
0,36 1—5 1—9
0,39 1—5 1—8
0,40 1—4 1—7
0,43 1—2 1—5
0,44 1—6 1—11
0,48 1—6 1—10
0,52 1—6 1—9
0,53 1—5 1—7
0,56 1—6 1—8
0,58 1—7 1—11
0,63 1—7 1—10
0,68 1—7 1—10
0,70 1—5 1—6
0,74 1—7 1—8
0,75 1^4 1—5
0,76 1—6 1—7
0,77 1—2 1—3
0,79 1—8 1—11
0,85 1—9 1—11
0,86 1—8 1—10
0,92 1—10 1—11
0,93 1—9 1—10
защищаемого АТ возможно торможение только от
ТТ приемных сторон, при этом следует принимать
*торм. пач ^>6.
Выбираются ответвления промежуточных транс-
форматоров тока ТА цепи торможения и приставки
дополнительного торможения (при ее использова-
нии) ИЗ условия /отв.ТОрМ.„ом < 4TB.T0pM.pac4 =
= Aiom.bZZ:ATT> гае Адтт — коэффициент трансфор-
мации АТТ на стороне, где осуществляется тормо-
жение (при отсутствии АТТ на данной стороне сле-
дует принять fcATT = 1).
Таблица 46.4. Возможные значения
коэффициента трансформации АТТ типа АТ-32
Значение коэффици- ента транс- формации Номера ответвлений АТТ, к которым подво- дятся вторичные токи в плечах защиты Номера ответв- лений АТТ, к ко- торым подклю- чается реле
1,08 1—4 1—3
1,09 1—3 1—2
1,18 1—4 1—2
1,25 1—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 1—11 1—9
1,60 1—-10 1—8
1,61 1—7 1—5
1,62 1—8 1—6
1,63 1 6 1—4
1,64 1—9 1—7
1,77 : 1—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 1—4
2,08 1—9 1—6
2,24 1—7 1—3
2,44 1—7 1—2
2,56 1—11 1—7
2,ЙО 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—11 1—6
3,30 1—10 1—5
3,40 1—9 1—4
3,68 1—9 1—3
4,00 1—9 1—2
4,13 1—11 1—5
4,25 1—10 1—4
4,60 1—10 1—3
5,00 1—10 1—2
5,31 1—11 1—4
5,75 1—11 1—3
6,25 1—11 1—2
Номера ответвлений ТА и их номинальные то-
ки приведены ниже:
Номер ответвления... 12 3 4
Аиктормлом* А..... 5,0 3,75 3,0 2,5
Когда разница между расчетным током и бли-
жайшим меньшим номинальным током ответвления
больше, чем между расчетным током и ближайшим
большим номинальным током ответвления, целесо-
образно принять к использованию последнее.
Определяется первичный ток, соответствую-
щий началу торможения:
Т _ it | , ^OTB.TOpM.HOM I +
7торм.цач.п “ Я7пом Лток! т
\ отв.торм.расч I
Г Аугв.тормлюм II , Аэтв.торм.ном Ш
токП т * токШ /
отв.торм.расч И отв.торм.расч Ш
где к — коэффициент, принимаемый равным 0,5
ПРН {тори. пач = 1,0 и 1,2 при 7,горм „ач = 0,6 (в по-
след нем случае также следует исключать из приве-
денного выше выражения первое слагаемое — для
стороны I); /<ТОК|, /<токц и АТОК1П — коэффициенты
токораспределепия для сторон I, II и III соответст-
венно в расчетном нагрузочном режиме (обеспечи-
вающем максимальное значение /ТОрМ„ач п).
Определяется первичный ток небаланса в ре-
жиме, соответствующем началу торможения:
Ai6.TopM.na4 ~ -пер^оди^ ^^СН^токСН ,
А отв.расч А отв.ном ^2отв.расч 'Аотв.пом
Аотв.расч А1отв.расч
X I
торм.пачл ’
где /<|1Ср = 1 — коэффициент, учитывающий пере-
ходный режим; /<од11 = 0,5—1,0 — коэффициент
однотипности ТТ; е = 0,05 — относительное значе-
ние полной погрешности ТТ; ДС/сн — относитель-
ное значение половины суммарного диапазона ре-
гулирования напряжения на стороне СН; /<токсн
— коэффициент токораспределения для стороны
СН, определяемый в том же расчетном режиме,
ЧТО И /торм.,1ач.п, Л отв. расч > А?отв.расч и Лотвлом»
^2отвпом — соответственно расчетные и номи-
нальные токи принятых ответвлений АТТ или
трансреакторов для неосновных сторон I и II.
Определяется минимальный ток срабатывания
защиты при отсутствии торможения из двух усло-
вий: отстройки от первичного тока небаланса в ре-
жиме, соответствующем началу торможения, 7С 3 =
= ^огсЛ.б.торм.иач, где *отс = 1’5 “ коэффициент
отстройки и несрабатывания защиты от переход-
ного тока небаланса внешнего КЗ, 1С 3 =0,3/11Ом. За
расчетное значение 1СЗ принимается большее из
двух полученных.
Определяется относительный минимальный
ток срабатывания реле при отсутствии торможения
(3)
{c.Pmin = Wcx/(^Лтвлом)- Все величины в.
данном выражении принимаются для расчетной
стороны, которой является та неосновная сторона,
где номинальный ток принятого ответвления АТТ
или трансреактора в большей степени отличается
от расчетного тока ответвления, если с этой сторо-
ны возможно включение защищаемого ЛТТ под на-
пряжение.
Определяется максимальный расчетный ток не-
баланса 7||6 расч при внешнем КЗ между тремя фаза-
ми на стороне СН. Указанный ток находится на ос-
нове выражения для /|16 тормл1ач (см. выше) с заме-
ной в нем /тормпачп на максимальный ток КЗ
7,. а также с учетом = 1,5—-2,0’и е = 0,1.
Определяется коэффициент торможения реле
. г А1ОМ.В.ОСП ,
котс* пб.расч т * с.р min
, __ _____________/отв.ном.осн__________
кторм ~ т *
л У г отв.торм.расч _ <
’ £ торм.пач т " £ торм.пач.
отв.торм.пом
где котс =1,5 — коэффициент отстройки; /|1брасч
— относительное (по отношению к ZIIOM) значение
тока /Нб.расч; °>5 торм.пач ~ полусумма относи-
тельных (по отношению к /пом) первичных тормоз-
ных токов при внешнем КЗ на стороне СН.
Принимается ток срабатывания отсечки
6/отв.ном > если ответвления рабочей цепи реле вы-
браны приблизительно равными вторичным токам
в соответствующих плечах защиты, и 9/^,^
в противном случае.
Определяется коэффициент чувствительности
кч - ’'к min /ссх min ксх „) > ««“W из ми'
г(т)
нимального первичного тока IK jn рассматривав-
мого вида (т) КЗ и минимального тока срабатыва-
ния зашиты Ic 3 mjn аналогично тому, как это реко-
мендовано в § 46.4.1 для защиты с реле типа ДЗТ-11.
Использование при расчете коэффициента к{"'^ ми-
нимального тока срабатывания обусловлено тем,
что тормозная характеристика реле (рис. 46.40) име-
ет горизонтальный участок, который и определяет
ток срабатывания защиты на грани ее срабатывания
при КЗ через соответствующее переходное сопро-
тивление. В действительности защита несколько за-
глубляется вследствие торможения током нагрузки.
При КЗ на выводах автотрансформатора требу-
ется иметь минимальное значение коэффициента
4И) =2.
Чувствительность дифференциальной токовой
отсечки не определяется, поскольку она является
вспомогательным элементом.
Зашита от замыканий внутри бака АТ и
в контакторном объеме РПН, сопровождающих-
ся выделением газа, — газовая зашита с одним га-
зовым реле, контролирующим выделение газа из
бака в расширитель, и тремя газовыми реле для
контакторного объема РПН (на АТ мощностью 125
и 200 МВ • А) или одним реле давления (для АТ
мощностью 63 МВ А). Газовая защита бака АТ вы-
полняется с двумя ступенями, действующими иа
сигнал и на отключение соответственно. Защита
контакторного объема РПН выполняется с одной
ступенью, действующей только на отключение.
Защита от всех видов КЗ в обмотках и на вы-
водах линейного регулировочного трансформа-
тора, в реакторе и на выводах присоединений к
секциям шин НН — продольная дифференциаль-
ная токовая защита с реле типа ДЗТ-11. Защита ус-
танавливается, когда мощность АТ больше или рав-
на 125 МВ • А. Защита присоединяется к ТТ, встро-
енным во вводы НН АТ, и к выносным ТТ на ответв-
лениях к секциям шин НН. Тормозная обмотка реле
включается на сумму токов выносных ТТ.
Расчетные уставки защиты. Ток срабатыва-
ния зашиты выбирается из условия отстройки от
броска намагничивающего тока в регулировочном
трансформаторе при его включении под напряже-
ние. 7СЗ — ^отсАьрег.пом^П’ ПЩ ^отс —
коэффициент отстройки; 7лреГ|1ом — номиналь-
ный ток линейного регулировочного трансформа-
тора; кп = 6/л добтах/6/1|ом — коэффициент транс-
формации последовательного трансформатора;
С'п до6 тах — максимальное линейное добавочное
напряжение; С/,|ОМ — номинальное линейное на-
пряжение регулировочного трансформатора.
Коэффициент чувствительности защиты при
КЗ между двумя фазами за токоограничивающим
реактором к^ должен иметь значение > 1,5. i
При отсутствии на стороне НН линейного регу-
лировочного трансформатора ток срабатываши за-
щиты определяется по условию обеспечения при
КЗ в защищаемой зоне кч > 2.
Защита от замыканий внутри бака и в кон-
такторном объеме РПН линейного регулировоч-
ного трансформатора, сопровождающихся вы-
делением газа, — газовая защита с одним газовым
реле для бака трансформатора и одним реле давле-
ния для контакторного объема РПН. Газовая защи-
та бака трансформатора выполняется с двумя сту-
пенями, действующими па сигнал и отключение
соответственно. Защита контакторного объема
РПН выполняется с одной ступенью, действующей
только на отключение.
Защита от многофазных КЗ на шинах НН —
максимальная токовая с комбинированным пуском
по напряжению. Зашита устанавливается при нали-
чии на стороне НН АТ сдвоенного реактора.
Защита выполняется, действует и рассчитыва-
ется так же, как и аналогичная защита, описанная
в § 46.4.1.
РЕЗЕРВНЫЕ ЗАЩИТЫ
Защита 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 выполня-
ются с использованием панели КЗ-15 с тремя вы-
держками времени и действуют последовательно
на отключение секционного или шиносоединитель-
ного выключателя ВН (СН), на отключение выклю-
чателя своей стороны и на выходные промежуточ-
ные реле защиты АТ.
Расчетные уставки защиты. Первичный ток
срабатывания отдельных ступеней выбирается из
условий согласования по чувствительности с соот-
ветствующими ступенями защит линий от КЗ на зем-
лю на стороне, где установлена защита, а также по
условию отстройки от утроенного тока нулевой по-
следовательности в месте включения защиты в воз-
можных иеполнофазных режимах указанных линий.
Выдержки времени отдельных ступеней опреде-
ляются из условия согласования с соответствующи-
ми ступенями защит от КЗ на землю смежных линий.
Защита от внешних несимметричных КЗ —
токовая защита обратной последовательности. За-
щита предназначена для резервирования отключе-
ния внешних несимметричных КЗ и для резервиро-
вания основных защит АТ. Защита устанавливается
иа стороне ВН и выполняется направленной в сто-
рону сети ВН и ненаправленной в сторону сети СН.
Такое выполнение предполагает наличие меньших,
чем в сети СН, выдержек времени у защит линий
в сети ВН. Защита присоединяется к ТТ, встроен-
ным во вводы ВН, и к TH на этой же стороне. На-
правленная защита выполняется фильтр-реле тока
и направления мощности типа РМОП-2, а нена-
правленная — фильтр-реле тока типа РТФ-1М. За-
щита выполняется с тремя выдержками времени и
действует аналогично токовой защите нулевой по-
следовательности.
Расчетные уставки защиты. Ток срабатыва-
ния защиты обычно выбирается из условия согла-
сования по чувствительности с наиболее чувстви-
тельными ступенями токовых зашит нулевой по-
следовательности 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 со-
гласования с наиболее чувствительными ступеня-
ми указанных защит линий.
Защита от внешних симметричных КЗ —
максимальная токовая защита с пуском по напря-
жению. Опа является дополнительной к токовой за-
щите обратной последовательности, устанавлива-
ется там же и выполняется с реле тока типа РТ-40 и
минимальным реле напряжения РН-54/160.
Расчетные уставки защиты. Ток срабатывания
зашиты выбирается обычно из условия отстройки
от номинального тока АТ на стороне ее установки;
Первичное напряжение срабатывания минимально-
го реле напряжения выбирается из условия обеспе-
чения его возврата после отключения внешнего КЗ.
Выдержка времени выбирается из условия со-
гласования с наиболее чувствительными ступенями
защит от многофазных КЗ предыдущих элементов.
Защита от внешних многофазных КЗ на сто-
роне НН АТ — максимальная токовая защита с
комбинированным пуском по напряжению. Защи-
та предназначена для резервирования основных
защит стороны НН, а также при наличии одиноч-
ного реактора для защиты шин НН и для резерви-
рования отключения КЗ на присоединениях к этим
шипам. Защита присоединяется к ТТ, встроенным
во вводы НН АТ, и к TH, установленному на сторо-
не НН. Опа выполняется с реле тока типа РТ-40,
фильтр-реле напряжения обратной последователь-
ности типа РНФ-1М и минимальным реле напря-
жения типа РН-54/160. При наличии одиночного
реактора защита выполняется с двумя выдержка-
ми времени и действует последовательно на от-
ключение выключателя НН и на выходные проме-.
жуточные реле защиты АТ. При наличии сдвоенно-
го реактора защита действует только на выходные
промежуточные реле. i
Расчетные уставки защиты. ТЪк срабатыва-
ния защиты и первичное напряжение срабатыва-
ния минимального реле напряжения выбираются
так же, как и для защиты от симметричных КЗ.
Первичное напряжение срабатывания фильтр-реле
напряжения обратной последовательности прини-
мается, исходя из минимальной уставки реле
РНФ-1М, равной 6 В. -
Выдержки времени определяются по условию
согласования с соответствующими защитами на
стороне НН.
Защита для обеспечения согласования за-
щит от многофазных КЗ линий, подходящих к
ПС, с защитой АТ, а также для дальнего резерви-
рования в сетях ВН и СН — дистанционная защи-
та с одной или двумя ступенями действия. Защита
может устанавливаться на стороне ВН или СН или
же на обеих сторонах. Установка защиты целесооб-
разна, если II ступени дистанционных защит линий
с противоположной стороны от шин данной ПС
имеют недостаточную чувствительность при их от-
стройке от КЗ за АТ, а также если она улучшает
дальнее резервирование в сетях ВН и СН. Защита
выполняется отдельной панелью типа ПЭ 2105. За-
щиты присоединяются к ТТ, встроенным во вводы
ВН и СН, и к TH, установленному на стороне НН.
Расчетные уставки защиты выбираются в сле-
дующей последовательности [46.8]:
определяется первичное сопротивление сраба-
тывания I ступени защиты из условия согласова-
ния с I ступенями дистанционных защит смежных
линий сети, в сторону которой направлена данная
ступень;
определяется первичное сопротивление сраба-
тывания II ступеней защиты по условию обеспече-
ния требуемой чувствительности при каскадном
отключении металлического КЗ в конце смежных
линий;
выбираются выдержки времени I и II ступеней
из условия согласования с I ступенью дистанцион-
ной защиты линий для I ступени и с III ступенью за-
щиты линий для II ступени.
Защита от неполнофазиых режимов —- токо-
вая защита нулевой последовательности с пуском
от реле непереключения фаз. Для защиты исполь-
зуется реле тока III ступени токовой защиты нуле-
вой последовательности. Защиты устанавливаются
на сторонах ВН и СН при использовании на этих
сторонах выключателей с пофазным приводом.
Расчетные уставки защиты. Выдержка време-
ни защиты отстраивается от времени действия реле
контроля непереключения фаз.
Защита от симметричных перегрузок — мак-
симальная токовая защита в однофазном исполне-
нии. Защита устанавливается на сторонах ВН, СН и
со стороны выводов обмоток АТ к нейтрали и вы-
полняется 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 на землю на стороне
НН АТ (контроль изолинии) — максимальная за-
щита напряжения нулевой последовательности.
Защита выполняется посредством реле напряже-
ния типа РН-53/60Д, подключаемого к TH, уста-
новленному на вводе НН АТ, и реле времени, дей-
ствующего на сигнал.
Расчетные уставки защиты. Напряжение сра-
батывания защиты принимается, исходя из мини-
мального напряжения срабатывания реле, равного
15 В. Выдержка времени принимается около 9 с.
Пример 46.2. Выполнение защиты понижаю-
щего АТ с двусторонним питанием, работающего
через один выключатель на двойную систему шин
220 кВ с обходной, через один выключатель на двой-
ную секционированную систему шин НО кВ с об-
ходной и на две секции шин 6—10 кВ через линей-
ный добавочный трансформатор и сдвоенный реаь
тор. Схема защиты понижающего АТ мощности
125, 200 МВ • А, напряжением 220/110/6—10 кВ пс
казана на рис. 46.41 [46.14].
Основные защиты АТ.
1. От всех видов КЗ в обмотках, а также на вы
водах и ошиновке ВН и СН — продольная днф<])е
ренциальиая токовая защита с реле типа ДЗТ-2
(AKW1).
2. От повреждений внутри бака АТ и в контак
торных объемах РПН, сопровождающихся выделе
иием газа, — газовая защита с одним газовым рел
KSG1 для бака и тремя газовыми реле KSG3—KSG.
для контакторных объемов РПН (рис. 46.41, г).
Основные защиты элементов цепей НН.
3. От всех видов КЗ в обмотках и на выводах до
бавочпого трансформатора, в реакторе, на вывода:
и ошиновке НН АТ, а также на выводах присоедине
ний к секциям шин 6—10 кВ — общая продольная
дифференциальная токовая защита с реле тип:
ДЗТ-11 (KAW1—KAW3).
4. От повреждений внутри бака и в контактор
ном объеме РПН добавочного трансформатора, со
провождающихся выделением газа, — газовая за
щита с газовым реле KSG2 для бака и реле давления
KSP1 для контакторного объема РПН.
5. От многофазных КЗ на секциях шин НН -
максимальные токовые защиты с комбинирован
ным пуском по напряжению, установленные на от
ветвлениях к секциям шин 6—10 кВ. Защиты вы
полнены с использованием комплектов типа КЗ-Е
(АК5 и АК6). Комплект КЗ-12 содержит два реле то
ка KAI, КА2 и реле времени КТ1. Комбинирован
ный пуск осуществляется фильтр-реле напряжения
обратной последовательности типа РНФ-lfo
(KVZ2, KVZ3) и минимальными реле напряжения
типа PH-54/160 (KV5, KV6).
Резервные и другие защиты.
6. Для резервирования отключения несиммет
ричных КЗ на сторонах ВН и СН, а также для резер
вирования основных защит АТ — двухступенчатая
токовая защита обратной последовательности (
фильтр-реле тока и направления мощности обратной
последовательности типа РМОП-2М (KWZ1) и рел(
времени КТ1 и КТ2, установленная на стороне ВН.
7. Для резервирования отключения внешни»
симметричных КЗ и для резервирования основны»
защит АТ — максимальная токовая защита с мини-
мальным и комбинированным пуском по напряже-
нию, установленная на стороне ВН. Защита выпол-
нена с использованием реле тока типа РТ-40 (КА5)
Минимальный пуск осуществляется реле напряже-
ния типа PH-54/160 (KIT). Комбинированный пусь
выполнен фильтр-реле напряжения обратной по-
следовательности типа РНФ-1М (KVZ1) и мини-
мальным реле напряжения КУЗ.
8. Для осуществления дальнего резервирования
в сетях 220 и ПО кВ используется дистанционная
защита, выполненная панелью типа ПЭ 2105 (ЛАЭ).
9. Для резервирования отключения КЗ на зем-
лю на стороны ВН и СН — трехступенчатые токо-
вые направленные защиты нулевой последователь-
ности, выполненные с использованием комплектов
КЗ-15 (АК1 и АК2). Комплект КЗ-15 содержит реле
тока КА1—КАЗ, реле направления мощности KW1,
реле времени КТ1, К.Т2, указательные реле КН1,
КН2 и выходное промежуточное реле KL1. Защиты
установлены на сторонах ВН и СН.
АКЗ
Токовая направ-
ленная защита
нулевой после-
довательности
от замыканий
на землю на
стороне 110 кВ
Защита от
перегрузки
Дистанци-
онная
защита
от много-
фазных КЗ
6)
Рис. 46.41. (Начало.) Схема релейной защиты понижающего АТ 220/110/6—10 кВ при наличии иа стороне
ВН сборных шии:
а — поясняющая схема; б, б\ б" — цепи переменного тока; в — цепи переменного напряжения; г, г', г”, г'" —
цепи оперативного постоянного тока; д, д' — выходные цепи; е — цепи сигнализации; KQC1, KQC2, KQC5,
KQC6, KQC3, KQC4 — контакты реле положения «Включено» выключателей QI, Q2, обходных выключателей
220 и ПО кВ, выключателей Q3 и Q4 соответственно; KQT1—KQT6 — контакты реле положения «Отключено»
выключателей Q1—Q4, обходных выключателей 220 и НО кВ соответственно; KL27, KL29, KL28, KL30 —
контакты реле контроля нспсрсключсния фаз в схемах управления приводами выключателей QI, Q2, обходных
выключателей 220 и НО кВ соответственно; QS1, QS2 — вспомогательные контакты обходных,разъединителей
АТ на стороне 220 и НО кВ соответственно
ТА1
AKW1
Дифферен-
циальная
защита
типа
ДЗТ-21
Дифферен-
циальная
защита авто-
трансформатора,
реле тока УРОВ
220 и НО кВ
и максимальная
токовая защита
с пуском нап-
ряжения цепей
стороны
6-10 кВ
От трансформаторов тока в цепи
ХТ4
-° 1
-02
Оз
-0 4
05
-06
б')
Дифферен-
циальная
защита цепей
стороны
6—10 кВ авто-
трансформатора,
максимальные
токовые защиты
с пуском на-
пряжения на
ответвлениях
к секциям
шин 6—10 кВ
и защита от
перегрузки
положения разъединителем
обходного выключателя 220 кВ
контакты реле-повторителей положения
разъединителей выключателя Q1
От трансформатора напряжения TV1
на вводе НН автотрансформатора
Пусковой орган
напряжения
Контроль изоляции
цепей стороны 6—10 кВ
автотрансформатора
Дистанционная
защита от
многофазных КЗ
От трансформатора напряжения
I секции шин 6—10 кВ
KVZ2
От трансформатора напряжения
II секции шин 6—10 кВ
Пусковой
орган
напряжения
Пусковой
орган
напряжения
KL26
КН1
R1
КН2
КН4
КН5
KL5
пая защита
типа ДЗТ-21
11
XT4
9
Дифференциала- 2о
ХТ5
KSG3 кнз
KSG4
KSG5
KSP1
КН6
ХТ5
О1
IXT4
Ап
ХТ4
° 10
AKW1_______
ХТ5
КН7
s' KAW1 s' KAW2 SX4
KAW3 & КТ5 U пш
КТ10 КТ8 КН10 U П U г V~\KL3 L ~ KL2
jt- КПЗ LJ 1~\кнп U г ~\KL4
АК4 U От устройства обнаружения пожара U [~|ЛТ5 U R3
АК5 L КТ1[~[КН1_ ОтУРОВ
АК6 i u ; ОтУРОВ ПО кВ
От защиты при дуто-
вых замыканиях —>
в КРУ 6-10 кВ
Рыг 4/» 41 Пт-»<
Газовая защита автотрансформатора
линейного добавочного трансформатора
устройства РПН автотрансформатора
Реле давления устройства РПН линейного добавочного трансформатора
Цепь удерживания выходных промежуточных реле
Дифференциальная защита автотрансформатора
Дифференциальная защита цепей стороны низшего напряжения
Выходные промежуточные реле
Контроль исправности цепей оперативного тока
Токовая направ- ленная защита обратной последова- тельности направленная ступень
ненаправленная ступень
Максимальная токовая защита с пуском напряжения
Оперативное ускорение
Повторитель положения выключателей Q1 и обходного 220 кВ
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 положе-
ния обходного
разъединителя 220 кВ
Автоматическое
ускорение при
включении Q1
и обходного
выключателя 220 кВ
Оперативное
ускорение защит
стороны 220 кВ
Защита от непол-
нофазного режима
на стороне 220 кВ
Токовая направленная защита нулевой последовательности от замыканий на землю на стороне 110 кВ 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 ПО кВ
Повторители положе-
ния обходного
разъединителя ПО кВ
Автоматическое
ускорение при
включении Q2
и обходного
выключателя ПО кВ
Оперативное
ускорение защит
стороны ПО кВ
«4
Рис. 46.41. Продолжение
Защита от неполнофазного
режима на стороне НО 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
Защита от перегрузки
Реле, предотвращающее,.
неправильное действие ус-
тройства контроля изоляции
Контроль изоляции цепей
НН
Повторитель пускового
органа напряжения
Повторитель органа напряже-
ния, используемого в цепях
автоматического ускорения
Повторитель пускового
органа напряжения
/KQT2^
~KL1
-KL2
На отключение
выключателя Q2
KL15
+ОВПОкВ
АК2
SX15
+ШСВ110кВ
KL1
На отключение •
шиносоединительного]
выключателя ПО кВ
АК2
SX16
+СВ ПО кВ
KL1
На отключение
секционного
выключателя 110 кВ
s'KQT6
-ОВПОкВ
KL25
SG15
й)
^KLI5
На отключение
обходного
выключателя ПО кВ
Рис. 46.41. Продолжение
Оперативное ускорение защит введено на стороне ВН
СН
Работа газовых защит, 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
КН1. . I la сигнал Указатель реле e поднят»
КН2 ^КНЗ < в
JqKH4 ^КН5 KH22
^KH23
^ОКН6 ^KH24
^KH25
'KH26
s'KH9 • AKI
^кню s'qKHII ^qKH12 _z>™ ^КН14 ^КН15 ^КН16 SrJCHlT KH1
AK2
[Z^KHl]
AK4
^OKH18 ^CKH19. ^oKH20 - . 0
AK5 „ ^KHl „
KH21 AK6
е)
Рис. 46.41. Окончание
10. Для резервирования отключения КЗ на ши-
нах 6—10 кВ и для резервирования основных за-
щит цепей НН используется максимальная токовая
защита с комбинированным пуском по напряже-
нию, установленная на стороне НН АТ. Защита вы-
полнена так же, как и защита от многофазных КЗ
на секции шин НН.
11. От неполнофазных режимов, вызванных не-
переключением фаз выключателей АТ на сторонах
ВН и СН, — одноступенчатые токовые защиты ну-
левой последовательности, выполненные с исполь-
зованием: на стороне ВН — реле тока КА1 (в АК1),
промежуточного реле KL11 и реле времени КТ8 с
пуском от реле непереключения фаз KL27, KL28, на
стороне СН — реле тока КА1 (в АК2), промежуточ-
ного реле KL14 и реле времени КТ13 с пуском стре-
ле непереключения фаз KL29, KL30.
12. От симметричных перегрузок — макси-
мальная токовая защита с реле тока типа РТ-40
(КА6, КА7 и КА8), установленными соответствен-
но на сторонах ВН, НН и со стороны выводов об-
моток автотрансформатора к нейтрали, и реле
времени КТ16.
13. От однофазных замыканий на землю на сто-
роне НН АТ — максимальная защита напряжения
нулевой последовательности с реле напряжения ти-
па РН-53/60Д (KV4) и реле времени КТ17.
14. Для обнаружения пожара АТ — устройства
обнаружения пожара.
Указания по выполнению защит. Дифференци-
альная защита АТ выполнена с током срабатывания
{без учета торможения), меньшим номинального.
Для выравнивания вторичных токов в плечах защи-
ты предусмотрены ATT (TL1—TL9). Торможение
осуществляется с трех сторон, для чего на стороне
НН установлена приставка дополнительного тор-
можения типа ПТ-1 (ATI).
Отключающий элемент газового реле защиты
бака АТ может быть переведен для действия на сиг-
нал. Газовая защита контакторных объемов РПН
выполнена с действием только на отключение.
Газовая защита бака добавочного трансформа-
тора и защита давления контакторного объема РПН
выполнены аналогично.
Продольная дифференциальная токовая защи-
та цепей НН выполнена с включением тормозной
обмотки реле на сумму токов ответвлений к сек-
циям шин НН.
Максимальные токовые защиты с комбиниро-
ванным пуском по напряжению на ответвлениях к
секциям шин НН действуют с первой выдержкой
времени, создаваемой реле КТ1 комплектов АК5 н
АК6 на отключение выключателя Q3 или Q4, а со
второй, создаваемой этим же реле,-на отключение
всех выключателей АТ.
Двухступенчатая токовая защита обратной по-
следовательности на стороне ВН имеет направлен-
ную в сторону сети 220 кВ ступень, действующую
с первой выдержкой времени, создаваемой реле
КТ1, на отключение шиносоединительного или
секционного выключателя 220 кВ, со второй, созда-
ваемой реле времени КТ5, на отключение выключа-
теля Q1 и с третьей, создаваемой также реле КТ5,
на отключение всех выключателей АТ. Ненаправ-
ленная ступень и максимальная токовая защита от
симметричных КЗ действуют с первой выдержкой
времени, создаваемой реле КТ2, на отключение ши-
носоединительного и секционного выключателей
НО кВ, со второй, создаваемой реле времени КТ10,
на отключение выключателя Q2 (или обходного) и
с третьей, создаваемой этим же реле, на отключе-
ние всех выключателей автотрансформатора.
Дистанционная защита содержит две направ-
ленные ступени. Первая ступень направлена в сто-
рону сети ПО кВ и действует с первой выдержкой
времени на отключение шиносоединительного и
секционного выключателей НО кВ, а далее так же,
как и ненаправленная ступень защиты обратной по-
следовательности. Вторая ступень направлена
в сторону сети 220 кВ и действует с первой вы-
держкой времени на отключение шиносоедини-
тельного или секционного выключателя 220 кВ, а
далее так же, как и направленная ступень защиты
обратной последовательности.
Трехступенчатая токовая направленная защита
нулевой последовательности на стороне ВН выпол-
нена с действием каждой ее ступени с тремя вы-
держками времени. Первая и вторая ступени дейст-
вуют с первой выдержкой времени, создаваемой
соответственно реле КТ1 и КТ2, входящими в ком-
плект АК1, на отключение шиносоединительного
или секционного выключателя 220 кВ. Третья сту-
пень с первой выдержкой времени, создаваемой ре-
ле КТ4, действует аналогично. Все ступени защиты
со второй и третьей выдержками времени, создавае-
мыми реле КТ5, действуют соответственно на от-
ключение выключателя Q1 (или обходного) и на от-
ключение всех выключателей автотрансформатора.
Трехступенчатая токовая направленная защита
нулевой последовательности на стороне СН выпол-
нена так же и действует аналогично на отключение
соответствующих выключателей стороны 110 кВ.
Максимальная токовая защита с комбиниро-
ванным пуском по напряжению на стороне НН
действует с выдержкой времени реле КТ1 ком-
плекта АК4 на отключение всех выключателей ав-
тотрансформатора.
Защиты от неполнофазных режимов на сторо-
нах ВН и СН действуют соответственно с выдерж-
кой времени реле КТ8 и КПЗ на отключение всех
выключателей АТ.
Устройство обнаружения пожара (УОП) АТ
мощностью 200 МВ • А и более действует на от-
ключение всех выключателей автотрансформатора
и на пуск системы пожаротушения (последнее с
контролем отключенного состояния АТ). Для АТ
меньшей мощности УОП действует на сигнал.
Предусмотрено оперативное ускорение резерв-
ных защит на сторонах ВН и СН. На стороне ВН ус-
коряются I (или И) направленная ступень защиты
нулевой последовательности, направленная сту-
пень защиты обратной последовательности (кон-
такт КТ1) и соответствующая ступень дистанцион-
ной защиты. Ускорение реализуется реле КТ7 пу-
тем воздействия на выходное промежуточное реле
KL1 комплекта AKI. На стороне СН ускоряются
аналогичные ступени защит.
Автоматическое ускорение защит от внешних
КЗ осуществляется при включении выключателей
АТ как от ключа управления, так и устройством
АПВ. При включении выключателя на стороне ВН
или СН ускоряются ненаправленная ступень за-
щиты обратной последовательности с максималь-
ной токовой защитой от симметричных КЗ, III не-
направленная ступень соответствующей защиты
нулевой последовательности и соответствующая
ступень дистанционной защиты. Пуск автомати-
ческого ускорения осуществляется контактами
реле ускорения KL22—KL25. Ускорение выполне-
но с выдержкой времени реле КТ6 и КТ11. Пуск
автоматического ускорения максимальных токо-
вых защит на ответвлениях к секциям шин НН
осуществляется контактами KQT3 и KQT4 реле
положения «Отключено» выключателей Q3 и Q4
соответственно. Ускорение выполнено с выдерж-
ками времени реле КТ14 и КТ15.
В целях повышения надежности в схеме выпол-
нено дублирование действия выходных промежу-
точных реле на отключение выключателя.
Воздействие защит. В схеме защиты преду-
смотрены:
ipy nna выходных промежуточных реле KL1—
KL5, действующих на отключение всех выключате-
лей АТ, на пуск УРОВ 220, 110 кВ и запрет АПВ вы-
ключателей QI, Q2;
про межуточное реле KL12, действующее на от-
ключение выключателя Q1 или заменяющего его
обходного выключателя 220 кВ;
промежуточное реле KL15, действующее па от-
ключение выключателя Q2 или заменяющего его
обходного выключателя НО кВ.
Шиносоединительные и секционные выключа-
тели на сторонах ВН и СН отключаются выходны-
ми промежуточными реле KLI комплектов АК1 и
АК2. Выключатели Q3 и Q4 вводов к секциям шин
НН отключаются также реле времени КТ1 комплек-
тов защиты АК5 и АК6.
46.4.3. Комплекс релейной защиты
автотрансформаторов напряжением 330 кВ
й выше
ШКАФ ЗАЩИТЫ ТИПА ШЭ 2106
Назначение и состав. Шкаф предназначен для
защиты автотрансформаторов от внутренних и
внешних КЗ и ненормальных режимов работы и
выпускается в двух исполнениях: А — для АТ с на-
пряжением стороны СН 110—220 кВ и Б — для на-
пряжений 330, 500 кВ.
Шкаф исполнения А содержит: продольную
дифференциальную токовую защиту АТ, устройст-
во 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
на землю на стороне НН АТ, цепи автоматического
ускорения резервных защит на сторонах ВН и СН,
цепи отключения и пуска УРОВ выключателей АТ,
входные цепи отключения АТ от внешних уст-
ройств, цепи запрета АПВ, цепи пофазного пуска
устройств автоматического пожаротушения с кон-
тролем отсутствия напряжения на АТ, цепи сигна-
лизации, блоки тестового и функционального кон-
троля шкафа, блок питания и испытательные блоки.
Шкаф исполнения Б дополнительно содержит
устройство контроля изоляции вводов стороны СН
и дифференциальную токовую защиту трансформа-
тора продольного регулирования напряжения,
которую возможно использовать в качестве МТЗ
трансформатора поперечного регулирования.
Продольная дифференциальная токовая за-
щита. Выполнение защиты. Защита выполняется
пофазной на основе унифицированных блоков типа
Т162 (рис. 46.42), каждый из которых содержит:
формирователь рабочего и тормозного сигналов
ФРТС, чувствительный орган, дифференциальную
отсечку, элемент формирования сигнала отключе-
ния ЭО, а также устройство тестового ТК и функ-
ционального ФК контроля. ФРТС формирует рабо-
чий сигнал гр, пропорциональный дифференциаль-
ному току, и тормозной сигнал «См.торм2- Указан-
ные сигналы поступают на входы чувствительного
органа и дифференциальной отсечки, выходы кото-
рых объединены по схеме ИЛИ в ЭО.
Чувствительный орган функционирует на осно-
ве времяимпульсного принципа в сочетании с ком-
бинированным торможением от полусуммы моду-
лей токов плеч защиты и от свободных колебатель-
ных составляющих дифференциального тока с час-
тотами выше номинальной (процентное торможе-
ние). Последнее повышает отстроенность защиты
от переходных токов небаланса. Характеристики
срабатывания защиты (рис. 46.43) состоят из гори-
зонтального и наклонного участков с фиксирован-
ной уставкой начала торможения /торм 11ач = 1,25.
Дифференциальная отсечка повышает надеж-
ность срабатывания защиты при большой кратно-
сти тока внутреннего КЗ. В целом защита устойчи-
во срабатывает при внутренних КЗ, сопровождаю-
щихся насыщением основных ТТ, когда последние
в установившемся режиме работают с полной по-
грешностью до 50 %.
Требуемая надежность функционирования за-
щиты обеспечивается устройствами функциональ-
ного и тестового контроля. При возникновении не-
исправности ФК (см. рис. 46.42) формирует сигнал
«Неисправно», поступающий на запрещающий
вход ЭО, чем предотвращается возможное ложное
или излишнее срабатывание защиты. Устройство
ТК осуществляет периодический контроль исправ-
ного состояния блока путем контроля переключе-
Чувствительный орган
Рис. 46.42. Обобщенная структурная схема фазного ПО (блока типа Т162)
Рис. 46.43. Характеристики срабатывания диффе-
ренциальной защиты АТ:
1 ‘—'характеристика срабатывания, соответствующая
^торм “ 0’3; {торм.пач = 1’25 ; /с р min = 0,2,2 ха-
рактеристика срабатывания, соответствующая /гторы =
= ^торм.нач = ! £с.р min = '
Характеристики построены для относительных значе-
ний дифференциального /д и тормозного /торм то-
ков в осях: I „ =
* д
п
Е 'вх,
1=1
^opM = °’5fkxil
ния напряжений в специальных точках схемы.
Пуск ТК осуществляется специальным реле через
вход «Пуск теста». При этом осуществляется пере-
вод блока Т162 в режим тестового контроля с одно-
временной подачей переменного входного тестово-
го сигнала (от специального встроенного генерато-
ра) на один из входов ФРТС. При условии правиль-
ного переключения напряжений в контролируемых
точках схемы осуществляется формирование сиг-
нала «Исправно».
Элемент формирования сигнала отключения
имеет контактный выход, действующий через раз-
делительный диод в цепи отключения АТ, пуска
УРОВ, запрета АПВ и пуска автоматического уст-
ройства пожаротушения.
Блоки Т162 подключаются к вторичным токо-
вым цепям ТТ через выравнивающие трансформа-
торы TLA. Последние различаются диапазоном вы-
равнивания токов, числом витков первичной и вто-
ричной обмоток, а также числом ответвлений от об-
моток. В качестве примера на рис. 46.44 приведена
принципиальная электрическая схема выравниваю-
щего трансформатора с диапазоном выравнивания
0,25—1,0 А. Варистор RU используется с целью
снижения возможных перенапряжений в цепях вто-
ричной обмотки.
Рис. 46.44. Принципи-
альная электриче-
ская схема выравни-
вающего трансформа-
тора с диапазоном
выравнивания
0,25—1,0 А
Подключение защиты к трансформаторам
тока. Возможно подключение защиты к пяти груп-
пам ТТ на сторонах ВН, СН и НН АТ. Для всех од-
нофазных АТ с напряжением стороны ВН 330 кВ
и выше защита подключается либо к встроенным
в АТ трансформаторам тока на всех его сторонах,
либо к встроенным ТТ только на сторонах ВН и НН
и выносным ТТ на стороне СН. При этом вторич-
ные обмотки всех групп ТТ соединяются в звезду,
чем исключается протекание в дифференциальной
цепи периодического броска намагничивающего
тока (БНТ), имеющего меньшую (по сравнению с
апериодическим БНТ) длительность бестоковых
пауз, что позволяет в ряде случаев снизить ток сра-
батывания защиты. Для трехфазных АТ с напряже-
нием стороны ВН 330 кВ и напряжением стороны
СН 110 или 150 кВ защита подключается к встроен-
ным ТТ на сторонах ВН и СН, соединенным в тре-
угольник, и встроенным в линейные выводы ТТ
стороны НН, соединенным в звезду.
Выбор параметров срабатывания и проверка
чувствительности. Определяются первичные токи
на всех сторонах АТ, соответствующие его номи-
нальной мощности: /цомп = 51ЮМ/(/31/Н0МАнн),
где 51К)М — номинальная мощность трех фаз АТ;
Е7НОМ — номинальное междуфазное напряжение;
&НН = Л , если ТТ встроены в фазы обмотки НН,
и /<нн = 1, если ТТ встроены в линейные выводы
(данный коэффициент учитывается только при
расчете тока на стороне НН).
Определяются вторичные токи в плечах защи-
™ Люм.в = 'иомтАх^/. гДе кс>. ‘ коэффициент
схемы, равный 1 при соединении ТТ в звезду и
Ji — в треугольник; Kj —-. коэффициент транс-,
формации основных ТТ.
Осуществляется предварительный выбор номи-
нальных токов ответвлений выравнивающих транс-
форматоров тока TLA на всех сторонах АТ. В каче-
стве номинального тока ответвления принимается
одно из его возможных значений (большее или
меньшее), ближайшее к /пом в на данной стороне
АТ. Возможные значения номинальных токов от-
ветвлений первичных обмоток TLA с различными
диапазонами выравнивания приведены в табл. 46.5.
Таблица 46.5. Технические данные
выравнивающих трансформаторов
Номинальный ток ответвления Азтв.иом ’ А Номера используемых ответвле- ний
первичной об- мотки Wj вторичной об- мотки W2
Трансформатор с диапазоном выравнивания 0,25—1,0 А
0,25 H2—7
0,27 Hl—KI H2—8
0,29 H2—K2
0,31 H2—7
0,34 Hl—6 H2—8
0,36 H2—K2
0,395 ''< H2—7
0,43 Hl—5 H2—8
0,46 H2—K2
0,50 H2—7
0,54 Hl—4 H2—8
0,58 H2—K2
0,625 H2—7
0,675 Hl—3 H2—8
0,73 H2—K2
0,79 H2—7
0,85 Hl—2 H2—8
0,92 H2—K2
1,0 H2—7
1,08 Hl—1 H2—8
1,17 H2—K2
Трансформатор с диапазоном выравнивания 0,5—5,0 А
0,50 H2—10
0,53 0,56 Hl—KI H2—Il H2—12
0,59 H2—K2
0,615 H2—10
0,65 0,69 Hl—9 H2—11 H2—12
0,74 H2—K2
0,77 H2—10
0,82 0,87 Hl—8 H2—11 H2—12
0,93 H2—K2
0,995 H2—10
1,06 1,12 Hl—7 H2—11 H2—12
1,19 H2—K2
1,27 H2—10
1,35 1,43 Hl—6 H2—11 H2—12
1,515 H2—K2
Продолжение табл. 46.5
Номинальный ток ответвления I A 'OTB.HOM ’ Номера используемых ответвле- ний
первичной об- вторичной об-
МОТКИ W] МОТКИ
Трансформатор с диапазоном выравнивания 0,5—5,0 A
1,61 Н2—10
1,71 1,815 Н1—5 Н2—11 Н2—12
1,92 Н2—К2
2,09 Н2—10
2,225 2,36 Н1—А Н2—11 Н2—12
2,50 Н2—К2
2,61 Н2—10
2,78 2,95 Н1—3 Н2—11 Н2—12
3,125 Н2—К2
3,215 Н2—10
3,42 3,63 Н1—2 Н2—11 Н2—12
3,85 Н2—К2
4,18 Н2—10
4,45 , 4,72 ' Н1—1 Н2—11 Н2—12
5,0 Н2—К2
Трансформатор с диапазоном выравнивания 5—15 А
5,П Н2—5
5,51 Н1—К1 Н2—6
5,95 Н2—7
5,96 Н14 Н2—5
6,43 Н1—К1 Н2—К2
6,43 Н1—А Н2—6
6,94 Н2—7
7,15 Н1—3 Н2—5
7,50 Ш—4 Н2—К2
7,72 8,33 Н1—3 Н2—6 Н2—7
8,94 Н1—2 Н2—5
9,00 Н1—3 Н2—К2
9,65 Н2—6
10,41 Н1—2 Н2— 7
11,25 Н2—К2
11,92 Н2—5
12,87 13,88 Н1—1 Н2—6 Н2—7
15,0 Н2—К2
Трансформатор с диапазоном выравнивания 10—50 А
9,0 Н2—2
9,72 Н2—3
10,5 п,з Н1—К1 Н2—4 Н2—5
12,3. Н2—6
13,2 Н2—7
Окончание табл. 46.5
Номинальный ток ответвления Атв.ном» Номера используемых ответвле- ний
первичной об- мотки Wj вторичной об- мотки И’2
Трансформатор с диапазоном выравнивания 10—50 А
13,5 1—KI H2-t-2
14,3 Hl—KI H2—8
14,6 1—KI H2—3
15,4 Hl—KI Н2—9
15,8 1—KI Н2—4
16,7 Hl—KI Н2—К2
17,0 Н2—5
18,4 Н2—6
19,9 1—KI Н2—7
21,4 Н2—8
23,2 Н2—9
25,0 Н2—К2
27,0 Н2—2
29,2 Н2—3
31,5 Н2—4
34,0 Н2—5
36,8 Hl—1 Н2—6
39,7 Н2—7
42,9 Н2—8
46,3 Н2—'9
.50,0 Н2—К2
Выбирается одна и? сторон защищаемого АТ,
принимаемая в дальнейших расчетах за основную.
Если вторичные токи в плечах защиты имеют близ-
кие значения, то за основную принимается сторона
основного питания (как правило, сторона ВН), в
противном случае за основную принимается сторо-
на, на которой вторичный ток в плече защиты явля-
ется наиболее близким к выбранному номинально-
му току ответвления TLA.
Определяются расчетные токи ответвлений
TLA для неосновных сторон 7отв.расч.пеосп =
“ А)ТВ.11ОМ.ОСпЛ1ОМ.В.Не0С11 ^ном.в.осп» Atb.iiom.och
номинальный ток ответвления TLA на основной
стороне: /110м.в.11е0С11 и /НОМ В ОС1| — вторичные токи
в плечах защиты, соответствующие номинальной
мощности АТ, на рассматриваемой неосновной и
основной сторонах соответственно. Принимается
ответвление TLA на неосновной стороне с номи-
нальным током, ближайшим к расчетному.
Определяется первичный ток начала торможе-
ния для стороны, обусловливающей наибольшее
загрубление защиты (сторона, где разность между
расчетным и принятым номинальным током от-
ветвления TLA максимальна), „„„ „ =
торм.пач.п
~ (Аторм.пач ^/Атв-пом У ^ск» г-$е Аорм.пач “ ^>^5
фиксированная уставка начала торможения; Kj,
Атв.иом с^' выше.
Определяется первичный ток небаланса в ре
жиме, соответствующем началу торможения
7 = 7' J- [" 4
1 нб.торм.нач.п л 1(б.торм.пач.п J нб.торм.нач.п
^нб.торм.нач.п ’ гДе ^нб.торм.нач.п ^пёр^одп >
х £ Ап™. и», п — составляющая тока небаланса
обусловленная различием погрешностей ТТ
Aliep = 1 т— коэффициент, учитывающий переход
ный режим; АОД|| = 1 — коэффициент однотипное!!
ТТ; е = 0,05 — результирующая полная погреш
ность основных и выравнивающих ТТ; /торм 11ач п —
см. выше, / нб.торм.нач.п — (АЦзН ^ток.вагр СН
+ Д0/нн^ток..|агрнн)/торм.пач.п ~ составляющая
обусловленная регулированием напряжения АТ,
Д6/сн и Д(7НН — относительные значения (мак-
симальные) диапазона регулирования напряже-
ния (как правило, в сторону уменьшения) на сто-
ронах СН и НН, кТОК паГр сн и kT0K.liarp нн коэф-
фициенты токораспределения в нагрузочном ре-
жиме, соответствующем началу торможения, рав-
ные отношению тока нагрузки на сторонах, где
напряжение изменяется при его регулировании, к
току, соответствующему 5(10м ат;/;;6
.торм.пач.п П
~ | {± [(Агв.расч( 1) “Аталом (I) )Атв.расч( 1) 1 Aok.i iarp( 1) -
~ КАтв.расч(2) “Атв.иом (2))^ Атв.расч(2)^ток.нагр(2)^ I х
х Аорм пач п — составляющая, обусловленная не-
точностью выравнивания токов в плечах защиты на
неосновных сторонах 1 и 2; Атв.раЬч(-1) и /отв.раСч(2)
— расчетные значения токов для выбора ответвле-
ний TLA на неосновных сторонах, принимаемые
равными значениям вторичных токов в плечах за-
щиты, соответствующим номинальной мощности
АТ (см. выше);7отв1|ом (1)и/отв11ом (2)—номиналь-
ные токи принятых ответвлений TLA на неоснов-
ных сторонах; kTOK.Ilarp(|) и *ток.11апХ2) — коэффи-
циенты токораспределения в нагрузочном режиме
для неосновных сторон, определяемые аналогично
указанному выше. Знак «+» используется при оди-
наковых направлениях токов нагрузки на неоснов-
ных сторонах, а «-» при различных направлениях.
Определяется первичный минимальный то»
срабатывания чувствительного органа защиты при!
отсутствии торможения по следующим условиям:!
отстройки от тока небаланса в режиме начала торя
можения. Ал min “ АтсАб.торм.нач.гг г^е Ате
= 1,5 — коэффициент отстройки; /„б.юрм.пач.п ~
см. выше; отстройки от броска намагничивающего
тока (БИТ) при включении ненагруженного АТ под
напряжение, что обеспечивается, если /сзпап -
= 0,2Л/|1ОМ п, а минимальное значение коэффициен-
та торможения рм mjn = 0,3/:, где к — коэффици-
ент, учитывающий влияние на отетроенность защи-
ты от БИТ схемы соединения вторичных обмоток
ТТ; к = 1 при соединен ии ТТ на всех сторонах в звез-
ду ик= 1,6—1,7 при соединении ТТ на сторонах ВН
и СН в треугольник. За расчетное значение тока сра-
батывания Zc 3 mjn расч принимается большее из двух
полученных выше.
Для стороны, обусловливающей наибольшее за-
грубление защиты, определяется относительный ми-
нимальный ток срабатывания чувствительного орга-
на *с.р min “ А:.з min расч^сх/(^/Л>тв.11ом) ’ Прини-
мается уставка Zcp mjn минимального тока,сра-
батывания, ближайшая большая из возможных, по-
лучаемая путем суммирования относительных (по
отношению к номинальному току выбранного от-
ветвления TAL на данной стороне) значений ступе-
ней, равных: 0,05; 0,1; 0,2; 0,4, с минимально воз-
можным значением тока срабатывания, равным 0,2.
Определяется принятое минимальное значе-
ние тока срабатывания защиты, соответствующее
/с.р min (пр) ’ ^с.з min (пр) ~ ^с.р min (пр)^/^отв.пом^
'V
Определяется расчетное значение коэффициен-
та торможения для чувствительного органа из усло-
вия обеспечения несрабатывания защиты под дейст-
вием переходного тока небаланса внешнего КЗ, ко-
гда его форма оказывается такой, что время-им-
пульсный принцип не обеспечивает надежное не-
срабатывание защиты. При этом торможение в за-
щите следует осуществлять от токов всех сторон АТ.
Под А.|орм понимается отношение приращений диф-
ференциального тока и полусуммы значений токов
плеч защиты в условиях срабатывания: Аторм =
— (А0ТсЛ|б.расч.п ~ ^с.з min (пр)',(®>5^‘Аторм расч п —
~/торм.пач.п)> гае ктс = 1,5 — коэффициент от-
стройки; Z116pac4n — максимальный первичный
ток небаланса при расчетном внешнем КЗ, опреде-
ляемый по выражению аналогичному для
/„б торм.пач.п (см- выше) при условии подстановки в
него значений Апер = 1,5—2,0 и е = 0,15, а также за-
мены тока ZT,,„„ „ на максимальный ток внешне-
го металлического КЗ IK тах и расчета коэффициен-
тов токораспределения как отношения тока КЗ,
протекающего на данной стороне, к току на той сто-
роне, где рассматривается КЗ; 0,5Е/чорм расч п —
полусумма первичных токов, протекающих на сто-
ронах АТ при расчетном внешнем КЗ без учета тока
нагрузки; остальные величины — см. выше. К уста-
новке принимается значение Аторм, большее расчет-
ного, из следующих возможных: 0,3; 0,5; 0,7; 0,9.
Определяется первичный ток срабатывания от-
сечки по условию отстройки от БНТ 7С отс п =
= 6,5/.„„.„.1Kr/A:_v. Полученное значение тока
срабатывания отсечки должно также обеспечивать
ее отстройку от максимального первичного ток^гг
небаланса при переходном режиме внешнего КЗ,
т.е. должно иметь место неравенство ZCOTCn >
> Лотс/нб.расч.п> г«е ктс = 1,5 — коэффициент от-
стройки; /„б расч п — максимальный первичный
ток небаланса при расчетном внешнем КЗ, который
может быть определен, как указано выше при рас-
чете коэффициента торможения.
В случае, если последнее неравенство не вы-
полняется, следует пересчитать ток срабатывания
отсечки по условию отстройки от БНТ для больше-
го принятого значения /отв ном, а также произвести
новый расчет всех рассмотренных выше парамет-
ров 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 слу-
чае кч ориентировочно может быть определен но
выражению кч = ZKIpin/[/с.зтт (пр) + *торм х
Х ^^торм.расч.п —-^торм.пач.п)Ь гДе min МИНИ-
малыюе первичное значение периодической состав-
ляющей фазного тока (для г = 0) в точке внутреннего
КЗ рассматриваемого вида (т); 0,5 Х/Торы расч ,, —
полусумма действуюших значений первичных тор-
мозных токов при упомянутом внутреннем КЗ, оп-
ределяемая с учетом нагрузки, в первом приближе-
нии может определяться методом наложения и при-
ниматься равной 0,5(ZKmin + SZlIarp); SZIlan, —
сумма действующих значений первичных токов на-
грузки, протекающих на сторонах АТ; остальные
величины см. выше. При этом значение коэффици-
ента чувствительности кч должно быть больше 2.
В противном случае расчет значения кч осуществ-
ляется по выражению = к. mi„ /Z. ,, где ток Z. ,
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 пере-
сечения А' располагается на горизонтальном уча-
стке характеристики срабатывания, то при расчете
кч следует принять /с з = Zc 3 mjn (пр). При расчете
чувствительности указанным способом необходи-
мо также для обеспечения надежного функциони-
рования защиты, чтобы точка А находилась от ха-
рактеристики срабатывания на расстоянии по каж-
дой из осей, не меньшем 20 % соответствующей
координаты точки.
В режиме опробования коэффициент чувстви-
тельности определяется по тому же выражению,
что и вышеприведенное для ориентировочного рас-
чета, но при условии неучета тока нагрузки, т.е.
принимается 0,5SZTOpMpac4n = Q,5ZKmin. Очевид-
но, что упомянутое расчетное выражение для кч
Рис. 46.45. Определение коэффициента чувстви-
тельности защиты при 0,5Е7на1р > /тори.иач.п
справедливо при условии, корда 0,5 2ДТОрм.расч.п >
>7торм.аач.п- В противном случае кч =
=7К|тпп77сзт1п Допускается иметь в режиме опро-
бования fc4min = 1,5.
Чувствительность дифференциальной отсечки
не рассчитывается, поскольку она является вспомо-
гательным элементом защиты.
Устройство контроля изоляции высоко-
вольтных вводов стороны ВН. Назначение, прин-
цип действия и выполнение. Устройство осуществ-
ляет контроль состояния бумажно-масляной изоля-
ции высоковольтных вводов напряжением 500 кВ и
выше, а также защиту ввода при пробое изоляции.
Принцип действия КИВ основан на измерении зна-
чения составляющей промышленной частоты сум-
марного емкостного тока вводов трех фаз при рабо-
чем напряжении на них в предположении, что наи-
более вероятно повреждение одного ввода из трех.
В симметричном режиме при соответствующей ре-
гулировке устройства значение указанного тока
близко к нулю. При пробое отдельных слоев изоля-
ции эквивалентная емкость данного ввода относи-
тельно земли возрастает, что приводит к увеличе-
нию как емкостного тока ввода, так и суммарного
тока вводов трех фаз.
Измерительная часть КИВ (рис. 46.46) содер-
жит: три промежуточных трансформатора тока и
промежуточный трансформатор напряжения (на
схеме не показаны), фильтр тока пулевой последо-
вательности ФТНП, выполненный на основе сум-
матора и осуществляющий выделение приращения
емкостного тока поврежденного ввода, частот-
ный фильтр ЧФ, снижающий влияние высших гар-
моник емкостных токов вводов, сигнальный СЭ и
отключающий ОЭ элементы, блок компенсации
БК, осуществляющий формирование компенси-
рующего тока, пропорционального напряжению
3UG избиратель поврежденной фазы ИПФ, опреде-
Рис. 46.46. Структурная схема КИВ
ляютций поврежденный ввод, а также предотвра-
щающий ложное срабатывание КИВ при обрыве
одной из токовых цепей и блок тестового контроля
ВТК.
По цепям тока устройство КИВ подключается
через согласующие трансформаторы к измеритель-
ным выводам контролируемых вводов, а по цепям
напряжения к соединенным в разомкнутый тре-
угольник (фильтр 3L/0) обмоткам трансформатора
напряжения стороны ВН АТ. Последнее необходи-
мо для предотвращения излишнего срабатывания
КИВ при КЗ на землю в сети ВН (СН), а также при
возникновении неполнофазных режимов, когда под
действием первичного напряжения нулевой после-
довательности суммарный емкостный ток вводов
трех фаз существенно возрастает. Правильное
функционирование устройства в указанных режи-
мах обеспечивается путем компенсации увеличе-
ния вторичного суммарного емкостного тока ба-
лансирующим током, пропорциональным напряже-
нию 3Uq стороны ВН. При отключении выключа-
телей АТ на стороне ВН осуществляется автомати-
ческое загрубление устройства по току, чем пре-
дотвращается его излишнее срабатывание в случае
появления напряжения 3U0 на стороне СН.
Принцип действия ИПФ основан на сравнении
модуля емкостного тока каждого из фазных вводов
с модулем суммы комплексных амплитуд емкост-
ных токов вводов двух других фаз. При отсутствии
повреждения изоляции ввода и обрыва одной из то-
ковых цепей имеют место равенства: |т^емк| =
~ I ^5 емк + емк I ’ I емк I ~ I емк + емк I 11
1'семк1 = емк +7Вемк1 • ПРИ этоМ Избиратель
не срабатывает. Поскольку модули емкостных то-
ков 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 осуществляет-
ся формирование сигнала неисправности КИВ.
На начальной стадии повреждения ввода про-
исходит пробой между отдельными слоями его изо-
ляции, что сопровождается увеличением емкостно-
го тока данного ввода. Фильтр тока нулевой после-
довательности (НП) выделяет приращение тока
LIq поврежденного ввода, и если оно превышает
уставку срабатывания СЭ, то последний срабатыва-
ет и действует на сигнал. При дальнейшем ухудше-
нии изоляции ввода срабатывает ОЭ и действует на
отключение всех выключателей АТ, пуск УРОВ и
запрет 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 н 10 % по отношению к
значению тока неповрежденного ввода при номи-
нальном 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 дейст-
вии на сигнал рекомендуется принимать минималь-
но возможным, т.е. 7ССИП1 = 0,05/11ОМ емк.ввода, где
Люм.емк.ввода ~ емкостный ток ввода при номи-
нальном напряжении.
Ток срабатывания устройства КИВ при дейст-
вии на отключение с учетом вышеуказанного опре-
деляется как/соткл — 0,15/11ОМ ем([ ввода.
Выдержка времени устройства при действии
на сигнал выбирается из условия отстройки от
максимальной выдержки времени резервных за-
щит 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 неполпофазиого режима па сторо-
не ВН (СН) АТ. Назначение, принцип действия и
выполнение. Защита входит в состав шкафа
ШЭ 2106 исполнения А и предназначена для лик-
видации неполнофазного режима, возникающего
на стороне ВН (СН) при неполнофазной коммута-
ции выключателя с пофазным приводом АТ на дан-
ной стороне. Для схемы РУ шины—автотрансфор-
матор защита не используется в связи с отсутстви-
ем в ней выключателей АТ. В схемах РУ с включе-
нием АТ через два выключателя неполнофазный
режим возникает при неполнофазной коммутации
одного из выключателей в условиях, когда второй
выключатель отключен. Защита реагирует на ток
нулевой последовательности на соответствующей
стороне АТ, появляющийся иа ней при возникнове-
нии неполнофазного режима. В качестве пускового
органа (ПО) защиты используется реле тока III сту-
пени защиты нулевой последовательности стороны
ВН (СН) шкафа ШЭ 2107. При включении АТ через
два выключателя защита срабатывает, если появле-
ние тока З/р (срабатывание ПО) сопровождается
действием реле контроля непереключения фаз од-
ного из выключателей (установлено в схеме управ-
ления выключателем), а также срабатыванием ре-
ле, фиксирующего отключенное состояние другого
выключателя. Если АТ включен через один выклю-
чатель, защита срабатывает при срабатывании ПО
и действии реле контроля непереключения фаз дан-
ного выключателя. Защита выполняется с выдерж-
кой времени, необходимой, в частности, для ее от-
стройки от времени действия реле контроля непе-
реключения фаз, осуществляющего ликвидацию
неполнофазного режима, возникающего при непол-
нофазном включении выключателя.
При срабатывании защита действует На отклю-
чение АТ и запрет АПВ.
Максимальна)! токовая защита на стороне
НН АТ. Назначение и выполнение защиты. Защита
предназначена для резервирования основных за-
щит от многофазных КЗ цепей НН АТ (продольной
дифференциальной токовой защиты цепей стороны
НН и МТЗ секции шин НН при ее наличии). Защита
подключается к ТТ, встроенным либо в линейные
выводы (после соединения обмоток НН в треуголь-
ник), либо в фазы обмотки НН. В последнем случае
при соединении вторичных обмоток ТТ в звезду,
что имеет место при включении МТЗ в плечо диф-
ференциальной защиты АТ (с целью подключения
основной и резервной защит цепей стороны НН к
разным вторичным обмоткам ТТ), в защите осуще-
ствляется 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 после-
довательности от трех промежуточных ТТ, вклю-
ченных последовательно в нулевой провод. Число
витков первичной обмотки каждого из промежу-
точных ТТ в 3 раза меньше числа витков его вто-
ричной обмотки, включаемой встречно-параллель-
но фазному проводу, чем и обеспечивается указан-
ная выше компенсация.
В защите имеется комбинированный пусковой
орган напряжения, состоящий из минимального ор-
гана междуфазного напряжения и максимального
органа напряжения обратной последовательности
(ОП). Пусковой орган напряжения подключается к
TH на вводе НН АТ. Прн его подключении к TH, ус-
тановленным на питаемых секциях шин НН, и от-
ключении вводного выключателя поврежденной
секции после срабатывания защиты цепь пуска по
напряжению шунтируется контактом реле KQC по-
ложения «Включено» указанного выключателя, что
необходимо для ликвидации КЗ между ТТ и ввод-
ным выключателем, поскольку после отключения
последнего происходит возврат ПО напряжения.
В защите имеется возможность выведения из дей-
ствия ПО напряжения.
Защита выполняется с двумя выдержками вре-
мени и действует с первой из них на отключение
выключателей стороны НН АТ, а со второй — на
отключение всех выключателей АТ, пуск УРОВ и
запрет АПВ.
Измерительный орган тока защиты использует-
ся также для осуществления контроля наличия тока
при действии на отключение дуговых защит в ячей-
ках вводных выключателей КРУ 6(10) кВ.
Выбор параметров срабатывания и проверка
чувствительности. Ток срабатывания защиты с
введенным ПО напряжения при установке на сто-
роне НН реактора или (и) регулировочного транс-
форматора определяется по следующим выражени-
ям: /сз = ^отЛрабтах^в (У&лоаие обеспечения
возврата защиты), где к0ТС = 1,2 — коэффициент
отстройки; /св = 0,9 — коэффициент возврата орга-
на тока; /раб тах — максимальный рабочий ток сто-
роны НН (может быть принят равным номинально-
му току реактора или линейного регулировочного
трансформатора), а также/с з = /сотс /сзпред (усло-
вие согласования по чувствительности с предыду-
щей защитой), где /с„,Р = 1,1; Л , — ток сраба-
тывания МТЗ предыдущего элемента, с которой
производится согласование. За расчетное значение
7С 3 принимается большее из двух полученных.
В случае установки на стороне НН АТ синхрон-
ного компенсатора (СК) ток срабатывания защиты
определяется только по условию обеспечения ее
возврата (в момент времени, предшествующий сра-
батыванию) в режиме протекания через защиту то-
ка от СК при внешнем КЗ на стороне СН, отключе-
ние которого осуществляется с выдержкой време-
ни, большей времени срабатывания данной защи-
ты. При этом следует учитывать наличие в защите
выдержки времени, в течение которой ток подпит-
ки от СК затухает до значения, близкого к 27ск пом,
т.е. в приведенном выше расчетном выражении не-
обходимо заменить /раб )1лах на 27ск 1ЮМ.
Первичное напряжение срабатывания органа,
включенного на мсждуфазнос напряжение, опре-
деляется по следующим выражениям: Ссз =
= Цтоп^(^отс^в) (условие обеспечения возврата
после отключения внешнего КЗ), где Umln — меж-
дуфазное напряжение в месте установки защиты
при самозапуске заторможенных двигателей на-
грузки после отключения внешнего КЗ, определяе-
мое расчетным путем [ориентировочно может быть
принято равным (0,85—«,9)1/м ф 11О’М]; См ф11ом —
первичное номинальное междуфазное напряжение;
/сотс = 1’2’ /св = 1,05; а также Uc3 = Сза1,//сотс (ус-
ловие отстройки от напряжения самозапуска при
восстановлении питания), где C’.jarl — междуфаз-
ное напряжение при самозапуске двигателей после
восстановления питания от АПВ или АВР, опреде-
ляемое расчетом (ориентировочно может быть
принято равным 0,7 UM ф ,юм ); /сотс = 1,2. За расчет-
ное значение Uc3 принимается’меньшее из двух
полученных.
Первичное напряжение срабатывания органа
ОП определяется по выражению U2c3-
= 0,06(7 м ф |10м (условие отстройки от напряжения
небаланса в нагрузочном режиме).
Чувствительность защиты по току проверяется
при КЗ в расчетной точке и определяется по выра-
жению кч1 = 7Kmin//c3, где /кт-„ — первичный
ток, протекающий через защиту при металличе-
ском КЗ между двумя фазами в расчетной точке
в режиме, определяющем его наименьшее значе-
ние; /с 3 — принятый ток срабатывания защиты.
Чувствительность защиты по напряжению для
органа, включенного на между фазное напряжение,
определяется по выражению k4(J = Uc.3kB/U.3max,
где 0'3 тах — первичное междуфазное напряжение
при металлическом КЗ между двумя фазами в рас-
четной точке в режиме, определяющем его наиболь-
шее значение; остальные величины — см. выше.
Для органа напряжения ОП чувствительность опре-
деляется как кчи2 = U2 3 min / U2 с 3, где U2 3 min —
первичное междуфазное напряжение ОП в месте
включения защиты при двухфазном КЗ в расчет-
ной точке в режиме, определяющем его минималь-
ное значение.
Значения коэффициентов чувствительности по
току и напряжению должны быть не менее 1,5, если
защита является основной, и не менее 1,2 при вы-
полнении защитой функций резервирования.
Выдержка времени защиты выбирается по сту-
пенчатому принципу.
Защита от замыканий на землю на стороне
НН АТ. Назначение и принцип действия. Защита
предназначена для выявления однофазных замы-
каний на землю в цепях НН АТ при его работе с от-
ключенными вводными выключателями 6(10) кВ.
Защита реагирует на значение напряжения нуле-
вой последовательности и подключается к разомк-
нутому треугольнику TH, установленного на вво-
дах НН АТ. Защита действует с выдержкой време-
ни на сигнал.
Выбор параметров. Напряжение срабатывания
защиты принимается минимально возможным, ис-
ходя из минимального напряжения срабатывания
ее пускового органа, равного 15 В. Выдержка вре-
мени принимается около 9 с.
Цепи автоматического ускорения резервных
защит ВН (СН) АТ. Автоматическое ускорение
осуществляется при включении выключателей сто-
роны ВН (СН) от устройства АПВ, а также от ключа
управления. Ускорение осуществляется с контро-
лем отсутствия напряжения па АТ или шинах. Кон-
троль 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-
налы 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 выключа-
теля, а также срабатывания измерительных органов
ускоряемой ступени токовой защиты нулевой по-
следовательности (ненаправленной) либо дистан-
ционной защиты (ее I или II ступени), на выходе
блока логики формируется сигнал с выдержкой
времени на отключение выключателя ВН (СН), ко-
торым производится опробование.
Цепи запрета АПВ. Шкаф ШЭ 2106 содержит
цепи запрета АПВ при срабатывании следующих
защит: дифференциальной защиты АТ, устройства
КИВ на стороне ВН, МТЗ на стороне НН при ее
действии со второй выдержкой времени, дуговых
защит ячеек выключателей вводов к шинам НН, а
также защит от неполнофазных режимов на сторо-
нах ВН и СН. Кроме того, в блоке типа Л2160 логи-
ки АПВ имеется вход для действия на отключение
с одновременным запретом АПВ при срабатывании
защит шкафов ШЭ 2107, ШЭ 2109, газовых защит,
УРОВ и технологических защит АТ.
При подключении дифференциальной зашиты
АТ только к встроенным ТТ для запрета АПВ в бло-
ке логики устанавливается специальная перемыч-
ка. В случае подключения защиты на стороне ВН
(СН) к выносным ТТ для действия АПВ при КЗ на
ошиновке ВН (СН) указанная перемычка снимает-
ся. При этом учитывается, что одновременное сра-
батывание дифференциальной защиты АТ и оши-
новки ВН (СН) свидетельствует о КЗ на ошиновке
ВН (СН). В этом случае для разрешения АПВ в бло-
ке логики Л2160 имеется разрешающий вход, на
который из шкафа ШЭ 2109 поступает сигнал при
срабатывании защиты ошиновки.
Цепи автоматического пуска устройства по-
жаротушения АТ. Указанный пуск осуществляет-
ся от дифференциальной защиты АТ с контролем
его отключенного состояния (напряжение на АТ от-
сутствует). Контактные выходы пофазных пуско-
вых органов дифференциальной защиты (блоки ти-
па Т162) действуют иа срабатывание промежуточ-
ных реле пофазного пуска пожаротушения и на
пуск органа выдержки времени на возврат, запоми-
нающего факт срабатывания защиты на время, дос-
таточное для надежного пуска насосов.
Цепи отключении выключателей АТ и пуска
УРОВ. Цепи отключения шкафа ШЭ 2106 позволя-
ют воздействовать на отключение всех выключате-
лей АТ от защит данного шкафа, защит шкафов
ШЭ 2107, ШЭ 2108, ШЭ 2109, а также защит, рас-
положенных вне шкафов (например, технологиче-
ских 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 кон-
тактное. Для тиристорного отключения имеется во-
семь тиристорных групп, обеспечивающих трех-
фазное отключение восьми выключателей с пофаз-
ным управлением. Контактное отключение реали-
зовано посредством реле с герметизированными
контактами типа РПГ-10. Воздействие на отключе-
ние защиты от пеполнофазного режима на стороне
ВН (СН) через выходные реле защиты шин ВН
(СН) или защиты линии ВН выполнено посредст-
вом реле типа РПГ-4.
При наличии у выключателей стороны ВН двух
электромагнитов отключения цепи тиристорного
отключения шкафа ШЭ 2106 и контактного отклю-
чения шкафа ШЭ 2108 объединяются и отдельным
кабелем подключаются к одному электромагниту
отключения, а к другому электромагниту подключа-
ются аналогично объединенные другие цепи отклю-
чения указанных шкафов. При наличии у выключа-
теля только одного электромагнита отключения це-
пи тиристорного и контактного отключения каждо-
го из шкафов объединяются и отдельным кабелем
подключаются к указанному электромагниту.
Цепи пуска УРОВ выключателей сторон ВН и
СН содержат восемь контактов быстродействую-
щих реле типа РПГ-4, управляемых теми же сигна-
лами, что и тиристорные блоки отключения. Вто-
рые контакты упомянутых реле воздействуют на
выходные промежуточные реле шкафа, осуществ-
ляющие 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 за-
поминанием передается в схему центральной сиг-
нализации, а без запоминания — в регистратор.
Цепи сигнализации с запоминанием содержат
светодиоды, расположенные в блоке местной сиг-
нализации типа У1060, сигнальные лампы на двери
шкафа («Срабатывание», «Неисправность», «Защи-
та выведена», «Сигнализация не снята»), указатель-
ные 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 не-
нормальных режимов работы. Шкаф содержит про-
дольную дифференциальную токовую защиту АТ,
продольную дифференциальную токовую защиту
цепей стороны НН АТ, МТЗ с пуском по напряже-
нию на ответвлениях к секциям шин НН или макси-
мальную 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, вход-
ные цепи отключения АТ от внешних устройств,
цепи запрета АПВ, цепи пофазного пуска уст-
ройств автоматического пожаротушения и цепи
сигнализации.
Шкаф имеет два исполнения — А и Б, разли-
чающихся выполнением измерительного органа
дифференциальной защиты цепей НН. Исполнение
А используется при отсутствии на стороне НН АТ
линейного регулировочного трансформатора
(ЛРТ), а исполнение Б — при его наличии.
Продольная дифференциальная токовая за-
щита АТ. По принципу действия и исполнению
данная защита аналогична дифференциальной за-
щите АТ, установленной в шкафу ШЭ 2106, и пред-
назначена для дублирования последней. Защита
может подключаться не более чем к трем группам
ТТ. Как правило, защита подключается на всех сто-
ронах к ТТ, встроенным в выводы высшего, сред-
него и низшего напряжения АТ. Однако для АТ с
напряжением стороны СН 110—220 кВ допускает-
ся подключение защиты на указанной стороне к
выносным ТТ. Для однофазных АТ вторичные об-
мотки всехТТ соединяются в звезду, чем исключа-
ется возможность протекания в дифференциаль-
ной цепи периодического БНТ, следствием чего яв-
ляется повышение чувствительности защиты. Для
трехфазных АТ вторичные обмотки ТТ на сторо-
нах ВН и СН соединяются в треугольник, а на сто-
роне НН — в звезду.
При срабатывании защита действует на отклю-
чение всех выключателей АТ, пуск УРОВ и запрет
АПВ отключенных выключателей, на пуск УРОВ
НН, а также на подключение цепей местной сигна-
лизации и регистратора.
Выбор параметров срабатывания и проверка
чувствительности данной защиты осуществляют-
ся так же, как и для аналогичной зашиты шкафа
ШЭ 2106.
Продольная дифференциальная токовая за-
щита цепей стороны НН АТ. Выполнение защи-
ты. В зависимости от схемы электрических соеди-
нений стороны НН АТ защита имеет исполнение А
или Б. Первое используется при отсутствии на сто-
роне НН линейного регулировочного трансформа-
тора, а второе — при его наличии.
Пусковые органы защиты выполнены пофазны-
ми. Для исполнения Б пусковые органы реализова-
ны с использованием унифицированных блоков ти-
па Т162, отстроенных от броска намагничивающе-
го тока ЛРТ, принцип действия которых рассмот-
рен выше применительно к дифференциальной за-
щите АТ в составе шкафа ШЭ 2106. Для исполне-
ния А пусковые органы реализованы с использова-
нием унифицированных блоков типа Т171, прин-
цип действия которых рассмотрен ниже примени-
тельно к дифференциальной защите ошиновки
шкафа ШЭ 2109.
Возможно подключение защиты к пяти груп-
пам любых ТТ, осуществляемое через выравниваю-
щие трансформаторы тока.
При срабатывании ПО их контактные выходы
через разделительные диоды действуют на отклю-
чение выключателей АТ, пуск УРОВ и запрет ЛПВ
выключателей АТ, на пуск УРОВ НН, а также на
подключение цепей местной сигнализации и реги-
стратора.
Выбор параметров срабатывания и проверка
чувствительности. Определяется первичный ток
Аюмп1 протекающий через защиту в номинальном
нагрузочном режиме, с учетом схемы электрических
соединений на стороне НН АТ. При наличии на сто-
роне НН JIPT Аюм.п — Агрег.пом ’ гДе Ai.per.uOM но"
минальный ток ЛРТ, соответствующий среднему по-
ложению устройства переключения. При отсутствии
ЛРТ, но наличии реактора /)10м„ = 7р иом, где 7р пом
— номинальный ток реактора. Если на стороне НН
отсутствуют ЛРТ и реактор, то /1|ОМ п принимается
равным первичному номинальному току ТТ в цепи
вводного выключателя 6—35 кВ. При этом К, ука-
занных ТТ должен быть не менее 1200/5. При нали-
чии на стороне НН СК и реактированного ответвле-
ния к трансформатору собственных нужд (ТСН) ис-
комый ток приближенно определяется как /пом п =
= 'ск.пом +/р.поМ>тае/ск.|1оМ —номинальный ток СК.
Определяются расчетные токи ответвлений вы-
равнивающих трансформаторов тока TLA для всех
плеч защиты по выражению Ann расч = Аюм.п ^сх'
Анн), где /<сх — коэффициент схемы, равный 1
при соединении ТТ в звезду и -/З при соединении
в треугольник; К/ — коэффициент трансформации
основных ТТ; /с^н — коэффициент, равный Уз
при определении расчетного тока в плече защиты с
основными ТТ, встроенными в фазы обмотки НН
АТ, и равный 1, если ТТ встроены в линейные выво-
ды обмотки НН, а также для других плеч защиты.
Выбираются номинальные токи ответвлений
TLA для всех плеч защиты, удовлетворяющие соот-
ношению . Возможные значения
Ulti.iiuivi ui D.pav'i
номинальных токов ответвлений первичных обмо-
ток TLA с различными диапазонами выравнивания
приведены в табл. 46.5.
Определяется первичный ток начала торможе-
ния защиты по выражению 'торм.вач.п = ('торм.||ач х
Х ^'отв.Иом*нН)/Лсх’ где 'торм.пач “ °™оси-
тельная уставка начала торможения, принимаемая
равной 1,0 для исполнения А и 1,25 — для исполне-
ния Б; К„ km, /ссх, '01BJI0M — см. выше.
Определяется минимальный ток срабатывания
защиты /с 3 min при отсутствии торможения в зави-
симости от схемы электрических соединений сто-
роны НН АТ. При наличии на стороне НН ЛРТ (ис-
полнение Б защиты) — по условию отстройки от
расчетного первичного тока небаланса в режиме,
соответствующем началу торможения (условие от-
стройки от БНТ расчетным не является): /с 3 mjn =
= *отс'нб.торм.нач.п’ ,де 'отс = А5 — коэффициент
отстройки, 'нб.торм.нач.п = С'пб.торм.пач.й' +
+ /пб.торм.иач.п + 'нб.торм.нач.п ) первичный ток
небаланса в режиме, соответствующем началу тор-
можения, 'нб.торм.нач.п — ^пер'-одп е'торм.пач.п
составляющая тока небаланса, обусловленная раз-
личием погрешностей ТТ; /спер = 1 — коэффици-
ент, учитывающий переходный режим; /<0Д11 = 1 —
коэффициент однотипности ТТ; Е = 0,05 — резуль-
тирующая относительная полная погрешность ос-
новных и выравнивающих ТТ; /торм пач п — см. вы-
ше; 'нб.торм.нач.п = ДС/'торм.нач,п ~ составляющая,
обусловленная регулированием напряжения на сто-
роне НН; АСУ— относительное значение половины
диапазона регулирования напряжения посредством
ЛРТ, 7пбТОрМ пач>п ~ {[(Л)тв.расч(1) — Лггв.ном(1)У
^отв.расч( 1) ] ^то к л ia гр(1) + К^отв.расч(2) Лугв.по м (2)У
^отв.расч(2) 1^ток.пагр(2) + ••• + [(Л>тв.расч(/) —
— А)тв.11ом(0^отв.расч(г) ]^ток.пагр(0 ^торм.пач.п со~
ставляющая, обусловленная неточностью выравни-
вания токов в плечах защиты на сторонах 1,2, ...,7
в режиме, соответствующем началу торможения;
^Ьтв.ра<зч(1)’ Аэтв.расч(2) ’ •••» ^отв.расч§) расчетные
значения токов для выбора ответвлений TLA на сто-
ронах 1,2, ...,1(см. выше);/О1в110м(1),/отв 110м(2),...
..., 'отв(!ОМ(л — номинальные токи принятых от-
ветвлений TLA на сторонах 1, 2, ..., Z; '<-1ок.нагр( 1) >
^ток...агр(2)...^ток.пагр(0 — коэффициенты токо-
распределения в режиме, соответствующем началу
торможения, и равные отношению тока нагрузки,
проходящего на стороне 1,2, ..., i, к току наиболее
нагруженной стороны /пом п. Знак «+» использует-
ся при одинаковых направлениях токов нагрузки,
например в защищаемую зону, а «-» при различных
направлениях.
При отсутствии на стороне НН ЛРТ (исполне-
ние А защиты) минимальный ток срабатывания
'с зпип также определяется по условию отстройки
от расчетного первичного тока небаланса в режиме,
соответствующем началу торможения (без учета со-
ставляющей '„б.торм.пач.п)- Однако расчет по данно-
му условию дает значение /с 3 mjn меньшее, чем зна-
чение, соответствующее минимальной уставке ПО.
С учетом этого принятое значение /с 3 min (пр^ опре-
деляется по выражению: А.зпипЩр) = (A.pmip х
х */'отв.1юм /снн )//ссх • где 'с.р min = °>4 — относи-
тельный минимальный ток срабатывания ПО за-
щиты.
Для исполнения Б защиты определяется относи-
тельный минимальный ток срабатывания чувстви-
тельного органа 7cpmin = х
х /вга |10м /снн), все величины — см. выше. Прини-
мается уставка минимального тока срабатывания
I. „ > ближайшая большая из возможных,
,ф. v.p ГП111
получаемая путем суммирования относительных
(по отношению к номинальному току выбранного
ответвления TLA на данной стороне) значений сту-
пеней, равных: 0,05; 0,1; 0,2; 0,4, с минимально воз-
можным значением тока срабатывания, равным 0,2.
Определяется принятое минимальное значение
тока срабатывания защиты, соответствующее
^с.р min (пр) > ^с.з min (пр) “ ^с.р min (пр) ^Wotb.hom ^сх
Для исполнения Б защиты определяется рас-
четное значение коэффициента торможения для
чувствительного органа из условия обеспечения
несрабатывания защиты под действием переход-
ного тока небаланса внешнего КЗ. Расчет выполня-
ется по тем же выражениям (с учетом рекоменда-
ций к ним), что и для дифференциальной защиты
АТ в составе шкафа ШЭ 2106. К установке прини-
мается значение /сторм большее расчетного из сле-
дующих возможных значений: 0,3; 0,5; 0,7; 0,9, но
не менее 0,5.
Для исполнения А защиты значения /сторм ос-
новного и резервного каналов фиксированы и рав-
ны соответственно 0,6 и 1,2.
Определяется первичный ток срабатывания от-
сечки (для исполнения Б) по условию отстройки от
БИТ ЛРТ 7С ОТС п = 10ZOTB1ЮМ/С, кт/ксх, все вели-
чины см. выше. Полученное значение тока сраба-
тывания отсечки должно также обеспсчивать 'ее
отстройку от максимального первичного тока не-
баланса при переходном режиме внешнего КЗ, т.е.
должно иметь место неравенство /с отс п >
> ^отсЛьб.расч.п» гДе ^отс — 1’5’ Л1б.расч.п макси-
мальный первичный ток небаланса при расчетном
внешнем КЗ, который может быть определен ана-
логично указанному выше при расчете коэффици-
ента торможения.
Определяется чувствительность защиты при
двухфазном металлическом КЗ в защищаемой зоне
(за ЛРТ или реактором, если они имеются на сторо-
не НН) в расчетном режиме, обусловливающем ми-
нимальное значение тока КЗ. При работе АТ в бло-
ке с СК (см. рис. 46.55) чувствительность проверя-
ется с учетом указанного выше, а также в условиях,
когда Q1 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 ШЭ2106.
При отсутствии ЛРТ (исполнение А) коэффи-
циент чувствительности определяется по тем же
выражениям (с учетом рекомендаций к ним), как
и для дифференциальной защиты ошиновки шка-
фа ШЭ2109.
Значение коэффициента чувствительности кч
должно быть больше 2 при КЗ на выводах НН АТ,
за ЛРТ и на выводах СК, а при КЗ за реактором
больше 1,5.
Максимальные токовые зашиты на ответв-
лениях к секциям шии. Назначение и выполнение
защит. Защиты предназначены для защиты секций
шин НН (как основные) и отходящих от шин при-
соединений (как резервные). Защиты используются
при выполнении РУ НН по схеме две секциониро-
ванные выключателями системы шин. Каждый из
комплектов защиты содержит пусковой орган тока,
комбинированный ПО напряжения и орган вы-
держки времени (ОВВ). В качестве ПО тока в защи-
тах используются: блок типа Т1501, включенный на
токи фаз А и С в первом комплекте (МТЗ I), и блок
типа Т1503, включенный на токи фаз Л, В и С в дру-
гом комплекте (МТЗ II). Последнее необходимо
в связи с тем, что ПО тока МТЗ II используется так-
же и в максимальной токовой защите реактироваи-
ного ответвления ТСН, чувствительность которой
при КЗ за трансформатором повышается в случае
включения ПО данной зашиты на токи трех фаз.
Комбинированный ПО в каждой из защит вы-
полнен на основе блока Н1383, содержащего мини-
мальный орган междуфазного напряжения и макси-
мальный орган напряжения ОП. Имеется возмож-
ность оперативного ввода или вывода цепи пуска
защиты по напряжению.
Защиты подключаются к ТТ в цепях ответвле-
ний и трансформаторам напряжения, установлен-
ным на защищаемых секциях шин.
При срабатывании ПО тока и комбинированного
ПО напряжения (если используется пуск по напря-
жению) каждая из защит действует с первой выдерж-
кой времени на отключение выключателя ответвле-
ния и пуск его устройства автоматического
повторного включения (УАПВ), а со второй выдерж-
кой времени на отключение всех выключателей АТ.
При отключении выключателя ответвления цепь
пуска по напряжению в защите шунтируется контак-
том реле KQC (РПВ) данного выключателя, что не-
обходимо для ликвидации КЗ между ТТ и выключа-
телем ответвления, поскольку после отключения по-
следнего возможен возврат комбинированного ПО.
Имеется возможность автоматического ускоре-
ния защиты при включении выключателя ответвле-
ния. Пуск цепи автоматического ускорения осуще-
ствляется контактом реле KQT (РПО) схемы управ-
ления выключателем ответвления. Ускорение вы-
полнено с выдержкой времени (для лучшей отстро-
снности защиты от броска тока самозапуска двига-
телей нагрузки).
Выбор параметров срабатывания и проверка
чувствительности. При использовании пуска по
напряжению расчет каждой из защит осуществля-
ется аналогично расчету МТЗ на стороне НН АТ
в составе шкафа ШЭ 2106. В случае, когда пуск по
напряжению не используется, ток срабатывания
защиты определяется по выражению 1СЗ =
= k к //с„ (условие обеспечения воз-
врата защиты после отключения внешнего КЗ), где
Аот(, = 1,2; /ссзп — коэффициент самозапуска, учи-
тывающий увеличение тока нагрузки при самоза-
пуске двигателей (определяется расчетом или при
наличии соответствующих рекомендаций — на их
основе); /ск = 0,9 — коэффициент возврата органа
тока; 7раб тах — максимальный рабочий ток сторо-
ны НН. Чувствительность защиты по току опреде-
ляется так же, как это рекомендовано для МТЗ в со-
ставе шкафа ШЭ 2106.
Выдержка времени защиты выбирается по сту-
пенчатому принципу и согласуется с последними
ступенями защит от многофазных КЗ предыдущих
элементов стороны НН АТ.
Максимальная токовая защита и токовая
отсечка (ТО) реактироваиного ответвления
(РО). Назначение и выполнение защит. Указанные
защиты предназначены для защиты реактора в це-
пи ответвления к ТСН (как основные), когда цепи
НН АТ выполнены по схеме, представленной на
рис. 46.55. Максимальная токовая защита РО вы-
полняется на основе МТЗ 2 (см. выше), из которой
исключаются цепь пуска по напряжению и орган
выдержки времени в цепи ускорения.
Токовая отсечка без выдержки времени выпол-
нена на основе органа тока типа Т1502, включаемо-
хо на токи фаз АиС.
Защиты подключаются к ТТ в цепи РО. Макси-
мальная токовая защита действует с первой вы-
держкой времени на отключение выключателя Q3 в
цепи РО (см. рис. 46.55), а со второй выдержкой
времени на отключение всех выключателей АТ. То-
ковая отсечка без выдержки времени действует на
отключение всех выключателей АТ. Действие ТО
на отключение выключателя в цепи РО не допуска-
ется, так как последний не рассчитан на отключе-
ние КЗ до реактора.
Выбор параметров срабатывания. Ток сраба-
тывания отсечки без выдержки времени определяет-
ся по выражению /сз = /сотс/ктах, где /сотс = 1,3;
/кпих — максимальный ток, протекающий через
защиту при трехфазном КЗ за реактором.
Ток срабатывания МТЗ определяется из усло-
вия обеспечения минимально необходимого значе-
ния коэффициента чувствительности при КЗ за ре-
актором по выражению /сз = /Kmjn/^4mjn> гДе
Amin — токи месте установки защиты при двух-
фазном КЗ за реактором в условиях, когда оно ми-
нимально; &4min =1,5 — минимально необходи-
мый коэффициент чувствительности.
Выдержка времени защиты выбирается по
ступенчатому принципу и согласуется с послед
ними ступенями защит от многофазных КЗ преды-
дущих (включенных до реактора) элементов. Зна-
чение ступени селективности может быть принято
равным 0,3 с.
Защита от перегрузки. Выполнение защиты.
По принципу действия защита является макси-
мальной токовой и выполняется с использованием
токов одной из фаз, поскольку перегрузки, как пра-
вило, 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 сраба-
тывания защиты определяется по выражению /с =
= /г0тс/пом//св. гДе /(о>с = Ь05; /|ЮМ — номиналь-
ный ток обмотки АТ на той стороне, к ТТ которой
подключен орган тока защиты; кв = 0,8 — коэффи-
циент возврата органа тока. Выдержка времени за-
щиты принимается на ступень селективности боль-
ше максимальной выдержки времени установлен-
ных на АТ защит.
Цепи газовых защит (ГЗ). Шкаф содержит це-
пи приема сигналов от газовых защит АТ и его уст-
ройства регулирования под нагрузкой (УРПН), ре-
гулировочного трансформатора и ЛРТ, каждая из
которых выполняется с двумя ступенями — 1, дей-
ствующей на сигнал, и II, действующей на отклю-
чение, а также ГЗ контакторных отсеков УРПН АТ,
регулировочного трансформатора и ЛРТ, дейст-
вующих только на отключение. Имеется возмож-
ность перевода вторых ступеней ГЗ АТ и его УРПН,
регулировочного трансформатора и ЛРТ для дейст-
вия на сигнал.
Ступени II газовых защит АТ, УРПН АТ, регу-
лировочного трансформатора, а также ГЗ контак-
торных отсеков УРПН АТ и регулировочного
трансформатора через орган выдержки времени на
возврат, осуществляющий запоминание на задан-
ное время выходных сигналов газовых реле при их
кратковременном срабатывании, действуют на от-
ключение всех выключателей АТ, пуск УРОВ и за-
прет АПВ выключателей АТ на сторонах ВН и СН,
на пуск УРОВ НН. Кроме того, предусмотрено дей-
ствие указанных ГЗ в цепи отключения, пуска
УРОВ и запрета АПВ шкафа ШЭ 2106 на пофазный
пуск установки пожаротушения. Указанное выпол-
нение цепей газовых защит позволяет оставлять их
в работе при выводе шкафа ШЭ 2108 на техниче-
ское обслуживание. Предусмотрено также дейст-
вис всех ГЗ на отключение через выходные проме-
жуточные реле шкафов ШЭ 2108 и ШЭ 2106.
Цепи устройства резервирования отказа вы-
ключателей АТ на сторонах ВН и СН при по-
вреждении на стороне НН (УРОВ НН). Указан-
ное устройство используется в тех случаях, когда
реле тока УРОВ выключателей ВН и (или) СН АТ
оказывается нечувствительным к КЗ на стороне
НН, например за сдвоенным реактором, в зоне дей-
ствия защит АТ. Пуск УРОВ НН осуществляется от
любой из защит шкафа ШЭ2108 или ШЭ 2106, сра-
батывающих при КЗ на стороне НН ЛТ. Фиксация
отказа выключателя на стороне ВН или СН АТ осу-
ществляется контактом трехфазного органа тока,
входящего в состав УРОВ НН и подключенного к
ТТ на стороне НН, а также контактами реле-повто-
рителей вспомогательных контактов указанного
выключателя, замкнутыми при включенном вы-
ключателе. Устройство действует с выдержкой
времени через выходные реле защит смежных эле-
ментов 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 отключе-
ния этого шкафа, в котором также предусмотрена
возможность отключения указанных выключате-
лей от защит шкафов ШЭ 2107 и ШЭ 2109, УРОВ
выключателей ВН и СН АТ, от защит синхронного
компенсатора и технологических защит. Для вы-
ключателей ВН и СН АТ возможно как тиристор-
ное, так и контактное отключение, а для выключа-
телей 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 от-
ключения цепи тиристорного отключения воздей-
ствуют на один из них, а цепи контактного — на
другой. При наличии одного электромагнита от-
ключения цепи тиристорного и контактного отклю-
чения объединяются.
Пуск УРОВ сторон ВН и СН АТ осуществляет-
ся контактами быстродействующих реле, подклю-
ченных параллельно обмоткам реле в блоках тири-
сторного отключения.
Цепи запрета АПВ. Шкаф ШЭ 2108 содержит
следующие входные цепи, действующие на отклю-
чение 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. Име-
ется возможность АПВ ошиновки ВН и СН АТ из
шкафа ШЭ 2109.
Цепи автоматического пуска устройства по-
жаротушения. Шкаф содержит цепи пуска устрой-
ства пожаротушения от следующих защит: диффе-
ренциальной и газовой защит АТ, газовой защиты
УРПН АТ и защиты контакторного отсека УРПН
АТ. Для запоминания действия указанных защит и
автоматического возврата схемы пуска устройства
пожаротушения в исходное состояние использует-
ся орган выдержки времени на возврат, уставка ко-
торого должна быть достаточной для надежного
пуска насосов всех уровней.
ШКАФ ЗАЩИТЫ ТИПА ШЭ 2109
Назначение и состав. Шкаф предназначен для
использования в качестве основной защиты оши-
новки стороны ВН (СН) АТ при выполнении РУ по
схеме «полуторная» или «четырехугольник» и со-
держит два одинаковых комплекта продольной
дифференциальной токовой защиты. Шкаф имеет
два исполнения — А и Б. Исполнение А предназна-
чено для защиты ошиновок АТ с высшим напряже-
нием 330—750 кВ. Исполнение Б отличается нали-
чием частотных фильтров и предназначено для за-
щиты ошиновки напряжением 1150 кВ.
Продольна)! дифференциальна)! токовая за-
щита ошиновки. Выполнение защиты. Защита вы-
полняется пофазной и содержит: входные выравни-
вающие трансформаторы тока TLA, дифференци-
альные токовые пусковые органы, комбинирован-
ный орган контроля напряжения на ошиновке, логи-
ческий блок, устройства непрерывного функцио-
нального (ФК) и периодического тестового контро-
ля (ТК) защиты, цепи автоматического изменения
уставок (АИУ), контактного и тиристорного отклю-
чения, а также цепи пуска УРОВ, запрета АПВ и це-
пи сигнализации, испытательные блоки в цепях пе-
ременного тока и напряжения и блок питания.
Пофазные ПО выполнены на основе унифици-
рованных блоков типа Т171 (рис. 46.47), каждый из
которых содержит формирователь рабочих и тор-
мозных сигналов ФРТС, формирующий рабочие
сигналы /р! и !р2, пропорциональные модулю диф-
ференциального тока, сглаженные тормозные сиг-
налы !торм1, гторм2 и приращение тормозного сиг-
нала AiTOpM. Указанные сигналы поступают на
входы основного (быстродействующего) канала,
вводимого на время, достаточное для его срабаты-
вания, который затем блокируется на заданное вре-
мя, и резервного (менее быстродействующего) ка-
нала, находящегося в работе постоянно. Выходы
основного и резервного каналов объединены по
схеме ИЛИ. Кроме того, блок Т171 также содержит
элемент формирования сигнала отключения ЭО
и устройства ФК и ТК. Последние повышают на-
дежность функционирования блока. При возникно-
вении неисправности ФК формирует сигнал «Неис-
правно», поступающий на запрещающий вход ЭО,
чем предотвращается возможное ложное или из-
лишнее срабатывание защиты. Устройство автома-
тического (с пуском от встроенных часов) или по-
луавтоматического (при нажатии кнопки «Пуск»)
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
нз каналов состоит из горизонтального и наклон-
ного участков (рис. 46.48). Наклонный участок ха-
рактеризуется коэффициентом торможения, под
которым понимается отношение приращения диф-
ференциального тока к приращению тормозного
тока, равного полусумме действующих значений
токов плеч защиты в условиях срабатывания. Зна-
Рис. 46.48. Характеристики срабатывания ПО за-
щиты ошиновки, выполненных на базе блоков
тока типа Т171:
/ — характеристика срабатывания основного канала;
2 — характеристика срабатывания резервного канала
чения коэффициентов торможения фиксированы и
приняты равными 0,6 для основного и 1,2 для ре-
зервного каналов.
Блоки Т171 подключаются к вторичным токо-
вым цепям основных ТТ через выравнивающие
трансформаторы тока TLA. На рис. 46.49 приведе-
на принципиальная электрическая схема TLA, а в
табл. 46.6 его основные технические данные. Ва-
ристор R U используется с целью снижения возмож-
ных перенапряжений в цепях вторичной обмотки.
Комбинированный орган напряжения, подклю-
ченный к шинкам, воспроизводящим напряжение
на ошиновке, состоит из минимального органа ме-
ждуфазного напряжения и максимального органа
напряжения обратной последовательности (ОП).
Указанный орган осуществляет контроль: отсутст-
вия на ошиновке напряжений (междуфазного и
ОП), наличия междуфазного и отсутствия напряже-
ния ОП, а также наличия напряжения ОП.
Логический блок осуществляет формирование
сигнала неисправности цепей напряжения, а также
Рис. 46.49. Принци-
пиальная электриче-
ская схема выравни-
вающего трансфор-
матора
Таблица 46.6. Основные технические данные
выравнивающего трансформатора
Номера от- ветвлений первичной ОбМОТКИ Wj Число ВИТ- КОВ первич- ной обмот- ки Номера от- ветвлений вторичной обмотки Число вит- ков вторич- ной обмот- ки w2
HI— 1 6 Н2^1 5890
Hl—2 12 Н2—5 6400
Hl—3 24 Н2—6 7200
Hl—KI 48 Н2—7 7870
— — Н2—К2 9600
Примечание. Номинальный первичный ток вы-
равнивающего трансформатора I А. Номинальный вто-
ричный ток 5 А.
сигналов пуска цепей автоматического изменения
уставок и запрета АПВ присоединений. Сигнал не-
исправности цепей напряжения формируется с вы-
держкой времени при снижении междуфазиого или
увеличении напряжения ОП. Сигнал АИУ [сниже-
ния минимального тока срабатывания и (или) уве-
личения тока начала торможения] формируется на
заданное время и в следующих случаях: при КЗ на
ошиновке и отказе одного из ее выключателей (для
надежного пуска УРОВ), при опробовании оши-
новки путем включения одного из ее выключателей
или выключателя стороны смежного напряжения
от ключа управления или УАПВ. Указанный сиг-
нал не формируется при опробовании любого вы-
ключателя от работающей ошиновки, а также в
цикле АПВ. Последнее необходимо для предотвра-
щения ложного срабатывания защиты под действи-
ем повышенных токов небаланса в цикле быстро-
действующего АПВ (когда интервал времени между
включением первого и второго выключателей мень-
ше заданного времени существования сигнала
АИУ). Цепи АИУ вводятся в действие специальным
переключателем. Если последний включен, то сиг-
нал АИУ подается в блок Т171, где и реализуется ав-
томатическое изменение уставок.
Выбор параметров срабатывания и проверка
чувствительности. Определяются значения коэф-
фициентов трансформации выравнивающих транс-
форматоров тока TLA для всех плеч защиты. Если
основные ТТ имеют одинаковые коэффициенты
трансформации, то TLA также должны иметь оди-
наковые коэффициенты трансформации, т.е. в дан-
ном случае они используются только как понижаю-
щие, обеспечивающие снижение токов на входах
ИО защиты до значений, не превосходящих номи-
нальное, равное 5 мА. Рекомендуется принять: для
первичной обмотки Wj ц = ivj max = 48 витков, а
для вторичной — н'гприп ~ "'г max = 9600 витков, че-
му соответствует KTLA = 9600/48 = 200. Если основ-
ные ТТ имеют различные значения Kj, то TLA ис-
пользуются также и как выравнивающие (под вы-
равниванием токов понимается обеспечение для ка-
ждого из плеч защиты равенства К/ К-^л = const). В
этом случае для двух плеч защиты с максимальным
коэффициентом трансформации К/ тах основных
ТТ (как правило, это выносные ТТ в цепях выключа-
телей) следует также принять /eTLA1 = =
= 9600/48 = 200. Тогда для третьего плеча защиты,
где /Q з < Kj тах [как правило, это ТТ, встроенные
во вводы ВН (СН) АТ], коэффициент трансформа-
ции TLA3 определяется по выражению =
— max ^TLA max^73> г^е max> ^TLA max
максимальные коэффициенты трансформации ос-
новных и выравнивающих ТТ соответственно (в
первых двух плечах защиты); Кц, Куурд — коэф-
фициенты трансформации основных и выравниваю-
щих ТТ соответственно в третьем плече защиты.
Выбираются номера ответвлений первичных и
вторичных обмоток TLA для всех плеч защиты. Ес-
ли числа витков первичной и вторичной обмоток
приняты, как указано выше, то соответствующие им
номера ответвлений выбираются непосредственно
из табл. 46.6. Если известно только значение коэф-
фициента трансформации (как выше для третьего
плеча защиты), то на первом этапе необходимо оп-
ределить соответствующие ему числа витков пер-
вичной и вторичной обмоток TLA, например мето-
дом подбора, используя принципиальную схему вы-
равнивающего трансформатора (см. рис. 46.49) и
его основные технические данные (см. табл. 46.6).
При этом следует учитывать, что для подключения
к каждой из обмоток могут быть использованы два
любых ее ответвления. Использование TLA с выше-
приведенными параметрами позволяет осуществ-
лять выравнивание вторичных токов в плечах защи-
ты, подключаемых к основным ТТ, имеющим сле-
дующие значения Kf: 4000/1,3000/1,2000/1,1500/1,
1200/1, 1000/1, 750/1, 600/1 и 500/1.
Выбирается первичный минимальный ток сра-
батывания защиты при отсутствии торможения до
АИУ из условия ее отстройки от максимального то-
ка нагрузки при обрыве вторичных токовых цепей
ОДНОГО ИЗ плеч защиты /c.3min = Wnarpmax- W
/<„,., = 1,2; „„„ — максимальный ток нагрузки
Ml U Hal р 1114Л < J
(в первом приближении может быть принят равным
первичному номинальному току основных ТТ,
имеющих наибольший коэффициент трансформа-
ции). Условие отстройки от установившегося пер-
вичного тока небаланса в режиме, соответствую-
щем началу торможения, в данном случае, как пра-
вило, расчетным не является.
Определяется расчетный относительный мини-
мальный ток срабатывания ИО защиты при отсут-
ствии торможения и до АИУ: /cnmjnnaC4 =
= А.з min / (К1 тахАюм.в ТТ> > г«е 1 пом.в ТТ ~ номи-
нальный вторичный ток основных ТТ. К установке
на реле принимается ближайшее большее расчет-
ного значение тока срабатывания Iср min (пр) из
следующих возможных: 0,4; 0,8 или 1,2 от вторич-
ного номинального тока защиты.
Определяется минимальный ток срабатывания
защиты при отсутствии торможения, соответст-
вующий принятому току срабатывания реле:
J — I К Т
с.з min (пр) . * с.р min (np) 1 max ном,в ТТ'
Предварительно принимается уставка начала
торможения /торм |1ач = 1 - Определяется значение
первичного тока начала торможения /торм||ач п =
= I К I
фТорм.иач / max'1 пом.в ТТ '
Определяются коэффициенты чувствительно-
сти 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 ошиновки со стороны смеж-
ного 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 коэффи-
циента торможения для основного и резервного ка-
налов фиксированы и составляют: Аторм оси = 0,6 и
t = 1 э
торм.рез
Для резервного канала при условии протекания
через ошиновку до КЗ тока нагрузки может быть
допущен A4min < 2, поскольку переход внешнего
КЗ вблизи ошиновки во внутреннее с повреждени-
ем тех же фаз представляется маловероятным.
Если чувствительность защиты в целом (для
обоих каналов) оказывается меньше требуемой, то
следует принять /тормл(ач = 2 и повторить расчеты.
Если и в этом случае чувствительность защиты в
режиме опробования окажется недостаточной, то
необходимо использовать автоматическое измене-
ние уставок ИО и продолжить расчет защиты.
Определяется первичный минимальный ток
срабатывания защиты при отсутствии торможения
(после АИУ) из условия ее отстройки от тока неба-
ланса в режиме, соответствующем началу тормо-
жения /C3mjn — ^отс^пб.торм.пач.п1 ^отс ~ 1>$>
^вб.торм.пач.п — ^"пер^одп £ ^торм.пач.п ток небалан-
са, обусловленный различием погрешностей ТТ
в режиме, соответствующем началу торможения
(когда полусумма модулей первичных токов равна
току начала торможения); Апер = 1 — коэффициент,
учитывающий переходный режим; Аодн = 1 — коэф-
фициент однотипности ТТ; е = 0,05 — суммарная
относительная полная погрешность основных и вы-
равнивающих ТТ; /торм11ач п = /торн.11аЛ/ max х
х /1Юм pj. — первичный ток в режиме начала тор-
можения того плеча защиты, в котором он имеет
максимальное значение.
Определяется расчетный относительный ми-
нимальный ток срабатывания ИО защиты при от-
сутствии торможения /„ „ •
J 1 min расч ел пип
max Аюм.в ТТ^ ’ г® А.з min’ ^7max и Люм.вТТ
см. выше. К установке на реле принимается бли-
жайшее большее расчетного значение тока сраба-
тывания I с р mln из следующих возможных:
0,5; 0,33 или 0,25 от значения тока срабатывания
реле до АИУ.
Определяется минимальный ток срабатывания
защиты при отсутствии торможения, соответст-
вующий принятому току срабатывания реле:
I — I К I
* с.з min (пр) * с.р min (пр) / max пом.в ТТ ‘
Определяется чувствительность защиты в ре-
жиме опробования после АИУ (по тем же выраже-
ниям, что и до АИУ). Если она окажется недоста-
точной, то возможно увеличение тока начала тор-
можения в 1,5; 2; 3 или 4 раза (по отношению к его
значению до АИУ) либо опробование следует осу-
ществлять от напряжения своей стороны.
Определяется первичное напряжение срабаты-
вания минимального органа, включенного на меж-
дуфазное напряжение, исходя из условия обеспече-
ния его возврата после отключения внешнего КЗ:
^ м.ф.е.з — ^м.ф min (^отс ^в)’ г^е ^м.фтт пеР"
впчное минимальное междуфазное напряжение
в месте включения защиты в условиях самозапуска
после отключения внешнего КЗ, в ориентировоч-
ных расчетах может быть принято равным
0’85С/м.ф.пом; *отс = 1.2 — коэффициент отстрой-
ки; кв ₽ 1,05 — коэффициент возврата реле.
Первичное напряжение срабатывания органа
ОП определяется нз условия отстройки от напряже-
ния небаланса в нагрузочном режиме по выраже-
нию ^гс.з = °’06С/м.ф...ом-
Цепи отключения выключателей и пуска
УРОВ. Шкаф имеет по четыре выхода контактного
и тиристорного отключения, предназначенных для
отключения каждого из двух выключателей с по-
фазным управлением. Цепи отключения управля-
ются с диодных выходов ПО защиты (блоки типа
Т171), а также контактом реле отключения ошинов-
ки от УРОВ. С помощью специального промежу-
точного реле осуществляется пуск УРОВ, а также
двух реле контактного отключения выключателей
стороны ВН (СН) АТ, а с помощью двух других про-
межуточных реле осуществляется действие на от-
ключение АТ через выходные реле шкафов
ШЭ 2106 и ШЭ 2108.
Цепи запрета АПВ. В составе шкафа преду-
смотрена возможность реализации следующих ви-
дов автоматического запрета АПВ: запрет АПВ
второго выключателя при неуспешном АПВ перво-
го, запрет АПВ после первого срабатывания защи-
ты н фиксации недоотключения неповрежденной
фазы какого-либо выключателя своей стороны и за-
прет АПВ при действии УРОВ. Имеется также воз-
можность оперативного запрета АПВ ошиновки
при срабатывании ее защиты.
Цепи сигнализации. Шкаф имеет местную
сигнализацию («Сигнал 1»), выполненную на све-
тодиодах, которая не сохраняет информацию при
исчезновении питания, и сигнализацию на указа-
тельных реле. Сигнализация срабатывания защиты
выполнена пофазной. Имеются также сигнализа-
ция срабатывания УРОВ, сигнализация пуска це-
пей АИУ и сигнализация ненормальных режимов
работы (неисправность ФК или ТК, входных цепей
напряжения). Сигнализация без запоминания
(«Сигнал 2») выполняется на реле-повторителях и
действует на регистратор.
ШКАФ ЗАЩИТЫ ТИПА ШЭ 2107
Назначение и состав. Шкаф предназначен для
резервирования отключения всех видов КЗ на сто-
ронах ВН и СН АТ н содержит два комплекта защит,
по одному для каждой из указанных сторон. Каж-
дый комплект содержит двухступенчатую дистан-
ционную защиту (ДЗ) от многофазных КЗ
(рис. 46.50) н трехступенчатую токовую направлен-
ную защиту нулевой последовательности (ТНЗНП)
от КЗ на землю (рис. 46.51), цепи оперативного ус-
Логическая часть дистанционной зашиты стороны ВН (СН)
Реле сопротивления I ступени АВ
ВС
СА
Реле сопротивления II ступени АВ
ВС
СА
DW2 DX2
DT1
DW4
DT2
1
DX7 КЗ
К выводу Л на
рис. 46.51
Блокировка при
неисправности
цепей напряжения
автотрансформатора
Пуско-
вые орга
ны бло-
кировки
(ПОБ)
при
кача-
ниях
DW3
Оперативное
ускорение
К выводу Б
на рис. 46.51
ПОБ1
(чувстви-
тельный)
ПОБ2
(грубый)
Рис. 46.50. Структурная схема дистанционной защиты шкафа ШЭ 2107
Токовые ИО
А
>-
ч Б
Логическая часть ТНЗНП ВН (СН)
Л2Е
SB4p
DW1
DT1
1
DW2
Реле-повторитель
|Пикла ОАГГВ +
Оперативный выво
направленности От
I двустороннего
[действия________
I ст.
II ст.
III ст.
III ст.
РНМ
разрешающее
РНМ
блокирующее
DT3
2ZZjHI ступень
SA3 Ввод III ступени
К2
+ 1
ст.
DT2
~]Пст
SX1
«ь-
8X2-
SX3
SB5 Ъ
DX3
&
Дел1
РТ5 Ш
& DX5
Автоматическое
ускорение
Ввод ОУ
SA4
DW4
1
DX4
DW5
1
, DT6
дел2
DT7
KI.2
KL3
----- *ВН (СН)
DT8 t KL4
DT4
ГП оу
Рис. 46.51. Структурная схема токовой направленной защиты нулевой последовательности шкафа ШЭ 2107
К10
К5
На отключение
АТ через I группу
выходных реле
шкафов ШЭ 2106
И1ПЭ2108
§*46.4] РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ И АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ ПОНИЖАЮЩИХ ПС 523
корения (ОУ), цепи отключения выключателей сво-
ей стороны и цепи отключения АТ через выходные
блоки шкафов основных защит ШЭ2106 и
ШЭ 2108. Шкаф имеет два исполнения — А и Б, раз-
личающихся выполнением ТНЗНП на стороне СН;
первое для АТ с напряжением стороны СН ПО—
330 кВ, второе — для напряжения 500 кВ.
Дистанционная защита. Назначение. Первая
ступень ДЗ стороны ВН (СН) предназначена для
улучшения условий согласования II ступеней дис-
танционных защит противоположных концов
подходящих к подстанции линий сети СН (ВН) с
дистанционными защитами линий на стороне ВН
(СН) АТ.
Указанное согласование позволяет не отстраи-
вать II ступени ДЗ противоположных концов ли-
ний сети смежного напряжения от КЗ за АТ, что в
тех случаях, когда данное условие является опре-
деляющим, обеспечивает повышение их чувстви-
тельности.
Ступень I целесообразно использовать и при от-
сутствии необходимости повышения чувствитель-
ности II ступеней линейных защит с целью сниже-
ния объема отключаемых элементов, когда на отхо-
дящих линиях той стороны АТ, где установлена ДЗ,
нет полноценного ближнего резервирования.
Ступень II ДЗ предназначена для улучшения
дальнего резервирования в сети того напряжения, в
сторону которой направлена I ступень данной за-
щиты.
Подключение защиты к ТТ и TH. Подключение
цепей переменного тока и напряжения должно
обеспечивать направленность действия обеих сту-
пеней ДЗ АТ ВН (СН) в сторону сети ВН (СН).
Цепи переменного тока ДЗ ВН и ДЗ СН под-
ключаются, как правило, к ТТ, встроенным в высо-
ковольтные вводы соответственно ВН и СН авто-
трансформатора.
При подключении цепей переменного напряже-
ния возможны различные варианты. Часто указан-
ные цепи комплекта ДЗ ВН (СН) подключаются к
TH стороны ВН (СН), если между АТ и TH отсутст-
вует выключатель, либо оба комплекта подключа-
ются к TH, установленному на вводах НН АТ (при
условии отсутствия на стороне НН синхронного
компенсатора и мощных СД). Выбор окончательно-
го варианта осуществляется при расчете защиты с
учетом необходимости обеспечения требуемой
чувствительности.
Действие защиты на отключение. Каждая сту-
пень защиты имеет свою выдержку времени, с ко-
торой действует на деление систем шин (отключе-
ние шиносоединительного и секционного выклю-
чателей) либо на деление электропередачи (для
схем РУ «четырехугольник», «полуторная», «ши-
ны—автотрансформатор»). Далее все ступени за-
щиты с выдержкой времени, на ступень большей,
чем на деление шин (электропередачи), действуют
на отключение остальных выключателей своей сто-
роны, после чего с выдержкой времени на ступень
большей, чем предыдущая, действуют на отключе-
ние АТ со всех сторон через выходные блоки шка-
фов основных зашит ШЭ 2106 и ШЭ 2108, если по-
сле отключения выключателей АТ на своей стороне
защита не вернулась в исходное состояние.
Выполнение защиты. Дистанционные защиты
обоих комплектов идентичны. Каждая защита со-
держит (см. рис. 46.50): три реле сопротивления
(PC) I ступени, три PC II ступени, блокировку при
неисправности цепей напряжения (БНН), пусковые
органы блокировки (ПОБ) при качаниях - чувст-
вительный и грубый, логическую часть блокировки
при качаниях (БК) и логическую часть защиты.
Характеристики срабатывания РС обеих ступе-
ней имеют форму четырехугольника с возможно-
стью смещения в третий и четвертый квадранты
комплексной плоскости сопротивления для I ступе-
ни (с целью частичного резервирования основных
защит АТ) и в указанные квадранты либо в первый
и второй — для II ступени (с целью улучшения
дальнего резервирования). '
Пуск любой из ступеней защиты, кроме авто-
матически ускоряемой в цикле АПВ, осуществля-
ется при выполнении следующих условий: сраба-
тывании хотя бы одного из РС данной ступени, от-
сутствии блокирующего сигнала от БНН и нали-
чии разрешающего сигнала от БК. Выполнение
указанных условий контролируется элементами
ИЛИ DW1, ЗАПРЕТ DX1, И DX3 для быстродейст-
вующей I ступени, а также оперативно ускоряемой
I ступени, элементами DW1, DXI, DX4 для медлен-
нодействующей I ступени и элементами DW2,
DX2, DX5 для II ступени (включая режим ее опера-
тивного ускорения).
Выбор оперативно ускоряемой ступени осу-
ществляется кнопками управления SB2 (I ступень)
и SB3 (II ступень). При включении любой из кно-
пок срабатывает реле К1, контакт которого кон-
тролирует цепи ускорения, входящие в состав
шкафа основных защит АТ.
Пуск автоматически ускоряемой ступени осу-
ществляется без контроля БК, а ее выбор реализу-
ется кнопками управления SB4 (I ступень) и SB5
(II ступень).
Быстродействующая I ступень срабатывает с
выдержкой времени, определяемой элементом
DT1, медленнодействующая I ступень — с выдерж-
кой времени, определяемой элементом DT2, а
П ступень — с выдержкой времени элемента ОТЗ.
Выходной сигнал любого из элементов DTI, DT2 и
DT3 поступает через элемент DW4 на один прямой
вход элемента DX7, на другой вход которого через
DfP3 подается выходной сигнал пускового органа
защиты, в качестве которого используются PC I и
II ступеней. В этом случае при отсутствии сигнала
на инверсном входе элемента DX7 срабатывает вы-
ходное реле КЗ и защита действует на отключение
через логическую часть ТНЗНП (см. ниже выполне-
ние защиты от КЗ на землю).
На элементах ИЛИ DW5 и выдержки времени
на срабатывание DT4 реализован функциональный
контроль основных измерительных органов и час-
тей защиты. Если длительность любого из сигналов
на входах DW5 превышает уставку элемента DT4,
которая принимается несколько большей макси-
мального времени существования сигнала при от-
сутствии 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 пуско-
вых 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 внутрен-
нем КЗ, если на момент его возникновения указан-
ные ступени были заблокированы (например,
вследствие предшествующего срабатывания чувст-
вительного ПОБ1, обусловленного внешним КЗ
или коммутацией нагрузки).
Блокировка при качаниях обеспечивает:
ввод в действие (при срабатывании ПОБ1 и
ПОБ2) быстродействующей I и оперативно уско-
ряемой ступеней защиты на время 0,1—0,8 с и по-
следующий их вывод;
ввод в действие (при срабатывании ПОБ1 и
ПОБ2) медленнодействующих ступеней па время
10 си последующий их вывод;
блокировку быстродействующих ступеней
(при установленной перемычке SX3) через время
0,05—0,1 с после срабатывания PC I ступени, если
в течение указанного времени не происходит сра-
батывание ПОБ;
блокировку быстродействующих ступеней
(при установленной перемычке SX4) в асинхрон-
ном режиме, когда периодически срабатывает и
возвращается PC I ступени.
В двух последних случаях предпочтение отда-
но предотвращению ложного (коммутация нагруз-
ки) или излишнего (внешнее КЗ) срабатывания бы-
стродействуюших ступеней защиты перед отказом
срабатывания при относительно маловероятном
возникновении внутреннего КЗ в условиях качаний
или асинхронного режима.
При срабатывании чувствительного ПОБ1 че-
рез элемент DIVI (см. схему логической части БК)
запускается одновибратор DS1, на выходе которого
формируется одиночный импульс заданной дли-
тельности — от 0,1 до 0,8 с. Дальнейшее прохожде-
ние указанного импульса контролируется реле со-
противления I или И ступени (выходной сигнал
элемента DW3 в схеме логической части защиты)
на элементе И DX1, чем предотвращаются пуски за-
щиты при внешних КЗ вне зоны ее действия и ком-
мутациях нагрузки.
Сигнал с выхода DX1 через элемент ЗАПРЕТ
DX3 поступает на один вход элемента ИЛИ DW4,
выходной сигнал которого разрешает пуск быстро-
действующих ступеней защиты на элементах DX3 и
DX6 па время, определяемое длительностью вы-
ходного сигнала одновибратора DS1.
Пуск медленнодействующих ступеней осущест-
вляется на элементах DX4 и DX5 сигналом с выхода
элемента DW3, на вход которого через элемент
ПАМЯТЬ DD1 поступает сигнал с выхода DXI.
Сигнал с выхода элемента ПАМЯТЬ DD1 че-
рез DJV1 удерживает одновибратор DSI в состоя-
нии срабатывания, чем предотвращается повтор-
ный пуск быстродействующих ступеней при по-
вторном срабатывании ПОБ1 до тех пор, пока не
произойдет сброс DD1 сигналом с выхода DT1 че-
рез элемент DX5.
Уставка элемента DT1 принимается равной 1 ОС
и определяет время, на которое вводятся в работу,
медленнодействующие ступени, а также время, че-
рез которое происходит возврат БК в состояние го-
товности к повторному действию.
При срабатывании грубого ПОБ2 БК действует
аналогично. Сигнал пуска быстродействующих сту-
пеней формируется элементами DX2, DX4 и DW4
(независимо от состояния DS1), а медленнодейст-
вующих ступеней — элементами DX2, DD2 и DW3.
Элемент DT2, имеющий уставку 0,05—0,1 с, че-
рез элементы DX3 и DX4 запрещает пуск быстро-
действующих ступеней защиты, если при качаниях,
сопровождающихся срабатыванием PC I ступени,
ПОБ не срабатывает раньше, чем DT2.
При возникновении асинхронного режима пе-
риодический сигнал срабатывания PC I ступени
превращается элементом выдержки времени па
возврат ЕШ в сплошной сигнал, который при уста-
новленной перемычке SX4 препятствует на эле-
менте DX5 сбросу элементов памяти DD1, DD2 и
DD3 при появлении сигнала на выходе DT1, чем
предотвращается возможность пуска быстродей-
ствующих ступеней до ликвидации асинхронного
режима. Уставка элемента DS3 принимается в диа-
пазоне 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 1 ступенями дистанци-
онных защит линий, отходящих от шин ВН (СН). В
зависимости от варианта подключения цепей на-
пряжения расчет осуществляется с использованием
одного из следующих выражений:
при подключении к TH на выводах НН АТ и от-
сутствии питания на стороне НН (первый вариант)
7
с.з АТ ВН (СН)
0,87 ZAT вн (СН) +
°’78^с.з.л ВН (СН)
*ток АТВН(СН)
d;
при подключении к TH на стороне ВН (СН) АТ
или к вторичным птинкам, воспроизводящим на-
пряжение в месте включения АТ на стороне ВН
(СН), если TH на данной стороне отсутствует (вто-
рой вариант),
Zc.3 АТВН (СН) ~
0>78Zc.3ji ВН (СН)
kток AT ВН(СН)
d,
где ZAT вв (СН) ~ сопротивление АТ на стороне
ВН (СН), приведенное к напряжению этой сторо-
ны, в условиях, когда оно минимально (с учетом
влияния РПН); 2сзлВн(сН) —сопротивление сра-
батывания I ступени защиты линии ВН (СН),
с которой производится согласование (наименьшее
из сопротивлений срабатывания I ступеней защит
линий); ^ТОкАТВН(СН) —комплексный коэффици-
ент токораспределения, равный отношению ком-
плекса тока через защиту АТ к комплексу тока в за-
щите линии ВН (СН), с которой производится со-
гласование, в условиях, когда модуль данного коэф-
фициента имеет максимальное значение; d =
= sin ср 3 /sin ф м ч — коэффициент, учитывающий от-
личие угла ф3 сопротивления на зажимах защиты
при КЗ, от угла максимальной чувствительности ре-
ле, равного 88°. Указанное отличие обусловлено
сдвигом по фазе ЭДС питающих систем, а также раз-
личием углов сопротивлений отдельных элементов
сети. В первом приближении, при незначительном
влиянии указанных факторов, что характерно для
сетей 110—220 кВ, может быть принято d- 1.
В случае включения цепей напряжения по пер-
вому варианту чувствительность I ступени снижает-
ся по сравнению со вторым вариантом, так как при
КЗ на стороне СН подводимое к защите напряжение
зависит от положения переключателя РПН АТ, а при
КЗ на стороне ВН или СН сопротивление на зажи-
мах зашиты зависит от сопротивления ZA1- вв щн)-
В случае, когда I ступень ДЗ АТ устанавлива-
ется с целью повышения чувствительности, оце-
нивается достаточность выбранного значения
Zc зАТ вн (СН) Ата обеспечения чувствительности
II ступеней дистанционных защит противополож-
ных концов линий стороны СН (ВН) АТ (минималь-
ное значение коэффициента чувствительности при-
нимается равным 1,25). Для обоих вышеуказанных
вариантов подключения цепей напряжения оценка
осуществляется по выражению
Zc.3ATBH(CH) - I °>49глСН(ВН)^ток.л СН (ВН) х
x(l/rf-l)-l,12(ZATCH
+ ^АТВн) I’
где Zn сн (ВН) — сопротивление линии СН (ВН) для
повышения чувствительности II ступени дистанци-
онной защиты, которой и устанавливается I сту-
пень ДЗ АТ на стороне ВН (СН); Ёток л сн (ВН) —
комплексный коэффициент токораспределения,
равный отношению комплекса тока через защиту
линии СН (ВН) к комплексу Тока й‘ обмотке СН
(ВН) автотрансформатора в условиях, когда модуль
данного коэффициента имеет максимальное значе-
ние; остальные величины — см. выше. Все величи-
ны, входящие в правую часть неравенства, должны
быть приведены к той стороне, на которой установ-
лена данная ступень ДЗ АТ.
Если вышеприведенное неравенство не выпол-
няется, то сопротивление срабатывания I ступени
ДЗ ВН (СН) АТ следует выбрать по условию согла-
сования со II ступенью дистанционной защиты ли-
ний, отходящих от шин ВН (СН), т.е. в приведен-
ных выше расчетных выражениях для
Zc.sATBH(CH) вместо 2сзДВН(СН) необходимо:
использовать ZC3J] ВН(СН).
Определяется чувствительность I ступени защи-
ты по выражению k4 = ZC 3 АТ ВН (СН)/2з ВН (СН) ’
где Z3 вн — сопротивление на зажимах защи-
ты при металлическом КЗ на шинах ВН (СН) под-
станции. Полученное значение коэффициента чув-
ствительности должно быть не менее 1,25. В про-
тивном случае 1 ступень ДЗ АТ ВН (СН) следует со-
гласовать со II ступенью дистанционных защит
предыдущих линий ВН (СН).
Определяется сопротивление срабатывания II
ступени ДЗ АТ (используемой для осуществления
дальнего резервирования) по условию обеспече-
ния требуемой чувствительности (кч min = 1,2) при
каскадном отключении КЗ на шинах подстанции,
противоположной месту установки рассматривае-
мой защиты. Соответствующее расчетное выра-
жение зависит от варианта подключения цепей
напряжения защиты (рассматриваемые варианты
см. выше применительно к I ступени). Для перво-
го варианта 2сяатВН(СН) =jl J>2(zatbh(CH). +
+ ВН(СЩ^^ток АТ ВН (СН))(1 2 Е'п<₽з)1 > а ДЛЯ
второго варианта Zc 3 дт вн (СИ) = । 1’2ZnBH(CH)/
/(^ток АТ ВН (СН)sinФ3) I > где ZAT вн (СН) — сопро-
тивление АТ на стороне ВН (СН), приведенное к
напряжению этой стороны, в условиях, когда оно
максимально (с учетом влияния РПН); Zn вн fCH) —
сопротивление линии ВН (СН), имеющей наиболь-
шую длину; кТОК Ат вн (сн) — комплексный коэф-
фициент токораспределения, равный отношению
комплекса тока через защиту АТ к комплексу тока
в защите линии ВН (СН) в условиях, когда модуль
данного коэффициента имеет минимальное значе-
ние; <р3 — см. выше.
Выбираются выдержки времени I и II ступеней
ДЗ АТ на стороне ВН (СН). Ступень I имеет две вы-
держки времени: первую быстродействующую и
первую медленнодействующую.
Определяется выдержка времени I быстродей-
ствующей ступени t’ 3 б вн (СН)= 4.3JI вн (СН) +
1
+ гс УРОВ + А1 ’где fc.3ji вн (СН) наибольшая вы-
держка времени I (II) ступени зашиты смежных ли-
ний сети ВН (СН), с которой данная ступень согла-
сована по сопротивлению срабатывания; tc УРОВ —
время срабатывания УРОВ; Аг = 0,3—0,5 с — сту-
пень селективности.
Определяется выдержка времени I медленно-
действующей ступени по условию отстройки от ка-
чании: 4з.мВН(СН) = Гк + ДСгдеГк—период соб-
ственных малых колебаний при качаниях (опреде-
ляется расчетом в эквивалентной двухмашинной
схеме); Д( = 0,5—0,7 с.
Выдержка времени ГГ ступени ДЗ ВН (СН) вы-
бирается, как правило, по условию согласования с
III ступенью защит смежных линий сети ВН (СН):
11 - 111 А 111
Гс.з АТ ВН (СН) - гс.з.л ВН (СН) + где 'с.зл ВН (СН)
— наибольшая выдержка времени III ступени за-
щит смежных линий сети ВН (СН); A t = 0,4 с.
Кроме того, выдержка времени данной ступени
должна обеспечивать также ее отстройку от качаний,
н
т.е. удовлетворять неравенству tc 3 АТ вн (СН) >
>1К + Д/.
Каждая ступень защиты с указанной выше вы-
держкой времени в зависимости от схемы РУ дей-
ствует либо на отключение шиносоединительного
и секционного выключателей, либо на деление
электропередачи. Далее все ступени защиты с вы-
держкой времени на ступень A t = 0,3—0,4 с, боль-
шей, чем на деление шин (электропередачи), дейст-
вуют на отключение остальных выключателей сво-
ей стороны, после чего с выдержкой времени на
ступень A t = 0,4—0,5 с, большей, чем предыдущая,
действуют на отключение АТ со всех сторон.
Токовая направленная защита нулевой по-
следовательности. Назначение. Защита предна-
значена для резервирования отключения КЗ на зем-
лю 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. Цепи перемен-
ного тока ТНЗНП па стороне ВН (СН) подключают-
ся 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), крода
TH на данной стороне отсутствует.
Защита включается наток 37О и напряжение 3(70.
Действие защиты на отключение. Каждая сту-
пень защиты имеет свою выдержку времени, с ко-
торой действует на деление систем шин либо на де-
ление электропередачи. Далее все ступени ТНЗНП
стороны ВН (СН) действуют так же, как и дистан-
ционная защита АТ на соответствующей стороне.
Выполнение защиты. Структурная схема
ТНЗНП приведена на рис. 46.51. Защита содержит
следующие ИО: орган направления мощности
(ОНМ) двустороннего действия, реле тока I ступе-
ни, реле тока II ступени и два реле тока III ступени.
Орган направления мощности состоит из разре-
шающего и блокирующего реле направления мощ-
ности (РНМ). Первое срабатывает при направлении
мощности (НП) от линии к шинам, а второе — при
ее противоположном направлении. Выбор разре-
шающего или блокирующего РНМ осуществляется
контактными перемычками SX1,SX2 для I, II ступе-
ней совместно и SX3, SX4 для III ступени.
Сигнал с выхода разрешающего (блокирующе-
го) РНМ поступает через перемычку SXI (SX2), эле-
мент ИЛИ DWI на вход каждого из элементов И
DXl, DX2, обеспечивая тем самым направленность
действия соответственно I и II ступеней, а также че-
рез SX3 (SX4), DW2 на вход DX3, обеспечивая на-
правленность действия III ступени зашиты.
Имеется возможность (на схеме не отражена)
оперативного ввода-вывода направленности дейст-
вия любой из ступеней.
Вывод направленности действия защиты в це-
лом осуществляется: 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 сраба-
тывание DT7. Последнее необходимо для предот-
вращения возврата защиты вследствие потери ори-
ентации РНМ в процессе неодновременного от-
ключения фаз выключателя на стороне АТ, где ус-
тановлена данная защита.
Сигнал вывода направленности действия через
элемент DW3 поступает на входы элементов DIV1
и DW2, чем обеспечивается независимость выход-
ных сигналов последних от состояния РНМ.
Ввод в работу (вывод из работы) I и II ступеней
осуществляется перемычками SX5 и SX6 соответст-
венно, а III ступени — оперативным ключом SA3.
Имеется возможность блокирования срабаты-
вания 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 пере-
мычками SX7 и SX8.
Ступень III содержит два ИО тока, выходы ко-
торых объединены по схеме И (элемент DX5), а так-
же по схеме ИЛИ (элемент DW6). Объединение по
схеме И предотвращает ложное срабатывание дан-
ной ступени при отказе работоспособности по со-
ответствующей функции одного из реле тока. Из-
мерительные органы тока, включенные по схеме
ИЛИ, контролируют на элементе DX4 срабатыва-
ние любой из ступеней защиты; что повышает ее
надежность несрабатывания в режимах без КЗ.
На выходе одного из ИО тока III ступени вклю-
чено герконовое реле К1, контакт которого осуще-
ствляет контроль цепи пуска защиты от неполно-
фазного режима в составе шкафа ШЭ 2106.
Выбор параметров срабатывания и проверка
чувствительности [46.8]. Ток срабатывания 1 (II)
ступени защиты на стороне ВН (СН) определяется
по Ьледующим условиям: согласования по чувстви-
тельности с I (II) ступенями зашит от КЗ на землю
смежных с АТ линий сети ВН (СН): Zq^'P — Аотс х
Х *ток тах'ос.з.пр гДе Аотс = U — коэффициент ОТ-
стройки; Атдафах — коэффициент токораспределе-
ния для токов НП, равный отношению тока через
данную защиту к току через защиту, с которой про-
изводится согласование в условиях, когда он мак-
сималеи (определяется расчетом); '0сзпр — ток
срабатывания I (II) ступени предыдущей (с которой
производится согласование) ТНЗНП линии, а также
по условию отстройки от режимов без КЗ; =
= *отс • 3/0пеп > ЗДесь 4>тс '= ’>3; 3/011ел — утроен-
ный ток НП (максимальное значение) через защи-
ту в неполнофазном режиме цикла ОАПВ или не-
полнофазном нагрузочном режиме. Отстройка от
неполнофазного режима цикла ОАПВ по току не
требуется, если данная ступень защиты отстроена
от него по времени.
Если II ступень защиты не согласована по вре-
мени хотя бы с одной из защит от многофазных КЗ
на сторонах НН данного АТ и автотрансформато-
ров (трансформаторов) смежных подстанций, то ее
ток срабатывания должен быть также отстроен от
токов небаланса при трехфазных КЗ на сторонах
НН, где указанное согласование отсутствует, по вы-
ражению z’1^ = *OTCZ0n6, где Аотс = 1,25; Z0n6 =
= Zn6ZpaC4 —ток небаланса на выходе фильтра то-
ка нулевой последовательности (ФТНП); ZpaC4 —
ток через защиту (расчет которой производится)
РУ 500 кВ по схеме шины—автотрансформатор
ШЭ 2107 исп. А
ШЭ 2106 исп. Б
---1 Измерение |—
ШЭ 2303 ।-----------1
(ПДЭ 2006.01)—I Охлаждение —
И комплект 1-----------1
ШЭ2108_
защита
автотранс-
. форматора
4_|ЙЗАТ2)
ТА2.1
ТА2.2
Дифферен-
циальная
защита
шин 500 кВ
ШЭ 2303
Реле тока
УРОВ
500 кВ
Дифферен-
циальная
защита
шин 500 кВ
(ПДЭ 2006.01)-
I комплект
1| Защита от пе-1 Дифферен-
Прегрузки (ЗП)| ци альная I
I___________ защита J
ТА 1.2
ТА3.2
ШЭ 21*08
Г
ТА4.2
-------------ОШИНОВКИ 1
автотранс-
Шот?)3
автотранс-
! Д| ШТ
>а
ошиновки
Дифферен-
циальная
защита
Максималь-
ная токовая
защита
(МТЗ НН)
Измерение,
АРН
[Ващита отпе
ррегрузки (ЗП
РУ 6, 10- 35 кВ
| дсциллограф[
ШЭ2108
Дифферен-
циальная
защита
ошиновки
330 кВ
(ДЗО СН)
I комплект
Дифферен
циальная
защита
автотранс-
форматора
(ДЗАТ2Г
Дифференци-
альная защита
автотранс-
& --
альная
Дистанцион-
ная защита
(ДЗ ВН), токо-
вая направ-
ленная защита |
нулевой после- ;
довате лъности
(ТНЗНП ВН)
на стороне
500 кВ
Дифферен-
циальная
защита
автотранс-
форматора
(ДЗАТ1)
РУ 330 кВ по схеме полуторная (четырехугольник)
ШЭ 2107 исп. А
ШЭ2106Йс7б]
Дифферен-
циальная
защита
ошиновки
330 кВ
II комплект
(ПДЭ 2006.0Г
Реле
тока
УРОВ ”
330 кВ
Дистанцион-
ная защита на
стороне 330 кВ
(ДЗСН), то-
ковая защита
нулевой после-
довательности
на стороне
Дифферен-
циальная
защита
автотранс-
форматора
-+ (ДЗАТ1)
'^ЗЗОкВ
|(ТНЗНП СН)
Рис. 46.52. Схема распределения защит по трансформаторам
тока
§ 46.4] РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ТРАНСФОРМАТОРОВ И АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ ПОНИЖАЮЩИХ ПС 529
при трехфазном КЗ на стороне НН; Апб — коэффи-
циент небаланса, в первом приближении может
быть принят равным 0,05 при кратности /расч (по
отношению к первичному номинальному току ТТ
защиты) не более 3 и равным 0,1 при кратностях, не
превышающих 0,8 от предельной кратности для
данного ТТ. Методика более точного определения
Z0n6 приведена в [46.4].
Кроме того, если выдержка времени II ступени
не превышает 1,5 с, ее ток срабатывания должен
выбираться также из условия обеспечения возвра-
та данной ступени после отключения внешнего КЗ
на землю, сопровождающегося возникновением
качаний: , = *OTC(Z0tl6 + 370пр)/*в, где кт =
= 1,2; кв Ь 0,9 — коэффициент возврата реле тока;
3Z01| р — утроенный ток нулевой последовательно-
сти, обусловленный несимметрией в системе (если
она'имеется, например смежная линия с односто-
ронним питанием, работающая в неполнофазном
режиме); /Опб — см. выше с учетом того, что ток
Zpac4 следует принять равным максимальному току
качаний ZKa4
Ток срабатывания Ш ступени определяется по
двум последним условиям, приведенным выше для
II ступени. При этом если III ступень отстроена от
защит на сторонах НН и качаний по времени, то для
определения ее тока срабатывания следует исполь-
зовать последнее приведенное выше выражение,
в котором Z0h6 соответствует максимальному на-
грузочному режиму, т.е. Zpac4 = Zpa5 max.
Ток срабатывания автоматически ускоряемой
ступени зашиты дополнительно к указанным выше
условиям для III ступени следует отстраивать так-
же от БНТ при включении под напряжение защи-
щаемого АТ в соответствии с рекомендациями,
приведенными в [46.4], если ее выдержку времени
не представляется возможным принять больше
максимального времени разновременности вклю-
чения фаз выключателя автотрансформатора на
стороне, где установлена защита.
Необходимость выполнения отдельных ступе-
ней защиты направленными, а также выбор разно-
видности используемого органа направления мощ-
ности определяется с учетом обеспечения требова-
ний чувствительности и селективности несрабаты-
вания при внешних КЗ. <
Чувствительность реле тока любой ступени оп-
ределяется по выражению кч = 3Z03/Z0c3, где 3Z03 —
утроенный ток НП через защиту при металличе-
ском КЗ па землю в расчетной точке в режиме, оп-
ределяющем его наименьшее значение; /()сз — ток
срабатывания рассматриваемой ступени защиты.
При этом для I и II ступеней защиты чувствитель-
ность проверяется при КЗ на землю на шинах дан-
ной подстанции, а для III ступени — при КЗ в конце
смежных линий, защита которых резервируется.
Значение коэффициента чувствительности для лю-
бой ступени должно быть не менее 1,2.
Чувствительность ОНМ по току и напряжению
следует определять отдельно.
Коэффициент чувствительности ОНМ по току
кч! = 3/0?(к//0сОнм)> r«e 3Z03 — утроенный ток
НП через защиту при металлическом КЗ на землю в
расчетной точке в режиме, определяющем его наи-
меньшее значение; К/ — коэффициент трансфор-
мации ТТ; Z0cOHM —ток срабатывания ОНМ. По-
следний принимается в диапазоне 0,03—0,12 А
с шагом 0,006 А для исполнения Бив диапазоне
0,04—0,18 А с шагом 0,02 А для защиты на стороне
СН в случае исполнения А шкафа.
Коэффициент чувствительности ОНМ по на-
пряжению кчи = ЗС/0з/(Кс/П0сОНМ), где ЗС/0з —
утроенное напряжение НП в месте установки защи-
ты при металлическом КЗ на землю в расчетной
точке в режиме, определяющем его наименьшее ’
значение; Kv — коэффициент трансформации TH;
0сОНМ — напряжение срабатывания ОНМ. По-
следнее принимается в диапазоне 1—5 В с шагом
0,2 В для исполнения Бив диапазоне 0,5—2,25 В с
шагом 0,25 В для защиты на стороне СН в случае
исполнения А шкафа.
Значение коэффициента чувствительности
ОНМ по току и напряжению при КЗ в конце зоны
резервирования должно быть не менее 1,2. Однако
при малых значениях 3С/Оз, соизмеримых с напря-
жением небаланса С/Опб, влияние последнего допус-
тимо учитывать повышением значения k4(J до 2.
Если чувствительность по напряжению разре-
шающего ОНМ при КЗ в конце зоны резервирова-
ния III ступени окажется недостаточной, то следует
использовать блокирующий ОНМ.
Выдержка времени I, II и III ступеней защиты
выбирается по условию согласования соответст-
венно с I, II и IV ступенями защит от КЗ на землю
смежных линий. Значение ступени селективности
может быть принято равным 0,3 с.
На рис. 46.52—46.57 приведены примеры вы-
полнения релейной защиты автотрансформатора
500/330/10 кВ с использованием комплекса шка-
фов типа ШЭ.
Рис. 46.53. Схема распределения защит по ТТ на стороне НН с двумя выключателями па вводе
Рис. 46.54. Схема распределения защит по ТТ на стороне НН с одним выключателем па вводе
Рис. 46.55. Схема распределения защит по ТТ иа стороне НН для блока синхронный компенсатор—
обмотка НН автотрансформатора
Рис. 46.56. Схема питания постоянным оперативным током
Рис. 46.57. Схема подключения цепей напряжения защит трансформатора
46.5. МИКРОПРОЦЕССОРНАЯ ЗАЩИТА
СЕТЕЙ 6—10 кВ
Современные микропроцессорные терминалы
(МПТ) являются многофункциональными устрой-
ствами, реализующими концепцию интеграции
функций релейной защиты, УРОВ, автоматики, из-
мерения, управления выключателем и сигнализа-
ции на уровне одного присоединения.
Отдельные МПТ, объединяемые в локальную
сеть, образуют низший уровень координированной
системы управления энергообъектом.
Следует также отметить, что современные МПТ
имеют ряд возможностей, эффективная реализация
которых в значительной мере зависит от квалифика-
ции персонала, осуществляющего заказ терминала
(выбор основных и дополнительных функций), про-
ектирование защиты и автоматики элементов сети с
его использованием (максимальная реализация этих
функций), а также последующую эксплуатацию (ис-
пользование информации, полученной в процессе
эксплуатации, для повышения эффективности вы-
полнения отдельных функций).
Микропроцессорные терминалы для сетей 6—
10 кВ выпускаются рядом отечественных и зару-
бежных фирм. Так, научно-технический центр
(НТЦ) «Механотроника» серийно производит МПТ
серии БМРЗ, совместное предприятие «АВВ Реле-
Чебоксары» выпускает МПТ серии SPAC 800, фир-
ма «Сименс» поставляет МПТ серии SIPROTEC,
фирма «Альстом» выпускает серию МПТ MiCOM
Pl40, фирма «Мерлэн-Жерен» производит МПТсе-
рии СЕПАМ и др.
Основные функциональные возможности и
технические характеристики ряда МПТ рассмотре-
ны в [46.16—46.18].
Учитывая, что выпускаемые различными фир-
мами МПТ имеют в значительной мере совпадаю-
щие функциональные возможности и выполнены
в соответствии с одними и теми же стандартами и
рекомендациями Международной! электротехниче-
ской комиссии (МЭК), дальнейшее рассмотрение
ограничивается МПТ серии БМРЗ*.
Назначение. Микропроцессорные терминалы
серии БМРЗ (блок микропроцессорной релейной
защиты) предназначены для выполнения функций
релейной защиты, автоматики, управления и сиг-
нализации присоединений напряжением 6—35 кВ
и обеспечивают следующие функциональные воз-
можности:
выполнение функций защит, автоматики и
управления, определенных ПУЭ;
сигнализацию срабатывания защит и автомати-
ки, положения коммутационных аппаратов и неис-
правности БМРЗ;
местное и дистанционное управление выклю-
чателем с переключением режима управления;
задание внутренней конфигурации (ввод защит
и автоматики, выбор защитных характеристик, чис-
ла 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 уста-
вок (программ) и переключение программ автома-
тически при смене направления мощности либо по
внешнему сигналу;
отображение текущих электрических парамет-
ров защищаемого объекта;
фиксацию, хранение и отображение аварийных
электрических параметров защищаемого объекта
для девяти последних аварийных событий с авто-
матическим обновлением информации;
осциллографирование аварийных процессов;
хранение и выдачу информации о количестве и
времени пусков и срабатываний зашит БМРЗ;
учет числа отключений выключателя и циклов
его АПВ;
пофазный учет токов при аварийных отключе-
ниях выключателя;
контроль и отображение положения выключа-
теля, а также исправности его цепей управления;
непрерывный оперативный контроль работо-
способности (самодиагностику) МПТ в течение
всего времени работы;
блокировку всех выходов при неисправности
БМРЗ для исключения ложных срабатываний и вы-
полнение 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 на основе технических материалов
НТЦ «Мсханотроника». '
защйту от ложных срабатываний дискретных
входных цепей при нарушении изоляции в цепях
оперативного тока КРУ;
двусторонний обмен информацией с АСУ и
ПЭВМ по стандартным последовательным каналам
связи;
подключение к импульсным выходам счетчиков
электроэнергии для передачи информации в АСУ.
В зависимости от типа защищаемого присоеди-
нения выпускаются следующие разновидности
МПТ: БМРЗ-ВЛ — для воздушных линий, БМРЗ-
КЛ — для кабельных линий, БМ РЗ-СВ — для секци-
онных выключателей, БМРЗ-ВВ — для выключате-
лей питающих вводов, БМРЗ-ТР — для трансформа-
торов (мощностью до 6,3 МВ А), БМРЗ-ДА — для
асинхронных двигателей (мощностью до 4 МВт) и
БМРЗ-ПС—для пунктов секционирования (с одно-
сторонним и двусторонним питанием).
Алгоритмы функционирования защиты и авто-
матики, а также интерфейсы для внешних подклю-
чений БМРЗ разработаны в соответствии с техниче-
скими требованиями к отечественным системам
РЗА, что обеспечивает совместимость БМРЗ с уст-
ройствами, находящимися в эксплуатации. При
этом БМРЗ может применяться как самостоятель-
но, так и совместно с другими устройствами РЗА
(например, с дифференциальной защитой транс-
форматора, специальной защитой синхронных дви-
гателей и т.д.), выполняя функции, отсутствующие
в этих защитах.
Терминалы предназначены для установки в ре-
лейных отсеках КРУ, КРУН, на релейных панелях
и в шкафах и выпускаются в двух исполнениях
в зависимости от рабочего диапазона температур:
от -10 до +55 °C — для установки в нерегулярно
отапливаемых помещениях и от-40 до +55 °C —
для установки в неотапливаемых помещениях.
Возможность подключения МПТ к специаль-
ным комбинированным блокам питания типа БПК-1
или БПК-2 позволяет применять БМРЗ на объектах
без источников постоянного оперативного тока.
Выполнение МПТ. Устройство состоит из ря-
да функциональных модулей, электрически со-
единенных через кроссплату — модуль генмон-
тажный (МГ).
Структурная схема БМРЗ приведена рис. 46.58.
Вторичные токи и напряжения от ТТ и TH подают-
ся через клеммные соединители «1», «2» и «2а» в
модуль аналоговых сигналов (МАС), где преобра-
зуются в напряжения, приведенные к уровням, не-
обходимым для нормальной работы микроэлек-
тронной элементной базы.
Напряжения с выходов МАС поступают в мо-
дуль аналого-цифрового преобразования (МАЦП),
осуществляюший их преобразование в последова-
тельность двоичных кодов и обработку процессо-
ром МАЦП, который реализует алгоритмы цифро-
вой фильтрации и вычисления значений параметр
ров сигналов. j
Результаты вычислений передаются в модуль
центрального процессора (МЦП). Сюда же из дру-
гих модулей поступают информация о состоянии
дискретных входов, кнопок, установленных в мо-
дуле пульта (МП), а также команды, передаваемые
по последовательным каналам из АСУ или от
ПЭВМ. Модуль центрального процессора произво-
дит обработку поступающей информации (сравне-
ние значений параметров входных сигналов с ус-
тавками, отсчет выдержек времени и т.д.) и форми-
рует команды управления и сигнализации,которые
воздействуют на выходные реле, установленные в
модуле ввода-вывода (МВБ) и блоке питания (БП).
Кроме того, МЦП обеспечивает управление инди-
каторами, установленными в МП, и дисплеем.
Все модули и узлы БМРЗ питаются от БП, под-
ключаемого к источнику постоянного, выпрямлен-
ного или переменного напряжения.
Модуль аналоговых сигналов. Основными
функциональными элементами МАС являются
унифицированные измерительные преобразовате-
ли тока (ИПТ) и напряжения (ИПН).
Измерительный преобразователь (рис. 46.59)
состоит из промежуточного трансформатора TL и
прецизионного усилителя А. Дополнительным эле-
ментом преобразователя является формирователь
тестового сигнала.
Промежуточный трансформатор осуществляет
гальваническую развязку и предварительное мас-
штабирование входного сигнала. Кроме того, пер-
вичные обмотки ИПТ и ИПН обеспечивают необ-
ходимую термическую стойкость при перегрузках.
Усилитель осуществляет точное масштабиро-
вание входного сигнала и согласование полного со-
Рис. 46.59. Функциональная схема измерительно-
го преобразователя
противления промежуточного трансформатора и
аналого-цифрового преобразователя.
Формирователь тестового сигнала обеспечива-
ет проверку работоспособности преобразователя
по командам от МАЦП. Тестовые сигналы не нару-
шают нормальную работу измерительных каналов
БМРЗ. Тестированием охвачены только те преобра-
зователи, на входах которых в нормальном режиме
сигналы отсутствуют или имеют значения ниже
границы рабочего диапазона.
Преобразователи тока имеют пять, а преобразо-
ватели напряжения — четыре модификации, отли-
чающиеся номинальными значениями входных
сигналов и наличием канала тестирования.
Характеристики преобразователей приведены
в табл. 46.7 и 46.8.
Модуль аналоговых сигналов может содержать
до восьми преобразователей. Количество и типы
Таблица 46.7. Основные параметры измерительных преобразователей тока
Тип Номинальное зна- чение тока/ |1ом, А Рабочий диа- пазон, А Предельный диапазон, А Термическая стойкость, А Потребляемая мощ- ность при /1|ом, 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
Тип Номинальное напряжение, В Рабочий диапа- зон, В Предельный диапазон, В Устойчивость к пере- грузке (длительно), В Потребляемая мощ- ность, В • А, нс более 1
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
ЙзМАС Канал!.
Сигналы от '
преобразователей
Канал 8.
F=> вмцп
Результаты вычислений
и самодиагностики
В МАС <------
Сигналы тестирования
преобразователей
преобразователей, устанавливаемых в МАС кон-
кретного исполнения, определяются при заказе
БМРЗ и зависят от типа защищаемого присоедине-
ния и реализуемых функций защиты и автоматики.
Модуль аналого-цифрового преобразования.
В состав МАЦП (рис. 46.60) входят мультиплек-
сор (МПЛ), 16-разрядный аналого-цифровой пре-
образователь (АЦП) и микропроцессор (МП). По
специальному заказу может быть установлено так-
же оперативное запоминающее устройство (ОЗУ)
для осциллограмм.
Типовая частота дискретизации входных сигна-
лов составляет 24 выборки за период. Кодовые по-
следовательности считываются микропроцессо-
ром, который обеспечивает цифровую фильтрацию
сигналов (выделение первой или высших гармони-
ческих составляющих сигнала, подавление аперио-
дической составляющей и т.д.) и вычисление их
действующих значений. В зависимости от исполне-
ния БМРЗ в МАЦП производятся также вычисле-
ния симметричных составляющих токов и напря-
жений, активной и реактивной мощности, частоты
и других параметров. Кроме того, процессор
МАЦП контролирует исправность измерительных
преобразователей МАС и аналоговых цепей
МАЦП. Результаты вычислений параметров сигна-
лов и самодиагностики передаются в МЦП.
Модуль центрального процессора. Основными
элементами МЦП (рис. 46.61) являются: централь-
ный процессор (ЦП1), постоянное запоминающее
устройство (ПЗУ), электрически перепрограмми-
Рис. 46.60. Функциональная схема
модуля аналого-цифрового преобра-
зования
руемое постоянное запоминающее устройство
(ЭППЗУ), оперативное запоминающее устройство
(ОЗУ), микросхема часов/календаря (Ч/К), цен-
тральный процессор управления дисплеем (ЦП2),
буфер (БФ1) обмена с МАЦП, шина обмена, регист-
ры клавиатуры (РК) и индикации (РИ), схема резерв-
ного питания часов/календаря и ОЗУ, а также драй-
веры последовательных каналов RS 232 и RS 485.
Процессор ЦП1 получает из МАЦП значения
электрических параметров защищаемого объекта,
из ЭППЗУ значения программных ключей и уста-
вок, а из МВБ информацию о состоянии дискрет-
ных входов. На основании всей этой информации
вырабатываются команды управления выходными
реле и индикаторами в соответствии с алгоритмами
защиты и автоматики.
Кроме того, ЦП1 также передает информацию
в ЦП2 для вывода ее на жидкокристаллический
дисплей, обслуживает клавиатуру пульта и обес-
печивает обмен по последовательным каналам
RS 232 и RS 485.
Программа работы ЦП заносится в ПЗУ пред-
приятием-изготовителем.
Модуль ввода-вывода. В МВВ могут быть уста-
новлены до 16 ячеек входных дискретных сигналов
и до 16 выходных реле.
Входная ячейка состоит из порогового элемен-
та и высоковольтного оптрона. Оптрон обеспечива-
ет гальваническую развязку и необходимую элек-
трическую прочность изоляции между первичны-
ми и вторичными цепями. Пороговый элемент за-
Рис. 46.61. Структурная схема модуля центрального процессора
щищает от ложных срабатываний при замыканиях
и 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 при-
ведены 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
к одному и тому же источнику оперативного тока
(рис. 46.62).
Таблица 46.9. Основные
Выходные блоки МВБ содержат ключи, управ-
ляющие 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 от ложных срабаты-
ваний при любой неисправности БМРЗ, а также при
воздействии внешних помех и любых перерывах
оперативного питания.
Блок питания. Состоит из двух узлов: узла пита-
ния (УП) и узла ввода-вывода (УВВ). В УП осуще-
параметры входных ячеек. * -
Тип Род’тока Номинальное напряжение, В Входной ток, мА Максимальное напряжение, В Напряжение срабатывания, В, нс более Напряжение не- срабатывания, В, не менее
ЯВх-220 Постоянный 220 3,5 264 170 140
ЯВз-110 » НО 3,5 131 80 70
ЯВх-24 » 24 3,5 30 20 18
ЯП-220 Переменный 220 3,5 264 160 140
538
—
Рис. 46.62. Схема подключения дискретных вход-
ных сигналов
ствляется преобразование первичного напряжения
оперативного питания (переменного, постоянного
или выпрямленного) в четыре вторичных напряже-
ния постоянного тока, необходимых для работы мо-
дулей БМРЗ: +5 В, +24 В и± 15 В. Изменение поляр-
ности постоянного или выпрямленного питающего
напряжения не отражается на работе БП.
Перерывы питания длительностью до 1 с не
влияют на функционирование БМРЗ. При подклю-
чении к БП внешнего конденсатора-накопителя
(клеммы 5 и 6 на клеммном соединителе «5») устой-
чивость к перерывам питания увеличивается до 10 с.
Узел ввода-вывода допускает установку до се-
ми ячеек входных дискретных сигналов и до семи
выходных реле, что позволяет увеличить общее
число как дискретных входов БМРЗ, так и выход-
ных реле до 23. Входные ячейки и выходные реле
УВВ такие же, как и в МВВ.
Модуль пульта. Выполнен в виде печатной пла-
ты, на которой установлены жидкокристаллический
индикатор (ЖКИ), элемент регулировки контраст-
ности ЖКИ, восемь кнопок управления БМРЗ, во-
семь индикаторов, соединитель «RxTx» для под-
ключения ПЭВМ и ряд вспомогательных элементов.
Основные технические характеристики и пара-
метры БМРЗ приведены ниже:
Входные аналоговые сигналы
Количество аналоговых измеритель-
ных входов ..................... 8
Номинальный ток, А............... 5
Рабочий диапазон токов, А.......... 1,5—120,6
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,
......................... 1-120
Устойчивость к перегрузке канала Uo
длительно, В.................... 300
Мощность, потребляемая по цепям на-
пряжения, В • А, нс более....... 0,2
Основная погрешность срабатывания:
по току, %................... ±4 ;
по напряжению, %............. +5
по времени:
более 1 с, %............... +2
менее 1 с, мс.............. ±25
Входные дискретные сигналы
Количество дискретных входов ..... До 23
Напряжение. В:
срабатывания................. 170—264
несрабатывания............... 0—140
Входной ток, мА, нс более........ 4
Род тока....................... Постоянный/
переменный
Максимальное значение напряжения
на входе, В, нс более.......... 264
Выходные дискретные сигналы
Количество дискретных выходов.... До 23
Коммутируемый ток замыкания/раз-
мыкания при постоянной времени на-
грузки 20 мс, А................ 2,5/0,15
Диапазон коммутируемых напряже-
ний, В........................... 24—264
Питание от источника переменного, выпрямлен-
ного 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 конденса-
ция влаги)....................... До 98
Степень защиты (по лицевой панели) IP-54
Сопротивление изоляции, МОм, не ; ’
менее............................ 100
Габаритные размеры, мм........... 300х355хГ95'г
Масса, кг, нс более.............. 9
Схема внешних подключений БМРЗ представ-
лена на рис. 46.63.
Функции защиты. Токовая защита с включе-
нием на полные токи фаз. Все модификации БМРЗ
имеют возможность выполнения одно-, двух- или
трехступенчатой токовой защиты от междуфазных
КЗ. Число ступеней защиты задастся соответствую-
щими программными ключами.
Ступени I и II выполнены с независимыми вре-
мятоковыми характеристиками. Ступень III —МТЗ
может иметь независимую или зависимую характе-
ристику. Выбор типа характеристики осуществля-
ется соответствующим программным ключом.
Ступень III может действовать на отключение и
сигнализацию или только на сигнализацию.
СВ А
31L__~я 1
Цепь
" -2208^
Я1
РПВ
I РПО
1ЕИ8-Д'М
W
Offuifa
Цепь
цель
1 |у°
О^гД-ЗИо
Корпус'
‘гА*_________
Цепь
OOiU.Uab
С&пь~е220В —
'&лъ-7-ггов —
Багр г^цнус
бит ллгус —
Корпус ~
>*58
•+15В
шв
ТТ
75“
Ж
25
16
Ж
Ж
zT
30
20
КВ-КВ
ККМ&
КБ
К7
КК
Haicnp BMPS
Авар откл
Откау бМРЗ~
ОбщВых. Bt ?,М
Выход
Цель
ТП7Г
Я2
ЯЗ-Я5
К2.
ВходЗ
-2208
ВтОН
~ -1гТВ~
ВХП075
BXO0I&
-ггов
Я7
Яд
ЯЗ
ЯК
Я 75
Я16
Цепь
Откл. 7
ООщ Вых, t
___ Откл.7
О<7щ,.Вых?
__ Вкл.
~Выхад5
Выход
Цель
А"
^гдом)
sun
Цепь
Выхрд^
3
70
SB
SB
Цепь
Тхи
OHS"
R___
"ТТ
ST
РхТх
ПЭВМ
Цель
"ВЯЯТГ
V-
7'
*7
вхи> 7.7
Цепь
Вход 1.1
Рис. 46.63. Схема внешних подключений БМРЗ линии
AJ
Ж
~ДТ
Основные параметры ступеней с независимыми
времятоковыми характеристиками приведены ниже:
Диапазон уставок по току, А:
‘ для I и II ступеней............. 2,50—99,99
для III ступени................ 1,50—25,00
Диапазон уставок по времени (для лю-
бой ступени), с..................« 0,00—99,99
Дискретность уставок:
по току, А.................... 0,01
повремени, с................... 0,01
Коэффициент возврата по току 0,95—0,98
Время возврата, мс, нс более 50
Для МТЗ возможен выбор одной из следующих
четырех зависимых времятоковых характеристик:
нормальной (стандарт МЭК 255-4), определяе-
мой выражением
- 0,14К .
(///Уст)0’02-’’
длительно инверсной (стандарт МЭК 255-4),
определяемой выражением
_ 120Л7
"(^ует)-1’
крутой (аналог РТВ-1), определяемой как
< =-------Ц-----з + 73;
30(///уст-1)
пологой (аналог PT-80, РТВ-1 V), определяемой
выражением
'= 7] 77s * ’
20
где Г— входной ток; /уст — уставка по току; К —
коэффициент времени; 7"3 — уставка по времени.
Пуск ступени с зависимой характеристикой
происходит при токах, превышающих 1,1/уст. Вы-
держка времени на начальном участке зависимых
характеристик не превышает 100 с.
Параметры III ступени (МТЗ) с зависимой вре-
мятоковой характеристикой приведены ниже:
Диапазон уставок по 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. Ус-
ловием пуска является снижение любого между-
фазного напряжения ниже уставки или увеличение
напряжения обратной последовательности выше
уставки (по напряжению С/2 )• Предусмотрена воз-
можность комбинированного пуска. Наличие или
отсутствие пуска по напряжению, а также выбор
варианта пуска для каждой ступени задается соот-
ветствующими программными ключами.
В зависимости от исполнения БМРЗ пуск по на-
пряжению может выполняться внешними реле на-
пряжения — через дискретный вход «Разрешение
МТЗ» или автономно — при наличии в МПТ анало-
говых входов для подключения цепей напряжения.
Параметры пуска по напряжению приведены
ниже;
Диапазон уставок по мсждуфазноЦу на-
пряжению U<, В....................20—80
Диапазон уставок по напряжению обрат-
ной последовательности (/2 >, В... 5—20
Дискретность уставок по напряжению, В 1
Коэффициент возврата U<........... 1.03—1,07
Коэффициент возврата С,2>.........0,95—0,98
Токовая, направленная защита от междуфаз-
ных КЗ. Реализуется одним из следующих спосо-
бов: подачей на вход «Разрешение МТЗ» дискрет-
ного сигнала от внешнего реле направления мощ-
ности либо автономно — применением исполнений
БМРЗ, в которых реализована функция органа на-
правления мощности (ОПМ).
Направленность действия вводится независимо
для каждой ступени соответствующим программ-
ным ключом.
Ускорение токовой защиты. Ускорение вво-
дится на 1 с при включении выключателя, а также
при действии функции «приемник логической за-
щиты шин» (ЛЗШп) — для исполнений БМРЗ-ВВ
и БМРЗ-СВ.
Ускорение по факту включения выключателя
действует на I и II ступени защиты. Ускорение при
работе ЛЗШ действует на I ступень. По выбору воз-
можно действие ЛЗШ на II ступень.
Если для какой-либо ступени токовой защиты
задана уставка по времени меньше ускоренной ус-
тавки 7’уск, то при действии ускорения заданная ус-
тавка сохраняется.
Диапазон уставок по времени ускорения Т т
составляет 0,05—0,99 с, а дискретность задания ус-
тавки— 0,01с. '
Логическая защита шин. Ускоряет отключения
КЗ на шинах при использовании функций «прием-
ник логической защиты шин» (ЛЗШп) и «датчик
логической защиты шин» (ЛЗШд).
В БМРЗ-КЛ и БМРЗ-ВЛ функция ЛЗШд обеспе-
чивает формирование дискретного сигнала
«ЛЗШд» в случае превышения входным током ус-
тавки по току I или II ступени токовой защиты.
В исполнении БМРЗ-СВ сигнал «ЛЗШд» формиру-
ется при превышении входным током уставки по
току I или II ступени и наличии на соответствую-
щем входе сигнала «ЛЗШп».
Ряс. 46.64. Варианты реализации логической за*
щиты шин (ЛЗШ):
о — структурная схема подстанции; б — последова-
тельная схема ЛЗШ; в — параллельная схема ЛЗШ
Задание в конфигурации для БМРЗ-ВВ и БМРЗ-
СВ функции ЛЗШп переводит их токовые защиты
в ускоренный режим. При появлении на входах
«ЛЗШп» указанных МПТ дискретного сигнала ус-
корение снимается (на время существования этого
сигнала) и защиты действуют с выдержками време-
ни, обеспечивающими их селективность несраба-
тывания при внешних КЗ.
Возможны два варианта реализации логиче-
ской защиты шин подстанции (рис. 46.64, а) —
с последовательным соединением датчиков
(рис. 46.64,6) или с параллельным их соединением
(рис. 46.64, в). Особенностью первого варианта яв-
ляется автоматический ввод селективных уставок
защиты по времени (в режимах без КЗ на входах
«ЛЗШп» имеется дискретный сигнал), что снижает
вероятность отключения секции при неисправно-
сти цепей ЛЗШ.
При использовании ЛЗШ не рекомендуется ус-
танавливать значение уставки по времени ускоре-
ния 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 за-
щиты от замыканий на землю
(Ро? — зона нечувствительности защиты)
тролем: напряжения пулевой последовательности
(НП) ЗЦ), тока нулевой последовательности 3/0,
напряжения и тока нулевой последовательности
ЗЕ70 и 3Z0 (ненаправленная), а также напряжения,
тока и направления мощности НП — 3 Uo, 3/0 и Pq]
(направленная).
Измерения напряжения, тока и направления
мощности НП выполняются по первой гармониче-
ской составляющей сигнала с частотой от 45 до
55 Гц. Для реализации направленной защиты опре-
деляется направление мощности нулевой последо-
вательности Ро] по значению фазового угла между
током 3/0 и напряжением 3 (70. Угловая диаграмма
направленности приведена на рис. 46.65. ,
Направление мощности НП определяется при
условии, что напряжение ЗС'О превышает 5 В, а ток
3/0 имеет значение больше минимальной уставки
выбранного диапазона.
Алгоритм направленной защиты обеспечивает
селективное определение поврежденного фидера
при устойчивых однофазных замыканиях и отсут-
ствии компенсации нейтрали, а также при заземле-
нии нейтрали через резистор.
При наличии входных аналоговых сигналов
3[/0 и 3/0 вариант защиты задается соответствую-
щими программными ключами.
Все варианты защиты выполнены одноступен-
чатыми с независимой характеристикой срабатыва-
ния и одной или двумя выдержками времени.
Защита выполняется с действием на сигнализа-
цию и отключение или только на сигнализацию
(выбор осуществляется соответствующим про-
граммным ключом).
Возможно хранение двух программ уставок и
программных ключей (программ) защиты от одно-
фазных замыканий на землю. Смена программ про-
изводится одновременно со сменой программ токо-
вой защиты от междуфазных КЗ.
Параметры защиты от однофазных замыканий
на землю приведены ниже:
Диапазон уставок по напряжению
ЗС7О,В.......................... 5—99
Дискретность уставок по напряжению
3t/0,B.......................... 1
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/(|, 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 /0331,
Лэ332> с......................... 0—20
Дискретность уставок по времени, с . 0,01
Коэффициент возврата по току 3/0
и напряжению 3 <70............... 0,95—0,98
Смена программ защит от междуфазных КЗ и
однофазных замыканий на землю. Смена программ
производится одним из следующих взаимоисклю-
чающих способов: подачей на вход БМРЗ дискрет-
ного сигнала «Программа 2» (при наличии указан-
ного входа), автоматически — при изменении на-
правления мощности (для исполнений, имеющих
функцию ОНМ) либо командой, передаваемой по
последовательному каналу с верхнего уровня АСУ.
Переключение программ по изменейию на-
правления мощности не может использоваться со-
вместно с токовой направленной зашитой от меж-
дуфазных КЗ.
При пуске любой из защит смена программ бло-
кируется. '
Защита от несимметрии и обрыва фазы (ЗОФ)
питающего фидера. Для реализации защиты на
входы БМРЗ необходимо подать три фазных тока
1а,1ь,1с. Защита реагирует на значение тока обрат-
ной последовательности, вычисляемое по извест-
ному классическому выражению в [46.22].
Зашита может быть выведена из действия соот-
ветствующим 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 уставок по времени, с ...... 1—50
Дискретность уставок по времени
^ЗОФ’ с.......................... 1
Коэффициент возврата:
для уставок в диапазоне от 0,2
до 0,6 А...................... 0,80—0,98
для уставок в диапазоне от 0,6 ;
до 10,0 А..................... 0,95—0,98
Защита минимального напряжения (ЗМН) вы-
полняется с контролем двух линейных напряже-
ний и напряжения обратной последовательности.
Контроль любого из указанных напряжений мо-
жет быть блокирован соответствующим про-
граммным ключом.
Возможно действие защиты на отключение н
(или) на сигнализацию.
Предусмотрена возможность блокировки дан-
ной защиты при пуске зашиты от междуфазных
КЗ, а также внешним дискретным сигналом «Блок.
ЗМН».
Защита может действовать как с контролем, так
и без контроля положения выключателя. При вве-
денном контроле (по сигналу от РПВ) защита сра-
батывает только при включенном выключателе.
Контроль положения выключателя может быть вы-
веден, например, при использовании данной защи-
ты в качестве делительной автоматики.
При выведенном контроле положения выключа-
теля действие защиты на отключение блокируется.
Диапазон уставок защиты по времени срабаты-
вания составляет 0,1—99,9 с, а дискретность зада-
ния уставки — 0,1 с.
Защита от повышения напряжения (ЗПН) вы-
полняется аналогично ЗМН, но действует при пре-
вышении междуфазным напряжением заданной ус-
тавки. Контроль междуфазных напряжений и на-
пряжения обратной последовательности может
быть блокирован программными ключами.
Защита действует на отключение и (пли) на
сигнализацию.
Параметры защиты приведены ниже:
Диапазон уставок по напряжению Ц>, В 100—200
Напряжение срабатывания 172>, В.. 5—20
Дискретность уставок по напряжению
(7>и<72>, В......................: 1
Диапазон уставок по времени Т’зПН, с.. 0,1—99,9
Дискретность уставок по времени, с .. . 0,1
Коэффициент возврата по напряжению
[>и£/2>.......................... 0,95—0,98
Защита от снижения напряжения при включе-
нии выключателя вводится в действие на 1 с после
получения сигнала о включении выключателя (от
реле РПВ).
Защита пускается при снижении линейного на-
пряжения пли при появлении напряжения обратной
последовательности. Условия пуска задаются про-
граммными ключами.
Защита действует на отключение и сигнализа-
цию.
Параметры защиты соответствуют указанным
выше для ЗМН, за исключением диапазона уставок
по времени срабатывания, который в данном слу-
чае составляет 0,2—1,0 с при дискретности уста-
вок 0,01 с.
Защита для дальнего резервирования отказов
защит или выключателей отходящих от шин ли-
ний. Функция дальнего резервирования (ДР) реали-
зуется ненаправленной максимальной защитой,
реагирующей на реактивную составляющую пол-
ного фазного тока, с пуском по току обратной по-
следовательности и блокировкой по минимально-
му напряжению.
Защита имеет независимую выдержку времени.
Пуск защиты по току /2 может быть выведен
соответствующим программным ключом.
Предусмотрена возможность блокировки защи-
ты на заданное время при снижении значения на-
пряжения прямой последовательности U[ ниже за-
данной уставки.
Защита действует на отключение.
Имеется возможность вывода защиты из рабо-
ты с помощью внешнего дискретного сигнала
«Блок. ДР» и программным ключом.
Параметры защиты приведены ниже:
Диапазон уставок по реактивным состав-
ляющим фазных токов /р, А.......... 1-—5
Дискретность уставок по реактивным со-
ставляющим фазных токов, А........ 0,1
Диапазон уставок по времени, с..... 1—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 блокиров-
ки по Ц , с........................ 5—15
Дискретность уставок по времени блоки-
ровки по 1/|, с..................... 1
Уставка по току обратной последователь-
ности /2 > А...................... 0,4
Уставка по времени наличия тока обрат-
ной последовательности, с.......... 0,08
Коэффициент возврата по напряжению
Ц>................................. 1,03—1,07
Коэффициент возврата по току 12> .... 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 по частоте (ЧАПВ) от внешнего устрой-
ства частотной разгрузки.
Функции управления:
операции отключения и включения выключатся
ля по внешним командам и от кнопок на собствен-
ном пульте;
оперативный ввод-вывод функций защиты и ав-
томатики по внешним сигналам;
дистанционное изменение параметров на-
стройки.
Функции сигнализации. Обеспечивают фор-
мирование следующих сигналов: аварийного от-
ключения, предупредительных, вызова в ячейку,
перегрузки, работы автоматики, неисправности
БМРЗ или выключателя, отказа БМРЗ и др.
Выбор параметров срабатывания и провер-
ка чувствительности микропроцессорных за-
щит. Дальнейшее изложение ограничивается рас-
четом микропроцессорных защит от КЗ линий и
трансформаторов 6 (10) кВ. Расчет микропроцес-
сорных защит электродвигателей напряжением вы-
ше 1 кВ рассмотрен в [46.20].
При отсутствии в сети трансформаторов, защи-
щаемых предохранителями, следует стремиться
использовать на линиях трехступенчатые защиты
с независимыми времятоковыми характеристика-
ми (ВТХ), что при достаточной эффективности I и
П ступеней позволяет существенно снизить время
отключения междуфазных КЗ. Методика расчета
указанных защит изложена в [46.22] и далее не рас-
сматривается. Характерные для МПТ значения ко-
эффициентов (отстройки, возврата, согласования),
входящих в соответствующие расчетные выраже-
ния, приведены ниже. Значение ступени селектив-
ности может быть принято равным 0,15—0,2 с при
условии установки на смежных линиях однотип-
ных выключателей [46.19].
В случае наличия на защищаемой линии от-
ветвлений к трансформаторам с предохранителями
на стороне ВН использование 1! и III ступеней,
имеющих независимые ВТХ, оказывается, как пра-
вило, неэффективным. Последнее обусловлено
тем, что согласование независимой ВТХ ступени
защиты с зависимой ВТХ плавкой вставки предо-
хранителя должно осуществляться при первичном
токе, равном току срабатывания данной ступени.
Следствием этого, как правило, являются либо не-
достаточная чувствительность ступени — прием-
лемое время срабатывания достигается путем уве-
личения ее тока срабатывания, либо недопустимо
большое значение выдержки времени ступени —
необходимая чувствительность достигается сниже-
нием ее тока срабатывания.
С учетом вышеуказанного далее полагается,
что II ступень в защите линии отсутствует, по-
скольку она всегда выполняется с независимой
ВТХ, а III ступени смежных защит имеют зависи-
мые или ограниченно зависимые времятоковые ха-
рактеристики.
Выбор тока срабатывания и проверка чувст-
вительности МТЗ (III ступень). Ток срабатывания
МТЗ линии выбирается, как правило, с учетом сле-
дующих условий:
необходимости обеспечения возврата защиты
после отключения внешнего КЗ — по выражению
^с.з ~’^отс^сзп^раб шах^в > ^отс ~ коэффи-
циент отстройки; Лсап — коэффициент самозапус-
ка, принимаемый равным 1,1—1,3 при отсутствии в
сети высоковольтных электродвигателей и опреде-
ляемый расчетом при полностью заторможенных
двигателях в противном случае; кв - 0,95 — коэф-
фициент возврата защиты по току; /раб тях — мак-
симальный рабочий ток защищаемой линии, опре-
деляемый с учетом ее возможной перегрузки;
необходимости согласования токов срабатыва-
ния защит смежных элементов сети — по выраже-
нию (при отсутствии параллельно включенных
предыдущих элементов) 7С З ПОСЛ = М'с.з.предтах +
+ S/раб птах)» гДе *с — коэффициент согласования,
принимаемый равным 1,1 при согласовании микро-
процессорных 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]; /с.з.Пре-д max — макси-
мальный из токов срабатывания МТЗ предыдущих
(по направлению к источнику питания) смежных
элементов; S/pa6max —сумма максимальных зна-
чений рабочих токов всех предыдущих смежных
элементов, за исключением того элемента, с защи-
той которого производится согласование.
За расчетное значение тока срабатывания за-
щиты /с.з.расч принимается большее из двух полу-
ченных.
Значение тока срабатывания реле (вторичного
тока срабатывания защиты) определяется по выра-
жению I = 1 к /К,, где ксх — коэффици-
ент схемы в симметричном режиме, принимаемый
равным 1, если защита реагирует На фазные токи, и
</3 , если на разность фазных токов; Kj — коэффи-
циент трансформации ТТ. Возможный диапазон ус-
тавок по току срабатывания II] ступени для МПТ
типа БМРЗ приведен на с. 133.
Следует отметить, что для III ступени с зависи-
мой ВТХ условие согласования ее тока срабатывания
с током плавления вставки предохранителя на сто-
роне ВН смежного трансформатора, соответствую-
щим максимальному времени срабатывания МТЗ,
часто являющееся определяющим для электромеха-
нических защит, в случае использования МПТ, как
правило, может не учитываться. Указанное обуслов-
лено существенным различием выдержек времени
на начальном участке зависимых врсмятоковых ха-
рактеристик электромеханических и микропроцес-
сорных защит, что и определяет существенное раз-
личие значений соответствующих им токов плавле-
ния. Так, для МТЗ на основе реле типа PTB-I с ус-
тавкой 0,7 с максимальная выдержка времени со-
ставляет около 5 с, а для БМРЗ — около 100 с.
Для МП!', устанавливаемых на трансформато-
рах 6(10) кВ, ток срабатывания МТЗ выбирается,
как правило, из условия необходимости обеспече-
ния возврата защиты после отключения внешнего
КЗ. При этом в приведенном выше выражении для
тока срабатывания зашиты значение 7СЗП при от-
сутствии достоверных данных следует определять
расчетным путем, рассматривая нагрузку на сторо-
не НН трансформатора в первом приближении как
обобщенную. Значение/раб |Пах с учетом длительно
допустимой перегрузки маслонаполненных транс-
форматоров ориентировочно может быть принято
равным 1,4/т |юм (для двухтрансформаторпых под-
станций полагается, что один из трансформаторов
отключен).
Чувствительность III ступени защиты при
включении МПТ на токи трех фаз, а также при
включении на токи двух фаз, если ток в третьей фа-
зе находится расчетным путем, определяется по
выражению кц = тт'Л.з.расч > г«е 7ктт ~наи-
больший из первичных токов трех фаз в месте
включения защиты при таких расчетных условиях
КЗ, когда он имеет минимальное значение;
/с з расч — расчетное (принятое) значение тока
срабатывания защиты.
В иных случаях следует определять кч через
отношение соответствующих вторичных токов.
Значение кч защиты как основной (при КЗ та
защищаемом элементе) должно быть не менее 1,5,
а как резервной (при КЗ на смежных элементах) —
около 1,2 [46.1].
Если значение кч защиты как основной окажет-
ся меньше требуемого, то следует рассмотреть воз-
можность снижения значения Асзп путем упреж-
дающего (до ликвидации КЗ) отключения части
электродвигателей. Для линий с отпайками эффек-
тивным средством повышения чувствительности
МТЗ является автоматическое секционирование
линии, приводящее к уменьшению зоны действия
защиты и, как следствие, увеличению тока КЗ.
Допускается не обеспечивать минимально не-
обходимое значение кч защиты как резервной при
КЗ за понижающими трансформаторами 6 (10) кВ
[46.1].
Выбор выдержек времени МТЗ. Выдержки вре-
мени МТЗ в сетях с односторонним питанием вы-
бираются по ступенчатому принципу [46.22]. При
этом методика расчета зависит от типа времятоко-
вых характеристик последующей (рассчитывае-
мой) и предыдущей защит, а также от наличия или
отсутствия I ступени (отсечка без выдержки време-
ни) в предыдущей защите.
Если I ступень в предыдущей защите отсутст-
вует, то с учетом принятых выше ограничений
'cs.nocn = 'с.з.пред max + △ «. где 1СЗПОСЛ — выдержка
времени последующей защиты при максимальном
токе трехфазного КЗ в начале одного из предыду-
щих смежных элементов; tc 3 пред тах — макси-
мальная из выдержек времени МТЗ предыдущих
элементов при упомянутом трехфазном КЗ; △ t —
ступень селективности, принимаемая равной 0,3 с,
если предыдущая защита выполнена на основе
МПТ или реле тока косвенного действия [46.19].
Значение тока трехфазного КЗ через последую-
щую защиту должно определяться с учетом тока
нагрузки всех предыдущих смежных элементов, за
исключением того элемента, в начале которого рас-
сматривается 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-
лем 1СЗПОСЛ — 1Пл max + Al, где 1с.з.посл выдержка
времени последующей защиты при КЗ за предыду-
щим предохранителем в расчетных условиях;
— максимальное время плавления вставки
предохранителя в расчетных условиях; A t = 0,3 с —
ступень селективности, определяемая с учетом вре-
мени гашения дуги в предохранителе типа ПКТ, ко-
торое в первом приближении принято равным 0,1 с.
В качестве расчетных условий следует рассматри-
вать двухфазное КЗ в таком режиме работы сети,
при котором значение тока данного КЗ минимально.
При использовании типовой ВТХ предохрани-
теля время плавления вставки должно определять-
ся для расчетного тока = °>8^к min ’ гда К0ЭФ*
фициент 0,8 учитывает предельно допустимый раз-
брос (+20 %) по току плавления.
За расчетное принимается большее из значений
/с 3 посл, полученных при согласовании последую-
щей (рассчитываемой) защиты с защитами и (или)
предохранителями всех предыдущих смежных эле-
ментов.
Значение 1с.3.посл.расч =Чс.з.посл max и соответст-
вующее ему значение первичного тока через рас-
считываемую 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 вы-
бор типа ВТХ, которая должна обеспечивать селек-
тивность несрабатывания защиты при внешних КЗ
в реально возможном диапазоне первичных токов и
термическую стойкость защищаемой линии (по-
следнее — при отсутствии I ступени).
В [46.19] рекомендуется использовать нормаль-
ную ВТХ (см. выше функции БМРЗ), которая обес-
печивает наименьшее время отключения внутрен-
них КЗ, а также наилучшее согласование (в смысле
обеспечения селективности несрабатывания при
внешних КЗ) с ВТХ реле типа PT-80, РТВ и предо-
хранителями типа ПКТ.
Все рекомендуемые стандартом МЭК 255-4 ти-
пы зависимых ВТХ определяются следующим вы-
ражением: t = кр/ [(///уст)“- 1], где t — время сра-
батывания защиты; а и Р — постоянные коэффици-
енты, определяющие крутизну ВТХ; I — входной
(вторичный) ток; /уст — уставка по току срабатыва-
ния III ступени; К- 1СЗ[(///уст)И 1]/Р —коэффи-
циент времени; zc 3 — известное время срабатыва-
ния защиты при известном вторичном токе I (коор-
динаты одной из точек ВТХ).
Для нормальной ВТХ а = 0,02, а Р = 0,14. Зна-
чение коэффициента времени К определяется по
вышеприведенному выражению, в которое под-
ставляются ранее найденные значения 1с.3.П0сЛ.расн
и соответствующего ему вторичного тока.
Графическое построение ВТХ последующей и
предыдущей защит и (или) предохранителей в осях
время срабатывания защиты (плавления вставки) —
первичный ток, называемое картой селективности,
позволяет оценить диапазон токов, в котором обес-
печивается селективность несрабатывания при
внешних КЗ рассчитываемой защиты.
Для оценки термической стойкости защищаемой
линии следует определить ее минимально допусти-
(3) ,---
мое сечение по выражению s , = / /1 / С,
.(3) л.
где ZK п'ах — максимальное значение тока трехфаз-
ного КЗ в начале защищаемой линии; Готкл = 1сз +
+ 'о.в ПРИ отсутствии АПВ и 10ТКЛ = 1С З +/с 3 уск +
+ 2/0 в при наличии АПВ и ускорении действия за-
щиты после АПВ; 1откл — время отключения КЗ;
tc 3 — время срабатывания МТЗ; tc 3 уск — время
срабатывания ускоренной защиты; t0 в — время
отключения выключателя; С — константа, прини-
маемая равной 91 для кабелей 6 (10) кВ с алюми-
ниевыми жилами и 69,5 для неизолированных про-
водов. Термическая стойкость обеспечивается, ес-
ли smin < 5Л, где 5Л — фактическое сечение защи-
щаемой линии.
Выбор тока срабатывания I ступени. Ток сра-
батывания селективной отсечки без выдержки вре-
мени определяется, как правило, с учетом следую-
щих условий:
необходимости обеспечения ее селективности
несрабатывания при внешних КЗ —по выражению
= Wk-вш max - где *отс “ коэффициент от-
стройки для 1 ступени, значение которого может
быть принято 1,15—1,2 с учетом эффективного по-
давления апериодической составляющей тока КЗ (в
БМРЗ не менее чем в 5 раз); — макси-
ж K.BIJJ I] 1<1л
мальное значение тока внешнего трехфазного КЗ
в начале смежных элементов;
необходимости отстройки от бросков тока на-
магничивания (БНТ) — по выражению /сз =
= Аотс Е/Т|10М, гдеЛотс = (3—4) — коэффициентот-
стройки от БНТ; Е /т — сумма номинальных то-
ков всех трансформаторов, на которые подается на-
пряжение при включении защищаемой линии.
Для линий с отпайками определяющим, как
правило, является первое условие, когда КЗ рас-
сматривается за ближайшим (к месту включения
защиты) предохранителем. При этом защитоспо-
собность I ступени — доля длины защищаемой ли-
нии — часто оказывается нулевой.
При использовании в МПТ функции АПВ с це-
лью повышения защитоспособности I ступени ее
ток срабатывания может быть выбран равным току
плавления вставки, соответствующему сумме вре-
мени срабатывания отсечки и времени отключения
выключателя (ориентировочно 0,15 с). Неселек-
тивное действие I 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 повре-
ждений электродвигателей являются:
многофазные КЗ в обмотках статора;
однофазные замыкания обмотки статора на
землю;
двойные замыкания на землю (одна точка в се-
ти, а другая в одной из фаз статорной обмотки);
замыкание части витков в одной фазе обмотки
статора.
Для синхронных двигателей (СД) характерны-
ми видами повреждений (кроме указанных) являют-
ся повреждения цепи возбуждения, обрыв цепи воз-
буждения, замыкание на землю цепи возбуждения.
Защита от многофазных КЗ должна быть обяза-
тельно быстродействующей с действием на отклю-
чение.
Требование быстродействия является обяза-
тельным также для защиты от однофазных КЗ дви-
гателей напряжением ниже 1 кВ. Для электродвига-
телей напряжением выше 1 кВ допустимо вводить
в защиту от однофазного замыкания на землю вы-
держку времени 1—2 с, если без этого нельзя дос-
тичь необходимой чувствительности защиты.
Для защиты от однофазных замыканий уста-
навливают специальную защиту нулевой последо-
вательности.
Двойные замыкания на землю, как и многофаз-
ные, должны отключаться без выдержки времени.
Для СД необходима защита от обрыва цепи воз-
буждения, поскольку защита от асинхронного ре-
жима при обрыве цепи возбуждения обычно отка-
зывает в действии.
Специальной защиты от замыканий на землю в
одной точке цепи возбуждения СД обычно не уста-
навливают, если двигатель оперативно может быть
выведен в ремонт. При отсутствии такой возможно-
сти устанавливают временную защиту от появления
второго замыкания на землю в цепи возбуждения.
Основным видом ненормального режима элек-
тродвигателей является прохождение в статоре то-
ков, превышающих номинальный.
Защита от перегрузки должна действовать на
отключение, но с выдержкой времени, достаточной
для пуска двигателя.
Для обеспечения самозапуска двигателей от-
ветственных механизмов и предотвращения несин-
хронного включения при снижении напряжения с
последующим его восстановлением применяется
защита от потери питания, в качестве которой ис-
пользуется, как правило, минимальная защита на-
пряжения (дополненная на СД минимальной защи-
той частоты с блокировкой по направлению актив-
ной мощности). Защита действует на отключение
электродвигателей.
Ненормальным режимом синхронных двигате-
лей является асинхронный ход, появляющийся
вследствие выпадения СД из синхронизма, при
кратковременной потере питания с последующим
действием устройств АПВ и АВР или при трехфаз-
ных КЗ на смежных элементах (при отсутствии бы-
стродействующих защит) в нереактивной сети. По-
этому применяют защиту от асинхронного хода,
действующую на восстановление синхронного ре-
жима или на отключение СД.
Функции защиты от обрыва фазы часто возла-
гаются на защиту от перегрузок. Однако в ряде слу-
чаев предусматривается специальная зашита от не-
полнофазного режима работы электродвигателя.
Защиты от КЗ в обмотке статора. Выполнение
защит. Защита от многофазных КЗ устанавливает-
ся на всех без исключения синхронных и асинхрон-
ных двигателях и действует без выдержки времени
на отключение электродвигателя от сети, а у син-
Рис. 46.66. Токовая защита от многофазных КЗ
двигателя напряжением ниже 1 кВ, подключае-
мого через контакторы
хронных двигателей — также на устройство гаше-
ния поля (если оно предусмотрено).
Для двигателей напряжением ниже 1 кВ ис-
пользуются плавкие предохранители, а также элек-
тромагнитные и тепловые расцепители выключате-
лей НН (автоматов).
При выборе автоматов для этой защиты в каче-
стве расчетного тока /расч принимают номиналь-
ный ток двигателя /д |юм.
Электродвигатели, подключаемые- к сети через
контакторы КМ, имеют токовую защиту от КЗ, вы-
полняемую посредством электромагнитных реле
тока косвенного действия КА и реле времени КТ.
Токовые реле включаются в каждую фазу статора
непосредственно (реле КА1—КАЗ на рис. 46.66)
или через трансформаторы тока.
Защита электродвигателей напряжением 3—
10 кВ осуществляется на вторичных реле тока или
комбинированных реле тока и времени прямого
или косвенного действия.
Для двигателей мощностью до 4000 кВт защита
от многофазных КЗ, как правило, выполняется в ви-
де максимальной токовой без выдержки времени.
Для электродвигателей мощностью до 2000 кВт
применяют однорелейную схему, если чувстви-
(2)
тельность защиты при К на выводах двигателя
не менее 2.
Если электродвигатели не имеют защиты от за-
мыканий на землю и есть необходимость защиты от
„(1, 1)
двойного замыкания на землю , 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-
вую защиту от КЗ выполняют дифференциальной.
Ее установка считается обязательной для электро-
двигателей мощностью 4000 кВт и более.
Для электродвигателей, имеющих защиту от
однофазных замыканий на землю, дифференци-
альная защита может выполняться двухфазной
(рис. 46.67), а защита от однофазных замыканий
выполняет также функции защиты при двойных
замыканиях.
Применение дифференциальной защиты с то-
ком срабатывания, меньшим поминального, неже-
лательно для двигателей ответственных механиз-
мов, поскольку при этом возможно ложное сраба-
тывание защиты и отключение электродвигателя
при обрыве цепи циркуляции. Применение специ-
альных схем, отстроенных от обрыва цепи цирку-
ляции, 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 за-
щиты от пускового тока двигателя:
Т = к I
с.з потец max’
где /птах — действующее значение периодиче-
ской составляющей пускового тока при выведен-
ных пусковых устройствах или тока, генерируемо-
го электродвигателем при внешнем коэффи-
циент 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
Т — к к^1 /К
с.р /сотслсх п max' л7 ’
,(3) . .
где ксх -j- коэффициент схемы в симметричном
режиме.
Чувствительность защиты Оценивается при
двухфазном КЗ на выводах двигателя значением
кч > 2 (в минимальном режиме работы системы
электроснабже ния).
Ток срабатывания реле дифференциальной то-
ковой защиты выбирается по условию обеспечения
отстроенности защиты от тока небаланса при пря-
мом пуске без токоограничивающих устройств
с учетом апериодической составляющей:
J =Г к к к к Т
ц.з.расч ь'1отслалоднлп*д.пом >
где е — полная погрешность ТТ; кп — кратность
пускового тока; Аоди коэффициент однотипно-
сти; к.л — коэффициент, учитывающий апериодиче-
скую составляющую; при использовании реле типа
РНТ-565 принимается равным 1, а при использова-
нии обычных максимальных реле тока ka = 1.
Расчетное число витков обмотки РНТ-565, со-
ответствующее току срабатывания защиты,, опре-
деляют как
vvpac4 ~ ^с.р Kf //с 3,
где Fc р — МДС срабатывания реле (Fc р = 100 А).
Принятое число витков w ие должно превышать
расчетного значения.
IE
IC
|Г" Дифференциальная
защита
Защита от асинхронного
> хода и перегрузки.
4" Измерительные приборы
Защита от однофазных
и двойных замыканий
на землю
С Дифференциальная
(_ защита
Защита от
перегрузки и
асинхронного
хода
Защита от
однофазных
и двойных
замыканий
на землю
Дифференциаль-
ная токовая
продольная
защита
Цепи
отключения
от минимальной
защиты
напряжения
Защита от
замыканий
на землю
Защита от
перегрузки и
асинхронного
хода
Цепи
отключения
Рис. 46.67. Защита синхронного двигателя (принципиальная схема)
Защита
от потери
питания
На ресинхро-
низацию
На разгрузку
двигателя
Цепь
напряжения
Цепь
сигнали-
зации
ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ [Разд. 46
Чувствительность защиты оценивается коэф-
фициентом
к
I - W
р min ' - 0
F
с.р
F«e/pmin Чй/*/'
Для дифференциальной защиты с реакторным
пуском допускается пониженное значение коэффи-
циента чувствительности (кч > 1,5) при двухфаз-
ном КЗ на выводах двигателя в режиме его пуска.
Защита от однофазных замыканий обмотки
статора на землю. Выполнение защиты. Защита
устанавливается на электродвигателях мощно-
стью менее 2000 кВт, если ток замыкания на землю
13 превышает 10 А, а на электродвигателях мощно-
стью более 2000 кВт при токе замыкания на землю
/3 > 5 А и действует на отключение электродвига-
теля и автомат гашения поля (у СД). Защита вы-
полняется с помощью токового реле, подключен-
ного к фильтру токов нулевой последовательности
(рис. 46.68, а).
Для электродвигателей мощностью до 10 000 кВт
73 < 1 А. В качестве фильтра нулевой последователь-
ности используют кабельные трансформаторы тока
типов ТЗЛ, ТЗРЛ. При значительных бросках емко-
стного тока применяют трансформаторы типа ТНП
с подмагничиванием переменным током.
Для двигателей мощностью 2000 кВт и более
первичный ток срабатывания не более 5 А может
быть обеспечен только специальным реле (типа
РТЗ-50), обозначенным в схеме как РТЗ. Это тран-
зисторное реле (рис. 46.68, б), обладающее боль-
шой чувствительностью (ток срабатывания реле
равен 0,03 А при первичном токе 3 А) и высоким
коэффициентом возврата, требует дополнительно-
го питания постоянным (зажимы 4—8) напряжени-
ем 220 В или переменным (зажимы 2—4) напряже-
нием 100 В от трансформатора напряжения. Реле со-
стоит из входного трансформатора, выпрямитель-
ного устройства, усилителя постоянного тока, ис-
полнительного органа KL и блока питания. Первич-
ная обмотка трансформатора TL имеет четыре выво-
да (а—г), выведенных на плату и позволяющих из-
менять диапазон шкалы токов срабатывания. Рези-
стором R1, включенным в цепь смещения транзи-
стора VT1, осуществляется плавное изменение ус-
тавки. 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 пе-
реходное сопротивление) на землю во вторичную
цепь ТНП включается второе токовое реле с пер-
вичным током срабатывания 150—200 А.
Специальный контроль исправности цепи под-
магничивания не устанавливается. Подключение
цепей подмагничивания к ТНП выполняют через
замыкающий блок-контакт выключателя электро-
двигателя.
При токах замыкания на землю, меньших ука-
занных значений, для своевременного выявления
однофазного замыкания обмотки статора и преду-
преждения появления двойных замыканий на зем-
лю целесообразно выполнять сигнализацию замы-
каний на землю в кабеле присоединения электро-
двигателя 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 мощно-
стью менее 2000 кВт.
Для более мощных двигателей, а также при ис-
пользовании трансформаторов тока нулевой после-
довательности (ТТНП) с подмагничиванием защита
от однофазных замыканий выполняется с выдерж-
кой времени 0,5—2 с.
Расчет защиты нулевой последовательности
от однофазных и двойных замыканий на землю.
Расчет уставок срабатывания реле тока зашит от за-
мыканий на землю производят, как правило, в пер-
вичных токах.
Первичный ток срабатывания 1С 3 защиты, вы-
полненной с ТТНП кабельного типа без подмагни-
чивания, выбирается из условия отстроенности за-
щиты от броска собственного емкостного тока при
внешнем перемежающемся замыкании на землю:
Iс.з — ^отс ^бр ’
гдеЛотс — коэффициент отстройки, принимаемый
равным 1,3; &бр — коэффициент, учитывающий
бросок собственного емкостного тока электродви-
гателя, принимается равным 3—4; 1С— собствен-
ный емкостный ток электродвигателя,
/с=6П/СЦ1ом/73;
/—частотасети,Гц; Ц10М — номинальное между-
фазное напряжение, В; С — емкость фазы электро-
двигателя, 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 /с 3 п , вы-
полненной с ТТНП кабельного типа с подмагничи-
ванием, определяют по условию обеспечения от-
строснностп при внешнем однофазном замыкании,
сопровождающемся внешним двухфазным КЗ:
^с.з.п 7 Г" (^oTt/c + ^отс^пб.к.п^ ’
i в
где/с—установившийся емкостный ток замыкания
на землю защищаемого двигателя и кабелей между
местом установки ТТНП и двигателем; к’тс = 2;
^нб.к.п — первичное значение установившегося то-
Таблица 46.10. Ориентировочные значения тока
срабатывания зашиты нулевой
последовательности
Показатель РТ-40/0,2 РТЗ-50
Используемая шкала, А 0,1—0,2 0,03—0,06
Уставка срабатывания реле, А т К' 1 с.з min ’ 0,1 0,03
при одном ТТНП 8,5 3
при двух ТТНП, включен- ных последовательно 10,2 3,2
при двух ТТНП, включен- ных параллельно 12,5 4,5
ка небаланса ТТНП, вызываемого наличием под-
магничивания и несимметричным расположением
фаз первичной обмотки относительно вторичной,
при максимальном расчетном токе внешнего двух-
фазного КЗ; к"1С — коэффициент отстройки, при-
нимаемый равным 1,5; кв —коэффициент возврата
реле (для реле типа РТЗ-50 кв = 0,9—0,93).
Значение первичного тока небаланса /п6кп
определяют по значению вторичного тока неба-
ланса/нб>в:
Л16.К.П ~Л1б.ви’’в(1 + ^р/^э.пам.в)’
где wB — число витков вторичной обмотки ТТНП
(табл. 46.11); Z3naMB — эквивалентное сопротив-
ление намагничивания, приведенное ко вторичной
цепи; Zp — сопротивление реле и проводов (от за-
жимов ТТНП до реле).
Вторичный ток небаланса /116 в содержит две
составляющие: /нб„есв — составляющую, обу-
Таблица 46.11. Значения ЭДС небаланса
вторичной обмотки ТТНП в нагрузочном режиме
словленную несимметричным расположением
первичных токопроводов относительно вторичной
обмотки ТТНП; 7|1бподм в — составляющую, обу-
словленную пеидентичностыо двух магнитопрово-
дов ТТНП.
Эти составляющие определяются как
Л1б.пес.в ~ ^^пб.нес^С^э.пам.в + ^р)’
г — р и
1 нб.подм.в пб.полм'^р’
где £1|61|ес — ЭДС небаланса, наводимая во вто-
ричной обмотке трансформатора тока в номиналь-
ном режиме; к — коэффициент, равный кратности
расчетного внешнего двухфазного КЗ для момента
времени, соответствующего выдержке времени за-
щиты; Епб подм — ЭДС небаланса, обусловленная
неидентичпостыо магнитопроводов.
Ток срабатывания защиты от двойных замыка-
ний на землю должен быть выбран большим мак-
симально возможного значения тока, проходящего
через защиту при внешнем повреждении. Первич-
ный ток срабатывания выбирают порядка 100—
150 А, учитывая, что защита выполняется без вы-
держки времени. . tl
Защита от перегрузки асинхронных двигате-
лей (АД). Выполнение защиты. Защита от пере-
грузки АД напряжением ниже 1 кВ выполняется то-
ковой, тепловой или температурной (реагирует на
повышение температуры обмотки или других час-
тей двигателя). Защита может выполняться посред-
ством автоматов с замедленным срабатыванием
или с помощью реле косвенного действия — тепло-
вых или электромагнитных. Магнитный пускатель
содержит два тепловых реле (рис. 46.69), которые
отключают электродвигатель в зависимости от ко-
личества тепла, выделенного в них.
При КЗ в двигателе нагреватель может перего-
реть раньше, чем реле отключит двигатель. Поэто-
му тепловые реле применяются только при нали-
Рис. 46.69. Защита от обрыва фазы и от пере-
грузки асинхронного двигателя напряжением
ниже 1 кВ
чии быстродействующей защиты от КЗ (например,
плавких предохранителей).
Для низковольтных АД, защищаемых от КЗ
с помощью предохранителей, и при необходимо*'
сти осуществления защиты от перегрузок приме-
няют реле обрыва фазы (КА1—КАЗ на рис. 46.69),
которые своими контактами разрывают цепь само-
удерживапия контактора КМ при перегорании пре-,
дохранителей.
Для электродвигателей напряжением выше
I кВ применяют защиту на основе одного индук-
ционного реле серии РТ-80, которое позволяет вы-
полнять в одном реле защиту от перегрузки и от-
сечку от многофазных КЗ. При этом индукцион-
ный элемент с выдержкой времени, зависимой от
кратности тока, используется для защиты от пере-
грузки, а мгновенный элемент — для выполнения
отсечки (например, реле РТ-82). В случаях, когда
необходимо действие защиты от перегрузки вы-
полнить на сигнал или разгрузку приводимого ме-
ханизма, применяют реле PT-84. i
Для выполнения функции защиты от обрыва
фазы защиту от перегрузки выполняют двух- или
трехрелейной. Защита выполняется с действием на
сигнал, если предусматривается возможность лик-
видации перегрузок дежурным персоналом, или на
разгрузку приводимого механизма, если она вы-
полняется автоматически.
Действие защиты от перегрузки иа отключение
применяется для электродвигателей с тяжелыми ус-
ловиями пуска и самозапуска и, если самозапуск не-
допустим, при работе электродвигателей без посто-
янного персонала, а также в случае, если разгрузка
механизма невозможна без остановки двигателя.
-Расчет защит от перегрузки асинхронного
двигателя. Номинальный ток теплового реле „„„
г р.пом
и номинальный ток его сменного нагревателя
Ai ном ПРИ осуществлении защиты двигателей на-
пряжением ниже 1 кВ выбирают из условия
^рлом — А1ЫЮМ IЙ) ~ 1и пом ,
где 7Д пом — номинальный ток двигателя.
Ток срабатывания реле защиты АД напряжени-
ем выше I кВ от перегрузки выбирают из условия
надежного возврата защиты при поминальном токе:
^С.р '“/OTC^CxAi.HOM
где katc — коэффициент отстройки, принимаемый
равным 1,1—1,2; къ —коэффициент возврата, при-
нимаемый равным 0,8.
Время срабатывания реле выбирают из условия
отстройки от времени пуска, с целью приближения
зависимой части характеристики реле к тепловой
характеристике электродвигателя это время прини-
мают максимально возможным в независимой части
характеристики (12—16 с для реле РТ-82 и РТ-.84).
Защита синхронных двигателей от асин-
хронного хода и перегрузки. Выполнение защи-
ты. Защита устанавливается на всех синхронных
двигателях (СД) и действует:
а) с выдержкой времени на запуск схемы ресин-
хронизации, автоматическую разгрузку механизма
до такой степени, чтобы обеспечить втягивание СД
в синхронизм, если ресинхронизация возможна и
допустима;
б) на отключение СД и повторный автоматиче-
ский пуск;
в) на отключение СД при невозможности ресин-
хронизации 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 асин-
хронном режиме, когда необходимо быстродейст-
вие защиты от асинхронного режима.
Защиты, использующие изменение тока стато-
ра, выполняются часто с помощью токового реле с
зависимой характеристикой (серии РТ-80), кото-
рое одновременно используется для защиты СД от
перегрузки.
Действие защиты при изменениях тока стЙТора
при асинхронном ходе (рис. 46.70) основано на
том, что реле РТ-80 имеет большое время возврата
и не успевает возвращаться за время Д t, и поэтому
оно срабатывает после нескольких периодов бие-
ний тока статора. Для того чтобы обеспечивалось
удерживание реле за время Д t, необходимо, чтобы
I <1
с.р — кач max’
Значение тока качаний зависит от возбужде-
ния СД, а также от его отношения короткого замы-
кания (ОКЗ). Поэтому при обрыве цепи возбужде-
ния СД, а также при ОКЗ < 1 защита отказывает в
действии и может применяться только для СД с
ОКЗ > 1 при условии дополнительной защиты от
обрыва цепи возбуждения.
Рис. 46.70. Диаграмма для пояснения функциони-
рования токовой защиты синхронного двигателя
от асинхронного хода:
/с р и, 1В р токи срабатывания и возврата реле
Рис. 46.71. Защита синхронного двигателя от
асинхронного хода и перегрузки
Для СД с ОКЗ < 1 применяется совмещенная за-
щита (рис. 46.71) с независимой от тока выдержкой
времени и током срабатывания
/с.3= (1,3-1,4)/Д110м.
Выдержка времени защиты выбирается из ус-
ловия отстройки от времени пуска и принимается
равной 8—10 с.
В схему защиты последовательно с контактом
без выдержки времени KAI включена обмотка KL2
промежуточного реле с замедлением на возврат,
предотвращающего возврат реле времени КТ2 при j
биениях тока асинхронного режима.
Скольжение при асинхронном режиме, возник-
шем в результате обрыва цепи возбуждения, для
различных двигателей колеблется от 0,1 до 2—3 %.
При малом скольжении необходимое время возвра-
та реле KL2, а следовательно, необходимая выдерж-
ка времени реле КТ2 могут оказаться (см. расчет за-
щиты, приведенный ниже) недопустимо большими.
Поэтому предусматривается отдельная защита от
потери возбуждения (реле КА, называемое реле ну-
левого тока), а время возврата реле KL2 выбирается
из условия примерного равенства периоду биений
при выпадении из синхронизма возбужденного дви-
гателя и принимается равным 1,5—2 с.
Если время действия защиты необходимо
иметь меньшим, чем время пуска, то применяют ее
блокировку на время пуска. Защита от обрыва цепи
возбуждения может сработать ложно при сбросе
нагрузки и отключении внешнего КЗ. Для исключе-
ния такой возможности вводится задержка с помо-
щью реле КТЗ.
Для предотвращения отключения двигателя
при пуске защита от обрыва цепи возбуждения вы-
водится контактом контактора включения возбуж-
дения КМ, а при ресинхронизации — размыкаю-
щим контактом реле времени КТ1, имеющим вы-
держку времени на возврат.
Выдержку времени защиты (т.е. выдержку вре-
мени реле КТЗ) принимают равной 3—5 с.
Расчет защиты синхронного двигателя от пе-
регрузки и асинхронного хода. Ток срабатывания
токового реле защиты от асинхронного хода, со-
вмещенной с защитой от перегрузки, определяется
так же, как и для асинхронного двигателя.
Для надежной работы защиты при выпадении
из синхронизма возбужденного СД вводится замед-
ление 1,5—2 с на возврат реле KL2.
Первичный ток срабатывания реле KAI
I =14/
С.р.п ' ’ Д.ПОМ
Ток срабатывания защиты от потери возбужде-
ния выбирают равным (1,3—1,5)7ВХ, где /вх — ток
возбуждения при холостом ходе (XX), номинальном
напряжении и минимальном токе статора двигателя.
Защита от потери питания. Выполнение защи-
ты. Защита от потери питания выполняется обыч-
но групповой (один комплект защиты на несколько
присоединений) и действует на отключение двига-
телей или их развозбуждение (для СД). В качестве
защиты от потери питания применяют:
а) минимальную защиту частоты с блокиров-
кой по направлению активной мощности;
б) минимальную защиту напряжения, выпол-
няемую обычно двухступенчатой.
Выдержка времени I ступени Z1 выбирается из
условия отстройки от времени действия быстро-
действующих защит при многофазных КЗ, в зоне
действия которых напряжение на выводах двигате-
r J
ля меньше напряжения Uc 3 срабатывания защиты.
553
।
Ступень I предназначена для ускорения и повы-
шения эффективности самозапуска ответственных
электродвигателей, а также для предупреждения
несинхронного включения СД на сеть. Обычно
принимают tl = 0,5 с, a ~ 0,71/ из условия
обеспечения самозапуска ответственных электро-
двигателей.
Ступень II предназначена для отключения
электродвигателей при перерывах питания по ус-
ловиям технологии или техники безопасности, а
также когда самозапуск двигателя с полной на-
грузкой (даже при использовании ресинхрониза-
ции) невозможен.
Выдержку времени II ступени Z11 минимальной
защиты напряжения принимают равной 5—10 с.
На рис. 46.72 представлен один из возможных
вариантов групповой защиты. Защита имеет две
выдержки времени: Z1 = 0,5 с и Z11 = 10 с. Источни-
ком оперативного тока служат предварительно за-
ряженные (от зарядного устройства УЗ) конденса-
торные батареи. Поэтому выходные реле защиты
KL/ и KL2 имеют задержку при возврате для обес-
печения надежности отключения выключателей.
Защита срабатывает только при снижении на-
пряжения во всех трех фазах. Выдержка времени
создается реле времени КТ, имеющим размыкаю-
щий контакт и получающим питание от трансфор-
матора собственных нужд через параллельно со-
единенные контакты реле напряжения. Для предот-
вращения срабатывания защиты при отключении
TV предусмотрен вывод защиты из действия блок-
контактом автомата трансформатора напряжения, а
при исчезновении напряжения на выходе транс-
форматора с.н. (С/тсп) — размыкающим контак-
том КУЗ в цепи контактов КТ.
Применительно к электродвигателям низкого
напряжения минимальную защиту напряжения реа-
лизуют с помощью контактора с удерживающей
обмоткой, подключенной к силовой сети. Контак-
а
Ь
с
Рис. 46.72. Групповая минимальная защита напряжения для двигателей напряжением выше 1 кВ
Рис. 46.73. Минимальная защита напряжения
двигателя напряжением ниже 1 кВ
тор отключает двигатель от сети, если напряжение
снижается до (0,4—0,5) .
' ’ 7 ном
Для электродвигателей низкого напряжения
применяются также схемы, обеспечивающие от-
сутствие излишних отключений при быстро ликви-
дируемых КЗ в питающей сети при одновременном
обеспечении незамедлепного оперативного отклю-
чения. 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 ко-
манды па включение реле KQQ включает контактор
КМ, вспомогательный контакт которого подключа-
ет питание к обмотке реле времени КТ. При исчезно-
вении напряжения в сети контактор КМ отключает-
ся, а КТ начинает отсчет времени. Если восстанов-
ление напряжения произошло раньше замыкания
контакта КТ, то через контакт KQQ контактор вновь
включается. Если же перерыв питания длителен, тр
контакт КТ, замыкаясь, переключает реле KQQ и
тем самым не допускает повторного пуска двигате-
ля при последующем восстановлении напряжения.
Схема защиты синхронного двигателя на пе-
ременном операт ивном токе (см. рис. 46.67).
В качестве защиты от многофазных КЗ установле-
на дифференциальная токовая продольная защита
в двухфазном исполнении с применением реле
IPHT, 2РНТ, действующих через указательные ре-
ле КН1, КН2 на выходные промежуточные реле
KL10 и KL11, контакты которых дешунтируют ка-
тушки отключения YAT1 и YAT2 выключателя Q.
Защита от замыканий на землю выполнена на
основе реле РТЗ-50, обеспечивающего значение
первичного тока срабатывания до 5 А.
Поскольку дифференциальная защита от мно-
гофазных КЗ выполнена двухфазной, в схеме заши-
ты от замыканий на землю предусмотрено токовое
реле КА2, действующее на реле KL1 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 цепей
может пропасть или оказаться недостаточным для
действия на отключение выключателя электродви-
гателя от групповой минимальной защиты напря-
жения, устанавливаемой обычно в камере транс-
форматоров напряжения. Поэтому от нее к камерам
электродвигателей идут четыре шинки минималь-
ной защиты напряжения: +ШЗ, 1ШМН, 2ШМН и
-ШЗ. Через шинки +ШЗ и -ШЗ конденсаторы С в
камерах электродвигателей постоянно подзаряжа-
ются. Через шинки 1ШМН и 2UIMH реле KL (типа
РП-252) получает импульсный сигнал от мини-
мальной защиты напряжения (с меньшей выдерж-
кой времени, если двигатель неответственный, и с
большей выдержкой, если двигатель ответствен-
ный или этого требуют условия выполнения техни-
ки безопасности). Реле KL, имеющее контакты с за-
держкой на возврат, замыкает их (с двух сторон
электромагнита отключения), подключая электро-
магнит к конденсатору С.
Шинки +ШРС и -ШРС защиты от потери пи-
тания подают при срабатывании защиты опера-
тивное питание на обмотку реле KL5, контакты
которого действуют на развозбуждение двигателя
с последующей ресинхронизацией или на разгруз-
ку двигателя.
Защита от асинхронного хода и перегрузки сра-
батывает с меньшей выдержкой времени (контакт
КТ1. /) на разгрузку или ресинхронизацию и с боль-
шей (контакт КТ1.2) на отключение СД.
46.7. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ЭНЕРГОБЛОКОВ
ОБЩИЕ ВОПРОСЫ РАБОТЫ ЭНЕРГОБЛОКОВ
Электрооборудование и схемы энергобло-
ков. Синхронные генераторы в энергоблоках рабо-
тают с повышающими трансформаторами или ав-
тотрансформаторами. У мощных генераторов энер-
гоблоков, как правило, имеются выводы двух па-
раллельных ветвей в обмотке каждой фазы статора.
Нейтрали каждой из этих ветвей собираются от-
дельно 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 вы-
ключатели нагрузки.
На генераторном напряжении энергоблоков
обычно имеются ответвления для питания собст-
венных нужд. В этих ответвлениях выключатели,
как правило, не устанавливаются.
Обмотки ВН трансформаторов мощных энерго-
блоков выполняются без ответвлений для регули-
рования напряжения.
Некоторые особеииости технологического
оборудовании. При автоматическом отключении
генератора (блока) от сети на ТЭС и АЭС для со-
хранения его работы в режиме XX используется
быстродействующее регулирование (торможение)
турбины с помощью релейной форсировки блока
электрогидроприставки, осуществляющего кратко-
временное закрытие регулирующих клапанов тур-
бины. На ГЭС в связи с быстрой готовностью гид-
роагрегатов к повторному пуску допускаются при
внешних КЗ отключение и останов энергоблока.
При останове турбины от технологических за-
щит или от ключа управления необходимо в пер-
вую очередь отключить от сети генератор (блок)
с обязательным контролем прекращения впуска па-
ра в турбину с помощью защиты обратной мощно-
сти или специальной блокировки.
При неисправностях как технологического, так
и электрического оборудования в ряде случаев
требуются немедленный останов турбины и от-
ключение 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 гене-
ратора и гашения поля без контроля закрытия сто-
порных клапанов турбины) и действие всех элек-
трических защит от внутренних повреждений в це-
пи технологических защит (на закрытие стопор-
ных клапанов турбины).
На энергоблоках с газотурбинными установка-
ми недопустим переход генератора в двигательный
режим. При его возникновении генератор должен
немедленно отключаться с помощью защиты об-
ратной мощности.
Необходимо ограничивать длительность от-
ключения резервными защитами междуфазных КЗ
на энергоблоках АЭС и в прилежащей к ним сети
при снижении напряжения на собственных нуждах
АЭС ниже 0,66'||ОЫ.
Нарушения нормального режима. Для элек-
трооборудования энергоблоков представляют
опасность следующие нарушения нормального ре-
жима работы [46.23]:
внутренние повреждения и внешние КЗ, сопро-
вождающиеся большими токами;
замыкания на землю в обмотках статора гене-
ратора;
замыкания на землю в обмотке ротора генера-
тора;
симметричные и несимметричные перегрузки
обмоток статора генератора и обмоток трансфор-
матора 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 поврежде-
ний:
продольная и поперечная дифференциальные
защиты генераторов;
зашита от замыканий на землю в обмотке ста-
тора;
защита от замыканий на землю в обмотке рото-
ра и в цепях возбуждения;
дифференциальная защита трансформатора
(автотра: >сформатора);
газовая защита трансформатора;
контроль изоляции вводов напряжением 500 кВ
и выше трансформаторов (автотрансформаторов);
дифференциальная защита ошиновки ВН
трансформатора;
защита от повышения напряжения.
Дифференциальные защиты генератора и заши-
та от замыканий па землю в обмотке статора долж-
ны действовать на гашение поля генератора и его
отключение от сети либо выключателем генерато-
ра, либо, при его отсутствии, выключателями на
стороне ВН блока.
При отказе выключателя генератора или вы-
ключателя на стороне ВН блок должен отключать-
ся от сети с помощью УРОВ генераторного выклю-
чателя или УРОВ выключателя стороны ВН.
Защиту от замыканий на землю в цепи возбуж-
дения на турбогенераторах выполняют действую-
щей только на сигнал, а на гидрогенераторах — на
отключение.
Все остальные защиты энергоблока от внутрен-
них повреждений, за исключением защиты от по-
вышения напряжения на энергоблоках с турбогене-
раторами, должны действовать на гашение поля ге-
нератора, на отключение выключателей и пуск
УРОВ на стороне ВН блока, а также на отключение
выключателей в цепях присоединенного к ответв-
лению блока рабочего источника питания секций
собственных нужд. Последние необходимо отклю-
чать для обеспечения быстрого автоматического
перевода с помощью АВР питания собственных
нужд на резервный источник.
Защита от повышения напряжения на энерго-
блоках с турбогенераторами должна автоматиче-
ски вводиться в работу только в режиме холостого
хода энергоблока и действовать лишь на гашение
поля генератора. На энергоблоках с гидрогенерато-
рами она должна действовать постоянно и на от-
ключение 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) уста-
навливается резервная дифференциальная защита,
охватывающая генератор и трансформатор блока
вместе с ошиновкой на стороне ВН и действующая
на отключение выключателей блока и рабочего
трансформатора собственных нужд (ТСН), на гаше-
ние поля генератора и на пуск УРОВ на стороне ВН.
Для резервирования защиты смежных элемен-
тов (шин, линий, автотрансформаторов и пр.) на
энергоблоках должны устанавливаться:
токовая защита нулевой последовательности в
нейтрали трансформатора (защита ОТ Однофазных
КЗ);
двухступенчатая токовая отсечка обратной по-
следовательности (защита от несимметричных КЗ);
односистемная дистанционная защита (защита
от симметричных КЗ).
Устройства защиты от внешних КЗ должны дей-
ствовать только на отключение энергоблока от сети
выключателями на 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 вре-
мени от симметричной перегрузки (действует на
сигнал);
токовая защита обратной последовательности с
интегральной зависимой характеристикой выдерж-
ки времени от несимметричных перегрузок (дейст-
вует на отключение энергоблока от сети);
токовая защита с интегральной зависимой ха-
рактеристикой выдержки времени от перегрузки
ротора (две ступени действия — I на развозбужде-
ние и П на отключение генератора или энергоблока
от сети);
защита от потери возбуждения генератора, вы-
полняемая с помощью реле сопротивления и дейст-
вующая либо на автоматическую разгрузку энерго-
блока и на гашение поля, либо на отключение бло-
ка (в случаях, когда асинхронный режим генерато-
ра недопустим).
Теоретические основы выполнения современ-
ных устройств защиты энергоблоков наиболее пол-
но представлены в [46.23].
Продольна» дифференциальная защита ге-
нератора. Назначение. От внутренних многофаз-
ных КЗ.
Выполнение защиты. Защита выполняется трех-
фазпой, трехрелейной на реле ДЗТ-11/5 с процент-
ным торможением, обеспечивающим отстройку от
максимального тока небаланса при токе срабатыва-
ния, меньшем номинального тока генератора.
Трансформаторы тока защиты со стороны ли-
нейных выводов всегда включаются на полный ток
генератора, а со стороны нейтрали либо на тот
же полный ток, либо на его половину (в каждую из
двух параллельных ветвей обмотки статора). Соот-
ветственно коэффициент трансформации ТТ со
стороны нейтрали должен быть таким же, как и со
стороны линейных выводов, либо в 2раза.меныпе.
Все ТТ защиты должны допускать длительную
работу при токе нагрузки генератора 7 = 1,1/|1ПМ и
обеспечивать при внешних КЗ (за трансформато-
ром блока) полную погрешность не более 10 %.
Расчетные уставки. Ток срабатывания защиты
при отсутствии торможения
^ср min — Л:р ^р >
где Fcp — МДС срабатывания (равна 100 A); wp —
число витков рабочей обмотки (144 витка).
Первичный ток срабатывания для всех генера-
торов составляет (0,1—0,2)/||ОМ.
Максимальный расчетный ток небаланса
/ . = и
'пб.расч ПОД1ГС1 >
где Лодп — коэффициент однотипности ТТ (прини-
мается равным 1 при разных ТТ или 0,5 при одина-
ковых); е — полная погрешность (принимается
равной 0,1); Периодическая' составляющая
тока трехфазного КЗ или наибольшее значение тока
асинхронного хода.
Необходимое число тормозных витков опреде-
ляется по выражению
и’т.расч — пб.расч ^раб ^(^торм‘В а)>
где кп- коэффициент надежности (принимается
равным 1,6); 7торм — тормозной ток (равен току
(3)
I ); tg о, — тангенс угла наклона к оси абсцисс ка-
сательной к тормозной характеристике (принима-
ется равным 0,75).
Принимается ответвление тормозной обмотки
с ближайшим большим числом витков.
Чувствительность защиты проверять не требу-
ется, так как она всегда выше необходимой со-
гласно ПУЭ.
Поперечная дифференциальная защита ге-
нератора. Назначение. От витковых замыканий
в обмотке статора.
Выполнение защиты. Защита выполняется од-
носистемной на реле РТ-40/Ф с фильтром высших
гармоник. Это реле присоединяется к ТТ с коэффи-
циентом трансформации от 1500/5 до 2500/5, вре-
занному в перемычку между нейтралями парал-
лельных обмоток статора.
Уставки. Первичный ток срабатывания при
проектировании принимается равным 0,2/||ом гене-
ратора. При наладке ток срабатывания уточняется
по результатам измерений тока небаланса и суще-
ственно снижается.
Защита от замыканий на землю в обмотке
статора. Выполнение и типы защиты. На генерато-
рах энергоблоков в качестве защиты от замыканий
на землю, как правило, устанавливается блок-реле
БРЭ1301, состоящее из органов напряжения 1-й и
3-й гармоник и охватывающее всю обмотку статора
без зоны нечувствительности [46.23].
Блок-реле БРЭ1301 выпускается в двух испол-
нениях (защиты ЗЗГ-11 и ЗЗГ-12). Орган 1-й гармо-
ники в обоих исполнениях называется «реле напря-
жения» и выполняется одинаково. Он реагирует на
напряжение нулевой последовательности 1-й гар-
моники; его уставки могут регулироваться в преде-
лах 5—20 В. В блок-реле БРЭ1301 предусмотрена
блокировка этого органа при однофазных КЗ на
стороне ВН блока с помощью реле напряжения об-
ратной последовательности.
Орган 3-й гармоники в защите ЗЗГ-11 реагиру-
ет на относительное результирующее сопротивле-
ние 3-й гармоники обмотки статора со стороны
нейтрали на землю и называется «реле сопротивле-
ния» (или «реле с торможением»). Уставки относи-
тельного сопротивления срабатывания (в относи-
тельных единицах) могут изменяться в пределах
0,3—3 (этому соответствуют коэффициенты тор-
можения А,орм = 1/Zcp).
В защите ЗЗГ-12 орган 3-й гармоники реагиру-
ет на производную по времени при быстром возрас-
тании напряжения 3-й гармоники на выводах гене-
ратора (с постоянной времени Т < 0,3 с) и называет-
ся «реле производной». Уставки реле производной
не регулируются.
К органам защиты подается напряжение нуле-
вой последовательности от трансформаторов на-
пряжения (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 сум-
ма напряжений 3-й гармоники от TH в нейтрали и
на выводах генератора — рабочее напряжение
|V + C'J и тормозное выпрямленное напряжение
3-й гармоники со стороны нейтрали | [/J , при этом
и Лт=1./гср.
В защите ЗЗГ-12 реле напряжения и реле про-
изводной присоединяются к TH на выводах гене-
ратора.
При выборе исполнения защиты следует учи-
тывать, что для защиты ЗЗГ-12 не требуется уста-
новка TH в нейтрали генератора. Однако эта защи-
та неэффективна при отсутствии переходного про-
цесса (например, при постепенном снижении уров-
ня изоляции обмотки статора или при подъеме с ну-
ля напряжения на поврежденном генераторе). С
учетом этого, для мощных генераторов предпочти-
тельнее защита ЗЗГ -11.
Уставки защиты. Уставка органа 1-й гармони-
ки в обоих исполнениях защиты по условию от-
стройки 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 при-
нимать Zcp = 1,5 или ftTopM - 0,67.
Для отстройки от возможных кратковремен-
ных срабатываний зашиты в переходных режимах
на ее выходе должна быть выдержка времени
около 0,5 с.
Защита от замыканий на землю в обмотке
ротора. Для сигнализации замыканий на землю
в обмотке ротора и в цепях возбуждения устанав-
ливают защиту КЗР-З, выполняемую с наложени-
ем на цепь возбуждения переменного тока часто-
той 25 Гц [46.23].
Защита трансформатора (автотрансформа-
тора) блока. Дифференциальная защита транс-
форматора (АТ) и резервная дифференциальная за-
щита блока выполняются на реле ДЗТ-21 в соот-
ветствии с требованиями § 46.4. В цепи дифферен-
циальной защиты трансформатора блока должны
включаться трансформаторы тока ответвлений на
собственные нужды и на питание потребителей,
если при минимальном токе срабатывания защита
не отстроена от КЗ за трансформатором (или реак-
тором) 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 дифференциаль-
ной защиты предусматривают выдержку времени
около 0,3 с для отстройки по времени от дифферен-
циальной защиты генератора.
Газовая защита, контроль изоляции вводов
напряжением 500 кВ и выше, дифференциальная
защита ошиновки ВН трансформатора выполня-
ются в соответствии с требованиями § 46.4.
Защита от внешних КЗ на землю. Выполне-
ние защиты. Токовая защита нулевой последова-
тельности выполняется с помощью двух токовых
реле РТ-40, включенных на ток нейтрали трансфор-
матора блока и во вторичную цепь трансформатора
тока, встроенного в силовой трансформатор.
Одно из реле предназначено для резервирова-
ния защит от КЗ на землю смежных элементов сети
ВН. С помощью второго, более чувствительного,
реле осуществляются деление шин ВН и ускорен-
ная ликвидация неполнофазных режимов (ускоре-
ние создается при замыкании контура непереклю-
чения фаз, но на выключателе, общем с линией, оно
исключается на время цикла ОАПВ).
Уставки защиты. Уставка более грубого реле
(резервной защиты) выбирается по условию согла-
сования 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
^с.з
надежного действия в режиме иеполнофазного
отключения блока при минимальной нагрузке
^с.з -Лпт^-ч — >2-
Защита от повышения напряжения. Назначе-
ние. Защита предназначена для предотвращения
недопустимого повышения напряжения.
Выполнение защиты. На блоках с турбогенера-
торами зашита должна действовать в режиме XX
(вводится в действие при исчезновении тока в реле
РТ-40/Р в схеме УРОВ) на гашение поля без вы-
держки времени. При отключении генератора от се-
ти защита автоматически вводится в действие с вы-
держкой времени около 3 с, перекрывающей дли-
тельность кратковременного повышения напряже-
ния на генераторе из-за сброса нагрузки. Выполня-
ется на максимальном реле напряжения РСН14-30
с высоким коэффициентом возврата (кв = 0,95); пи-
тание логической схемы реле осуществляется по-
стоянным током 220 В.
На блоках с гидрогенераторами защита должна
действовать на отключение генератора от сети и га-
шение поля в случаях повышения напряжения из-за
сброса нагрузки. Выполняется на максимальном
реле напряжения РН-53/200.
На мощных гидрогенераторах с непосредствен-
ным охлаждением обмоток дополняется II ступень
для использования в режиме холостого хода, вы-
полняемая так же, как и на турбогенераторах.
Уставки. На блоках с турбогенераторами Uc3 =
= 1,2{7ПОМ. На блоках с гидрогенераторами [7СЗ =
= 1,5Ц10М, выдержка времени 0,5 с.
Токовая защита обратной последовательно-
сти. Назначение. От внешних несимметричных КЗ
(отсечки) и от несимметричной перегрузки (инте-
гральный орган).
Выполнение защиты. Применяется фильтр-ре-
ле РТФ-6М [46.23] с зависимой интегральной ха-
рактеристикой выдержки времени, соответствую-
щей принятому уравнению тепловой характеристи-
ки генератора
2
Ir, t_=; ,
* 2 доп ’
где А — постоянная, установленная заводом-изго-
товителем; /доп — допустимая длительность тока
Z, в генераторе.
Фильтр-реле РТФ-6М содержит фильтр тока об-
ратной последовательности (ФТОП), орган с инте-
гральной зависимой характеристикой выдержки вре-
мени, два токовых органа без выдержки времени (от-
сечки) и сигнальный орган. На выходе ФТОП имеет-
ся входное преобразовательное устройство, предна-
значенное для настройки устройством РТФ-6М на
заданный вторичный номинальный ток генератора
при его значениях (0,7—1,0)/11ОМ фильтр-реле.
Фильтр-реле выпускаются на номинальный ток
5 и 10 А с диапазонами уставок, равными 5—10,
10—20 и 20—45 А.
Диапазон уставок по току Z2cp иа входе фильт-
ра: для сигнального органа (0,05—0,15)/11ОМ, для
более чувствительной отсечки 1 он составляет
(0,4—1,2)/||ОМ, а для отсечки 2 — (0,7—1,9)7ПОМ.
Уставки защиты от внешних несимметричных
КЗ. Ток срабатывания отсечки 1 выбирается по ус-
ловию согласования с III—IV ступенями резервных
защит от междуфазных КЗ присоединений на сто-
роне ВН блока. При использовании отсечки 1 для
деления шин ток срабатывания можно принять
/2ср =0,4-0,6.
Ток срабатывания отсечки 2 согласовывается
с уставками I ступеней тех же резервных защит
присоединений на стороне ВН блока.
Уставки защиты от несимметричной пере-
грузки. Уставка А на интегральном органе прини-
мается соответствующей значению этой постоян-
ной для защищаемого генератора. На сигнальном
органе рекомендуется устанавливать 12сз ~ 1>®5.
Дистанционная защита. Назначение. От
внешних симметричных КЗ.
Выполнение защиты. Защита выполняется од-
носистемной, одноступенчатой на одном из трех
реле сопротивления в блок-реле БРЭ2801 (из двух
других еще одно реле сопротивления используется
в защите от потери возбуждения).
На реле сопротивления подается разность то-
ков ТТ, установленных на двух фазах линейных
(или нулевых) выводов генератора и междуфазное
напряжение от TH со стороны линейных выводов
генератора. Номинальный ток БРЭ2801 5 или 10 А.
Угол максимальной чувствительности реле со-
противления фч тах может устанавливаться рав-
ным 65—80°.
Для дистанционной защиты целесообразно ис-
пользовать круговую или эллиптическую характе-
ристику сопротивления срабатывания, располо-
женную в I квадранте комплексной плоскости и ох-
ватывающую начало координат за счет смещения
в III квадрант.
Уставки защиты [46.23]. Сопротивление сра-
батывания определяется по условию отстройки от
наибольшей реально возможной нагрузки. Сопро-
тивление нагрузки
U
7 — в110
"X
где 1„ — максимальное значение тока генератора
при кратковременной допустимой перегрузке
(принимается 1,5/1IOM); С|п|п — минимальное на-
пряжение на выводах генератора (можно принять
0??WnoM).
При круговой характеристике сопротивление
срабатывания защиты
Z ____________h__________
С3 ^ABCOS(<P4 шах-<₽„)’
где кп — коэффициент надежности, равный 1,2;
Ав — коэффициент возврата реле (не превышает
1,07); (рп — угол нагрузки.
Угол нагрузки в условиях перегрузки можно
определить, исходя из номинального cos <р |10м для
данного генератора, установленного заводом-изго-
товителем, и неизменности активной мощности на
валу генератора [46.23], используя выражение
cosip,, =cos<pHOM/(/IlC/nljn) .
При эллиптической характеристике макси-
мальная зона действия защиты должна быть от-
строена от сопротивления наибольшей нагрузки,
совпадающего с большой осью эллипса, с неболь-
шим расчетным запасом. Эту нагруЗку можно счи-
тать индуктивной.
Наибольшее допустимое значение индуктив-
ной нагрузки составляет 0,8Р|1ОМ [46.21 ]. Этому со-
ответствует
2
Сопротивление срабатывания (большая ось эл-
липса)
Zc.3 max — ^п-ицд/(кп А'в )•
Малая ось эллипса должна быть не более Zc3
при круговой характеристике.
Коэффициент эллиптичности определяется по
выражению
— ^с.з^с.з max’
исходя из возможного приближения уставки
2сз max к расчетной.
Защита от симметричной перегрузки. Назна-
чение. Сигнализировать о возникновении симмет-
ричной перегрузки.
Выполнение защиты. Защита выполняется на
реле типа РТВК с высоким коэффициентом возвра-
та (кв = 0,9), включенном в одну из фаз вторичной
цепи ТТ. Номинальный ток реле РТВК 5 А.
Уставки. Первичный ток срабатывания защиты
/ = ,
С.3 и пом ’
где к„ — коэффициент надежности, принимается
равным 1,05; /пом — номинальный ток генератора.
Защита от перегрузки ротора. Назначение.
Предотвращение повреждений генератора при пе-
регрузке обмотки ротора.
Выполнение защиты. Для осуществления защи-
ты применяется устройство РЗР-1М [46.23] с двумя
ступенями действия, каждая из которых имеет
свою зависимую интегральную характеристику вы-
держки времени. Ступень I используется для двух-
ступенчатого развозбуждения генератора, а сту-
пень 11 действует на отключение.
Устройство РЗР-1М выпускается в двух испол-
нениях, отличающихся выдержками времени. При
двойной кратности тока выдержка времени II сту-
пени (действующей на отключение) I исполнения
20 с, а II исполнения 30 с.
Выдержки времени I ступени в обоих исполне-
ниях ниже, чем II ступени, на 20 %.
Защита имеет номинальный ток 2,5 А и вклю-
чается на трансформатор постоянного тока И-514
или на трансформатор тока на входе тиристорного
преобразователя (на генераторах единой серии и
на генераторах с высокочастотным возбуждени-
ем). На генераторах с бесщеточным возбуждени-
ем защита подключается к индукционному датчи-
ку тока ИКДТ.
В защите имеется входное преобразовательное
устройство, позволяющее настроить РЗР-1М на за-
данный номинальный вторичный ток ротора при
его значениях (0,7—1,2)/|10м входного устройства.
В защите имеются сигнальный и пусковой органы.
Диапазон уставок сигнального органа (1,0—
1,2)/рот |ЮМ, рекомендуется 1,05, пускового органа
защиты (1,05—1,25)/рот пом, рекомендуется 1,1.
Защита от потери возбуждении. Назначение.
Выявление потери возбуждения и перевод генера-
тора в допустимый асинхронный режим (разгруз-
ка генератора, торможение турбины и шунтирова-
ние обмотки ротора гасительным сопротивлени-
ем) или отключение блока, если асинхронный ре-
жим недопустим.
Выполнение защиты. Защита выполняется на
реле сопротивления [46.23] в блок-реле БРЭ2801,
другое реле, в котором используется для дистанци-
онной защиты.
На защиту подается разность токов двух фаз от
ТТ на выводах или в нейтрали генератора и между-
фазное напряжение от TH на выводах генератора.
Реле включается так, чтобы его круговая харак-
теристика размещалась в III и IV квадрантах ком-
плексной плоскости сопротивлений.
Уставки. Угол максимальной чувствительно-
сти (рч тах = 80°. Диаметр окружности характери-
стики ZycT = l.lxj; смещение в III квадрант ZCM =
= 0,4xj, выдержка времени I—2 с.
Для предотвращения запрета ресинхронизации
генератора и ограничения длительности разгрузки
блока воздействие защиты па гашение поля и на
разгрузку выполняется импульсным.
Для обеспечения возможности самосинхрони-
зации генератора защита автоматически вводится в
действие примерно через 1 с после появления тока
в статоре генератора.
Резервная дифференциальная
защита блока
Защита ошиновки и
реле УРОВ QI, Q2
Дифференциальная защита
трансформатора Л
и устройство КИ В
Защита от внешних КЗ
на землю на стороне ВН
Продольная дифференциальная
защита генератора
Дистанционная защита
и защита от потери возбуждения
Защита ротора от перегрузки
и от замыканий на землю
Зашита от симметричной и
несимметричной перегрузки
Защита от повышения
напряжения
Поперечная дифференциальная
защита
Блокировка КРБ-12
Л*.
Зашита от замыканий на землю
обмотки статора
Рис. 46.74. Схема релейной защиты блока генератор—-трансформатор:
а — цепи переменного тока; б — цепи постоянного тока; в — цепи отключения и сигнализации
+ш
—ш
+00
—00
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 защита
—J/POB 071--
*777
^KAW5[ П
^KAW6] |_Г
+0
___'KI.l
~AK3V1
Защита ошиновки
и УРОВ QI, Q2
SX1
-O—o-i
Дифференциаль-
ная защита
трансформатора
Газовая защита
Контроль изоля-
ции вводов 500 кВ
Защита от
замыканий на
землю обмотки
статора
Поперечная диф-
ференциальная
>ащита генератора
Продольная диф-
ференциальная
защита генератора
Основная защита
рабочего ТСН
Датчик пожара в
трансформаторе
Защита ТСН
KAI
Рис. 46.74. Продолжение
Защита от
повышения
напряжения
§ 46.8] ОБЩИЕ ВОПРОСЫ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ СОБСТВЕННЫХ НУЖД ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
+00
-00
КН12
АКИ
РП51
КН13
jE*T7r~|.
^,КТ8^-
КН14
КН15
КТ10.
КН16
КН 17
KL12
KL10 KL11
&КТ5цКН19
AKW2
I Действие выходных реле | Наделение шин
На отключе- ние блока от сети
На гашение поля и отклю- чение ТСН
Перевод в допустимый асинхронный режим
На останов блока
На отключение
секционных
выключателей ВН
На отключение
Q1
+2 ^KLl
^КЪ2 _^.Ha отключение
^KL7 Q2A
^KLl
^KL2 _Ha отключение
^KL7 Q2B
s'KIA
s'KIA _^_Ha отключение
^KL7 Q2C
На запрет
ТАПВ Q1
Резервная зашита
рабочего ТСН
На шунтирующий
контактор
б) (продолжение)
На останов
блока
Рнс. 46.74. Окончание
^KL2
^KL7
^KLIO
В блок релейной
форсировки ЭГП
^KL2 s'KLS ^KLIO На отключение > выключателей 6 кВ рабочего ТСН
'KL2 ^KL8 ^KLIO
^KL8________
^ KLIO ^KI.ll
^KL4________
На гашение поля
генератора и
'возбудителя
инвертированием
'KL11
На разгрузку
_____________________ блока
КН1 >
Сигнал
—* «Указатель
не поднят» КН20
^кнз Газовая
о— -*• защита >ВУВС
Р'КТб , Перегрузка током А, ty, КТ6
/АКЕ1 Земля в роторе ^AKEl
ty'KT9 Перегрузка ^КТ9
^KLIO ротора Потеря ^KLIO
$>КТ13 возбуждения
Симметричная перегрузка
Сигнализация
«)
562______________ЗАЩИТА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ_____„ [Разд. 46
Защита от асинхронного режима без потери
возбуждении. Для предотвращения асинхронного
режима возбужденного генератора обычно ис-
пользуются средства противоаварийной автомати-
ки (устройства автоматического прекращения
асинхронного хода — АПАХ), воздействующие на
разгрузку турбин либо на деление энергосистемы.
В дальнейшем целесообразна установка более со-
вершенных устройств (после завершения их разра-
боток и освоения производства) на каждом мощ-
ном генераторе.
Пуск устройства резервировании отказа
выключатели. УРОВ пускается защитами, дейст-
вующими на отключение резервируемого выклю-
чателя с двойным контролем проходящего через
него тока (с помощью двух взаимно резервируе-
мых токовых реле).
Уставка реле контроля в долях номинального
тока энергоблока принимается по большему значе-
нию из условий:
использования минимальной уставки реле
^ср min >
отстройки от ёмкостного тока линии (для
УРОВ общего для энергоблока и линии ВН выклю-
чателя)
Т — 1г Г
* ср п *С ’
где кп — коэффициент надежности, равный при-
мерно 1,2—1,3.
Чувствительность токовых реле контроля на
стороне ВН блока при КЗ за рабочим трансформато-
ром собственных нужд, как правило, намного ниже
чувствительности дифференциальной защиты рабо-
чего ТСН, что существенно снижает эффективность
УРОВ при повреждениях этого ТСН.
В связи с этим на трансформаторы тока со сто-
роны ВН рабочего ТСН включают два токовых ре-
ле РТ-40/Р. При срабатывании этих реле и диффе-
ренциальной зашиты рабочего ТСН шунтируются
контакты реле контроля тока отказавшего выклю-
чателя в схеме УРОВ на стороне ВН блока.
При наличии выключателя в цепи генератора
УРОВ этого выключателя пускается защитами ге-
нератора и технологическими защитами блока с
контролем тока двумя токовыми реле РТ-40/Р с ми-
нимальными уставками.
Выходные цепи защиты. С целью повышения
надежности ближнего резервирования для основ-
ных и резервных защит осуществляется раздельное
питание цепей постоянного тока от разных автома-
тических выключателей и устанавливаются отдель-
ные выходные реле.
Для выполнения одинаковых функций разными
устройствами резервных защит одного блока ис-
пользуются общие выходные реле. При этом для
сокращения их количества они включаются парал-
лельно через разделительные диоды, разрешающие
каждой защите действовать только на свои выход-
ные реле и запрещающие воздействие на другие
выходные реле.
Через выходные цепи основных защит блока на
его отключение действуют также устройства пожа-
ротушения 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 за-
щиты рабочего ТСН.
Сигнализация. Срабатывание основных и ре-
зервных защит сигнализируется с помощью сиг-
нальных реле типа РЭУ 11 в выходных цепях. Реле
РЭУ 11 могут быть сериесными и шунтовыми и
имеют по одному самовозвращающемуся контакту
и по два контакта с ручным возвратом (кнопкой).
Последние используются для световой (табло) и
вызывной сигнализации. Самовозвращающийся
контакт служит для фиксации срабатывания в
управляющей вычислительной системе (УВС).
Пример построении схемы защиты блока ге-
нератор—трансформатор. Электрооборудование
блока: турбогенератор типа ТВВ-500-2 мощностью
500 МВт; Ц1ом = 20 кВ; coscp = 0,85. Трансформа-
тор типа ТЦ 525/20 мощностью 630 МВ • А.
Блок присоединен к ОРУ 500 кВ с «полутор-
ной» схемой и обеими секционированными систе-
мами шин.
Схема защиты блока приведена на рис. 46.74.
Примечание.В выходных цепях основных и
резервных защит для большей наглядности схемы
условно показано по одному общему для разных за-
щит выходному реле. Их количество должно уточ-
няться в зависимости от исполнения по числу кон-
тактов применяемых промежуточных реле.
46.8. ОБЩИЕ ВОПРОСЫ РЕЛЕЙНОЙ
ЗАЩИТЫ СОБСТВЕННЫХ НУЖД
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
В кабельной сети 6 кВ собственных нужд (СН)
наиболее частым видом повреждения являются
однофазные замыкания на землю. Учитывая, что
они обычно сопровождаются значительными
внутренними перенапряжениями, способствую-
щими развитию повреждения, замыкания на зем-
лю в любой точке сети необходимо по возможно-
сти быстро отключать.
Для обеспечения надежного стабильного режи-
ма без значительных колебаний напряжения при за-
мыкании 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 на всех электродвигателях и
других присоединениях СН и выполняют дейст-
вующей на отключение.
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 технологиче-
ского режима работы энергоблоков и исключения
возгораний кабелей 6 кВ при КЗ на любом участке
сети СН должно обеспечиваться надежное резерви-
рование основных защит и отказов выключателей.
Выдержка времени резервной защиты (защиты вво-
дов на секции 6 кВ) не должна превышать 0,3—0,5 с.
При выдержке времени менее 0,5 с существен-
но повышается вероятность излишних срабатыва-
ний резервной токовой защиты с комбинирован-
ным пуском напряжения при междуфазных КЗ на
стороне ВН ТСН и энергоблока (от таких КЗ не мо-
гут быть отстроены реле напряжения обратной по-
следовательности в схеме комбинированного пуска
напряжения). В то же время пуск напряжения суще-
ственно ограничивает зону действия защиты при
трехфазных КЗ и протяженность резервируемых
кабелей. В связи с указанным вместо токовой защи-
ты с пуском напряжения в системе СН 6 кВ приме-
няется дистанционная защита.
Она устанавливается на стороне ВН рабочего и
резервного ТСН, на стороне НН в цепи каждой рас-
щепленной обмотки ТСН (на рабочем ТСН она яв-
ляется 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 рабо-
чих 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 отключе-
ние с контролем тока в указанных протяженных ка-
белях 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, пус-
кающегося от защит ТСН 6/0,4 кВ и действующего
на отключение вводов рабочей секции 6 кВ с кон-
тролем тока в этом ТСН.
На линии 6 кВ, питающей отдельную сборку
шкафов КРУ 6 кВ (например, секцию надежного
питания на АЭС), основная защита — дифференци-
альная и резервная максимальная токовая с такой
же выдержкой времени, как и на вводах к рабочей
секции РУСН. При срабатывании токовых реле
этой защиты 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 25—
63 МВ • А. Дифференциальная защита на реле типа
ДЗТ-21 и газовая защита рабочих и резервных ТСН
выполняются в соответствии с требованиями § 46.4.
Дистанционная зашита на стороне НН рабо-
чего и резервного ТСН мощностью 25—63 МВ • А.
Назначение. На рабочем и резервном вводах к сек-
ции СН 6 кВ — защита шин секции и резервирова-
ние защиты присоединений этой секции. На вводе
к магистрали резервного питания от резервного
ТСН — резервирование защиты магистрали ре-
зервного питания.
Выполнение защиты. Защита выполняется на
блок-реле БРЭ2801. На рабочих вводах к секциям
СН 6 кВ и на вводах магистрали резервного пита-
ния защита включается на ток и напряжение соот-
ветствующей расщепленной обмотки рабочего и
резервного ТСН, на резервных вводах к секциям
СН 6 кВ от магистрали резервного питания — на
ток указанных вводов и напряжение соответствую-
щей секции СН 6 кВ.
Уставки защиты. Сопротивление срабатыва-
ния определяется по условию отстройки от индук-
тивного сопротивления полностью остановленных
электродвигателей, участвующих в самозапуске:
k U
„ _ п 11ОМ.ДВ
0,3 <Гзк к I '
в -V -’кп.сркпагрЛюмТСН
где к}1 — коэффициент надежности, равный 0,85;
кв — коэффициент возврата реле сопротивления;
£п ср — среднее значение пускового коэффициента
двигателей (можно принять равным 6); Апагр —от-
ношение суммарной полной мощности самозапус-
кающихся двигателей к мощности расщепленной1
обмотки ТСН; 1/110м дв — номинальное напряжение
электродвигателей (обычно 6 кВ).
В защите используется круговая характеристи-
ка сопротивления срабатывания с центром в надазаЯ
координат. —
Для защиты рабочих и резервных вводов к сек-
ции СН принимается А11агр = 1,2, для вводов к маги-
страли резервного питания — /<11аГр = 1,5.
Чувствительность защиты оценивается по от-
ношению сопротивления Zc 3 к наибольшему пол-
ному сопротивлению кабеля, присоединенного к
данной секции СН. Согласно ПУЭ оно должно быть
не менее 1,2.
Дистанционная защита на стороне ВН рабо-
чего и резервного ТСН мощностью 25—63 МВ • А.
Назначение. Резервирование дифференциальной
защиты ТСН.
Выполнение защиты. Для защиты используется
блок-реле БРЭ2801. На стороне ВН ТСН с расщеп-
ленными обмотками устанавливается по два ком-
плекта дистанционной зашиты. На каждый из них
подается ток со стороны ВН и напряжение от TH на
выводах одной из расщепленных обмоток НН.
Уставки защиты. Сопротивление срабатыва-
ния принимается в 2 раза меньше значения Zc р для
защиты стороны НН того же ТСН.
Основная защита магистрали резервного
питания. Назначенце. От. междуфазных КЗ на ма-
гистрали. 1 . .
Выполнение защиты. В качестве основной на
магистрали резервного питания устанавливается
дифференциальная защита на реле РНТ-561 в двух-
фазном исполнении. При секционировании магист-
рали выключателями дифференциальная зашита
устанавливается отдельно для каждой секции. За-
щита включается на сумму токов ТТ всех питаю-
щих и отходящих присоединений магистрали.
Пример построения схемы защиты рабочего
ТСН мощностью 25—63 МВ А. Трансформатор
20/6,3/6,3 кВ мощностью 40 МВ • А, подключенный
к блоку ответвлением без выключателя. Схема за-
щиты дана на рис. 46.75.
Сигнализация при срабатывании устройств за-
щиты подается от сигнальных реле КН1—КН7 на
вызов персонала и на световые табло. О срабатыва-
нии защит, действующих на отключение энерго-
блока, сигналы также подаются в УВС.
ML2
Реле УРОВ блока
Блокировка КРБ-12
защиты AKZ
Дифференциальная
защита
Дистанционная
защита, защита от
перегрузки и
резервирование
Дистанционная
защита и блокировка
КРБ-12 при обрыве
цепи напряжения
Рис. 46.75. Схема защиты рабочего ТСН:
а — цепи переменного тока; б — цепи постоянного тока; в — цепи сигнализации
Дистанционная
защита
с)
Дифференциальная защита
Газовая защита
Дистанционная защита на стороне ВН ТСН
Блокировка КРБ-12 дистанционной защиты
Цепи УРОВ ВН блока Контроль тока в ТСН
Контакты KLCH
К устройству резерви-
рования на секции L1
К устройству резерви-
рования на секции L2
-3
AKZ1
КТ2
КТЗ
КТ2
КТ6
отключе-
ние Q3
4KZ5
Дистанционная
защита
Блокировка КРБ-12
Защита от
перегрузки
Цепь отключения
Дистанционная
защита
КТ6
| KVS3 |
г~\К116
4 —fc- Наотключе-
|_| ние Q5
Блокировка КРБ-12
Цепь отключения
6)
Рис. 46.75. Продолжение
Рис. 46.75. Окончание
ЗАЩИТА РЕЗЕРВНОГО ТСН МОЩНОСТЬЮ
25-63 МВ-А
Рис; 46.76. Схема включения заземляющего
трансформатора
При металлическом замыканнина землю ток
в нейтрали
Основные защиты (дифференциальная и газо-
вая) 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 вы-
ключатель. В связи с этим для резервных ТСН, при-
соединяемых к двойной системе шин, предусмат-
ривается перевод дифференциальной и резервной
защит на ТТ обходного выключателя.
Кроме того, со стороны ВН резервного ТСН
для повышения быстроты действия резервной за-
щиты дополнительно устанавливается токовая от-
сечка, 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
активного тока используется сухой трансформатор
типа TC3K-63-10 напряжением 10,5/0,4 кВ мощно-
стью 63 кВ • А со схемой Уо/Д, ик = 5,5 %.
Нейтраль трансформатора заземляется через бе-
тэловый резистор, состоящий из двух соединенных
параллельно элементов типа РШ с напряжением
1/пом - 6 кВ и сопротивлением по 200 Ом. Общее со-
противление резистора rR = 100 Ом.
Сопротивление трансформатора
100
Ц1ОМ _ 5,5
" Too
2
10,5
63 • io~3
= 96 Ом.
зи0 з-бзоо/Уз
" ~ ЗЯ + JX ' /--------2----2 ~
т 7(3 100) + 96
Трансформатор присоединяется к шинам сек-
ции собственных нужд (с.н.) 6 кВ через выключа-
тель и защищается охватывающей и сторону НН
токовой отсечкой.
На ток заземляющего трансформатора включе-
на защита на реле РТЗ-51, присоединенном к ТТ
нулевой последовательности типа ТЗЛ в нейтрали.
Эта защита является резервной ко всем защитам от
замыканий на землю в сети с.н., питающейся от
данной секции. Кроме того, она предназначена для
отключения замыканий на землю на шинах секции
с.н. и в обмотке 6 кВ трансформатора, питающего
эту секцию.
Защита действует на отключение рабочего и ре-
зервного вводов на секцию. При отключении этой
защитой рабочего ввода АВР не запрещается.
Схема включения заземляющего трансформа-
тора приведена на рис. 46.76.
46.9. СИСТЕМА ТЕХНИЧЕСКОГО
ОБСЛУЖИВАНИЯ УСТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ
ЗАЩИТЫ
Общие положения. Под системой техническо-
го обслуживания (ТО) далее понимается комплекс
организационно-технических мероприятий, на-
правленных на предотвращение отказов функцио-
нирования устройств релейной защиты (УРЗ).
Функции включенного в работу УРЗ заключа-
ются как в срабатывании при внутренних повреж-
дениях, так и в несрабатывании в случаях внешних
КЗ, а также в нормальных и ненормальных режи-
мах работы электрической системы при отсутствии
в ней повреждений [46.22]. *
Возможность выполнения устройством задан-
ных функций характеризует его работоспособ-
ность. Работоспособным называется такое состоя-
ние устройства, при котором оно способно выпол-
нять 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 низ-
кий. Возможен частичный или полный отказ рабо-
тоспособности УРЗ. В первом случае устройство
теряет способность выполнять часть заданных
функций, а во втором — все функции.
Выделяют следующие характерные виды отка-
зов работоспособности УРЗ [46.24]:
по характеру изменения контролируемых пара-
метров до момента возникновения отказа — посте-
пенные и внезапные отказы;
по времени возникновения отказа в процессе
эксплуатации устройства — приработочные отка-
зы, отказы периода нормальной эксплуатации и де-
градационные (износовые) отказы.
При этом отказы второй группы могут быть как
постепенными, так и внезапными.
Постепенные отказы возникают вследствие по-
степенного изменения одного или нескольких пара-
метров устройства или состояния его элементов из-
за протекания механических, физических и хими-
ческих процессов в условиях эксплуатации (обра-
зование нагара на контактах, снижение сопротив-
ления изоляции, изменение характеристик и др.).
Возникновение данной разновидности отказов мо-
жет быть предсказано принятыми методами кон-
троля и диагностики устройств.
Внезапные отказы характеризуются скачкооб-
разным изменением одного или нескольких пара-
метров устройства. Наступление внезапного отказа
не может быть предсказано принятыми методами
контроля и диагностики.
Приработочные отказы возникают в начальный
период эксплуатации УРЗ и обусловлены несовер-
шенством технологии производства, недостаточ-
ным уровнем контроля качества комплектующих
изделий и устройства в целом, а также ошибками
при монтаже и наладке. Приработочные отказы вы-
являются и устраняются в период приработки. По
мере выявления и устранения дефектных элемен-
тов количество приработочных отказов в единицу
времени снижается.
Отказы периода нормальной эксплуатации в
основном являются внезапными и возникают после
окончания приработки, но до наступления периода
деградапионных отказов. В период нормальной
эксплуатации количество отказов в единицу време-
ни практически постоянно и имеет наименьшее
значение по сравнению с другими периодами.
Деградационные отказы обусловлены процес-
сами старения, износа, коррозии и усталости при
соблюдении всех установленных правил и норм
проектирования, изготовления и эксплуатации. Эти
отказы возникают в условиях, когда устройство
или его отдельные элементы приближаются к пре-
дельному состоянию под влиянием вышеуказан-
ных процессов. При правильной организации ТО и
его качественном проведении деградационные от-
казы могут быть предотвращены своевременной
заменой или восстановлением элементов.
Потеря работоспособности может произойти
также вследствие воздействия внешних факторов,
значения или комбинация которых не соответству-
ют требованиям нормативно-технической доку-
ментации на УРЗ. Возникающий при этом отказ мо-
жет быть кар постепенным, так и внезапным.
Все рассмотренные выше виды отказов работо-
способности возникают в случайные моменты вре-
мени, т.е. являются случайными событиями. В ка-
честве математической модели последовательно-
сти физически однородных событий, следующих
друг за другом в случайные моменты времени, ис-
пользуется случайный поток событий. С учетом
этого последовательность отказов называется да-
лее потоком отказов.
Релейная зашита выполняет свои функции по
требованию, которым является внутреннее или
внешнее КЗ, а также отсутствие повреждения. По-
этому отказ работоспособности в общем случае не-
эквивалентен отказу функционирования, под кото-
рым понимается невыполнение заданной функции
при возникновении соответствующего требования.
Отказ функционирования происходит при наложе-
нии во времени двух случайных событий — воз-
никновении отказа работоспособности по какой-
либо функции и поступлении требования на выпол-
нение этой функции.
В соответствии с тремя вышеуказанными функ-
циями различают следующие виды отказов функ-
ционирования УРЗ [46.22]: отказы срабатывания
при требуемом срабатывании, излишние срабаты-
вания при повреждениях с требованиями несраба-
тывания и ложные срабатывания при отсутствии
повреждения в электрической системе.
Отказы работоспособности УРЗ по функциям
срабатывания при внутренних КЗ и несрабатыва-
ния при внешних повреждениях возникают, как
правило, не одновременно с предъявлением требо-
вания на функционирование соответствующего ви-
да, т.е. с возникновением внутреннего или внешне-
го КЗ. Поэтому отказы функционирования типа
«отказ срабатывания» и «излишнее срабатывание»
могут быть предотвращены, если до возникновения
внутреннего или внешнего КЗ отказ работоспособ-
ности УРЗ по соответствующей функции будет уст-
ранен путем проведения профилактических работ.
С учетом этого поток отказов функционирова-
ния УРЗ по двум вышеуказанным функциям зави-
сит не только от соответствующего потока отказов
работоспособности и потока требований к функ-
ционированию, но и от организации ТО, а также ка-
чества его проведения.
При возникновении отказа работоспособности
по функции несрабатывания в режимах без повреж-
дения он сразу же проявится в виде отказа функ-
ционирования типа «ложное срабатывание», по-
скольку практически на всем интервале функцио-
нирования УРЗ, за исключением весьма малых ин-
тервалов существования внутренних и внешних
КЗ, имеется требование несрабатывания. Таким об-
разом, предотвращение отказов функционирования
типа «ложное срабатывание» возможно только пу-
тем предотвращения отказов работоспособности
УРЗ по данной функции.
Виды ТО устройств РЗ. Действующие Прави-
ла [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 могут
проводиться также и внеплановые виды ТО — вне-
очередная и послеаварийная проверка.
В срок службы УРЗ, начиная с проверки при но-
вом включении, входит несколько межремонтных
периодов, каждый из которых может быть разбит
на характерные с точки зрения надежности этапы:
период приработки, период нормальной эксплуата-
ции и период износа.
Задачей ТО в период приработки являются об-
наружение и устранение приработочных отказов
работоспособности и предотвращение отказов
функционирования УРЗ по этой причине.
Период приработки УРЗ начинается с проведе-
ния наладки перед включением устройства в экс-
плуатацию, которая при качественном выполнении
работ обеспечивает выявление и устранение боль-
шинства приработочных отказов. Однако с оконча-
нием наладочных работ и вводом УРЗ в эксплуата-
цию период приработки не может ечитаться-закон-
чснным, поскольку не исключается возможность
того, что часть дефектов осталась необнаруженной,
в частности скрытые дефекты элементов (напри-
мер, ослабленная межвитковая изоляция обмоток),
которые проявятся только спустя некоторое время.
С учетом этого необходимо проведение через неко-
торое время после наладки еще одной проверки,
после которой с большой вероятностью можно счи-
тать, что приработочные отказы выявлены и устра-,
йены. Такой проверкой является первый профилак-
тический контроль.
Задачей ТО в период деградации (износа) явля-
ется своевременное профилактическое восстанов-
ление или замена изношенных элементов. Соответ-
ствующий вид ТО с учетом ремонтопригодности
большинства элементов УРЗ назван профилактиче-
ским восстановлением.
Задачей ТО в период нормальной эксплуатации
(между двумя восстановлениями) являются обнару-
жение и устранение возникших отказов работоспо-
собности и изменений параметров УРЗ с целью пре-
дотвращения возможных отказов функционирова-
ния. Соответствующие виды ТО называются профи-
лактическим контролем и тестовым контролем. По-
следний является дополнительным видом ТО.
Профилактический контроль заключается в
проверке работоспособности всего УРЗ.
При тестовом контроле, как правило, осущест-
вляется проверка работоспособности только час-
ти УРЗ.
Кроме указанных выше видов ТО в период нор-
мальной эксплуатации возможно при необходимо-
сти проведение также периодических опробований,
назначением которых является дополнительная
проверка работоспособности наименее надежных
элементов УРЗ (реле времени с часовым механиз-
мом, приводов коммутационных аппаратов и др.).
Внеочередные проверки проводятся при час-
тичном изменении схем или реконструкции УРЗ,
при восстановлении цепей, нарушенных в резуль-
тате ремонта другого оборудования, а также при
необходимости изменения уставок или характери-
стик реле.
Послеаварийные проверки проводятся для вы-
явления причин отказов функционирования или не-
ясных действий УРЗ.
Периодически должны проводиться внешние
технические осмотры аппаратуры и вторичных це-
пей, а также проверка положения переключающих
устройств и испытательных блоков.
Периодичность ТО устройств РЗ. Все УРЗ,
включая вторичные цепи, измерительные ТТ и TH,
а также элементы приводов коммутационных аппа-
ратов, входящие в схемы РЗ, должны периодически
подвергаться ТО.
В зависимости от типа УРЗ и условий его экс-
плуатации, обусловленных воздействием факто-
ров внешней среды, цикл ТО может быть установ-
лен от 3 до 12 лет.
Под циклом ТО понимается период эксплуата-
ции устройства между двумя ближайшими профи-
лактическими восстановлениями, в течение кото-
рого выполняются в определенной последователь-
ности установленные действующими Правилами
[46.24,46.25] виды ТО.
Для УРЗ подстанций ПО—750 кВ цикл ТО ра-
вен 8 годам для устройств на электромеханической
элементной базе и 6 годам Для устройств на микро-
электронной и микропроцессорной базе.
Цикл ТО УРЗ электрических станций в зависи-
мости от категории помещения, в котором установ-
лено устройство, принят равным 8 годам для I кате-
гории, 6 годам для II и 3 годам для III категории.
К I категории относятся сухие отапливаемые
помещения с незначительной вибрацией и запы-
ленностью, в которых отсутствуют ударные воз-
действия [генераторные щиты управления (ЩУ),
блочные ЩУ, релейные щиты].
Помещения II категории характеризуются
большим диапазоном колебания температуры, на-
личием незначительной вибрации, одиночных уда-
ров, возможностью существенного запыления (ре-
лейные отсеки КРУ 6 кВ).
Помешения III категории характеризуются по-
стоянной значительной вибрацией (зоны вблизи
вращающихся машин).
Для УРЗ электрических сетей 0,4—35 кВ выде-
ляются две категории помещений. КI категории от-
носятся сухие отапливаемые помещения. Ко II ка-
тегории относятся помещения с большим диапазо-
ном колебания температуры окружающего воздуха
(КРУН, КТП и др.), а также помещения, находя-
щиеся в районах с повышенной агрессивностью
внешней среды.
Цикл ТО для УРЗ сетей 0,4—35 кВ, установлен-
ных в помещениях I категории, принимается равным
12, 8 или 6 годам, а в помещениях II категории —
6 или 3 годам в зависимости от типа устройства и
местных условий, влияющих на ускорение его из-
носа. Значение цикла ТО устанавливается распоря-
жением главного инженера предприятия.
Указанная выше длительность цикла ТО может
быть увеличена либо уменьшена в зависимости от
условий и продолжительности эксплуатации, фак-
тического состояния конкретного устройства, а так-
же уровня квалификации обслуживающего персона-
ла.
Периодичность проведения отдельных видов
ТО приведена в табл. 46.12 и 46.13.
Таблица 46.12. Периодичность проведения технического обслуживания УРЗ электростанций
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 15 16
Устройства РЗ элементов подстанций ПО—750 кВ:
электромеханические 8 Н К1 — — К — — — В — К — — — в
микроэлектронные и микропроцессорные Устройства РЗ элементов электростанций, установ- ленных в помещениях: 1 категории: 6 Н К1 к в к В к
электромеханические 8 Н К1 — — к — — — В — — — к — — — в
микроэлектронные и микропроцессорные 6 Н К1 -— к —_ в — к т- '— В — -— к —
II категории — устройст- ва всех типов 6 Н К1 — к — — в — — к — в 7 г — к —
III категории — устрой- ства всех типов 3 Н К1 — в — — в — — в — в — — в —
Примечания: 1. Условные обозначения: ТО — техническое обслуживание; Н — проверка (наладка) при но-
вом включении; К1 — первый профилактический контроль; В — профилактическое восстановление; К — профи-
лактический контроль.
2. В объем профилактического контроля устройств РЗ входит в обязательном порядке восстановление реле се-
рий РТ-80, РТ-90, ИТ-80, ИТ-90, РТ-40/Р, ЭВ-100, ЭВ-200, РПВ-58, РПВ-258, РТВ, РВМ, РП-8, РП-11, РП-18.
Таблица 46.13. Периодичность проведении технического обслуживании устройств РЗ электрических
сетей 0,4—35 кВ
Место установ- ки устройств РЗ Цикл техниче- ского обслу- живания, годы Длительность эксплуатации, годы
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
В помещениях 1 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 II категории: вариант 1 6 н , К1 к в К к в К
вариант 2 3 н К1 в — — в — — в __ — в — —
Примечания: 1. Н — проверка (наладка) при новом включении; К1 — 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 нс выполняются другие виды обслуживания. Если при проведении опробования или профилактического
контроля выявлен отказ устройства или его элементов, то производится устранение причины, вызвавшей отказ, и
при необходимости в зависимости от характера отказа — профилактическое восстановление.
Тестовый контроль (ТК) УРЗ, выполненных на
микроэлектронной элементной базе, должен произ-
водиться не реже 1 раза в год. Кроме того, перед
включением в эксплуатацию УРЗ, выполненных на
микроэлектронной и микропроцессорной элемент-
ной базе, как правило, должна проводиться трени-
ровка, заключающаяся в подаче на устройство на
3—5 сут оперативного тока, а при наличии возмож-
ности также рабочих токов и напряжений. При
этом устройство должно действовать на сигнал. По
истечении времени тренировки следует произвести
ТК и прн отсутствии отказов работоспособности
перевести устройство для действия на отключение.
При невозможности проведения тренировки
первый ТК должен быть проведен не позднее чем
через две недели с момента ввода устройства в экс-
плуатацию.
Периодичность технических осмотров аппара-
туры и вторичных цепей устанавливается в соответ-
ствии с местными условиями, но не реже 2 раз в год.
Необходимость и периодичность проведения
опробований определяются местными условиями
и утверждаются решением главного инженера
предприятия.
Указанные в табл. 46.12 и 46.13 циклы ТО отно-
сятся к периоду эксплуатации УРЗ в пределах пол-
ного срока службы, который установлен (техниче-
скими условиями) равным 12 годам для устройств
на электромеханической и микроэлектронной эле-
ментной базе. По опыту эксплуатации фактический
срок службы УРЗ на электромеханической базе при
нормальных условиях эксплуатации н проведении
установленного ТО составляет не менее 25 лет. Для
микроэлектронных устройств данные о фактиче-
ском сроке службы пока отсутствуют.
Эксплуатация УРЗ сверх установленных сро-
ков службы возможна при их удовлетворительном
состоянии и сокращении, в случае необходимости,
длительности цикла ТО.
Действующие Правила [46.24,46.25] устанавли-
вают также программы и объемы работ при ТО УРЗ.
Методика же проверок и испытаний конкрет-
ных типов УРЗ дается в соответствующих методи-
ческих указаниях и инструкциях.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
46.1. Правила устройства электроустановок.
СПб.: ООО «Издательство ДЕАН», 1999.
46.2. Панель высокочастотной направленной за-
щиты ПДЭ 2802 / Я.С. Гельфанд, Н.А. Дони, А.И. Лс-
виуш и др. М.: Энергоатомиздат, 1992.
46.3. Устройства дистанционной и токовой защи-
ты типов ШДЭ 2801, ШДЭ 2802 / А.Н. Еирг, Г.С. Ну-
лсльман, Э.К. Федоров и др. М.: Энергоатомиздат, 1988.
46.4. Руководящие указания по релейной защи-
те. Вып. 12. Токовая защита нулевой последовательно-
сти от замыканий на землю линий 110—500 кВ. Расче-
ты. М.: Энергия, 1980.
46.5. Федосеев А.М., Федосеев М.А. Релейная
защита электроэнергетических систем. М.: Эисрго-
атомиздат, 1992.
46.6. Скитальцев В.С. Аппаратура каналов свя-
зи для передачи сигналов автоматики АНКА-АВПА //
Электрические станции. 1984. № 2. С. 63—67.
46.7. Кожин А.Н., Рубинчик В.А. Релейная за-
шита линий с ответвлениями. М.: Энергия, 1967.
46.8. Руководящие указания по релейной защи-
те. Вып. 13Б. Релейная защита понижающих транс-
форматоров и автотрансформаторов 110—500 кВ. Рас-
четы. М.: Энергоатомиздат, 1985.
46.9. Федоров Э.К., Шнеерсон Э.М. Панель дис-
танционной защиты ПДЭ 2001 (ДЗ-751). М.: Энерго-
атомиздат, 1985.
46.10. Темкина Р.В. Измерительные органы ре-
лейной зашиты на интегральных микросхемах. М.:
Энергоатомиздат, 1985.
46.11. Высокочастотная направленная и диффе-
ренциально-фазная защита ПДЭ 2003 для ВЛ 500—
750 кВ (релейная часть) / А.И. Лсвиуш, Н.А. Дони,
Л.А. Надель и др. М.: Научно-учебный центр ЭНАС,
1996.
46.12. Реле направления мощности обратной по-
следовательности / Н.А. Дони, А.И. Лсвиуш, Л.А. На-
дель и др. // Электротехника. 1985. № 8. С. 52—55.
46.13. Левнуш А.И., Медведева Л-Н., Сапир Е.Д.
Принципы выполнения однопсриодной высокочас-
тотной защиты ВЛ 750 кВ И Электричество. 1973.
№ 8. С. 1—9.
46.14. Руководящие указания по релейной защи-
те. Вып. 13А. Релейная защита понижающих транс-
форматоров и автотрансформаторов 110—500 кВ. Схе-
мы. М.: Энергоатомиздат, 1985.
46.15. Голаицов Е.Б., Молчанов В.В. Дифферен-
циальные защиты Tpai ic форматоров с реле типа ДЗТ-21
(ДЗТ-23). М.: Энергоатомиздат, 1990.
46.16. Дьяков А.Ф., Овчаренко Н.И. Микропро-
цессорная релейная защита и автоматика электроэнер-
гетических систем. М.: Издательство МЭИ, 2000.
46.17. Шмурьев В.Я. Цифровые реле защитит, М.:
,НТФ «Энсргопрогрссс», 1999.
46.18. Микропроцессорная защита и автоматика
линий электропередачи и выключателей 110—220 кВ /
К.М. Добродеев, В.М. Меер, В.М. Лопухов и др. //
Энергетик. 2001. № 10. С. 20—23.
46.19. Шабад М.А. Выбор характеристик и уста-
вок цифровых токовых защит серии SPACOM. СПб.:
ПЭИпк, 1966.
46.20. Александров А.М. Выбор уставок срабаты-
вания защит асинхронных электродвигателей напря-
жением выше I кВ. М.: НТФ «Энсргопрогрссс», 1998.
46.21. Корогодскин В.И., Кужеков С.Л., Папер-
но Л.Б. Релейная защита электродвигателей напряже-
нием выше 1 кВ. М.: Энергоатомиздат, 1987.
46.22. Федосеев А.М. Релейная защита электро-
энергетических систем. Релейная защита сетей. М.:
Энергоатомиздат, 1984.
46.23. Вавин В.Н. Релейная защита блоков турбо-
генератор—трансформатор. М.: Энсргоиздат, 1982.
46.24. Правила технического обслуживания уст-
ройств релейной защиты, электроавтоматики, дистан-
ционного управления и сигнализации электростанций
и подстанций 110—750 кВ. —3-е изд., псрсраб. и доп.
М.: Служба передового опыта ОРГРЭС, 2001.
46.25. Правила технического обслуживания уст-
ройств релейной защиты и электроавтоматики элек-
трических сетей 0,4—35 кВ. —3-е изд., псрсраб. и доп.
М.: Служба передового опыта ОРГРЭС, 2000.
Раздел 47
УПРАВЛЕНИЕ, КОНТРОЛЬ И СИГНАЛИЗАЦИЯ
НА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЯХ И ПОДСТАНЦИЯХ
СОДЕРЖАНИЕ
47.1. Принципы управления на электростанциях
и подстанциях......................... 573
Общие положения (573). Автоматизирован-
ные системы управления технологическим
процессом электростанций (577). Условные
обозначения элементов вторичных схем (578).
47.2. Дистанционное управление на постоянном
оперативном токе...................... 579
Дистанционное управление выключателями с
электромагнитным приводом (579). Дистан-
ционное управление разъединителями (588).
Избирательные схемы управления (591).
47.3. Электромагнитная блокировка
разъединителей....................... 593
47.4. Сигнализация на постоянном оперативном
токе.................................. 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 со-
бой процесс, связанный с подачей командного сиг-
нала на изменение состояния аппарата силовой
(первичной) схемы или на изменение режима рабо-
ты оборудования.
Сигналы управления реализуются путем воз-
действия на соответствующие органы управления
силовых аппаратов (электромагниты приводов, ис-
полнительные 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 информационно-
управляющая система (БИУС)..............610
Общие принципы и основные технические
характеристики (610). Схема избиратель-
ного управления (612). Схема избира-
тельной сигнализации (616). Схема
избирательного измерения (621).
47.7. Питание вторичных цепей от шин
аккумуляторных батарей..................623
Общие принципы распределения постоянно-
го тока (623). Схемы питания цепей управле-
ния, 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 на ВН
(3 кВ и выше), связанные непосредственно с про-
изводством, передачей и приемом электроэнер-
гии. Первичная схема отображает упомянутые
взаимосвязи электрооборудования и позволяет
оценить состояние энергообъекта.
Устройства, обеспечивающие прием, формиро-
вание и передачу управляющих воздействий, а так-
же осуществляющие измерение, контроль и сигна-
лизацию, не связаны непосредственно с высоким
напряжением и либо имеют отдельный источник
питания низкого напряжения, либо присоединяют-
ся к силовой схеме через вторичные обмотки изме-
рительных трансформаторов тока и напряжения
или через низковольтные обмотки силовых транс-
форматоров собственных нужд (с.н.). Упомянутое
оборудование управления и контроля носит назва-
ние вторичного (в отличие от силового — первич-
ного) оборудования, а схемы, отображающие его
взаимосвязи, называются вторичными схемами.
Элементы вторичных схем (ключи управления,
реле управления и защиты, измерительные приборы
и преобразователи) размещаются в комплектных
устройствах низкого напряжения — панелях управ-
ления, защиты, измерения и сигнализации, на кото-
рых компонуют щиты управления. Щит управления
представляет собой комплексное устройство, содер-
жащее все необходимые средства для ведения режи-
ма объекта и управления его первичной схемой.
Управление и контроль на энергообъектах про-
изводится как автоматически — без участия чело-
века, так и оперативно, путем подачи дежурным
персоналом соответствующей команды. Сигнали-
зация, т.е. выдача дежурному персоналу информа-
ции о состоянии объекта, осуществляется, как пра-
вило, с помощью автоматических устройств, вы-
дающих сигнал при отклонении от нормального ре-
жима или нарушении нормального состояния пер-
вичной схемы. Однако сигналы о состоянии пер-
вичной схемы могут быть выданы и оперативно —
по запросу оператора при условии соответствую-
щей организации вторичных схем.
Под оперативным управлением понимается по-
дача оператором команды на выполнение операции
одним из элементов вторичной схемы или комплек-
са операций, выполняемых далее автоматически.
Органы оперативного управления размещают-
ся или непосредственно .на месте установки элек-
трооборудования, или в оперативном пункте
управления — главном или блочном щите управле-
ния (ГЩУ, БЩУ), центральном пульте или щите
управления (ЦПУ, ЦЩУ).
Оперативный контур щита управления, на ко-
тором размещены все элементы контроля, сигнали-
зации и органы команд, обращен лицевой стороной
к столу дежурного, а панели автоматики, релейной
защиты и прочих вторичных устройств размещают-
ся 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 аккумуля-
торных батарей и трансформаторов с.н.
Оперативное управление осуществляют вруч-
ную на месте установки оборудования непосредст-
венным воздействием на орган управления или по-
дачей оперативной команды на вторичный элемент
управления и дистанционно — подачей команды на
вторичный элемент управления из, точки, удален-
ной от управляемого объекта.
Дистанционное управление производится с
местных или центральных щитов (пунктов) управ-
ления, где сосредоточены элементы управления
той или иной части первичной схемы объекта.
На электростанциях управление основными
элементами первичной схемы электрических со-
единений сосредоточено на ГЩУ или ЦЩУ либо
на ЦПУ — в зависимости от организационной
структуры энергообъекта.
Управление тепловой электростанцией.
Оперативное управление на блочной тепловой
электростанции (КЭС, ТЭЦ) тепловым и электри-
ческим оборудованием блока, включая выключа-
тели со стороны высшего напряжения, ведут цен-
трализованно с БЩУ (рис. 47.1). Щиты двух бло-
ков располагают между этими блоками иа отметке
основного обслуживания. У основных агрегатов
блока: котла, турбины, генератора, питательных
насосов — сооружают местные щиты, на которых
устанавливают необходимые приборы и аппараты
управления и контроля.
Распределительные устройства (РУ) повышен-
ных напряжений выделяют в самостоятельный опе-
ративный участок с ЦЩУ. На ЦЩУ сосредоточива-
ется также информация о работе блоков, сигнализа-
ция, централизованная система управления.
Для оперативной двусторонней связи иа ЦЩУ
устанавливают комбинированные коммутаторы
громкоговорящей и телефонной связи,' дополнен-
ные промышленными многоканальными телеви-
зионными установками. На ЦЩУ выносят управ-
ление и контроль следующими элементами ТЭС:
выключателями РУ высшего и среднего напряже-
ния; резервными трансформаторами собственных
нужд, включая магистральные и секционные вы-
ключатели; общестанционными трансформатора-
Рис. 47.1. Размещение оперативных участков
и щитов управления на блочной ТЭС:
1 — котел; 2 — турбина; 3 — генератор; 4 — транс-
форматор; 5 — РУ повышенного напряжения; 6 —
линии электропередачи; 7 — центральный щит
управления; 8 — блочный щит управления
ми (220/6—10 кВ); резервными возбудителями;
производственно-противопожарными насосами;
телеуправляемыми насосами (осветительной во-
ды I и II подъема, насосами химводоочистки I и II
подъема); общестанционными трансформаторами
6/0,4 кВ главного корпуса.
На ЦЩУ предусмотрены сигнализация положе-
ния выключателей в цепи генератора (если они уста-
новлены) и вводов резервного питания секций 6 кВ
собственных нужд блоков; измерение и суммирова-
ние активной и реактивной мощности; сигнализа-
ция вызова персонала; сигнализация о неисправно-
стях 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 вы-
ключателями в цепи генератора (если предусмотре-
ны); системой возбуждения генераторов; переводом
генератора с рабочего возбуждения на резервное и
обратно; выключателями вводов рабочих трансфор-
маторов собственных нужд блока; выключателями
вводов резервного питания секции (6 кВ) собствен-
ных нужд блока; выключателями и автоматами
блочных рабочих и резервных трансформаторов
6/0,4 кВ с.н., 0,4 кВ главного корпуса; электродвига-
телями с.н. блока; дизель-генераторной станцией;
трансформаторами электрофильтров, а также сигна-
лизацией вызова персонала при неисправностях на
местных щитах управления и в электроустройствах,
относящихся к данному блоку.
Для управления тепловой электростанцией с
поперечными связями (ТЭЦ) создается централь-
ный оперативный пункт управления, который но-
сит название ГЩУ (рис. 47.2). На ГЩУ из-за отсут-
ствия блочных щитов сосредоточивается значи-
тельно большее', чем на ЦЩУ блочной электро-
станции, количество панелей и установленных на
них различных приборов и аппаратов, с помощью
которых ведется управление всей электрической
частью электростанции (генераторами, трансфор-
маторами, кабельными и воздушными линиями).
Управление электрической частью ТЭЦ отделено
от управления тепломеханической частью.
Для оперативного обслуживания котлов и тур-
бин предусмотрены групповые щиты (на три-че-
тыре агрегата). Эти щиты располагаются по воз-
можности в центре обслуживаемого оборудова-
ния. 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^
6 — линии местной нагрузки; 7 — трансформаторы
связи с системой; 8 — РУ повышенного напряжения;
9 — линии электропередачи; 10 — главный щит
управления; 11 — групповые щиты управления кот-
лов и турбин; / — оперативный участок котлотурбин-
ного цеха; 11 — оперативный участок элсктроцсха
ским оборудованием осуществляется с групповых
щитов, расположенных в одном помещении с обо-
рудованием, 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 на ГЩУ уста-
навливают приборы контроля за основными теп-
ловыми показателями станции и предусматрива-
ют двустороннюю связь начальника смены с опе-
ративным персоналом и с дежурным диспетчером
энергосистемы.
Управление атомной электростанцией
(АЭС). Оперативное управление АЭС осуществля-
ется как с ЦЩУ, на котором сосредоточены средст-
ва, необходимые для управления режимом работы
электростанции в целом и общестанционным элек-
тротехническим оборудованием, так и с блочных
щитов управления. ЦЩУ на АЭС выполняется в ос-
новном аналогично ЦЩУ ТЭС. БЩУ АЭС ввиду
специфических особенностей технологического
процесса отличаются от БЩУ ТЭС тем, что они ос-
нащены аппаратурой и приборами, контролирую-
щими не только турбоагрегаты, но и ядерные реак-
торы. Так, за работой оборудования первого конту-
ра можно следить только при помощи устройств
дистанционного контроля и сигнализации. Это вы-
зывает значительное увеличение количества управ-
ляемых элементов и точек измерения на БЩУ по
сравнению с обычной ТЭС. Например, энергетиче-
ский блок ВВЭР-1000 имеет на БЩУ около 1000
управляемых элементов и около 5000 точек измере-
ния. Кроме того, на АЭС предусматриваются до-
полнительно к упомянутым ранее щитам резерв-
ный щит управления (РЩУ) и щит общестанцион-
ных устройств (ЩОУ).
Резервный щит управления предназначен для
проведения операций по останову блока в ситуаци-
ях, при которых осуществить останов блока с БЩУ
не представляется возможным. Щит общестанци-
онных устройств служит для управления общестан-
ционным оборудованием, установками спецводо-
очистки, бойлерной, вентиляционными системами.
Управление на гидроэлектростанциях
(ГЭС). Процесс управления режимом ГЭС значи-
тельно проще, чем на тепловых электростанциях,
управление отличается более глубокой и полной
автоматизацией. А участие ГЭС в общесистемном
автоматическом регулировании частоты и мощно-
сти (а в ряде случаев также и в регулировании на-
пряжения и реактивной мощности) определяет вы-
сокую степень телемеханизации ГЭС. Внедрение
системной и местной автоматики позволяет огра-
ничить функции оперативного персонала ГЭС, а на
многих ГЭС снять оперативный персонал полно-
стью. 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 непосредст-
венно во вторичные схемы ЦЩУ (рис. 47.3).
Наряду с ЦЩУ в машинном зале у каждого аг-
регата ГЭС устанавливают местные агрегатные
щиты. Последние служат для управления агрсгата-
Рис. 47.3. Размещение щитов управления на ГЭС:
/ — ЦПУ; 2 — агрегатные щиты управления; 3 —
релейный щит; 4 — машинный зал; 5 — платина;
6 — генератор; 7 — трансформатор; 8 — монтажная
площадка; 9 — РУ наружного типа; 10 — линии
электропередачи; И — канал телемеханической свя-
зи; 12 — диспетчерский пункт энергосистемы
ми во время ремонтов и испытаний, а также при не-
исправности устройств автоматики.
Управление на подстанциях. На понижающих
подстанциях напряжением 35, ПО, 150, а в некото-
рых случаях и 220 кВ используют централизован-
ную форму управления с диспетчерских пунктов
предприятий, районных электрических сетей, энер-
госистем с использованием средств телемеханики.
Операции, требующие присутствия персонала на
месте, выполняют оперативно-выездные бригады.
Объем автоматизации и телемеханизации под-
станций зависит от назначения и типа, а также от-
ветственности потребителей. На мощных узловых
подстанциях районных сетей напряжением 220,
330,500 и 750 кВ сохраняют постоянный дежурный
персонал, а на территории подстанции сооружают
►общеподстанционный пункт управления (ОПУ) со
щитами управления и щитами релейной защиты.
На подстанциях также применяют щиты управ-
ления и автоматики компрессорных открытых РУ
(ОРУ), предназначенных для питания сжатым воз-
духом воздушных выключателей, а при наличии на
подстанциях синхронных компенсаторов — щиты
их репейной защиты, автоматики и управления.
Эти шиты устанавливают на ОРУ в специальных
закрытых помещениях. То же относится и к под-
станционной части электростанций. .
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 веде-
ние части оперативной документации выполняют-
ся на ЭВМ, а задачи принятия и реализации опера-
тивных решений и взаимодействие с другими уров-
нями управления решает человек.
Структура АСУТП. В соответствии с иерар-
хической 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 производственно-
хозяйственного управления. В состав ОАСУ
«Энергия» входит автоматизированная система
диспетчерского управления Единой энергетиче-
ской системы страны. ОАСУ связана с АСУ произ-
водственно-энергетических объединений (ПЭО)
или энергосистем (ЭС) с производственными еди-
ницами, входящими в данное объединение. Затем
следуют АСУ электростанций и сетей, включаю-
щие в себя АСУТП отдельных объектов — энерго-
блоков, подстанций.
На рис. 47.4 показана структурная схема АСУ
ТЭС с двумя контурами управления: автоматизиро-
ванного управления технологическим процессом
энергоблоков и энергооборудования общестанци-
онного назначения (АСУТП) и автоматизированно-
го производственно-хозяйственного управления
(АСУПХ), куда входят подсистемы управления
производственно-хозяйственной деятельностью и
ремонтом; управления материально-техническим
АСУ энергосистемы
АСУПХ
АСУТП
АСУТП
блока
№ 1
АСУТП
блока
№2
АСУТП
обще-
станци-
онных
объектов
АСУТП
блока
№ л
L
Рис. 47.4. Структурная схема автоматизирован-
ной системы управления ТЭС
снабжением; технико-экономического планирова-
ния; учета и анализа трудозатрат, зарплаты и кад-
ров, 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 дискрет-
ных датчиков, установленных непосредственно на
оборудовании энергоблока. Подсистема произво-
дит расчет и анализ технико-экономических пока-
зателей (ТЭП) по отдельным агрегатам и по блоку
в целом. После соответствующей обработки ин-
формация, полученная от подсистем измерения,
сигнализации, поступает к оператору на БЩУ, где
для него организовано автоматизированное рабо-
чее место (АРМ). Устройство отображения инфор-
мации (УОИ) предоставляет оператору (Оп) необ-
ходимую информацию в удобной для него форме.
В управляющую часть АСУТП входят подсис-
темы дистанционного и автоматического управле-
ния, автоматического регулирования, защиты и
блокировки. Все эти подсистемы осуществляют
дискретное воздействие на исполнительные орга-
ны — первичные регуляторы, коммутационные ап-
параты электроприводов рабочих машин и запор-
но-регулирующей арматуры. Посредством индиви-
дуальных или групповых ключей оператор может
осуществлять дистанционное управление отдель-
ными агрегатами блока, а все остальные подсисте-
мы управляющей части обеспечивают автоматиче-
Рис. 47.5. Структурная схема автоматизирован-
ной системы управления технологическим про-
цессом энергоблока
ское воздействие на оборудование блока согласно
заданным логическим программам.
Схема, представленная на рис. 47.5, иллюстри-
рует состав функций, выполняемых информацион-
но-управляющим вычислительным комплексом
(УВК) АСУТП. С точки зрения централизации ис-
полнения этих функций и степени использования
при этом средств вычислительной техники можно
выделить три характерных варианта структуры
АСУТП. Первый вариант (рис. 47.6, а) предполага-
ет использование средств вычислительной техники
только в информационно-вычислительных целях,
т.е. для централизованного сбора, обработки и пе-
редачи информации.
е)
Рис. 47.6. Варианты структуры АСУТП:
а — с централизованным контролем и децентрализо-
ванным управлением; б — с централизованным кон-
тролем и частично централизованным управлением;
в — с полностью централизованным контролем
и управлением; ИО — исполнительный орган; Д —
датчик; 3, Б — защита, блокировки; АУ — автомати-
ческое управление; АР — автоматическое регулирова-
ние; ИВМ — информационно-вычислительная маши-
на; УОИ — устройство отображения информации;
ДУ — дистанционное управление; ДР — дистанцион-
ное регулирование; И — измерительный прибор;
Оп— оператор
Результаты обработки информации и вычисли-
тельной работы информационно-вычислительной
машины (ИВМ) сообщаются Оп и помогают ему
принимать правильные решения по управлению
энергоблоком. Применение вычислительной тех-
ники в системах управления электростанциями на-
чалось именно с этого варианта.
Во втором варианте (рис. 47.6, б) средства вы-
числительной техники применяют не только для
решения информационно-вычислительных задач,
но и для целей централизованного управления —
в структуре АСУТП появляется управляющая вы-
числительная машина (УВМ), составляющая
с ИВМ единый комплекс. Управляющая машина
изменяет задания (уставки) локальных автоматиче-
ских регуляторов, координирует работу логиче-
ских автоматов, контролирует ход выполнения
операций управления и т.п. Часть операций управ-
ления по-прежнему выполняет человек. В настоя-
щее время эта структура получила наибольшее
применение в АСУТП электростанций.
В полностью централизованной АСУТП (тре-
тий вариант структуры АСУТП, рис. 47.6, в) все
функции оперативного управления энергоблоком
выполняет управляющий вычислительный ком-
плекс (УВМ и ИВМ), т.е. здесь наиболее полно ис-
пользуется возможность вычислительной техники.
Управляющая машина принципиально способна
решить любую задачу по управлению энергобло-
ком при условии высокой степени надежности
средств вычислительной техники. За оператором
сохраняется возможность выполнения определен-
ных операций управления, а также вмешательства в
работу УВМ и ИВМ, т.е. работа АСУТП происхо-
дит в режиме диалога человек — машина.
Основой АСУТП являются функциональные
группы (ФГ), в которые входят рабочие машины,
связанные единой технологической функцией.
Функциональная группа включает в себя рабочие
машины с их приводами, блоки управления 1-го
уровня, которые содержат в себе исполнительные
устройства, непосредственно коммутирующие це-
пи приводов, принимают оперативные команды от
оператора, автоматических регуляторов, техноло-
гических защит и от логической части системы
управления 2-го уровня, обеспечивающей выпол-
нение операций по заданной программе.
УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ ЭЛЕМЕНТОВ
ВТОРИЧНЫХ СХЕМ
Условное позиционное обозначение элемента
или устройства принято в виде буквенно-цифрово-
го кода, который образуется с применением букв
латинского алфавита и арабских цифр, определяю-
щих порядковый номер элемента или устройства с
принятым буквенным кодом.
Элементы вторичных схем обозначаются в соот-
ветствии с ГОСТ 2.709—72,2.702—75, 2.710—80, и
их обозначения в пределах проектной функцио-
нальной группы обычно не повторяются.
Буквенные позиционные обозначения закреп-
лены нормативными материалами проектных ин-
ститутов за определенными видами элементов.
Так, реле тока обозначается КА, реле промежуточ-
ное — KL, трансформатор тока — ТА, переключа-
тель цепей управления — SA и т.д.
Порядковые номера элементам присваивают,
начиная с единицы, в пределах вида элементов, ко-
торым на схеме присвоено одинаковое буквенное
позиционное обозначение. Например, сигнальные
табло на схеме в количестве 4 шт. будут промарки-
рованы от HLA1 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 элемен-
та можно присваивать порядковые номера, добав-
ляемые к порядковому номеру позиционного обо-
значения через точку. Например: KL3.2 — контакт
2 третьего промежуточного реле; VD2.3 — третий
диод второй диодной сборки и т.п.
Для обозначения принадлежности элемента к
электрической фазе тока допускается добавлять ин-
декс фазы (А, В, Q, проставляемый через точку. На-
пример; ТА2.В — второй трансформатор тока фазы В.
Сигнальные контакты положения силовых ком-
мутационных аппаратов обозначают тем же кодом,
что и сам аппарат.
Шинкам управления, сигнализации, синхрони-
зации, напряжения и т.п. как элементам принципи-
альных схем также присваиваются позиционные
обозначения. Первая буква — Е обозначает общий
код шинки. Вторая — код функционального назна-
чения шинки (сигнализация, синхронизация и т.п.),
третья — дополнительные сведения, если это требу-
ется (аварийная А, предупредительная Р и т.п.). Да-
лее следует порядковый номер шипок, который мо-
жет 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 управ-
ления (рис. 47.7) позволяет обеспечить постоян-
ный контроль целости цепей управления. Для кон-
троля цепей последовательно с обмотками приво-
да включаются промежуточные реле: KQC, кон-
тролирующее цепь отключения, и KQT, контроли-
рующее цепь включения. При нормальном состоя-
нии 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 цепи, который поступа-
ет на шинки звуковой предупреждающей сигнали-
зации 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 вы-
полнена с двумя лампами. Лампы сигнализации
положения могут быть погашены снятием питания
с шинки (+) ЕН.
Изложенная схема управления выключателем
предусматривает применение ключа с фиксацией по-
ложений «Включено» и «Отключено» (см. рис. 47.7).
Сигнализация автоматических переключений осу-
ществляется на принципе несоответствия положе-
ний ключа и выключателя. Для прекращения мига-
ния ламп сигнализации необходимо вручную квити-
ровать ключ управления, т.е. привести его в положе-
ние, соответствующее положению выключателя.
Схема применяется на объектах с большим ко-
личеством присоединений и постоянным дежур-
ным персоналом.
Схема с ключом без фиксации положений.
При отсутствии на объекте постоянного дежурства
персонала, который мог бы производить квитиро-
вание ключей, применяют ключи управления бед
фиксации положений. После подачи командных
сигналов такой ключ возвращается в нейтральное
положение.
Для сигнализации аварийных отключений вы-
ключателя в схеме используется двухпозиционное
реле фиксации включенного положения выключа-
теля, которое создает цепь несоответствия при ава»
рийном отключении выключателя (рис. 47.8). При
включении выключателя от контакта реле KQC сра-
СТАНЦИЯХ И ПОДСТАНЦИЯХ
$
+ЕС
-ЕС
Шинки управления
Автоматы
От автоматики Цепи включения
От ключа управления
Реле контроля цепи включения
От защиты Цепи отключения
От ключа
Реле контроля цепи отключения
Шинки питания двигателя
Автоматы
Цепь электромагнита включения
Шинки сигнализации
Цепь звукового сигнала аварийного отключения
Цепь звукового и светового сигналов обрыва цепи управления
Цепи сигнализации положения «Отключено»
Цепи сигнализации положения «Включено»
Условное обозначение положения Вид рукоятки и схема пакетов спереди в положении «отключено» б 'а 0 1 О м о 3 5 6 £ ° О 3 9 о Ю 12 О—<j> о 11 13 15 17 о 18^20 о 19 21 222.24 сЦоХ О 23
Тип рукоятки и пакетов Д124 1 3 6 6г Юг Юг
Номера контактов Положение~—~^_ рукоятки 1-3 4 5-8 4 4 4 7 4 9/-£7 Os д Со д \18-20 $ д <-si \21-22 \22-24
о Отключено СП — X — — — — X — X — — — X — — X
*1 Предварительно включено СП X X — X X X —
В2 Включить — — X — — X — — - X X — — X — -
В Включено В X — — — X - — — — X X — — X - -
°1 Предварительно отключено сш — X — — — — X X — - — X — — X —
°2 Отключить — — — X — — X — X — — — X — — X
Рис. 47.7. Схема управлении (а) и сигнализации выключателя со звуковым контролем цепей управле-
ния (б), диаграмма ключа управления (в)
Рис. 47.8. Схема управления и сигнализации выключателя с ключом без фиксации положений
Шинки управления
Автомат
От автоматики Цепи включения
От телемеханики
От ключа управления
Реле контроля цепи включения
Реле контроля цепи отключения
От ключа управления Цепи отключения
От телемеханики
От защиты
Цепи фиксации включенного положения выключателя 4
Шинки сигнализации
Цепь звукового сигнала аварийного отключения
Цепь звукового сигнала обрыва цепи управления
Цепи светового сигнала положения «Отключено»
Цепи светового сигнала положения «Включено»
Шинки силового питания электромагнита включения
Автомат
Цепь электромагнита включения
батывает реле фиксации KQ и подготавливает цепи
сигнализации аварийного отключения: звуковую —
через шинку ЕНА и световую — через шинку мига-
ния (+) ЕР. При подаче оперативной команды на от-
ключение подается сигнал от ключа SA на возврат
реле KQ, что исключает аварийный сигнал.
Релейные схемы дистанционного управле-
ния. В предыдущих схемах ключи совмещают
функции органа команды при управлении и аппара-
та сигнализации для создания цепей соответствия и
несоответствия. Применение таких ключей, имею-
щих большие габаритные размеры, к которым не-
обходимо присоединять большое количество про-
водов, приводит к необходимости создания круп-
ных щитов управления. Увеличение мощности аг-
регатов на электростанциях и переход на дистанци-
онное управление ими с блочных или групповых
щитов, на которые выносится управление все боль-
шим числом вспомогательных агрегатов, электро-
двигателями с.н., задвижками, шиберами и т.п.,
приводят к такому увеличению размеров щитов,
что обозреваемость их ухудшается, а обслужива-
ние становится очень сложным.
В целях сохранения размеров щитов устанавли-
ваются малогабаритные ключи управления. Ис-
пользование последних возможно при условии уп-
рощения их функций, для чего применяются реле,
выполняющие роль промежуточных органов ко-
манд, а также обеспечивающие построение соот-
ветствующих цепей сигнализации.
Эти реле располагаются вне пульта или даже
вне шита управления, например на релейном щите
или в РУ. На рис. 47.9 показана релейная схема
управления, в которой в качестве аппарата управле-
ния для операций включения и отключения выклю-
чателя используется простейший ключ с самовоз-
вратом. При подаче сигнала на включение ключом
SA срабатывает реле команды КСС и своим контак-
Шинки управления
Автомат
Ключ и реле команд
Цепи включения
Цепи отключения
Шинки сигнализации
Реле фиксации
командного импульса
Аварийное отключение
выключателя
Обрыв цепи управления
выключателя
Лампы сигнализации
положения выключателя
на щите управления
s
я
я
rt
S
й
Е
я
о
Я
к
<t>
Д
Рис. 47.9. Релейная схема управления и сигнализации выключателя
контактом подаст сигнал на промежуточный кон-
тактор КМ. Отключение производится тем же клю-
чом SA и реле КСТ аналогично включению. Реле
фиксации положения выключателя KQ срабатыва-
ет от реле команды КСС или КСТ, контакты кото-
рых замыкают цепь той или иной обмотки реле KQ
в зависимости от того, какая команда подана. Сиг-
нализация положения выключателя осуществляет-
ся сигнальными лампами HLC и HLT через контак-
ты реле положения KQT и KQC.
При отключении выключателя от релейной за-
щиты реле KQ не изменяет своего положения, соз-
давая цепь несоответствия для звукового аварий-
ного сигнала через шинку ЕНА и подавая питание
на лампы HLT через шинку мигающего света
(+) ЕР. При включении выключателя от автомати-
ки создается цепь несоответствия для питания от
шинки (+) ЕР лампы HLC. Снятие мигания и пере-
вод сигнальных ламп на нормальное свечение про-
изводятся путем переориентации двухпозицион-
ного реле KQ с помощью центральной кнопки сня-
тия мигания ВВР, являющейся общей для несколь-
ких выключателей. При замыкании кнопки ВВР
меняют свою ориентацию реле KQ присоедине-
ний, находящихся в положении несоответствия.
Реле KQ других присоединений, находящихся
в положении соответствия, своей ориентации не
изменяют, так как цепь, связывающая их с шин кой
ЕРД, разомкнута контактом KQC или KQT. В цепи
снятия мигания предусмотрен размыкающий кон-
такт реле КСС или КСТ, исключающий ложное
действие сигнализации при подаче команд. При-
менение в схеме малогабаритного ключа и двух
коммутаторных ламп с подводом проводов в зад-
ний торец этих аппаратов позволяет сосредото-
чить на небольшой площади щита аппараты управ-
ления большим количеством объектов.
Управление выключателем с помощью проме-
жуточных реле команды КСС и КСТ дает возмож-
ность применять контрольные кабели с малым се-
чением жил для связи пункта управления с объек-
том управления.
Схема применяется на телемеханизированных
объектах и объектах без постоянного оперативного
обслуживания.
Шинки управления
Автомат
Цепи включения
и реле положения
«Отключено»
Цепи включения
и реле положения
«Включено»
Реле контроля
непереключения
фаз
Реле контроля
отключения
выключателя
Контактор
защиты
электромагнитов
Цепи
электромагнитов
включения
Рис. 47.10. Схема управления выключателями с нофазиым приводом
Управление масляными выключателями с
индивидуальными электромагнитными приво-
дами для каждой фазы. Для одновременного вклю-
чения и отключения всех трех фаз выключателя как
дистанционно ключом управления, так и от автома-
тики обмотки контакторов включения КМА—КМС и
электромагнитов отключения YATA—YATC всех
трех приводов соединяются в схеме управления па-
раллельно. Блок-контакты каждой фазы выключа-
теля в цепях включения и отключения также соеди-
няются 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 KMF защиты электромагнитов. В час-
ти цепей сигнализации схема аналогична приведен-
ной выше схеме со звуковым контролем.
Для выключателей, на которых должны преду-
сматриваться пофазное отключение от защит и по-
фазное включение от автоматики, оперативные це-
пи выполняют раздельно для каждой фазы выклю-
чателя. Предусматривают индивидуальный кон-
троль в каждой цепи. На рис. 47.11 показана такая
схема с релейным контролем цепей. Оперативные
сигналы подаются от ключа управления SA посред-
ством промежуточных реле КСС и КСТ; контакты
которых замыкают цепи для включения или отклю-
чения всех трех фаз.
Сигнализация положения осуществляется лам-
пами НЕТ u HLC, общими для всех трех фаз выклю-
чателя. При несоответствии на любой фазе лампа
мигает, при соответствии, т.е. при одинаковом по-
ложении всех трех фаз, лампы горят ровным све-
том. Фаза, на которой произошло отключение, оп-
ределяется по сигнальным реле защиты.
Цепи управления каждой фазы для удобства экс-
плуатации включены через отдельные автоматы.
Автоматы SF и SFA (В, С) должны выбираться
со ступенью селективности по времени во избежа-
ние ложного отключения при коротком замыка-
+ЕН
-ЕС
+ЕС
SF\
КСС
КСТ
КИА
QA YATA
KF
Фаза В аналогична фазе А
Фаза С аналогична фазе А
КСС
KQTA
КОСА
SA
~KQTC
KQC EQTA
KQTB
HLC
(+)ЕН
’(+)ЕР
KQTC
KQCA
О О^О^Ву в^в
н
Шинки управления
Автомат
Ключ и реле команд
Цепи включения фазы А
Цепи отключения фазы А
Цепи включения и отключения
фаз Ви С аналогичны
фазе Л
t
HLT
о-
ЕНА
ЕНР
-ЕН
KQC KQTB
KQC 4CQTC
Шинки сигнализации
Цепь звукового сигнала
аварийного отключения
Цепь звукового и светового
сигналов обрыва цепи
управления
Шинки сигнализации
Лампы сигнализации
положения выключателя
^KQCB
Рис. 47.11. Схема управления выключателем с пофазным отключением от защиты, с пофазным вклю-
чением от автоматики и с трехфазным управлением
нии. В данном случае селективность обеспечивает-
ся за счет исключения электромагнитной отсечки
в автомате SF.
Дистанционное управление воздушными
выключателями. Исполнительными органами
при дистанционном управлении выключателями
служат электромагниты, управляющие пневмати-
ческими клапанами. Выключатели выполняются
с общим приводом для всех трех фаз или с отдель-
ными приводами для каждой фазы. В первом слу-
чае электромагниты включения и отключения де-
лаются общими для всех трех фаз выключателя, во
втором — электромагнитные пневматические кла-
паны для включения и отключения выполняются
отдельно для каждой фазы выключателя.
На рис. 47.12 показана схема управления вы-
ключателем, имеющим общие электромагниты
управления для всех трех фаз. Давление воздуха
контролируется электроконтактным манометром
KSP1. Реле KLI осуществляет блокировку опера-
тивных цепей, размыкая свои контакты при сниже-
нии давления воздуха ниже допустимого значения.
Для облегчения работы контакта KSP1 электро-
контактного манометра параллельно обмотке реле
KL1 включен искрогасительный контур. Для обес-
печения независимости работы схемы от возможно-
го понижения давления воздуха в процессе выпол-
нения операции включения или отключения парал-
лельно контактам реле KL1 включаются замыкаю-
щие блок-контактыэлектромагнитов УАСи МТ". Это
обеспечивает самоудерживание электромагнитов
Шинки управления
и автоматический выключатель
Цепи включения и реле
положения «Отключено»
Реле положения «Включено»
и цепи отключения
Реле контроля давления
воздуха
Цепь включения от АПВ
Сигнал падения давления
воздуха
Рис. 47.12. Схема управления воздушным выключателем с трехфазным приводом
до конца операции. Для завершения начатой опера-
ции при недостаточной длительности командных
импульсов в цепи включения использован замы-
кающий блок-контакт 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 KL1. Это предотвраща-
ет ложный сигнал обрыва цепей при их целости, а
также облегчает работу контактов KL1.
Сигнал падения давления подается замыкаю-
щим контактом реле KL1 на табло HLA. Остальные
цепи сигнализации аналогичны схемам для масля-
ных выключателей.
При включении от АПВ давление сжатого воз-
духа должно быть несколько выше, чем при обыч-
ном включении. Пуск АПВ в схеме при отключе-
нии выключателя от релейной защиты возможен
только при условии срабатывания реле KL2. Реле
KL2 срабатывает через блок-контакт YAT при соот-
ветствующем 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 вы-
ключателями напряжением ПО кВ и выше, имею-
щими фазные электромагниты управления выклю-
чателем. При включении выключателя команда на
включение подается ключом SA на реле КСС, кото-
рое при отключенном положении выключателя и
соответственно замкнутом контакте повторителя
KQT—KL2 своим контактом замыкает цепь элек-
тромагнитов включения и самоудерживается до
завершения операции включения, т.е. до отпада-
ния контактов реле KL2. Если включения не про-
изойдет, то сигнал на 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 от-
ключении от защиты повторное включение блоки-
руется контактами реле KBS до снятия сигнала на
включение (блокировка от многократного включе-
ния). Сигнал на отключение подается ключом SA на
реле КСТ, которое своим контактом замыкает цепь
электромагнитов отключения К47’. При этом кон-
тактами KL3 и KBS закорачивается контакт КСТ
и сигнал на отключение удерживается до полного
завершения операции.
Для защиты электромагнитов отключения от по-
вреждений в случае их длительного обтекания током
при неполнофазном отключении выключателя в схе-
Шинки управления
и автоматический
выключатель
Цепи включения
и реле положения
«Отключено»
Реле положения
«Включено» и цепи
отключения
Защита электромагнитов
отключения
Реле контроля давления
воздуха
Реле контроля
нспереключения фаз
выключателя
Сигнал падения
давления воздуха
Нспереключение фаз
Рис. 47.13. Схема управления воздушным выключателем с пофазным приводом
ме предусмотрена специальная блокировка. При не-
полнофазном отключении и отключенном положе-
нии выключателя контактом KL4 размыкается цепь
обмотки реле KL3, контакты которого в свою оче-
редь с выдержкой времени размыкают цепь удержи-
вания электромагнитов отключения K47I
В нормальном режиме реле KL3 подтянуто и
подготавливает цепь удерживания. Последователь-
ное соединение контактов KL3 облегчает коммута-
цию при размыкании цепи К4Т.
При неполнофазном включении выключателя
в схеме предусмотрена подача автоматического сиг-
нала на отключение. Эта блокировка осуществляет-
ся с помощью реле KL4. Сигнал на отключение в
этом режиме подается через контакты реле KL3, что
обеспечивает ограничение длительности отключаю-
щего сигнала при неуспешном действии реле KL4.
Блокировка отстроена по времени от разно-
временности переключений блок-контактов вы-
ключателя. Для этого в цепь обмотки KL4 введен
размыкающий контакт повторителя KQT — реле
KL2, которое имеет замедление на отпадание. На-
личие этого контакта исключает ложное срабаты-
вание реле KL4 в ходе операции включения, так
как разомкнут контакт KL2. •_< -.
Размыкание оперативных цепей производится
блок-контактами выключателя QA, QB, QC. В цепях
электромагнитов включения блок-контакты разных
фаз соединяются последовательно, что обеспечивает
их надежную коммутацию и исключает поврежде-
ние электромагнитов при отказе блок-контакта од-
ной из фаз. Повреждение блок-контактов всех трех
фаз маловероятно и поэтому не учитывается.
В цепях электромагнитов отключения преду-
смотрено параллельное включение блок-контактов
разных фаз. Это обеспечивает повышенную надеж-
ность цепей отключения в нормальной работе при
включенном выключателе. В то же время последова-
тельное включение блок-контактов в каждой фазе
облегчает работу контактов и соответственно снижа-
ет вероятность отказа в коммутационном режиме.
Завершение операции, в случае если в ходе опе-
рации с выключателем давление снизилось ниже
допустимого уровня, обеспечивается за счет само-
удерживания реле KL1 по последовательной обмот-
ке. Тот же принцип может быть применен и в схеме
+ЕС
\SF
SA1
YACA
^YACB
/ YACC
ПКЕЗ
YATA
KSP1
SA1
КЕА
KL1 п
К SFA
SAA
[О
— I i
KBSA
KBSA
К
-ЕС
КСС
КЕ2^ От АПВ
R2
KSP2 KJ-2
KBSA
KBSB
KBSC
KL2
ESFA
Шинки управления
и автоматический
выключатель
Ключ и реле
включения
Цепи самоудерживания
электромагнитов
включения
и отключения
Реле контроля давления
воздуха
Реле контроля
непереключения фаз
выключателя
Авто магический
выключатель фазы А
KQTA
R1A
YACA
R4A
КЕА
-471-
КЕА
R3A
Цепи включения
и реле положения
«Отклйчено» фазы А
SAA
SA1
KBSA
Реле положения
«Включено» и цепи
отключения фазы А
Фаза В аналогична А
Фаза С аналогична А
SF
ТУ
Цепи включения
и отключения
фаз В и С
Рис. 47.14. Схема управления воздушным выключателем с пофазным отключением от защиты, пофаз-
ным включением от автоматики и пофазным управлением
Ш КСС
QA К47И
рис. 47.12. Разница в схемах обусловлена в данном
случае стремлением ознакомить читателя с воз-
можными вариантами решения одной и той же за-
дачи. В остальном схема рис. 47.13 выполнена ана-
логично схеме рис. 47.12.
Для выключателей с индивидуальными для
каждой фазы электромагнитами управления иног-
да, например для линий напряжением ПО кВ и
выше, оказывается необходимым обеспечить воз-
можность управления каждой фазой выключателя в
отдельности. На рис. 47.14 показана схема, позво-
ляющая 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 подготавливается цепь включе-
ния или отключения. Команда на выполнение опе-
рации подается общим для трех фаз ключом SA1,
на включение — при помощи промежуточного ре-
ле КСС, на отключение — непосредственно Кон-
тактами SA 1.
Питание оперативных цепей каждой фазы про-
изводится через отдельные автоматы. В каждой фа-
зе имеются свои реле контроля цепей управления
KQTA (В, С) и KQCA (В, С). Независимость работы
электромагнитов управления при возможном пони-
жении давления в процессе операции обеспечива-
ется за счет самоудерживания повторителя KL1 ре-
ле КЕА (В, С) его последовательными обмотками.
Цепи самоудерживания электромагнитов вклю-
чения и отключения размыкаются контактами реле
KL3. Это реле отпадает с выдержкой времени,
большей времени включения или отключения вы-
ключателя, после закорачивания его обмотки замы-
кающими блок-контактами электромагнитов, чем
обеспечивается автоматическое снятие команды.
Нормально реле КЕЗ подтянуто через балласт-
ное сопротивление R2. В процессе коммутации оно
шунтируется блок-контактами электромагнитов и
отпадает с задержкой, превышающей максимальную
длительность коммутации, чем обеспечивается на-
дежное снятие команды после завершения операции.
В схеме пуска АПВ участвуют замыкающие
контакты реле KL2, которое срабатывает при рабо-
те реле блокировки от многократных включений
KBSA (KBSB; KBSO и достаточном давлении воз-
духа. Деблокируется реле KL2 размыкающим кон-
тактом КСС при включении выключателя.
Контакт ключа SA1 в цепи репе KL2 исключает
пуск АПВ при включении выключателя на корот-
кое замыкание и последующем отключении его от
защиты.
Резистор RI, включенный параллельно реле
КСС, обеспечивает четкую работу последователь-
ных обмоток сигнальных реле АПВ, а резисторы
RA, а также RB, RC в цепи самоудерживания элек-
тромагнитов управления облегчают работу контак-
тов реле KL3. Схема сигнализации выполняется
аналогично рассмотренной ранее схеме пофазпого
управления масляными выключателями.
ДИСТАНЦИОННОЕ УПРАВЛЕНИЕ
РАЗЪЕДИНИТЕЛЯМИ
Для управления разъединителями применяют
два типа приводов: электродвигательный и пневма-
тический. Наиболее распространен первый тип.
Конструкция электродвигательного привода
внутренней установки для разъединителей 6—10 кВ
характеризуется следующими особенностями; дви-
гатель вращается в одном направлении как при
включении, так и при отключении; кинематика при-
водного механизма построена таким образом, что
при первом повороте его на 180° производится одна
операция, при повороте на следующие 180° — вто-
рая операция; длительность каждой операции око-
ло 30 с. Команда подается со щита ключом SA через
промежуточный контактор КМ в виде кратковре-
менного управляющего сигнала (рис. 47.15).
Рис. 47.15. Схема управления разъединителем с многопозиционным ключом управления и выполнени-
ем силовых цепей на постоянном (о) и переменном (б) токе
Шинки управления
Автоматы
Цепи электро- магнитной блокировки
Цепи пуска, блокировки, самоудерживания КМ И завершения операции
Шинки сигнализации
«Включено» и операция отключения Цепи сигнализации положения QS
«Отключено» и операция включения
На посто- янном токе । привода разъеди- нителя QS
На пере- менном токе
Закрепление импульса достигается путем само-
блокировки. Разрыв цепи после завершения опера-
ции производится специальным блок-коитактом
(путевым выключателем) SQB, кратковременно
размыкающимся, разрывающим цепь промежуточ-
ного контактора и снова замыкающимся для подго-
товки следующей операции.
В схеме исключена возможность произвольных
переключений разъединителя при двойных замы-
каниях на землю в цепях управления постоянного
тока. Это обеспечивается за счет двойного разрыва
цепи промежуточного контактора КМ контактами
ключа управления SA и цепи двигателя — контак-
тами КМ. При выполнении этого требования отпа-
дает необходимость осуществления контроля це-
пей управления. Блокировка дистанционного
управления от схемы электромагнитной блокиров-
ки контактом реле КВ возможна при отсутствии на-
пряжения на блокировочной розетке. Операция от-
ключения имеет аналогичную логику с обратной
переориентацией блок-контактов QS.
Блок-контакты QS в пусковых цепях КМ исклю-
чают реализацию неправильной команды (напри-
мер, «Включить» при включенном положении разъ-
единителя) и ложную сигнализацию положения.
Выполнение оперативных и силовых цепей
предусмотрено как на постоянном, так и на пере-
менном токе с соответствующей заменой аппарату-
ры (оперативные цепи — аналогично рис. 47.15,
силовые — см. рис. 47.15, а и б).
Пример выполнения рассмотренной схемы на
базе ключа с самовозвратом с применением двух-
позиционного 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
лампа HLT горит ровным светом, подключенная че-
рез последовательную цепь контактов КСС—KQS.
При подаче команды «Включить» реле команды
КСС срабатывает и самоудерживается через блоки-
рующий контакт SQB на все время проведения опе-
рации и переводит лампу HLT на мигающее свече-
ние от шинки (+) ЕР. В цепь управления могут быть
введены также блок-контакты других коммутаци-
онных аппаратов, осуществляющих запретные бло-
кировки (например, блок-контакт выключатбля).
Сигнализация выполняется двумя лампами.
Положение разъединителя определяется положе-
нием рукоятки ключа в мнемонической схеме и го-
рением соответствующей лампы ровным светом.
С момента поворота ключа в положение несоответ-
ствия и в течение всей операции до прекращения
действия привода лампа горит мигающим светом;
завершение операции фиксируется размыканием
соответствующего блок-контакта QS, погасанием
прерывисто горящей лампы и загоранием другой
лампы ровным светом. Нормально при включен-
Рис. 47.16. Схема управления разъединителем
с электродвигательным приводом, вращающим-
ся в одном направлении, выполненная па базе
импульсного ключа с самовозвратом
пом положении разъединителя горит лампа «Вклю-.
чено» HLC, при отключенном — лампа «Отключе-
но» HLT. Указанная логика обеспечивается за счет
следующего взаимодействия элементов схемы.
При отключенном положении разъединителя замк-
нуты размыкающие блок-контакты QS, подготовле-
на цепь запуска КМ от сигнала «Включить» В, и че-
рез второй размыкающий контакт QS и контакт SA,
подается сигнал +ЕН па лампу «Отключено» HLT,
которая горит ровным светом.
При подаче сигнала «Включить» В оживляется
цепь запуска контактора КМ, который срабатывает
и самоудерживается на все время проведения опе-
рации, обеспечивая работу двигателя привода. За-
вершение операции фиксируется блокирующим
контактом SQB, кратковременно размыкающим
цепь самоудерживания КМ, благодаря чему обеспе-
чивается прекращение переключения и подготовка
цепи последующей операции.
В течение всего хода операции отключения
вплоть до поворота на 180°, являющегося призна-
ком завершения операции, положение блок-контак-
тов QS остается неизменным. Соответственно лам-
па HLT, переключающаяся при подаче команды
«Отключить» ключом SA на прерывистое свечение,
горит прерывистым светом по цепи несоответствия
вплоть до завершения операции, когда в результате
переориентации блок-контакта QS лампа HLT гас-
нет, а лампа HLC загорается ровным светом, сигна-
лизируя о включенном состоянии разъединителя.
При завершении операции (в результате переклю-
чения бпок-контакта QS) реле KQS переориентиру-
ется в положение «Включено», а в результате крат-
ковременного срабатывания реле KQS размыкается
цепь самоудерживания и отпадает реле КСС. Соот-
ветственно отключается лампа HLT и загорается
ровным светом через последовательную цепь кон-
тактов КСТ—KQC лампа HLC. Аналогично работа-
ет схема при подаче команды «Отключить».
Схема имеет один разрыв на цепь (фазу), по-
скольку кабельных связей в схеме меньше и пуско-
вые цепи собраны через реле, поэтому вероятность
ложного запуска схемы вследствие двойного замы-
кания на землю существенно снижена.
Привод для разъединителей наружной установ-
ки ПО и 220 кВ отличается тем, что направления
движения двигателя при включении и отключении
противоположны. Привод снабжен реверсивными
пускателями КМ1 и КМ2 и двумя группами блок-
контактов: QS1 и QS2\ первые переключаются
в конце операций включения, вторые — в конце опе-
рации отключения. На рис. 47.17 показана схема
управления разъединителем с таким приводом. Раз-
рыв цепей обмоток пускателей после завершения
операции включения или отключения производится
соответствующими блок-контактами. Блокирующий
электромаг нит YAB позволяет осуществлять дистан-
ционное или ручное управление. При наличии на-
пряжения на обмотке электромагнита его контактом
замыкается цепь управления и открывается заслонка
доступа к валикам ручного оперирования.
При ручном управлении специальная рукоятка
размыкает контакт SQB, рвущий цепь управления,
идущую от ключа SA. В остальном схема аналогич-
на предыдущей.
Если в конкретной конструкции блокирующий
электромагнит не предусмотрен, в цепь управления
вводится контакт реле электромагнитной блоки-
ровки КВ аналогично схеме рис. 47.16.
На рис. 47.17 представлена схема для отклю-
ченного состояния (согласно принятым правилам
представления вторичных схем).
Положение всех контактов показано для отклю-
ченного состояния разъединителя. Схема преду-
сматривает ту же логику сигнализации, что и пре-
дыдущая схема, а реверс управления осуществляет-
ся путем переключения фаз асинхронного двигате-
ля М привода разъединителя.
При отключенном состоянии разъединителя
ровным светом горит лампа HLT и размыкающим
контактом QS2 подготовлена цепь пуска контакто-
ра КМ1, обеспечивающего движение привода на
включение. При подаче команды «Включить» пере-
ключается контакт QS2, размыкая цепь нормально-
го горения лампы HLT, и последняя через контакт
ключа подключается к (+) ЕР и горит прерывистым
светом вплоть до завершения операции. Одновре-
менно ключом SA подготавливается цепь нормаль-
ного свечения HLC.
Рис. 47.17. Схема управления разъединителем с реверсивным электродвигательным приводом, выпол-
ненная на базе ключа с фиксированными положениями •. ,
Рис. 47.18. Схема управления разъединителем
6—220 кВ с реверсивным приводом, выполнен-
ная на базе импульсного ключа с самовозвратом
Завершение операции фиксируется переключе-
нием контактов QS1, благодаря чему обеспечивает-
ся размыкание цепи самоудерживания КМ1 и пре-
кращение операции, размыкание цепи мигающего
свечения HLT и замыкание цепи HLC на нормаль-
ное свечение через шинку + ЕС.
Схема может быть выполнена на импульсном
ключе или кнопках управления аналогично пред-
шествующей 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 со-
бой два автономных контактора, сблокированных
между собой механически таким образом, что ис-
ключается их одновременное срабатывание и пре-
дотвращается короткое замыкание в силовых цепях,
где реверс двигателя привода осуществляется изме-
нением чередования фаз, подключаемых к двига-
телю. Контактор находится в шкафу привода. Ко-
манда на включение (отключение) кратковремен-
ная, но достаточная для срабатывания контактора,
подается ключом или кнопкой управления SA. За-
вершение операции обеспечивается самоудержива-
нием контактора. В конце операции происходит пе-
реключение вспомогательных контактов разъеди-
нителя QS, размыкающих цепь самоудерживания и
подготавливающих цепь к последующей операции.
Для производства ручной операции управле-
ния используется рукоятка ручного управления,
которая вставляется в соответствующее гнездо.
При этом контактом SQB блокируется цепь дис-
танционного управления. Схема выполняется как
на постоянном, так и на переменном оперативном
токе с соответствующей заменой аппаратуры. Сиг-
нализация положения осуществляется упрощенно:
гаснет одна и одновременно зажигается другая
сигнальная лампа HLC и HLT при завершении опе-
рации. Мигающая сигнализация при автоматиче--
ском управлении не предусматривается.
Переключение разъединителей является опера-
цией, при проведении которой по действующим
эксплуатационным нормам полагается проводить
визуальную проверку завершенности операции со-
ответственно с выходом на место установки разъе-
динителя. Это было обусловлено недостаточной
надежностью самих разъединителей и системы
сигнализации их положения. В практике проекти-
рования с этим приходилось считаться. Соответст-
венно нормами технологического проектирования
предписывалось управление разъединителями
с места их установки воздействием на привод от
кнопки местного управления. Это снижало эффек-
тивность автоматизации и оперативность управле-
ния. В настоящее время промышленностью разра-
ботаны конструкции разъединителей повышенной
надежности, рассчитанные на дистанционное
управление без визуальной проверки. В свете задач
комплексной автоматизации энергообъектов, а
именно с внедрением АСУТП, номенклатура по-
добных конструкций расширяется. Разъединители
практически всех напряжений допускают дистан-
ционное управление без каких-либо ограничений.
Лишь при выполнении этого условия может быть
ликвидировано обилие ручных операций и низкий
уровень автоматизации управления.
ИЗБИРАТЕЛЬНЫЕ СХЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ
Описанные выше схемы дистанционного
управления коммутационными аппаратами преду-
сматривают подачу управляющих команд от инди-
видуальных ключей управления, размещаемых на
месте установки коммутируемого аппарата или на
щите управления. Структурно эти схемы относят-
ся к децентрализованным и имеют все известные
недостатки децентрализованных систем -4- низкую
оперативность и сравнительно высокую вероят-
ность ошибки, обусловленную рассредоточением
индивидуальных командных элементов системы и
невозможностью обзора всего управляемого ком-
плекса в процессе управления. При малом количе-
стве объектов управления этот недостаток не явля-
ется определяющим. Однако при усложнении
главной схемы энергообъекта, увеличении количе-
ства ее присоединений и коммутируемых элемен-
тов принцип индивидуального управления пере-
стает удовлетворять требованиям надежности и
оперативности.
Наиболее эффективной мерой повышения опе-
ративности является переход на избирательные
структуры, позволяющие повысить степень цен-
трализации управления за счет управления боль-
шим количеством коммутируемых элементов схе-
мы энергообъекта с помощью одного центрального
органа команды (ключа управления) с подключени-
ем его к объекту управления избирательно, по соот-
ветствующей вызывной команде, подаваемой в из-
бирательную схему.
За основу принимается следующий принцип
построения избирательных схем. Орган подачи ко-
манды выполняется общим для нескольких объек-
тов управления, число которых определяется кон-
кретной конфигурацией управляемой схемы энер-
гообъекта или его части (участка). Операции управ-
ления производятся двумя последовательными ко-
мандами — подготовительной (выбор объекта),
подключающей индивидуальные цепи управляемо-
го объекта к общему органу управления, и испол-
нительной, осуществляющей подачу необходимого
управляющего сигнала общим органом управле-
ния. Сигнализация положения объектов управле-
ния выполняется индивидуальной. Кроме того, да-
ется световой сигнал, подтверждающий реализа-
цию команды выбора соответствующего объекта.
По эргономической структуре избирательные
системы делятся на три вида: системы с кодовым
набором, с функциональной клавиатурой и с вызо-
вом по мнемосхеме.
Система с кодовым набором имеет наиболее
простую электрическую схему, однако необходи-
мость поиска кода затрудняет диалог, в связи с чем
снижается оперативность. Такая схема не оправда-
ла себя на энергообъектах.
Система с вызовом по функциональной кла-
виатуре отличается гибкостью и достаточной про-
стотой диалога, обладает широкими избиратель-
ными возможностями, однако требует сложных
логических схем и специального аппаратного ре-
шения, в связи с чем применяется преимуществен-
но в комплексе с ЭВМ.
Система с вызовом объекта по мнемосхеме от-
личается оперативностью, легко реализуется на ре-
лейно-контактной аппаратуре, может быть привя-
зана к упрощенной функциональной клавиатуре,
в связи с чем рекомендуется для энергообъектов,
не оснащенных ЭВМ.
Одна из подобных схем, разработанная институ-
том «Энергосетьпроект» для широкого применения
на энергообъектах, приведена на рис. 47.19, а. Схема
представляет собой универсальный избирательный
блок, пригодный для решения различных задач
управления и контроля, выполняется на базе про-
стых реле с питанием как на постоянном, так и на пе-
+ЕН
-ЕН
BD
BCS1
KCS! ~
BCS2 _KDD2,
J- [урвл
Kcsi^ 1
---fl—
ьд KDDI
H-J^Bl--
&-------
RB
КВ
HLS1
KD
+EC-
-EC
ESC-
ECC
ECT
KSA
ED
Up-
KDS2^
UKCS2
HLS2
BCSn
KCSnJ.
VDDn ।
KCSn
HLSn
VDSn
RD KD
HLS
+EH
—EH
a)
б)
(+)£P
e)
Puc. 47.19. Избирательная схема управления:
о — избирательный блок; б — размещение командных
и сигнальных элементов на панели управления; в —
схема согласования избирательной схемы со схемой
управления выключателем
ременном токе (в последнем случае — через выпря-
митель) на любом стандартном уровне напряжения.
Избирательный блок обеспечивает возмож-
ность подключения цепей выбранного объекта
к центральному аппарату управления (измерения,
сигнализации) по команде оператора. Избиратель-
ная команда (вызов объекта) подается кнопкой вы-
бора объекта BCS, размещаемой в соответствую-
щем элементе мнемосхемы или на функциональной
клавиатуре (рис. 47. 19,6).
Ниже рассмотрено применение избирательного
блока для организации схемы избирательного
управления выключателями. Использование блока
для других целей изложено далее в соответствую-
щих разделах.
Предварительный выбор объекта производится
кнопкой, при нажатии которой срабатывает и далее
самоудерживается соответствующее избиратель-
ное реле KCSn, обеспечивающее подключение ин-
дивидуальных цепей управления выбранного вы-
ключателя к центральному ключу управления SAS
(рис. 47.19, в). При этом на мнемосхеме загорается
соответствующая избирательная лампа HLSn, по-
зволяющая оператору судить о правильности реа-
лизации вызова, а также центральное табло HLS
«Вызов», фиксирующее состояние схемы.
Контактами KCSn вызванного объекта на ключ
SAS через шинку избирательного управления ESC
подается оперативный ток, а к командным шинкам
включения ЕСС и отключения ЕСТ подключаются
пусковые цепи индивидуальных реле команд
«Включить» (КСС) и «Отключить» (КСТ) «-выклю-
чателя (см. рис. 47.19,е).
Команда на коммутацию подается на реле КСС
и КСТ центральным ключом SAS чер^з.щины ЕСС
и ЕСТ соответственно.
Положение выключателя отображается на мне-
мосхеме индивидуальными индикаторами HLC
(«Включено») и HLT («Отключено»), как в ранее
описанных схемах. По условиям избирательности
к центральным аппаратам избирательной схемы
разрешается подключение цепей лишь одного объ-
екта. вызванного оператором. Соответственно в схе-
ме предусмотрена блокировка, запрещающая одно-
временный вызов двух объектов и снимающая
предшествующий вызов при подаче очередной вы-
зывной команды.
Снятие предшествующего вызова обеспечива-
ется следующим образом. При подаче вызывного
сигнала кнопкой BCS (см. рис. 47.19, а) через раз-
вязывающий диод VDD и дифференцирующую ем-
кость CD на обмотку KD поступает импульсный
сигнал, вызывающий его кратковременное сраба-
тывание. При этом контактом KD через шинку ED
снимается питание с KCS, и если в схеме имеется
подтянутое реле KCS, то оно отпадает, чем и обес-
печивается снятие предшествующего вызова.
После отпадания контакта KD цепь питания
KCS восстанавливается и обеспечивается дальней-
шее срабатывание того реле KCS, пусковая цепь
которого собрана, т.е. нормальная реализация од-
ного 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 вызывных сигна-
лов, возможная при использовании блока в систе-
мах автоматического управления, блокируется то-
ковым реле контроля KSA и реле блокировки КВ
(рис. 47.19, а). Ток срабатывания реле KSA от-
страивается от номинального тока потребления
KCS. Соответственно при одновременной подаче
двух вызывных сигналов через реле KSA протекает
удвоенный ток потребления реле KCS и реле KSA
срабатывает, самоудерживается через балластное
сопротивление RB на все время подачи команды и
запускает блокирующее реле КВ, которое своим
контактом снимает питание с избирательных репе
KCS и блокирует их ложный запуск до тех пор, по-
ка не восстановится нормальная схема.
Блокирующие диоды VDB обеспечивают запи-
рание зарядной цепи дифференцирующей емкости
CD после снятия вызывного сигнала, когда вызов
принят и реле KCS самоудерживается. При этом
обеспечивается разряд конденсатора CD через
контакт KD и резистор RD и соответственно готов-
ность реле KD к срабатыванию при подаче очеред-
ного вызывного сигнала независимо от предшест-
вующего состояния KCS схемы. Соответственно
диоды VDB предотвращают ложный запуск реле
KD через цепи самоудерживания реле KCS, а дио-
ды EDS, VDD — срабатывание реле KCS через об-
щие цепи HLS и KD.
Использование развязывающих диодов VDD и
VDS, заменяющих в данном случае контакты реле
KCS, позволяет свести к минимуму необходимое
количество реле в схеме.
Для повышения надежности деблокировки схе-
мы при наличии предшествующего вызова в реле
KCS вводится задержка на срабатывание 0,1—0,15 с.
Оперативная деблокировка схемы и соответст-
венно снятие вызова производится центральной
кнопкой деблокировки BD, размыкающей цепь са-
моудерживания реле KCS.
47.3. ЭЛЕКТРОМАГНИТНАЯ БЛОКИРОВКА
РАЗЪЕДИНИТЕЛЕЙ
Блокировка разъединителей с выключателями
выполняется согласно условиям, соблюдение кото-
рых исключает возможность операций с разъеди-
нителями под током. Назовем основные условия.
1. При двойной системе шин операции с шин-
ными разъединителями развилки разрешаются
(рис. 47.20, а):
а) при включенных парном разъединителе QS,
шиносоединительном выключателе QP и егоразъег
ценителях QSP\
Рис. 47.20. Распределительное устройство с двойной системой шин (а) и схема электромагнитной бло-
кировки разъединителей (6)
б)при отключенных парном разъединителе,
заземлителе QS и выключателе данного присоеди-
нения Q.
2. При наличии заземлителей на шинных разъе-
динителях 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 разъеди-
нителями при одной системе шин разрешается
только при отключенных выключателях и заземли-
теле данного присоединения.
Для конкретных первичных схем эти условия
могут быть расширены, и можно не только преду-
сматривать запрещение операций с разъединителя-
ми под током, но и блокировать другие неправиль-
ные операции, например возможность подачи на-
пряжения выключателем на заземленный разъеди-
нитель и др.
Блокировка для разъединителей с дистанцион-
ным приводом осуществляется размыканием соот-
ветствующих контактов цепей управления, а для
разъединителей с ручным приводом — механиче-
ским запиранием привода.
В схемах управления разъединителями с руч-
ными приводами наибольшее применение находит
электромагнитная блокировка, что обусловлено ее
универсальностью и простотой операций. Эта бло-
кировка состоит из механического замка, устанав-
ливаемого на приводе каждого разъединителя,
электрической розетки около привода и перенос-
ного ключа с электромагнитом, общего для всех
замков распределительных устройств (рис. 47.21).
Переносный электромагнитный ключ имеет внут-
ри корпуса электромагнит с обмоткой и сердечни-
ком, который выдвигается при обтекании обмотки
током. Для возврата сердечника в ключе имеется
специальная пружина.
Рис. 47.21. Эскиз блокировочного замка и ключа
к нему:
1 — замок; 2 — запирающий стержень; 3 — ключ;
4 — подвижный сердечник; 5 — катушка ключа;
6 — розетка; 7 — ручка ключа
Напряжение на блокировочную розетку пода-
ется через блок-контакты блокируемых аппаратов
лишь в том случае, когда разрешается производст-
во операций с данным разъединителем.
Для отпирания замка вилка ключа вставляется
в блокировочную розетку. При этом ключ должен
быть предварительно вставлен в блок-замок. Если
в розетке есть напряжение (операция с разъедини-
телем разрешается), сердечник ключа выдвигается
и его паз захватывает соответствующий выступ
замка. После этого поворотом ключа в замке на
180° отпирается привод разъединителя, произво-
дится его включение или отключение, затем пово-
ротом ключа в первоначальное положение привод
снова запирается. Только после этого ключ может
быть снят. Надевание и снятие ключа возможны
только при положении замка «Заперто», т.е. когда
запорный стержень выдвинут и запирает привод
разъединителя. При этом обмотка электромагнита
ключа должна быть обесточена.
Схема электромагнитной блокировки разъеди-
нителей присоединений для РУ с двойной системой
шин показана на рис. 47.20, б. Напряжение на бло-
кировочные розетки, т.е. разрешение на производ-
ство операций, подается только при соблюдении
указанных выше условий, отражаемых во вторич-
ных цепях при помощи блок-контактов выключате-
лей и разъединителей.
Все операции с разъединителями производятся
при отключенных выключателях Q и QP, за исклю-
чением операции перевода присоединения с одной
системы шин на другую, условием допустимости
проведения которой является включенное положе-
ние параллельного выключателя QP и его разъеди-
нителей QSP1 и QSP2 (см. рис. 47.20).
При отключенном положении разъединителей
QS1 и QS2 и отключенных заземляющих разъеди-
нителях присоединения QSG1, QSG2, QSG3, ис-
ключающих возможность подачи потенциала зем-
ли на общую точку разъединителей, оперативное
питание подается на обе блокировочные розетки
Y1 и Y2 или при дистанционном управлении — на
контакты ключей управления соответствующими
разъединителями и возможно включение любого
из этих двух разъединителей. После включения од-
ного из разъединителей QSI (QS2) питание с бло-
кировочной розетки парного разъединителя QS2
(QS1) снимается, так как одновременное включе-
ние разъединителей QSI и QS2 в данном случае за-
прещено. Соответственно при дистанционном
управлении реле блокировки снимает оператив-
ный ток с ключа управления разъединителя, опе-
рация с которым запрещается.
Между заземлителями QSG1, QSG2, QSG4 и
спаренными с ними разъединителями QSI, QS2,
QS3 имеется механическая блокировка непосредст-
венного действия, т.е., например, заземлитель
QSG1 может быть включен только при отключен-
ном разъединителе QS1 и, наоборот, разъединитель
QSI может быть включен только при отключенном
заземлителе QSG1. При этом включение заземлите-
ля QSG1 допускается схемой электромагнитной
блокировки только при отключенном разъедините-
ле QS2, который, в свою очередь, может быть вклю-
чен лишь при отключенном заземлителе QSG1, т.е.
обеспечивается логическая система, исключающая
подачу напряжения на заземленную точку.
Механическая блокировка обладает высокой
надежностью, поскольку она заложена в самой ме-
ханической конструкции привода. Естественно,
что при наличии механической блокировки она не
дублируется в схеме электромагнитной блокиров-
ки. Однако механическая блокировка спаренных
разъединителей и заземлителей выполняется толь-
ко для разъединителей напряжением до 220 кВ, до-
пускающих проведение операций непосредствен-
но на месте установки аппарата. Для разъедините-
лей напряжением 330 кВ и выше по условиям безо-
пасности разрешаются только дистанционные
коммутационные операции, и для них применяет-
ся электромагнитная блокировка между спаренны-
ми разъединителями и заземлителями, аналогии-,
ная описанной. Для спаренных шинных разъеди-
нителей QS1 и QS2 предусматривается следующая
логическая схема.
Включение разъединителя QSI (QS2) при вклю-
ченном парном разъединителе QS2 (QS1) возможно
лишь тогда, когда шиносоединительный выключа-
тель QP той же секции сборных шин и его разъеди-
нители QSP1 и QSP2 находятся во включенном по-
ложении. В этом случае нет опасности прохожде-
ния уравнительного тока по разъединителям в мо-
мент коммутации и разрешается замыкание двух
систем шин разъединителями QS1 и QS2. Соответ-
ственно через последовательную цепь блок-кон-
тактов QP, QSP1, QSP2 на шинку EBQ в этом случае
подается оперативный ток и при включенных разъ-
единителях QS1 и QS2 на их блокировочные розет-
ки YI и Y2 подается питание, т.е. разрешается от-
ключение любого из двух разъединителей, что и
производится при переводе присоединений с одной
системы шин на другую.
После отключения одного из двух разъедините-
лей QS1 или QS2 питание с блокировочной розетки
парного разъединителя QS2 или QS1 снимается.
Блокировка разъединителей шиносоединитель-
ного выключателя выполняется аналогично блоки-
ровке разъединителей присоединения.
При дистанционном управлении разъедините-
лями сохраняется вся логическая схема блокировки,
но блокировочный сигнал подается через промежу-
точное реле непосредственно в схему управления и
блокирует выполнение дистанционной операции.
47.4. СИГНАЛИЗАЦИЯ НА ПОСТОЯННОМ
ОПЕРАТИВНОМ ТОКЕ
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
На щитах управления электрических станций и
подстанций предусматриваются следующие виды
технологической сигнализации:
1. Сигнализация положения — сигналы на щи-
те о положении коммутационных и регулирующих
аппаратов (выключателей, разъединителей, кон-
такторов и т.п.).
2. Аварийная сигнализация — сигналы об ава-
рийном отключении коммутационных аппаратов.
3. Предупреждающая сигнализация — сигналы
о наступлении ненормального режима в работе аг-
регатов или ненормального состояния отдельных
частей установки или установки в целом.
4. Сигнализация действия зашиты — сигналы о
действии защиты, выпадении флажка указательно-
го реле и необходимости ручного возврата его.
5. Сигнализация действия автоматики.
6. Командная сигнализация — сигналы для пе-
редачи из цеха в цех ограниченного количества
наиболее важных и частых распоряжений.
СИГНАЛИЗАЦИЯ ПОЛОЖЕНИЯ
Для сигнализации положения разъединителей
применяются специальные указатели — приборы
сигнальные (ПС).
Прибор состоит из неподвижного U-образного
электромагнита с двумя обмотками и якоря, пово-
рачивающегося в поле электромагнита в пределах
90°. Якорь связан с указателем, который поворачи-
вается вместе с ним. Питание на обмотки ПС пода-
ется через соответствующие блок-контакты разъе-
динителей (рис. 47.22). В зависимости от того, че-
рез какую из двух обмоток проходит ток, указатель
прибора занимает вертикальное или горизонталь-
ное положение. При отсутствии тока в обеих об-
мотках, например при обрыве цепи, указатель под
действием пружины устанавливается в среднем по-
ложении 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 вы-
ключателя в нормальном режиме («Включено»,
Рис. 47.22. Сигнализация положения разъедини-
телей:
а — вид фасада с панели управления; б — схема сиг-
нализации
«Отключено») и при автоматическом , включении
или отключении аппарата. В первом случае лампа
сигнализации соответствующего положения горит
ровным светом, во втором случае — мигает. Для
обеспечения мигания ламп используется положе-
ние несоответствия (положение ключа «Включе-
но» при отключенном положении коммутационно-
го аппарата и наоборот).
В положении несоответствия питание на сиг-;
нальную лампу подается от специальной шины ми-
гания (+) ЕН.
Мигающий свет применяется и в схемах преду-
преждающей сигнализации. Для этих целей ис-
пользуется пульс-пара. На рис. 47.23 показана схе-
ма пульс-пары, выполненная па простых реле.
Схема работает следующим образом. При пода-
че импульса на шинку (+) ЕР срабатывает реле KL1.
Его контакты замыкаются (без выдержки времени);
один контакт замыкает цепь KL2, второй — цепь
лампы. Реле KL2 срабатывает и размыкает (без вы-
держки времени) цепь KL1. Так как контакты KLI
имеют выдержку времени на размыкание, цепь ре-
ле KL2 и контакты KLI остаются на это время замк-
нутыми. Этим определяется длительность импуль-
са. После размыкания контактов KL1 реле KL2
обесточивается. Вторичный импульс подастся че-
рез время, определяемое выдержкой времени кон-
такта реле KL2 на замыкание. Этим определяется
интервал между двумя последовательными им-
пульсами. Нормально схема мигания не работает,
поскольку цепь несоответствия конкретных объек-
тов разомкнута. При замыкании цепи несоответст-
вия на шинку мигания (+) ЕР поступает через лам-
пу HLT «минус» оперативного тока, срабатывает
реле KL1 и пульс-пара запускается. При этом на
лампу HLT периодически поступает либо + ЕН че-
рез контакт KL1, либо в цепь лампы вводится об-
мотка KL1, благодаря чему лампа гаснет и обеспе-
чивается эффект мигания.
Устройства мигающего света выполняются и на
бесконтактных элементах, например таких, как
прерыватель питания бесконтактного типа ППБ-12,
включаемый аналогично в цепь несоответствия и
Рис. 47.23. Устройство мигающего света:
б)
а — релейная схема; б — бесконтактная схема
осуществляющий прерывание цепи сигнальной
лампы управляемым диодом (динистором). Способ
подключения прерывателя к шинке мигания пока-
зан на рис. 47.23, б.
АВАРИЙНАЯ СИГНАЛИЗАЦИЯ
Аварийное отключение коммутационного ап-
парата должно сопровождаться как индивидуаль-
ным световым сигналом (мигание лампы сигнали-
зации положения), так и звуковым сигналом, об-
щим для всего щита. Назначение звукового сигна-
ла — привлечь внимание персонала к происшед-
шему отключению, светового — определить от-
ключившийся аппарат.
Схема аварийной сигнализации обеспечивает
снятие звукового сигнала с центрального поста без
квитирования ключа отключившегося аппарата,
т.е. с сохранением светового сигнала. Система сиг-
нализации после снятия звукового сигнала готова к
приему новых сигналов независимо от того, сохра-
нены ли световые сигналы отключившихся аппара-
тов. Такой способ называется центральным сняти-
ем звукового сигнала с повторностью его действия.
Для сигнализации с центральным снятием зву-
кового сигнала с повторностью его действия при-
меняется реле импульсной сигнализации. Это реле
представляет собой комплект трансформатора на-
пряжения и поляризованного реле, включенного
через триодные ключи во вторичные обмотки
трансформатора.
На рис. 47.24 показана схема аварийной сигна-
лизации с применением упомянутого реле (пози-
ционное обозначение KLH). При аварийном от-
ключении какого-либо выключателя через цепь
несоответствия — последовательное соединение
Рис. 47.24. Схема аварийной сигнализации
контактов реле команд КСС, КСТ, реле фиксации
командного сигнала KQQ и блок-контакт выклю-
чателя Q — замыкается цепь первичной обмотки
встроенного в KLH трансформатора Т.
В обмотке возникает переходный ток положи-
тельного направления, наводящий во вторичной об-
мотке соответствующую ЭДС, обеспечивающую
протекание базового тока в цепи триода VT2. При
этом VT2 открывается и замыкает цепь обмотки пря-
мой полярности поляризованного реле К, которое
срабатывает и своим контактом запускает реле KL.
При срабатывании реле KL самоблокируется
через кнопку центрального снятия сигнала BDC,
одним из своих контактов замыкает цепь запуска
сирены НА и реле времени KTD, а другим закора-
чивает цепь коллектор—эмиттер триода VT1, бла-
годаря чему в обмотку поляризованного реле К по-
дается ток обратной полярности и оно возвращает-
ся в исходное положение.
Окончательная деблокировка схемы происхо-
дит автоматически после исчерпания выдержки
времени реле KTD, которое своим контактом зако-
рачивает обмотку реле KL, обеспечивая его отпада-
ние, а следовательно, снятие звукового сигнала, воз-
врат схемы в исходное состояние и ее готовность к
приему следующего сигнала. Та же операция вруч-
ную осуществляется с помощью кнопки BDC.
Для обеспечения повторности действия сигна-
ла в индивидуальных цепях несоответствия уста-
навливаются добавочные резисторы. При аварий-
ном отключении второго выключателя и несквитщ
рованном ключе на первом общее сопротивление
цепи снижается, что вызывает изменение чока
в первичной цепи KLH и появление во вторичной
цепи импульсной ЭДС, достаточной для срабатыва-
ния поляризованного реле К и запуска схемы сиг-
нализации. При квитировании ключа цепь несоот-
ветствия размыкается контактом.
Оперативное опробование схемы сигнализации
производится кнопкой ВТ.
ПРЕДУПРЕЖДАЮЩАЯ СИГНАЛИЗАЦИЯ
Предупреждающая сигнализация предназначе-
на для предупреждения дежурного персонала об
отклонениях от нормального режима в работе от-
дельных частей установки или установки в целом,
требующих принятия мер для их устранения. Сиг-
налы подаются от контактов соответствующих дат-
чиков (реле, контактных манометров и т.п.).
Предупреждающая сигнализация должна со-
провождаться индивидуальным световым сигна-
лом (табло с надписью) и общим для всего щита
звуковым сигналом, отличным по звуку от сигнала
аварийного отключения.
Для выполнения предупреждающей сигнализа-
ции с центральным снятием звукового сигнала с
повторностью его действия принципиально приме-
няются те же схемы, что и для аварийной сигнали-
зации. Однако эти схемы обладают некоторыми
особенностями, рассматриваемыми ниже.
Сигнализация с ровно горящими световыми
сигналами. Для обеспечения повторности действия
сигнала вместо добавочных сопротивлений исполь-
зуются лампы в табло, служащие одновременно для
получения индивидуальных световых сигналов.
Наличие сигналов без выдержки времени и сиг-
налов, которые по своему характеру требуют от-
стройки по времени, приводит к необходимости ус-
тановки двух реле импульсной сигнализации: од-
ного для сигналов без выдержки времени или с ин-
дивидуальными реле времени и другого для сигна-
лов с выдержкой времени. В последнем случае ус-
танавливается общее реле времени.
Работа схемы сигнализации без выдержки вре-
мени ничем не отличается от работы рассмотрен-
ной выше схемы аварийной сигнализации.
Схема сигнализации с общим реле времени
(рис. 47.25) имеет следующие особенности; при
срабатывании какого-либо реле предупреждающей
сигнализации, например КНЦ мгновенно загорает-
ся соответствующее световое табло HL], через ко-
торое подается ток в первичную обмотку реле им-
пульсной сигнализации. Его контакт К замыкает
цепь обмотки реле времени КТВ, контакты которо-
го через промежуточное реле KL приводят в дейст-
вие звуковой сигнал и обеспечивают возврат кон-
такта К и готовность схемы к приему следующего
сигнала. Если до того, как реле времени КТВ успеет
замкнуть свои контакты, ненормальный режим, вы-
звавший появление сигнала, прекратится, то в мо-
мент погасания лампы при размыкании контакта
реле КН во вторичной обмотке трансформатора Т
наведется кратковременно ЭДС обратной полярно-
сти, которая обеспечит открытие триода VT1 и по-
дачу на обмотку поляризованного реле К сигнала
обратной полярности, а следовательно, возврат его
контакта в разомкнутое положение. При этом цепь
пуска реле времени КТВ разомкнется и звуковой
сигнал не успеет подействовать.
Каждый индивидуальный сигнал выполняется
обычно при помощи светового табло с двумя лам-
пами, включенными параллельно, что обеспечива-
ет действие сигнала при перегорании одной из
ламп. Для контроля за состоянием ламп последние
подключаются к реле KLH через две шинки преду-
преждающей сигнализации ЕНР и переключатель
ST, нормально находящийся в положении «Включе-
но» В. При опробовании ламп переключатель уста-
навливается в положение «Опробование» О', при
Рис. 47.25. Схема предупреждающей сигнализации:
а — с двумя шинками; б — с одной шинкой ЕНР
этом на шинки ЕНР подается напряжение +ЕН,
лампы в каждом световом табло оказываются
включенными последовательно на напряжение
оперативной сети и загораются неполным накалом.
В случае перегорания одной из ламп световое табло
при опробовании не загорается. Снятие звукового
сигнала производится вручную кнопкой BDC. Ав-
томатическое снятие звукового сигнала осуществ-
ляется с выдержкой времени с помощью реле KTD,
контакты которого включены параллельно обмотке
реле KL и при замыкании деблокируют его.
Опробование звукового сигнала и проверка ис-
правности реле в схеме производятся кнопкой ВТ.
Схема предупреждаюшей сигнализации без вы-
держки времени аналогична схеме аварийной сиг-
нализации (см. рис. 47.24) с той лишь разницей, что
вместо резисторов используются лампы и преду-
сматривается' кшоч ST для опробования исправно-
сти ламповых табло. Вариант схемы с одной шин-
кой ЕНР приведен на рис. 47.25, б.
Сигнализация с мигающими световыми сиг-
налами. При большом количестве постоянно горя-
щих световых сигналов на щите дежурному персо-
налу трудно выделить появившийся сигнал. В этом
случае схема предупреждающей сигнализации мо-
жет быть выполнена с мигающим свечением каж-
дого появившегося сигнала, для чего используется
шинка мигания (+) ЕР. Перевод сигнала на ровное
свечение производится дежурным оператором при
квитировании сигнала с помощью общей для всех
сигналов кнопки.
Схема сигнализации с мигающим световым
сигналом и повторностью действия выполняется с
одним индивидуальным реле для каждого сигнала.
Одна из подобных схем изображена на рис. 47.26.
Индивидуальный сигнал поступает от контактов
датчика сигнализации КН через резистор R на шин-
ку предупреждающей сигнализации ЕНР, к кото-
рой присоединена обмотка реле центральной сиг-
нализации KLH (см. рис. 47.25). Одновременно об-
разуется цепь через шину (+) ЕР, обеспечивающая
мигание табло HL. Диоды VD1—VD4 устанавлива-
ются для исключения обходных цепей. Звуковой
сигнал снимается кнопкой центрального снятия
сигнала. Перевод табло на ровное свечение произ-
водится кнопкой снятия мигания ВВР. При нажатии
кнопки ВВР срабатывает релеКВР, котброе удер-
живается в течение всего времени подачи данного
сигнала и переводит табло HL на ровное свечение.
Контакт реле КВР размыкает цепь шинки ЕНР, ис-
ключая перегрузку реле KLH.
Переключателем опробования ST производится
проверка исправности индивидуальных табло HL и
диодов VD1, VD2. При их исправности все свето-
вые табло HL горят ровным светом. При неисправ-
ности обмотки реле КВР и диодов VD1, VD2 табло
HL не переводится на ровный свет.
Рис. 47.26. Схема сигнализации с мигающими све-
товыми сигналами
Участковая сигнализация с центральным ос-
ведомлением. На крупных энергообъектах с боль-
шим количеством индивидуальных сигналов, рас-
пределенных по панелям главного щита управле-
ния, в целях улучшения ориентации дежурного пер-
сонала предусматривается деление всех объектов
сигнализации на участки и выдача на соответствую-
щие табло панели центральной сигнализации осве-
домительных сигналов, позволяющих сразу опреде-
лить участок, с которого поступил индивидуальный
сигнал. Такой способ сигнализации носит название
сигнализации с центральным осведомлением.
Участок обычно охватывает технологически са-
мостоятельную часть главной схемы — ОРУ, ГРУ,
КРУ, общестанционные устройства и т.д. Осведоми-
тельный сигнал отображает номер участка и выда-
ется одновременно с индивидуальным сигналом.
Функций осведомительного сигнала могут
быть расширены за счет группировки одноплано-
вых индивидуальных сигналов в один обобщенный
сигнал, отображающий как участок, с которого по-
ступил индивидуальный сигнал, так и характер по-
ступившей информации.
Обобщенный сигнал может объединять любое
количество индивидуальных сигналов, отличаю-
щихся тем или иным общим признаком. Количест-
во обобщенных сигналов определяется особенно-
стями технологии.
Табло обобщенных сигналов размещают на па-
нели центральной сигнализации. При этом реко-
мендуется вписывать их в мнемосхему, имитирую-
щую расположение участков энергообъектов или
панелей ГЩУ. Это более удобно, поскольку позво-
ляет совместить обобщенный сигнал с его адресом
и обеспечивает выявление участка и оценку харак-
тера поступившей информации ассоциативно, без
дополнительного логического анализа.
Организация обобщенного сигнала не требует
дополнительной аппаратуры и осуществляется пу-
тем подключения всех сигналов данной группы
к обобщающей групповой шине EHG через развя-
зывающие диоды. Примерная схема организаций
обобщенных сигналов для двух идентичных объек-
тов — ВЛ 1 и ВЛ2 приведена на рис. 47.27.
При поступлении информации дежурный фик-
сирует обобщенные данные на панели центральной
сигнализации, а конкретные данные уточняет по
индивидуальным табло на соответствующих пане-
лях управления объектами данного участка.
Недостатком схемы является сохранение боль-
шого количества одновременно выдаваемых инди-
видуальных световых сигналов, усложняющих
сбор и обработку информации и снижающих эф-
фективность обобщения как мерцлювышеция опе-
ративности.
Опробование ламп
Цепи индивидуальных сигналов объектов сигнализации L ВЛ1 1 Работа ДФЗ
Обрыв цепи управления
Работа газовой защиты
1 ВЛ2 Работа ДФЗ
Обрыв цепи управления
Работа газовой защиты
| Прочие ВЛ Аналогично
Рис. 47.27. Схема организации обобщенных сигналов
Групповая предупреждающая сигнализа-
ция. На рис. 47.28 приведен один из вариантов схе-
мы сигнализации, позволяющий значительно со-
кратить количество индивидуальных световых сиг-
налов 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 контакта-
ми сигнальных реле КН через соответствующие
развязывающие диоды на шинки предупреждаю-
щей сигнализации участка EHPR1 и EHPR2, груп-
повые шинки конкретных сигналов EHG1, ЕНС2,
ЕНСЗ и адресные табло HLC с наименованием объ-
екта, с козорого пришел индивидуальный сигнал.
Информация выдается дежурному персоналу
в виде двух световых сигналов — группового (таб-
ло расшифратора HLDY определяющего конкрет-
ный характер индивидуального нарушения или не-
исправности, и адресного (табло HLG), указываю-
щего объект, на котором это произошло.
Групповые табло размещают на группе панелей
управления, охваченных данными групповыми
сигналами, адресные табло — на панелях управле-
ния соответствующими присоединениями. Схема
выполняется как участковая — с запуском реле
центральной сигнализации через соответствующие
участковые шинки предупреждающей сигнализа-
ции EHPR1 и EHPR2. Подключение к шинке ЕНР
центральной сигнализации осуществляют через
контакты оперативного ключа SA в целях обеспече-
ния возможности оперативного обесточения всех
сигнальных цепей участка при выявлении участков
с пониженной изоляцией в цепях постоянного тока.
В зависимости от количества, вида и адресов по-
ступивших сигналов исходная информация может
быть выдана дежурному засвечиванием нескольких
групповых и адресных табло, минимально — одно-
го группового и одного адресного. При этом сигна-
лы выдаются в неявной форме, без прямой связи с
объектами, и их конкретное распознавание требует
проведения двухступенчатых операций. Так, при
появлении индивидуальных сигналов и срабатыва-
нии схемы сигнализации вначале фиксируют объек-
§ 47.4]
СИГНАЛИЗАЦИЯ НА ПОСТОЯННОМ ОПЕРА ТИВНОМ ТОКЕ
Оперативный ток сигнали- зации
Опробование ламп
1 Центральная пре цупреждающая сигнализация
а Участковая пре- дупреждающая сигнализация
Групповая сигнализация
+ЕН
-ЕН
EHL
ЕНР1
ЕНР2
EHG1
Реле им-
пульс-
ной
сигнали-
зации
Мгновен-
ное дейст-
вие_____
С выдерж-
кой вре-
мени
Цепи опробования
ламп
Цепи вызова
на дешифратор
Цепь блокиров-
ки при расшиф-
ровке
EHG2
EHG3
к
5
Е
S
и
£
о
>0
ю
О
Цепи
первичных
датчиков
сигнализации
Цепи вызова
на дешифратор
к:
CQ
S
К
§
Цепь блокиров-
ки при расшиф-
ровке
Цепи
первичных
датчиков
сигнализации
Цепь пуска
реле фиксации
вызова
—£ Прочие объекты сигнализации аналогично
Обрыв
цепей
управления
Перегрузка
Непере-
ключение
фаз________
Прочие
сигналы
аналогично
ВЛ1
ВЛ2
Прочие
объекты
Мгновен-
ное дейст-
вие
С выдерж-
кой
времени
§
£
Е
S
К
3
к
к
и
О
Ю
О
Рис. 47.28. Схема групповой предупреждающей сигнализации
ты, с которых поступила информация, и по ком-
плексу адресных и групповых сигналов оценивают
ситуацию в первом приближеиии.'3атемс.помощыо
кнопок вызова, индивидуальных для каждого объ-
екта, дифференцируют полученную информацию и
выявляют ее прямые связи с объектами, уточняя, ка-
кие сигналы и с какого объекта поступили. По полу-
ченной информации делают окончательные выводы
о ситуации и принимают решения.
Схема вызова индивидуальной информации ра-
ботает следующим образом. При нажатии кнопки
BCS выбранного объекта срабатывает реле рас-
шифровки KRC и снимает оперативный ток с реле
КН всех объектов. Одновременно контактом ВС
СТАНЦИЯХ И ПОДСТАНЦИЯХ
+ЕН
Шипки центральной
ЕНР1 ЕНР2
сигнали-
зации
EHG1
Шинки EHG2 EHG3 EHG4
групповых сигналов
Цепи дебло-
кировки
Реле рас-
шифровки
Реле дебло-
кировки
Е
2
И
S
€
ч К
tc «
So
g.
и &
₽• s
ё а
S
I
й
м
S
Й
tc
к
о
S
ст)
Рис. 47.29. Схема сигнализации с обобщенными световыми сигналами
подается оперативный ток на контакты КИ выбран-
ного объекта, чем и обеспечивается подача на груп-
повые шинки EHG и соответственно табло HLD
только сигналов вызываемого объекта.
На время считывания вызванной на расшиф-
ровку информации кнопки BCS удерживаются в на-
жатом состоянии вручную. При снятии вызывной
команды B€S возвращаются в исходное положе-
ние, KRC отпадает и схема восстанавливается. Воз-
можно выполнение схемы и с автоматическим
удерживанием вызывного сигнала, что облегчает
считывание. Это обеспечивается за счет примене-
ния кнопок с обмотками самоудерживания в соот-
ветствии со схемой рис. 47.29. Центральная часть
ST
Ж
Цепи опробо- вания схемы сигнализации
Мгновен- ное дейст- вие Запуск центральной сигнализации
С выдер- жкой вре- мени
Фиксация появ- ления сигнала
Ручная дебло- кировка
Запуск предупреж- дающей сигнали- зации мгновенного действия
Автоматическая деблокировка
Запуск предупреж- дающей сигнали- зации с выдержкой времени
Пуск схемы автоматической деблокировки
Звуковой сигнал
Выдержка времени предупреждающей сигнализации
Цепи блокировки ложного срабаты- вания при дебло- кировке схемы
Цепи автомати- ческого возврата KLH
Сигнал срабаты- вания схемы сигнализации
и расшифровкой по запросу
схемы выполнена аналогично рис. 47.26 и в рас-
сматриваемой схеме не представлена.
Ключ ST предназначен для опробования свето-
вых табло. При опробовании на шину EHL подает-
ся «плюс» с шинки + ЕН и исправные табло загора-
ются полусветом, а в табло, на которые поступает
индивидуальный сигнал, гаснет одна лампа. Нор-
мально на шинку EHL через размыкающий контакт
ST подается «минус», и при поступлении сигнала
табло загорается полным светом.
Групповые табло размещают на группе панелей
управления объектов, охваченных соответствую-
щими групповыми сигналами. Там же на соответст-
вующих панелях управления размещают индивиду-
альные адресные табло и кнопки вызова. Схема яв-
ляется типовой для подстанций напряжением 330—
500 кВ. Она улучшает ориентацию дежурного пер-
сонала за счет концентрации информации в одном
месте, а также дает значительную экономию кон-
трольного кабеля, обусловленную группировкой
одноименных сигналов и уменьшением количества
жил между главным щнтом управления и местами
установки сигнальных реле. В то же время схема
излишне перегружена автоматически выдаваемой
информацией. Так, на крупном энергообъекте на
участке может быть предусмотрено до 60 группо-
вых и до 30 адресных сигналов, т.е. около 100 сиг-
налов, из которых при серьезных нарушениях мо-
жет быть выдано одновременно до 15. При приня-
той обезличенной форме выдачи групповой инфор-
мации такое количество исходных сигналов пред-
ставляется чрезмерным.
Этот недостаток может быть устранен за счет
промежуточного обобщения групповых сигналов
по аналогии со схемой рис. 47.27. Соответствую-
щая схема рассмотрена ниже.
Групповая сигнализация с промежуточным
обобщением и расшифровкой по запросу. На
рис. 47.29 представлена схема, сочетающая в себе
особенности обеих предшествующих схем и обес-
печивающая улучшенную ориентацию и информа-
тивность. Схема предусматривает выдачу исход-
ной информации в обобщенной форме аналогично
рис. 47.27 и расшифровку по запросу аналогично
рис. 47.28. Она содержит все элементы схемы груп-
повой сигнализации, но предусматривает дополни-
тельную группировку одноплановых индивидуаль-
ных сигналов и вывод их на соответствующие объ-
ектные табло обобщенных сигналов HLG.
Схема дается в качестве примера, показываю-
щего, что эргономические характеристики тради-
ционных схем сигнализации могут быть сущест-
венно улучшены без пересмотра аппаратурной ос-
новы и их структура может быть значительно при-
ближена к оптимальной.
Схема выполнена для пяти конкретных сигналов
и объектов сигнализации, т.е. обеспечивает отобра-
жение 5п конкретных сигналов указанных объектов.
Исходная информация выдается в виде обобщенного
объектного сигнала засвечиванием табло HLG с по-
следующей его расшифровкой по запросу высвечи-
ванием групповых табло дешифратора HLD.
Вся командно-квнтирующая и сигнальная аппа-
ратура размещена на группе панелей управления
объектами отображаемого участка. Возможно раз-
мещение 'их и на отдельной участковой панели с
выполнением там же соответствующей миниатюр-
ной мнемосхемы, что при большом количестве объ-
ектов на отображаемом участке облегчает воспри-
ятие информации.
Табло объектных обобщенных сигналов HLG
по возможности вписывают в мнемосхему участка
и отображают общий характер конкретного сигна-
ла с одновременной фиксацией объекта, с которого
он поступил. Групповые табло HLD размещают на
тех же панелях (или панели) отдельно в виде блока
дешифратора и отображают конкретные наимено-
вания поступивших сигналов.
Схема работает следующим образом. Индиви-
дуальные сигналы контактов сигнальных реле КН
подаются через развязывающие диоды на табло
обобщенных объектных сигналов HLG и на соот-
ветствующие групповые шинки EHG. Одновремен-
но через шинки предупреждающей сигнализации
EHPI или ЕНР2 в зависимости от технологической
принадлежности поступивших сигналов запускает-
ся схема центральной сигнализации, обеспечиваю-
щая выдачу звукового и осведомительного светово-
го сигналов на панели центральной сигнализации
(см. контакты реле KL1, КТ и KL4 на рис. 47.29).
Исходная информация выдается дежурному за-
свечиванием соответствующего табло HLG, опреде-
ляющего адрес и общий характер поступившего сиг-
нала. Групповые табло дешифратора HLD при этом
не загораются, так как оперативный ток с них снят
замыкающими контактами реле расшифровки KRC.
Расшифровка объектных сигналов производит-
ся так же, как на схеме рис. 47.28, индивидуальны-
ми кнопками BCS с соответствующей подачей на
время расшифровки оперативного тока на контак-
ты КН вызванного присоединения его кнопкой и
снятием оперативного тока с сигнальных реле КН
всех остальных присоединений контактами реле
расшифровки KRC. При этом сохраняется описан-
ный ранее принцип 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.
Осведомительный сигнал, подаваемый на па-
нель центральной сигнализации контактом KL4,
снимается кнопкой BDC (см. рис. 47.29) одновре-
менно со звуковым сигналом. Схема обеспечивает
значительную экономию кабеля за счет группиров-
ки и обобщения, ие требует для своей реализации
специальной аппаратуры, может быть реализована
на любом энергообъекте в рамках действующей
системы сигнализации.
В отличие от схемы-прототипа рне. 47.28 рас-
сматриваемая схема выполнена с самоудерживани-
ем вызывного сигнала. При нажатии кнопки ВС о.
удерживается в нажатом состоянии встроенш
в нее обмоткой самоудерживания через контакт
кнопки BDC и реле деблокировки KD. Соотвстс
венно снятие вызывного сигнала производится оп
ративно нажатием кнопки BDC или автоматическ
контактом KD, срабатывающим импульсно при п<
даче очередного вызывного сигнала. Послсдне
предотвращает одновременный вызов двух объев
тов сигнализации.
При совместной работе с универсальным изби
рательпым блоком (см. рис. 47.27) схема можс
быть улучшена за счет введения мигания вновь по-
ступившего сигнала в соответствии со схемы'
рис. 47.28. При этом основная часть схемы остается
неизменной. Лишь контакты кнопок ВС заменяют-
ся контактами избирательных реле KRC, дополни-
тельно к каждому световому табло HLG и HLD ус-
танавливается по одному промежуточному реле
для переключения цепей мигающей сигнализации
групповых и обобщенных сигналов.
СИГНАЛИЗАЦИЯ ДЕЙСТВИЯ ЗАЩИТЫ
И АВТОМАТИКИ
Действие защиты сопровождается звуковым и
световым сигналами аварийного отключения и вы-
падением флажка указательного реле соответст-
вующей защиты. Так как подъем флажка произво-
дится вручную, на щите имеется сигнал «Флажок
не поднят» напоминающий дежурному о необходи-
мости поднять его, так как в противном случае при
повторном отключении возможна неправильная
ориентация персонала в действии защиты. Сигнал
«Флажок не поднят» может быть индивидуальным
или центральным. В первом случае сигнал подается
на соответствующую панель щита управления от
всех защит данной цепи, во втором — от всех сиг-
нальных реле защиты через вспомогательную шин-
ку сигнализации ЕА (рнс. 47.30).
Следует отметить, что использование сигналь-
ных реле с ручным возвратом делает сигнализацию
о работе защиты и автоматики недостаточно опера-
тивной. Описаннное выше устройство групповой
сигнализации, рассчитанное на совместную работу
с новыми сигнальными устройствами, имеющими
дистанционный возврат, позволяет сделать систему
сигнализации более мобильной. При использова-„
Рис. 47.30. Схема сигнализации срабатывания
указательных реле с ручным возвратом
нии новых сигнальных устройств отпадает необхо-
димость в сигнале «Флажок не поднят», поскольку
вся информация поступает на ГЩУ и оперативно
расшифровывается по запросу.
Автоматическое включение коммутационного
аппарата, например при АВР, сопровождается ин-
дивидуальным световым сигналом в виде мигания
соответствующей лампы. При действии устройства
АПВ индивидуальных световых сигналов на щите
не появляется и персонал не может установить
цепь, на которой произошло АПВ.
КОМАНДНАЯ СИГНАЛИЗАЦИЯ
Командная сигнализация предназначена для
передачи команд из цеха в цех. Такая сигнализа-
ция применяется, в частности, для передачи ко-
манд со щита управления в машинный зал и обрат-
но. Для этой цели применяется так называемый ко-
мандоаппарат (машинный телеграф). Аппарат со-
стоит из двух комплектов сигнальных табло и кно-
пок или ключей. Один комплект размещается на
месте подачи команды, другой — на месте ее прие-
ма. Каждый комплект состоит из приемных и от-
правляемых команд.
Передача команд производится в следующем
порядке: дежурный цеха, подающий команду, вы-
зывает дежурного, принимающего команду. При
этом раздается звуковой сигнал и загораются
транспаранты «Внимание» как на приемном, так и
на подающем концах.
Дежурный на приемном конце квитирует коман-
ду, снимая сигнал «Внимание», что свидетельствует
о том, что вызов принят. Далее дежурный передаю-
щего цеха передает нужную команду. При этом на
обоих табло загорается транспарант с соответствую-
щей надписью. После исполнения команды дежур-
ный приемного конца квитирует сигнал кнопкой.
Импульс, передаваемый с передающего кон-
ца, длительно сохраняется до снятия его вручную.
Это достигается применением самоудерживаю-
щихся кнопок; кнопка одновременно является
якорем электромагнита, цепь которого замыкает-
ся самой кнопкой.
Схема командоаппарата с самоудерживающи-
мися кнопками показана на рис. 47.31. Для подачи
команды «Внимание» со щита управления в цех на-
жимается кнопка ВСП, ток проходит через кнопки
BDII, BC1I и по параллельным путям — обмотке
ВСП, лампам табло HLA1I и через обмотку сирены
НА; кнопка ВСП самоудерживается, и звуковой
сигнал и свечение табло «внимание» сохраняются
до снятия их из цеха нажатием кнопки BD1I. Пода-
ча команды «Внимание» из цеха на щит управления
производится аналогично с той лишь разницей, что
цепь звукового сигнала заводится на общую шинку
ЕАС командной сигнализации, поскольку на щите
устанавливается общий звуковой сигнал. Осталь-
ные команды передаются таким же образом, только
без действия звукового сигнала.
Рис. 47.31. Схема командоаппарата
На щите Снятие команды
В цехе
Команда «Внимание» со щита управления
Команда «Внимание» из цеха
Прочие команды со щита управления
Прочие команды из цеха
47.5. КОНТРОЛЬ
ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ И ОБЪЕМ КОНТРОЛЯ
Контроль за режимом агрегатов электростан-
ций и подстанций осуществляется с помощью из-
мерительных приборов (указывающих и регистри-
рующих) и релейных устройств — датчиков сигна-
лизации, срабатывающих при отклонениях пара-
метров агрегата от заданных значений сверх допус-
тимого и действующих на соответствующую схему
предупреждающей сигнализации.
В зависимости от характера объекта контроля и
структуры его управления объем контроля и место
размещения контрольно-измерительной аппарату-
ры могут быть различными. Приборы контроля для
различных присоединений могут быть установле-
ны в разных цепях и разных местах — на ЦПУ, на
БЩУ, на агрегатных технологических щитах. В ос-
новном объем контроля определяется правилами
технической эксплуатации и нормами технологиче-
ского проектирования. Однако в зависимости от
технологических особенностей контролируемого
объекта возможны и отклонения от установленных
норм, что обычно решается при проектировании.
Нормально па большинстве присоединений
контролируются токи, напряжения, активная и ре-
активная мощность в цепях переменного тока. На
генераторах и синхронных компенсаторах контро-
лируются, кроме того, токи и напряжения в цепях
возбуждения. На генераторах и потребительских
присоединениях устанавливаются также счетчики
коммерческого учета.
Аналогично управлению и сигнализации типо-
вые решения предусматривают индивидуальный
контроль параметров с установкой индивидуальных
измерительных приборов на соответствующих па-
нелях управления контролируемых присоединений.
В последние годы в связи с унификацией изме-
рительных сигналов и развитием автоматического
регулирования на энергообъектах широкое приме-
нение находят измерительные преобразователи по-
зволяющие, использовать измерительные приборы
с унифицированными входными сигналами 5 мА
для измерения любого параметра, что значительно
упрощает эксплуатацию. Измерительный преобра-
зователь включается в соответствующие вторич-
ные цепи измерительных трансформаторов тока и
напряжения и обеспечивает преобразование ука-
занных входных сигналов в унифицированный вы-
ходной сигнал 0—5 мА, пропорциональный кон-
тролируемому параметру и подаваемый на вход из-
мерительного прибора. Сегодня измерение с помо-
щью измерительных преобразователей на средних
и крупных объектах стало основным решением.
Приборы прямого включения применяются на не-
больших подстанциях распределительных сетей.
С ростом автоматизации и внедрением микро-
процессорных систем, рассчитанных на унифици-
рованные входные сигналы, прямое измерение на
объектах, генерирующих и передающих электро-
энергию, очевидно, изживет себя, и если останет-
ся, 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 преобра-
зователей в данном случае окупается снижением
затрат на кабельную продукцию (могут быть ис-
пользованы телефонные кабели либо контрольные
кабели с малым сечением).
Существенным преимуществом схем с измери-
тельными преобразователями является также воз-
можность унификации измерительных систем,
применение более гибких аппаратных решений,
расширение возможностей автоматизации на базе
современных полупроводниковых и микропроцес-
сорных систем с унифицированными входами.
СХЕМА ИЗБИРАТЕЛЬНОГО ИЗМЕРЕНИЯ
Прн большом количестве присоединений инди-
видуальное измерение параметров с установкой из-
мерительных приборов на каждой панели управле-
ния рассредоточение по периметру щита управле-
ния (Становится неудобным как по условиям опера-
тивности, так и вследствие неоправданного увели-
чения габаритных размеров щита управления.
В этих случаях рекомендуется применять избира-
тельные схемы измерения с подключением контро-
лируемых параметров на группу центральных из-
мерительных приборов по оперативной команде,
подаваемой дежурным персоналом.
Как и в схемах сигнализации, в схемах избира-
тельного измерения используется преимуществен-
но участковый принцип с размещением приборов
центральной части и командоквнтирующей аппара-
туры на группе панелей контролируемого участка.
Не исключено и выполнение центральной избира-
тельной схемы. Выбор структуры в данном случае
определяется технологическими особенностями и
конфигурацией схемы энергообъекта и осуществля-
ется при проектировании. При этом принципиаль-
ная схема остается неизменной, и системы отлича-
ются лишь количеством централизованных узлов —
одного общего или нескольких (по количеству кон-
тролируемых участков). Система измерительного
измерения описана в § 47.6.
ВЫПОЛНЕНИЕ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ ЦЕПЕЙ ТОКА
И НАПРЯЖЕНИЯ
Измерительные трансформаторы в первичных
схемах устанавливают непосредственно на обору-
довании или сборных шинах распределительных
устройств в зависимости от назначения.
Выполнение вторичных цепей и способы пода-
чи вторичного напряжения или тока на измеритель-
ный прибор, релейную защиту, автоматику, изме-
рительный преобразователь зависят от конкретных
условий и определяются особенностями той или
иной схемы и решаемой задачи. Однако существу-
ет ряд общих положений, которые необходимо
учитывать при выполнении вторичных цепей
трансформаторов тока и напряжения.
Для трансформаторов тока:
а) одну точку вторичной обмотки необходимо
заземлять в соответствии с требованиями техники
безопасности;
б) должна обеспечиваться возможность вклю-
чения во вторичные цепи контрольно-измеритель-
ного прибора без разрыва цепи.
Для трансформаторов напряжения:
а) возможность появления напряжения на пер-
вичной обмотке при выводе трансформатора в ре-
монт должна быть полностью исключена;
б) одна точка вторичной обмотки должна быть
заземлена в соответствии с требованиями техники
безопасности;
в) вторичные цепи должны иметь надежную за-
щиту от коротких замыканий;
д) должна обеспечиваться возможность под?
ключения контрольно-измерительного прибора ко
вторичным цепям.
В соответствии с указанными требованиями
выполнены схемы измерительных цепей тока и на-
пряжения на рис. 47.32 и 47.33.
Рис. 47.32. Схема подключения реле ко вторичным
цепям трансформатора тока (КА1—КА4 — реле то-
ка; SG — испытательный блок)
Рис. 47.33. Схема цепей трансформато-
ра напряжения
EVla
EVlb
EVlc
EVlo
EV1H
EV1U
EVIK
EV1F
EV2a
EV2c
EV2o
EV2H
EV2U
EV2K
EV2F
СТАНЦИЯХ И ПОДСТАНЦИЯХ
СХЕМЫ СИНХРОНИЗАЦИИ
Включение генераторов на параллельную рабо-
ту осуществляется способом самосинхронизации,
когда невозбужденный генератор включается в сеть
при подсинхрошюй скорости и втягивается в син-
хронизм после подачи возбуждения (включения
АГП), и способом точной синхронизации, когда воз-
бужденный генератор включается в сеть в однознач-
но выбранный момент при совпадении фаз, равенст-
ве частот и напряжений генератора в сети.
Схема соединения цепей напряжения при точ-
ной синхронизации играет очень важную роль и
имеет ряд особенностей, позволяющих правильно
выбрать момент включения генератора в сеть. При-
мерная схема синхронизации генератора прн двух
системах шин представлена на рис. 47.34. Схема
обеспечивает точную ручную синхронизацию гене-
ратора с выбранной системой шин, а также позво-
ляет синхронизировать две системы шин через ши-
носоединительный выключатель. Момент включе-
ния выключателя синхронизируемого присоедине-
ния определяется по синхроноскопу S, установлен-
ному на центральном аппарате — колонке синхро-
низации 1 подключаемой к шннам синхронизации
ESa, ESc, Esa' через переключатель AS.
Для обеспечения возможности сравнения син-
хронизируемых напряжений и в соответствии с пра-
вилами техники безопасности фаза В сравниваемых
напряжений выводится на шину EVb и заземляется.
Напряжения на шинки ES подаются через блок-
контакты разъединителей синхронизируемых при-
соединений и контакты ключа AS, что автоматиче-
ски обеспечивает правильное согласование напря-
жений, подаваемых в схему синхронизации при
сборке первичной схемы.
Оперативный ток на схему синхронизации так-
же подастся через контакты AS, что позволяет ис-
ключить ложный сигнал на включение, так как клю-
чи SS устанавливаются индивидуально на каждом
присоединении и имеют общую съемную рукоятку.
Для точной автоматической синхронизации ис-
пользуется аналоговый автоматический синхрони-
затор СА-1. В настоящее время разработан (при
участии Московского энергетического института)
цифровой синхронизатор на основе микропроцес-
сора КМ1810ВМ88, который выполняет следую-
щие функции: подгоняет частоту генератора к час-
тоте сети, проверяет соблюдение условий включе-
ния, рассчитывает угол опережения и выбирает мо-
мент подачи сигнала на включение выключателя.
При синхронизации элементов первичных
схем, напряжения которых сдвинуты по фазе (на-
пример, при наличии между синхронизируемыми
присоединениями трансформатора связи или в схе-
ме блока генератор — трансформатор), необходи-
мо компенсировать фазовый сдвиг между первич-
ными напряжениями. Это выполняется путем вве-
дения в схему фазоповоротного трансформатора.
Примерная схема представлена на рис. 47.35.
Рис. 47.34. Схема синхронизации генератора с сет ью
EVIA
EVIC
Рис. 47.35. Схема синхронизации с сетью блока
генератор — трансформатор (I, II — системы
шии)
КОНТРОЛЬ ИЗОЛЯЦИИ ОПЕРАТИВНЫХ ЦЕПЕЙ
Сеть постоянного тока. Согласно «Правилам
технической эксплуатации» [47.5] сопротивление
изоляции вторичных цепей постоянного тока, из-
меренное мегаомметром I—2,5 кВ, для каждого
присоединения должно быть не ниже 1 МОм, а со-
противление изоляции всей системы постоянного
тока — не ниже 0,3 МОм.
Снижение сопротивления изоляции сети посто-
янного тока может привести к серьезным наруше-
ниям режима работы станции: вызвать ложную ра-
боту или отказ зашиты, автоматики, схемы управ-
ления; привести к повреждению изоляции на дру-
гом участке. Поэтому участок с поврежденной изо-
ляцией должен быть быстро обнаружен и отключен
от общей сети.
Особая ответственность оперативных цепей
предопределяет необходимость установки специ-
альных устройств, позволяющих осуществлять по-
стоянный контроль за общим состоянием изоляции
сети постоянного тока с подачей предупреждающе-
го сигнала при снижении ее сопротивления ниже
допустимого значения.
Контроль изоляции в простейшем виде осущест-
вляется путем измерения напряжения между полю-
сом и землей вольтметром (рнс. 47.36).
Преимущественное распространение в' экс-
плуатации имеет схема, изображенная на рис. 47*37
Рис. 47.36. Схема копзроли изоляции в сеги по-
стоянного тока до I кВ с помощью вольтметра:
а — с одним вольтметром; б — с двумя вольтметра-
ми (R1 и R2 — сопротивления изоляции полюса от-
носительно земли)
Рис. 47.37. Релейиаи схема контроля изоляции
в сети постоянного тока до 1 кВ
и основанная на том же принципе, что и схемы
рис. 47.36. Схема состоит из трех одинаковых со-
противлений (одно из них выполнено в виде потен-
циометра), переключателя, сигнального реле и гра-
дуированного в омах вольтметра (омметра) с дву-
сторонней шкалой. При установке переключателя в
положение 1 или 2 происходит подключение вольт-
метра соответственно к полюсу «плюс» или «ми-
нус» и тем самым проверяется состояние изоляции
каждого полюса относительно земли.
Нормально реле контролирует общее состояние
изоляции сети постоянного тока относительно зем-
ли (переключатель в положении 0) и подает преду-
преждающий сигнал при снижении сопротивления
изоляции на одном из полюсов. Недостатком схемы
является то, что она не реагирует на симметричное
снижение сопротивления изоляции. Однако послед-
нее, как подтверждает опыт эксплуатации, бывает
чрезвычайно редко. Поэтому подобный недостаток
не является определяющим и не мешает широкому
применению рассмотренного принципа контроля.
Сеть переменного тока. Контроль изоляции
предусмотрен только в сетях с малыми токами замы-
кания на землю (незаземленная или компенсирован-
ная нейтраль). В сетях с глухозаземленной ней-
тралью замыкание одной фазы на землю является ко-
Рис. 47.38. Схемы включения вольтметров кон-
троля изолинии в сети переменною тока:
а, б — для напряжений до 1 кВ; в — для напряжений
выше 1 кВ
ротким замыканием и отключается релейной защи-
той. Принцип действия всех схем контроля изоляции
сети переменного тока основан на измерении токов
или напряжений нулевой последовательности, воз-
никающих 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 надежной. Однако ее применение исключается,
если на трансформаторах напряжения отсутствует
Рис. 47.39. Схемы контроля изоляции сети высо-
кого напряжения с автоматическим сигналом:
а — схема с искусственной нулевой точкой; б — схе-
ма разомкнутого треугольника
обмотка разомкнутого треугольника. В этих случа-
ях рационально применение схемы контроля с ис-
кусственной нулевой точкой (рис. 47.39, а).
47.6. БЛОЧНАЯ ИЗБИРАТЕЛЬНАЯ
И НФОРМАЦИОН НО-У ПРА ВЛ Я Ю ЩАЯ
СИСТЕМА (БИУС)
ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ И ОСНОВНЫЕ
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Комплекс БИУС рекомендуется для примене-
ния на энергообъектах ПО—500 кВ с постоянным
оперативным обслуживанием в качестве базовой
системы оперативного управления и контроля.
Действующие типовые решения, применяемые для
обеспечения оперативного ведения режима энерго-
объектов, не обеспечивают достаточной эффектив-
ности действий человека-оператора в контуре
управления. Недостаточная информативность этих
систем и эргономическое несовершенство опера-
тивного диалога являются первопричиной ошибоч-
ных решений оператора, приводящих зачастую к
серьезным нарушениям режимов энергообъектов и
развитию аварийных ситуаций.
По сравнению с традиционными системами
оперативного управления и контроля БИУС имеет
улучшенную структуру оперативного диалога и по-
вышенные эргономические характеристики. Систе-
ма разработана институтом «Энсргосетьпроект» на
базе действующих типовых решений с применени-
ем изложенных выше избирательных принципов.
В состав БИУС входят:
динамическая мнемосхема, выполняемая на
основе укрупненной мозаики и размещаемая на
столешнице пульта дежурного или на малогаба-
ритном щите вблизи рабочего места оператора
энергообъекта;
информационный блок, состоящий из централь-
ного комплекта измерительных приборов и цен-
трального табло — расшифратора, устанавливае-
мых непосредственно на рабочем месте оператора;
панели релейной логики, размещаемые в неопе-
ративном контуре ЦЩУ и обеспечивающие реали-
зацию избирательных команд и стыковку с объек-
тами управления и контроля.
Комплекс БИУС обеспечивает избирательное
оперативное управление коммутационными аппа-
ратами по запросу с подачей управляющей коман-
ды центральным ключом управления, инициатив-
ную автоматическую выдачу обобщенной инфор-
мации о событиях по каждому присоединению не-
посредственно на мнемосхему и выдачу конкрет-
ной (групповой) дискретной информации на рас-
шифратор по запросу оператора. Выбор объектов
управления н контроля производится непосредст-
венно по мнемосхеме с формированием вызывных
поисковых команд (запросов па операцию) с помо-
щью командных элементов, размещаемых в симво-
лах мнемосхемы. к
Формирование обобщенных сигналов в БИУС
производится в соответствии с технологической
сущностью отображаемых событий, что позволяет
оператору на основании выданной обобщенной ин-
формации укрупненно оценить ситуацию и вы-
явить ситуационные приоритеты без обращения к
конкретной информации, после чего обратиться к
необходимой конкретной информации избиратель-
но, в порядке оперативного диалога. Соответствен-
но оператор при минимуме исходной обобщенной
информации и оперативном доступе к необходи-
мым конкретным данным может быстро получить
исчерпывающую информацию о ситуации и опре-
делить очередность своих действий, необходимых
для ее нормализации.
БИУС является базовым средством оператив-
ного управления энергообъектом, заменяет тради-
ционный щит управления с рассредоточенными ор-
ганами команд и индивидуальными элементами
сигнализации и измерения. Наряду с повышением
эффективности работы оператора БИУС позволяет
существенно уменьшить площадь помещения глав-
ного щита управления, обеспечивая при этом кон-
кретность и наглядность представления данных, ха-
рактерные для традиционного щита.
Комплекс БИУС может быть беспрепятственно
состыкован с любой системой АСУТП и использо-
ван в ней в качестве оперативного узла подсистемы
человеко-машинного обмена. При этом структура
оперативного диалога остается неизменной.
БИУС выполнен на серийной аппаратуре, вхо-
дящей в номенклатуру щитостроительных заводов,
стыкуется с традиционной схемой центральной
сигнализации, может работать как автономно, так и
параллельно с последней, что облегчает при вне-
дрении на действующих объектах согласование
с остающимися в работе индивидуальными узлами
и центральными аппаратами аварийной и преду-
преждающей сигнализации.
Заложенные в БИУС технические решения по-
зволят повысить эффективность работы оператив-
ного персонала, в особенности в аварийной обста-
новке, когда в условиях дефицита времени и оби-
лия информации вероятность ошибок оператора
существенно возрастает.
Основные технические характеристики БИУС:
1. Управляющий оперативный комплекс БИУС
выполнен по блочной структуре и состоит из двух ав-
тономных функциональных блоков — управляюще-
го и информационного. В состав последнего, в свою
очередь, входят два автономных блока — измерения
и групповой сигнализации, работающие в комплексе
с центральным информационным блоком.
2. Управление и контроль в схеме БИУС ос-
нованы на избирательном принципе.
3. Выбор объекта управления и контроля про-
изводится по мнемосхеме объекта (участка) путем
воздействия на вызывной элемент, разметаемый в
символе аппарата, или присоединения непосредст-
венно на мнемосхеме. Мнемосхема может быть раз-
мещена на столешнице пульта или на миниатюрном
щите вблизи рабочего места оператора.
4. Для повышения информативности техноло-
гической сигнализации в БИУ С предусмотрено обоб-
щение информации по се технологической сущности
с выдачей по каждому присоединению трех обобщен-
ных сигналов, определяющих общий характер
(класс) события по классификационным признакам:
срабатывания устройств релейной защиты и ав-
томатики (сигнал РЗиА);
режимно-технологических отклонений (сиг-
нал РТО);
неисправностей оборудования и технологиче-
ских схем (сигнал НТС).
5. Обобщенные сигналы соответствуют при-
соединению их индикатора, размешены непосредст-
венно на мнемосхеме и выдаются автоматически.
6. Предусматривается прерывистая засветка
вновь поступивших обобщенных сигналов и возмож-
ность их оперативного перевода на ровное свечение.
7. Расшифровка поступившей обобщенной ин-
формации выдается по запросу, формируемому на-
жатием вызывной кнопки в символе присоединения.
8. Для расшифровки обобщенных сигналов ис-
пользуется ламповый расшифратор, содержащий
набор ламповых табло, которые подключены к со-
ответствующим групповым шинкам, формируемым
во внешней схеме по признаку одинаковости наиме-
нований информационных сообщений. Их количе-
ство определяется числом информационных сигна-
лов разных наименований в системе.
9. Расшифратор обеспечивает высвечивание
на своих групповых табло наименований всех
конкретных групповых сигналов, сформирован-
ных на вызванном присоединении в результате
поступившей туда первичной информации.
10. Нормально расшифратор погашен. Высве-
чивание конкретной информации обеспечивается
только по запросу оператора, формируемому пу-
тем воздействия на вызывной элемент (кнопку)
соответствующего присоединения, размещенную
в символе присоединения на мнемосхеме. Реали-
зация вызова подтверждается высвечиванием
упомянутого вызывного элемента.
11. Одновременно с дискретной информацией
о событиях (сигнализация) при запросе информа-
ции на расшифровку на центральный комплект из-
мерительных приборов, нормально отключенный,
выдаются данные об аналоговых режимных пара-
метрах вызванного объекта контроля.
12. Система допускает вызов только одного
объекта управления и контроля. Одновременный
вызов двух объектов блокируется, а при вызове
очередного объекта производится автоматиче-
ский сброс запроса предшествующего объекта как
управления, так и контроля.
13. Управление коммутационными аппаратами
в системе производится по двухступенчатой струк-
туре двумя последовательными командами — вызо-
вом объекта управления индивидуальным органом
команды и выдачей управляющего сигнала цен-
тральным органом команды.
14. Вызов объекта управления производится
вызывным элементом (кнопкой), размещаемым в
символе аппарата на мнемосхеме энергообъекта .
15. При вызове (запросе) объекта управления —
выключателя или разъединителя — его схема
управления подключается к центральным шинкам
команд («Включить», «Отключить»),
16. Команда вызова объекта управления явля-
ется предварительной и может быть отменена на-
жатием центральной кнопки деблокировки (сброс
вызова).
17. О реализации вызова объекта управления
сигнализирует свечение вызывной кнопки в симво-
ле аппарата и прерывистое свечение индикатора
его положения. Последнее свидетельствует о готов-
ности схемы к реализации операции управления.
18. Команда на переключение («Включить»,
«Отключить») подается на аппарат центральным
ключом управления после того, как оператор убе-
дился в реализации вызова и готовности к опера-
ции по имеющейся на мнемосхеме сигнализации.
19. После реализации команды вызов автома-
тически сбрасывается и соответствующий индика-
тор положения аппарата начинает светиться ров-
ным светом.
20. Об автоматическом включении или отклю-
чении коммутационного аппарата сигнализирует
прерывистое свечение соответствующего индикато-
ра положения. Для перевода его на ровное свечение
требуется сформировать запрос на операцию с аппа-
ратом нажатием кнопки в его символе и после под-
тверждения запроса (засветится кнопка) подать ко-
манду сброса мигания однократным нажатием цен-
тральной кнопки квитирования.
21. Рассматриваемая система является базо-
вой системой управления и контроля, размещает-
ся на пульте управления и релейных панелях и ис-
ключает применение традиционного щита управ-
ления и панелей индивидуального управления и
контроля присоединений главной схемы.
22. БИУС предусматривает возможность сты-
ковки и согласованной работы с любым комплек-
сом АСУТП, что обеспечивается путем выдачи во
внешнюю схему (т.е. на вход АСУТП) сигналов-
повторителей оперативных запросов и управляю-
щих команд, формируемых БИУС.
23. При вводе в работу АСУТП БИУС может
быть оставлена ® работе в качестве функциональ-
ного модуля системы человеко-машинного обмен
с полным сохранением структуры оперативной
диалога. При этом расшифратор и центральный нз
мерительный блок выводятся из работы и замен»
ются средствами отображения АСУТП, которые
в этом случае передаются все функции реализацш
информационных запросов, формируемых чере:
БИУС. При этом схема организации запросов га
коммутацию и реализация команд управления ос-
таются неизменными. В АСУТП из БИУС поступа-
ет только информация о запросе объекта управле-
ния и выдаче управляющей команды, а в БИУС из
АСУТП выдаются блокирующие сигналы в случае
запрета операции, что формируется специальным
программным блоком согласования АСУТП
с БИУС, разрабатываемым дополнительно в про-
цессе внедрения АСУТП. Соответственно вопросы
степени компьютеризации БИУС решаются для
каждого объекта индивидуально в ходе проектиро-
вания его ипформационно-управляющего комплек-
са и разработки АСУТП.
СХЕМА ИЗБИРАТЕЛЬНОГО УПРАВЛЕНИЯ
Схема избирательного управления (рис. 47.40)
предусматривает двухступенчатую процедуру
управления аппаратом с промежуточным визуаль-
ным контролем соответствия вызванного для ком-
мутации объекта выданному запросу и с возможно-
стью при необходимости оперативной смены объек-
та управления в ходе операции со сбросом предше-
ствующего запроса. Процедура управления состоит
из двух операций: в результате операции вызова
объекта, осуществляемой непосредственно на мне-
мосхеме нажатием кнопки в символе выбранного
коммутационного аппарата, производится подклю-
чение цепей управляемого объекта — разъедините-
ля или выключателя — к центральным шинам ко-
манды ЕСС («Включить») и ЕСТ («Отключить»),
после чего осуществляется вторая операция — по-
дача управляющей команды на упомянутые шины
центральным ключом управления SAC с последую-
щей ее реализацией в схеме управления выбранного
коммутационного аппарата.
Схема избирательного управления, показанная
на рис. 47.40 работает по логике, описанной ранее в
схеме рис. 47.19. При необходимости проведения
коммутационной операции дежурный оператор на-
жимает кнопку вызова SBK выбранного объекта
управления (выключателя или разъединителя). При
этом срабатывает и самоудерживается через шинку
EDK избирательное реле KNK данного аппарата, кон-
тактами которого схема управления выбранного ап-
парата подключается к центральным шинам управ-
ления ЕСС, ЕСТ. Питание на шинку самоудержива-
ния EDK подается контактом реле фиксации вызова
KFK лишь при условии срабатывания реле KNK, ко-
Рис. 47.40. Схема избирательного управления
Шинки управл. присоединением Цепи управления коммутационного аппарата (Выключатель КРУ 10 кВ)
Соленоид включения
Соленоид отключения
Реле запомина- ния команды управления
Откл. Сигнализа- ция поло- жения комм аппарата
Вкл.
Цепи напряжения одной сто- роны вы- ключателя Цепи синхронизации выключателя
Цепи напряжения второй сто- роны вы- ключателя
Цепи напряжения одной сто- роны вы- ключателя 1 h si
Цепи напряжения второй сто- роны вы- ключателя
В схему пульта
и панели БИУС
Рис. 47.40 (окончание)
торое своим контактом запускает и удерживает реле
KFK через развязывающий диод VD3 и шинку ЕНК
на все время запроса, обеспечивая одновременно
дальнейшее самоудерживание по цепи EDK—KD2.
Тем самым обеспечивается однозначность вызова и
оперативный контроль исправности схемы.
Операция вызова объекта является подготови-
тельной и может быть отменена оперативно пода-
чей деблокирующего сигнала центральной кноп-
кой SBDK, размыкающей цепь самоудерживания.
Предусматривается также автоматический сброс
запроса при параллельном вызове другого объекта,
что обеспечивает выполнение условия вызова толь-
ко одного объекта управления. Задача решается пу-
тем импульсного запуска реле KDK через шинку
деблокировки KDDK при нажатии любой вызыв-
ной кнопки SBK и размыкания контактом KDK че-
рез шинку EDK цепи самоблокировки избиратель-
ного реле аналогично описанному ранее в схеме
рис. 47.19. При этом, учитывая кратковременность
деблокирующего сигнала, нс превышающую 0,2 с,
после снятия команды вызова (отпускания кнопки
SBK) подтянутым остается только реле KNK вы-
званного аппарата, так как длительность командно-
го 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 коман-
ды вызова цепь самоудерживания KNK вызванного
аппарата наверняка успеет организоваться до сня-
тия команды, чем и обеспечивается гарантирован-
ная реализация выданного запроса.
Запрос блокируется при одновременном вызо-
ве двух объектов и при наличии сигнала запрета
операции во внешней схеме (например, поступаю-
щего от схемы блокировки разъединителей). В пер-
вом случае блокирующий сигнал подается в пуско-
вую цепь KDK от контакта реле контроля потребле-
ния KIK, отстроенного от тока потребления одного
реле KNK. Во втором случае та же цепь оживляется
контактами центрального реле блокировки опера-
ции КВО, запускаемого внешними блокирующими
сигналами через одноименную шинку ЕВО. В обо-
их случаях срабатывает реле KDK и вызов не реали-
зуется, поскольку разбирается цепь самоудержива-
ния KNK. Контактами реле KNK и КВО при этом
выдается центральный предупреждающий сигнал
«Запрет операции».
Задача блокировки коммутации выключателя
по условиям синхронизации в рассматриваемой
системе решается традиционным способом — по-
дачей оперативного тока на центральный ключ
управления SA С через шинки синхронизации ЕЕ/с,
ЕР2с, а цепи синхронизации собираются контакта-
ми соответствующего избирательного реле синхро-
низации KNKS, выполняющего в данном случае
функции переключателя SS традиционной схемы
синхронизации (см. рис. 47.34). Цепи управления
собиракхгся контактами избирательного реле KNK
через шинки ЕСС, ЕСТ, к которым подключаются
пусковые цепи реле управления КСС, КТТ. Коман-
ды управления подаются ключом SA С на соответст-
вующую шинку ЕСС («Включить») или ЕСТ («От-
ключить») и реализуются упомянутыми реле
управления по традиционной схеме.
При подаче команд управления переориентиру-
ется реле KQQ, что обеспечивает подготовку соот-
ветствующих цепей несоответствия. При переклю-
чении разъединителя его индикаторы положения
начинают светиться по цепям несоответствия
вплоть до завершения операции, после чего контак-
тами повторителей аппарата KQ они переводятся
на ровное свечение соответствующих индикаторов
положения аппарата (HLC, HLT) в течение всего
времени переключения.
Команды управления «включить» («Отклю-
чить») подаются па реле КСС (КСТ) в схеме управ-
ления коммутируемого аппарата и далее реализу-
ются по традиционной схеме. Одновременно от
контактов ключа SAC запускается центральное ре-
ле фиксации команды управления KFC и выдается
сигнал «идет переключение», что актуально для
оперативного контроля процесса переключения
разъединителя, время коммутации которого со-
ставляет 15—20 с. От контактов KFC в свою оче-
редь срабатывает реле времени КТ1 (если произво-
дится операция с выключателем) или КТ2 (если
производится операция с разъединителем). Вы-
держки времени этих реле соответствуют (с неко-
торым запасом) времени переключения данного ап-
парата. После срабатывания реле времени подается
сигнал на реле деблокировки KDK, цепь самоудер-
живания реле KNK разбирается и происходит сброс
вызова. При этом индикаторы положения аппарата
(HLC, HLT) переключаются на ровное свечение, ре-
ле KFC, KTl, КТ2 отпадают и снимается сигнал
«идет переключение», на чем операция управления
заканчивается.
Для сигнализации состояния аппарата контак-
тами KNK собираются цепи несоответствия, вы-
полненные на контактах реле повторителей KQC,
KQT и KQQ. Несоответствие фиксируется срабаты-
ванием индивидуального реле KFN и отображается
путем переключения индикаторов положения HLC,
HLT на мигающее свечение при автоматической
коммутации аппарата в ходе реализации команды
на переключение и при реализации вызова. В по-
следнем случае мигание индикатора положения
подтверждает готовность предстоящей операции,
поскольку реле KQT, KQC, контактами которых
формируются цепи несоответствия, контролируют
исправность цепей управления. При завершении
операции переключения цепи несоответствия раз-
бираются контактами-повторителями положения
коммутируемого аппарата KQ, которые собирают
цепи нормальной сигнализации положения и пере-
водят соответствующие индикаторы на ровное све-
чение. При аварийном отключении выключателя
по цепи несоответствия срабатывает реле KFN И
подготавливает цепи квитирования автоматиче-
ской коммутации, одновременно блокируя своим
размыкающим контактом подачу оперативного то-
ка на центральный ключ управления SA С вплоть др
оперативного снятия мигания (квитирования).
Для снятия мигания предварительно формиру-
ется коммутационный запрос, в результате которого
контактами KFN и избирательного реле KNK соби-
рается соответствующая цепь управления реле за-
поминания команд KQQ (см. KQ, рис. 47,9), после
чего нажатием центральной кнопки квитирования
SBZ производится переориентация реле KQQ и ин-
дикатор положения выключателя HLC (HLT) пере-
водится на ровное свечение. Схема готова для про-
ведения санкционированного переключения при на-
личии вызывной команды на проведение операции.
Опробование ламп HLK производится через цен-
тральную шинку EKL при подаче на нее оперативно-
го сигнала опробования ключом SAL. При этом во
избежание ложного срабатывания реле KFK цепь его
катушки разрывается контактом того же ключа SAL.
СХЕМХ ИЗБИРАТЕЛЬНОЙ СИГНАЛИЗАЦИИ
Все первичные сигналы о событиях в техноло-
гической схеме объекта формируются контактами
сигнальных и промежуточных реле KHI—КНп, где
п — общее число первичных сигналов в технологи-
ческой схеме объекта.
Система избирательной сигнализации преду-
сматривает двухступенчатую выдачу информации о
срабатывании этих реле в виде обобщенных и груп-
повых сигналов, аналогичных описанным ранее.
Появление обобщенного сигнала свидетельствует о
возникновении на данном присоединении нового
сообщения определенного класса. Затем по запросу
оператора определяется существо поступившей ин-
формации (т.е. наименование группового сигнала).
Это производится с помощью расшифратора, вы-
полненного в виде набора световых табло с наиме-
нованиями всех групповых сигналов объекта. Фор-
мирование групповых сигналов и выдача их на рас-
шифратор по запросу обеспечивается через группо-
вые шинки в полном соответствии с типовой схемой
групповой сигнализации. Отличительной особенно-
стью рассматриваемой схемы является наличие
двойной группировки сигналов — их деление на
групповые, поступающие на расшифратор, и обоб-
щенные, поступающие на световые индикаторы
обобщенных сигналов, размещенных на мнемосхе-
ме рядом с символами соответствующих присоеди-
нений. Соответственно каждый первичный сигнал
подключается через диодные развязки к двум шин?
кам: шинке обобщенных сигналов данного присое-
динения и к одной из шинок групповых сигналов,
общих для всех присоединений.
Число групповых шинок определяется при про-
ектировании на основе технологического анализа
первичной информации и ее промежуточного объ-
единения в группы, наименования которых позво-
ляют судить о поступившей информации со степе-
нью конкретности, достаточной для принятия опе-
ративных решений. Соответственно для каждого
объекта задача формирования групповых сигналов
требует индивидуального подхода и может не укла-
дываться в общие решения. То же можно сказать и
об обобщенных сигналах, формирование которых
также не имеет жесткой регламентации. Соответст-
венно при решении задачи формирования группо-
вых и обобщенных сигналов проектировщику пре-
доставляется определенная свобода, и в качестве
руководства к действию могут быть даны преиму-
щественно общие рекомендации.
В рассматриваемой схеме (рис. 47.41) форми-
рование групповых и обобщенных сигналов произ-
водится раздельно, на разных контактах сигналь-
ных реле КН. Соответственно цепи формирования
групповых сигналов нормально обесточены, так
как оперативный ток снят с контактов первичных
сигнальных реле КН контактами избирательных
реле KNS, а питание подано только в цепи форми-
рования обобщенных и прочих центральных сигна-
лов. Подобная схема позволяет полностью развес-
ти группы достаточно разветвленных сигнальных
цепей и повысить надежность функционирования
системы в целом. Однако данное решение не явля-
ется обязательным, поскольку для него необходимо
выделить свободные контакты на всех сигнальных
реле, что не всегда возможно. При отсутствии сво-
бодных сигнальных контактов схема собирается
с постоянным питанием от общей шинки, форми-
руемой через размыкающий контакт центрального
реле фиксации вызова KFS, а разделение цепей
обеспечивается с помощью диодных развязок. При
вызове на расшифровку питание с упомянутой
шинки и соответственно со всех первичных сигна-
лов снимается контактом реле KFS, а оперативный
ток подается только на вызванное присоединение
контактом избирательного реле KNS, чем и обеспе-
чивается избирательность расшифровки.
Анализ оперативной информации, нормально
предусматриваемой в системах оперативного
управления и контроля, показывает, что по техно-
логической сущности она может быть разделена па
три классификационные группы, отличающиеся
характером сигналов и их технологическим смыс-
лом и требующих соответственно разной реакции
оператора. Это группы сигналов, фиксирующих:
срабатывание устройств РЗиА — кратковре-
менные сигналы, требующие запоминания и после-
дующего оперативного сброса;
режимные отклонения — сигналы ограниченно
длительные, в ряде случаев самоустраняющиеся,
как, например, перегрузка;
неисправности оборудования и вторичных уст-
ройств — как правило, сигналы долговременные,
для устранения которых требуется привлекать не-
оперативный ремонтно-эксплуатационный персо-
нал. Эти сигналы достаточно хорошо распознаются
1ВШ
К+ЕН
Шинки
Опробо-
вание ламп
Аналог,
цепи сиг-
нализац.
монтаж-
ной еди-
ницы
№1
К другому присоед.
аналогично Конгакть|
сигнальных
Блок организации
мигающих
групп сигналов
U\KMG1
^.KMGl
RMG1
KMG2 RMG2
Аналог,
цепи сиг-
нализации
монтаж-
ной еди-
ницы N
EMG
расшиф-
ратора
KKMG
Других
монт. ед.
Рис. 47.41. Схема избирательной сигнализации
Организация питания шин + №(110) и (-)fP
НЗ+ ииРввицвнзио
ивхнипг ииГпро >
+ЕН +ЕН (60) -EH
Организация цепей избирательного вызова сигнализации присоединний
К + ЕН
ральная
кнопка
сброса
мигания
Контакты
сигнальных
органов
I КН1\ |
Рис. 47.41 (окнчание)
SBM
31
l&l
БЛОЧНАЯ ИЗБИРАТЕЛЬНАЯ ИНФОРМАЦИОННО-УПРАВЛЯ1О1ЦАЯ СИСТЕМА (БИУС) 619
В ги
> —ЕН
1.КПП
*4
CJ
Шинка
звковой
сигнали-
зации
Аналогичные цепи
сигнализации
монтажных
единиц N
Шинки
групповых
сигналов
«Указатель
не поднят»
Шинки
дискретных
сигналов
монтажи, ед.
Шинки
импульсных
сигналов
монтажи, ед. N
г_ъз_____
RR
KLOIL
KDO
KDO RDO
CDO
Формирование дискретных
и импульсных обобщенных сигналов
для монтажной единицы N
I1®3_____
VDH
441----a
! I -MH7
|ЖО7
1 ХХ_1—
RLI
-g-f~ \kloi
4=3~fTLOH\
КНт\ |
KLQ1 RLO1
RLO2
g о 8
S 2>S
k-k-—* 1
A77hl
|'з 1
L°J.________I
Аналогичные цепи
сигнализации
монтажной
единицы 1
Ш
Е о X
L
в обобщенной форме, изначально требуют разной
реакции оперативного персонала и при разумном
обобщении позволяют достаточно правильно оце-
нить в первом приближении ситуацию по обобщен-
ным показателям, пе привлекая многочисленных
конкретных данных, в которых не просто разобрать-
ся из-за их обилия и сложности отбора, обобщения и
анализа, необходимых при оценке ситуации.
В соответствии с изложенным по каждому при-
соединению в системе БИОС формируется три
обобщенных сигнала:
РЗиА («Работа защиты и автоматики»);
НТС («Неисправность в технологической
схеме»);
РТО («Режимно-технологические отклонения»).
Указанные обобщенные сигналы РЗиА, НТС,
РТО, отображаемые соответственно световыми ин-
дикаторами — светодиодами HLOI, HLOII, HLOIII,
которые размещаются на мнемосхеме около симво-
ла соответствующего присоединения. Индикатор
обобщенного сообщения присоединения загорает-
ся сразу после появления первичного сигнала, вхо-
дящего в данную технологическую группу. При
этом для привлечения внимания оператора соответ-
ствующий светодиод начинает светиться мигаю-
щим светом через замыкающий контакт реле KLO,
которое при появлении информационного сигнала
срабатывает через дифференцирующую емкость
CJ и самоудерживается вплоть до вызова на рас-
шифровку и сброса запроса, по сигналу которого
реле KLO отпадают и мигание снимается впредь до
появления очередного, нового сигнала.
Указанный алгоритм засветки светодиодов
HLOI—HLOHI обобщенных сообщений реализует-
ся за счет одновременного формирования двух ви-
дов обобщенных сигналов при срабатывании пер-
вичных сигнальных реле:
позиционного дискретного сигнала, поступаю-
щего в схему избирательной сигнализации в тече-
ние всего времени существования первичного сиг-
нала — от момента появления до устранения.
импульсного сигнала длительностью 0,1—0,2 с,
поступающего в схему сигнализации в момент за-
мыкания сигнального контакта через дифференци-
рующую 7?С-цепь, состоящую из емкости CJи раз-
рядного сопротивления RR.
Схема работает в следующей последовательно-
сти: при появлении первичного сигнала (например,
при срабатывании указательного реле присоедине-
ния /) его контактом подается позиционный сигнал
на шинку дискретных сигналов этого присоедине-
ния и одновременно через цепь RC — импульсный
сигнал на шинку импульсных сигналов того же
присоединения. При этом от импульса сработает и
будет самоудерживаться соответствующее проме-
жуточные реле KLOI (II, III) данного присоедине-
ния. В результате соберется цепь мигания индикато-
ра обобщенного сигнала HLOI (II, III) присоедине-
ния и оператор получит обобщенное сообщение о
появлении на этом присоединении повой информа-
ции в соответствующей группе (в данном случае
РТО). Для выяснения конкретного — группового —
наименования появившегося сигнала оператор дол-
жен нажать кнопку вызова информации SBS данно-
го присоединения на расшифровку. При этом сра-
ботает избирательное реле KNS присоединения и
через шинку EKDS — центральное реле деблоки-
ровки KDS. Последнее своим размыкающим кон-
тактом кратковременно снимет питание с шинки
EDS, что обеспечит автоматический сброс предше-
ствующего вызова, если таковой был, а другим кон-
тактом подаст питание на контакты первичных сиг-
нальных реле и одновременно на общую шипку
EFS, в результате чего сработает центральное реле
фиксации вызова сигнализации KFS, своими кон-
тактами засветит центральный сигнал «Вызов сиг-
нализации» (лампа HLA) и подаст питание на шин-
ки EHG1 и EHG2 расшифратора, что обеспечит све-
чение световых табло расшифратора HLG и необ-
ходимую расшифровку обобщенных сообщений
присоединения.
При срабатывании реле KNS самоудерживается
через шинку EDS в течение всего времени инфор-
мационного запроса и замыкает своим контактом
цепь засветки встроенной в кнопку SBS лампы фик-
сации вызова информации данного присоединсши
HLS, обеспечивая тем самым подтверждение прие-
ма запроса, необходимое для нормального опера-
тивного диалога.
При сбросе запроса реле KNS деблокируется
контактом центрального деблокирующего реле
KDS и своим контактом замыкает импульсную пус-
ковую цепь объектного реле деблокировки KD0,
контактом которого размыкается цепь самоудержи-
вания KLO. Последнее отпадает, в результате чего
индикаторы обобщенных сообщений переключа-
ются на ровное свечение и так горят до появления
очередного, нового сигнала, т.е. вновь поступив-
шая информация переводится в разряд старой, по-
скольку 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 ров-
ной засветкой как старых, так и новых сигналов и с
выделением вновь поступивших сигналов мигаю-
щим свечением с последующим автоматическим
переводом их на ровное свечение после расшиф-
ровки и сброса вызова. В схеме на рис. 47.41 пер-
вый вариант выполнен для монтажной единицы 1,
второй вариант может быть представлен там же для
монтажной единицы N. Первый вариант — без ми-
гающей засветки проще, требует меньшего количе-
ства реле и развязывающих диодов, позволяет нор-
мально держать основные цепи сигнализации обес-
точенными и подавать на них напряжение только
при вызове на расшифровку, что является опреде-
ленным преимуществом с точки зрения надежно-
сти работы схемы. Вместе с тем этот вариант не по-
зволяет отличить новую информацию от старой,
что затрудняет оперативный анализ информации и,
по сравнению со вторым вариантом, может'счи-
таться недостатком схемы. Второй вариант имеет
более высокую информативность, однако требует
установки на каждом присоединении дополнитель-
ных реле — по одному на групповой сигнал и по-
стоянной подачи оперативного тока на контакты
первичных сигнальных реле КН.
При появлении на присоединении нового сигна-
ла замыкается контакт соответствующего сигналь-
ного реле КН группы и по варианту / схема работа-
ет аналогично описанной ранее схеме рис. 47.41.
В схеме по варианту 2 вновь появившийся
групповой сигнал поступает через развязывающие
диоды на групповую шинку данной группы и па-
раллельно в цепь пуска соответствующего объект-
ного группового реле формирования мигания KMG.
Последнее срабатывает импульсно через диффе-
ренциальную пусковую цепь СР—RP, самоблоки-
руется через контакт КН впредь до вызова на рас-
шифровку и своим замыкающим контактом подго-
тавливает цепь мигания упомянутого нового сигна-
ла. При вызове информации на расшифровку эта
цепь оживляется контактом KNS и соответствую-
щее табло HLC начинает светить мигающим светом
от шинкп мигания (+) ЕР. При сбросе запроса отпа-
дает избирательное реле KNS и своим контактом за-
мыкает пусковую цепь объектного реле деблоки-
ровки KDO. Последнее срабатывает импульсно че-
рез дифференцирующую емкость CDO и своим
контактом деблокирует цепь самоудерживания
КМС, чем и обеспечивается перевод данного груп-
пового сигнала в дальнейшем на ровное свечение
впредь до появления в этой группе очередного но-
вого сигнала.
Рассмотренная схема требует значительного
количества дополнительных элементов, поэтому ее
применение оправданно при наличии соответст-
вующих обоснований. Не исключается гибридный
вариант отображения групповой информации с вы-
борочным мигающим светом только тех сигналов,
которые явно необходимы для правильной оценки
ситуации. Представляется, что в основном это сиг-
налы группы РТО. Соответствующий анализ и от-
бор сигналов для мигающего света может быть про-
веден при проектировании системы.
После расшифровки информации присоедине-
ния оператор в зависимости от ситуации может:
оставить па расшифраторе и измерительных
приборах сигналы и измеряемые параметры данно-
го присоединения;
нажать кнопку центрального сброса сигнализа-
ции SBD, тем самым погасить табло расшифратора
и отключить комплект измерительных приборов
пульта от всех измерительных преобразователей;
нажать кнопку SBS другого присоединения, вы-
звав на расшифратор его текущие дискретные сиг-
налы, а на центральный блок измерительных при-
боров его режимные параметры.
Контактами KNS в ходе запроса собираются
также цепи измерений данного присоединения пу-
тем подключения нулевой точки цепей измеритель-
ных преобразователей присоединения к комплекту
цифровых и узкопрофильных приборов пульта
управления.
Опробование ламп расшифратора, световых
индикаторов (светодиодов) обобщенных сообще-
ний (HLOI—HLOIII) и ламп засветки кнопок SBS
производится подачей оперативной команды опро-
бования центральным ключом SAL. При этом пода-
ется питание + ЕН, - ЕН на шинки соответственно
EHG1 и EHG2 расшифратора, чем обеспечивается
проверка его двухламповых табло по последова-
тельной схеме контроля. Одновременно ключом
SAL блокируется подача питания -ЕН на шинку
EHG1, что исключает возможность короткого за-
мыкания на шинке EHGI при наложении режима
опробования ламп на режим запроса. Другим кон-
тактом SAL через шинку EKL и развязывающий ди-
од VD собирается цепь опробования индивидуаль-
ных ламп фиксации вызова HLS.
СХЕМА ИЗБИРАТЕЛЬНОГО ИЗМЕРЕНИЯ
Схема избирательного измерения приведена на
рис. 47.42.
Измерение в схеме избирательного контроля
обеспечивается с помощью тех же вызывных реле
KNS при подаче команды от кнопки SBS. Нормаль-
но, при отсутствии вызова измерение не произво-
дится, а осуществляется по запросу при нажатии
кнопки SBS соответствующего присоединения.
При этом контактом KNS производится подключе-
ние общей точки измерительных преобразователей
ИП1.1—ИПН.1 данного присоединения к измери-
тельным приборам PVDI—PVD6 и PVK!—PVK6,
подключенным к групповым шинкам измерения.
Рис. 47.42. Схема избирательного измерения
УПРАВЛЕНИЕ, КОНТРОЛЬ И СИГНАЛИЗАЦИЯ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ [Разд. 4
СТАНЦИЯХ И ПОДСТАНЦИЯХ
Сигнал с индивидуальных преобразователей
поступает на групповые измерительные шинки че-
рез индивидуальные согласующие потенциометры,
состоящие из трех резисторов — двух нерегулируе-
мых (R3.I, R5.1) и одного регулируемого (/?/./),
обеспечивающих соответственно грубую односту-
пенчатую настройку передаточного коэффициента
и его плавную коррекцию.
Для наглядности представления измерений каж-
дый измеряемый параметр выводится на два прибо-
ра, один из которых дает значение параметра
в именованных единицах (А, В, МВт, Мвар), а дру-
гой — в относительных единицах (% от поминаль-
ного значения параметра). С этой целью к выходу
всех измерительных преобразователей подключа-
ются два потенциометра, что позволяет произво-
дить раздельную настройку приборов для измере-
ний в именованных и относительных единицах.
47.7. ПИТАНИЕ ВТОРИЧНЫХ ЦЕПЕЙ
ОТ ШИН АККУМУЛЯТОРНЫХ БАТАРЕЙ
ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ
ПОСТОЯННОГО ТОКА
Схема питания приемников сети постоянного
тока энергообъекта должна учитывать особую от-
ветственность управляемых и контролируемых с
помощью постоянного тока объектов — присоеди-
нений главной схемы, обеспечивающих энерго-
снабжение потребителя.
Соответственно питание приемников в сети по-
стоянного тока должно выполняться с повышенной
надежностью. С этой целью питание приемников
разного назначения выполняется от отдельных не-
зависимых сетей: питание электромагнитов вклю-
чения — от силовой сети + EY, питание цепей
управления, защиты, автоматики — от сети опера-
тивного управления ± ЕС, питание цепей сигнали-
зации — от сети сигнализации ± ЕН. При этом схе-
ма выполняется так, чтобы повреждение в одной
сети не нарушало нормальную работу приемников,
питающихся от другой сети, а каждая сеть обеспе-
чивалась резервным питанием.
При замыканиях на землю па одном из полюсов
должна быть возможность быстрого определения
поврежденного участка без нарушения работы ис-
правных участков сети, для этого сети нужно сек-
ционировать.
Для особо ответственных цепей (управления и
защиты) предусматривается возможность перевода
участков или отдельных цепей с пониженной изо-
ляцией на шины, питаемые от другого независимого
источника, пока не будет обнаружено и устранено
место повреждения (питание этих цепей осущест-
вляется от двух систем шин с тем, чтобы отдельные
участки сети могли переключаться с одной систе-
мы шин на другую).
СХЕМЫ ПИТАНИЯ ЦЕПЕЙ УПРАВЛЕНИЯ,
ЗАЩИТЫ И СИГНАЛИЗАЦИИ
Помимо ГЩУ, откуда производится управле-
ние выключателями цепей главной схемы и питаю-
щих цепей с.н. (трансформаторов, секционных вы-
ключателей и т.п.), посты управления выключате-
лями двигателей с.н. имеются в других цехах элек-
тростанции (например, в котельной, машинном за-
ле). Щиты управления, расположенные в разных
цехах, получают независимое питание от щита по-
стоянного тока аккумуляторной батареи, обычно
располагаемого в помещении ГЩУ или около ак-
кумуляторной батареи. На тепловых электростан-
циях с блочными схемами управление технологи-
ческими блоками и всеми механизмами блоков
осуществляется с блочных щитов управления,
имеющих свою аккумуляторную батарею и щит
постоянного тока. Наиболее ответственными явля-
ются цепи, управляемые с центрального и блочных
щитов, вследствие чего питание цепей управления
и защиты на этих щитах обеспечивается наиболее
надежно; над панелями вдоль периметра щита про-
кладываются шинки, разделенные на несколько
секций, каждая из которых питается отдельной ли-
нией от шин аккумуляторной батареи. Между сек-
циями предусмотрены перемычки с рубильника-
ми, позволяющими подать питание на секцию от
соседней секции при повреждении питающей ли-
нии (система двустороннего питания).
На каждой питающей линии со стороны шии
аккумуляторной батареи устанавливают выключа-
тель и предохранитель.
Примерная схема питания оперативных и сило-
вых цепей постоянного тока от шин аккумулятор-
ной батареи показана на рис. 47.43. Схема имеет
двойную систему силовых и оперативных шин. Все
цепи постоянного тока на ГЩУ, КРУ и ОРУ секцио-
нированы и имеют двустороннее питание, причем
предусмотрена возможность выделения каждой
секции на любую систему шин. Шинки управления
± ЕС и сигнализации + ЕН на ГЩУ питаются по
разным магистралям от разных присоединений щи-
та постоянного тока. Соответственно цепи сигна-
лизации отделены от цепей управления и имеют от-
дельные рубильники и автоматы в питающих цепях
и отдельные предохранители в отходящих цепях.
Присоединения КРУ, управляемые с места, не
имеют звукового контроля цепей управления. Со-
ответственно питающие цепи управления и сигна-
лизации здесь совмещены. Однако структура ре-
зервирования питания и принципы секционирова-
ния остаются теми же. Аналогично выполнено и
питание силовых цепей постоянного тока КРУ и
ОРУ, питающих контакторы включения и соленои-
ды отключения приводов выключателей.
47.8. УПРАВЛЕНИЕ И СИГНАЛИЗАЦИЯ
НА ПЕРЕМЕННОМ ОПЕРАТИВНОМ ТОКЕ
Аккумуляторная батарея увеличивает стои-
мость сооружения, эксплуатационные затраты н за-
трудняет развитие автоматизации и телемеханиза-
ции. Поэтому на энергетических объектах, в осо-
бенности на подстанциях, широкое распростране-
ние получает оперативный переменный ток.
ИСТОЧНИКИ ОПЕРАТИВНОГО
ПЕРЕМЕННОГО ТОКА
Источниками оперативного переменного тока
являются трансформаторы тока, трансформаторы
напряжения и силовые трансформаторы с.н. Транс-
форматоры тока применяют для питания релейной
защиты. Для питания цепей управления, сигнализа-
ции и релейной защиты используют трансформато-
ры напряжения и силовые трансформаторы с.н. По-
лученный от этих источников переменный ток ли-
бо непосредственно подается в сеть оперативного
тока, либо выпрямляется, и тогда в качестве опера-
тивного тока используется выпрямленный ток. .
Выбор того или иного вида оперативного тока
определяется как особенностями схем релейной за-
щиты и управления, так и характеристиками приво-
дов электроаппаратов; для питания цепей включе-
ния электромагнитных приводов устанавливают
силовые выпрямители, для отключения тех же при-
водов — 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 мо-
гут быть индивидуальными, питающими цепи
лишь одного присоединения, и централизованны-
ми, обеспечивающими питание оперативных цепей
группы или всех присоединений, а также цепей
центральной сигнализации данного объекта.
Индивидуальные источники наиболее надеж-
ны, так как они органически связаны с управляе-
мым и защищаемым присоединением и не имеют
связи с цепями управления других присоединений.
Обычно в качестве таких источников используют
трансформаторы тока, а также трансформаторы на-
пряжения, если они есть на данном присоединении.
Иногда более целесообразно применение центра-
лизованных источников переменного оперативного
тока: трансформаторов напряжения и трансформа-
торов с.н. Питание цепей оперативного переменно-
го тока на энергообъектах выполняют обычно ком-
бииированным, т.е. с обоими видами источников.
В зависимости от назначения для получения
выпрямленного напряжения (тока) применяют:
1) силовые выпрямители, устанавливаемые
для питания электромагнитов выключения тяже-
лых приводов выключателей;
2) зарядные устройства, используемые для за-
ряда конденсаторов через выпрямители. Запасен-
ная в конденсаторах энергия употребляется для пи-
тания различных аппаратов даже при исчезновении
напряжения на объекте;
3) блоки питания, подключаемые к трансформа-
тору тока, трансформатору напряжения или транс-
форматору с.н. и служащие для питания выпрямлен-
ным током соответствующих вторичных цепей.
Применение выпрямленного тока удорожает
электроустановку с переменным оперативным то-
ком, но позволяет применять более надежные схе-
мы и аппаратуру постоянного тока и приводы с бо-
лее простой кинематикой.
Главной особенностью системы оперативного
переменного тока является зависимость ее от состоя-
ния сети переменного тока, где имеют место колеба-
ния напряжения или даже полное исчезновение на-
пряжения, что нарушает нормальную работу аппара-
туры управления, релейной защиты, сигнализации.
При аварийных режимах (КЗ в сети) и глубоких
снижениях напряжения трансформаторы напряже-
ния и трансформаторы с.н. не могут обеспечить ра-
боту вторичных схем, трансформаторы тока, наобо-
рот, за счет прохождения тока КЗ дают надежное
питание оперативным цепям. Полную независи-
мость от состояния сети переменного тока обеспе-
чивают такие источники оперативного тока, как за-
ряженные конденсаторы. Недостатком схем с кон-
денсаторами является импульсность их действия. „
РЕЗЕРВИРОВАНИЕ ПИТАНИЯ
ОПЕРАТИВНЫХ ЦЕПЕЙ
Централизованные источники (трансформато-
ры напряжения или трансформаторы с.н.) питают
цепи управления, автоматики, релейной защиты и
сигнализации. Для более надежной работы этих це-
пей необходимо осуществлять их питание от двух
источников, один из которых находится в автомати-
ческом резерве. Это значительно повышает надеж-
ность работы вторичных цепей, так как наиболее ве-
роятный случай потери питания — обесточивание
части схемы, а не полное исчезновение напряжения,
Основное и резервное питание подается от од-
ноименных источников: например, трансформатор
напряжения может резервироваться другим транс-
форматором напряжения, но не трансформатором
с.н., так как вторичные напряжения их различны.
-0,22 кВ
II секция
-0,22 кВ
I секция
К оперативной
блокировке
разъединителей
Рис. 47.44. Схема питания сети оперативного пе-
ременного тока
Трансформаторы с.н. используют преимущест-
венно для питания силовых цепей при установке
выключателей с электромагнитными приводами на
постоянном токе, когда необходимо иметь мощное
выпрямительное устройство. В других случаях
можно применять трансформатор напряжения. Так
как трансформаторы с.н. всегда устанавливают на
объекте, то в целях унификации схем их и исполь-
зуют в качестве централизованного источника опе-
ративного переменного тока.
Примерная схема питания сети оперативного
переменного тока от трансформатора с.н. показана,
на рис. 47.44.
Щит с.н, подстанции состоит из двух секций,
с которых напряжение подается на шинки опера-
тивного переменного тока а, Ь, с, нормально питаю-
щиеся от одной секции щита с.н. Резервирование
питания оперативных шинок обеспечивается спе-
циальной автоматикой.
При небольших нагрузках в сети оперативного
переменного тока схема резервирования упрощает-
ся и выполняется на промежуточных реле. На
рис. 47.45 показана такая схема с двойным резерв-
ным питанием. Схема используется в сети опера-
тивного переменного тока с.н. электростанций.
Основное Резервное Резервное
питание питание 1 питание 2
Рис. 47.45. Схема питания шинок оперативного
переменного тока с двойным резервом
-0,22 кВ ВII секция
-0,22 кВ I секция
Рис. 47.46. Схема питания выпрямленным опера-
тивным током от блоков питания
Напряжение сети оперативного переменного
тока, как правило, составляет 0,22 кВ. В отдель-
ных устройствах используют выпрямленное на-
пряжение 0,024 кВ, создаваемое с помощью инди-
видуальных блоков питания, резервируемых
обычно со стороны 0,22 кВ.
Создание на энергообъекте сети оперативного
выпрямленного тока обеспечивается установкой
блоков питания. Для резервирования такой сети ус-
танавливают два блока питания, постоянно под-
ключенных к щиту с.н. (рис. 47.46).
Аналогичная схема сети силового выпрямлен-
ного тока предусматривается для электромагнитов
включения; в этой схеме применены силовые полу-
-0,22 кВ I секция
-0,22 кВ II секция
Силовой полупровод- Силовой полупровод-
никовый впрямитель пиковый впрямитель
Рис. 47.47. Схема питания силовым выпрямлен-
ным током для электромагнитов включения
проводниковые выпрямители (рис. 44.47). Два вы-
прямителя устанавливают для обеспечения надеж-
ного питания выпрямленным током при исчезнове-
нии напряжения на одной из секций щита с.н.
ДИСТАНЦИОННОЕ УПРАВЛЕНИЕ
КОММУТАЦИОННЫМИ АППАРАТАМИ
Схема управления выключателем с пружин-
но-грузовым приводом. Пружинно-грузовые при-
воды выполняют специально для установок с пере-
менным оперативным током. Поэтому электромаг-
ниты для дистанционного управления, а также
электромагниты отключения, на которые воздейст-
вует релейная зашита, выполняют в этих приводах
для работы на переменном токе. Для включения
выключателя используется запас механической
энергии пружинно-грузового механизма.
Схема управления и сигнализации выключателя
с пружинно-грузовым приводом приведена на
рис. 47.48. Питание схемы управления осуществля-
ется от шинок ЕС1 и ЕС2 (см. рис. 47.44) через ин-
дивидуальный автомат SF. При наличии напряже-
ния в схеме автоматический моторный редуктор М
заводит пружинно-грузовой механизм. При заве-
денном механизме один его блокировочный контакт
SQ размыкает цепь электродвигателя, а другой за-
мыкается и подготавливает к работе цепь электро-
магнита включения YAC. Включение производится
высвобождением электромагнитом YAC защелки за-
веденного пружинно-грузового механизма.
После операции включения контакты SQ пере-
ключаются в исходное положение и механизм при-
вода через несколько секунд опять заводится. При-
вод снова готов к включению выключателя. При
отключенном выключателе реле KQT контролиру-
ет цепь электромагнита включения YAC. Резистор
R1 необходим для предотвращения включения вы-
ключателя при закорачивании реле KQT, а рези-
стор R2 ограничивает напряжение на обмотке реле
KQT после срабатывания в связи с тем, что индук-
тивные сопротивления обмоток отпавшего и под-
тянутого реле различны.
Отключение производится электромагнитом
YAT, который выбивает защелку механизма вы-
ключателя.
Ключ управления SA не имеет фиксированных
положений, после подачи команды рукоятка воз-
вращается в нейтральное положение. Это позволя-
ет управлять выключателем, например, телемеха-
нически, без нарушения соответствия положений
рукоятки ключа и выключателя.
Сигнализация аварийного отключения выклю-
чателя выполнена цепью несоответствия блок-кон-
тактов выключателя Q и привода SQA через сиг-
нальное реле КН1. Блок-контакт SQA замыкается
при операции включения и остается замкнутым при
отключении выключателя релейной защитой, а при
отключении вручную или ключом он размыкается.
Указательное реле КН2 фиксирует обрыв цепи
включения и отключения автомата SF. Лампы HLC
~ЕС1
~ЕС2
Рис. 47.48. Схема управления и сигнализации
выключателя с пружиппо-грузовым приводом
и HLT определяют положение выключателя, а лам-
па HLA — выпадение флажков указательных реле
КН1 и КН2. Реле контроля цепи включения KQTус-
танавливается в том случае, когда на эту цепь воз-
действуют устройства автоматики и нарушение це-
пи может привести к отказу этих устройств. Цепи
отключения не контролируются, так как релейная
защита воздействует на механизм привода посред-
ством другого специального электромагнита. Од-
нако реле контроля цепи отключения может быть
установлено при наличии воздействия на эту цепь
газовой защиты трансформатора или других защит.
При управлении выключателем непосредст-
венно с места его установки и свободном доступе
к механическим кнопкам управления приводом
ключ управления SA не устанавливается. Для не-
больших объектов световая сигнализация лампами
HLC, HLT, HLA исключается. В этом случае поло-
жение выключателя определяется по флажку при-
вода, а работа сигнальных реле — по выпавшим
флажкам этих реле.
Схема управления выключателями с элек-
тромагнитными приводами. Ряд выключателей
изготовляется промышленностью только с элек-
тромагнитными приводами на постоянном токе.
Для обеспечения их включения на энергообъектах
с переменным оперативным током устанавливают-
ся выпрямительные устройства, питающие элек-
тромагниты включения приводов. Для этой цели
широко применяют полупроводниковые выпрями-
тели. На рис. 47.49 показана одна из схем выпрями-
тельного устройства для питания электромагнитов
-0,22 кВ
Рис. 47.49. Принципиальная схема выпрямитель-
ного устройства
включения приводов. Устройство собирается по
трехфазной мостовой схеме. Выпрямительное уст-
ройство постоянно подключено со стороны пере-
менного тока к источнику питания (см. рис. 47.47).
На рис. 47.50 показана одна из схем управления
и сигнализации для выключателя с электромагнит-
ным приводом. Схема управления питается от ши-
нок ЕС1 и ЕС2 через индивидуальный автомат SF1.
При отключенном выключателе и наличии на-
пряжения в схеме реле KLI подтянуто и его замы-
кающий контакт в цепи реле KL замкнут. При пода-
че ключом управления SA команды на включение
выключателя срабатывает реле K.L и своими кон-
тактами включает контактор КМ. Выключатель
включается и своим блок-контактом снимает пита-
ние с реле KL1 и KL. Контактор КМ отключается.
Назначением реле KLI является блокировка вы-
ключателя от многократных включений на КЗ. При
включении на КЗ выключатель отключается от ре-
лейной защиты. Если сигнал на включение от ключа
продолжает поступать, то обмотка реле KL1 оказы-
вается закороченной контактом ключа SA и размы-
кающими контактами KLI, так как реле KL1 обесто-
чилось при включении выключателя. В результате
цепь реле включения KL оказывается разорванной
замыкающим контактом KL1 и включение выклю-
чателя блокируется до снятия включающего сигна-
ла. Резистор RI необходим для предотвращения КЗ
при закорачивании реле KLI, а резистор R2 ограни-
чивает напряжение на обмотке подтянутого реле
KLI в связи с тем, что индуктивные сопротивления
отпавшего и подтянутого реле различны.
В цепь контактора КМ включены три контакта
реле KL, снимающие включающий сигнал после
завершения операции включения. Эти контакты
заменяют размыкающий блок-контакт выключате-
ля, так как в приводе он один и используется в це-
пи обмоток реле KLI и 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 этой цели
используется энергия предварительно заряженной
батареи конденсаторов. Заряд конденсаторов про-
изводится от зарядного устройства CG. Это устрой-
ство содержит повышающий трансформатор с от-
ветвлениями для подготовки зарядного напряже-
ния; выпрямители, включенные по однополупери-
одной схеме; поляризованное реле для сигнализа-
ции пробоя выпрямителей устройства или конден-
саторов батареи; реле напряжения, которое отсо-
единяет своим замыкающим контактом устройство
от нагрузки, предотвращая разряд конденсаторов
при снижении и исчезновении напряжения питания.
Рабочее напряжение конденсаторной батареи и
зарядного устройства 0,4 кВ получается за счет по-
вышающего трансформатора. Напряжение батареи
0,4 кВ при номинальном напряжении электромаг-
нита отключения 0,22 кВ принято для уменьшения
емкости конденсаторов.
При этом обеспечивается безупречная кратко-
временная работа электромагнитов 0,22 кВ при на-
пряжении на конденсаторах 0,4 кВ. Одновременно
сравнительно невысокое рабочее напряжение бата-
реи конденсаторов 0,4 кВ позволяет сохранить
обычный уровень изоляции аппаратуры и проводов
вторичных схем.
При замыкании контактов ключа управления
SA или реле защиты конденсатор С2 разряжается
на электромагнит отключения YAT и выключатель
отключается. Преимуществом такой схемы явля-
ется то, что даже при полном обесточении объекта
конденсаторы готовы к действию. Импульсный ха-
рактер тока в цепи отключения облегчает работу
контактов реле. В результате появляется возмож-
ность отказаться от блок-контактов выключателя
в цепи отключения и, таким образом, устраняется
одно из слабых мест в оперативных цепях. В ряде
случаев отпадает также необходимость в контроле
исправности цепи отключения, однако при нали-
чии ячеек КРУ необходимость контроля цепей
управления сохраняется, так как возможность об-
рыва цепи отключения на разъединяющих контак-
тах ячейки весьма вероятна.
Одно зарядное устройство может служить для
заряда нескольких конденсаторных батарей общей
емкостью 500 мкФ. Поэтому для исключения одно-
временного разряда всех батарей, питающих раз-
ные цепи, при замыкании контакта аппарата какой-
либо одной цепи в схему вводятся полупроводни-
ковые диоды VD1 и VD2. Резистор R служит для за-
щиты зарядного устройства, ограничивая ток КЗ,
контакты ключа S в тех же цепях — для разряда ем-
костей CI и С2 при отключении устройства CG.
Для выполнения сигнализации аварийного от-
ключения выключателя в схему введено двухпози-
ционное реле KQ — реле фиксации включенного
положения выключателя. Применение двухпозици-
онного реле исключает возможность переориента-
ции его при кратковременных снижениях напряже-
ния и потере питания. При включении выключателя
реле KQ замыкает свой контакт в цепи аварийной
сигнализации. Если выключатель отключается са-
мопроизвольно или от релейной защиты, то реле KQ
не переориентируется и сигнальное реле КН1 сигна-
лизирует аварийное отключение выключателя. От-
ключение источника CG производится ключом S.
Сигнализация неисправности зарядного уст-
ройства осуществляется указательным реле КН2, а
сигнализация положения выключателя — лампа-
ми HLT и HLC.
Схемы управления контакторами с удержи-
вающей обмоткой. Простейшая схема управления
показана на рис. 47.51. Управление осуществляет-
ся с помощью двух кнопок: «Пуск» и «Стоп». Удер-
живающая обмотка КМ питается от напряжения
первичной цепи. Автомат SF (типа АП-50 или
АЗ 700) имеет встроенную защиту от КЗ (электро-
магнитную отсечку) и перегрузки (термоэлемент).
Схема исключает самозапуск двигателя, так как
Рис. 47.51. Схема управления контактором
с удерживающей обмоткой
Рис. 47.52. Схема управления
и сигнализации контактора
контактор отключается при КЗ, сопровождающих-
ся снижением напряжения.
На рис. 47.52 приводится схема дистанционно-
го управления контактором с помощью ключа SA
с самовозвратом в нейтральное положение. При по-
даче команды на включение или отключение про-
исходит переориентация двухпозиционного реле
KQ, контакт которого находится в цепи, удержи-
вающей обмотки контактора КМ. Тем самым пода-
ется или снимается питание в цепи обмотки контак-
тора и осуществляется его включение или отключе-
ние. Реле времени КТ нормально находится под на-
пряжением и держит свой контакт разомкнутым.
При действии расцепителя автомата при КЗ и от-
ключении его, а также при длительном исчезнове-
нии напряжения па питающих шинах реле времени
КТ отпадает и своим конечным контактором пере-
ориентирует реле KQ так, что оно размыкает цепь
обмотки контактора КМ, чем предотвращается
ошибочное включение двигателя при восстановле-
нии напряжения или включении автомата SFI.
Реле времени КТ используется для аварийной
сигнализации. В цепь сигнализации включаются
размыкающий и импульсный контакты реле КТ и
контакт реле KQ. Размыкающий контакт КТ блоки-
рует подачу ложного сигнала при восстановлении
напряжения.
Сигнализация неисправности оперативных це-
пей осушествляется блок-контактами автомата
SF2. Эта сигнальная цепь выводится из действия
блок-контактом автомата SF2 при разобранной
первичной схеме присоединения.
Сигнализация положения контактора осущест-
вляется лампами, включенными через его вспомо-
гательные контакты.
Схема управления контактором с защелкой
(рис. 47.53). В схеме используются ключ SA с само-
возвратом в нейтральное положение и остающими-
ся контактами, реле управления КСС и реле поло-
жения KQC.
Контакты реле управления КСС замыкают цепь
питания электродвигателя МС привода и обеспечи-
вают включение контактора SQ. При включении
контактора в момент завершения операции механи-
чески размыкается контакт прерывателя KLB в цепи
питания КСС. Прерыватель имеет удерживающую
обмотку, которая обтекается током, пока подается
команда ключом SA. Благодаря этому обеспечивает-
ся блокировка от многократного включения на КЗ.
Контактор не имеет удерживающей обмотки и
во включенном состоянии удерживается механиче-
ской защелкой, благодаря чему он не отключается
при потере силового питания. Команда на отключе-
ние подается ключом SA непосредственно на расце-
питель KLT, который воздействует на защелку, и ав-
томат отключается под действием пружин. На рас-
цепитель KLT действует также и релейная защита.
Сигнализация положения осуществляется лам-
пами. В положении несоответствия ключа и кон-
тактора соответствующая лампа мигает. Реле KQC
используется для контроля оперативных цепей. Ос-
тающиеся контакты ключа SA обеспечивают созда-
ние цепи аварийной сигнализации при несоответст-
вии его положения положению контактора.
Аналогично выполняется схема управления кон-
тактором с защелкой с электромагнитным приводом
(см. цепь, обозначенную пунктиром на рис. 47.53).
Управление реверсивными контакторами.
Реверсивные контакторы (магнитные пускатели)
применяются на электростанциях в основном те
же, что и для аппаратов одностороннего действия
этого же типа.
Для задвижек принимается единая универсаль-
ная схема управления электродвигателями с проме-
жуточной операцией «Стоп» при помощи реле КС
(рис. 47.54). В схеме применен ключ управления
без фиксации положений.
Пуск схемы производится импульсным замыка-
нием ключа SA в сторону 3 (закрытие) или О (от-
крытие). При этом срабатывают и самоудержива-
ются контакторы КМС или КМО соответственно,
обеспечивая движение задвижки в нужном направ-
лении вплоть до размыкания контактов соответст-
вующих концевых выключателей SQ1 или SQ2 или
до оперативной остановки электродвигателя за-
движки. Последняя осуществляется путем подачи
команды на движение задвижки в направлении,
противоположном ее ходу. При этом срабатывает
реле КС, которое разрывает цепи управления и са-
моудерживается через контакты ключа SA, через
свой контакт и концевой выключатель на все время
подачи команды, тем самым исключая реверс дви-
А.
в
с
о
КАС
SA
SQ1
KF
SA
КМС
КС
HLO
ОН-
КА КМОКЯС
ЭН':
КС
КМО
КМ
КМС
HLC
КМС
SA
КАО Y)H3
SQ2
SA
ЭНЗ
|***|
(~)0
(~)ГР
КС КМС™°
КМО
КМС
КМС
КМС
КМО
КС
КМО
КМО
Рис. 47.54. Универсальная схема управления
задвижкой
гателя. Только после возврата ключа в нейтральное
положение, при котором реле КС отпадает, может
быть подана любая команда.
Разрыв цепи при конечных положениях задви-
жек достигается включением в цепь управления
конечных выключателей SQ, связанных со шпин-
делем задвижки. При открытой задвижке контакт
SQ1 замкнут, a SQ2 разомкнут. Соответственно
подготовлена цепь контактора КМС к закрытию.
Во время хода задвижки оба контакта замкнуты.
При полном закрытии размыкается контакт SQ1, а
SQ2 остается замкнутым, подготавливаяцепь>кон-
тактора КМО к открытию.
Защита от перегрузки при отказе конечных вы-
ключателей, заедании или поломке механизма вы-
полняется либо с помощью реле максимального то-
ка КК, контакт которого включен в цепь самоудер-
живания, либо с помощью максимального автомата
типа АП-50, который имеет два элемента (термиче-
ский и электромагнитный) и может использоваться
одновременно для защиты от КЗ и перегрузки.
В указанной схеме при помощи реле KF осуще-
ствляется только плотное закрытие задвижки. Ав-
томатический пуск осуществляется контактами ре-
ле автоматики КАО, КАС только на полное откры-
тие или закрытие задвижки.
СИГНАЛИЗАЦИЯ
Сигнализация на переменном оперативном то-
ке должна исключать получение ложных сигналов
в случае возможного кратковременного понижения
или даже полного исчезновения напряжения в схе-
ме сигнализации. Схема сигнализации должна пра-
вильно реагировать на сигналы, появившиеся во
время понижения или исчезновения напряжения.
Схема аварийно-предупреждающей сигнализа-
ции приведена на рис. 47.55. Схема выполнена
с центральным снятием сигнала с повторностью
действия, включает в себя мгновенную аварийную
сигнализацию и предупреждающую сигнализацию
с выдержкой времени при общем звуковом сигна-
ле. Повторность действия центральной сигнализа-
ции осуществляется за счет применения в каждой
Рис. 47.55. Схема аварийно-предупреждающей
сигнализации
индивидуальной цепи аварийных и предупреждаю
щих сигналов указательного реле с размыкающие
остающимся контактом...
Аварийная сигнализация. При появление
аварийного сигнала, например, при замыкании це
пи несоответствия блок-контактами Q и SQA от
ключившегося от защиты выключателя Q срабаты
вает реле KL1. Указательные реле (индивидуальна
КН1 и общее КНС1) при этом не срабатывают, та)
как ток в цепи недостаточен для этого. Реле KL1 пе
реориентирует центральное двухпозиционное реле
KQ, которое включает гудок НА. Одновременно ре
ле KQ своим контактом включает параллельно об
мотке KL1 резистор R1, что приводит к увеличении
тока в цепи указательных реле КН1 и КНС1 и обес
печивает их срабатывание. Реле КН1 размыкав!
свою цепь, снимая сигнал со схемы и позволяя ei
сработать при появлении нового аварийного сигна
ла. Таким образом обеспечивается повторносп
действия сигнализации. Поскольку в схеме имеете)
один общий звуковой сигнал НА, действие аварий
ной сигнализации фиксируется указательным рел<
КНС и лампой HL.
Для централизованного снятия звукового сиг-
нала следует переориентировать реле KQ кнопкой
ВВН. Индивидуальный сигнал останется при этоь
зафиксированным выпавшим флажком сигналь-
ного реле КН1 и сигнальной лампой, включенной
контактом этого реле.
Предупреждающая сигнализация. Схем)
предупреждающей сигнализации отличается от
схемы аварийной сигнализации только наличием
реле КТ. Выдержка времени этого реле позволяя
исключить действие сигнализации при появлениг
кратковременных сигналов. Резистор R2 включает-
ся параллельно обмотке реле KL2 через контакт ре-
ле КТ, чтобы предотвратить фиксацию кратковре-
менного сигнала.
Срабатывание схемы предупреждающей сигна-
лизации фиксируется указательным реле КНС2 и
лампой HL2.
Переключатель SA С позволяет в случае необхо-
димости отключить звуковую и световую сигналя
зацию, например, при отсутствии на щите управл J
ния дежурного персонала. Лампа HL3 контролир}!
ет наличие напряжения на шинах ЕН1 и ЕН2. Кноп-
ками ВТ1 и ВТ2 проверяется исправность аварий-
ной и предупреждающей сигнализации, а лампы
HL1, HL2 сигнализируют об их срабатывании.
Реле КНС передает сигнал о действии аварий-
ной или предупреждающей сигнализации на объек-
те дежурному, находящемуся в другом помещении,
или на центральный пост управления. Это же реле
подает сигнал и при исчезновении напряжения на
шинках сигнализации. Нормально реле КНС подтя-
нуто. При появлении какого-либо сигнала оно от-
падает и своим контактом замыкает цепь звонка
НАС, имеющую независимый источник питания.
Переключателем SX звуковой сигнал снимается и
переводится на световой — лампу HLC.
Сигнализация с реле РИС-ЭЗМ (рис. 47.56).
При появлении сигнала, например при замыкании
контактов реле KF, загорается индивидуальная сиг-
нальная лампа HL. На входном резисторе R1 начи-
нает нарастать напряжение. При этом конденсатор
С заряжается через выпрямитель VS. Во время заря-
да емкости через рабочую обмотку двухпозицион-
ного поляризованного реле К проходит импульс за-
рядного тока, приводящий к перебрасыванию его
якоря. Своим контактом реле К переориентирует
двухпозиционное реле KQ, которое включает гудок
НА. При срабатывании реле KQ во вторую обмотку
К через ограничивающий резистор R2 и выпрями-
тель VD подается импульс обратной полярности,
обеспечивающий возврат реле К и готовность схе-
мы к приемке следующего сигнала.
При появлении следующего сигналаток и напря-
жение на резисторе R1 возрастают, приэтом снова
Рис. 47.56. Схема сигнализации с реле импульс-
ной сигнализации
происходит подзаряд конденсатора С и схема дейст-
вует, как и при первом сигнале. Для исключения
ложной работы схемы при глубоком снижении на-
пряжения предусмотрено реле напряжения KV с по-
вышенным благодаря наличию резистора Л коэффи-
циентом возврата. При понижении напряжения реле
KV разрывает цепь конденсатора С, предотвращая
его разряд и сохраняя на нем постоянный потенциал
для восстановления напряжения. Если в момент от-
сутствия напряжения появились новые сигналы, то
после его восстановления вследствие возрастания
напряжения на резисторе R1 конденсатор С будет
подзаряжаться, что вызовет новое срабатывание ре-
ле KLH. Кнопкой ВВН производится централизован-
ное снятие звукового сигнала, а кнопкой ВТ через ре-
зистор — опробование сигнализации.
Резистор R3 обеспечивает постоянную подпит-
ку поляризованного реле выпрямленным током, не-
достаточным для срабатывания, но повышающим
чувствительность реле. Резисторы R2 и R4 обеспе-
чивают 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 инди-
видуальных цепях. При наличии сигнальных реле в
тех же цепях количество сигналов несколько сни-
жается. Это объясняется тем, что в цепях с сигналь-
ными реле нарастание тока происходит более плав-
но из-за индуктивности обмоток реле. Большим
преимуществом схемы является возможность мно-
гократного приема одного и того же сигнала.
Установка мигающего света. Для создания
мигающего света сигнальных ламп применяется
схема мигающей установки. На рис. 47.57, а пред-
ставлена простейшая релейная схема мигания.
Нормально при наличии напряжения в схеме ре-
ле KL1 обтекается током и контакты его разомкну-
ты. При подаче сигнала через лампы сигнализации,
например HLT, на шинку (~) ЕР реле KL2 срабаты-
вает, размыкает цепь питания реле KL1, которое
своими контактами соединяет шинку (~) ЕР
с шинкой 0. В результате на лампу HLT подается
фазное напряжение и она горит полным накалом. Ре-
Рис. 47.57. Схема установки мигающего света:
а — релейная схема; б — бесконтактный прерыватель ППБ-12
ле KL2 оказывается закороченным контактами KL1
и отпадает. Вновь срабатывает реле KL1 — лампа
HLT снова оказывается включенной последователь-
но с реле KL2 и гаснет. Далее процесс повторяется.
Необходимые интервалы между зажиганиями
лампы обеспечиваются конденсаторами С1 И С2,
включенными параллельно обмоткам реле.
На рис. 47.57, б представлена схема специаль-
ного устройства мигающего света типа ППБ-12
(прерыватель бесконтактный). ППБ выполнен на
базе управляемого кремниевого тиристора и может
быть применен в описанных выше схемах для орга-
низации мигания.
Отпирание тиристора ПТ1 или ПТ2 в схеме уст-
ройства происходит при протекании через управ-
ляющий электрод импульса, формируемого несим-
метричным мультивибратором. Частота прерыва-
ния и скважность определяются частотой мульти-
вибратора и зависят от его времязадающих цепочек.
Запирание тиристора происходит при отсутст-
вии тока в управляющем электроде и при прохож-
дении через нуль тока, протекающего в силовых
электродах. Напряжение питания мультивибрато-
ра подается через трансформатор Т и выпрямитель
с фильтром.
Для сигнализации применена неоновая лампа
L, подключенная к выходным зажимам. При под-
ключении нагрузки, например, ламп HLC, HLT
(см. рис. 47.53) к выводам 7, 2 и закорачивании вы-
водов 4, 5 нагрузка питается переменным током.
При подключении нагрузки к выводам 4, 5 и зако-
рачивании выводов 1,2 нагрузка питается выпрям-
ленным током.
Применительно к изложенным выше рекомен-
дациям по повышению степени централизации
управления и контроля и переходу на избиратель-
ные схемы следует отметить, что объекты с опера-
тивным переменным током имеют преимуществен-
но простую схему, малое количество присоедине-
ний и применение индивидуальных схем управле-
ния и контроля на них оказывается оправданным.
В то же время с точки зрения организации избира-
тельной схемы управление и контроль схемы на пе-
ременном оперативном токе не имеют никакой спе-
цифики, и при необходимости для объектов с пере-
менным оперативным током могут быть примене-
ны все описанные ранее избирательные схемы.
47.9. МОНТАЖНЫЕ СХЕМЫ
ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К МОНТАЖНЫМ
СХЕМАМ
Монтажная схема является рабочим чертежом,
по которому производится монтаж вторичных це-
пей. На чертежах должны быть показаны:
а) участок и место размещения цепей, прибо-
ров и аппаратов (ячейка, панель, щиток);
б) взаимное расположение приборов и аппара-
тов на месте установки в масштабе;
в) направления соединительных проводов и
кабелей;
г) точки подключения проводов к аппаратам.
Монтаж в пределах каждого участка произво-
дится независимо и сводится к установке прибо-
ров, выполнению проводки между приборами в
пределах данного участка, установке рядов зажи-
мов и присоединению к ним проводов от приборов
и аппаратов, связанных по схеме с приборами и ап-
паратами других участков.
При выполнении монтажных схем и маркиров-
ке их отдельных элементов следует придерживать-
ся ОСТ 160800464.77.
РАЗМЕЩЕНИЕ АППАРАТУРЫ
ВТОРИЧНЫХ ЦЕПЕЙ
Установка аппаратов в РУ. Размещение аппа-
ратуры вторичных цепей в ячейке РУ в значитель-
ной степени определяется компоновкой и конструк-
тивным выполнением первичного оборудования.
Так, привод устанавливается на выключателе, сиг-
нально-блокировочные контакты КСА и электроза-
мок — у разъединителя, вторичные обмотки транс-
форматоров тока и напряжения составляют неотъ
емлемую часть этих аппаратов и т.п.
Такие аппараты, как предохранители, контак-"
торы, сборки рядов зажимов и т.п., устанавливае-
мые также в РУ, но органически не связанные с пер-
вичными аппаратами, размещаются по установоч-
ным чертежам, выполняемым одновременно для]
первичного и вторичного оборудования. Я
Установка аппаратов на панелях. Пансли|
щитов управления и релейной защиты изготавлива-
ются на заводах и имеют стандартные размеры и
конструкцию. Панели могут состоять из отдельных
блоков, которые имеют определенные размеры
(300, 600 и 900 мм) и назначение: блок управления,
блок измерения, блок АПВ, центральной сигнали-
зации и т.д., и могут в пределах панели иметь свой
монтажный номер, определяющий ее как самостоя-
тельную монтажную единицу. В принципе монтаж-
ная единица представляет собой автономный тех-
нологический участок или функциональный узел и
может охватывать как часть панели, так и всю па-
нель или группу панелей.
Цепи, соединяющие разные моИтажные едини-
цы, выводятся на внешние ряды зажимов, устанавли-
ваемые вертикально на правой и левой сторонах бло-
ков или панелей, а также размещаемые на дверях
шкафов или в приборных отсеках ячеек КРУ и КРУН
при размещении в них вторичного оборудования.
На внешние зажимы могут выноситься также
цепи и в пределах одной монтажной единицы, если
это обусловлено требованиями эксплуатации или
технологии. :
МАРКИРОВКА ВО ВТОРИЧНЫХ ЦЕПЯХ
Требования к маркировке и ее назначение.
Монтажная схема, установочные чертежи, фасады
панелей выполняют в соответствии с полной прин-
ципиальной схемой. Для правильной ориентации
в этих взаимосвязанных чертежах необходимо, что-
бы все соответствующие цепи, приборы, зажимы, ка-
бели имели одно и то же условное обозначение (мар-
ку). Обозначения проводов и цепей непосредственно
на панели также должны точно соответствовать обо-
значениям этих элементов, принятым на чертеже.
Марка является чисто условным обозначением.
Система маркировки строится таким образом, чтобы
можно было проследить любую цепь и понять назна-
чение 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, непосред-
ственно в пределах данного участка (монтажной
единицы);
д) провода, соединяющие приборы с рядами
зажимов;
е) жилы контрольных кабелей;
ж) контрольные кабели.
Маркировку элементов «г», «д» и «е» можно объ-
единить под общим названием маркировка цепей.
Маркировка приборов и аппаратов. Марка
аппарата отражает:
а) функциональное назначение аппарата (реле,
кнопка, ключ и т.д.);
б) основную функцию, выполняемую аппара-
том в схеме, например: реле защитное, реле сиг-
нальное, кнопка пуска, кнопка опробования, ключ
управления и т.п.;
в) дополнительные данные, если это требуется
для чтения рассматриваемой схемы (например, по-
рядковые номера однотипных аппаратов и т.п.).
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 со-
единений. Зажимы в наборных рядах маркируются
порядковыми номерами.
Маркировка цепей. Маркировка должна позво-
лять обнаружить оба конца провода или жилы кабе-
ля без прозвонки и определить место присоединения
провода (жилы) к зажиму, если он почему-либо был
отсоединен. В соответствии с этим марка (условное
обозначение) цепи содержит функциональное назна-
чение цепи и место присоединения провода или жи-
лы кабеля на аппарате или в ряде зажимов.
Проводники на монтажных схемах и соответст-
вующие им участки цепей в полных и принципи-
ально-монтажных схемах должны иметь одинако-
вую маркировку.
В соответствии с изложенными требованиями
рекомендуются следующие способы маркировки
вторичных цепей, зажимов и аппаратов.
Автономные монтажные узлы маркируемого
объекта (панели, части панелей, шкафы приводов,
ячейки КРУ и т.п.), входящие в состав полной схе-
мы, носят название монтажных единиц и должны
иметь порядковые номера (01,02 и т.д.), проставляе-
мые на маркировочных колодках в рядах зажимов.
Прочие участки, например технологические
помещения, куда направлен провод, имеют смы-
словые обозначения, например РУСН, РУ 500 и
т.п., которые используются при маркировке на рав-
ных правах с номерами монтажных единиц.
Аппараты на панели имеют смысловую марку,
содержащую согласно ЕСКД смысловой символ
аппарата в соответствии с полной схемой и номер
аппарата в пределах данной монтажной единицы,
03
например — , где 03 — номер аппарата в пределах
данной монтажной единицы; А — символ аппарата
в полной схеме (позиционное обозначение). Про-
вод, подходящий к аппарату в пределах данной
монтажной единицы, маркируется номером аппа-
рата, к которому провод подключен с противопо-
ложного конца, и номером вывода этого аппарата,
например 03.12, где 03 — номер аппарата, а 12 —
номер его вывода.
Допускается при необходимости в номер аппара-
та вводить номер монтажной единицы, что облегчает
ориентацию при размещении нескольких монтаж-
ных 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 (панели,
функционального блока) маркируется со стороны
ряда зажимов — символом и номером вывода соот-
ветствующего аппарата, например А-8, К-2, KQT-9,
со стороны аппарата — порядковым номером соот-
ветствующего 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.
+£С
-ЕС
~в~
о
•У
Панель управления выключателем
(технологический участок У5)
Панель избирательного управления
(монтажная единица 03)
а)
01
SF-1
SF-3
Панель
управления
3'
КСС-11
КСС-12
КСТ-12
02
КСС
SF-4
SF-2
10
10
11
1
SA-4
2
4—13
4
104/03
105/03
108/03
8
10
Панель избиратель-
03
него управления
101/Е1
2—12
SA-3
KCS3-4
16
104/У5
17
17
17
KCS3-1
18
18
KCS3-3
18
102/ЕС
19
KCS3-5
105/У5
108/У5
KCS3-2-
03
КСТ
12
13
13
13—4
т
19
19
12—2
12
22
К панели 03
К шинкам
управления
20
21
К панели У5
SA-1
KCS3-6
05
KCS3
3
и
~1
1
3
4
6
8
Г
2
4
6
7
8
9
Рис. 47.58. Фрагмент полной
Марка провода, отходящего на другую монтаж-
ную единицу или на другой участок, содержит мар-
ку цепи (Ю5, Р15 и пр.) и номер соответствующей
монтажной единицы или символ соответствующе-
го участка (05, 15, ОРУ, ГЩУ и т.п.), например:
105/15, 105/05 или Ю5/ОРУ, где 105 -— марка цепи,
а 15, 05 и ОРУ — соответственно номера монтаж-
ных единиц и символьное обозначение участка, ку-
да направлены провода.
(а) и монтажной (6) схем
Все провода, отходящие от ряда зажимов, кро-
itie указанного, содержат в составе марки также но-
мер зажима, к которому провод подключен со сто-
роны ряда зажимов. Это обеспечивает возможность ,
разборки и сборки цепей со стороны ряда зажимов |
без монтажной схемы.
' На рис. 47.58 представлены фрагменты полной
принципиально-монтажной и соответствующей ей
монтажной схемы, иллюстрирующие описанные
принципы маркировки.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
47.1. Электрическая часть станций: Учсбн. для
вузов/А.А. Васильев, И.Г1. Крючков, Е.Ф. Наяшкова и
др.; Под ред. А.А. Васильева. —2-е изд., персраб. и
доп. М.: Энергоатомиздат, 1990.
47.2. Электротехнический справочник / Под об-
щей ред. профессоров МЭИ. Т. 3, разд. 40. М.: Энерго-
издат, 1982. . .
47.3. Гумии М.И. Анализ неправильных дейст-
вий оперативного персонала энергообъектов, обуслов-
ленных информационными ошибками // Сб. трудов
ин-та Энсргосстьпроскт. М.: Энергия, 1980. № 19.
47.4. Лезнов С.И., Файерман АЛ., Махли-
на Л.Н. Устройство и обслуживание вторичных цепей
электроустановок. М.: Энергоатомиздат, 1986.
47.5. Правила технической эксплуатации элек-
трических станций и сетей. М.: Энергоатомиздат, 1986.
АВТОМАТИКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
СОДЕРЖАНИЕ
48.1.
48.2.
48.3.
Автоматика нормальных режимов
Автоматическое управление пуском
и включением на параллельную работу
синхронных генераторов
и компенсаторов................ 639
Автоматическое управление гидрогенерато-
рами (639). Автоматическое управление тур-
богенераторами (640). Самосинхронизация
гидрогенератора (641). Точная автоматиче-
ская синхронизация генераторов (642). Ав-
томатические устройства точной синхрони-
зации (643). Аналоговый автоматический
синхронизатор с вычисляемым углом опере-
жения (644). Микропроцессорные автомати-
ческие синхронизаторы (646).
Автоматическое регулирование частоты
вращения и активной мощности синхрон-
ных генераторов.................649
Назначение, особенности и алгоритмы авто-
матического регулирования (649). Автома-
тические регуляторы частоты вращения
(650). Автоматические регуляторы активной
мощности (654). Микропроцессорные уст-
ройства управления мощностью турбоагре-
гата (658).
Автоматическое регулирование напряжения
и реактивной мощности.......... 661
Назначение, задачи и виды регулирования
(661). Автоматическое регулирование воз-
буждения синхронных генераторов (662).
Автоматические регуляторы напряжения и
реактивной мощности синхронных генера-
торов (663). Аналого-цифровой автоматиче-
ский регулятор бесщеточного возбуждения
(665). Микропроцессорные автоматические
регуляторы тиристорного возбуждения
(667). Автоматическое регулирование реак-
тивной мощности синхронных компенсато-
ров (672). Автоматическое управление ста-
тическими компенсаторами реактивной
мощности (674). Автоматическое регулиро-
вание трансформаторов и автотрансформа-
торов (678).
48.4.
48.5.
48.6,
48.7.
. 48.8.
Автоматическое управление режимами ра-
боты электрических станций и ЭЭС..681
Назначение автоматического управления
электростанцией (681). Микропроцессорная
АСУ ГЭС (681). Автоматизированная систе-
ма управления технологическими
процессами ТЭС (682). Цифровая автомати-,
ческая система управления частотой и ак-
тивной мощностью ЭЭС (685).
Противоаварийная автоматика
Автоматика противоаварийных повторного
и резервного включений...........687
Автоматика повторного включения (687).
Автоматические устройства трехфазного
повторного включения (688). Микросхем-
ный комплекс автоматических устройств по-
вторного включения (690). Автоматика ре-
зервного включения (691). Микропроцес-
сорная автоматика (692).
Автоматика предотвращения нарушения ус-
тойчивости ......................695
Назначение и особенности (695). Общее
функциональное построение (697). Типовая
микросхемная автоматика (698). Микропро-
цессорная автоматика предотвращения на-
рушения устойчивости (701).
Автоматика прекращения асинхронного ре-
жима ............................705
Виды и способы действия автоматических
устройств (705). Промышленная микросхем-
ная панель автоматики (706). Микропроцес-
сорная автоматика (711).
Автоматика предотвращения недопустимых
изменений режимных параметров.....711
Автоматика противоаварийных отключе-
ний и включений по изменениям напряже-
ния (711). Автоматика частотной разгрузки
и частотного повторного включения (713).
Автоматика управления синхронными гене-
раторами при изменениях частоты (716).
Список литературы................718
Процесс производства, передачи и распределе-
ния электроэнергии настолько динамичен и под-
вержен случайным возмущающим воздействиям —
«малым», обусловленным изменениями требуемой
потребителями электроэнергии мощности, и «боль-
шим», создаваемым короткими замыканиями (КЗ)
и отключениями поврежденных генерирующих и
передающих электроэнергетических объектов —
что его функционирование возможно только при
автоматическом управлении [48.1 —48.3].
В нормальном режиме работы функционирует
автоматика нормальных режимов, т.е. дискретное
управление изменениями состояния (пуск, останов-
ка, включение на параллельную работу гидро- и тур-
богенераторов) и непрерывное управление (регули-
рование режимных параметров: частоты вращения,
напряжения, активной и реактивной мощности).
В аварийном (КЗ) и послеаварийном режимах
функционирует противоаварийная автоматика
релейного действия, устраняющая возмушаюшее
воздействие, предотвращающая развитие общесис-
темной аварии и способствующая восстановлению
нормального режима.
АВТОМАТИКА НОРМАЛЬНЫХ
РЕЖИМОВ
Автоматика управления нормальными режима-
ми ЭЭС обеспечивает:
автоматический пуск электроэнергетических
блоков турбина—синхронный генератор—транс-
форматор и включение на параллельную работу
синхронного генератора — его синхронизацию;
автоматическое поддержание на заданном уров- ,
не напряжения на шинах электрических станций и
реактивной мощности синхронных генераторов;
автоматическое управление режимами ЭЭС по
напряжению и реактивной мощности;
автоматическое поддержание па неизменном
уровне частоты вращения синхронно работающих
генераторов электроэнергии;
оптимальное (по характеристикам относитель-
ного прироста расхода условного топлива) распре-
деление случайно изменяющейся электрической на-
грузки электроэнергетической системы (ЭЭС) меж-
ду электрическими станциями и между электро-
энергетическими блоками электростанций.
48.1. АВТОМАТИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ
ПУСКОМ И ВКЛЮЧЕНИЕМ
НА ПАРАЛЛЕЛЬНУЮ РАБОТУ СИНХРОННЫХ
ГЕНЕРАТОРОВ И КОМПЕНСАТОРОВ
Автоматический пуск синхронного генерато-
ра связан с координированным автоматическим
управлением многочисленным и разнообразным
оборудованием, обеспечивающим его функциони-
рование. Автоматическое управление существен-
но различно на гидро (ГЭС), тепловых (ТЭС), гид-
роаккумулирующих (ГАЭС) и атомных (АЭС)
электростанциях.
АВТОМАТИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ
ГИДРОГЕНЕРАТОРАМИ
Всероссийским научно-исследовательским ин-
ститутом Гидропроект разработаны типовой алго-
ритм и его реализация на логических элементах ав-
томатического управления пуском, остановом и пе-
реводом в режим работы синхронным компенсато-
ром (СК) и возвратом в генераторный режим гидро-
генератора (ГГ). Алгоритм действия и типовая схема
автоматического устройства обеспечивают полно-
стью 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 гидро-
турбины (с резиновыми вкладышами);
охлаждение масла в ваннах подшипника син-
хронного генератора и опорного подшипника (под-
пятника) гидроагрегата, снабжение дистиллиро-
ванной охлаждающей водой обмоток статора;
проверка наличия достаточного давления в
маслонапорной установке (МНУ), контроль невоз-
бужденного состояния ГГ и отключенного его вы-
ключателя.
Алгоритм реализует приоритет выполнения по-
следней команды как в процессе осуществления
нормальных операций, так и в особенности при ус-
коренном пуске и аварийном останове.
Сигнал нормального пуска НП формируется
(рис. 48.1,с) через логический элемент DIV1 (ИЛИ)
от ключа управления SA 1.1 или от АСУ технологи-
ческими процессами ГЭС, или от устройства проти-
воаварийной автоматики УПА и запоминается ста-
тическим триггером DS1 (вход записи S), если на его
считывающий вход R через элемент DW2 не прихо-
дит один из следующих приоритетных сигналов:
пуск в режим СК от ключа управления SA2./,
нормальный останов от положения ключа SAI.2
или отмена пуска от кнопки SB1;
генератор возбужден — от измерительного реле
KAI тока ротора, или его выключатель включен —
от контакта Q.I.
Запоминание сигнала нормального пуска НП
разрешается и при возбужденном ГГ, если включен
ключ SA3 автоматического синхронизатора: логи-
ческий сигнал (единица) от SA3.1 на инверсном
входе логического элемента DX (ЗАПРЕТ) не про-
пускает на элемент DW2 сигнал о наличии тока в
обмотке возбуждения генератора.
Для надежности действия сигнала на отмену
пуска предусмотрено его поступление на вход
DWU2 (ИЛИ—НЕ) и прохождение сигнала нор-
мального пуска последовательно через DXU1 и
DWU2 с дополнительным контролем операции на
отмену пуска от кнопки SBI.
Сигнал на ускоренный пуск УП гидроагрегата
от УПА, а именно от измерительного реле сниже-
ния частоты в ЭЭС KF, фиксируется триггером
DS2 (вход записи 5), если на его вход считывания
R через элемент DIK3 не поступает один из сигна-
лов: от SA1.2 (останов), или от SB1 (отмена пуска),
или от Q.2 (ГГ включен), или от SA3.1 (точная син-
хронизация) — при ускоренном пуске ГГ включа-
ется на параллельную работу более быстрым спо-
собом самосинхронизации. Сигнал проходит через
последовательно соединенные элементы DXU3 и
DWU4, дублирующие, как указывалось, запрет на
пуск ГГ сигналом с наивысшим приоритетом на
отмену пуска от SB1.
При наличии сигнала от SA2.1 или от АСУ (эле-
мент DW4 на рис 48.1, б) на пуск ГГ в режим рабо-
ты СК он запоминается триггером DS3 при условии
отсутствия на входах элемента DW5 одного из за-
прещающих сигналов от SA2.2 (вывод из режима
СК), или от SB2 (отмена пуска в режим СК), или от
Рис. 48.1. Логическая схема формирования сигналов на пуск гидрогенератора (а) и перевода его из ге-
нераторного режима в режим синхронного компенсатора (б)
SB1. Сигнал также проходит последовательно че-
рез элементы DXU5, DWU6, обеспечивающие, как
указывалось, резервирование запретов на его вы-
полнение сигналами от SB1 и SB2.
Аналогично формируется сигнал на останов ГГ.
Микропроцессорное автоматическое управление
изменениями состояний ГГ является функцией
АСУ ГЭС [48.4]. Микропроцессорная АСУ гидро-
аккумулирующих электростанций обеспечивает
автоматическое управление и гораздо более слож-
ными специфическими для ГАЭС изменениями со*
стояний обратимых гидроагрегатов [48.4]: частот-
ный пуск в насосный или компенсаторный режим
с насосным направлением вращения, перевод из
насосного режима в. компенсаторный или наобо-
рот, останов из насосного или компенсаторного ре-
жима. Процессы изменения состояния отобража-
ются на дисплеях ПЭВМ.
АВТОМАТИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ
ТУРБОГЕНЕРАТОРАМИ
Изменение состояния турбоагрегата ТЭС тех-
нически весьма сложно, производится при коор-
динированном автоматическом управлении топ-
ливным и парогенераторным технологическими
процессами.
Главная особенность пускового режима — не-
обходимость постепенного и непрерывного про-
грева конструктивных частей турбины и паропод-
водящих конструкций — обусловливает длитель-
ное время пуска турбоагрегата и постепенный дли-
тельный набор нагрузки — нагружение турбины.
Даже при современном оптимальном автоматиче-
ски управляемом пуске процесс разворота, вклю-
чения в работу и нагружения турбоагрегата про-
должается несколько часов.
Автоматическое управление пуском турбины
осуществляется АСУ ТП ТЭС [48.5]. Автоматика
пуска включает в себя логическое устройство дис-
кретного управления пусковыми операциями; ком-
плекс пусковых автоматических регуляторов; ин-
формационное устройство контроля тепловых и
механических параметров турбоустановки.
Логическое управляющее устройство прове-
ряет выполнение условий, необходимых для нача-
ла очередной операции; производит запуск техно-
логических операций в требуемой последователь-
ности их выполнения и проверяет выполнение ус-
ловий, характеризующих окончание технологиче-
ской операции.
Пусковые автоматические регуляторы поддер-
живают на необходимом изменяющемся в процес-
се пуска уровне отдельные параметры турбоуста-
новки, 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 на-
чального нагружения, регулятор теплового состоя-
ния турбины, «стерегущий» регулятор мощности
редукционно-охладительной установки, регулято-
ры задания температуры свежего пара и автомати-
ческий регулятор частоты вращения (АРЧВ).
Все эти автоматические регуляторы — аналого-
вые электрические с унифицированными сигналами
в виде изменяющегося в пределах 0—5 мА постоян-
ного тока. Измерительные их части содержат изме-
рительные преобразователи (датчики) изменений
тепловых параметров в электрические сигналы.
Информационное устройство контроля тепло-
вых и механических параметров обеспечивает ото-
бражение информации для оператора, получающе-
го более сотни аналоговых и дискретных сигналов,
и использование информации для изменения зада-
ний автоматическим регуляторам и логическому
устройству по ходу процесса пуека.
Автоматическое управление пуском турбогене-
раторов АЭС производится с учетом особенностей
технологии генерирования водяного пара, при ко-
торой используется насыщенный пар, производи-
мый ядерным реактором. Поэтому пуск и нагруже-
ние турбогенератора производятся при номиналь-
ном давлении н температуре насыщения пара воз-
действием на регулирующие клапаны турбины.
Это создает специфические тепловые и механи-
ческие факторы, определяющие особенности авто-
матического управления пуском турбоагрегатов
АЭС. Процесс автоматического пуска организуется
по разомкнутой схеме программой, построенной на
основе математического моделирования тепловых и
механических процессов в турбине и соответствую-
щих расчетов на ЭВМ. Однако при этом практиче-
ски не реализуется оптимальный режим. Поэтому
предпринимаются попытки повысить технико-эко-
номические показатели, особенно на стадии посте-
пенного нагружения турбины, автоматическим
управлением по замкнутой схеме с отслеживанием
разноста температур по ширине фланцев цилинд-
ров турбины как главного фактора. Типовая автома-
тика пуска, в частности, разработанная для Коль-
ской АЭС [48.5], состоит из автоматических уст-
ройств дискретного управления с временибй после-
довательностью операций: предтолчкового прогре-
ва и начального разгона турбины до 1/3 номиналь-
ной частоты вращения, выдержки турбины при ука-
занной частоте и дальнейшего разгона до номиналь-
ной частоты вращения, управляемого АРЧВ.
САМОСИНХРОНИЗАЦИЯ ГИДРОГЕНЕРАТОРА
Включение гидрогенератора на параллельную
работу 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 синхрони-
зацией) способом самосинхронизации.
При самосинхронизации выключатель син-
хронного генератора включается при невозбужден-
иом его состоянии и близкой к синхронной <вс час-
тоте вращения о) г, т.е. при малом скольжении
s = (щс - щг)/ (ос = (0,03—0,05). (48.1)
После тут же включаемого сигнальным контактом
выключателя возбуждении генератор самостоятель-
но и быстро входит (втягивается) в синхронизм.
В момент включения выключателя в обмотках
статора ГГ возникает ток включения 1"кл с, ограни-
ченный суммой сверхпереходного сопротивления
генератора xj >х" > х" в зависимости от положе-
ния ротора и эквивалентного с (учетом параллельно
работающих генераторов) сопротивления связи
х„ ™ С источником эквивалентной ЭДС Е„ ЭЭС:
Ток вызывает динамическое воздейст-
вие на обмотки и обусловливает возникновение
ударного вращающего момента Мвкл с на валу
гидроагрегата. Вращающий момент асинхрон-
ный, его значение зависит от скольжения л и угла
включения 6ВКП между продольной, осью ротора и
магнитной осью вращающегося магнитного поля
статора и имеет максимум при угле 6ВКП равном
или кратном л/4 [48.1].
Однако указанные воздействия на синхронный
генератор менее интенсивны, чем при трехфазном
коротком замыкании (КЗ) на его выводах, посколь-
ку ток КЗ ограничивается только сверхпереходным
сопротивлением х£, с учетом которого генератор
рассчитывается по условиям механической проч-
ности при его проектировании. Поэтому самосин-
хронизация практически всегда допустима.
Асинхронный вращающий момент создается
трехфазной системой токов частотой скольжения
<j)s =О)С - Иг, наведенных в проводящих частях ро-
тора — магнитопроводе и успокоительных обмот-
ках. Однофазный индуцированный ток в обмотке
возбуждения ротора, замкнутой через специальный
(гасительный) резистор для предотвращения разру-
шения изоляции обмотки, наводимой относительно
высокой ЭДС, создает пульсирующий магнитный
поток, который не влияет на результирующий про-
цесс самосинхронизации генератора. Направление
зависящего от скольжения асинхронного вращаю-
щего момента Л/ас всегда уменьшает скольжение
генератора: при <i)r < о)с момент Л/ас разгоняет ге-
нератор, а при щг > (0с отрицательный M&Q снижа-
ет частоту его вращения. Поэтому асинхронный
вращающий момент быстро приближает частоту
вращения 0)г к синхронной. Установившееся
скольжение sy определяется равенством Мас не-
большому механическому моменту Мы на валу ге-
нератора, развиваемому турбиной.
На вал генератора воздействует и реактивный
вращающий момент Л/р, обусловленный явнопо-
люсностыо ротора и напряжением 1/шна шинах ГЭС
и изменяющийся с двойной частотой скольжения:
(4О)
iXdXq
В связи с малым механическим моментом Мы
в течение периода скольжения турбины реактивный
момент может дважды с равной вероятностью сни-
зить частоту скольжения до Ws =0 и зафиксировать
положение ротора — втянуть генератор в синхро-
низм при углах <5 j = 0 или 62 = л. Второе из указан-
ных положений ротора неустойчиво: при углах 5 > л
отрицательный синхронный электромагнитный мо-
мент MQ, появляющийся после включения возбуж-
дения генератора, ударно вытолкнет ротор на одно
полюсное деление, что является дополнительным
механическим воздействием на вал энергоагрегата.
Поэтому возбуждение генератора включается (авто-
матом гашения поля) немедленно после его подклю-
чения к шинам электростанции вспомогательным
(сигнальным) контактом выключателя. После вклю-
чения возбуждения генератор под воздействием на-
растающего синхронного вращающего момента Мс
втягивается в синхронизм при угле 6 = 0.
В относительно простых релейно-контактных
автоматических устройствах самосинхронизации
гидрогенераторов [48.1,48.2] используется измери-
тельное реле разности частот (в последней микро-
схемной модификации серии РГР-11 [48.43]), функ-
ционирующее при остаточной ЭДС невозбужден-
ного генератора.
ТОЧНАЯ АВТОМАТИЧЕСКАЯ
СИНХРОНИЗАЦИЯ ГЕНЕРАТОРОВ
При точной синхронизации генератор включа-
ется в возбужденном состоянии при ЭДС холостого
хода Ег Спокойное (без динамических воздейст-
вий на обмотки и вал) и успешное включение син-
хронного генератора на параллельную работу обес-
печивается при следующих условиях точной син-
хронизации:
равенство амплитуд ЭДС Ег и напряжения С|п
на шинах электростанции (вторичных напряжений
измерительных трансформаторов напряжения, ус-
тановленных на выводах генератора и шинах элек-
тростанции);
близкая к синхронной щс частота вращения ге-
нератора щг;
совпадение по фазе ЭДС Е и напряжения С/
в момент включения (соединения контактов) вы-
ключателя Q синхронного генератора.
Первое условие очевидно, и его выполнение не
вызывает затруднений. Второе из них связано с не-
избежным при подготовке генератора к включе-
нию отличием частоты его вращения от синхрон-
ной, обусловливающим относительное вращение
векторов Егх и С'ц| с разностью частот (о5.
Третье условие строго не выполняется. Включение
генератора на параллельную работу практически
всегда происходит при некотором угле сдвига фаз
6ВКЛ между ЭДС Ег н напряжением . Даже со-
временные достаточно совершенные автоматиче-
ские устройства точной синхронизации полностью
не исключают его. Поэтому синхронный генератор
подвергается более или менее интенсивным дина-
мическим воздействиям и при точной автоматиче-
ской синхронизации.
Напряжение АС', обусловленное .углом 6ВКЛ и
равное при Ет = (7Ш = Е
At/=2£sin(6BKJI/2),
вызывает начальный периодический ток включе-
ния генератора
^кл = А^(4 + -\в.эк) =
2Esin(8B/2)
4 + хсв.эк
. (48.4)
Как и при самосинхронизации, ток 7"кл оказы-
вает динамическое воздействие на обмотки статора
синхронного генератора. При этом возникает удар-
ный электромагнитный синхронный вращающий
момент на валу генератора, пропорциональный
мощности, создаваемой активной составляющей
/вкл а тока включения,
Чг^вкп, = ^лсо8(8вад/2) =
= > \ у sin<6BKn/2)cos(8BKn/2) =
хА+хсв
Е2
= Г«Чкл- (48.5)
Свободные апериодические токи в обмотках
статора, создавая неподвижное в пространстве маг-
нитное поле, взаимодействующее с магнитным по-
лем вращающегося ротора, создают свободную за-
тухающую составляющую электромагнитного мо-
мента, изменяющуюся в функции, в частности, ко-
синуса угла вращения пеявнополюсного турбоге-
нератора 6г = (ог/, пропорциональную при неучете
затухания
Л/св~-К2Е%ш(8вкл/2))/4.| х
х Cos(c6r? + (5вкл/2)) • (48.6)
Опасным для генератора является максималь-
ный результирующий вращающий момент Мв тах =
= МС + MCR тах, наступающий при угле включения
8ВКЛ = 2л/3 и 10гГ = л-(8вкл/2) [48.1]. Поэтому он
ограничивается максимально допустимым значе-
нием . Соответственно максимально до-
пустимым значением ограничивается при расчете
параметров настройки автоматических синхрони-
заторов и ток включения /"кл.
Максимально допустимый угол включения
8 вкл д определяется разностью угла 8 поворота век-
тора Ег за время от момента подачи управляющего
воздействия УВ (рис. 48.2) на включение выключа-
теля Q до момента замыкания его контактов и угла
опережения 80П — угла сдвига фаз между Ег и С[н
в момент выдачи УВ 8 вкл д = 6р - 8ОП. При относи-
тельных (по отношению к номинальному) значениях
Ег„ = E"t = Ес„ = 1 согласно [48.6 и 48.1]
Ажл.д “ 8вкя.д/{л d + Асв.эк)
= Л/гаах.д/2 = 0,55/(х;Лм)> 08.7)
где км— коэффициент запаса по электромагнитно-
му моменту.
Рекомендуется [48.1] для генераторов с x"j >
> 0,275 принимать км= 2, которому соответствует
/вклд = 0,275/х^ < I , а для генераторов с
x"d < 0,275 принимать 7"ю1 = 1 . Допустимые уг-
лы ошибки синхронизации соответственно равны
8вкл.д = 0,275(х'Нхсв.эк)/4;1
X Y& -J- Y I
°вкл.д d св.эк ’ J
(4818)
Допустимая частота скольжения юхтахд огра-
ничивается или техническими возможностями ав-
томатического устройства точной синхронизации
(АУТС) или условием устойчивости синхрониза-
ции, т.е. сохранением синхронного вращения гене-
ратора после его включения.
АВТОМАТИЧЕСКИЕ УСТРОЙСТВА
ТОЧНОЙ СИНХРОНИЗАЦИИ
Указанные три условия точной синхронизации
обеспечиваются тремя частями АУТС, называемы-
ми соответственно: устройством уравнивания ам-
плитуд напряжений УУА устройством управления
частотой скольжения УУЧС и автоматическим син-
хронизатором АС (см. рис. 48.2).
Рис. 48.2. Функциональная схема автоматическо-
го устройства точной синхронизации
Автоматический синхронизатор обеспечивает
выполнение наиболее ответственной операции точ-
ной синхронизации по обеспечению практического
совпадения по фазе ЭДС генератора и напряжения
на шинах электростанции в момент включения вы-
ключателя генератора. Он выдает управляющее воз-
действие на включение привода выключателя с опе-
режением момента времени совпадения находящих-
ся в относительном вращении векторов Ег и С/щ,
т.е. при наличии между ними уменьшающегося угла
сдвига по фазе — угла 80Л опережения.
Появившиеся исторически первыми автомати-
ческие синхронизаторы определяли заданный не-
изменный угол опережения и назывались автомати-
ческими синхронизаторами с постоянным углом
8р11 опережения (СПУО). Однако угол опережения
8О11 = Гвкл при постоянном времени включения
выключателя Гвкл должен быть переменным, зави-
сящим от О) ,.
Более совершенные автоматические синхрони-
заторы с постоянным временем опережения входят
в состав широко распространенных на электриче-
ских станциях автоматических устройств точной
синхронизации типов АСТ-4 и УБАС [48.1].
Однако они имеют ограниченный условием
tg (8О11 /2) = 6О11 /2 максимально допустимый угол
опережения 8оптахд < л/3 и соответственно ог-
раниченную частоту скольжения юагпахд <
< 5 on.max J 'вкл > в частности при /вкл = 0,5 с не пре-
вышающую WiJnax д « 2 рад/с.
Современные автоматические синхронизато-
ры представляют собой специализированные ана-
логовое и цифровые вычислительные устройства,
определяющие необходимый изменяющийся угол
опережения 8ОП(<0^) в предположении равноус-
коренного или равнозамедленного вращения син-
хронного генератора, т.е. при постоянном ускоре-
нии as ротора генератора:
8Оп=^0гоп +^('оп/2). (48.9)
Общее условие срабатывания синхронизаторов
6 + 80П.= 2л (48.10)
или с учетов (48.9)
8 + (d6/dt)tp|1 + |(d28/dt2)tpn/2] = 2л .(48.11)
Автоматические синхронизаторы содержат: из-
мерительный орган угла опережения ИОУО, вы-
числяющий угол опережения согласно (48.9) и фор-
мирующий дискретный потенциальный сигнал 1>в
на включение выключателя Q синхронного генера-
тора; измерительные органы скольжения ИОС -—
разности частот и ИОА — разности амплитуд ЭДС
генератора Ег и напряжения 1/ш на шинах электро-
станции, формирующие сигналы информации о
скольжении и о разности амплитуд Ц и Um.
Важной особенностью таких синхронизаторов
является ограничение угловой скорости скольже-
ния максимально допустимой 0)гд в момент вклю-
чения выключателя. Для этого контролируется
максимально допустимый угол опережения, вычис-
ляемый по угловой скорости скольжения в момент
срабатывания синхронизатора и ускорению
вращения генератора as:
^д = (%о+а/оп);
8 = щ t -a (t2 /2).
ОП.Д sil on s' on >
(48.12)
В измерительном органе амплитуд ИОА абсо-
лютное значение | Аб7,„ | разности амплитуд фор-
мируется на выходе аналогового или цифрового
элемента сравнения: релейный компаратор сравни-
вает его с установленным (± Д[7ту).
Дискретные потенциальные сигналы Um, Us и
<7В поступают в логическую часть ЛЧ синхрониза-
торов, которая разрешает или запрещает формиро-
вание управляющего воздействия У В на включение
выключателя.
Устройство уравнивания амплитуд УУА воз-
действует на элемент изменения предписанного на-
пряжения генератора — уставки ЭИУ его автомати-
ческого регулятора возбуждения АРВ.
Устройство управления частотой скольжения
УУЧС (для подгонки частоты вращения и скольже-
ния генератора до некоторого установленного зна-
чения | ± 0)s | у 0), воздействует на АРЧВ турбины
через его задающий элемент — механизм измене-
ния частоты вращения МИЧ.
АНАЛОГОВЫЙ АВТОМАТИЧЕСКИЙ
СИНХРОНИЗАТОР С ВЫЧИСЛЯЕМЫМ
УГЛОМ ОПЕРЕЖЕНИЯ
Автоматический синхронизатор с вычисляе-
мым углом опережения типа СА-1 выполняется на
интегральных микросхемах и состоит из несколь-
ких конструктивных блоков, соответствующих от-
дельным платам печатного монтажа его функцио-
нальных частей. Полные принципиальные схемы
блоков приведены в [48.6].
Измерительный орган угла опережения
ИОУО содержит времяимпульсный измеритель-
ный преобразователь ВИП (рис. 48.3) угла 8 сдви-
га фаз между напряжениями на шинах элск-
Рис. 48.3. Функциональная схема аналогового ав-
тростанции и U синхронного генератора в по-
стоянную составляющую напряжения С/g, про-
порциональную углу 5; два дифференциатора
DADI и DAD2; сумматора DAW1 и компаратор
DAE1. Формируются прямоугольные импульсы
напряжения t/ф (рис. 48.4, а) длительностью, рав-
ной времени несовпадения по знаку мгновенных
напряжений Гф = /11сп, из которых ФНЧ выделяет
постоянную составляющую .
Минимальное напряжение (при углах 6-2лл)
(/§0 ~ 0,5 а максимальное (при углах 6 = лл) —
10,5 В.
Активный дифференциатор DAD1 на инте-
гральном операционном усилителе (НОУ) при ин-
вертирующем включении формирует сигнал в виде
напряжения l/g = -TidU^/dt, моделирующего
томатического синхронизатора
Рис. 48.4. Графики, иллюстрирующие формирование сигнала по углу сдвига фаз (а) и других сигналов
(б) измерительным органом угла опережении
производную угла 6 сдвига фаз —частоту скольже-
ния синхронного генератора (0s. Напряжение на вы-
ходе второго аналогичного активного дифферен-
циатора DAD2 отображает ускорение as вращения
2 2
гидро или турбогенератора Ug = Г, Г, <1 Ug/dt .
Компаратор DAE сравнивает напряжение на
выходе сумматора
t/8 + [d2 t/g/df2)]^ т2 + [(d Ug I At)]Ti
с напряжением t7g0 согласно общему .условию
(48.11) срабатывания синхронизатора.
В момент их равенства он выдаст дискретный
(единичный) сигнал С'в (см. рис. 48.4, б), по кото-
рому при удовлетворении всех условий точной
синхронизации формируется управляющее воздей-
ствие на включение привода выключателя с опере-
жением момента времени его включения (соедине-
ния силовых контактов) с вычисленным углом опе-
режения 8ОП.
Измерительный орган содержит активный вы-
прямитель напряжения Ug, выходное напряжение
иа которого отображает абсолютное значение уг-
ловой частоты скольжения | ± Л |.
Измерительный орган разности амплитуд
ИОА содержит диодный элемент сравнения ампли-
туд напряжений б/ш и UT в виде двух выпрямите-
лей VSI, 2, (см. рис. 48.3) простейшие ЯС-частот-
ные фильтры, выделяющие постоянные составляю-
щие выпрямленных напряжений и их разности
± Д17т. Релейность действия измерительного орга-
на обеспечивается двумя компараторами DAE3, 4,
выполненными па ИОУ (при инвертирующем и
дифференциальном включениях), которые сравни-
вают возможные разнополярные напряжения
± EUm, пропорциональные разностям амплитуд
EUm = Umm - Umr, с установленным значением их
разности Дб/ [48.7].
Измерительный орган скольжения ИОС. На
его входы поступают сигналы с выхода измери-
тельного органа угла опережения в виде напряже-
ний Ug, 1ТЫ и t/'g (рис. 48.4, а).
Компаратор DAE2 (см. рис. 48.3) сравнивает
напряжение на выходе сумматора DAIV2 с установ-
ленным напряжением U ~ Ug , моделирую-
ou.niax ц
щим максимально допустимый угол опережения, и
реализует соотношения (48.12), т.е. контролирует
максимально допустимое скольжение в момент
включения выключателя.
Логическая часть синхронизатора обеспечива-
ет его действие на включение выключателя генера-
тора (сигнал б'в) при наличии разрешающего сиг-
нала Us и отсутствии запрещающих сигналов Um и
67gnp ’ ограничивающего угол опережения 8ОП пр =
= 2л/3 (см. рис. 48.3 И 48.4,6).
Логическая часть выполняет функции диагно-
стики автоматического синхронизатора и индика-
ции се результатов [48.6].
Автоматическое устройство управления
частотой скольжения генератора (УУЧС) под-
держивает частоту скольжения (ov в некотором
диапазоне между установленной и допустимой час-
тотами скольжения и производит ее подгонку к ус-
тановленному значению wvy. Оно представляет со-
бой по существу автоматический регулятор часто-
ты скольжения [48.6].
В связи с инерционностью процесса измене-
ния частоты вращения турбины устройство воз-
действует на изменения впуска в нее энергоносите-
ля кратковременно в начале каждого периода сколь-
жения и лишь при конечной разности |Д(0; | =
= | О)л - wsy |, т.е. является регулятором импульс-
ного действия (см. § 48.2) с зоной нечувствительно-
сти |До\|пч.
МИКРОПРОЦЕССОРНЫЕ АВТОМАТИЧЕСКИЕ
СИНХРОНИЗАТОРЫ
Разработанные [48.8,48.9] цифровые автомати-
ческие синхронизаторы типа АС-М и «Спринт» вы-
полняют все три основные функции АУТС с выда-
чей через дисплей (АС-М) или алфавитно-цифро-
вой индикатор («Спринт») информации о состоя-
нии автоматического устройства и синхронизируе-
мого генератора и производят контроль и диагно-
стику исправности его элементов и анализ досто-
верности выдаваемой информации, что является их
важным достоинством.
Функциональные схемы. Основная — вычис-
лительная функциональная часть ВЧ синхрониза-
торов реализована на одной (поскольку они работа-
ют эпизодически и кратковременно) микроЭВМ:
у АС-М — на однокристальной ОЭВМ с тактовым
генератором частотой 11 МГц, стабилизируемой
внешним кварцевым резонатором КР, и регистра-
ми адреса РА и данных РД (рис. 48.5, а), а у син-
хронизатора «Спринт» — на микропроцессоре МП
с контроллером прерывания КП, таймером Т и
оперативным ОЗУ и постоянным ПЗУ запоминаю-
щими устройствами (рис. 48.5, б). Вычислитель-
ная часть выполняет цифровое измерительное пре-
образование амплитуд и частот напряжения гене-
ратора Ur и напряжения б/ на шинах электро-
станции (см. рис. 48.2), угла 8 сдвига фаз между
ними и вычисляет их разности и угол 80П опереже-
ния синхронизатора по уравнению (48.9) враще-
Рис. 48.5. Укрупненные функциональные схемы цифровых синхронизаторов АС-М (я) и «Спринт» (б)
пня генератора при его подготовке к включению
на параллельную работу.
Управление микроЭВМ производится измери-
тельно-преобразовательной частью ИПЧ, выпол-
няющей предварительную обработку аналоговых
входных сигналов — вторичных (на выходах TV2,
ТУЗ) напряжения генератора Ur и напряжения
на шинах электростанции с изменяющимися инфор-
мационными параметрами: амплитудой, частотой и
фазой. ИПЧ содержит вторичные аналоговые изме-
рительные преобразователи ИПН амплитуд Uv и
Нш в непрерывные сигналы, аналого-дискретные
преобразователи АДП формирующие сигналы пре-
рываний, аналого-цифровой интегральный преобра-
зователь АЦП с коммутатором входных аналоговых
сигналов — мультиплексор от МПЛ, регистр РДС
входных дискретных (логических) сигналов, задаю-
щие элементы ЗЭ настройки синхронизаторов, фор-
мирователи тестового сигнала ФТС и элемент на-
чальной установки ЭНУ синхронизатора.
В исполнительную часть ИЧ синхронизаторов
входят комплект электромагнитных выходных ре-
ле КВР на герконах и логический элемент DX
(ЗАПРЕТ) для недопущения включения генератора
при 8ОГ1 > 2л/3 или (о5 > 5 Гц (см. рис. 48.5,а).
К ней относятся и элементы отображения информа-
ции: цифроаналоговый преобразователь ЦАП, ал-
фавитно-цифровой индикатора ЦИ угла 8 сдвига
фаз между Ur и С/ш, табло светодиодных индика-
торов СИ, дисплей АД, осциллограф О, и клавиату-
ра КЛ диалогового режима (см. рис. 48.5, б).
Измерительно-преобразовательная и исполни-
тельная части связаны с вычислительной частью
ВЧ шинами адреса ША и данных ШД и содержат
обязательные для микропроцессорных устройств
элементы их гальванического отделения (развязки)
ЭГР от вычислительной части. Такими элементами
в цепях дискретных сигналов служат герконы, под-
ключаемые к отдельному источнику питания.
В цепях аналоговых сигналов применяются или
оптотранзисторные усилители с оптропными пара-
ми (излучающим и фотодиодом), или оптоэлек-
тронные элементы на двух интегральных операци-
онных усилителях.
Действие синхронизаторов. Как указывалось,
вычислительная часть синхронизатора функциони-
рует на основе времяимпульсного преобразования
угла сдвига фаз. В синхронизаторе «Спринт» при-
меняется ВИП, аналогичный используемому в ана-
логовом СА-1 [48.6], с выходным напряжением
(см. рис. 48.4, а). В АС-М применяется цифровой
ВИП на вычитающем (сканируемом) счетчике им-
пульсов тактовой частоты (таймере микроЭВМ),
который периодически после каждого его обнуле-
ния полностью заполняется. Длительности перио-
дов напряжений генератора и па шинах электро-
станции, необходимые для вычисления их частот а
частоты скольжения, и время несовпадения их
мгновенных значений по знаку, пропорциональное
углу 6 сдвига фаз, фиксируются считыванием ко-
дов таймера в моменты переходов и напряжений и г
и иш через нулевые мгновенные значения. Считы-
вание производится воздействием па входы преры-
вания INTO и INT1 (см. рис. 48.5, а) микроЭВМ пря-
моугольных импульсов UK г и UK ш (рис. 48.6),
формируемых аналого-днекретными преобразова-
телями напряжений иг и нш соответственно.
Текущие коды Л'г и Nw фиксируются в момен-
ты времени исчезновения напряжений UK г и (7К ш.
Их разность JVr -ЛГШ определяет код К6 угла сдвига
фаз 6, а числа, обратно пропорциональные разно-
стям кодов, зафиксированных в текущем и преды-
дущем периодах, — частоты ЭДС генератора Кт. и
напряжения электростанции Кюи]. Очевидно, что
разность указанных чисел отображает частоту
скольжения генератора в виде двоичного кода Kas.
В зависимости от результатов вычислений син-
хронизаторы формируют врсмяимпульсные управ-
ляющие воздействия на задающие элементы автома-
тических регуляторов возбуждения (АС-М) АРВ и
частоты вращения АРЧВ генератора (оба синхрони-
Рис. 48.6. Временные графики, иллюстрирующие
действие измерительной части цифрового синхро-
низатора
затора). Если разности амплитуд и частот больше до-
пустимых |± Д(/„, | > ДЦ„д и |± оэ т | > то вы-
даются первые импульсы воздействия ограничен-
ной установленной длительности для соответст-
вующего изменения амплитуды и частоты ЭДС
синхронного генератора. По мере уменьшения
Д1/га и вычислительной частью рассчитываются
уменьшающиеся длительности Тк импульсов воз-
действий по линейной зависимости Ги от разности
истинной и установленной частот скольжения при
Постоянной длительности Гп паузы между ними и
заданном коэффициенте пропорциональности
(подстройки изменения частоты).
В синхронизаторах принята установленная (оп-
тимальная) частота скольжения: |<osy| = l4max +
+ Ч min I /2 и Ч тах/5 = (0, min. После установле-
ния (0s ~ 0)Лу и Д(7m < NUmд управляющие воздей-
ствия прекращаются и синхронизатор переходит
к программе вычисления угла опережения по за-
кону (48.9) и при удовлетворении условия (48.11)
формирует импульсное управляющее воздейст-
вие, достаточное для включения выключателя Q
синхронного генератора.
Микропроцессорные синхронизаторы произво-
дят самодиагностику и выполняют сервисные
функции:
выводят на экран АЦИ параметры настройки,
результаты измерительного преобразования и зна-
чения угла опережения, а на экран осциллографа,
подключенного через ЦАП, — графики процессов
измерений разностей амплитуд и частот, угла сдви-
га фаз, управляющих воздействий на АРВ и АРВЧ
и выходного управляющего воздействия.
Особенности синхронизатора «Спринт».
Синхронизатор управляется четырьмя клавишами
КЛ (рис. 48.5, б), устанавливающими режимы:
УСТАВКИ, в котором производится настройка
синхронизатора;
КОНТРОЛЬ — все сигналы, поступающие иа
вход синхронизатора, отображаются на алфавитно-
цифровом индикаторе АЦИ;
РАБОТА — проводится синхронизация генера-
тора;
ПРОСМОТР, позволяющий просмотреть за-
фиксированные в памяти микропроцессора резуль-
таты 10 последних выполненных процессов син-
хронизации.
48.2. АВТОМАТИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ
ЧАСТОТЫ ВРАЩЕНИЯ И АКТИВНОЙ
МОЩНОСТИ СИНХРОННЫХ ГЕНЕРАТОРОВ
НАЗНАЧЕНИЕ, ОСОБЕННОСТИ И АЛГОРИТМЫ
АВТОМАТИЧЕСКОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ
Частота вращения гидравлической или тепло-
вой турбины определяет частоту синусоидального
напряжения синхронного генератора как важней-
ший показатель качества вырабатываемой им элек-
трической энергии. По требованиям ГОСТ на нор-
мы качества электроэнергии частота должна быть
высокостабилыюй: допустимые ее отклонения от
номинальной промышленной /иом = 50 Гц не долж-
ны превышать +0,1 Гц. Автоматическое управле-
ние частотой напряжения генератора осуществляет-
ся автоматическими регуляторами частоты враще-
ния гидравлических и паровых турбин.
Основная задача автоматического управления
активной мощностью — обеспечить выработку и пе-
редачу электроэнергии при наименьшем удельном
расходе воды или топлива. Она решается оптимиза-
цией режимов работы гидро- и турбогенераторов и
электрических станций по активной мощности.
Изменения нагрузки ЭЭС нарушают оптималь-
ные технико-экономические показатели режима
работы параллельно и синхронно работающих на-
груженных генераторов. Поэтому необходимо ав-
томатическое управление их нагрузкой с помошыо
автоматических регуляторов активной мощности
(АРАМ). АРЧВ турбин и АРАМ синхронных гене-
раторов функционируют совместно, образуя с гид-
ро- или турбоагрегатами автоматические системы
регулирования частоты и мощности (АСРЧМ)
энергоагрсгата. Обычно АРАМ воздействует на за-
дающий (установочный) элемент АРЧВ.
Взаимодействие АРЧВ с АРАМ гидравлических
и паровых турбин существенно различно, ввиду
подвижности (мобильности) первых и чрезвычай-
ной инерционности, обусловленной технологией
подготовки пара, вторых. Гидроагрегаты могут из-
менять свою нагрузку быстро и в полном диапазоне
от холостого хода до номинальной. Нагружение те-
плового энергоагрсгата происходит длительно и
при автоматическом управлении; снижение мощно-
сти паровой турбины ограничивается технологиче-
ским минимумом производительности парогенера-
тора. Дискретное уменьшение активной нагрузки
синхронного генератора безболезненно для гидрав-
лических и весьма опасно для паровых турбин.
Поэтому особенностью АСРЧМ энергоагрега-
та является функционирование в одном из двух
режимов:
автоматического регулирования частоты вра-
щения гидротурбин с дополнительным воздействи-
ем на мощность гидрогенераторов;
автоматического регулирования активной мощ-
ности турбогенераторов с. дополнительным воздей-
ствием па частоту вращения паровых турбин.
Особенности алгоритмов АСРЧМ в этих двух
режимах обусловливаются различным поведением
турбины синхронного генератора как регулируемо-
го объекта: при механическом переходном процес-
се пуска турбина описывается передаточной функ-
цией интегрирующего звена, а при электромехани-
ческом переходном процессе в нагруженных гид-
ро- или турбогенераторе — передаточной функци-
ей апериодического звена [48.1 ].
Алгоритм регулирования и формирование
управляющего воздействия зависят от динамиче-
ских свойств исполнительного элемента (механиз-
ма) регулятора. В АРЧВ применяются исполни-
тельный механизм с гидравлическим (масляным)
двигателем или с гидравлическим усилителем, ко-
торый воздействует на турбину непрерывно.
Исполнительным элементом АРАМ является
электрический двигатель установочного элемента
АРЧВ. Особенностью электродвигательного ис-
полнительного механизма является постоянная
скорость его движения, при которой практическая
реализация алгоритмов автоматического регулиро-
вания возможна только при дискретном времяим-
пульсном воздействии на электродвигатель — его
периодическом включении на время, уменьшаю-
щееся по мере приближения мощности синхронно-
го генератора к предписанной.
При гидравлическом усилителе, замещаемом
апериодическим структурным звеном с р-переда-
точной функцией Н(р) » 1 /(рТа + 1), реализуем
любой из алгоритмов непрерывного регулирования
[48.1,48.10]. Гидравлический двигатель, движение
которого описывается передаточной функцией ин-
тегрирующего звена Н(р) ~ \/рТн, ограничивает
регулирование только пропорционально-инте-
гральным (ПИ) или пропорционально-интеграль-
но-дифференциальным (ПИД) алгоритмами непре-
рывного регулирования.
Указанными (ПИ и ПИД) алгоритмами огра-
ничивается и функционирование автоматических
регуляторов дискретного действия (позицион-
ных) с электродвигательным исполнительным ме-
ханизмом. Устойчивое функционирование пози-
ционного регулятора возможно только при дина-
мических свойствах релейного усилителя-преоб-
разователя, характерных для типового интегри-
рующего структурного звена Достаточное для
практики приближение к передаточной функции
интегрирующего звена достигается охватом ре-
лейного усилителя-преобразователя функцио-
нальной отрицательной обратной связью, реали-
зуемой апериодическим звеном [48.10].
Алгоритм автоматического регулирования фор-
мируется двумя способами: параллельным и после-
довательным соединением структурных звеньев
в цепи прямой связи [48.1]; охватом последователь-
но соединенных звеньев функциональной, т.е. со-
держащей одно из типовых структурных звеньев,
местной отрицательной обратной связью [48.10].
Однако оказывается, что при интегрирующем
исполнительном механизме структурная схема
АСРЧМ, формируемая по первому способу, полу-
чается с двумя последовательно соединенными ин-
тегрирующими звеньями, что означает ее структур-
ную неустойчивость [48.1]. Поэтому алгоритмы ав-
томатического регулирования частоты вращения
турбин и мощности синхронных генераторов при
интегрирующих исполнительных механизмах фор-
мируются исключительно по второму способу, т.е.
охватом функциональной обратной связью испол-
нительного и других последовательно с ним соеди-
ненных элементов автоматических регуляторов.
При этом динамические свойства исполнительного
элемента не влияют на алгоритм автоматического
регулирования: второй способ формирования алго-
ритма и синтеза структурной схемы автомати-
ческой системы регулирования частоты вращения
(АСРЧВ) универсален. Если функциональная отри-
цательная обратная связь охватывает практически
весь регулятор с передаточной функцией Hf(p),
то алгоритм автоматического регулирования — пе-
редаточная функция Н3(р) в замкнутом состоянии
при обычно достаточно высоком коэффициенте
усиления сигналов регулятором определяется пег
редаточной функцией Нос(р) структурного звен;
реализующего обратную связь [48.7, 48.10].
Я3(р) =
^р(Р)
1+"р(Р)Ч>.с(Р) = Яо.с(Р)
. (48.13
1
Если функциональная обратная связь жестка)
/7Ж о с (Р ) ~ с > т0 получается алгоритм пропор
пионального регулирования, а регулятор — стати
ческий пропорционального действия (П-регулятор)
При гибкой функциональной обратной связи
реализуемой реальным дифференцирующим зве-
ном с передаточной функцией ^ОС(Ё) =
= рТос/(/>7’ос + 1), согласно [48.13] и с учетом
коэффициента передачи kH п и постоянной времени
ТИ п измерительного преобразователя частоты или
мощности получается астатический (мнимо стати-
ческий) ПИ-регулятор с передаточной функцией
^и.гт
РГо.с + 1
^и.п+1 -РТ.
PTJ Р^
1
(48.14)
И.П
При переходном процессе регулятор функцио-
нирует аналогично статическому, но установив-
шийся режим наступает после полного восстанов-
ления частоты или наступлению равенства мощно-
сти ее заданному (предписанному) значению.
АВТОМАТИЧЕСКИЕ РЕГУЛЯТОРЫ
ЧАСТОТЫ ВРАЩЕНИЯ
В связи с указанными различными режимами
работы и участием гидро- и турбогенераторов в ав-
томатическом регулировании частоты и активной
мощности АРЧВ гидрогенераторов функциониру-
ют как астатические ПИ-регуляторы, а турбогене-
раторов — как статические П-регуляторы. Автома-
тические регуляторы частоты вращения гидравли-
ческих турбин выполняются как электрогидравли-
ческие (с гидравлическим исполнительным меха-
низмом). На тепловых турбинах применяются ис-
ключительно гидродинамические АРЧВ.
АРЧВ турбогенераторов. Гидродинамический
АРЧВ паровых турбин ТЭС выпускается для турбо-
генераторов мощностью от 200 до 1200 МВт. Он
выполнен на унифицированных гидродинамиче-
ских функциональных элементах: центробежном
измерительном преобразователе частоты вращения
в давление масла, гидромеханическом элементе
сравнения давлений, усилителе в виде гидравличе-
ского двигателя двустороннего действия, охвачен-
ного местной жесткой отрицательной обратной
связью, и наименее инерционном исполнительном
механизме в виде гидравлического усилителя одно-
стороннего действия. Динамические свойства та-
ких элементов описываются передаточными функ-
циями апериодических звеньев, различающихся
только постоянными времени. Автоматический ре-
гулятор статический пропорционального действия.
Регулятор имеет так называемый механизм
управления турбиной (МУТ) — задающий элемент
установки предписанной частоты вращения. Его
электродвигатель является исполнительным меха-
низмом автоматического регулятора мощности.
Гидродинамический АРЧВ паровых турбин
АЭС обладает особенностями, связанными с рабо-
той турбины на насыщенном (влажном) паре. При-
меняется более динамичный измерительный пре-
образователь частоты вращения, в частности, луч-
ше приспособленный к изменяющейся по времен-
ной программе частоте вращения при пуске турбо-
генератора. Повышено быстродействие гидродина-
мических элементов АРЧВ из-за значительной
инерционности турбины, обусловленной аккуму-
лируемой влажным паром тепловой энергией, спо-
собной быстро разгонять турбину при скачкообраз-
ных уменьшениях (сбросах) ее мощности. Упро-
щенная схема гидродинамического АРЧВ турбоге-
нератора мощностью 500' МВт АЭС [48.2] содер-
жит измерительный преобразователь частоты вра-
щения в виде центробежного масляного насоса,
расположенного на валу турбины: развиваемое им
давление масла определяется частотой вращения.
Элементом сравнения служит гидродинамиче-
ское поршневое устройство одностороннего дейст-
вия с пружиной с изменяемым натяжением. Сниже-
ние инерционности гидравлического усилителя
достигнуто применением дроссельных золотников.
Разработан и совершенствуется электрогидрав-
лический АРЧВ [48.2], который органически вхо-
дит в состав АСУ турбогенератором АЭС.
Регуляторы частоты вращения гидрогенера-
торов. Электрогидравлические АРЧВ состоят из
двух частей: электрического регулятора частоты и
гидравлической исполнительной части, связанной
с регулятором электрогидравлическим преобразо-
вателем (ЭГП) его выходного тока в механическое
воздействие на гидротурбину.
Совместно с регулируемой турбиной Т регуля-
торы образуют замкнутую главной отрицательной
обратной связью ГООС автоматическую систему
регулирования частоты вращения (рис. 48.7).
ГООС
Рис. 48.7. Структурные схемы АСРЧВ с ПИ и ПИД электрогидравлическими регуляторами
(а и б соответственно)
По алгоритмам функционирования, способам
формирования и техническому исполнению разли-
чаются два основных вида электрогидравлических
регуляторов (ЭГР) частоты:
ПИ-рсгулятор (рис. 48.7,а) с функциональной
обратной связью ФОС, выполняемый па магнитных
ЭГР-М или транзисторных ЭГР-1Т усилителях;
ПИД-регулятор с формированием алгоритма
электрической частью ЭГР, выполняемый на инте-
гральных микросхемах типа ЭГР-2И.
Структурная схема АСРЧВ с ПИ-рсгулятором
содержит:
апериодические звенья, замещающие измери-
тельный орган частоты ИОЧ, 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 динами-
ческие свойства исполнительного гидравлического
механизма ИМ и турбины при холостом ходе;
безынерционные звенья измерительного гене-
ратора ИГ и жесткой функциональной отрицатель-
ной обратной связи;
реальное . дифференцирующее звено .гибкой
функциональной обратной связи с обозначенными
на рис. 48.7, а передаточными функциями.
Структурная схема АСРЧВ (рис. 48.7,6) с
регулятором ЭГР-2И содержит схему собственно
автоматического регулятора АР и схему электрогид-
равлической исполнительной части (установки)
ГИУ, представляющей собой, благодаря главной (для
нее) жесткой отрицательной обратной связи ГООСг,
замкнутое автоматическое следящее за выходным
током 7р(р) регулятора на входе ЭГП устройство:
ток /р(р) задает предписанное для следящего уст-
ройства значение регулирующего воздействия.
ПИ-составляющая алгоритма регулирования
формируется функциональной отрицательной об-
ратной связью, охватывающей только электронный
интегрирующий усилитель ЭИУ Обратная связь
переключаемая (см. контакты KI, К2 на
рис. 48.7, а): при гибкой связи, реализуемой реаль-
ным дифференцирующим звеном (рТ0 с / (рТ0 с + 1)),
регулятор астатический; при жесткой, реализуемой
безынерционным звеном Кос, — статический, а
при комбинированной обратной связи регулятор
функционирует как статический с интенсивным за-
туханием переходного процесса.
Пропорциально-интегрально-дифференциаль-
ный алгоритм автоматического регулирования
в целом обеспечивается параллельным подключе-
нием электронного дифференциатора ЭД на входе
электрического регулятора.
Указанные два вида автоматических регулято-
ров с ПИ- и ПИД-алгоритмами различаются и элек-
трическими измерительными преобразователями
частоты ИПЧ напряжения гидрогенератора [48.2].
ПИД-электрогидравлический регулятор часто-
ты вращения гидрогенераторов на интегральных
микросхемах типа ЭГР-2И (рис. 48.8) содержит ин-
тегрирующий измерительный преобразователь
частоты напряжения генератора Ur = Uj в электри-
ческий сигнал в виде изменяющегося напряжения
постоянного тока [48.13]. Он выполнен на двух ин-
теграторах DAJ1, DAJ2, управляемых парафазными
напряжениями (7у1, С7у9 с прямоугольной формой
кривой на выходах аналого-дискретного преобра-
зователя синусоидального напряжения синхронно-
го генератора АДП [48.7]. Постоянное напряжение
t/0 интегрируется в течение каждого из полу перио-
дов напряжения Uf. Например, в положительный
период, в течение которого напряжение t/yj поло-
жительно, a t/y2 отрицательно, работает интегра-
тор DAJ1-. транзистор VT1 закрыт, a VT2 открыт, а в
отрицательный полупсриод — интегратор DAJ2.
Напряжение на выходе ИПЧ линейно нараста-
ет с нуля в каждый полупсриод, и его постоянная
составляющая пропорциональна длительности пе-
риода промышленной частоты, т.е. обратно про-
порциональна частоте.
Элемент сравнения непрерывного действия
ЭСНД, выполняющий и функцию фильтра нижних
частот, выделяет постоянную составляющую на-
пряжения ииу и сопоставляет ее с установленным
напряжением Вуу, поступающим от МИЧ. Выход-
ное напряжение (70и измерительного органа часто-
ты ИОЧ изменяется по абсолютному значению и по
знаку в зависимости от снижения или повышения
относительно предписанной частоты напряжения
синхронного генератора Uj-, т.е. частоты вращения
гидрогенератора.
Элемент задания уставки регулятора по часто-
те МИЧ выполнен в виде специализированного
элемента длительной аналоговой памяти, показан-
ного условно в виде интегратора DAJ3 управляю-
щего сигнала Uy ч и запоминающего конденсатора
С. Реально применяется типовой интегрирующий
электродвигательный задающий элемент с им-
пульсным управлением, входящий в состав агрега-
тированного комплекса электрических средств ре-
гулирования (АКЭСР-2) в микросхемном исполне-
нии (см. рис. 48.9) [48.10].
В измерительную часть ЭГР-2И входит, как
указывалось, активный (близкий к идеальному)
дифференциатор ИД выходного напряжения С/Ои
T“ToUC_i
Рис. 48.8. Функциональная схема регулятора ЭГР-2И
измерительного органа частоты, формирующий
дифференциальную составляющую алгоритма ав-
томатического регулирования. Его выходной сиг-
нал, отображающий производную частоты, как и
сигнал ИОЧ, поступает на суммирующий интегри-
рующий усилитель СИУ. На другие его входы при-
ходят сигналы функциональной обратной связи:
жесткой ЖОС и гибкой ГОС, выполненной в виде
реального дифференциатора РД. Функциональная
обратная связь охватывает только указанный уси-
литель СИУ и определяет ПИ-составляющую алго-
ритма автоматического регулирования. Взаимо-
действующие описанные функциональные элемен-
ты и образуют электрический собственно автома-
тический регулятор частоты.
Электрогидравличсскоё исполнительное уст-
ройство ГИУ состоит из усилителя УС, суммирую-
щего регулирующее воздействие АР — ток /р и
воздействия в виде, токов , 10 с от МИМ и от цепи
главной (для ГИУ) отрицательной обратной связи
ГООСг. Источником сигнала обратной связи слу-
жит поворотный трансформатор ПТ, установлен-
ный на выходе гидравлического исполнительного
механизма ИМ, и сочлененный с валом направляю-
щего аппарата турбины. Переменное напряжение
трансформатора, изменяющееся по абсолютному
значению в функции угла поворота направляющего
аппарата, выпрямителем VD преобразуется в по-
стоянное напряжение, возбуждающее ток 10С.
Электрогидравлический преобразователь ЭГП, как
указывалось, связывает электрическую и гидравли-
ческую части регулятора.
Электрогидравлические регуляторы имеют не-
зависимые устройства изменения установленных
частоты и мощности с входными напряжениями
С/уч и С/ум —механизмы изменения частоты МИЧ
и мощности МИМ. ..
В регуляторе ЭГР-2И воздействие 1Ы на изме-
нение мощности вводится непосредственно
в ЭГП, обеспечивающий быстродействующую его
реализацию.
АВТОМАТИЧЕСКИЕ РЕГУЛЯТОРЫ
АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
Автоматические регуляторы активной мощно-
сти (АРАМ) синхронных генераторов являются
электрическими регуляторами, следящими за изме-
няющейся предписанной общестанционной
АСРЧМ мощностью. Они функционируют по инте-
гральному алгоритму — обеспечивают астатиче-
ское регулирование и воздействуют на АРЧВ через
задающие их элементы — механизмы управления
турбиной МУТ или изменения мощности МИМ.
Поскольку изменение состояний МУТ и МИМ
производится электродвигателями — исполни-
тельными механизмами с постоянной скоростью
движения, то АРАМ выполняются как позицион-
ные (импульсные) регуляторы. Как указывалось,
только при врсмяимпульсном воздействии на элек-
тродвигатель и только при охвате релейного уси-
лителя регулятора функциональной обратной свя-
зью, реализуемой апериодическим элементом,
обеспечивается формирование интегрального ал-
горитма регулирования.
Автоматическое управление мощностью гид-
ро- и турбогенераторов осуществляется'йо-разно-
му, поскольку гидрогенераторы имеют астатиче-
ские АРЧВ и, как правило, одинаковы по технико-
экономическим показателям, а турбогенераторы
имеют статические АРЧВ и обычно различные ха-
рактеристики относительного прироста расхода
условного топлива. Но астатические АРЧВ прин-
ципиально нс могут обеспечить распределение на-
грузки электростанции между параллельно рабо-
тающими синхронными генераторами. Поэтому
автоматическое управление мощностью гидроге-
нераторов с астатическими АРЧВ сводится к рав-
номерной их загрузке и реализуется автоматиче-
скими устройствами распределения активной
мощности УРАМ [48.1].
На турбогенераторах устанавливаются индиви-
дуальные автоматические регуляторы мощности,
обеспечивающие их загрузку предписанной мощ-
ностью, задаваемой общестанционной АСРЧМ.
Особенностью управления мощностью турбо-
генераторов является ее кратковременное (им-
пульсное) снижение в аварийных режимах в целях
предотвращения нарушения динамической устой-
чивости параллельной работы электростанции с
ЭЭС. Поэтому современные мощные турбогенера-
торы оборудуются двумя автоматическими регуля-
торами: — АРАМ, функционирующим в нормаль-
ных режимах, и быстродействующим регулятором
мощности БАРМ, функционирующим кратковре-
менно в аварийных режимах и осуществляющим
длительное, ограниченное технологическими осо-
бенностями тепловых энергоблоков снижение вы-
работки ими электроэнергии для предотвращения
нарушения статической устойчивости в послеава- <
рийных режимах.
Автоматическое управление мощностью
гидрогенераторов. Простейшее автоматическое
управление мощностью гидрогенераторов с уст-
ройством уравнивания УРАМ представляет собой
многоконтурную автоматическую систему, замк-
нутую по цепи главной' обратной связи, передаю-
щей информацию о суммарной нагрузке ГЭС. Ис-
точниками информации являются или непосредст-
венные измерительные преобразователи мощности
синхронных генераторов, или косвенные — датчи-
ки открытия направляющих аппаратов гидротур-
бин (обычно сельсины). Предписанная активная
мощность ГЭС фиксируется интегрирующим за-
дающим элементом мощности, управляемым от
АСРЧМ электроэнергетической системы.
В устройстве уравнивания обычно используется
схема параллельного соединения ветвей с источни-
ками ЭДС (схема многолучевой звезды) [48.1,48.2].
Известно несколько модификаций технической
реализации общей схемы автоматического управ-
ления мощностью синхронных генераторов ГЭС
[48.13, 48.14]. Среди них есть варианты без схемы
уравнивания с индивидуальными заданиями на-
грузки каждого гидрогенератора. Сигнал равнодо-
левой предписанной мощности формируется деле-
нием выходного напряжения интегрирующего за-
дающего элемента мощности электростанции на
число п параллельно работающих синхронных ге-
нераторов. В современном выполнении он пред-
ставляет собой интегральный операционный уси-
литель с набором параллельно соединяемых рези-
сторов Ro с отрицательной обратной связи, опреде-
ляющих коэффициент его передачи: как известно,
при постоянном сопротивлении 7?вх резистора на
обычно инвертирующем входе интегрального опе-
рационного усилителя (см. например, схему УС иа
рис. 48.8) коэффициент передачи равен отношению
эквивалентного сопротивления Ro с / п и/?и [48.7].
Такую схему группового управления активной
мощностью называют схемой с радиальным рас-
пределением нагрузки ГЭС между гидрогенерато-
рами. Она применяется совместно с электрогидрав-
лическими АРЧВ типа ЭГР-2И.
Автоматическое управление мощностью
турбогенераторов. Типовой автоматический регу-
лятор активной мощности АРАМ турбогенерато-
ров (рис. 48.9) содержит достаточно сложную из-
мерительную часть ИЧ, обеспечивающую необхо-
димое его функционирование не только в нормаль-
ных режимах, но и при пуске и синхронизации ге-
нератора, а также взаимодействие с автоматически-
ми регуляторами парогенератора АРПГ.
Выполнение основной задачи — оптимизация
режимов работы турбогенераторов по активной
мощности —достигается двумя главными функцио-
нальными элементами измерительной части АРАМ:
интегрирующим задающим элементом мощности
ИЗЭМ, управляемым от АСРЧМ электростанции и
устанавливающим предписанную нагрузку син-
хронного генератора сигналом в виде тока 1р , и
пр
измерительным преобразователем ЙПМ активной
мощности генератора с выходным током (сигналом)
1р . Сигналы сопоставляются активным микро-
схемным элементом сравнения непрерывного дей-
ствия ЭСНД путем вычитания токов на входах инте-
грального операционного усилителя НОУ АЗ.
На один из входов элемента сравнения ЭСНД
Поступает и сигнал от измерительного органа
частоты ИОЧ, особенностью которого является не-
чувствительность к малым, как указывалось, ее от-
клонениям Д/||ч > | + 0,1 | Гц. Измерительный орган
содержит измерительный, в частности интегрирую-
щий преобразователь частоты ИПЧ и два интегри-
рующих задающих элемента частоты (па рис. 48.9
показан один ИЗЭЧ), аналогичных ИЗЭМ, и актив-
ный элемент сравнения сигналов о предписанной и
истинной частотах (выполнен иа ИОУ АГ).
Один из них используется в пусковом режиме и
управляется от автомата пуска турбины АПТ. Вто-
рой работает при подготовке генератора к синхро-
низации: на него воздействует устройство подгонки
частоты скольжения автоматического синхрониза-
тора АС. Он же задает предписанную частоту в нор-
мальных режимах работы синхронного генератора.
В измерительную часть ИЧ входит и -измери-
тельный орган давления свежего пара перед турби-
ной ИОДП, содержащий измерительный преобра-
зователь ИПДП, задающий элемент давления пара
ЭЗДП и элемент сравнения их сигналов (выполнен
на ИОУ А2). В зависимости от режима работы тур-
бины он следит за постоянным или скользящим
давлением пара (воздействие от АРПГ). В частно-
сти, при его падении АРАМ снижает нагрузку син-
хронного генератора (сигнал 1^р ).
Выходной сигнал элемента сравнения ЭСНД
измерительной части АРАМ после усилителя не-
прерывного действия УС (на ИОУ А4) поступает на
усилитель—преобразователь релейного действия
УП, состоящий из двух бесконтактных реле," вы-
полненных на ИОУ А5 и Аб, охваченных положи-
тельными обратными связями [48.7]. Они формиру-
ют положительное (для увеличения мощности) и
отрицательное (для уменьшения мощности) дис-
кретные напряжения [7р], Е7р2.
Импульсный режим работы релейного усилите-
ля, необходимый, как указывалось, для формирова-
ния И-алгоритма регулирования мощности, обес-
печивается функциональной обратной связью
ФОС, реализуемой активным фильтром ZF3 ниж-
них частот (ФНЧ), являющимся апериодическим
Рис. 48.9. Функциональная схема АРАМ турбоГенеряторя
656______________АВТОМАТИКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ _____[Разд. 48
структурным звеном; обратная связь охватывает
последовательно соединенные непрерывный и ре-
лейный усилители.
Импульсные сигналы УП транзисторным ис-
полнительным усилителем ИУ превращаются
в управляющие воздействия на электродвигатель
МУТ турбины, являющийся задающим элементом
ее АРЧВ.
В автоматическом регуляторе применяются ти-
повые функциональные элементы агрегатирован-
ного комплекса электрических средств регулирова-
ния в микросхемном исполнении АКЭСР-2 [48.10].
Специфичными являются интегральные задающие
элементы. Как видно из схемы интегрирующего за-
дающего элемента мощности ИЗЭМ, он выполнен с
использованием шагового электродвигателя ШЭД,
управляемого генератором импульсов ГИ и кольце-
вым счетчиком КС, запускаемых сигналом от
АСРЧМ электростанции. Электродвигатель пере-
мещает якорь индукционного измерительного пре-
образователя ИИП (датчика) угла поворота меха-
нического редуктора в ЭДС повышенной частоты.
Выпрямителем VS и активным ФНЧ ZF1 она преоб-
разуется в постоянное напряжение, возбуждающее
ток 1„ , пропорциональный предписанной мош-
ч>
ности генератора.
Измерительный преобразователь активной
мощности ИПМ синхронного генератора показан
на схеме (рис. 48.9) как трехфазный с двумя пере-
множителями DAXI, DAX2 соответствующих мгно-
венных междуфазных напряжений имф и фазных
токовiф,.включенными по схеме двух ваттметров.
Постоянные составляющие их выходных напряже-
ний суммируются и выделяются ФНЧ ZF2 в виде
пропорционального активной мощности синхрон-
ного генератора постоянного тока Тр . .Возможно
Г
выполнение ИПМ и как однофазного с двумя пере-
множнтелями ортогональных составляющих на-
пряжения и тока одноименных фаз, не требующего
выходного частотного фильтра [48.7].
Действие АРАМ, например, на увеличение на-
грузки синхронного генератора вследствие возрас-
тания тока Тр , т.е. по заданию АСРЧМ электро-
i rip
танции, или на появление тока /д, вследствие
нижения частоты А/> А /)|ч происходит следую-
шм образом. Один из указанных токов на неин-
версном входе ИОУ АЗ приводит к появлению по-
ложительных напряжения Ux на его выходе и тока
Гэс на инверсном входе ИОУ А4. В результате на
выходе УС появляется отрицательное напряжение
t/y(,, которое, если оно превышает напряжение
срабатывания реле на ИОУ А5 переключает реле.
До переключения напряжение на входе реле соз-
давалось источником питания +Е,, на его инверс-
ном входе и удерживало реле в исходном состоя-
нии,' при котором на его выходе напряжение t/pl
было отрицательным (транзистор VTT закрыт).
Под воздействием положительного (после пере-
ключения реле) напряжения t/pl открывается
транзистор VT1 и запускает электродвигатель
МУТ в сторону увеличения нагрузки генератора.
Под воздействием напряжения [7р1 начинает экс-
поненциально нарастать ток ioc отрицательной
ФОС, уменьшающий напряжение Uyc на выходе
усилителя А4. В результате реле на ИОУ.Л5 воз-
вращается и воздействие на МУТ прекращается.
Ток 70С экспоненциально уменьшается, напряже-
ние t/yc Возрастает, и реле снова срабатывает и за-
пускает электродвигатель. При этом длительность
каждого последующего импульса напряжения
Up ] и, следовательно, время вращения электро-
двигателя МУТ уменьшаются. Именно благодаря
такому импульсному режиму работы регулятора
и обеспечивается устойчивое, без автоколебаний,
последовательное приближение МУТ к новому
установившемуся состоянию.
Механизм управления турбиной МУТ увеличи-
вает мощность турбогенератора путем повышения
предписанной частоты вращения статического
АРЧВ, при этом статическая характеристика авто-
матического регулирования частоты 0) =f(P) пере-
мешается параллельно самой себе вверх [48.1,48.2].
Аналогично регулятор действует на снижение
мощности: срабатывает реле на ИОУ Аб И открыва-
ется транзистор VT2.
Быстродействующий автоматический регуля-
тор мощности БАРМ предназначается для безы-
нерционного и интенсивного воздействия на турби-
ну при возникновении опасности нарушения дина-
мической (в аварийном режиме) или статической
(в послеаварийном режиме) устойчивости син-
хронной работы тепловой электростанции с элек-
троэнергетической системой. Для сохранения ди-
намической устойчивости, например при коротком
замыкании на одной из линий двухцепной электро-
передачи, производится интенсивное кратковре-
менное снижение мощности турбины, а для предот-
вращения выпадения из синхронизма турбогенера-
торов из-за уменьшающейся (после отключения
поврежденной цепи линии) пропускной способно-
сти электропередачи — длительное уменьшение
генерируемой мощности.
Быстродействующий АРМ воздействует непо-
средственно на электрогидравлнческнй преобразо-
ватель ЭГП, связывающий электрическую часть ав-
томатической системы регулирования мощности с
гидравлической, исполнительной частью АРЧВ
турбины (см. рис. 48.8), или на электромагниты за-
крытия ее регулирующих и стопорных клапанов.
Он выполняет и защитные функции, предотвращая
разгон турбины при отключении синхронного гене-
ратора, и существенно повышает ее динамические
свойства при переходных процессах, а именно
приемистость — способность турбины быстро из-
менять развиваемую мощность.
БАРМ функционирует как пропорционально-
дифференциальный ПД-регулятор и использует об-
ширную информацию как об электрических, так и
о тепловых и механических режимных параметрах.
Поэтому его измерительная часть состоит из не-
скольких измерительных преобразователей, нели-
нейных функциональных преобразователей и спе-
цифических формирователей сигналов, определяю-
щих дозированные по интенсивности и длительно-
сти противоаварийные управляющие воздействия
на турбину.
В БАРМ применяются быстродействующие из-
мерительные преобразователи активной мощности
и частоты напряжения синхронного генератора
[48.7], измерительный преобразователь вращающе-
го момента (мощности) турбины и датчики давле-
ния свежего и перегретого пара турбины.
В [48.15,48.16] БАРМ обычно называется элек-
трической частью системы регулирования (ЭЧСР)
турбоагрегата.
МИКРОПРОЦЕССОРНЫ Е УСТРОЙСТВА
УПРАВЛЕНИЯ МОЩНОСТЬЮ ТУРБОАГРЕГАТА
Совершенствование электрической части авто-
матизированной системы управления режимами
работы турбогенераторов большой мощности,
включающей АРАМ и БАРМ, обусловило создание
ЭЧСР-Ml на микроЭВМ [48.15], микропроцессор-
ной ЭЧСР-М2 [48.16], затем унифицированной
ЭЧСР-М [48.32].
ЭЧСР-М формирует управляющие воздействия
на турбину по медленнодействующему (через
МУТ) контуру управления МКУ при се пуске, оста-
нове, синхронизации генератора, нагружении и в
нормальных режимах его работы, т.е. выполняет
функции АРАМ, и по быстродействующему (через
ЭГП) контуру противоаварийного управлению
БКУ при аварийных ситуациях в ЭЭС, т.е. выпол-
няют функции БАРМ. Устройство обеспечивает
диагностику состояния энергоблока и системы
управления. Выполнение ЭЧСР-М на микропро-
цессорных средствах вычислительной техники рас?
ширило ее функции и повысило быстродействие
формирования управляющих воздействий в преда-
варийных и послеаварийных режимах электроэнер-
гетической системы, придало ес свойство самона-
стройки. Программное обеспечение позволяет из-
менять алгоритмы управления и функциональное
назначение ЭЧСР.
Функциональная схема ЭЧСР-М (рис. 48.10)
обеспечивает выполнение всех требований, предъ-
являемых к автоматической системе регулирова-
ния частоты и мощности энергоблока и реализует
ряд функций, выполнявшихся ранее отдельными
устройствами: ограничение темпа задания ОТЗ
мощности по технологическим условиям, кон-
троль за температурными напряжениями при про-
греве роторов турбин, определение допустимого
по тепловому состоянию диапазона изменения на-
грузки энергоблока, начальную коррекцию нерав-
номерности НКН — статизма характеристики ре-
гулирования турбины при переходных процессах
(по давлению пара на выходе промежуточного пе-
регревателя рп п ).
Медленнодействующий контур автоматиче-
ского управления реализует один из алгоритмов
регулирования [48.16]: ,
при работе турбины с постоянным (номиналь-
ным) давлением рс п свежего пара
кР (рг.пр -^г) + йрО’пр--Рс.п) - kf = °; (48.15)
при работе па скользящем давлении при опре-
деленном предписанном положении /7пр клапанов
турбины
кр (^г.пр “ рг) + max (кр Ьр, кнЛН) -
-^•Дщ=.О, (48.15а)
где кр,кр, kj, ки — коэффициенты передачи соот-
ветствующих элементов мощности, давления, час-
тоты и положения клапанов турбины.
В цифровом виде максимальный из двух сигна-
лов: по отклонению давления пара и положению
клапана турбины, формируемых сумматорами
DW2 и DW3, выделяется макси-селсктором МАХ.
Скорость изменения предписанной энергобло-
ку мощности РПр, сигналы о которой поступают от
общестанционной АСРЧМ (7’гпр) или от противо-
аварийной автоматики {Рг ПА), определяется про-
граммным ограничителем в зависимости от терми-
ческих напряжений в металле турбины. Сигналы
информации о мощности Рг частоте щ и ес откло-
нении с зоной нечувствительности Аа)11ч формиру-
ются измерительными преобразователями актив-
ной мощности ИПМ, частоты ИПЧ и цифровым
сумматором DWI.
Рис. 48.110. Функциональная схема микропроцессорного устройства автоматического управления мощ-
ностью турбогенераторов
При неполадках в работе технологического
оборудования энергоблока или появлении техноло-
гических ограничений гибкая функциональная
структура ЭЧСР-М перестраивается. Например,
при снижении давления свежего пара включается
защитный контур регулирования давления по сиг-
налу рпр mjn через миниселектор MIN а при отклю-
чении автоматического регулятора парогенератора
АРПГ устройство переходит в режим регулирова-
ния давления свежего пара.
Устройство ЭЧСР-М совместно с электродви-
гателем постоянного тока МУТ осуществляет ПИ-
алгоритм регулирования благодаря времяимпульс-
ному преобразователю потенциального регули-
рующего воздействия в импульсы с уменьшающей-
ся длительностью ВИП1. Сумма сигналов ДРГ и
До) через сумматор DIV4 воздействует и на автома-
тический регулятор парогенератора АРПГ.
Быстродействующий контур автоматиче-
ского управления БКУ действует на турбину че-
рез электрогидравлический преобразователь ЭГП.
Программным модулем дифференцирования
(дифференциатор Д и суммирования DW5) форми-
руется сигнал о мощности турбины
PT = PT + J^, (48.16)
где J— момент инерции турбины.
Модулями АИР — аварийной импульсной раз-
грузки, ОМТ — быстродействующего ограничения
мощности турбины и НКН — начальной коррекции
неравномерности формируются цифровые сигналы
противоаварийного управления энергоагрсгатом от
противоаварийной автоматики УПА: о необходи-
мом приращении ДРТ мощности турбины, о крат-
ковременной (импульсной) разгрузке ДРир(г) при
аварийной ситуации и о длительном ограничении
мощности (разгрузке) &РОМ турбоагрегата в по-
слеаварийном режиме до мощности Рг ПА.
Сигнал начальной коррекции неравномерности
формируется с учетом мощности Рг генератора.
Программный модуль ОМТ выполняется по
замкнутой схеме регулирования механической
мощности Рг турбины, а АИР обеспечивает форми-
рование дозированного по длительности и интен-
сивности (см. § 48.6) импульсного воздействия на
регулирующие клапаны турбины.
На функциональной схеме показан элемент фор-
мирования защитного сигнала релейной форсировки
РФ, действующий на стопорный клапан турбины
(электромагнит ЭМ) при отключении выключателя
генератора ВГ. Предусмотренные в ЭЧСР-М2 непи
(сумматоры DW6, DW7) управляют (через ВИП2 и
ВИПЗ) электродвигателями (ЭД) регулятора давле-
ния перегретого пара рпп и регулятора положения
поворотной диафрагмы теплофикационной турби-
ны. Цепи диагностики и контроля прогрева ротора
турбины на схеме не отражены.
Более производительная микропроцессорная
ЭЧСР-М обеспечивает выполнение, как указыва-
лось, дополнительных функций и повышение ин-
формативности диагностики состояния турбины и
каналов автоматического управления. Информация
анализируется и передается в ПЭВМ.
В соответствии с требованиями безотказности
функционирования в ЭЧСР-М (рис. 48.11) преду-
смотрены по два взаиморезервируемых комплекта
микроЭВМ (ЭВМ1 и ЭВМ2) или микропроцессор
ного комплекта МПК: один рабочий (ведущий),
Рис. 48.11. Функциональная структура ЭЧСР-М
второй резервный (ведомый). Они связаны между
собой устройством (блоком) контроля БК, обраба-
тывающим сигналы информации об исправности
вычислительных средств.
Устройство связи с объектом содержит прежде
всего элементы гальванического отделения источ-
ников сигналов и выходных воздействий от микро-
ЭВМ или микропроцессоров. В цепях дискретных
сигналов используются миниатюрные электромаг-
нитные реле с герметизированными контактами —
герконы, образующие устройства приема контак-
тов УПК. Мультиплексоры ввода дискретной ин-
формации МВ1 обеспечивают рациональное ис-
пользование входного параллельного интерфейса
микроЭВМ или МПК.
Непрерывные аналоговые сигналы, в частно-
сти от измерительного преобразователя активной
мощности ИПМ передаются через изолирующие
оптоэлектронные интегральные усилители, вхо-
дящие в элемент гальванической развязки ЭГР.
Они преобразуют унифицированные токовые
(+ 5 мА) сигналы ИПМ и индукционных измери-
тельных преобразователей давлений в электриче-
ские сигналы (датчиков давлений) во входные
(+ 5 В) напряжения АЦП. ' '
Вывод основных дискретных сигналов инфор-
мации ДС производится выходным параллельным
интерфейсом н мультиплексорами МВ2 по схеме
ИЛИ через преобразователи ПЛС дискретных по-
тенциальных логических сигналов микроЭВМ или
МПК. Аналоговые сигналы с выходов ЦАП через
аналоговый коммутатор АК поступают в оптрон-
ные ЭГР на ВИП усилители УВ, формирующие
времяимпульсное и непрерывное управляющие
воздействия на МУТ и ЭГП соответственно.
Аналоговые мультиплексоры АМ, связывающие
выход ЦАП с микроЭВМ или МПК, мультиплексо-
ры МК и блок БК, являются элементами диагности-
ки 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 функциониро-
вание программ нижнего уровня [48.16]. Использу-
ется библиотека стандартных программ. Указанная
структура программ обеспечивает циклическое
функционирование ЭЧСР-М с обновлением управ-
ляющего воздействия на выходе к ЭГП через каж-
дые 10 мс (половину периода промышленной часто-
ты), а на выходе к МУТ — через 100 мс.
48.3. АВТОМАТИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ
НАПРЯЖЕНИЯ И РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
НАЗНАЧЕНИЕ, ЗАДАЧИ И ВИДЬ!
РЕГУЛИРОВАНИЯ
Техническая необходимость и экономическая
целесообразность автоматического регулирова-
ния напряжения и реактивной мощности обуслов-
ливаются специфическими особенностями про-
цесса производства, передачи и распределения
электроэнергии. Напряжение различно по абсо-
лютному значению и по фазе в каждом из электри-
ческих узлов ЭЭС.
Различие напряжений по фазе необходимо для
передачи активной мощности, а различие абсолют-
ных значений напряжений определяется сопровож-
дающими передачу электроэнергии потоками реак-
тивной мощности.
От абсолютного значения и фазы напряжения в
начале электропередачи зависит статическая ус-
тойчивость ЭЭС.
При внезапном снижении напряжения во время
КЗ предотвращение нарушения динамической ус-
тойчивости ЭЭС зависит от скорости восстановле-
ния напряжения в процессе и после отключения КЗ.
В случае наступления асинхронного режима ав-
томатическое управление напряжением способству-
ет успешности восстановления синхронной работы.
Поэтому автоматическое регулирование напря-
жения и реактивной мощности имеет важное значе-
ние для обеспечения статической, динамической и
результирующей устойчивости.
Конечной целью выработки и передачи элек-
троэнергии является электроснабжение потребите-
ля, напряжение у которого должно быть практиче-
ски номинальным независимо от случайных изме-
нений ситуации в электроэнергетической системе
или количества потребляемой электроэнергии: на-
пряжение — один из показателей качества электро-
энергии.
Указанные назначение и задачи автоматиче-
ского регулирования напряжения и реактивной
мощности обеспечиваются автоматическим регу-
лированием:
возбуждения синхронных генераторов электро-
станций;
возбуждения синхронных компенсаторов и
электродвигателей;
реактивной мощности управляемых статиче-
ских ее источников;
коэффициентов трансформации трансформато-
ров и автотрансформаторов.
АВТОМАТИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ
ВОЗБУЖДЕНИЯ СИНХРОННЫХ ГЕНЕРАТОРОВ
Наиболее важное значение для решения ука-
занных задач автоматического регулирования на-
пряжения и реактивной мощности имеет автома-
тическое регулирование возбуждения синхрон-
ных генераторов.
При пропорциональном (И) регулировании,
обеспечивающем неизменность потокосцепления
обмотки возбуждения, т.е. практическое постоян-
ство переходной ЭДС генератора, предельная пере-
даваемая мощность возрастает и ограничивается
углом 8 пр П >71/2. ;
Наибольшая предельная передаваемая мощ-
ность достигается при пропорционально-диффе-
ренциальном (ПД) автоматическом регулировании
возбуждения, обеспечивающем практическую не-
изменность напряжения генератора. Она ограничи-
вается углом 8 прПД > 8 прП.
Повышение динамической устойчивости дос-
тигается быстрым увеличением тока возбуждения
до его предельно допустимого значения — форси-
ровкой возбуждения синхронного генератора.
Для обеспечения результирующей устойчивости
путем ресинхронизации генератора, а также и
в других случаях производится его развозбужде-
ние (гашение поля).
При П-регулировании управляющее воздейст-
вие определяется отклонением напряжения от
предписанного значения, а в простейшем случае
током нагрузки генератора и коэффициентом его
мощности [48.1]. Для регулирующего воздейст-
вия при ПД-регулировании «сильного» действия
(СД) используются производные (первая и вто-
рая) напряжения и других режимных параметров
электропередачи.
Например при использовании только первой
производной напряжения синхронного генератора
регулирующее воздействие, обусловленное откло-
нением действующего значения напряжения в на-
чальный момент изменения напряжения, еще от-
сутствует, тогда как воздействие, обусловленное
скоростью изменения напряжения, максимально и
тем больше, чем большим могло бы оказаться от-
клонение напряжения при отсутствии регулирова-
ния возбуждения. Поэтому в одних и тех же усло-
виях наибольшее отклонение напряжения при авто-
матическом регулировании «сильного» действия
значительно меньше наибольшего отклонения при
пропорциональном регулировании.
Процесс восстановления напряжения протека-
ет быстрее и более качественно, т.е. при менее вы-
раженных явлениях перерегулирования и более ин-
тенсивном затухании обычного колебательного пе-
реходного процесса.
П-регулирование осуществляется при элек-
тромашинных возбудителях синхронных генера-
торов [48.1].
ПД-регулирование реализуется только при
практически безынерционных тиристорных воз-
будителях современных мощных синхронных ге-
нераторов.
Статические автоматические регуляторы на-
пряжения синхронных генераторов обеспечивают
определенное, обратно пропорциональное статиз-
му [48.1, 48.2] распределение реактивной мощно-
сти электростанции между параллельно работаю-
щими генераторами. При астатическом регулиро-
вании применяются устройства распределения ре-
активной мощности (УРРМ), функционирующие
аналогично УРАМ между однотипными гидрогене-
раторами (см. § 48.2).
Алгоритм ПД-регулирования возбуждения. В
соответствии с назначением автоматического регу-
лирования возбуждения сильного действия естест-
венным было бы формирование регулирующего
воздействия по основному параметру, от которого
зависит статическая, динамическая и результирую-
щая устойчивость ЭЭС — по углу 8 сдвига фаз ме-
жду ЭДС Е генератора и напряжением на шинах
> 4
системной подстанции 67 с . Однако для получения
соответствующих сигналов необходима передача
информации о векторе Uc с приемного на передаю-
щий конец линии, что сложно и недостаточно на-
дежно. Поэтому в алгоритм автоматического регу-
лирования возбуждения сильного действия входят:
отклонение амплитуды или действующего зна-
чения напряжения Urот заданного (предписанного)
значения напряжения Ut,п ;
производная напряжения
С7' = dC7r/dz;
изменение △'/~ d8/df и первая производная f =
2 2
= d/7d/ - d 8/dr частоты /и производная тока
возбуждения генератора/^ = d/B/d«.
Отклонение Д6/г напряжения необходимо для
обеспечения практически (с точностью до статиче-
ской погрешности регулирования) постоянного на-
пряжения Ur при изменениях тока нагрузки син-
хронного генератора или напряжения в начале ли-
нии электропередачи
|17Л| = Ц7Г-У7ГХТ|« const,
формируемого на выходе регулятора моделирова-
нием падения напряжения jITXT на сопротивле-
нии 27т трансформатора блока генератор—транс-
форматор [48.1].
Как следует из [48.1], использование сигнала
по производной регулируемой величины представ-
ляет собой способ обеспечения устойчивости
функционирования замкнутой автоматической
системы регулирования, прежде всего при холо-
стом ходе генератора.
Сигналы, отображающие изменения и произ-
водную частоты, совместно с сигналами по произ-
водным напряжения и тока возбуждения, т.е. ЭДС
генератора, обеспечивают повышение устойчиво-
сти функционирования замкнутой автоматической
системы регулирования, включающей нагружен-
ную линию электропередачи, и в результате стати-
ческую и динамическую устойчивость ЭЭС.
Таким образом, алгоритм автоматического ре-
гулирования возбуждения сильного действия пред-
ставляется в виде
£7per= k(jAU+ k(j U' + kjtyf +
+ (48.17)
или в р-операторной форме
иуАР ) = (ки+ kyp)AU(p ) + [(kfpT/(pT + 1) +
+ kfp№f(p ) + k’lPIB(p ), (48.17a)
где Д f— отклонение частоты fr напряжения гене-
ратора от синхронной /с,
△/= /с- /г= 2лД“-
Из операторного выражения (48.17а) видно, что
сигнал по изменению частоты Д'/ формируется ре-
альным дифференцирующим звеном с относитель-
но большой постоянной времени Т; он существует
только при переходном процессе изменения часто-
ты. В установившемся режиме при наличии откло-
нения частоты Д/ сигнал Д'/ отсутствует.
Структурная схема ПД-регулятора. Как ука-
зывалось (§ 48.2), структура автоматического регу-
лятора при известном алгоритме может формиро-
ваться двумя способами. В соответствии с алгорит-
мом (48.17а) однозначно определяется способ па-
раллельного соединения соответствующих струк-
турных звеньев в цепи прямой связи схемы.
Идеализированная структурная схема ПД-ре-
гулятора АР возбуждения (рис. 48.12) содержит
безынерционное звено с коэффициентом усиле-
ния k(j, идеальные дифференцирующие звенья
с передаточными функциями ркц, pk’f, pkj и ре-
альное дифференцирующее звено с передаточной
функцией [рТЦрТ + 1)]А/ безынерционный сум-
матор и апериодическое звено с передаточной
функцией \/(рТу + 1), отображающее исполни-
тельный усилитель автоматического регулятора.
Регулируемый объект РО — синхронный гене-
ратор с возбудителем в структурной схеме авто-
матической системы регулирования возбуждения
сильного действия представляется двумя последо-
вательно соединенными апериодическими звенья-
ми 1 /(рТе+ 1) с постоянным временем возбудите-
ля Те < 0,1 с и синхронного генератора Г^о =
= Tdox’dlxd ~ 1 с.
АВТОМАТИЧЕСКИЕ РЕГУЛЯТОРЫ
НАПРЯЖЕНИЯ И РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
СИНХРОННЫХ ГЕНЕРАТОРОВ
Функциональная схема автоматического ре-
гулятора. Аппаратный автоматический регулятор
состоит из двух, а программный микропроцессор-
ный — из трех основных функциональных частей:
измерительно-преобразовательной ИПЧ, вычисли-
тельной (на рис. 48.13 не показана) и исполнитель-
ной ИЧ. Особенностью автоматического регулиро-
вания возбуждения «сильного» действия (АРВ-СД)
является наличие в нем логической функциональ-
ной части ЛЧ, координирующей использование
сигналов по производным режимных параметров.
В соответствии с алгоритмом функционирова-
ния (48.17а) ИПЧ регулятора содержит три основ-
ных измерительных органа (ИО): напряжения
ИОН, изменения частоты ИОИЧ и тока возбужде-
ния ИОТВ. Измерительный орган напряжения
формирует сигналы по отклонению ДС7 и скоро-
сти измерения U' = AUHt действующего значе-
ния напряжения синхронного генератора, а
ИОИЧ — сигналы по изменению Д'/ и производ-
ной /' = &fI& t частоты.
Измерительный орган тока возбуждения кроме
сигнала, отображающего, как указывалось, ско-
рость изменения ЭДС синхронного генератора
&Eql&t - d/B/dZ, формирует сигналы по отклоне-
нию тока возбуждения от номинального Д7В и по
интегральной функции, необходимые для поддер-
жания тока возбуждения на неизменном уровне
в режиме выбега синхронных генераторов АЭС (по
технологическим условиям останова турбоагрега-
та) и для разгрузки синхронного генератора по ге-
нерируемой реактивной мощности соответственно.
На рис. 48.13 показаны дополнительные изме-
рительные органы реактивного и активного токов
ИОРиАТ, угла сдвига фаз ИОУФ между ЭДС гене-
ратора Ег (перед его синхронизацией) и напряже-
нйеМ 'б/ш на шинах электростанции и элемент из-
менения уставки регулятора ЭИУ под воздействи-
ем автоматического синхронизатора АС и цен-
трального регулятора напряжения на шинах элек-
тростанции ЦРН.
Формируемые ими сигналы используются для
предотвращения нарушения синхронной статиче-
ской устойчивости в режиме потребления реактив-
ной мощности синхронным генератором и для его
автоматической точной синхронизации.
Измерительно-преобразовательная часть ИПЧ
содержит активный сумматор £Ы (У сигналов. Сум-
ма сигналов превращается в регулирующее воз-
действие в виде напряжения (7ре|. ИЧ с одним или
двумя усилителями AI, А2 (при двух тиристорных
преобразователях) на устройство фазоимпульсно-
го управления ФИУ.
Техническое исполнение АРВ-СД. На многих
электростанциях находится в эксплуатации.элек-
тромагнитный АРВ-СД [48.1], выполненный на маг-
нитных усилителях. До последних лет АО «Элек-
тросила» поставлялся аналоговый микросхемный
(полупроводниковый) АРВ-СДП, 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» раз-
работан новый микропроцессорный АРВ-М [48.19].
В первой его разработке использовался 8-разряд-
ный микропроцессор серии К580. В более совершен-
ной его модификации применяется высокопроизво-
дительный 16-разрядный микропроцессор.
Функциональные программы на языке Ассемб-
лер обеспечивает их действие в соответствии
с алгоритмом (48.17) и формирование сигналов, не-
обходимых для указанных других функций АРВ-
СД для управления возбуждением синхронного ге-
нератора. Регулятор АРВ-СДМ содержит выход-
ной ЦАП и выдает регулирующее воздействие в ви-
де указанного напряжения t/per постоянного тока,
изменяющееся по абсолютному значению и по зна-
ку, а регулятор АРВ-М выдает цифровое регули-
рующее воздействие.
АНАЛОГО-ЦИФРОВОЙ АВТОМАТИЧЕСКИЙ
РЕГУЛЯТОР БЕСЩЕТОЧНОГО ВОЗБУЖДЕНИЯ
Эффективность функционирования аналого-
цифрового АРВ-СД синхронных генераторов с
инерционным бесщеточным возбуждением дости-
гается дополнением ПД-регулятора (рис. 48.14, о)
пропорциональным регулятором П-АР тока воз-
буждения 7В в электромашинкой части возбудите-
ля — обращенного генератора, питаюшего через
вращающийся диодный выпрямитель обмотку ро-
тора синхронного генератора. Жесткая (главная для
П-регулятора) отрицательная обратная связь с коэф-
фициентом Ко с преобразования тока возбуждения
S
к
о
От ТУ Г
DAV
От ДУ,
AC, PC
||ЭИУ
DAH1
EUr
И0Н1
DAD1 |
ПД-АР1[~
j | ив.в.х
П-АР
О Z
К VS
DC1---
DAJ U.
ФИУ
От/.
5 СТ
1 t>
лэс
и.
R
Г
ЭГР
DAW
мпл,
АЦП
на
ИОИЧ
-----ЙГ
ITDAE DC2
DAH2
> киэ
МП
к воле
К ПЭВМ
к
S
Рис. 48.14. Функциональная схема аналого-цифрового регулятора
ит
1_J!
> иьт [>
— -t DAD3
От ИОРиАТ
uKf\
сди
1В существенно снижает постоянную времени Гв
цепи возбуждения обращенного генератора [48.1].
Функциональная схема аналоговой измери-
тельной части регулятора состоит из необходимых
для формирования сигналов ПД- и П-регуляторов
измерительных органов напряжения ИОН, измене-
ния частоты ИОИЧ, реактивного и активного токов
ИОРиАТ и измерительного преобразователя тока
возбуждения обращенного генератора ИПТВ.
Измерительный орган напряжения ИОН содер-
жит простейший выпрямительный измерительный
преобразователь DAE действующего значения вто-
ричного напряжения генератора в пропорциональ-
ное постоянное напряжение J70r; элемент его срав-
нения (вычитатель DAH1) с предписанным значени-
ем t/np, устанавливаемым задающим элементом из-
менения уставки ЭИУ, и дифференциатор DAD1,
формирующие сигналы ДС/ н U'. ИОН имеет бес-
контактный релейный выход двустороннего дейст-
вия (на схеме не показан) с дискретными сигналами
о максимальном и минимальном допустимых значе-
ниях напряжения генератора, используемыми для
противоаварийных воздействий на его снижение
или повышение (форсировку возбуждения).
В аналого-цифровом ЭИУ запоминание пред-
писанного напряжения генератора (уставки регу-
лятора) производится 10-разрядным счетчиком
единичных импульсов высокой (относительно
промышленной) частоты от микроэлектронного
генератора G. Цифровой выходной сигнал счетчи-
ка преобразуется в пропорциональное постоянное
напряжение t/np цифроаналоговым преобразова-
телем. Записанный в счетчике двоичный код из-
меняется сигналами местного или дистанционно-
го управления уставкой оператором ДУ, времяим-
пульсным сигналом от автоматического синхро-
низатора АС при подготовке генератора к включе-
нию на параллельную работу или в режиме слеже-
ния 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 напряже-
ния UT длительностью, равной изменяющемуся
при переходных процессах полу периоду Тп/2
промышленной частоты, с эталонным импульсом
VT постоянной длительности, равной половине
э
номинального периода Гпом / 2 = 10 мс. Сравнивае-
мые импульсы формируются счетчиками DC1 и
DC2 единичных импульсов от стабилизированного
электронного генератора G (вход Г). Счетчик DC2
управляется (запускается и останавливается) ана-
лого-дискретным преобразователем синусоидаль-
ного напряжения и г с изменяющейся промышлен-
ной частотой: его релейный компаратор DAE фор-
мирует; импульсы UK, управляющие счетчиком
(входы S,‘ R% Который определяет длительность
импульса UT.
Импульсы UT и UT сопоставляются логиче-
ским элементом сравнения ПЭС [48.7], длитель-
ность выходного импульса которого, равная разно-
сти ДГ =
ПОМ П А-
--------, и отображает отклонение час-
тоты от номинальной. Импульс разностной дли-
тельности б/дг превращается активным управляе-
мым интегратором DAJ в напряжение 17Ду , пропор-
циональное отклонению частоты.
Активные дифференциаторы: близкий к идеаль-
ному (с малой постоянной времени) DAD2 и реаль-
ный (с относительно большой постоянной времени)
DAD3 — формируют сигналы Uf и С/д-у, отобра-
жающие производную частоты f (вторую произ-
водную угла 5) и изменение частоты Д'/— произ-
водную угла 6. Сигнал [7Д^- об отклонении частоты
используется для снижения напряжения генератора
при значениях частоты /< 47 Гц для предотвраще-
ния насыщения магнитопровода трансформатора.
Измерительный орган реактивного и активно-
го токов (на рис. 48.14, а не показан) выполнен на
управляемых выпрямителях напряжений, пропор-
циональных одному из фазных токов, а именно ib,
которые переключаются напряжениями с прямо-
угольной формой кривой, сформированными ком-
параторами из напряжений иса и иь синхронного
генератора соответственно. Выбор указанных на-
пряжений определяется косинусной характеристи-
кой управляемых выпрямителей [48.7]. В симмет-
ричном режиме работы постоянные составляющие
выпрямленных напряжений на их выводах пропор-
циональны реактивному Zrp и активному /га то-
кам генератора:
UQ - Zr sin (р r = Z,.p; Up - Zr cos <p r--= Zra.
Сумма напряжений Uq + kUp сопоставляется
элементом сравнения с напряжением, моделирую-
щим допустимую потребляемую генератором реак-
тивную мощность Q при его активной нагрузке Р.
Она определяется функциональным преобразовате-
лем в соответствии с характеристикой допустимых
по условию статической устойчивости соотноше-
нию (коэффициент А) мощностей [48.1].
Измерительный преобразователь тока возбу-
ждения ИПТВ представляет собой или трехфазный
выпрямитель вторичных токов трансформаторов
тока в цепи тиристорного преобразователя с ФНЧ,
или микросхемный измерительный преобразова-
тель постоянного тока в напряжение Ue в, пропор-
циональное току возбуждения ZB в . Оно поступает
по цепям главной для П-регулятора П-АР отрица-
тельной обратной связи Ко с на вход элемента его
сравнения — вычитателя DAH2 с суммой напряже-
ния UB х, устанавливающего ток возбуждения об-
ращенного генератора при холостом ходе и напря-
жения ПД-регулятора t/per на выходе сумматора
сигналов DAW, изменяющего уставку П-регулято-
ра. Через усилитель А и устройство фазоимпульс-
ного управления ФИУ регулятор воздействует на
тиристорный преобразователь VS возбудителя.
Цифровая часть ЦЧ (рис. 48.14, б) осуществ-
ляет контроль функций автоматического управле-
ния бесщеточным возбуждением синхронного ге-
нератора. Она выполнена на микропроцессоре
МП, снабженном жидкокристаллическим диспле-
ем Д и клавиатурой КЛ. Предусмотрены стандарт-
ные разъемы для подключения ПЭВМ и волокон-
но-оптической линии связи ВОЛС с АСУТП элек-
тростанции.
Связь микропроцессора с источниками инфор-
мации ИИ через элементы гальванической развязки
цепей ЭГР, мультиплексор МПЛ и аналого-цифро-
вой преобразователь АЦП, с исполнительными
элементами ИЭ автоматического регулятора и эле-
ментами отображения информации (дисплей Д и
светодиодные индикаторы СДИ) осуществляется
развитым интерфейсом ввода-вывода: ввод пара-
метров настройки клавиатурой и управление ото-
бражением информации на экране дисплея произ-
водятся через интерфейс оператора.
Цифровая часть аппаратно-программными
средствами осуществляет контроль исправности и
диагностику оборудования бесщеточного возбуж-
дения, тестирование и самодиагностику, реализуя
следующие функции:
контроль состояния бесщеточного возбужде-
ния и отображение его результатов и текущих зна-
чений напряжений и токов в цепях возбуждения;
определение работоспособности (проводимо-
сти, управляемости) тиристоров;
контроль исправности канала ручного (местно-
го или дистанционного) управления тиристорным
выпрямителем;
диагностика функционирования элементов
аналогового автоматического регулятора возбуж-
дения;
контроль исправности автоматической защиты
цепей возбуждения;
фиксирование состояния выключателей в це-
пях питания бесщеточного возбуждения;
формирование цифровых сигналов о состоянии
возбудителя;
формирование и хранение в памяти текстовых
сообщений о неисправностях и срабатываниях ав-
томатической защиты возбудителя и генератора;
переключение каналов ручного и автоматиче-
ского регулирования.
Оценка состояния и контроль исправности
оборудования программно осуществляется на ос-
нове анализа аналоговых и дискретных сигналов
от измерительных преобразователей режимных
параметров, сигнальных контактов выключате-
лей, элементов контроля проводимости и управ-
ляемости тиристоров, датчиков тепловых и меха-
нических параметров.
Исправность аналогового АРВ определяется по
сигналам его измерительных органов. При выходе
из строя его функциональных элементов произво-
дится автоматическое переключение на ручное
управление возбуждением.
МИКРОПРОЦЕССОРНЫЕ АВТОМАТИЧЕСКИЕ
РЕГУЛЯТОРЫ ТИРИСТОРНОГО ВОЗБУЖДЕНИЯ
АРВ-СДМ
Функциональная схема в упрощенном виде
приведена в [48.20] с использованием заводского
технического описания (изготовитель АО «Электро-
сила»). Как обычно, в цифровых устройствах на
ЭВМ и микропроцессорах измерительно-преобра-
зовательная и исполнительная функциональные
части объединены под общим названием УСО —
устройство связи с управляемым объектом.
Взаимодействующие функциональные элемен-
ты объединены и называются блоками, например
блоками измерительных преобразователей напря-
жения БИН и тока БИТ, а отдельные элементы —
субблоками: фильтрации напряжения и тока; муль-
типлексирования каналов (СМК); входных сигна-
лов (СВС), аналоговой развязки электрических це-
пей ИПЧ и вычислительной части (САР) и выход-
ных субблоков управления (СВУ) рабочим и фор-
сировочным тиристорными преобразователями
возбудителя синхронного генератора. В состав
УСО входят субблок автоматической синхрониза-
ции (САС), формирующий времяимпульсное
управляющее воздействие на АРЧВ и дискретное
на включение выключателя генератора; субблоки
выходных реле СВР, контроля и сигнализации
(СКС); субблок обратной связи (СОС) и блок элек-
трического разделения цепей регулятора и цепей
напряжения UB возбуждения генератора (БРН).
Блок измерительных преобразователей напря-
жения и его фильтрации формирует сигналы в ви-
де синусоидальных напряжений генератора (после
пассивных входных ФНЧ), выпрямленных и от-
фильтрованных постоянных напряжений и сигна-
лов управления микроЭВМ. Они состоят из вто-
ричных измерительных трансформаторов и рези-
стивных делителей напряжения, трехфазных вы-
прямителей с активными ФНЧ и аналого-дискрет-
ного преобразователя (АДП), формирующего сиг-
налы запуска программ.
Блок измерительных преобразователей и
фильтраций токов формирует сигналы в виде: си-
нусоидальных напряжений, пропорциональных
фазным токам статора генератора и снимаемых с
резисторов (шунтов), подключенных к первичным
измерительным трансформаторам тока в цепи ста-
тора; выпрямленного и сглаженного (активными
ФНЧ) напряжения, пропорционального току воз-
буждения синхронного генератора и сигнала, ото-
бражающего его производную, формируемого ана-
логовым активным дифференциатором. Блок вы-
полняет и измерительное преобразование суммар-
ного тока генераторов, работающих параллельно,
необходимое для распределения между ними реак-
тивной нагрузки электростанции.
Аналоговые сигналы поступают через мультип-
лексор устройств аналогового ввода-вывода (АВВО)
в их АЦП, формирующие цифровые коды входных
сигналов вычислительной части регулятора.
Вычислительная часть представлена двумя мик-
росистемами: основной (МСО) и резервной (МСР),
состоящими из одноплатных микроЭВМ и специа-
лизированных микропроцессоров.
Микросистемы программно реализуют функ-
ции измерительных органов регулятора . (см.
рис. 48.13).
Измерительные органы регулятора. Измери-
тельный орган напряжения обеспечивает эффек-
тивное функционирование АРВ-СДМ. Быстродей-
ствие достигается фиксированием положительных
амплитудных мгновенных значений напряжений
трех фаз. Производится вычисление среднего значе-
ния амплитуды, которое сравнивается (путем вычи-
тания) с заданным (предписанными) значением —
определяется ее отклонение. На основе численного
дифференцирования вычисляется производная ам-
плитуды. Указанные операции производятся за
время, не превышающее одной третьей части дли-
тельности периода промышленной частоты.
Амплитуда фиксируется путем управления со-
ответствующим каналом мультиплексора АЦП,
включаемого импульсным напряжением на не-
сколько микросекунд практически в момент про-
хождения фазным напряжением генератора через
положительное амплитудное мгновенное значение.
Включение канала мультиплексора произво-
дится вычитающим счетчиком тактовых импуль-
сов N(nTr) (частотой I/ТТ = 2 МГц), в который
в момент прохождения мгновенным фазным напря-
жением через нуль записывается число NT /4, рав-
ное количеству тактовых импульсов, размещающе-
муся на интервале времени в четверть периода про-
мышленной частоты. Запись числа производится
импульсом, формируемым АДП в момент измене-
ния знака с отрицательного на положительный (по-
ложительного перехода через нуль) мгновенным
фазным напряжением [48.2].
Измерительный орган изменения частоты
программно формирует сигналы по изменениюД'/
и производной f частоты на основе вычислений
текущей длительности периода изменений напря-
жения генератора. В измерительном органе исполь-
зуется вычитающий счетчик тактовых импульсов,
в который периодически после каждого считыва-
ния до нуля вновь записывается число импульсов
N’t = 7Vmax » Nr /4 • Поэтому за время, равное
длительности периода промышленной частоты,
число импульсов в счетчике уменьшается на не-
большую часть Лгтах.
Разность числа импульсов &Na = N’u -- N",
фиксируемых импульсными напряжениями, соот-
ветствующими положительным переходам через
нуль мгновенным напряжением одной фазы, полу-
чается пропорциональной истинной длительности
периода промышленной частоты. По данным трех
таких измерений вычисляется средняя длитель-
ность ТП периода и частота /п = 1/Гп напряжения
синхронного генератора.
Измерительный орган реактивного и активно-
го тока ИОРиАТ (см. рис. 48.13) запоминает мгно-
венные токи генератора в моменты прохождения
напряжения через нулевое и амплитудное значе-
ния — реактивный Zp = Im sin <р и активный Za =
= Zm cos <р токи соответственно. Они используются
для вычисления максимально допустимой потреб-
ляемой генератором реактивной мощности и мини-
мально допустимого (по условию статической ус-
тойчивости) тока возбуждения синхронного генера-
тора. Сумма цифровых сигналов вычислительной
части преобразуется ЦАП в аналоговое регулирую-
щее воздействие t/per на ФИУ тиристорными пре-
образователями возбудителя генератора.
АРВ-М
Автоматический регулятор АРВ-М функциони-
рует на быстродействующем микропроцессоре
SAB-C167CR-LR фирмы Siemens и обеспечивает
эффективную реализацию как ПД-алгоритма, так и
нетрадиционного для регулирования возбуждения
ПИД-алгоритма [48.19, 48.12].
Регулятор выполняет целый ряд функций: огра-
ничение режимных параметров (генерируемой и,
особенно, потребляемой, реактивной мощности и
др.); технологические (управление начальным воз-
буждением и гашение поля генератора); автомати-
ческой защиты управляемых тиристорных преоб-
разователей возбудителя. Исполнительная часть
регулятора осуществляет цифровое фазоимпульс-
ное управление тиристорами возбудителя синхрон-
ного генератора.
В измерительных органах напряжения, изме-
нения частоты, реактивного и активного тока и
тока возбуждения синхронного генератора приме-
нены вторичные измерительные трансформаторы
напряжения и тока типа LEM, использующие
гальваномагнитный генератор ЭДС Холла (холло-
трон) в цепи отрицательной обратной связи инте-
грального операционного усилителя [48.12].
Измерительные органы регулятора. Измери-
тельные органы напряжения и изменения частоты
(рис. 48.15, а) содержат общую аналоговую аппа-
ратную часть, состоящую:
из двух активных измерительных трансформа-
торов напряжения —трансформаторов тока ATAL1,
ATAL2, подключенных к двум междуфазным напря-
жениям иаЬ и иЬс генератора через балластные ре-
зисторы Rq значительного сопротивления, преоб-
разующие источники ЭДС, какими являются пер-
вичные измерительные трансформаторы напряже-
ний иаЬ > иЬс (иа схеме не показаны), в источники
токов i , j и нагруженных резисторами Rn;
пассивных малоинерционных ЯС-фильтров
нижних частот F (постоянная времени т — 0,5 мс),
задерживающих гармоники повышенной частоты
напряжений генератора и импульсные помехи;
согласующих активных повторителей напряже-
ний DA U.
Программный измерительный преобразователь
напряжения (ИПН) содержит интегральные анало-
го-цифровые преобразователи АЦП1, АЦП2 с ин-
Рис. 48.15. Схемы цепей аналоговой (а), программной (б) частей измерительного органа напряжения и
измерительного органа изменения частоты (в)
тервалом дискретизации Г= 7’п/24 (рис. 48.15, ff).
Он формирует (операция суммирования SMI) дис-
кретные мгновенные значения междуфазного на-
пряжения иса(пТ), выполняет функцию цифрового
выпрямителя трехфазной системы напряжений ге-
нератора — операция выделения постоянной со-
ставляющей и0(пТ) суммы SM2 абсолютных АВ5
дискретных мгновенных значений трех напряже-
ний нерекурсивным фильтром ZF.
Фильтр ZF представляет собой программный
интегратор—сумматор указанных абсолютных
дискретных мгновенных значений SM2 в течение
времени Тп/2. Особенность фильтра — импульс-
ная характеристика в виде последовательности од-
нополярных 8-функций, следующих через каждый
интервал дискретизации Т, что обеспечивает выда-
чу информации о начале процесса изменения дей-
ствующего значения напряжения генератора уже
через один интервал Т = 0,83 мс. Дискретное изме-
-нение действующего значения напряжения генера-
тора отображается переходной характеристикой,
напоминающей дискретизованную экспоненту
длительностью Гп/2.
Измерительный орган напряжения, програм-
мно формирующий цифровые сигналы информа-
ции об отклонении действующего значения напря-
жения от предписанного BU(nT) и о скорости его
изменения U'(nT), содержит элемент сравнения —
сумматор SM3 в режиме вычитания двоичного чис-
ла Ц; (пТ) на выходе ИПН и числа, отображающего
предписанное напряжение (уставку регулятора)
ипр(пТ). ИОН выполняет и программную функ-
цию численного дифференцирования DZ.
Измерительный орган тока возбуждения функ-
ционирует аналогично. В нем используются актив-
ные измерительные трансформаторы токов 1и и 1С
в цепи переменного тока тиристорного преобразо-
вателя, нагруженные резисторами для преобразова-
ния токов в напряжения.
При автоматической диагностике измеритель-
ных органов проверяется наличие напряжений, че-
редование их фаз, несимметрия трехфазной систе-
мы напряжений.
Измерительный орган изменения частоты по
своему действию аналогичен ранее применявшему-
ся в АРВ-СДМ. Его аппаратная часть содержит
(рис. 48.15, в):
аналоговый активный сумматор DAW, форми-
рующий напряжение иса.;
три аналоге-дискретных преобразователя АДП,
формирующих импульсные сигналы иии—иис
в моменты перехода напряжений иаЬ—иса через
нулевые' (от отрицательных’ к положительным)
мгновенные значения [48.2].
В программной части используется счетчик ОС
микропроцессора тактовых импульсов N (лТт) час-
тотой 1,25 МГц, управляемый указанными им-
пульсными сигналами. По фиксируемым числам
импульсов N" - N' и N" - N" 3 раза за период
определяется его длительность Тп, вычисляется
(операция деления 1/Д,) обратное число, отобра-
жающее частоту f(nT) напряжения генератора,
вычисляется (сумматор SM в режиме вычитания)
отклонение Д/(лГ) частоты от номинальной
/п0М(иГ), производится численное дифференци-
рование сигнала A f (пТ) — формирование сигна-
ла по производной частоты f\nT) и полученная
последовательность чисел, пропускаемая через
программное апериодическое звено — рекурсив-
ный ФНЧ ZF 1-го порядка, формирует сигнал по
изменению частоты Д'/(пТ).
Измерительный орган реактивного и активно-
го токов содержит программные измерительные
преобразователи, в которых используется актив-
ный измерительный трансформатор тока фазы В и
его АЦП (на рисунке не показан).
Программно выполняется формирование сиг-
налов информации о реактивном и активном токах
и о их соотношении с использованием программ-
ных операций перемножения дискретных мгновен-
ных значений тока фазы В на функции sin ф и cos ф
соответственно. Для их генерирования вычисляет-
ся угол ф сдвига фаз между напряжением и током
одноименных фаз. В симметричном режиме ре-
зультаты перемножений содержат постоянные со-
ставляющие, отображающие реактивную н актив-
ную мощности соответственно [48.21].
Они выделяются программными нерекурсивны-
ми частотными фильтрами, аналогичными приме-
няемым в измерительном органе напряжения с ко-
нечной длительностью импульсной характеристики
(фиксированным временем собственного переход-
ного процесса), равными Тп/2, исключающими из
результатов перемножений дискретизованные гар-
монические составляющие удвоенной частоты.
Алгоритм функционирования и структур-
ная схема автоматического регулятора. Как ука-
зывалось, АРВ-М функционирует по ПД- или по
ПИД-алгоритму автоматического регулирования.
Интегральная составляющая ПИД-алгоритма
обеспечивается вводом в цепь отклонения напря-
жения Д[/ интегратора с р-передаточпой функци-
ей /7и(р) = МрТк. При этом для сохранения
пропорциональной составляющей интегратор ох-
ватывается функциональной гибкой отрицатель-
ной обратной связью, осуществляемой реальным
дифференциатором с!'р-иередаточной функцией
Цепь, эквивалентная замкнутому указанной
обратной связью интегратору, представляет собой
параллельное соединение апериодического звена
(П-канал) и интегратора с увеличенной постоян-
ной времени Тн эк, последовательно соединенного
с апериодическим звеном (И-канал) с передаточ-
ной функцией
В соответствии с известным [48.7] соотношени-
ем между р- и z-опсраторами
р = (1 ~z“1)/7’= (z^ l)/z7 ' (48Л8а)
z-передаточная функция цифрового ПИД-регулято-
ра согласно (48.17а) и произведением р-псредаточ-
ных функций в (48.18) представляется в виде
//рег(^) = кС
каТ/(Тй+Т)
1 -г~1Га/(Та + Т)
^и(Р) _ Х/РТ.
l+HK{p)Hoc(p) 1 +(1/р7-и)р
₽7'о.с+1
^2Ta/(Ta+T)-z~1\(2Ta+T)/(T.a + T)l+ 1
х AUfz) + Ц LU(z) +
гда Т’и.эк = + То.с? Та = Т«То.с1(Т» + Го.с);
К = VPo.c + Ги.эк)= 1/(1 + Т’и.эк/Т’о.с)-
Согласно (48.18) коэффициент передачи апе-
риодического звена к... < 1, поэтому происходит
уменьшение коэффициента усиления сигнала по
отклонению напряжения ПИД-регулятора А^эк =
= кик.л и возрастание статизма при переходных
процессах, что означает повышение устойчивости
автоматической системы регулирования.
Динамические свойства структурных звеньев
цифрового автоматического регулятора описыва-
ются z-передаточными функциями H(z).
11/(1 + T/Tд)](1 — z ), _
+ к,-------j---2--------- A/(z)
1-z /(1 + 77Гд)
1 - z _ 1-z
+ k'f '-y- hf(z) + —^-/„(z), (48.186)
raerfl=r0.c.
Операторному выражению (48.186) соответст-
вует структурная схема программной измерительно-
преобразовательной и вычислительной частей циф-
рового ПИД-регулятора, приведенная на рис. 48.16.
Временные процессы в цифровом регуляторе
описываются разностным уравнением, которое
в соответствии с z-передаточной функцией (48.186)
выглядит как
^ег(«П =
2
= ки. KaT/(Ta + n+ Т /1Тиэк(7а+ 7)Й X
27 + Т
х Д17(л7) - Д1/| (и -1)7] +
х а
Га
+ -“ Д(/[(«-2)7| +
J а
+ Д(/(л7) - Д[/[(л - 1)7| +
о'
+ кт Д/(*П-ДЛ(и-1)7| Д'/[(л-1)7|
/ Д т+ Т I + т/т
д д
+ к, Д/(л7)-Д/|(И-1)7|
/в(л7) —/в[(л — 1)7]
к' ....... т---------"
(48.18в)
где Д'/ [(и - 1)7 ] — дискретное значение выходно-
го сигнала реального цифрового дифференциатора
в предшествующем интервале дискретизации.
Кроме АРВ-СДМ и АРВ-М синхронных генера-
торов разработаны аналоговый и цифровой [48.22]
двухканальные автоматические регуляторы возбу-
ждения асинхроиизированных генераторов с двумя
обмотками возбуждения [48.2].
АВТОМАТИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ
РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ СИНХРОННЫХ
КОМПЕНСАТОРОВ
Синхронный компенсатор (СК) — традицион-
ный генератор реактивной мощности — использу-
ется в современных ЭЭС и как ее управляемый по-
требитель. Режим генерирования (выдачи) или по-
требления определяется его возбуждением:
при номинальном возбуждении 7В 11ом СК выда-
ет реактивную мощность
<?СК .юм = Eq ..омском “ Vw)/xd; (48.19)
при отсутствии возбуждения 7В - 0 — потреб-
ляет реактивную мощность
о
|“бско| = Uu/Xd !=0>5СсКпом- (48-20)
Наибольшая возможная нагрузка потребляе-
мой реактивной мощности достигается или при
ограниченном условием устойчивости синхрон-
ного режима граничном отрицательном токе воз-
буждения -/в гр [48.1], или при отсутствии возбу-
ждения = 0 к внутреннем угле* компенсатора
6 ft/2, т.е. при расположении ротора по попереч-
ной оси, при которых
о
|-СсК11>| = “ °>75ескйом • (48-2°а)
Искусственная устойчивость работы СК при
расположении ротора по поперечной осп обеспе-
чивается быстродействующим знакопеременным
автоматическим регулированием реверсивного
возбуждения СК по отклонениям угла Д 6 от гра-
ничного значения 8гр = л/2. Возникающие при
этом положительный или отрицательный синхро-
низирующие вращающие моменты замедляют или
ускоряют движение ротора, который, вибрируя,
удерживается в динамически равновесном поло-
жении по поперечной оси [48.1].
Обмотка возбуждения СК при этом выполня-
ет роль только удержания ротора в указанном
положении. Такую же роль удержания ротора
в положении по продольной оси, т.е. при угле
8 = 0 и отрицательном возбуждении, может вы-
полнять вторая удерживающая обмотка возбуж-
дения LG2 (рис. 48.17), расположенная по попе-
речной оси ротора.
Такие СК с двумя обмотками возбуждения —
основной продольной и удерживающей попереч-
ной — могут загружаться любой, ограниченной
лишь термической стойкостью обмоток статора по-
требляемой реактивной мощностью при угле поло-
жения ротора 8 = 0.
Режим значительного потребления реактивной
мощности возможен только при автоматическом
знакопеременном регулировании тока возбужде-
ния / поперечной обмотки. Потребляемая реак-
тивная мощность определяется током возбуждения
7В(/ в основной (продольной) LGI обмотке ротора.
Таким образом, автоматическое регулирование
возбуждения СК с поперечной обмоткой ротора
осуществляется двумя отдельными регуляторами.
Источниками токов возбуждения IK(1, 7В? СК слу-
жат два реверсивных тиристорных возбудителя,
управляемых двумя автоматическими регулятора-
ми АРВ-<7 и АРВ-</.
Алгоритмы функционирования автоматиче-
ских регуляторов определяются их назначением.
Регулятор АРВ-J обеспечивает поддержание на-
пряжения 1/ш на шинах путем изменения генери-
руемой или потребляемой СК реактивной мощно-
сти. На него возлагается и задача демпфирования
качаний синхронных генераторов электростанций
путем создания принужденных колебаний напря-
жения на шипах с частотой колебаний роторов ге-
нераторов и фазой, обеспечивающей эффективное
их затухание.
Это достигается использованием сигнала по из-
менениям активной мощности Д Р в линии электро-
передачи, формируемого реальным дифферепци-
Рнс. 48.17. Функциональная схема автоматической системы регулирования возбуждения СК с поперечной обмоткой ротора
рующим звеном. Регулирующее воздействие t7perrf
определяется суммой сигналов, отображающих от-
клонение напряжения Д[/ = Ц|р - О'и1, производ-
ной напряжения и изменения Д'Р мощности.
В операторной форме алгоритм автоматическо-
го регулирования
Uperd(p) = (kykU(p)+k'pLU(p) +
+ kpP(p)pTa/a + pT^/(l+pTd). (48.21)
Сигнал, формируемый по производной напря-
жения, является, как указывалось, стабилизирую-
щим АСРВ по продольной оси, т.е. предотвращаю-
щим се переход в неустойчивый автоколебатель-
ный режим из-за обычно весьма высоких значений
коэффициента ку усиления сигнала по отклоне-
нию напряжения (ку > 100).
Алгоритм автоматического регулирования воз-
буждения ЛРВ-<у по поперечной оси обеспечивает
удержание ротора в положении по продольной оси,
т.е. при угле 8 = 0, в режиме потребления реактив-
ной мощности при отрицательном токе возбужде-
ния ~IRd в продольной обмотке возбуждения LG1
и демпфирование колебаний ротора в этом режиме
искусственной устойчивости СК. Поэтому регуля-
тором ЛРВ-с/ используются сигналы по отклоне-
нию угла Д 8 от 8 = 0, его производной и отклоне-
нию (появлению) электромагнитного момента —
активной мощности на валу СК. В операторном ви-
де алгоритм автоматического регулирования
u^qCp) =
к/\Ъ(р) + k’i>^(p) ч- fcyAPCK(p)
[ ( ’22)
Автоматические регуляторы АРВ-J и АРВ-g со-
держат соответствующие алгоритмам (48.21) и
(48.22) измерительные органы (рис. 48.17): напря-
жения ИОН с дифференциатором DADI, активной
мощности линии ИОАМ с реальным дифференциа-
тором DAD2, угла положения ротора ИОУ с диффе-
ренциатором DAD3 и электромагнитного момента
ИОЭМ; измерительные преобразователи мощности
линии ИПАМ1 и синхронного компенсатора
ИПАМ2; задающие элементы ЗЭ 1, ЗЭ2, отображаю-
щие установленную передаваемую мощность по ли-
нии и мощность СК, определяемую главным обра-
зом его вентиляционным охлаждением.
Измерительные органы регуляторов выполня-
ются на интегральных микросхемах: ИОН с ис-
пользованием управляемых интеграторов DAJ. Из-
мерительный орган угла ИОУ запоминает мгно-
венное значение синусоидального напряжения, на-
пример фазы Л статора иа путем заряда конденса-
тора в момент появления импульса ни от индукци-
онного измерительного преобразователя (датчика)
угла ИИУ [48.1 ]. ИОУ состоит из постоянного маг-
нита с обмоткой, расположенного на статоре СК у
торца вала ротора. На торце вала размещена пла-
стина из магнитного материала, перекрывающая
зазор между полюсами постоянного магнита в мо-
менты времени, изменяющиеся в функции угла 8
синхронного компенсатора, относительно момента
перехода через пуль мгновенного значения напря-
жения иа. В момент перекрытия зазора между по-
люсами постоянного магнита в обмотке индуциру-
ется импульс напряжения ни, смещающийся по оси
времени при изменении угла 8. Соответственно
1 раз за период изменяется напряжение на за-
поминающем конденсаторе.
После суммирования сигналов измерительных
органов интегральными сумматорами DAH7,
DAIV2 исполнительными усилителями Al, А2 они
преобразуются в регулирующие воздействия
Е/рег(/, ^рег<7 иа устройства фазоимпульсного
управления ФИУ1—ФИУ4 тиристорами возбуди-
телей через разделительные диоды: разнополяр-
ные напряжения t/perrf>. ПреГ9 воздействуют на
разные тиристорные выпрямители возбудителей
PSI, VS2 синхронного компенсатора GC.
АВТОМАТИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ
СТАТИЧЕСКИМИ КОМПЕНСАТОРАМИ
РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
Возможность непрерывного управления мощ-
ностью реакторов и дискретного изменения мощ-
ности конденсаторных установок мощными тири-
сторными управляемыми устройствами и тири-
сторными выключателями соответственно обу-
словила разработку статических тиристорных
управляемых компенсаторов (СТК) реверсивного
действия, более надежных, быстродействующих и
менее дорогих, чем вращающиеся синхронные
компенсаторы. В связи с выявившимися особен-
ностями коммутации секционированных конден-
саторных установок оказалось целесообразным
выполнять СТК, состоящими из непрерывно
управляемой реакторной части и постоянно вклю-
ченной или только включаемой и отключаемой
в целом конденсаторной установки. Поскольку
непрерывно управляемые реакторные СТК в ре-
жимах малой загрузки потребляемой реактивной
мощностью (при больших углах включения тири-
сторов л/2 < а < 2л/3) генерируют гармониче-
ские составляющие напряжения и тока, пришлось
их секционировать и осуществлять дискретно-не-
прерывное управление их мощностью, т.е. произ-
водить включение и отключение отдельных реак-
торов с непрерывно изменяемой мощностью каж-
дого из них тиристорными преобразователями,
Рис. 48.18. Схема управляемого статического компенсатора (а) и функциональная схема автоматиче-
ского регулятора (б)
работающими с малыми л/6 < сх < л/2 углами
включения тиристоров. Поэтому определились
два типа СТК, оба состоят из отдельных секций
(модулей), но один с постоянно подключенной
конденсаторной установкой, а второй с периоди-
чески коммутируемой.
Первый тип СТК является частично, а второй
полностью реверсивным. Например, СТК одной
из электропередач напряжением 1150 кВ состоит
из 14 реакторных непрерывно управляемых моду-
лей, потребляющих реактивную мощность до
-1100 Мвар, и конденсаторной установки мощно-
стью 300 Мвар [48.23]. Реверсивный СТК мощно-
стью 55 Мвар содержит непрерывно управляемую
тиристорным преобразователем P'S (рис. 48.18)
реакторную часть LR и дискретно управляемую
несекционированную, т.е. включаемую или от-
ключаемую конденсаторную установку СВ напря-
жением 10 или 20 кВ [48.23].
Автоматический регулятор реактивной
мощности реверсивного СТК разработан как
устройство дискретно-непрерывного действия.
Непрерывная его часть функционирует по алго-
датыу .[48.231
1’L.' VP^P.) = + kip^U{p) +
+ Л"р2ДО/(р)+^ДРл(р)рТ/(1 +рТд)]/
/(рТу+ 1)2. (48.23)
Составляющая (48.23), пропорциональная от-
клонению напряжения ДС, определяет загрузку
СТК генерируемой или потребляемой реактивной
мощностью. Сигналы по первой и второй произ-
водной напряжения стабилизируют автоматиче-
скую систему регулирования, работающую, как
указывалось, при высоких коэффициентах усиле-
ния сигнала по отклонению напряжения. Сигнал,
отображающий изменения активной мощности ли-
нии электропередачи, формируемый реальным
дифференцирующим звеном по ее отклонению
ДРЛ, обеспечивает затухание электромеханиче-
ских переходных процессов в электропередаче. Из
условия наиболее эффективного их демпфирова-
ния и выбирается постоянная времени Гд реально-
го дифференциатора.
Функциональная схема непрерывной части ав-
томатического регулятора реактивной мощности
(см. рис. 48.18) состоит:
из апериодических звеньев с передаточными
функциями На1(р)|Яа2(^)| = 1/(рГа+1), за-
мещающими принятые в (48.23) безынерционными
измерительные преобразователи напряжения ИПН
и активной мощности ИПАМ;
двух идеальных с передаточными функциями
Йд1(р)1^д2(р)1 и одного реального
|//д.р(^)=р7’д/(рГд -к !)] Дифференциаторов;
инерционных звеньев с передаточными функ-
циями Яу1(р)[//у2(р)| = 1/(рГу + 1) первого
порядка, замещающих суммирующий и исполни-
тельный усилители. Автоматический регулятор
пропорционально-дифференциальный статический.
Функциональная схема автоматического регу-
лятора реактивной мощности СТК, аналогично
схеме регулятора СК (см. рис. 48.17) содержит из-
мерительные органы напряжения ИОН и активной
мощности ИОЛМ линии, состоящие из свойствен-
ных им типовых функциональных элементов: из-
мерительных преобразователей напряжения и
мощности, задающих элементов ЗЭ, элементов
сравнения непрерывного действия ЭСНД и обу-
словленных алгоритмом регулирования (48.23) ак-
тивных дифференциаторов.
Суммарный непрерывный сигнал Ц.у(р) на
выходе сумматора DAW исполнительным усили-
телем А превращается в регулирующее воздейст-
вие на непрерывно управляемый (через устрой-
ство ФИУ) тиристорный преобразователь VS
(рис. 48.18, а), непрерывно изменяющий потреб-
ляемую реактивную мощность реактора LR ста-
тического компенсатора.
Регулятор, как указывалось, непрерывно-дис-
кретного 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 QI ком-
пенсатора и Q2 его конденсаторной части. Они не-
обходимы для предотвращения периодического
включения и отключения выключателя Q2 (неус-
тойчивости его коммутации) при воздействии на.
дискретное изменение мощности СТК путем отклю-
чения или включения его конденсаторной части.
Сигналы формируются релейным нуль-индика-
тором суммарного сигнала (7сУ и логической ча-
стью элемента управления ЭУ. При изменении зна-
ка напряжения ±[/сУ конденсаторная установка
СВ должна включаться или отключаться. Перед ее
включением по дискретному сигналу с опережени-
ем по времени на один-два периода промышленной
частоты формируется дискретный сигнал Un 0 пол-
ного открытия тиристоров, т.е. перевода СТК
в режим потребления максимальной мощности.
Включаемая тут же конденсаторная часть полно-
стью компенсирует потребляемую реактором мощ-
ность — это нулевой режим СТК. Затем непрерыв-
ным управлением тиристорами мощность реактора
уменьшается, обеспечивая нарастание генерируе-
мой мощности СТК конденсаторной его частью.,
По мере повышения напряжения иш
(рис. 48.18, а) на шинах и необходимости сниже-
ния генерируемой мощности СТК конденсаторной
его частью, т.е. перевода СТК в режим потребления
реактивной мощности с опережением на несколько
периодов по сигналам U4 о тиристоры переводятся
в состояние частичного открытия, а дискретным
сигналом отключается выключатель Q1. Конденса-
тор апериодически разряжается па реактор через
частично открытые тиристоры, потому что при
полном их открытии вследствие равенства сопро-
тивлений реакторной и конденсаторной частей при
промышленной частоте имел бы место длительный
слабо затухающий периодический процесс переза-
ряда (неустойчивость разряда) конденсатора.
Затем в обесточенном состоянии выключатель
конденсатора Q2 отключается, a Q1 снова включа-
ется. Тиристоры непрерывным сигналом Uc% пере-
водятся в режим, соответствующий необходимой,
определяемой напряжением 1/ш потребляемой ре-
активной мощности.
Все элементы регулятора выполняются на ин-
тегральных микросхемах с использованием управ-
ляемых интеграторов в ИПН, интегральных пере-
множителей в ИПАМ и дискретных логических
микросхем.
Микропроцессорная автоматическая систе-
ма комплексного управления (и защиты) стати-
ческими компенсаторами (САУЗ) выполнена на ба-
зе микросредств управляющей вычислительной
техники (МСУВТ) В7 [48.24]. Она производит не
только автоматическое регулирование напряжения
и реактивной мощности СТК, но и противоаварий-
ное управление: защиту тиристорных преобразова-
телей, ограничение перенапряжений, дискретное
повышение предписанного напряжения (уставки)
по сигналу противоаварийной автоматики.
Как обычно, для обеспечения надежности
функционирования предусматривается две взаимо-
резервируемые управляющие микроЭВМ, обра-
зующие вычислительную ВЧ функциональную
часть (рис. 48.19). Каждая из них содержит по два
микропроцессора МП1, МП2.
Измерительно-преобразовательная ИПЧ и ис-
полнительная ИЧ функциональные части, образую-
щие, как указывалось, устройство связи с объектом
(УСО), выполняют аналоговое измерительное пре-
образование входных сигналов — напряжений и
токов промышленной частоты, формируют фазо-
импульсное управляющее воздействие на тиристо-
ры СТК и обеспечивают гальваническое разделе-
ние (развязку) их цепей и входов вычислительной
части ВЧ. При этом используется, как указывалось,
реле дискретных сигналов РДС на герконах и опто-
электронные усилители в цепях аналоговых сигна-
лов (на схеме не показаны).
Элементы аналогового измерительного преоб-
разования токов АИТ и напряжений АИН содержат
Рис. 48.19. Упрощенная схема микропроцессорной системы комплексного управления и защиты СТК
активные измерительные трансреакторы и транс-
форматоры [48.7] с унифицированными сигналами
в виде переменных напряжений с ограниченной на
уровне 5 В амплитудой. Они поступают через ком-
мутатор аналоговых сигналов АК (аналоговый
мультиплексор) в АЦП.
Поскольку напряжения на шинах подстанции
и на линии, при работе СТК, генерирующего гар-
моники, несинусоидальны, то перед аналого-дис-
кретными преобразователями АДП, формирую-
щими импульсы управления микропроцессорами,
установлены активные частотные фильтры ниж-
них частот ФНЧ.
Два АДП формируют короткие импульсы, не-
обходимые для цифровых измерительных преобра-
зований вычислительной части в моменты перехо-
дов через нулевые значения трехфазных напряже-
ний и напряжения одной из фаз.
В связи с несинусоидальностью напряжений
производится цифровое измерительное преобразо-
вание действующего значения напряжения в сиг-
нал, что является оригинальной особенностью вы-
числительной части САУЗ. Программа такого пре-
образования предполагает вычисление сумм квад-
ратов дискретных мгновенных значений фазных
напряжений через интервалы времени, равные од-
ной четверти периода их изменений, и извлечение
квадратного корня. Цифровой сигнал информации
о действующем напряжении формируется по сред-
нему за период 7"п промышленной частоты их зна-
чению. Прерывание вычислений производится со-
ответствующими таймерами Tl, Т2 микроЭВМ.
В цепях напряжений предусмотрены и аналого-
вые выпрямительные измерительные преобразова-
тели средних значений напряжений ВИПН.
Оригинальной разработкой является и цифро-
вой способ формирования управляющих воздейст-
вий — вычисление двоичного кода угла включе-
ния тиристоров СТК и его фазоимпульсное преоб-
разование. Запуск программы фазоимпульсного
преобразования происходит по прерываниям
12 раз в течение периода промышленной частоты
импульсными сигналами, формируемыми АДП
при каждом переходе через нулевые мгновенные
значения шестифазной системы переменных на-
пряжений. получаемой от измерительных транс-
форматоров ТУ с разными группами соединений
первичной и вторичной обмоток. На выходе второ-
го микропроцессора МП2 по шести линиям пере-
даются сигналы информации об углах включения
тиристоров трехфазных преобразователей. Сигна-
лы усиливаются и распределяются по тиристорам
в формирователях импульсных токов управления
ФИУ исполнительной частью САУЗ. В формирова-
тели поступают и сигналы установки диодного ре-
жима работы тиристоров.
Микропроцессор МП2 выполняет и функции
защиты СТК от токов перегрузки и повреждений
тиристорного преобразователя. В исполнительную
часть входит, как указывалось, и комплект выход-
ных реле КВР дискретных сигналов, поступающих
от их мультиплексора МПЛ. В микропроцессорной
САУЗ предусмотрены сервисные функции — мо-
дуль контроля МК и подключаемый через ЦАП ос-
циллограф демонстрируют операции автоматиче-
ского управления. Широкий набор сервисных
функций, реализуемых программно, обеспечивает
удобство контроля и обслуживания САУЗ.
АВТОМАТИЧЕСКОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ
ТРАНСФОРМАТОРОВ
И АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ
Особенности автоматического регулирова-
ния коэффициента трансформации. Основные
особенности автоматического регулирования коэф-
фициента трансформации обусловливаются дис-
кретностью его изменения при переключении от-
ветвлений обмоток и относительной сложностью и
инерционностью процесса переключения электро-
механическими устройствами регулирования под
нагрузкой (УРПН).
При автоматическом регулировании обеспечи-
вается:
дискретность действия регулятора и нечувстви-
тельность к изменениям напряжения, меньшим
ступени регулирования;
большая выдержка времени для предотвраще-
ния переключений при кратковременных измене-
ниях напряжения при пусках и самозапусках элек-
тродвигателей, удаленных КЗ и в других случаях;
регулирование напряжения с отрицательным
статизмом для поддержания напряжения у потре-
бителя на неизменном уровне при возрастании на-
грузки.
Сложность процесса переключения обмоток,
необходимость обеспечения согласованного дейст-
вия трех однофазных УРПН, шести однофазных
или трех трехфазных УРПН при переключениях от-
ветвлений обмоток параллельно работающих
трансформаторов или автотрансформаторов, а так-
же относительно высокая вероятность появления
неисправностей в сложных электромеханических
устройствах обусловливают еще две особенности
автоматического регулирования коэффициента
трансформации, а именно однократность и им-
пульспость регулирующего воздействия и необхо-
димость автоматического контроля завершения пе-
реключения и исправности автоматической систе-
мы регулирования в целом.
До последнего времени применялся полупро-
водниковый автоматический регулятор коэффици-
ента трансформации (АРКТ) типа АРТ-1Н [48.1].
Микропроцессорный автоматический регу-
лятор SPAU341C производится объединенным
предприятием «АББ Реле-Чебоксары» [48.2]. Оп
является интеллектуальным автоматическим уст-
ройством, выполняющим кроме функций собствен-
но АРКТ, ряд дополнительных, набор сервисных
функций, свойственных современным микропро-
цессорным техническим устройствам автоматиче-
ского управления. Регулятор функционирует по
программе, содержащейся в ПЗУ мнкроЭВМ и от-
личается высокой точностью функциональных ха-
рактеристик и показателей.
Четко фиксируемый в цифровой форме коэф-
фициент возврата измерительной части позволяет
возможно максимально приблизить зону нечувст-
вительности к дискретному изменению напряже-
ния при переключениях соседних ответвлений об-
мотки высшего напряжения (ступени регулирова-
ния). Вычислительный процесс определения паде-
ний напряжения в линиях электроснабжения на-
грузки обеспечивает их компенсацию, необходи-
мую для поддержания постоянства напряжения
электроприемников при изменениях потребляемой
ими электроэнергии. Расчетное определение вы-
держки времени действия регулятора в зависимо-
сти от степени отклонения напряжения придает
ему свойства адаптации и позволяет оптимизиро-
вать процесс автоматического управления УРПН.
Автоматический регулятор имеет алфавитно-
цифровой дисплей, отображающий текущую ин-
формацию о режиме работы трансформатора
с фиксированием значений напряжений, тока на-
грузки, угла сдвига фаз между ними, напряжения
компенсации и сигнала о состоянии УРПН с ука-
занием его положений, т.е. рабочих ответвлений
обмотки и положений приводного механизма. Ав-
томатическое тестирование и самодиагностика
с выводимой информацией о появляющихся неис-
правностях обеспечивают надежность функцио-
нирования регулятора.
Автоматический регулятор имеет модульное
построение. Основным является модуль автомати-
ческого регулирования SPCU 1DSO. Он произво-
дит все вычислительные операции и формирует
цифровые сигналы, преобразуемые выходным мо-
дулем в управляющие воздействия на УРПН. В со-
ответствии с отклонением ДЕ/ от установленного
(предписанного) напряжения, определяемого с
учетом рассчитываемого в реальном времени на-
пряжения компенсации, при выходе изменяюще-
гося напряжения за пределы зоны нечувствитель-
ности ДЕ/ > ДЕ/|1Ч модуль регулирования запуска-
ет программу вычисления первой выдержки вре-
мени, зависящей от ДЕ//ДЕ/ПЧ = В в соответствии
с соотношением
(48'24)
при фиксированном Гтах ~ 25 с.
Если отклонение напряжений уменьшается до
ДЕ/ < О,75ДЕ/1|Ч, отсчет времени прекращается и ре-
гулятор на УРПН не действует.
После окончания первой выдержки времени
тем меньшей, чем согласно (48.24) больше откло-
нение напряжения, производится переключение
одного ответвления обмотки трансформатора.
В случае, если одного переключения недостаточно
для вхождения напряжения в зону нечувствитель-
ности, запускается отсчет второй выдержки време-
ни Zper2 < /рег1 и при необходимости производится
переключение второго ответвления.
В автоматическом регуляторе предусматривает-
ся информационное общение с оператором непо-
средственно или через ПЭВМ и с более высоким ие-
рархическим уровнем автоматического управления.
Как указывалось, он вычисляет напряжение на
своем входе — напряжение регулятора t/pel по
предписанному напряжению 17 (уставке), про-
порциональному напряжению, которое должно
поддерживаться на шинах подстанции, вычисляе-
мому падению напряжения Д(7г в линиях, питаю-
щих потребителей электроэнергии, и по снижению
ДЦ1р уставки в режиме минимальной нагрузки
трансформатора. При этом учитывается и реактив-
ный ток /р ц, циркулирующий между параллельно
работающими трансформаторами, в том числе раз-
личной мощности. В относительных единицах (по
отношению к номинальным значениям)
^*рег = ^*пр + ЧП 'ДС/‘пр- (48.25)
Активная ДПд и реактивная AC'V составляющие
падения напряжения в линиях вычисляются
по известным их сопротивлениям и токам. Возмож-
но определение ДС/^ и с использованием телеин-
формации о напряжениях на зажимах приемников
электроэнергии.
Для вычисления относительного тока циркуля-
ции /рц//11ом автоматической регулятор каждого
из параллельно работающих трансформаторов пе-
редает (по волоконно-оптической связи) информа-
цию о векторе тока другим регуляторам (преду-
смотрена возможность индивидуального автомати-
ческого управления тремя трансформаторами). Ка-
ждый вычисляет общий ток нагрузки трансформа-
торов и сравнивает его по амплитуде и фазе с током
данного трансформатора. В результате составляю-
щая Л р ц в (48.25) корректирует управляющие воз-
действия каждого из регуляторов, обеспечивающие
минимизацию балластного тока циркуляции, и про-
порциональную номинальной мощности трансфор-
матора его загрузку.
Предписанное напряжение tZhp и степень его
снижения ДС/пр изменяются оператором дистан-
ционно.
Предусматривается ЗАПРЕТ (блокировка) дей-
ствия регулятора на УРПН по максимальному и ми-
нимальному напряжению трапсформатрра, выпол-
няемый микропроцессором.
На функциональной схеме автоматического
регулятора SPAU 341С (рис. 48.20) показаны мо-
дуль VI автоматического регулирования с микро-
процессором V и логическими элементами и мо-
дуль V2 ручного управления; конструктивно вы-
деленные блок V6 (в фирменном обозначении)
вторичных измерительных трансформаторов тока
и напряжения с элементами гальванической раз-
вязки и блок питания с входными зажимами Х0;
блоки входных герконов V5 с зажимами XI их об-
моток и выходных герконов со сборкой зажимов
Х2 от их контактов; показан вход под миллиампер-
метр резистивного датчика; положения УРПН ТАР
POS и оптоэлектронный преобразователь SPA-ZC
с разъемом волоконной оптической линии переда-
чи информации.
Герконы ТСО фиксируют процесс переключе-
ния УРПН, в течение которого действие регулято-
ра запрещается, a BLOCK выводит его из работы
по внешнему запрещающему сигналу: при замыка-
нии контакта одного из них на выходе элемента
DWV (ИЛИ-HE) возникает логический нуль, по-
ступающий на один из трех входов элементов DX3
и DX4, и запрещающий формирование их единич-
ных выходных сигналов, которые определяют
управляющие воздействия RAISE (поднять) и
LOWER (снизить) напряжение. Их формирование
происходит под воздействием единичных логиче-
ских сигналов микропроцессора V при возбуждав-
шемся герконе AVTO (автоматическое управле-
ние): логическая единица, зафиксированная эле-
ментом ее запоминания (триггером DS) поступает
на соответствующие входы элементов DXI, DX2.
Эта же единица на инверсных входах DX3 DX6
запрещает формирование воздействий RAISE или
LOWER модулем V2 ручного управления или
внешними сигналами, т.е. дистанционно (ключ SA
и входные герконы). При возбуждении геркона
MAN на выходе DS появляется логический нуль,
запрещающий прохождение единичных логиче-
ских сигналов через DXI, DX2 и разрешающий
формирование управляющих воздействий элемен-
тами DX3, DX4 при ручном дистанционном (вход-
ные герконы) или местном (ключ SA) управлении.
Расположенные на передней панели регулятора
дисплей и светодиодные табло отображают обшир-
ную информацию о его настройке и режиме работы.
Высвечиваются значения напряжения и тока
нагрузки трансформатора, предписанное напряже-
ние и степень его снижения, составляющие падения
напряжения в линии Д(.у, зона нечувствительно-
сти, вычисленные выдержки времени. Светодиода-
ми фиксируются: срабатывание измерительной
части на повышение RAISE или снижение LOWER
напряжения; действие блокировки по току или на-
Рис. 48.20. Функциональная схема автоматического регулятора напряжения SPAU341C
АВТОМАТИКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ_________[Разд. 48
пряжению; автоматическое управление параллель-
но работающими трансформаторами (PARALLEL)',
автоматическая самодиагностика IRF-, отключение
модуля автоматического А НТО регулирования при
переходе на ручное управление УРПН оператором
MAN. На передней панели расположены и кнопки
управления программированием, дисплеем, пере-
ключениями на параллельную работу или на руч-
ное управление УРПН. Миллиамперметром mA
фиксируются его положения.
48.4 АВТОМАТИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ
РЕЖИМАМИ РАБОТЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СТАНЦИЙ И ЭЭС
НАЗНАЧЕНИЕ АВТОМАТИЧЕСКОГО
УПРАВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЕЙ
. - г
Электрическая станция как главная производст-
венная единица ЭЭС в связи с особенностями про-
цесса производства и передачи электрической
энергии должна управляться полностью автомати-
чески, т.е. без непосредственного участия человека
(оператора). Однако в настоящее время практиче-
ски используются автоматизированные системы
управления (АСУ), предполагающие эпизодиче-
ское вмешательство в их функционирование де-
журного оператора электростанции. Сложность те-
пловых процессов на ТЭС и АЭС обусловливает
наименование систем управления ими как автома-
тизированных систем управления технологически-
ми процессами (АСУ ТП).
Автоматизированное управление режимами
работы ЭЭС осуществляется АСУ ЭЭС, ОЭС и
АСУ ЕЭС. Их техническая реализация стала воз-
можной лишь с появлением цифровой вычисли-
тельной техники. Назначением АСУ является
обеспечение надежного, технически рациональ-
ного н 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 ВЭЙ интегрированных двух-
уровневых иерархических и распределенных мик-
ропроцессорных средств для автоматизации элек-
троэнергетических комплексов (МС АЭК) [48.26].
Верхний уровень — общестанционная часть, ниж-
ний — агрегатная (блочная) часть.
МИКРОПРОЦЕССОРНАЯ АСУ ГЭС
ГЭС играют важную ролд в обеспечении на-
дежного и оптимального режима работы ЕЭС. Опи
покрывают переменную, случайно изменяющуюся
часть графика нагрузки ЕЭС и тем самым обеспечи-
вают равномерную работу мощных электроэнерге-
тических блоков ТЭС и АЭС. Именно на ГЭС со-
средоточен оперативный резерв мощности, вводи-
мый в действие в течение десятков секунд. Манев-
ренность ГЭС широко используется в аварийных
ситуациях для быстрого восстановления баланса
(равенства требуемой потребителем и производи-
мой) электроэнергии с целью предотвращения на-
рушения устойчивости параллельной работы элек-
трических станций и восстановления нормального
режима работы ЭЭС.
В настоящее время создана микропроцессорная
интегрированная АСУ ГЭС и ГАЭС [48.4], функ-
циональная структура которой иллюстрируется
схемой на рис. 48.21. Как указывалось, АСУ явля-
Рис. 48.21. Функциональная структура микропроцессорной АСУ ГЭС
ется двухуровневой. Нижний агрегатный уровень
(агрегатная часть ЛЧ) содержит устройства:
сбора и первичной обработки информации о со-
стоянии гидрогенератора ГГ, трансформатора Т и
схемы его подключения УСИ;
контроля и диагностики КДА гидроагрегатов
ГА и коммутационного (подстанционного) обору-
дования КПО;
комплексного автоматического управления
блоком гидротурбина—генератор—трансформа-
тор К АУ;
регистрации аварийных ситуаций РАС па гид-
роагрегатах и открытых распредустройствах
ОРУ1, ОРУ2.
Первая из указанных группа информационных
средств поставляет (через концентратор КП) ин-
формацию о технических показателях технологи-
ческого оборудования.
Главную управляющую часть агрегатного уров-
ня КАУ составляет микропроцессорная автоматика
гидроагрегата: микропроцессорные АС, АРЧМ и
АРВ. Устройства РАС выдают осциллограммы про-
цессов изменений напряжений и токов при аварий-
ных ситуациях.
Верхний общестаиционный уровень (обще-
станционная часть ОСЧ) АСУ состоит из следую-
щих подсистем:
представления и отображения информации ОИ
персоналу электростанции о нормальных режимах,
регистрации и анализе аварийных режимов;
автоматического управления нормальными ре-
жимами работы электростанции;
противоаварийной автоматики ПА;
информационной связи с вышестоящим уров-
нем управления СВУ и комплексного учета элек-
троэнергии КУЭ.
Подсистема ОИ строится на базе локальной вы-
числительной сети совместимых ПЭВМ, установ-
ленных на главном щите управления ГЩУ, в элек-
тромашинкой зале М3, в помещениях службы ав-
томатики и защиты АЗ, администрации АД, плано-
во-производственного отдела ППО. Основными ее
функциями являются:
отображение информации о текущем состоянии
энергооборудования и электрической схемы ГЭС;
своевременное выявление отклонений режим-
ных параметров технологического процесса и его
нарушениях;
регистрация действия автоматических управ-
ляющих устройств в нормальных, предаварийных и
аварийных режимах;
вычисление технико-экономических показате-
лей, коммерческий учет выработки и расхода элек-
троэнергии и сбор статистической информации.
Подсистема общестанционного автоматическо-
го управления состоит из трех основных частей, осу-
ществляющих автоматическое управление пуском и
включением на параллельную работу гидрогенера-
торов — подсистема ПУСК; общестапционпос авто-
матическое регулирование частоты и оптимальное
распределение активной нагрузки между гидрогене-
раторами — общсстапциоиная подсистема регули-
рования частоты н мощности ОРЧМ и общественное
автоматическое регулирование напряжения и реак-
тивной мощности — подсистема ОРНМ.
Микропроцессорная подсистема ОРНМ обес-
печивает [48.27]:
прогнозирование реактивной нагрузки электро-
станции;
учет различий регулировочных характеристик
гидрогенераторов и индивидуальных ограничений
по реактивной нагрузке;
анализ перетоков реактивной мощности через
автотрансформаторы связи между шипами различ-
ных напряжений при формировании воздействия
па АРКТ;
поагрегатный контроль выполнения управляю-
щих воздействий и выдача соответствующей ин-
формации.
Микропроцессорная АСУ осуществляет обмен
информацией с диспетчерским пунктом ЭЭС и
ИДУ ЕЭС через общестанциоиные информацион-
ные автоматические устройства сбора и передачи
сигналов ОСПИ и быстродействующей передачи
сигналов от централизованной ЦПА противоава-
рийной автоматики БСПА.
АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА
УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ
ПРОЦЕССАМИ ТЭС
/
Функции АСУ ТП ТЭС существенно сложнее.
В соответствии с общей концепцией построения
АСУ ТП ТЭС и АЭС она является интегрирован-
ной, иерархической, двухуровневой и распределен-
ной, функционирующей на основе переработки об-
ширной информации.
Основной уровень АСУ ТП — это ее общестан-
ционпая часть ОСЧ (рис. 48.22). Опа состоит из ин-
формационного ИВК и управляющего УВК вычис-
лительных комплексов. Информационное обеспе-
чение АСУ имеет решающее значение для эффек-
тивности ее функционирования. ОСЧ осуществля-
ет обмен информацией по телеавтоматическим ка-
налам технических средств сбора и передачи ин-
формации ОСПИ с АСУ ЭЭС и по быстродейст-
вующим каналам передачи сигналов противоава-
рийной автоматики БСПА.
Информационно-вычислительный комплекс
ИВК собирает информацию от измерительных пре-
образователей электрических режимных парамет-
ров турбогенераторов и датчиков тепловых, термо-
динамических и механических режимных парамет-
ров энергоблоков и оборудования собственных
нужд (источников информации ИИ агрегатной час-
Рис. 48.22. Функциональная схема АСУ ТП тепловой электростанции
Тц АЧ) и производит ее обработку^ прежде всего
для оперативного отображения персоналу ООП,
диагностики состояния и определения ресурсов ос-
новного тепло- и электроэнергетического оборудо-
вания ДСЭО, учета выработанной, потребляемой
на собственные нужды и отпущенной электро- и те-
пловой энергии УЭТЭ, поступающей в устройства
отображения и использования информации УО и
ИИ. В ИВК производятся расчеты по оптимально-
му распределению плановой и неплановой мощно-
стей электростанции РОРМ между энергоблоками
по рассчитываемым циклически на основе собирае-
мой информации технико-экономическим показа-
телям, формируются данные для передачи в АСУ
ЭЭС и ЕЭС; производятся регистрация и анализ
аварийных ситуаций РААС и ряд расчетов планово-
производственного характера.
Управляющий вычисли тельный комплекс со-
стоит из четырех частей: управления пуском и ос-
тановом, включением на параллельную работу и
нагружением турбогенераторов ПУСК, общестан-
ционного регулирования частоты и мощности
ОРЧМ, напряжения и реактивной мощности ОРНМ
и противоаварийного управления мощностью
ПАУМ. Основные отличительные от управляющей
части АСУ ГЭС (см. рис. 48.21) особенности УВК
определяются сложностью технологических про-
цессов пуска, останова и нагружения паровых тур-
бин и задач автоматического управления мощно-
стью в нормальных, аварийных и послеаварийных
режимах, реализуемых микропроцессорной авто-
матической системой управления мощностью, вы-
полняющей функции ОРЧМ и ПАУМ.
Микропроцессорная автоматическая система
управления мощностью ТЭС является основной
частью ее АСУ ТП [48.25]. В связи с противоречи-
востью энергосистемных и внутриблочных требо-
ваний и условий она отличается значительной
сложностью. Для поддержания оптимального ре-
жима и устойчивости функционирования энерго-
объединений особенно важны скорость и точ-
ность отработки выдаваемых ТЭС заданий по
мощности, тогда как допустимая и реализуемая
скорости изменения мощности инерционных теп-
ловых энергоблоков ограничены. Поэтому АСУ
ТП содержит специфические элементы ограниче-
ния темпа задания мощности (ОТЗ) и безударного
ее подключения и отключения. ...,
Общая функциональная схема микропроцес-
сорной общестанционной автоматической системы
регулирования частоты и мощности ОРЧМ тепло-
вой электростанции содержит (рис. 48.23) про-
граммные элементы: задания плановой нагрузки
(ее графика) ЗГН и неплановой мощности ЗНМ, ог-
раничения темпа заданий на изменения мощностей
ОТЗ и безударного подключения и отключения-,
(безударных операций) БО, оптимального по тех-
нико-экономическим показателям распределения
мощностей ОРМ и задания мощности энерго-
блокам 3МБ; измерительный орган частоты ИОЧ
с зоной нечувствительности Д/||ч> |± 0,11 Гц. Вы-
ходной сумматор их сигналов воздействует на мик-
ропроцессорный автоматический регулятор мощ-
ности турбины АРМ-М и аналоговый регулятор па-
рогенератора АРПГ.
Плановая предписанная нагрузка Рпр плрассчи-'
тывастся в общеэнергосистемном оперативном ин-
формационно-управляющим комплексе АСУ'ЭЭС
(см. ниже) и передается по каналам связи системы
сбора и передачи информации на ТЭС заблаговре-
Рис. 48.23. Функциональная схема микропроцессорной автоматической системы управления мощно-
стью тепловой электростанции
менно. Задачи, связанные с управлением неплано-,-
вой предписанной мощности Рпр1|ПЛ и противоава-
рийным управлением решаются в реальном време-
ни управляющим вычислительным комплексом об-
щеэнергетического уровня.
Программные функции ЗГН, ЗНМ и 3МБ вы-
полняются по замкнутым схемам следящего авто-
матического регулирования, поэтому элемент зада-
ния неплановой мощности энергоблокам обычно
называется регулятором неплановой мощности.
Программные элементы функционируют по инте-
гральному алгоритму автоматического регулиро-
вания и принципиально реализуются как позици-
онные астатические регуляторы, содержащие, на-
пример ЗНМ, элемент сравнения непрерывного
действия ЭСНД (рис. 48.23), релейный усилитель-
преобразователь УП и исполнительный усилитель
А, охваченные функциональной гибкой отрица-
тельной обратной связью ФОС с передаточной
функцией апериодического звена. Их техническая
реализация — цифровая по соответствующим про-
граммам управления микропроцессорными вычис-
лительными средствами, т.е. в виде цифровых мо-
делей астатического следящего регулятора.
Программа оптимального распределения мощ-
ности обеспечивает вычисление интеграла функ-
ций <р(- изменений мощности энергоблоков по их
технико-экономическим показателям и технологи-
ческим ограничениям и определяет приоритет за-
грузки отдельных энергоблоков или их групп с уче-
том технологически допустимых регулировочных
диапазонов.
. Ограничители темпа задания (их два в каналах
мощностей, Рпрпл и Рпр 11Ш]) .также, представляют
собой цифровые модели астатических регуляторов
с интеграторами, постоянные времени которых
и устанавливают допустимые по технологическим
условиям скорости изменений заданий мощностей,
поступающих из АСУ ЭЭС, или скорость измене-
ний нагрузок энергоблоков при подключениях
и отключениях ввиду или недостоверности инфор-
мации, или неисправности ОСРМ. Программно
реализуется и измерительный орган частоты ИОЧ
с зоной нечувствительности.
Функции, выполняемые ОРМ при управлении
плановой мощностью, сводятся в основном к сле-
дующим:
формирование прогнозируемой части графика
нагрузки электростанции;
расчеты предписанной плановой мощности
энергоблоков на основе анализа их технико-эконо-
мических показателей и с учетом регулировочных
диапазонов, допустимой скорости изменения на-
грузки турбогенераторов и технологических огра-
ничений изменения мощности турбин;
обеспечение в результате оптимального эконо-
мически и рационального технически распределе-
ния предписанной ТЭС графиком нагрузки плано-
вой мощности;
формирование сигналов информации о выпол-
няемом графике нагрузки.
Последняя из указанных функций выполняется
содержащейся в общестанционной микропроцес-
сорной АСУ мощностью информационной функ-
циональной частью — устройством У СИ сбора ин-
формации о режимах ТЭС, передаваемой АСУ
ЭЭС, о режимах энергоблоков, поступающей в со-
ответствующие элементы микропроцессорной сис-
темы, в особенности 3МБ и ОТЗ. Указанное уст-
ройство производит тестирование при диагностике
автоматической системы и выдает информацию
персоналу ТЭС с выводом на дисплей ПЭВМ ре-
жимных параметров энергоблоков.
ЦИФРОВАЯ АВТОМАТИЧЕСКАЯ СИСТЕМА
УПРАВЛЕНИЯ ЧАСТОТОЙ И АКТИВНОЙ
МОЩНОСТЬЮ ЭЭС
Автоматическое регулирование частоты и
управление активной мощностью является главной
задачей автоматизированного диспетчерского
управления режимами работы ЭЭС, ОЭС и ЕЭС.
Соответствующие автоматические устройства об-
разуют централизованную автоматическую систе-
му регулирования частоты и мощности (ЦАРЧМ),
функционирующую по ступенчато-иерархическо-
му принципу.
Нижним ее уровнем являются АСУ ТП элек-
тростанциями. Второй уровень образуют автома-
тические устройства, установленные на диспет-
черских пунктах ЭЭС. В соответствии с расчетами
по прогнозированию графика нагрузки и его опти-
мальному по технико-экономическим показателям
выполнению УВК, используя технические средст-
ва передачи информации, выдают почасовые гра-
фики нагрузок — задания плановой мощности и
определяют участие частоторегулирующих элек-
тростанций в покрытии изменений внеплановой
мощности ЭЭС. Новой по сравнению с общестан-
ционной АСУ ТП функцией АСУ ЭЭС является
контроль и ограничение перетоков мощности по
линиям электропередачи по условию сохранения
статической устойчивости ЭЭС.
Указанная задача ограничения перетоков мощ-
ностей становится главной для автоматических уст-
ройств управления частотой и активной мощностью
ОЭС, часто содержащих линии связи между ЭЭС с
ограниченной пропускной способностью. Они об-
разуют третий (верхний) уровень ЦАРЧМ. Ее выс-
шим (четвертым) уровнем является комплекс авто-
матических устройств, установленных в централь-
ном диспетчерском управлении (ЦДУ) ЕЭС.
Основными задачами ЦАРЧМ являются непре-
рывное поддержание баланса между генерируемой
и требуемой потребляемой мощностями при наибо-
лее экономичном режиме и рациональном исполь-
зовании энергоресурсов и обеспечение устойчиво-
сти параллельной работы ОЭС и надежности элек-
троснабжения.
Особенности автоматического управления на
верхнем и высшем уровнях определяются сниже-
нием случайных отклонений частоты по мере рос-
та установленных мощностей ОЭС и ЕЭС в целом
и, напротив, возрастанием нерегулярных измене-
ний обменных мощностей между ОЭС. Поэтому
в ОЭС и ЕЭС производится автоматическое регу-
лирование среднего за некоторое время значения
частоты по интегральному критерию, а на первый
план выступает управление перетоками мощно-
стей и их ограничение.
Опыт эксплуатации аналоговой ЦАРЧМ, соз-
данной в ОАО «Институт «Энсргосстьпроскт», по-
зволил разработать и внедрить в ЕЭС цифровую
ЦАРЧМ, имеющую расширенные функции и новые
свойства [48.28,48.29]:
способность приспосабливаться (свойство
адаптации) к изменениям режимов работы и скла-
дывающейся ситуации в ОЭС и ЕЭС;
обеспечение технически рационального совме-
стного использования гидравлических и тепловых
электростанций в общем процессе производства и
передачи электроэнергии;
реализация сложных взаимосвязей при анализе
текущих режимов, выявление их нарушений и опре-
деление оптимальных управляющих воздействий;
повышение работоспособности управляющего
комплекса в целом и предотвращение неправиль-
ных его действий при неисправностях отдельных
элементов;
повышение помехоустойчивости за счет боль-
шей достоверности используемой информации;
обеспечение диспетчера информацией, доста-
точной для оценки текущего режима и контроля за
его изменениями при действии ЦАРЧМ.
В цифровой, как и в аналоговой ЦАРЧМ, регу-
лирующее воздействие на /-ю электростанцию фор-
мируется по интегральному соотношению
. 'к 'к
Uj. = kfj J Д/ dt + kp. JAP dr, (48.26)
где Af, ЦР — отклонения частоты от номинальной
и перетока мощности от предписанного значения
соответственно; кц, кР/- — коэффициенты долевого
участия /-й электростанции в покрытии изменений
мощности, необходимых для восстановления час-
тоты и допустимых по условию статической устой-
чивости перетока мощности; гии гк— моменты на-
чала и конца интегрирования.
В разработанной ЦАРЧМ регулирование осуще-
ствляется дискретно во времени с циклом Ти = 1 с.
Интегрирование согласно (48.26) естественно заме-
няется последовательным суммированием. При
этом выполняется два вида расчетов: суммирова-
ние приращений A f(T), /\Р(Т) за интервал Т дис-
кретизации и накопленных сумм за цикл Г регули-
рования. Рассчитанное воздействие Vj за п-й цикл
распределяется между регулирующими электро-
станциями. В целом ЦАРЧМ функционирует по ал-
горитму, структурная схема которого в упрощен-
ном виде представлена на рис. 48.24.
Начало
Рис. 48.24. Общая структурная схема программы
распределения изменений мощности ЭЭС между
частоторегулирующими электростанциями
Высокие требования к надежности функциони-
рования ЦАРЧМ обусловили ее осуществление на
двух комплектах цифровых ЭВМ, взаимно контро-
лируемых и резервируемых. Для наиболее полного
использования ресурсов ЭВМ принято несиммет-
ричное математическое обеспечение: первая —
ЭВМ I (рис. 48.25) ведущая, а вторая — ЭВМ2 ве-
домая, резервирующая ее. Первая производит об-
работку поступающей от телеавтоматических ин-
формационных устройств ТЛИУ информации и
выполняет все расчеты по автоматическому управ-
лению по программам вычислений интегральных
отклонений частоты ПВОЧ и мощности ПВОМ,
управляющих воздействий ВУВ и их распределе-
ния по электростанциям РУВЭС. Вторая дублиру-
ет расчеты первой, выполняет вспомогательные
операции и выдает оперативную (рабочую) инфор-
мацию для ее отображения ОП на пульты управле-
ния оператора ПУО, управляющего вычислитель-
ным комплексом УВК; и главного диспетчера
ПУГД. Реализация результатов расчетов разреша-
ется только при их идентичности на выходах обеих
исправных ЭВМ. Взаимный контроль ЭВМ произ-
водится периодическим обменом сигналами, под-
тверждающими их работоспособность. При отказе
одной из ЭВМ ее функции выполняет другая — ав-
томатическая система переходит в одномашинный
режим работы, в котором производится специаль-
ный контроль, выявляющий отказы, остановы или
ложную работу и запрещающий передачу регули-
рующих воздействий па электростанции.
Измерительно-преобразовательная часть выс-
шего уровня ЦАРЧМ состоит из измерительного
преобразователя частоты ИПЧ со специально разра-
ботанным генератором номинальной промышлен-
Рис. 48.25. Функциональная схема ЦАРМЧМ в ОЭС и ЕЭС
ной частоты, стабилизированным кварцевым резо-
натором, приемной части телеавтоматических ин-
формационных устройств ТАИУ, передающих ин-
формацию о режимах работы электрических стан-
ций и системообразующих линий электропередач,
их технико-экономических показателях, перетоках
мощностей и информацию об исполнении управ-
ляющих воздействий ЦАРЧМ. Как и в ранее рас-
смотренных микропроцессорных системах управ-
ления, она содержит элементы согласования выхо-
дов ТАИУ со входами оперативной информации
ВОН вычислительной части и гальванического их
разделения ЭГР.
Исполнительную часть образуют телеавтомати-
ческие управляющие устройства ТАУУ, передаю-
щие информацию в УВК автоматических систем
управления ОЭС и ЕЭС и управляющие воздейст-
вия на частоторегулирующие электростанции. В ис-
полнительную часть входит и весь комплекс ото-
бражения и регистрации информации, главным об-
разом дисплеи, установленные иа пультах управле-
ния оператора УВК и главного диспетчера.
Централизованная цифровая АРЧМ яалястся
основной частью АСУ ЕЭС, осуществляемой на ос-
нове современной вычислительной техники [48.3].
ПРОТИВОАВАРИЙНАЯ АВТОМАТИКА
Назначением противоаварийной автоматики,
функционирующей при интенсивных возмущаю-
щих воздействиях, угрожающих развитием аварий-
ной ситуации в ЭЭС, является устранение возму-
щающего воздействия, предотвращение развития
общесистемной аварии и восстановление нормаль-
ного режима работы [48.30,48.31],
Эффективность ПА определяется быстродейст-
вием и дозированием противоаварийных управ-
ляющих воздействий, вырабатываемых на основе
обширной информации о предшествующем возму-
щающему воздействию (исходном) режиме и полу-
чаемой о переходных процессах в ЭЭС в реальном
времени, что является ее главной особенностью.
К технике ПА прежде всего относятся техниче-
ские 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 тех-
нические средства предотвращения развития ава-
рийной ситуации после действия автоматических
устройств релейной защиты.
Они могут быть объединены в следующие ос-
новные укрупненные виды противоаварийной ав-
томатики:
для ликвидации И снижения Тяжести возму-
щающих воздействий — автоматика' повторного
или резервного включения;
для предотвращения нарушения синхронной
устойчивости ЭЭС;
для ликвидации асинхронного режима (сохра-
нения результирующей устойчивости);
для предотвращения недопустимых изменений
режимных параметров ЭЭС.
48.5. АВТОМАТИКА ПРОТИВОАВАРИЙНЫХ
ПОВТОРНОГО И РЕЗЕРВНОГО ВКЛЮЧЕНИЙ
АВТОМАТИКА ПОВТОРНОГО ВКЛЮЧЕНИЯ
Главное возмущающее воздействие — корот-
кое замыкание, разрушающее электроэнергетиче-
ское оборудование и угрожающее развитием обще-
системной аварии, устраняется автоматическими
устройствами релейной защиты (АУРЗ), создаю-
щими при отключении мощных генераторов и ма-
гистральных линий электропередачи ие менее
опасные, чем КЗ, возмущающие воздействия на
ЭЭС, ОЭС и ЕЭС.
Автоматика повторного включения (АПВ) от-
ключенных выключателей поврежденных неустой-
чивыми (электродуговыми) КЗ электроэнергетиче-
ских объектов высокоэффективна, 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 трехфазной
(ТАПВ). Однако на линиях сверхвысокого напря-
жения от 500 кВ с пофазным управлением выклю-
чателями, па которых обычно возникают однофаз-
ные дуговые КЗ, обусловленные грозовыми пере-
напряжениями, применяется и однофазная автома-
тика (ОАПВ) [48.1]. При этом определение повреж-
денного провода линии возлагается именно на
ОАПВ, а отключение выключателей поврежденной
фазы с двух сторон линии производится при взаи-
модействии АУРЗ и специальных избирательных
измерительных органов ОАПВ, определяющих по-
врежденную фазу.
Применяются несколько видов ТАПВ магист-
ральных и системообразующих линий электропе-
редачи в зависимости от конкретных технических
возможностей выключателей и установленных
АУРЗ. На линиях напряжением 35—220 кВ
с масляными выключателями и ступенчатыми
АУРЗ прежде всего проверяется возможность ис-
пользования несинхронного автоматического по*
вторного включения (НАПВ). Оно допустимо, ес-
ли ток несинхронного включения /11С (определяет-
ся по удвоенному номинальному напряжению —
в предположении противофазы напряжений элек-
тростанции на конце линий и шинах ЭС или ПС),
распределяясь между синхронными генераторами,
не превышает в генераторе с наибольшей его ча-
стыо /,|С, п1ах допустимого относительного значе-
ния, а именно в общем случае [48.1]:
Лю i max * — Лге ^р.тах — 0>^75 /х^, (48.27)
где Apmax — наибольший коэффициент распреде-
ления тока, — ^пс/тпах ^Лк:'
Установленный на основе фундаментальных
теоретических исследований электромеханических
переходных процессов и проверенный эксперимен-
тально критерий допустимости НАПВ (48.27) име-
ет несколько различные для разных типов синхрон-
ных генераторов значения.
Производится также проверка трансформато-
ров по динамической стойкости при воздействиях
тока/пс [48.1].
При НАПВ сначала включается только один
выключатель линии при условии полного отсутст-
вия на ней напряжения (ОН), а затем после появле-
ния на противоположном ее конце симметричного
трехфазного напряжения (его наличия — НСН)
включается второй выключатель без контроля угла
сдвига фаз между напряжениями на линии и шинах
ЭС или ПС. Несинхронное АПВ, называемое также
ускоренным, с контролем отсутствия или наличия
напряжения — УАПВ ОН или НСН [48.31] проде-
монстрировало высокую эффективность: синхрон-
ный режим, как правило, восстанавливается.
Оборудование линии высокого напряжения
воздушными, а в перспективе вакуумными вы-
ключателями и безынерционными высокочастот-
ными А УРЗ, мгновенно отключающими оба конца
линии, позволило осуществлять быстродействую-
щее повторное включение (БАПВ) или ускорен-
ное УАПВ БК (без какого-либо контроля). При
этом АПВ происходит при весьма ограниченном
угле 8 сдвига фаз между напряжениями на шинах
передающей и приемной частей ЭЭС, не успеваю-
щем за время обесточенного дугогасительными
камерами выключателей состояния линии замет-
но увеличиться. Правда, рекомендуется при воз-
можных значительных ускорениях вращения син-
хронных генераторов одной из частей ЭЭС прове-
рять этот угол по вероятным ускорениям разных
знаков и времени бестоковой паузы, создаваемой
выключателями [48.1].
В случаях недопустимости НАПВ и отсутст-
вии технических условий для БАПВ или его неже-
лательности АПВ второго выключателя линии
(первый включается, как и при НАПВ) дополняет-
ся синхронизатором — производится ТАПВС.
Практика показала допустимость применения са-
мого простого по принципу действия из известных
автоматического синхронизатора с постоянным
углом опережения (см. § 48.1 ).
АВТОМАТИЧЕСКИЕ УСТРОЙСТВА
ТРЕХФЛЗНОГО ПОВТОРНОГО ВКЛЮЧЕНИЯ
Промышленностью длительное время выпус-
калось типовое релейно-контактное автоматиче-
ское устройство—реле повторного включения
РПВ-58 однократного и РПВ-258 двукратного
действия. Находятся в эксплуатации релейно-кон-
тактные устройства БАПВ и ОАПВ линий напря-
жением 500 кВ [48.1].
В современной АПВ используются микросхем-
ные реле повторного включения РПВ-0! и РПВ-02,
панели комплексных бесконтактных автоматиче-
ских устройств повторного включения ПДЭ-
2004.01 и ПДЭ-2004.02 и разработанные микропро-
цессорные программные УАПВ [48.2].
В функциональной схеме автоматического уст-
ройства РПВ (рис. 48.26) применяются контактные
элементы формирования дискретных потенциаль-
ных сигналов, а именно: элемент пуска ЭП, запрета
действия ЗД, разрешения подготовки к новому дей-
ствию — возврату в исходное состояние РВ, защит-
ного сигнала, предотвращающего ложные действия
РПВ при перерывах его питания от источника по-
стоянного напряжения Еп — элемент ЗП, элемент
управления ЭУ выходным реле KL и элемент ин-
формационных сигналов ИС о действии РПВ.
Схема РПВ-01 содержит элементы формирова-
ния сигналов включения выключателей без вы-
держки БАПВ и с выдержкой времени АПВ, эле-
мент однократности действия ЭОД, элемент подго-
товки к новому действию ПД и элемент выдержек
времени ЭВ срабатывания tc и подготовки к ново-
му действию (возврату) /Е. L .'
Функции названных элементов, кроме контакт-
ных, выполняются взаимодействующими дискрет-
ными интегральными микросхемами, реализующи-
ми различные логические операции.
Элемент времени ЭВ выполнен на пассивных
ЛС-интеграторах и активных элементах сравнения.
Элемент ЭОД содержит интегральный триггер
DS для запоминания сигнала.
Элемент управления ЭУ содержит транзистор
УТ, переключаемый в открытое состояние дискрет-
но изменяющимся током, возбуждаемым напряже-
нием на выходе логической интегральной микро-
схемы DXU. Реле KL имеет две обмотки, одна из
них удерживающая (токовая) включается последо-
вательно в цепь управляющего воздействия УВ на
возбуждение контактора электромагнита включе-
ния выключателя. Информационный элемент ИС
выполнен на интегральных транзисторных пере-
ключателях и светодиодах.
На вход поступают дискретные потенциальные
сигналы от цепей управления выключателем: сиг-
нал пуска СП при несоответствии положений клю-
Рис. 48.26. Функциональная схема микросхемного устройства — реле АПВ
ча управления выключателем (включено) и состоя-
ния выключателя линии (отключен); сигнал на раз-
решение возврата СРВ к новому действию — от
ключа управления; сигналы запрета СЗ действия —
от ключа управления и от некоторых устройств ре-
лейной защиты.
При поступлении сигнала пуска от ЭП возбуж-
дается элемент БАПВ, выходной дискретный сиг-
нал которого проходит через логическую микро-
схему DXU элемента управления ЭУ благодаря по-
ступлению на ее второй вход сигнала от ЭП. Повы-
шение отрицательного потенциала Еп на выходе
DXU до нулевого обусловливает прямой ток эмит-
терного перехода транзистора, переключающий
его в открытое состояние; выходное реле KL сраба-
тывает и возбуждает соответствующую цепь УВ
управления воздушным выключателем линии элек-
тропередачи, осуществляющим БАПВ.
Элемент БАПВ одновременно переключает
триггер DS элемента однократности действия
ЭОД сигналом, поступающим (по цепи ИЛИ) на
его вход записи 5. Напряжение на выходе, появ-
ляющееся с небольшой задержкой t3, убирает вы-
ходной сигнал БАПВ, воздействуя на инверсный
вход DX1 (ЗАПРЕТ).
Если выключатель масляный, то его АПВ про-
изводится с выдержкой времени. При этом цепь
БАПВ выводится из действия накладкой SX. По
сигналу ЭП срабатывает элемент АПВ и запускает
элемент ЭВ выдержки времени срабатывания tc.
Сигнал пуска поступает также на один из двух вхо-
дов элементов DX1 и DXU. После срабатывания ре-
лейного ЭВ с выдержкой времени tc его сигнал по-
ступает на второй вход микросхемы DXI и разре-
шает прохождение пускового сигнала на вход за-
писи 5 триггера DS элемента ЭОД и второй вход
микросхемы DXU, которая, как указывалось, пере-
ключается. Транзистор VT открывается, реле KL
срабатывает. Его контакт, соединенный последо-
вательно со второй (удерживающей) обмоткой за-
мыкает цепь возбуждения контактора цепи элек-
тромагнита и включает масляный выключатель (на
схеме не показано).
Выходной сигнал элемента7X47,• переключает
триггер DS элемента ЭОД, выходное напряжение
которого с небольшой задержкой tB производит
(через DX2) запрет действия АПВ, обеспечивая
однократное повторное включение выключателя.
Как видно из схемы, пусковой сигнал ЭП через
элемент подготовки к новому действию ПД запре-
щает запуск (микросхема DX3 ) элемента ЭВ вы-
держки времени tB возврата схемы в исходное со-
стояние. После исчезновения СП и истечения време-
ни /в (не менее 10 с) выходным сигналом ЭВ, про-
ходящим через DX2 (благодаря наличию на его вхо-
да 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
не содержит БАПВ, но в ее состав входят по два
элемента АПВ и ЭОД и два элемента запрета дей-
ствия АПВ. В РПВ-02 входит более сложный эле-
мент выдержки времени.
МИКРОСХЕМНЫЙ КОМПЛЕКС
АВТОМАТИЧЕСКИХ УСТРОЙСТВ
ПОВТОРНОГО ВКЛЮЧЕНИЯ
Выпускается [48.43] в виде двух модификаций
панели автоматики типа ПДЭ-2004 для повторного
включения линий электропередачи с двусторонним
питанием напряжением 330 кВ и выше [48.44].
Обычно взаимодействует с установленными автома-
тическими устройствами защиты АУЗ (рис. 48.27):
быстродействующей высокочастотной фильтровой
направленной и дифференциально-фазной ФН ДФ,
дистанционной Д и токовой направленной ступен-
чатой нулевой последовательности ТНП.
Отключение одной поврежденной фазы произ-
водится избирательными измерительными органа-
ми (ИИО), выполненными в виде направленных из-
мерительных реле сопротивления KZU — KZC.
К ним подводятся фазные напряжения Ua—Uc и
суммы одного из фазных токов и тока ну-
левой последовательности . Характеристики
срабатывания реле обеспечивают четкое срабаты-
вание ИИО только поврежденных фаз линии при
однофазных и двухфазных КЗ на землю.
При указанных КЗ срабатывают пусковые из-
мерительные органы (ПИО) тока КА и комбиниро-
ванный тока и напряжения А'/Ч7 нулевой последова-
тельности (с торможением от фазных токов
-Ф
которые, воздействуя на инверсный вход логиче-
ского элемента DX1, запрещают отключение ука-
занными АУЗ линии выключателями всех трех фаз.
Пусковой орган тока нулевой последовательно-
сти КА вводит в действие ИИО, которые при одно-
фазных КЗ на землю через один из соответствую-
щих логических элементов DX2—DX4 при условии
срабатывания одной или всех указанных защит
Рис. 48.27. Панель автоматики для повторного включения линий электропередачи с двусторонним
питанием
АУЗ формируют управляющие воздействия да
электромагнит YAT отключения поврежденной фа-
зы линии с двух сторон.
При двухфазном КЗ на землю срабатывают два
ИИО и через один из элементов DX5—DX7 обеспе-
чивают отключение всех трех фаз выключателей
двух сторон линии электропередачи.
При несоответствии положения ключа управ-
ления SA выключателем и его состояния (реле
KQT) после отключения однофазного КЗ запуска-
ется (сигналом пуска СП) автоматическое устрой-
ство повторного включения AKS и по цепи одно-
фазного автоматического повторного включения
ОАПВ воздействием на электромагнит включения
YAC производится включение выключателя по-
врежденной фазы.
При устойчивом однофазном КЗ для надежного
и быстрого повторного отключения линии преду-
сматривается кратковременный ввод ИИО для са-
мостоятельного действия на отключение всех трех
фаз линии через один из элементов DX8—DX10 и
элементы DIVJ и DX11. Для этого на третьи (ниж-
ние на схеме) входы элементов DX8—DX10, DIVJ и
второй вход DX11 через элемент задержки при воз-
врате DT и элемент DIV2 подводится сигнал 1, на-
пример от реле положения KQT выключателя от-
ключавшейся фазы.
После отключения трех фаз линии производится
трехфазное автоматическое включение линии. При
двухфазном КЗ на землю по указанной цепи через
один из элементов DX5—DX7, а при двух- и трехфаз-
ных КЗ непосредственно АУЗ через DX1, на ин-
версном входе которого 0 — КА V не срабатывает.
При условии срабатывания быстродействую-
щей ФНДФ защиты осуществляется ускоренное
(без выдержки времени) УТАПВ:
быстродействующее обеих сторон линии по це-
пи БК при наличии сигналов от AKS и ФНДФ;
несинхронное ТАПВ выключателя Q1 или Q2
одной стороны линии с контролем полного отсут-
ствия напряжения ОН или с контролем наличия
симметричного напряжения НСН на другой сторо-
не линии (выключается Q2 или Q1).
При отсутствии сигнала 1 на инверсном входе
цепи ОН или НСН от DX12, что имеет место при не-
возбужденных измерительных органах KV1 (реле
напряжения прямой последовательности ) и
KV2 (реле напряжения обратной последовательно-
сти U2) выполняется условие ОН. При возбужден-
ном KV1, но не возбужденном KV2 — выполняется
условие НСН: при наличии на линии симметрично-
го напряжения KV1 возбуждено, на одном входе
DX12 — 1, а на втором — 0 от невозбужденного
KV2, поэтому на его выходе 0, разрешающий по ин-
версному входу цепи ОН или НСН включение вы-
ключателя линии. Несинхронное ТАПВ запрещает-
ся при возбужденных КУ1, KV2, т.е. при несиммет-
ричном напряжении линии, что может иметь место
при неотключенном несимметричном КЗ.
При отключении КЗ на линии небыстродейст-
вующей защитой, например второй ступенью дис-
танционной Д или токовой направленной защитой
нулевой последовательности ТНП, производится,
ТАПВ выключателя с одной стороны линии с вы-
держкой времени (элемент DT2) и контролем отсут-
ствия напряжения на линии по цепи ТАПВ-ОН—
сигнале 0 на втором ее входе (KV1 невозбуждепо).
После успешного ТАПВ одного конца линии
выключатель второго ее конца включается устрой-
ством AKS с контролем синхронизма напряжения
на линии Ua и шинах С/ш измерительными орга-
нами К61 и KQ2 угла 6 сдвига фаз между ними и
частоты ш, скольжения по цепи ТАПВ-С.
Указанный измерительный орган представляет
собой простейший автоматический синхронизатор
с постоянным углом опережения АСПУО [48.1].
При недопустимых угле сдвига фаз или частоте
скольжения сигнал 1 на его выходе через инверс-
ный вход указанной цепи запрещает АПВ выклю-
чателя. При наступлении условий синхронизма
или при допустимых угле сдвига фаз и частоте
скольжения сигнал 0 на выходе измерительных ре-
ле КО/ (угла <5К контроля ш5) и реле KQ2 (угла
опережения <5ОП синхронизатора) через инверсный
вход цепи ТАПВ-С разрешает включение выклю-
чателя. Измерительные реле углов сдвига фаз
функционируют по время импульсному способу
сравнения фаз [48.7,48.44].
Микропроцессорная реализация АПВ осущест-
вляется многофункциональными интегрированны-
ми микропроцессорными автоматическими уст-
ройствами ПА [48.2,48.20].
АВТОМАТИКА РЕЗЕРВНОГО ВКЛЮЧЕНИЯ
Автоматическое включение резервных источ-
ников питания и резервного электрооборудования
(АВР) обеспечивает надежность электроснабже-
ния, необходимую производительность собствен-
ных нужд ЭС и повышают безопасность обслужи-
вания АЭС. Обязательной является АВР выключа-
телей резервных трансформаторов собственных
нужд, а также резервных масло- и питающих во-
дой парогенераторы насосов, вентиляторов топок
парогенераторов и другого ответственного обору-
дования, обеспечивающего нормальное функцио-
нирование ЭС. Естественно, АВР широко приме-
няется в системах электроснабжения, прежде все-
го для включения секционных выключателей
двухтрансформаторных ПС.
• Главное требование к устройствам АВР — бы-
стродействие, особенно при наличии подключен-
ных к секциям шин синхронных электродвигате-
лей, выпадение из синхронизма которых в бестоко-
вую паузу после исчезновения рабочего питания
технологически недопустимо. Другими требова-
ниями являются однократность действия; пуск
только при исчезновении напряжения и, как прави-
ло, после отключения рабочего выключателя; уско-
рение действия АУРЗ. Весьма простые устройства
АВР существенно усложняются из-за требования
недействия при КЗ, после устранения которых на-
пряжение восстанавливается.
Различные релейно-контактные устройства
АВР входят в состав цепей управления выключате-
лями и дополняют их лишь постоянно возбужден-
ным электромагнитным реле однократного дейст-
вия, развозбуждаемым перед включением резерв-
ного выключателя и обеспечивающим благодаря
задержке по времени его отпускания лишь одно-
кратную сборку цепи питания электромагнита
включения резервного выключателя [48.1, 48.37].
Обычно применяются пусковые реле мини-
мального напряжения. При наличии синхронных
электродвигателей, поддерживающих напряжение
на шинах, используются и другие измерительные
пусковые реле: угла сдвига фаз, мощности, сопро-
тивления, снижения частоты и даже фильтр-реле
напряжения и тока прямой или обратной последо-
вательности [48.2].
МИКРОПРОЦЕССОРНАЯ АВТОМАТИКА
Программные функции АПВ и АВР выполня-
ются микропроцессорными интегрированными
устройствами ПА, выполняющими прежде всего
функции защитных отключений электроэнергети-
ческого оборудования при КЗ и ненормальных ре-
жимах работы.
Микропроцессорные устройства защиты и ав-
томатики — терминалы производства предприятия
«АББ Реле—Чебоксары», как и зарубежных фирм
(немецкой Siemens, французской Alsthom и др.),
содержат программную логическую часть (блок
управления), выполняющую функции АПВ магист-
ральных линий электропередачи высокого и сверх-
высокого напряжения и функции АВР.
Разработанные научно-исследовательскими ор-
ганизациями: научно-технической фирмой (НТФ)
«Радиус» (г. Москва) и научно-техническим цен-
тром (НТЦ) «Механотроника» (г. Санкт-Петер-
бург) интегрированные устройства типов «Сири-
ус», «Орион» и БРМЗ, а также серия цифровых ре-
ле SPA-300 и терминалов SPAC 800 предприятия
«АББ Реле—Чебоксары» являются программными
устройствами пс только токовых защит, отклю-
чающих КЗ, по и АПВ линий распределительных
электрических сетей и включения резервных вы-
ключателей комплектных распределительных уст-
ройств [48.20,48.46,48.47].
На рис. 48.28, о, б в качестве примера приведе-
ны структурные схемы программной реализации
функций трехфазного АПВ линии с односторонним
питанием и АВР секционного выключателя микро-
процессорным устройством БРМЗ НТЦ «Механо-
троника».
Автоматика повторного включения выклю-
чателя запускается как обычно [48.1] при несоот-
ветствии положения ключа управления выключате-
лем и состояния выключателя. Пуск производится
дискретным сигналом I от токовой защиты ТЗ или
от реле РПО отключенного состояния выключателя
(операция DW1) (рис. 48.28, а) и при готовности
АПВ к действию — операция DX1 (И).
При включенном ключе S1 релейный формиро-
ватель F1 выдает дискретный импульсный сигнал,
который, поступая на вход 5 триггера DS1, запоми-
нается им при отсутствии запрещающего сигнала на
входе R запрета АПВ (операции DIV2, ОН'З) от пер-
вой ступени защиты КА1 (ключ S2) при действии
устройства резервирования отключения выключате-
ля УРОВ или по сигналам неисправности СН.
Через операцию DX2 при наличии единичного
сигнала 1 об отключенном выключателе от РПО за-
пускается таймер микропроцессора DT1 и, спустя
время срабатывания первого цикла АПВ1, форми-
рователь F3 через DW4 импульсным воздействием
повторно включает выключатель.
При необходимости (когда вкшЪчен S3) сраба-
тывание АПВ I запоминается триггером DS2 (через
F2, DX3) второго цикла АПВ2, если на его входе R
отсутствует один из указанных запрещающих сиг-
налов от DW2 или сигнал запрета АПВ2 по напря-
жению нулевой последовательности 31/0 от DW5
при включенном S4. При этом сигналом формиро-
вателя F2, поступающим через DW3 па вход R,
триггер DS1 возвращается в исходное состояние.
Через установленное оператором время тайме-
ром DT2 при наличии сигнала РПО на входе DX4 о
новом отключении выключателя формирователь
F4 через DW4 выдает импульсное воздействие на
включение выключателя второй раз. Формирова-
тель F5 через DW5 возвращает триггер DS2 в ис-
ходное состояние и через DW3 подтверждает воз-
врат триггера DS1.
Автоматика включения резервного выклю-
чателя обеспечивает повторное включение рабо-
чего и отключение резервного выключателя после
«)
восстановления напряжения на рабочем вводе
(трансформатор напряжения TV2). Поэтому про-
граммно реализуются как традиционный пусковой
орган минимального (измерительные реле KV1—
КУЗ на рис. 48.28, б), так и максимального напря-
жения (реле KV4—KV6).
Второй особенностью является формирование
сигнала «Разрешение АВР» (герконом KL3). АВР
не происходит при несимметричном напряжении
на рабочем вводе (неотключенное двухфазное КЗ),
контролируемом тремя реле максимального на-
пряжения KV4—KV6 и Элементом DXU (И—НЕ),
или при наличии однофазного замыкания на зем-
лю, контролируемого измерительным реле напря-
жения KV7 нулевой последовательности (при
включенном S2) через DWU.
При наличии сигналов разрешения АВР и от ре-
ле включенного положения РПВ1 рабочего выклю-
чателя, срабатывании всех трех реле KV1—КУЗ ми-
нимального напряжения и отсутствии сигналов об-
щего запрета АВР или его неисправности НС про-
граммной операцией DX1 (при включенном S1) за-
пускается таймер DT1 выдержки времени срабаты-
вания АВР. Его дискретный сигнал, поступая на
вход S' триггера DS1, запоминается им при отсутст-
вии на входе R (операция DIV1) запрещающих сиг-
налов. При наличии сигнала от реле отключенного
положения РПО резервного выключателя через
операцию DX2 формирователь F7 возбуждает гер-
кон KL1, воздействующий на включение резервно-
го выключателя (Включение АВР).
Сигнал включения запоминается триггером
DS2, подготавливающим (операция DX3) форми-
рование воздействия на отключение резервного
выключателя (Отключение АВР). Отключение
происходит после срабатывания одного из реле
(KV4) максимального напряжения: запускается
таймер DT2 и при наличии сигнала от реле вклю-
ченного положения секционного выключателя
РПВ2 (операция DX4) с выдержкой времени DT3
импульсным сигналом формирователя 1'2 возбуж-
дается геркон KL2. Выдаются сигналы информа-
ции о пуске (Пуск АВР), включении и отключении
резервного выключателя.
Терминал дистанционной защиты и АПВ ли-
ний REL-521 предприятия «АББ Реле—Чебоксары»
является показательным примером программно?
реализации любого из видов трехфазного и одно
фазного АПВ магистральных линий электропереда-
чи высокого и сверхвысокого напряжения. Терми-
нал содержит программные избирательные измери-
тельные органы, определяющие поврежденную фа-
зу при однофазных КЗ на линии электропередачи.
Программная автоматика повторного включе-
ния обладает рядом особенностей:
осуществление одной из восьми программ мно-
гократных ТАПВ, в том числе и ТАПВ с синхрони-
зацией;
пуск программ в момент выдачи управляющей
воздействия на отключение выключателя с провер-
кой исправности его привода, т.е. проверка готов-
ности к отключению и включению;
БАПВ при наличии высокочастотного сигнала
об отключении выключателя на противоположном
конце линии и замедленное (с расширенной пау-
зой) при его отсутствии;
невыполнение функции АПВ при включении
выключателя на закороченную линию (при несня-
той закоротке) благодаря задержке прохождения
сигнала о его включенном состоянии;
отображение обширной информации о готовно-
сти терминала к выполнению функции АПВ, коли-
честве попыток АПВ и его неуспешное™.
Действие программной функции АПВ иллюст-
рируется типовой упрощенной логической схемой
функций ОАПВ и ТАПВ (рис. 48.29). Сигналы ин-
Рис. 48.29. Структура программных функций ТАПВ и ОАПВ терминала REL521
формации SETON о включенном состоянии и
READY о готовности к выполнению функции АПВ
формируются функциями:
совпадения DXI внешних дискретных сигналов
(логических единиц) включения ON функции АПВ
и готовности TR терминала к функционированию;
запоминания триггером DS с контролем опера-
цией DX1 (ЗАПРЕТ)отсутствия внешнего сигна-
ла I (OFF), проходящего через DX2, выключения
функции АПВ;
разрешения DX2 выполнения функции АПВ
при отсутствии входного дискретного сигнала INH
запрета на входе инвертора DU1, т.е. при 1 на его
выходе, отсутствии сигнала 1 (Пуск) на инверсном
входе DX2 (после запуска функции АПВ сигнал
информации о готовности ее выполнения исчезает)
и при наличии сигнала Возврат восстановления
программы функции АПВ — возврата в исходное
состояние после ее выполнения.
Сигнал Пуск формируется воздействием на от-
ключение одной или трех фаз линии, показанным
на рис. 48.29 входным дискретным сигналом
START и логическими операциями DX3, DW1 и
DX4 при условиях:
нахождение выключателя во включенном со-
стоянии в течение времени, превышающего уста-
навливаемое таймером DT1 — сигнал CBCL на
среднем (по расположению на схеме) входе DX3
(условие, необходимое, как указывалось, для от-
ключения выключателя без АПВ при его включе-
нии на КЗ);
готовности привода выключателя — сигнал
CBR на нижнем входе DX3;
включенной функции АПВ—сигнал SETON на
верхнем входе DX4',
отсутствия сигнала INH запрета выполнения
функции АПВ— 1 на выходе инвертора DU1.
Сигнал Пуск запоминается по цепи обратной
связи, охватывающей DW1 и DX4. В зависимости
от отключения одной фазы (сигнал 0) или трех фаз
(логическая 1) в цепи TPTRIP по сигналу Пуск, про-
ходящему через DX3 или DX5, соответственно за-
пускаются таймеры DT2 или DT3 задержек форми-
рования сигналов SPTO функции однофазного или
ТРТО функции трехфазного АПВ.
Операцией DW2 выдается сигнал PROGR.
о программной реализации цикла АПВ.
Длительность задержек таймеров DT2, DT3 мо-
жет быть увеличена при отсутствии уверенности
об одновременном отключении линии с двух сто-
рон. Если с противоположного конца линии не по-
ступает высокочастотный сигнал PL CLOST (бук-
вально «потерян» сигнал), то сигналом 1 на выхо-
де инвертора DU2 и сигналом START па входе DX6
и (после DW3) на одном из входов DX7 совместно
с сигналом Пуск на втором его входе через DIV4 за-
держка таймеров DT2, DT3 увеличивается. Воздей-
ствие на таймеры запоминается по цепи обратной
связи, охватывающей DX7 и DW3, поскольку нор-
мально сигнал START исчезает после отключения
выключателя. Задержка АПВ увеличивается также
при «затягивании» процесса отключения выклю-
чателя, а именно если сигнал START не исчезает
в течение времени задержки таймера DT3 (цепь
с операциями DX8 и DW4).
Воздействие на повторное включение выклю-
чателя Вкл. одной фазы формируется операцией
DX10 (через DIV5) совпадения сигналов SPTO од-
нофазного АПВ и от реле KQT отключенного со-
стояния выключателя.
Повторное включение выключателей трех фаз
происходит при наличии на входах DX9 сигнала
ТРТО трехфазного АПВ и одного из дискретных
сигналов от программного измерительного реле KV
минимального напряжения, контролирующего от-
сутствие напряжения UI (или U2) на одном конце
линии, или (операция DW6) от программного уст-
ройства KSS контроля синхронизма напряжений на
другом конце линии и на шинах подстанции.
Восстановление функции АПВ (возврат в ис-
ходное состояние) после неоднократных (на ри-
сунке не показано) попыток повторного включе-
ния производится с выдержкой времени таймера
DT4 после исчезновения на инверсном входе
DX4 единичного сигнала о воздействии на вклю-
чение выключателя или сигнала PROGR (опера-
ция DW7) о происходящем цикле АПВ. Сигнал
Возврат запоминается по цепи обратной связи, ох-
ватывающей DT4 и DX4.
Как указывалось, формируются сигналы ин-
формации о выполненных циклах АПВ и о неус-
пешном АПВ.
48.6. АВТОМАТИКА ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ
НАРУШЕНИЯ УСТОЙЧИВОСТИ
НАЗНАЧЕНИЕ И ОСОБЕННОСТИ
При возмущающих воздействиях в ЭЭС возни-
кает интенсивный — опасный для синхронной па-
раллельной работы электрических станций электро-
механический переходный процесс. Не допустить
выпадения из синхронизма электростанций в ЭЭС
или несинхронной работы ЭЭС в ОЭС и обеспечить
синхронную устойчивость ЕЭС в целом и есть на-
значение противоаварийной автоматики предотвра-
щения нарушения устойчивости (АПНУ).
Рис. 48.30. Общая функциональная структура АПНУ
Сохранение динамической устойчивости дос-
тигается форсировкой возбуждения ФВ синхрон-
ных генераторов (рис. 48.30) быстродействующим
кратковременным снижением мощности турбоге-
нераторов (импульсной разгрузкой паровых тур-
бин ИРТ), электрическим торможением ЭТ или от-
ключением ОГ части гидрогенераторов, быстро-
действующими дискретными изменениями пара-
метров: индуктивного сопротивления и допустимо-
го угла 8 сдвига фаз эквивалентных ЭДС по концам
линий электропередачи переменного тока, в част-
ности, форсировкой продольной компенсации
ФПК и накопителей электроэнергии ФНЭЭ; дис-
кретными изменениями мощности электропередач
и вставок постоянного тока.
Для предотвращения нарушения статической
устойчивости в послеаварийном режиме произво-
дятся дискретные изменения настройки автомати-
ческих регуляторов возбуждения сильного дейст-
вия ИНАРВ; повышение пропускной способности
линий электропередачи изменениями их парамет-
ров; длительные снижения мощности турбогенера-
торов (длительной разгрузкой турбин ДРТ); отклю-
чение гидрогенераторов ОГ и нагрузки ОН соответ-
ственно в избыточной и дефицитной частях ЭЭС;
быстродействующая загрузка гидрогенераторов
БЗГ, их перевод из режима работы синхронным
компенсатором в генераторный СК—Г и их частот-
ный пуск ЧПГ.
Важнейшей особенностью функционирования
АПНУ является большое количество потенциаль-
но возможных возмущающих воздействий в ЭЭС и
соответственно многовариантность необходимых
противоаварийных управляющих воздействий.
Она обусловливает и такую специфическую осо-
бенность АПНУ, как очень обширная априорная и
рабочая (поступающая в реальном времени) ис-
пользуемая информация о состоянии электроэнер-
гетических управляемых объектов, режимах рабо-
ты электрических станций и ЭЭС и эффективности
противоаварийных управляющих воздействий.
Главная же особенность АПНУ — это дозирова-
ние противоаварийных управляющих воздействий.
Их набор, интенсивность и длительность должны
соответствовать виду, тяжести и месту возникнове-
ния возмущающего воздействия [48.31]. Недоста-
точность или избыточность дозированных противо-
аварийных управляющих воздействий означает не-
эффективность функционирования АПНУ или утя-
желение развивающейся аварийной ситуации.
ОБЩЕЕ ФУНКЦИОНАЛЬНОЕ ПОСТРОЕНИЕ
Автоматика предотвращения нарушения ус-
тойчивости АПНУ (см. рис. 48.30) представляется
характерными для любой автоматической системы
[48.7] функциональными частями, основными из
которых являются объединенная с вычислитель-
ной и логической частями измерительная часть
ИВЛЧ, перерабатывающая информацию, получае-
мую от развитой, как указывалось, функциональ-
ной части сбора и передачи информации ЧПИ. Ис-
полнительная часть ИЧ по сигналам переработан-
ной ИВЛЧ входной информации формирует и пе-
редает на управляемые объекты противоаварий-
ные управляющие воздействия (УВ).
В соответствии с указанными особенностями
АПНУ на функциональной ее схеме обозначены
специфические функциональные части контроля
предшествующего режима (КПР), автоматиче-
ской дозировки противоаварийных УВ (АДВ) и их
автоматического запоминания (АЗД). В современ-
ной АПНУ их функции выполняют цифровые
ЭВМ управляющего вычислительного комплекса
УВК, входящие в ИВЛЧ. Элементы АЗД часто тер-
риториально отделены — располагаются в-местах
реализации УВ. , и
В соответствии с указанными возмущающими
воздействиями на ЭЭС АПНУ можно представить в
виде различных автоматических устройств (АУ),
объединяемых по рекомендации [48.30, 48.31] в
следующие группы разгрузки (измерительно-вы-
числительные или измерительно-логические части
которых обозначены на рис. 48.30):
электропередачи при отключении линий РОЛ,
трансформаторов РОТ;
при опасности нарушения динамической ус-
тойчивости электропередачи РДУ;
при коротких замыканиях РКЗ;
повышения пропускной способности при опас-
ности нарушения статической устойчивости элек-
тропередачи РПСУ;
при отключении мощных синхронных генера-
торов РОГ.
В общем случае их действие координируется
управляющим вычислительным комплексом УВК,
в который поступают сигналы информации о ре-
жимных параметрах РП и о схеме электроэнергети-
ческой системы СЭС по устройствам телеизмере-
ния УТИ и телесигнализации УТС и сигналы о воз-
мущающих воздействиях ВВ по каналам быстро-
действующей передачи сигналов противоаварий-
ной автоматики БСПА.
Указанные АУ выдают соответствующие сиг-
налы о дозированных противоаварийных УВ, пока-
занных на рис. 48.30 в составе исполнительной час-
ти ИЧ, которые передаются на управляемые элек-
троэнергетические объекты.
Автоматика предотвращения нарушения устой-
чивости в начальный период своего развития выпол-
нялась в виде местных релейно-контактных [48.37]
АУ — была децентрализованной. Такой является
АПНУ мощной электростанции, например одной из
Волжских ГЭС или Рязанской ГРЭС.
Современная иерархическая АПНУ функцио-
нирует на основе универсальных, мини- и микро-
ЭВМ на всех уровнях, рассредоточенных по ЭЭС,
ОЭС и ЕЭС в целом [48.33—48.34; 48.38—48.40].
Управляющий вычислительный комплекс цен-
трального диспетчерского пункта ЕЭС координи-
рует их функционирование.
Цифровые ЭВМ циклически (каждые несколько
секунд) производят расчеты динамической и стати-
ческой устойчивости при всех возможных возму-
щающих воздействиях с учетом параметров, пред-
шествующих каждому циклу расчетов нормальных
режимов работы. Противоаварийные УВ вырабаты-
ваются после каждого цикла расчетов и фиксируют-
ся устройствами АЗД. Их реализация производится
немедленно и выборочно по дискретным сигналам
пусковых органов, фиксирующих возмущающие
воздействия. Таким образом достигается макси-
мально возможное быстродействие АПНУ.
Цифровые ЭВМ различных уровней иерархии
работают в режиме параллельного счета, они ис-
пользуют рабочую информацию о протекании пе-
реходного процесса и последствиях противоава-
рийного управления от АЗД и корректируют при
необходимости дозировку противоаварийных УВ,
особенно необходимых для предотвращения нару-
шения статической устойчивости в послеаварий-
ных режимах.
Такой является, например, двухуровневая
АПНУ объединенной ЭЭС Поволжья. На рис. 48.31
приведена схема ее построения [48.33]. Верхний ее
уровень реализован на мини- и микроЭВМ, уста-
новленных в объединенном диспетчерском управ-
лении (ОДУ) Средней Волги. На нижнем (станци-
онном) уровне применены микропроцессорные па-
нели противоаварийного управления мощностью
ПАА (на схеме обозначены как АДВ) [48.34]. Связь
между ними осуществляется, по каналам межма-
шинного обмена информацией М. В литературе
[48.31] приведены сведения по более сложным ие-
рархическим АПНУ. Создается многоуровневая
АПНУ ЕЭС [48.31].
Рис. 48.31. Двухуровнева» ЛПНУ ОЭЭС Поволжья
ТИПОВАЯ МИКРОСХЕМНАЯ автоматика
Промышленностью выпускались типовые на-
боры панелей релейно-контактной ПА типов
ПДЭ2101—ПДЭ2103, ШДЭ2601 и выпускаются
в микросхемном исполнении шкафы ПА типов
ШП2701—ШП2703 [48.35, 48.36] и их усовершен-
ствованные серии ШЭ2708 и ШП2707, обеспечи-
вающие КПР, а именно многоступенчатое анало-
го-дискретное преобразование АДП (фиксацию)
мощностей исходных (доаварийных) режимов, из-
менений и скорости изменений возрастающей
мощности (ее набросов) и снижений мощности
(сбросов) при КЗ и отключениях ее генерирую-
щих источников.
Панель И1П2702 является, по существу, расши-
рением ШП2701 — шкафа фиксации мощностей
исходного режима, а панель ШЭ2708 — их усовер-
шенствованной разработкой. На рис 48.32 приведе-
на упрощенная общая для указанных панелей
функциональная схема измерительного АДП (фик-
сации) мощности исходного (нормального или утя-
желенного) режима, текущей мощности послеава-
рийного (статической перегрузки) режима, ее на-
растания и скорости изменения в аварийном режи-
ме (динамической перегрузки).
Для формирования противоаварийных УВ за-
поминается мощность Ри исходного режима, оп-
ределяется ее скачкообразное нарастание АР,
скорость изменения мощности dP/dZ и текущая
мощность Рт.
Схема АДП содержит измерительный преобра-
зователь активной мощности ИПМ трехфазного
симметричного тока, состоящий из трех однофаз-
ных ИПМ1—ИПМЗ [48.7], подключенных к соот-
ветствующим вторичным фазным напряжениям
и токам 7 . /с измерительных
трансформаторов напряжения и тока.
Сигнал на выходе активного (на ИОУ) суммато-
ра DAlt'l представляет собой чистое (при симмет-
ричных трехфазных синусоидальных напряжениях
и токах) постоянное напряжение, значение которо-
го пропорционально текущей мощности Рт1, а знак
соответствует ее направлению.
Предусмотрена возможность использования и
сигналов информации о текущей мощности Рт2,
передаваемых в цифровом виде по одному из двух
взаимно резервированных устройств телеизмере-
ния ТИ1, ТИ2 и преобразуемых цифроаналоговы-
ми преобразователями ЦАШ или ЦАП2 в пропор-
цйональное напряжение необходимого уровня и
знака на выходе инвертирующего усилителя DA.
Выходное напряжение сумматора DAIV2 отобра-
Рис. 48.32. Функциональная схема типовой микросхемной автоматики контроля предшествующего режима и фиксации статистической и Ди-
намической перегрузки электропередачи
§ 48^1_______АВТОМАТИКА ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ НАРУШЕНИЯ УСТОЙЧИВОСТИ
жает суммарную текущую мощность Рт£-в исход-
ном режиме.
Значения мощности PTv исходного режима
фиксируются максимальными измерительными ре-
ле постоянного напряжения с выдержками времени
срабатывания Тс и возврата Гв, например KVT1,
KVT2 (всего восемь реле), и запоминаются электро-
магнитными реле с самоудерживанием KLT1,
KLT2. Максимальное реле, в частности KVT1, со-
стоит из собственно измерительного реле напряже-
ния КУи элемента D Т указанных выдержек време-
ни. Измерительное реле КУ содержит элемент срав-
нения (компаратор) DAE напряжения, пропорцио-
нального мощности Рт£ в исходном режиме, с по-
стоянным установленным (делителем 7?д) напря-
жением Ц,у, отображающим заданную (установ-
ленную) мощность срабатывания реле Ру. Компа-
ратор выполнен на ИОУ в дифференциальном
включении без обратных связей, работающем в ре-
жиме переключения, близком к идеальному релей-
ному режиму с коэффициентом отпускания Ко = 1
[48.7]. Поэтому реле КУ содержит элементы задер-
жек действия DT1 и отпускания DT2, которые со-
вместно с элементом логического перемножения
их единичных сигналов DX1 обеспечивают его
четкие срабатывание и возврат (предотвращают
вибрацию реле) при наличии в напряжении на вы-
ходе DAW2 гармонической составляющей удвоен-
ной промышленной частоты (помехи) [48.7], кото-
рая появляется в несимметричном режиме элек-
тропередачи (несимметричном КЗ, неполнофаз-
ном кратковременном при ОАПВ или при длитель-
ном режиме) [48.2].
Прохождение сигнала срабатывания реле КУ (на
выход КУТ1) обеспечивается только при наличии
логических единиц на двух входах элемента DX1,
что получается, если уже закончилась задержка Г ,
но еще не закончилась задержка То. Появляющаяся
на выходе логическая единица фиксируется путем
ее передачи по цепи обратной связи на вход элемен-
та задержки действий DT1, чем и обеспечивается
четкое и устойчивое срабатывание реле KVT1.
Выдержки времени срабатывания 7'с и возврата
Тк реле КУТ необходимы для его отстройки от пе-
риодических изменений мощности электропереда-
чи при синхронных качаниях или в асинхронном
режиме. Элемент DX2 имеет третий — инверсный
вход для выполнения логической операции
ЗАПРЕТ дискретным потенциальным сигналом не-
исправности СН от автоматического устройства
контроля АУК — автоматической диагностики.
Для определения прироста мощности АР
вследствие возмущающего воздействия необхо-
димо запоминание значения исходной мощности
Ра непосредственно перед ее изменением. Кратко-
временное запоминание осуществляется инерци-
онным с постоянной времени т = RC = 10 с элемен-
том — активным фильтром нижних частот перво-
го порядка ZF. На выходе вычитателя DAH1 сиг-
налов о мощностях РтХ и Ри и получается сигнал
о приращении мощности Д Р.
Сигнал о скорости изменения мощности
бДР/б/ формируется дифференцирующим сум-
матором DAD, выходной сигнал которого отобра-
жает уровень и интенсивность изменения мощно-
сти ДР+ бДР/<1г после возникновения возму-
щающего воздействия. Он характеризует динами-
ческую перегрузку электропередачи и ступенчато
фиксируется несколькими, в частности тремя, бы-
стродействующими максимальными измеритель-
ными реле напряжения КУ1—КУЗ, воздействую-
щими на запоминающие реле KL3—KL5 через эле-
менты DX3—DX5, запрещающими запоминание
их срабатывания при указанных синхронных кача-
ниях электропередачи, при которых противоава-
рийное управление не требуется. Операция
ЗАПРЕТ выполняется логической единицей, фор-
мируемой при наличии периодического процесса
снижения -ДР и приращения тДР мощности, ха-
рактерных для синхронных качаний.
Сигнал о снижении мощности-ДР получает-
ся па выходе вычитателя DAH2. Необходимые
уровни!ДР фиксируются измерительными реле
KV4 и КУ5 и запоминаются на некоторое время Тп,
элементами памяти DT3 или DT4. В случае более
длительного сигнала о приращении мощности ДР
от реле КУ5 запрещающая единица с инверсных
входов элементов DX3—DX5 снимается и реле
KLT3 и KLT4 фиксируют динамическую перегруз-
ку электропередачи.
Панель противоаварийной автоматики
ШП2703, фиксирующая сброс активной мощности
при КЗ, содержит аналогичное (трехступенчатое)
АДП, выполняемое минимальными измеритель-
ными реле активной мощности и напряжения пря-
мой последовательности. Особенностью АДП яв-
ляется быстродействие: дискретизация сигналов
о быстро снижающихся активной мощности и на-
пряжении прямой последовательности при КЗ про-
изводится пусковым органом, разрешающим дей-
ствие устройства в течение короткого времени
только при КЗ, и элементом запрета действия при
повреждениях в цепях первичных измерительных
трансформаторов напряжения.
В последующем было разработано и применено
в панели ШП2703 специальное устройство пуска в
действие измерительного устройства фиксации
сброса мощности, более четко отличающее аварий-
ный режим КЗ от асинхронного, от синхронных ка-
чаний, и отключений нагрузки и приспособленное
к условиям функционирования автоматики предот-
вращения нарушения устойчивости.
Необходимая надежность функционирования
микросхемных панелей противоаварийной автома-
тики в целом достигается автоматической их диаг-
ностикой.
МИКРОПРОЦЕССОРНАЯ АВТОМАТИКА
ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ НАРУШЕНИЯ
УСТОЙЧИВОСТИ
Применение цифровых ЭВМ для автоматиче-
ского дозирования противоаварийных управляю-
щих воздействий обеспечивает необходимое со-
ответствие их интенсивности возмущающим воз-
действиям, следовательно, повышает эффектив-
ность действия АПНУ и позволяет взаимную ко-
ординацию между устройствами АДВ иерархиче-
ских комплексов АПНУ ЭЭС, их объединений и
ЕЭС в целом.
Проблемой осуществления АДВ и АЗД на ЭВМ
является надежность действия, которая обеспечи-
вается путем мажоритарного их резервирования
при недостаточной надежности ЭВМ.
Дозированные противоаварийные управляю-
щие воздействия вырабатываются в общем случае
на основе полиномиальных [48.34] алгоритмов и-в ’
соответствии с разработанными методами [48.3]
определения возможных областей устойчивости в
координатах режимных параметров и коэффициен-
тов настройки автоматических регуляторов, их
анализа по критериям устойчивости. Производится
проверка сохранения устойчивости при реализации
выработанных воздействий. Выбор из возможных
вариантов наборов и интенсивности управляющих
воздействий производится итеративно с последова-
тельным их перебором.
Программа вывода принятого варианта дозиро-
ванных управляющих воздействий и передачи их
в устройства АЗД запускается после каждого из
циклов расчетов.
Типовой микропроцессорный комплекс проти-
воаварийной автоматики типа (ПАА) разработан
в ВЭИ [48.34, 48.38, 48.39]. Он состоит из трех не-,
обходимых, как указывалось, для надежности
функционирования однотипных микропроцессор-
ных комплектов (панелей), устанавливаемых на
электростанции — трех комплектов вычислитель-
ных средств и пульта управления с элементами вво-
да и вывода информации (четвертая панель).
Микропроцессорный комплекс ПАА реализует
станционный или узловой (противоаварийное
управление несколькими электростанциями) уро-
вень иерархической АПНУ.
Вычислительная часть ПАА выполнена на мик-
ропроцессорном наборе серии К580 и содержит од-
ноплатную микроЭВМ с математическим процес-
сором и программируемыми параллельным и по-
следовательным интерфейсами, оперативным и пе-
репрограммируемым постоянным ППЗУ запоми-
нающими устройствами и пультом управления.
Собственно измерительной части панели ПАА
не содержат: используются сигналы информацион-
ных устройств телеизмерения и вторичных измери-
тельных преобразователей [48.7], установленных
на синхронных генераторах и линиях электропере-
дач. Поступающие в виде изменяющихся постоян-
ных токов (± 5 мА) входные сигналы нормализуют-
ся, преобразуются в пропорциональные напряже-
ния и гальванически отделяются от вычислитель-
ной части. Гальваническая развязка производится
преобразователями тока в напряжение с промежу-
точной модуляцией постоянного и демодуляцией
переменного тока. Преобразовательная часть есте-
ственно содержит входные аналого-цифровые
с цифровыми полосовыми частотными фильтрами
и выходные цифроаналоговые преобразователи.
Ввод дискретных сигналов входной информа-
ции и вывод выходных управляющих воздействий
производится, как и во всех микропроцессорных
автоматических устройствах, электромагнитными
реле с герметизированными магнитно-управляе-
мыми контактами (герконами).
Выполнение функциональных алгоритмов в
ПАА достигается соответствующим программным
обеспечением на языке Ассемблер, общая структу-
ра которого представлена на рис. 48.33 [48.38,
48.39]. По программе Включение производится тес-
товый контроль микропроцессорной системы. За-
тем запускаются сервисные программы: Програм-
матор, обеспечивающая запись информации в
ППЗУ; Монитор, предназначенная для подготовки и
отладки программного обеспечения с использова-
нием дисплея; Тест, производящая полную провер-
ку вычислительной и преобразующей функцио-
нальных частей и системы обеспечения надежности
функционирования ПАА; Печать, фиксирующая
значения мощностей синхронных генераторов и ли-
ний электропередачи, рабочую схему и дозирован-
ные противоаварийные управляющие воздействия.
Программа Начальный пуск выполняет подго-
товку ПАА к работе в нормальном (доаварийном)
режиме по замкнутым циклам длительностью 5 с.
Программа SPS вводит информацию о режимных
параметрах и состояниях синхронных генераторов
(их технологических ограничениях). По программе
CONTRL обеспечивается надежность функциони-
рования ПАА.
Расчет значений режимных параметров и весо-
вых коэффициентов, входящих в полиномиальные
зависимости [48.34], для текущего состояния схе-
мы ведется программой UPRDO. Мажоритарная
проверка вычисленных противоаварийных управ-
ляющих воздействий производится программой
Рис. 48.33. Структура программного обеспечения ПАА
CNTUV1, а программа PGA формирует информа-
цию о готовности каждого управляемого электро-
энергетического объекта к противоаварийному
управлению. В целях оптимизации вычислений
в реальном времени противоаварийного управле-
ния программа PS производит ранжирование эле-
ментов массивов регулировочных диапазонов
энергоагрегатов электростанции.
. Микропроцессорный комплекс ПАА выполня-
ет и оптимальное распределение случайно изме-
няющейся составляющей нагрузки в процессе нор-
мального автоматического регулирования частоты
и мощности по программе PRSH.
Микропроцессорный комплекс ПАА запускает-
ся в действие для противоаварийного управления
дискретными сигналами более высокого (верхнего)
иерархического уровня и пусковых органов о воз-
никновении КЗ, изменении схемы сети, небыстро-
действующем отключении (затяжке) КЗ. Запуска-
ются соответствующие наборы программ. Ввод не-
обходимой информации в вычислительную часть
ПАА осуществляется по программам WWOD,
NOMPO, FIKOT и CNTUV2 соответственно.
От верхнего уровня противоаварийного управле-
ния ПАА получает задание на разгрузку электро-
станций, необходимую для предотвращения нару-
шения динамической и статической устойчивости.
По сигналам пусковых органов о возникновении КЗ
или изменении схемы сети (отключении линии или
синхронного генератора) вводится информация о тя-
жести возмущающего воздействия. Необходимые
дозированные противоаварийные УВ (функции
АДВ) производятся по программам РО1, РО2 и РОЗ
соответственно. Результаты вычислений по про-
грамме РО2 используются и при затяжных КЗ,
Программы RIR распределяют противоаварип-
иые УВ между управляемыми электроэнергетиче-
скими объектами. Но перед этим программы
CNTUV2 производят проверку дозированных проти-
воаварийных УВ, вычисленных каждой из трех пане-
лей ПАА по мажоритарной схеме резервирования.
По программам UPIND на основе рабочей ин-
формации, поступающей в реальном времени элек-
тромагнитных переходных процессов, производит-
ся корректировка последующих УВ, необходи-
мость в которых возникает сразу же после реализа-
ции предыдущих УВ вследствие прихода сигналов
от двух пусковых органов последовательно во вре-
мени в интервале одного цикла расчетов. Коррек-
ция организуется программой SOD.
Программы RSPR служат для равномерного
распределения УВ, необходимых для предотвраще-
ния нарушения статической устойчивости в по-
слеаварийных режимах между синхронными гене-
раторами электростанции.
Необходимая высокая надежность (частота от-
казов или излишних срабатываний не более 0,01 в
год) программной автоматики дозирования УВ
обеспечивается, как указывалось, программами
CONTRL и CNTUV1, управляющими индивидуаль-
ными (для каждой из трех панелей) и общими аппа-
ратными средствами контроля и диагностики
[48.39]. Обеспечение достоверности информации о
дозированных противоаварийных УВ с резервиро-
ванием по принципу мажорирования и надежности
функционирования в реальном времени по преры-
ваниям 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 подпро-
граммной в так называемых контрольных точках
рабочих функциональных программ.
Программа обеспечивает создание временных
интервалов, необходимых для указанного выравни-
вания состояний, временную синхронизацию и вы-
явление неисправности вычислительной части од-
ной из трех панелей и, наконец, производит мажо-
рирование выходных данных или фиксирует их
расхождение.
Синхронность прерываний трех комплексов
вычислительных средств достигается применением
программируемого контроллера прерываний.
Надежность функционирования обеспечивает-
ся и автоматической диагностикой собственно вы-
числительных средств и преобразовательной час-
ти (устройств связи с объектом) панелей ПАА.
Предусматривается также автоматический переза-
пуск ПАА для сохранения работоспособности вы-
числительной части при возникновении сбоев
микроЭВМ.
В последнее время в ОАО «Институт «Энерго-
сетьпроект» разработано микропроцессорное уст-
ройство АДВ-АЗД станционного и энергорайонно-
го уровней, функционирующее иа программно-тех-
ническом комплексе (ПТК) «Венец», целенаправ-
ленно созданном Российским научно-исследова-
тельским институтом космического приборострое-
ния. Для повышения надежности комплекса уст-
ройство (ПТК АДВ [48.40]) размещается в взаимо-
резервируемых шкафах, комплектуемых из наибо-
лее совершенных и быстродействующих микро-
процессорных специализированных больших инте-
гральных микросхем, включая однокристальную
микроЭВМ и микропроцессорный многофункцио-
нальный измерительный преобразователь режим-
ных параметров ЭЭС (сигнальный процессор
TMS32020 фирмы Octagon Systems (США)).
Измерительно-преобразовательная функцио-
нальная часть ПТК АДВ (устройство связи с объек-
том) содержит вторичные измерительные транс-
форматоры напряжений и токов трех фаз
(рис. 48.34) с частотными фильтрами — модули
трансформаторов напряжения и тока МТН и МТТ,
связанные с указанным многофункциональным
микропроцессорным измерительным преобразова-
телем МПИП через типовые оптоэлектронные эле-
менты гальванической развязки аналоговых сигна-
лов ЭГР. Иногда его называют модулем предпро-
цессорной обработки сигналов (МПОС) [48.40]. Он
формирует цифровые сигналы, отображающие ин-
формационные параметры (амплитуду, фазу, час-
тоту) синусоидальных напряжений и токов и сим-
метричных составляющих трехфазных систем, уг-
лы сдвига фаз, активную и реактивную мощности
прямой, обратной и нулевой последовательностей.
Предусмотрены входы с гальванической развяз-
кой для унифицированных аналоговых сигналов
(модуль аналоговых сигналов МАС) в виде изме-
няющегося (в пределах ± 5 мА) постоянного тока от
измерительных преобразователей электрических
режимных параметров и датчиков сигналов ДС об
изменениях неэлектрических технологических ве-
Рис. 48.34. Функциональна» схема программно-технического комплекса дозировании и запоминания
противоаварийных управляющих воздействий
личин управляемых электроэнергетических объек-
тов [48.40]. На функциональной схеме показаны и
многочисленные входы приема цифровых сигналов
из каналов связи КС от информационных автомати-
ческих устройств телеизмерения УТИ, телесигнали-
зации УТС и быстродействующей передачи сигна-
лов противоаварийной автоматики БСПА, а также
дискретных сигналов от их источников ИДС в виде
комплекта герконовых реле — ввод дискретных
сигналов ВДС с элементами гальванического отде-
ления их контактов от микропроцессорной вычис-
лительно-логической части ПТК АДВ.
Основными элементами вычислительно-логи-
ческой части являются микроконтроллер (mikroPC)
управления МКУ и управляющая однокристальная
микроЭВМ. Микроконтроллер программно и конст-
руктивно совместим с персональными ПЭВМ типа
IBM PC и связан с ними через интерфейсы (модули
интерфейса) МИ. Через соответствующие интер-
фейсы МКУ двух шкафов обмениваются информа-
цией и воспринимают УВ от высшего иерархиче-
ского ВУ уровня АПНУ. Микроконтроллеры произ-
водят сбор и обработку поступающей в ПТК АДВ
информации. МикроЭВМ выполняет функции дози-
рования и запоминания противоаварийных УВ.
Важной особенностью процесса дозирования явля-
ется использование расчетов, выполняемых пери-
ферийными персональными микроЭВМ.
Исполнительная часть содержит комплект вы-
ходных герконовых реле КВР с элементами гальва-
нического разделения ЭГР выходных цепей микро-
ЭВМ и обмоток герконов.
В исполнительную часть входят и элементы
выдачи информации о срабатывании устройства
пли его неисправностях, которая может расшиф-
ровываться с помощью функциональной клавиа-
туры управления КУ. Вся информация высвечива-
ется на жидкокристаллическом алфавитно-циф-
ровом дисплее Д.
В доаварийном (нормальном) режиме работы
ЭЭС ПТК АДВ производит циклический (через 2—
3 с) прием и проверку достоверности телеавтомати-
ческой и местной информации о режимных пара-
метрах и ее схеме, сравнении их с таблицами «усло-
вия—воздействия», введенными в память однокри-
стальной ЭВМ периферийными ПЭВМ. Они рас-
считывают дозированные противоаварийные УВ
для всех возможных аварийных ситуаций; выполня-
ют команды по заполнению таблиц дозированных
УВ, определяемых верхним уровнем ВУ иерархиче-
ской АПНУ; формируют и записывают в оператив-
ную память (функция АЗД) программы их исполне-
ния; производят контроль и диагностику техниче-
ских и программных средств и выдают по заказу
персонала сообщения о текущих дозированных УВ.
В аварийном режиме по сигналам от пусковых
органов ПТК АДВ реализует в течение длительно-
сти одного периода промышленной частоты запом-
ненные дозированные противоаварийные воздейст-
вия ДПАУВ.
В программное обеспечение функционирова-
ния ПТК АДВ включается прежде всего так назы-
ваемый инструментальный комплекс [48.40], пред-
назначенный для персонала служб и подразделе-
ний противоаварийной автоматики ЭЭС. Персонал
проектных организаций производит иа ПЭВМ рас-
четы динамической и статической устойчивости
при всех возможных в электроэнергетическом рай-
оне возмущающих воздействиях. В результате фор-
мируются таблицы взаимозависимостей, имеющие
форму прямоугольных матриц, между условиями,
которые характеризуют режимы работы, возму-
щающими воздействиями и необходимыми для
предотвращения нарушения устойчивости проти-
воаварийными УВ.
Важнейшим для эффективного функциониро-
вания ПТК АДВ является программное обеспече-
ние его действия в реальном времени. Кроме основ-
ной задачи — выбора из ОЗУ и реализации проти-
воаварийных УВ-комплекс осуществляет опрос и
диагностирование входных и выходных элементов,
обеспечивает обмен данными между двумя полу-
комплектами ПТК АДВ, взаимодействие с персона-
лом через функциональную клавиатуру и выдает
информацию о реализации дозированных УВ. Не-
маловажна и его задача по определению различий
между прерываниями: рабочими от контроллеров
управления и обусловленных неполадками, осо-
бенно нередко нарушаемой четкостью размыканий
контактов герконов (их залипанием).
Производится проверка работоспособности
многофункционального МПИП (МПОС) и одно-
кристальной микроЭВМ.
Формирование оптимальных дозированных УВ
производится программой , автоматизированного
выбора границ (набора) дискретных ступеней УВ.
Главными из них являются ограничение мощности
отключением гидрогенераторов или разгрузкой па-
ровых турбин и отключение нагрузки. Программа
SET-ADV [48.40] на языке Турбо-Си обеспечивает
наиболее эффективное использование подмно-
жеств сочетаний ступеней УВ и наборов управляе-
мых объектов по критерию минимального технико-
экономического ущерба. За один запуск она выпол-
няет дозировку УВ для одного сочетания пускового
органа и схемы управляемого энерго района и выда-
ет субтаблпцу «условия—воздействия» в виде вы-
ходного файла. Количество исполнительных герко-
нов КВР ограничивает количество ступеней УВ де-
сятью на каждый из пяти управляемых объектов.
Программы общения с периферийными ПЭВМ
и параллельной работы дублированного комплекса
обеспечивают удобство контроля, наглядность
управляющего действия и надежность функциони-
рования микропроцессорного ПТК АДВ.
Предусмотрен обмен информацией ОИ с верх-
ним уровнем АПНУ по волоконно-оптической линии
связи через оптоэлектронный преобразователь ОП.
48.7. АВТОМАТИКА ПРЕКРАЩЕНИЯ •
АСИНХРОННОГО РЕЖИМА
ВИДЫ И СПОСОБЫ ДЕЙСТВИЯ
АВТОМАТИЧЕСКИХ УСТРОЙСТВ
Несинхронный режим наступает обычно вслед-
ствие неполного соответствия дозировки противо-
аварийных УВ тяжести возмущения, т.е. недоста-
точной эффективности АПНУ или даже отказов от-
дельных автоматических устройств противоава-
рийного управления, -,л
В зависимости от складывающейся ситуации
в ЭЭС ликвидация асинхронного режима соответ-
ствующей автоматикой (АЛАР) производится или
ресинхронизацией путем соответствующих УВ на
синхронные генераторы, а иногда и нагрузку ЭЭС,
или немедленным делением ЭЭС на несинхронно
работающие части.
Соответственно устройства АЛАР делятся на
три группы:
производящие протнвоаварийные УВ при воз-
никновении признаков нарушения синхронизма
или в течение первого цикла асинхронного режима
(одного проворота роторов генераторов);
осуществляющие ресинхронизацию, обычно
после нескольких циклов асинхронного режима, и
действующие на деление ЭЭС при асинхронном ре-
жиме длительностью более 30 с;
быстродействующие иеселективпые для деления
ЭЭС в начальной фазе нарушения устойчивости.
Разработаны и успешно функционируют раз-
личные устройства АЛАР [48.31]. Опи функциони-
руют на основе использования периодических и ха-
рактерных для асинхронного режима изменений
электрических параметров ЭЭС.
Наиболее характерным признаком нарушения
устойчивости является нарастание угла 8 сдвига
фаз между эквивалентными ЭДС Е., Е^ двух час-
тей ЭЭС,- связанных линией электропередачи
[48.31, 48.41]. После наступления асинхронного
режима угол 8 = Щ,/=-(л)1л- ш2)г, период Ts его из-
менений обычно составляет несколько секунд. Од-
нако непосредственное его отслеживание техниче-
ски сложно. з ., .,,,
Поэтому в быстродействующих устройствах
деления ЭЭС на две несинхронно работающие час-
ти путем отключения линии электропередачи при-
меняются измерительные реле максимального то-
ка, поскольку ток в линии изменяется в функции
синуса половины угла 8 [48.41].
Напряжение в асинхронном режиме периодиче-
ски снижается вплоть до пуля (при 8=л),в электри-
ческом центре качаний (ЭЦК).
Угол сдвига фаз между напряжениями , V2,
расположенными по разные стороны от ЭЦК, изме-
няется в полном диапазоне-л—л, а при располо-
жении с одной стороны от ЭЦК — в пределах
-л/2—л/2, т.е. векторы напряжений или провора-
чиваются, или совершают относительные качания
соответственно.
В связи с указанными изменениями состояний
векторов напряжений и вектора тока их отноше-
ния (комплексные сопротивления на зажимах из-
мерительных реле сопротивления) непрерывно и
периодически изменяются по абсолютному значе-
нию от весьма значительных практически до нуля.
Их аргументы могут иметь любые значения в диа-
пазоне от 0 до 2л.
Основная составляющая активной мощности
в линии электропередачи, пропорциональная sin 8,
дважды за период асинхронного режима меняет на-
правление.
Своеобразный характер имеет зависимость от
угла 8 ускорения синхронных генераторов, сильно
изменяющаяся в течение периода асинхронного ре-
жима. Поэтому скольжение двух частей ЭЭС, рабо-
тающих несинхронно, имеет колебательный харак-
тер и затухающее в процессе ресинхронизации
среднее значение.
Типовые автоматические устройства противо-
аварийного управления обеспечивают выявление
асинхронного режима в отличие от синхронных ка-
чаний и КЗ и формирование УВ соответственно на
торможение или ускорение синхронных генерато-
ров (УВТ и УВу ).
По используемой информации различаются
устройства АЛАР, фиксирующие [48.31]:
возрастание угла 8 сдвига фаз между напряже-
ниями по концам линии электропередачи;
скорость изменений произведений и отноше-
ний комплексных напряжений и токов на зажимах
измерительных реле активной мощности и сопро-
тивления соответственно;
циклы асинхронного режима и изменения фаз-
ного тока.
Первое из разработанных ОАО «Институт
«Эиергосетьпроект»» релейно-контактное устрой-
ство АЛАР функционирует с использованием ин-
формации об изменениях комплексных сопротивле-
ний и активной мощности. Устройство трехступен-
чатое в соответствии с тремя указанными группами
АЛАР. Его измерительная часть содержит три ком-
плекта направленных измерительных реле сопро-
тивления и измерительное реле активной мощности
двустороннего действия. Функционирование уст-
ройства подробно описано в [48.31,48.37,48.41].
ПРОМЫШЛЕННАЯ МИКРОСХЕМНАЯ ПАНЕЛЬ
АВТОМАТИКИ
Промышленностью выпущена партия типе
вых микросхемных панелей типа ШДЭ2601, а в<
ВНИИР разработана усовершенствованная па
нель ШЭ2707 автоматики ликвидации асинхрон
него режима.
Ее аналого-дискретная измерительно-преобра
зовательная часть выполняет следующие функции
запоминание угла сдвига фаз 8И в исходной
(доаварийном) нормальном режиме в момент воз-
никновения возмущающего воздействия;
ступенчатое формирование дискретных потен-
циальных сигналов (срабатывание) при превыше-
нии абсолютным значением угла 8 установленных
допустимых значений 181 > 8удс — статической
перегрузки;
срабатывание при установленных допустимых
значениях скорости изменения угла 8 •— скольже-
ния |s| >$уд;
определение и фиксирование угла сдвига фаз
в переходном электромеханическом процессе с
учетом исходного угла |8И| + к |х| > 8у дд — ди-
намической перегрузки (к — коэффициент).
Логическая часть обеспечивает выявление асин-
хронного режима и формирование ускоряющих
УВу или тормозящих УВТ воздействий и функцио-
нирование всех трех ступеней АЛАР в целом.
Надежность функционирования панели обеспе-
чивается автоматической диагностикой (периоди-
ческим автоматическим контролем) исправности
измерительной и логической ее частей.
Измерительно-преобразовательная часть.
Для выполнения указанных функций измеритель-
ная часть содержит (рис. 48.35) соответствующие
функциональные элементы, а именно: UV— моде-
лирования напряжений , U2 на противополож-
ных концах линии или их телеизмерения ТИ1 и
ТИ2, измерительные преобразователи угла 8 сдви-
га фаз С/0 и скольжения US; инерционный аналого-
вый активный частотный фильтр первого порядка
ZF, запоминающий исходные значения угла 8И,
сумматор DAIVи вычитатели DAHсигналов, релей-
ные аналого-дискретные преобразователи АДП
входных аналоговых сигналов, измерительные
фильтр-реле напряжения обратной последователь-
ности KVF1 и его приращения KVF2. Входящие в
состав панели измерительные преобразователи ак-
тивной мощности и другие элементы, аналогичные
измерительно-преобразовательной части панелей
АПНУ, па схеме не показаны.
Измерительные преобразователи угла сдвига
фаз С/0 и скольжения US выполнены как цифро-
аналоговые с использованием цифрового способа
Рис. 48.35. Упрощенная функциональная схема измерительно-преобразовательной части
панели АЛАР типа ШЭ2707
§48.7]_________АВТОМАТИКА ПРЕКРАЩЕНИЯ АСИНХРОННОГО РЕЖИМА
реализации времяимпульсного сравнения фаз и
частоты путем заполнения временных интервалов,
пропорциональных углу сдвига фаз и длительности
периода промышленной частоты, импульсами эта-
лонного генератора высокой частоты [48.7]. Такой
способ позволяет компенсировать частотную по-
грешность измерительного преобразования угла
сдвига фаз и линеаризовать нелинейную зависи-
мость выходного сигнала измерительных преобра-
зователей частоты как обратно пропорциональной
длительности периода.
Указанные интервалы времени фиксируются
кратковременными (длительностью 10 мкс) управ-
ляющими импульсами С/о], (7т) и С/д2> ^т2> Ф°Р‘
мирусмыми одновибраторами SI, S2 в моменты пе-
рехода через нулевые значения мгновенными на-
пряжениями и ।, и2 иа выходах UK в начале Uo и
в конце UT периодов их изменений. Для этого на-
пряжения i/| и к j формирователями Fl, F2 преоб-
разуются в прямоугольные импульсы длительно-
стью в одни период промышленной частоты, запус-
кающие одновибраторы фронта (в начале перио-
дов) и спада (в конце периодов).
Измерительный преобразователь угла сдвига
фаз. Интервалы времени между импульсами (70] и
t702 (начала периодов напряжений iq и и2) или
6'02 и С/0| равны времени несовпадения по знаку
мгновенных значений напряжений l/j, U2 и.coot-
ветствуют отстающему или опережающему углам
| + 8 | < л сдвига фаз между напряжениями t/j и
U2 [48.7]. Например, при отстающем по фазе на-
пряжении U2 импульсом 1/01 от S1, как показано
на схеме, ключ SA1 закрывается и счетчик DC/ ус-
танавливается в начальное (нулевое) положение:
импульс поступает на его вход К. Через 10 мкс
ключ SA1 открывается и на вход с счетчика DC1
поступают единичные (счетные) импульсы часто-
той 100 кГц от генератора G1 до момента появле-
ния импульса Uq2 от 52, который снова закрывает
ключ SA 1 и, воздействуя на вход регистра Е циф-
роаналогового преобразователя ЦАП1, переписы-
вает в него двоичный код счетчика DC1, Отобра-
жающий угол 8 сдвига фаз. Напряжение t/g выход-
ного усилителя DA U цифроаналогового преобразо-
вателя пропорционально абсолютному значению
угла 0 < 8 < л. При значении 8 = п и его дальней-
шем возрастании, т.е. при опережающем по фазе
напряжении U2 , на входы R счетчика и Е цифро-
аналогового преобразователя должны воздейство-
вать управляющие импульсы U02 и Ц)| соответ-
ственно или должна переключением изменяться
иа угол п фаза напряжения О2 (на схеме
рис. 48.35 не показано).
Однако напряжение t/g, являясь функцией угла
8, при 8 = const увеличивается или уменьшается при
снижении или повышении частоты соответственно,
поскольку при этом удлиняются или сокращаются
интервалы времени несовпадения по знаку мгно-
венных напряжений С/| и U2. Изменения напряже-
ния C/g в зависимости от частоты и есть частотные
погрешности измерительного преобразования угла
сдвига фаз. Их компенсация достигается дискрет-
ными изменениями сопротивления балластных ре-
зисторов йб на выходе ЦАП1 (входе усилителя
DAU), производимыми разрядными выходами
счетчика DC2, управляющими ключами, например
SA4, SA5 (в схеме N ключей), закорачивающими со-
ответствующие резисторы й6. Двоичный выход-
ной код счетчика DC2 отображает длительность пе-
риода /у, поскольку на его вход С через ключ SA3
поступают счетные импульсы именно в течение
времени Т,'. управляющий импульс С/0] устанавли-
вает счетчик в исходное положение, а управляю-
щий импульс (/т|, закрывая ключ SA3 и поступая
на вход Е регистра счетчика DC2, обеспечивает
воздействие иа ключи SA4—SAN. Например, при
возрастании частоты сопротивление уменьшается,
снижая напряжение на входе усилителя DAU и на-
пряжение C/g на его выходе.
Начальное значение 8И исходного режима со-
храняется некоторое время в виде напряжения С7Й
И
на выходе очень инерционного (т = RC = 10 с) час-
тотного фильтра ZF. При этом напряжение (/д6 на
выходе вычитателя DAH1 напряжений t/g и l/g
моделирует приращение угла Д8 = 8 - 8И.
Ступенчатое фиксирование значений исходно-
го и текущего углов сдвига фаз и его изменений
производится группами максимальных измери-
тельных реле напряжений KVI—KV6 с различными
установленными значениями t/gy(, Ц\ду и О'йиу.
Одно из них, например КК2, имеет установленное
напряжение срабатывания , соответствующее
максимальному абсолютному углу сдвига фаз
| ± 8 | п1ах = л. Оно и производит указанные выше
переключения в цепях напряжения U2, изменяю-
щие его фазу на угол л, в связи с изменением знака
угла 8, т.е. его переходом от отстающего к опере-
жающему и наоборот.
Измерительный преобразователь скольже-
ния. Скольжение s определяется по разности час-
тот /], /2 напряжений UI, И2 элементом сравне-
ния абсолютных значений (вычитатель DAH2) на-
пряжений 7/^, Vq на выходах двух однотипных
измерительных преобразователей частоты UF1,
UF2. Они состоят из счетчиков импульсов DC3,
DC4 частотой 500 кГц, генератора G2 и цифро-
аналоговых преобразователей ЦАП2 и ЦАПЗ соот-
ветственно.
На счетчики и ключи SA6, SA 7 между их входа-
ми С и генератором С2 воздействуют управляющие
импульсы (70|, 7/т1 и Vq2 > !7т2. Импульсы 77О|,
С/02, закрывая ключи, устанавливают счетчики в
состояния полного заполнения, и в течение перио-
дов и Ту2 они функционируют как вычитающие
счетные импульсы генератора С2 (входы Q. Запол-
нение счетчиков определяется максимальной при-
нятой в измерительных преобразователях длитель-
ностью периодов Гп1ах, соответствующей мини-
мальной частоте /mjn = 45 Гц. Максимальная час-
тота /тах принята равной 55 Гц; ей и минимальной
длительности периодов rmin соответствует наи-
большее выходное напряжение 77111ах на выходах
ЦАП2 и ЦАПЗ. Измерительные преобразователи
частоты функционируют по соотношению
f-f . Т -Т
Ur=U ------------й и ——-------------------.(48.28)
f max f + f max т _т ' ’
zmax ’min max min
В конце периодов Tjy, Тц напряжений”
управляющие импульсы UTi, 1/т2, воздействуя на
входы F1 регистров ЦАП2, ЦАПЗ, переписывают в
них в двоичном коде оставшиеся в счетчиках DC3,
DC4 числа импульсов, определяющие выходные
напряжения Up и Up ЦАП2 и ЦАПЗ. Перед преоб-
разованием чисел импульсов в напряжения задер-
жанными (элементы DTI, DT2) управляющими им-
пульсами U't, U’r2 их коды переписываются в ре-
гистры Е2. При этом регистры Е1 освобождаются
для записи двоичных кодов о длительностях сле-
дующих периодов изменений напряжений 77| и <72.
Напряжение ±77, на выходе вычитателя DAH2
пропорционально разности частот напряжений на
концах линии электропередачи и отображает их
взаимное скольжение. Сумматор DAIK напряжений
776и H±Ust формирует сигнал информации ±t/gj
об углах сдвига фаз при переходном электромеха-
ническом процессе и в исходном режиме и о сколь-
жениях. Непрерывно изменяющиеся напряжения
— аналоговые сигналы + 77хи±776, преобразуются
в дискретные потенциальные группой максималь-
ных реле напряжения KV5—KV8 с различными их
уставками ±Usy, i-Ugsy. Положительное (при /| >
> /2) и отрицательное (при j\ < /2) напряжения
77g, и Us фиксируются двумя группами реле
KV5—KF8, разделенных диодами.
В измерительную часть входят и фильтр-реле
KFFI и KVF2 напряжения и приращения напряже-
ния обратной последовательности, возникающие
< при КЗ. Они воздействуют по схеме <ИЛИ на ин-
версные входы элементов DXI—DX4 (ЗАПРЕТ) и
не дают разрешение на срабатывание измеритель-
ных реле KV при электромагнитных переходных
процессах и при повреждениях, как указывалось, в
цепях измерительных трансформаторов напряже-
ния. На инверсные входы элементов ЗАПРЕТ воз-
действует и сигнал о неисправностях, формируе-
мый автоматическим устройством периодического
контроля АУК исправности устройства в целом.
Логическая часть в соответствии с дискрет-
ными сигналами измерительной части формирует
тормозящие (УВТ) или ускоряющие (УВу) управ-
ляющие воздействия безынерционной I ступени
АЛАР и после нескольких циклов асинхронного ре-
жима II и соответственно III ступеней (рис. 48.36).
Асинхронный режим выявляется I ступенью
непосредственно, если 8 > 8кр, а сопровождается
ли он ускорением синхронных генераторов или
торможением — по знаку скольжения +s. Макси-
мальные измерительные реле напряжения KV1,
KF5, KV7 или KF6, KF8, срабатывающие под воз-
действием напряжений 77g, 77,, 7/g и Ug, -Us,
s
-Ug^, пропорциональных углу 8, скольжению и
сумме угла 8И + к |sj, формируют через Логиче-
ские элементы DW1—DW4 (ИЛИ) единичный логи-
ческий сигнал на средних входах элементов DX1
или DX2 в зависимости от знака скольжения. Еди-
ничный сигнал поступает и на верхний (по распо-
ложению на схеме) и нижний их входы соответст-
венно от элемента временного запоминания DTI,
запускаемого через DW5 одним из указанных изме-
рительных реле. Поскольку в исходном состоянии
АЛАР триггер DS (расположен в середине нижней
половины схемы) выдает па прямом выходе логи-
ческую единицу, поступающую на нижний и верх-
ний входы элементов DXI, DX2, то один из них
формирует УВт1 при положительном или УВу(
при отрицательном скольжении. Указанное вре-
менное запоминание сигнала измерительных реле
и запоминание (по цепям обратных связей) выход-
ных сигналов DX1 и DX2 (через DW3 или DW4) пре-
дусмотрено для надежности реализации УВ.
При неуспешное™ действия I ступени и дости-
жении углом сдвига фаз значения 8 = | ± л | сраба-
тывают, как указывалось, реле KV2 и в зависимости
о
Рис. 48.36. Упрощенная логическая схема панели АЛ АР типа ШЭ2707
АВТОМАТИКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ [Разд. 48
от ускорения или торможения — реле KV7 или KV8
соответственно. Через один из элементов DX3, DX4
запускают счетчик DC1 или DC2 циклов асинхрон-
ного режима. Спустя три цикла единичный сигнал
с верхнего выхода DC1 или DC2 через DX7 или DX8
поступает на средний вход одного из выходных
элементов DX5 или DX6II ступени. Он проходит на
его выход в виде УВтц или УВу11, поскольку на
верхнем DX5 или нижнем DX7 входах логическая
единица от инверсного выхода элемента выдержки
времени DT2, а на нижних входах — единица от
АУК (неисправностей нет). При этом через DW10
триггер DS переключается: логическим нулем на
его прямом выходе запрещается действие I ступе-
ни, 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, отсчиты-
ваемых после срабатывания элемента DT2: едини-
цей на его прямом (нижнем) выходе счетчики цик-
лов DC1, DC2 через E)W6 устанавливаются в исход-
ное состояние. На вход установки R счетчиков дей-
ствует элемент DT1, запускаемый через DW9 вы-
ходными сигналами счетчиков и контролирующий
максимальную установленную длительность цик-
лов асинхронного режима.
Логическим нулем на инверсном выходе, посту-
пающим на входы DX5 и DX6, элемент времени DT2
прекращает дальнейшее действие II ступени. Логи-
ческая единица с прямого выхода DT2, поступая на
входы элементов DX7 или DX8, подготавливает ус-
ловия для прохождения через них дискретных сиг-
налов с нижних выходов счетчиков DC1, DC2 после
новых, как указывалось, трех циклов асинхронного
режима и через DW1I или DIVI2 на средние входы
выходных элементов DX9 или DX10 III ступени.
При наличии логических единиц на выходе элемен-
та DT3 временного запоминания единичных сигна-
лов от DX7 или DX8 и отсутствии нулевых (запре-
щающих) логических сигналов от АУК на осталь-
ных входах DX9 или DX10 они формируют управ-
ляющие воздействия УВт111 или УВуц,.
Возврат схемы в исходное состояние, в осо-
бенности триггера DS, разрешающего действие
I ступени, происходит через время элемента
задержки DT3 по сигналу от DT2 после снятия
с инверсного входа DX единицы — прекращения
ее выдачи счетчиками DC1, DC2, т.е. после пре-
кращения асинхронного режима.
МИКРОПРОЦЕССОРНАЯ АВТОМАТИКА
Методы и технические средства обработки ин-
формации микропроцессорной вычислительной
техникой в реальном времени позволяют произво-
дить прямой контроль указанных основных пара-
метров — угла 8, скольжения s и его производной
d.s/d/, применить быстродействующие алгоритмы
их вычисления и тем самым существенно повысить
техническое совершенство автоматики, особенно
эффективность действия по предотвращению раз-
вития асинхронного режима. Микропроцессорная
АЛАР разрабатывается в ОАО «Институт «Энерго-
сетьпроект»».
48.8. АВТОМАТИКА ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ
НЕДОПУСТИМЫХ ИЗМЕНЕНИЙ РЕЖИМНЫХ
ПАРАМЕТРОВ
АВТОМАТИКА ПРОТИВОАВАРИЙНЫХ
ОТКЛЮЧЕНИЙ И ВКЛЮЧЕНИЙ ПО
ИЗМЕНЕНИЯМ НАПРЯЖЕНИЯ
Для аварийного режима характерно снижение
напряжения, а его повышение — по мере уменьше-
ния загрузки магистральных линий электропереда-
чи высокого и особенно сверхвысокого напряже-
ний, передаваемой активной мощностью — для
утяжеленного режима. Автоматика ограничения
снижения напряжения в аварийном режиме суще-
ственно уменьшает вероятность развития общесис-
темной аварии вследствие лавины напряжения, а
автоматика ограничения его повышения снижает
вероятность возникновения КЗ в результате элек-
трического пробоя изоляции.
Автоматика ограничений снижения напря-
жения (АОСН), происходящего вследствие воз-
никновения дефицита мощности и угрожающего
развитием лавины напряжения, выполняется мно-
гоступенчатой.
Каждая ступень содержит по два минимальных
реле напряжения с близким к единице коэффициен-
том возврата (кв = 1,03—1,05), обеспечивающим
мелкоступенчато разнесенную настройку измери-
тельной части устройства на установленные напря-
жения срабатывания в частности трех ступеней
С/ср= (0,75; 0,8; О,85)ЦЮМ/кв. (48.29)
Логическая часть содержит реле времени с ми-
нимальной выдержкой времени I ступени, отстро-
енной от времени действия АУРЗ и АПВ или АВР.
Мелкоступенчатая настройка обеспечивает некото-
рую адаптацию к степени снижения напряжения
производимых АОСН отключений нагрузки и реак-
торов поперечной компенсации линий электропе-
редачи сверхвысокого напряжения [48.31].
Автоматика ограничений повышений на-
пряжения (АОПН) обычно двухступенчатая,
включает компенсирующие реакторы и отключает
линию при недопустимых повышениях напряже-
ния, обусловленных генерированием ею реактив-
ной мощности и резонансными явлениями.
Она действует главным образом или при от-
ключенной линии, или во время ее включения, т.е.
при холостом ходе линии (рис. 48.37, а). При этом
в условиях, близких к резонансу, напряжения 1/ш и
UK на шинах ЭС или ПС и отключенном конце ли-
нии могут соответственно в 1,5—2,0 раза превы-
шать номинальные.
Между тем повышение напряжения жестко ог-
раничивается по уровню и по длительности в пре-
делах, от 20 до 0,1 с соответственно при кратностях
напряжения 1,25 и 2,0.
Снижение напряжения достигается быстро-
действующим включением компенсирующих ре-
акторов LR, уменьшающих емкостную проводи-
мость электропередачи. Однако при недостаточ-
ной эффективности действия АОПН на их включе-
ние, т.е. при напряжении С/ш на шинах, остающем-
ся больше номинального, автоматика с выдержкой
времени отключает находящуюся на холостом хо-
де линию.
Выпускается типовая панель АОПН — шкаф
противоаварийной автоматики ШП2704. Функ-
циональная схема АОПН (рис. 48.37, б) содержит
измерительный (пусковой) и избирательный орга-
ны, выполненные трехфазными. Двухступенчатый
пусковой орган напряжения состоит из шести
KV1—KV6 реле максимальных фазных напряже-
ний с высоким коэффициентом возврата (кв~ 0,95)
и разными установленными напряжениями сраба-
тывания. Три максимальных реле KV1—КУЗ I сту-
пени отстраиваются от минимального длительно
допустимого напряжения С/ш1 = 1,1Ц10М, а реле
KV4—КУб— от напряжения, допустимого на опре-
деленное время, например С/ш2 = 1,5 6/11ом, при вы-
держке времени отключения линии Z2 — 1 с [48.31].
Ступень I включает выключатель Q1 (см.
рис. 48.37, а) реактора LR, а II ступень предназначе-
на для отключения выключателя Q3 линии и запрет
его АПВ (см. рис. 48.37, б). Предусмотрено воз-
можное отключение линии и I ступенью с выдерж-
кой времени t ]»t2 , если после включения реакто-
ра не снижается до напряжения возврата реле
KV1—КУЗ, т.е. остается больше С/ш > 1,1 Ц1ом.
Избирательный орган необходим для выявле-
ния линии, отключенной с противоположной сто-
роны (от шин ЭС или ПС обычно отходят несколь-
ко линий). Он представляет собой комплекты из
трех измерительных реле (для каждой линии)
KQ1—KQ3 реактивной мощности, включенных на
фазные напряжения и токи трех фаз и срабатываю-
щих при направлении мощности от линии к шинам,
т.е. генерируемой односторонне включенной лини-
ей (на рис. 48.37, б показан один их комплект). Для
четкости действия установленная реактивная мощ-
ность gy их срабатывания выбирается в 1,5 раза
[48.31] меньше мощности, генерируемой линией
при отключении с противоположного конца при на-
пряжении С/ш, соответствующем установленному
напряжению срабатывания I ступени пускового ор-
гана напряжения С/ш = 1/у). Для селективности их
действия gy не менее чем в 1,25 раза больше (при
возможности) максимальной реактивной мощно-
сти в нагрузочном режиме, также направленной от
линии к шинам (при реверсивной по мощности
электропередаче). Дополнительно предусмотрен
контроль тока в линии: при невозможности указан-
ной отстройки реле KQ1—KQ3 от реактивной мощ-
ности рабочего режима максимальные измеритель-
ные реле фазных токов КА 1—КАЗ (с установленны-
ми токами срабатывания, превышающими ток от
указанной реактивной мощности, генерируемой
односторонне включенной линией) запрещают
действие автоматики включения реактора и отклю-
чения линии. При этом учитывается и опасность
неправильного (излишнего) срабатывания реле ре-
активной мощности в рабочем режиме.
Необходимое взаимодействие пускового и из-
бирательного органов обеспечивается логической
частью устройства АОПН. Элементы DX1—DX3
(И — ЗАПРЕТ) формируют дискретный исполни-
тельный сигнал на включение компенсирующего
реактора при повышении напряжения и наличии
потока реактивной мощности от линии к шинам,
если обусловленный ею ток не превышает установ-
ленного тока срабатывания максимальных измери-
тельных реле тока КА 1 КАЗ.
С выдержкой g элемента времени DTI через
DW3 и DX41 ступень может отключать линию «.за-
прещать ее АПВ.
Ступень II пускового органа (реле KV4—КУб),
формирующая сигнал 1 через DW2, поступающий
на первый (нижний) вход логического элемента
DX (И), действует на отключение линии и запре-
щение ее АПВ (через элементы DW3 и DIV4) с вы-
держкой времени z2 « Т| элемента времени DT2
только при условии срабатывания I ступени (нали-
чие логической единицы на втором (верхнем) вхо-
де элемента DX от DWI).
Обнинский приборный завод «Сигнал» произ-
водит па интегральных микросхемах повышенной
надежности автоматические устройства отключе-
ния выключателя при повышении напряжения и по-
вторного его включения при восстановлении. Оно
входит в состав комплектных электронных уст-
ройств (КЭУ) ПА комплексных распредустройств.
АВТОМАТИКА ЧАСТОТНОЙ РАЗГРУЗКИ
И ЧАСТОТНОГО ПОВТОРНОГО ВКЛЮЧЕНИЯ
Обязательная для всех подстанций автоматика
частотной разгрузки (АЧР) наносит ущерб потре-
бителям электроэнергии, поэтому должна обла-
дать свойством адаптации к возникшему недостат-
ку (дефициту) мощности. Поскольку АЧР релей-
ного действия, то возможно лишь дискретное по-
следовательное приближение к компенсации де-
фицита отключаемой мощности. Поэтому она реа-
лизуется многими автоматами трех категорий
АЧР1, АЧРП и АЧРП1. Наиболее распространена и
эффективна первая из них, состоящая из N = 10—
20 мгновенно действующих (по мере снижения
частоты) автоматов, установленных на ПС, с мел-
коступенчато (через А/= 0,1—0,2 Гц) разнесенны-
ми частотами срабатывания их измерительных ре-
ле частоты от уставки автомата I категории /уц =
= 48,5 до уставки Л-го автомата /у1Л, = 46,5 Гц. При
этом отключаемые ими мощности рассчитываются
с учетом уменьшающегося в функции снижения
частоты п по мере отключения потребителей дефи-
цита мощности [48.1].
Если в течение некоторого времени, начиная
с tj = 5 с, частота не восстанавливается до близкой
к номинальной, т.е. утяжеленный режим ЭЭС про-
должается, то приходят в действие несколько
(обычно не более пяти) автоматов АЧРП, имеющих
одну установленную частоту срабатывания /у1| =
= 49,2 Гц и отключающих потребителей с возрас-
тающими на A Z = 5 с выдержками времени.
Автоматы ЛЧРШ устанавливаются на ПС
сильно дефицитных частей ЭЭС, в которых воз-
можно весьма быстрое снижение частоты до опас-
ного уровня (45 Гц). Они функционируют по ско-
рости изменения частоты: производная функции
изменения частоты является показателем дефици-
та мощности и вероятной глубины снижения час-
тоты [48.1].
По мере восстановления частоты с помощью
АЧР, полного загружения недогруженных и частот-
ного ускоренного пуска резервных гидрогенерато-
ров и в результате действия автоматики управления
нормальными режимами ЭЭС (см. § 48.1—48.4)
электроснабжение отключенных потребителей
электроэнергии восстанавливается автоматами час-
тотного повторного включения (ЧАПВ).
В эксплуатации находятся различные разно-
видности 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 эле-
ментом является измерительное реле частоты с ав-
томатическим переключением установленных час-
тот его срабатывания как при снижении, так и при
повышении частоты. В настоящее время выпуска-
ется аналого-цифровое измерительное реле часто-
ты типа РСГ-11 [48.43].
Перспективна интегральная микропроцессор-
ная реализация быстродействующего измеритель-
ного преобразования частоты. Примерами являются
разработанный в научно-техническом центре «Ме-
хаиотроника» (г. Санкт-Петербург) микропроцес-
сорный многофункциональный комплект (блок) из-
мерительных реле частоты типа БМ МРЧ и постав-
ляемые совместным предприятием «АББ Реле—Че-
боксары» реле частоты SPAF-I40 и SPAF-340
[48.46]. Первый содержит восемь, а вторые по че-
тыре программируемых высокоточных измери-
тельных реле, функционирующих с учетом скоро-
сти изменения частоты и снижения (повышения)
напряжения. Они осциллографируют аварийные
процессы, имеют алфавитно-цифровой дисплей и
обладают свойствами адаптации, самодиагностики
и другими характерными для цифровых програм-
мных устройств сервисными возможностями.
Центральной лабораторией «Тулэнерго» и об-
нинским приборным заводом «Сигнал» произво-
дятся аналоговые, а НТЦ «Мехапотроника» и ОАО
«Ритм» (г. Киев) разработаны цифровые микропро-
цессорные комплексные устройства автоматиче-
ской частотной разгрузки (КУАЧР), выполняющие
и функции частотного автоматического повторного
включения отключенных АЧР потребителей
[48.45]. Первое из указанных аналоговых КУАЧР
содержит три бесконтактных измерительных реле
частоты. Поэтому на нем могут быть реализованы
по два автомата как быстродействующих АЧР1, так
и инерционных АЧРП, комбинированные автоматы
АЧР1, АЧРП и устройство ЧАПВ.
Действие измерительной части БМ МРЧ осно-
вано на счете тактовых импульсов в течение изме-
няющейся (при снижении или повышении частоты)
длительности периода. Используется вычитающий
счетчик, в который периодически, после каждого
считывания записывается некоторое количество
импульсов, значительно превышающее их число,
размещающееся в интервале времени, равном но-
минальной длительности периода промышленной
частоты. В течение периода изменения входного
напряжения производится вычитание тактовых им-
пульсов из счетчика. Разность записанного и остав-
шегося к концу периода в счетчике количества им-
пульсов отображает сто длительность, обратно про-
порциональную частоте.
Вычисленное значение частоты сопоставляется
с хранящимся в памяти микропроцессора набором
установленных ее значений, соответствующим сра-
батываниям очередей АЧР1, АЧРП или ЧАПВ.
Цифровым дифференцированием определяется
скорость изменения частоты, двоичный код кото-
рой сопоставляется с установленной скоростью,
соответствующей срабатыванию АЧРТП.
Одной из особенностей БМ МРЧ является про-
граммирование и хранение двух наборов установ-
ленных значений частоты срабатывания АЧР, авто-
матически переключаемых при изменениях режи-
мов работы собственных нужд электростанции или
систем электроснабжения, т.е. свойство адаптивно-
сти к режимам электрической сети.
Контактные выходы БМ МРЧ с соответствую-
щими обозначениями их назначений показаны на
схеме внешних подключений исполнительной час-
ти АЧР и ЧАПВ (рис. 48.38, а). Электромагнитные
реле KL2—KL9 управляют цепями отключения и
включения выключателей, a KL10—KL17 — сигна-
лизацией. На схеме показаны также трансформато-
ры ТУЕ входного напряжения с изменяющейся час-
тотой, блок питания БП и светодиоды VD сигнали-
зации состояния устройства.
Функционирование АЧР и ЧАПВ поясняется
схемой программного алгоритма их действия
(рис. 48.38, б). Предусмотрено два его варианта А и
БМАЧР
KL2
KL6
KL8
KL9
KL]
БП
•KL12
KL13,
KL14
KL15
KLL
KL17
Цепь
1 Сеть ~/= 220В
2
3
4 -220 В
5 -100В
6
7
8
+ 24 В
---KL10
TVL I
x. rKLll
a)
Цепь Конт
АЧР1 03
04
АЧР2 <ЙЛ
06
АЧРС1 07
08
АЧРСЗ 09
10
ЧАПВ1 11
12
ЧАПВ2 13
14
ЧАГТВС 15
16
АЧРС2 17
18
Отказ 01
02
Цепь Конт
Отказ О’
02
АЧР1 03
04
АЧР2 05
06
АЧРС1 07
08
АЧРСЗ 09
10
ЧАПВ1 11
12
ЧаПЫ 13
14
ЧАПВС 15
16
АЧРС2 17
18
g
i
Рис. 48.38. Схема подключения исполнительной части АЧР (я)
и функциональная схема алгоритма АЧР И ЧАПВ (б)
§ 48.8] АВТОМАТИКА ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ НЕДОПУСТИМЫХ ИЗМЕНЕНИЙ РЕЖИМНЫХ ПАРАМЕТРОВ1\5
Б, переключаемых ключом S2. По варианту А вклю-
чение и отключение выключателя предусмотрено
двумя разными входными дискретными сигналами
АЧР и ЧАПВ, а по варианту Б — по появлению и
исчезновению одного дискретного сигнала АЧР.
При включенном ключе SI и положении/! клю-
ча S2 дискретный сигнал (логическая 1) АЧР посту-
пает на вход .S' триггера DS1 и запоминается им, ес-
ли на входе R отсутствует дискретный сигнал 1 о
выполнении ЧАПВ (операция DWI) или от ключей
местного управления МУ и о включении (операция
DX1) выключателя оператором КВ. С выхода триг-
гера DS1 сигнал I проходит в цепь АЧРОТКЛ управ-
ления отключением выключателя.
Формирователь F дискретного сигнала ограни-
ченной длительности, равной времени разрешения
ЧАПВ выключателя, воздействует на вход S' триг-
гера DS2 при условии (операция DX2) наличия дис-
кретного сигнала от реле отключенного положения
выключателя РПО. Сигнал формирователя F запо-
минается триггером DS2 только после прекраще-
ния действия частотной разгрузки, т.е. исчезнове-
ния сигнала 1 АЧР. При этом сигнал О АЧР инверс-
ным входом DIV1 превращается в 1 на входе R триг-
гера DS1 и возвращает его в исходное состояние,
через DW2 поступает на вход R триггера DS2 и раз-
решает запоминание сигнала формирователя F.
Выходной сигнал 1 DS2 запускает таймер £>7отсче-
та выдержки времени срабатывания ЧАПВвкл, воз-
действующего на включение отключенного АЧР
выключателя. По обратным связям через DW2
сигналом 1 ЧАПВвкл триггер DS2 возвращается в
исходное состояние, а через DIV1 дублируется воз-
действие на возврат триггера DSI.
При положении Б ключа S2 сигнал 1 АЧР про-
ходит прямо в цепь управления отключением вы-
ключателя, а ЧАПВ с выдержкой DT производится
после исчезновения сигнала 1 от АЧР со входа R
триггера DS2.
АВТОМАТИКА УПРАВЛЕНИЯ СИНХРОННЫМИ
ГЕНЕРАТОРАМИ ПРИ ИЗМЕНЕНИЯХ ЧАСТОТЫ
Автоматика отключений синхронных гене-
раторов. Для нормального функционирования ме-
ханизмов, обеспечивающих производительность
парогенераторов ТЭС и АЭС при снижениях часто-
ты, практикуется отключение одного или несколь-
ких генераторов от ЭЭС для снабжения только соб-
ственных нужд электростанции и наиболее ответ-
ственных потребителей. При этом схемы распреде-
лительных устройств электрической части ТЭС вы-
полняются с учетом возможности такого выделе-
ния собственных нужд для их питания от автоном-
но работающего генератора отключением мини-
мального количества (даже только одного) выклю-
чателя. На рис. 48.39 приведены примеры таких
К ЭЭС
Рис. 48.39. Электрические схемы ЭС, обеспечи-
вающие выделение синхронных генераторов для
питания собственных нужд при аварийном сни-
жении частоты
схем [48.48] с условным изображением автоматиче-
ских устройств указанного отключения, содержа-
щих измерительное реле снижения частоты KF и
реле времени КТ.
В первой схеме (рис. 48.39, а) при снижении
частоты с выдержкой времени отключается шино-
соединительный выключатель Q, отделяя вторые
(нижние) шины с присоединенными к ним синхрон-
ным генератором С1 и собственными нуждами СН
с ответственной нагрузкой Н, от первых (верхних)
шин, к которым подключены остальные синхрон-
ные генераторы С2 электростанции и трансформа-
торы Т связи с электроэнергетической системой.
Вторая схема (рис 48.39, б) иллюстрирует пол-
ное отделение (отключением реле KF выключате-
лей QI, Q2) электростанции ЭС от ЭЭС, целесооб-
разное при развитии общесистемной аварии. Отде-
лившаяся электростанция используется затем для
восстановления нормального режима работы ЭЭС.
Рис. 48.40. Схема размещения устройств АОПЧ
На схеме условно показана и автоматика частотной
разгрузки АЧР, необходимая для ликвидации не-
достатка активной мощности, который может воз-
никнуть после такого отделения.
На схеме рис. 48.40 условно показана автома-
тика отключений синхронных генераторов ГЭС
при повышении частоты, опасном для турбогене-
раторов ТЭС [48.48]. Необходимость в автоматике
отключений гидрогенераторов обусловлена тем,
что при отключениях одной цепи первого (I) или
второго (II) участков линии электропередачи воз-
никает опасность нарушения статической устой-
чивости параллельной работы ГЭС и ТЭС с ЭЭС
ввиду снижения пропускной способности электро-
передачи: возникает избыток генерируемой мощ-
ности и синхронные генераторы разгоняются. Хо-
тя быстродействующие автоматические регулято-
ры мощности (см. § 48.2) турбогенераторов при-
крывают регулирующие клапаны, обычно относи-
тельно медленно действующие (через АРЧВ) авто-
матические регуляторы мощности гидрогенерато-
ров и инерционные направляющие аппараты гид-
ротурбин не успевают предотвратить разгон гид-
роагрегатов. Увеличение частоты вращения гидро-
генераторов приводит и к соответствующему
опасному для паровых турбин возрастанию часто-
ты вращения и турбогенераторов.
Поэтому и предусматривается обычно двухсту-
пенчатая автоматика ограничения повышения час-
тоты (АОПЧ), действующая на отделение ТЭС с на-
грузкой, соответствующей их мощности. На схеме
показано по два быстродействующих автоматиче-
ских устройства АУ1 и АУ2, расположенных по
концам линий связи ТЭС и ГЭС с разными установ-
ленными частотами срабатывания 52,5 и 53,5 Гц со-
ответственно. Автоматическое устройство АУЗ ог-
раничения повышения частоты, установленное на
ГЭС, с частотой срабатывания 51,5 Гц отключает
часть гидрогенераторов ГЭС, не допуская отделе-
ния ТЭС от электроэнергетической системы. .
Промышленностью выпускается панель (шкаф)
типа ШДЭ 2602 [48.43] АОПЧ. Она позволяет осу-
ществить три ступени управляющих воздействий
по повышению частоты и скорости ее изменения.
Панель выполнена на интегральных микросхемах с
применением аналого-цифрового и цифроаналого-
вого преобразования сигналов.
Автоматика частотного пуска и загрузки
гидрогенераторов. Автоматика частотного уско-
ренного пуска и загрузки выдающих неполную
мощность или работающих в режиме синхронного
компенсатора (СК) гидрогенераторов эффективно
способствует прекращению снижения и последую-
щему восстановлению частоты. При ее действии
отключение потребителей электроэнергии автома-
тикой АЧРП обычно не производится.
Функциональная схема (рис. 48.41) автомати-
ки ускоренного пуска и загрузки гидрогенераторов
при снижении частоты формирует импульсный
Сигнал на ускоренный пуск при снижении частоты
до / Ц = 49,3 Гц и обеспечивает требуемые:
однократные воздействия на гидрогенераторы;
двухступенчатые воздействия с разными вы-
держками времени;
KF DX1 DT1
Рмс. 48.41. Функциональная схема автоматики
частотного ускоренного пуска и загрузки гидро-
генераторов
дополнительную загрузку гидрогенераторов
только при наличии их недогрузки или работы в ре-
жиме СК;
одновременные с пуском первой очереди
воздействия на увеличение мощности гидрогене-
раторов;
неавтоматическое (кнопкой SB) приведений в
состояние готовности к новому действию.
Ускоренный пуск УП гидрогенераторов (их
групп) G1,C2 происходит при готовности автома-
тики к действию — наличии дискретного потенци-
ального сигнала 1 на нижнем входе DX1, поступаю-
щего с выхода триггера DS, если ранее нажималась
оператором кнопка SB. При срабатывании измери-
тельного реле частоты KF с указанной установлен-
ной частотой /уИ его дискретный сигнал проходит
через DX1, запускается элемент выдержки времени
DT1. Спустя установленное время он воздействует
на формирователь F1 (одновибратор) импульсного
сигнала УП гидрогенераторов GI.
С указанной небольшой задержкой времени
дискретным потенциальным сигналом DT1 через
трехвходовые логические элементы DXI и DX1 при
наличии на остальных их двух входах сигналов 1 от
вспомогательных (сигнальных) контактов Q1.1,
Q2.1 выключателей гидрогенераторов (выключате-
ли включены) и от контактов SQI.l, SQ2.1 конеч-
ных выключателей направляющих аппаратов гид-
ротурбин (они недогружены, направляющие аппа-
раты полностью не открыты и указанные их кон-
такты еще замкнуты) запускаются времяимпульс-
ные преобразователи ВИП дискретных потенци-
альных сигналов в импульсы с уменьшающейся п®
мере увеличения нагрузки генераторами длитель-
ностью (см. § 48.2). Импульсное воздействие на
электродвигатель механизма изменения мощности
МИМ —задающий элемент мощности, АРЧВ обес-
печивает устойчивый процесс загрузки гидрогене-
раторов G3, G4.
С той же задержкой запускается второй эле-
мент выдержки времени DT2, после истечения ко-
торой запускается формирователь F2 импульсного
сигнала УП генераторов G2. Элемент DT2 сигна-
лом 1 на вход R триггера DS выводит схему из дей-
ствия (обеспечивает однократность ее действия).
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
48.1. Автоматика электроэнергетических сис-
тем: Учебное пособие для вузов / О.П. Алексеев,
В.Е. Казанский, В.Л. Козис и др.; Под ред. В.Л. Козиса
и Н.И. Овчаренко. М.: Энсргоиздат, 1981.
48.2. Овчаренко Н.И. Автоматика электриче-
ских станций и электроэнергетических систем: Учеб-
ник для вузов / Под род. А.Ф. Дьякова. М.: Научно-
учебный центр ЭНАС, 2000.
48.3. Дьяков А.Ф., Окин А.А., Семенов В.А.
Диспетчерское управление мощными энсргообъсдинс-
ниями. М.: Изд-во МЭИ, 1996.
48.4. Создание автоматизированных систем
управления гидроэлектростанциями / В.Д. Ковалев,
А.Н. Кузнецов, В.Н. Орлов и др. // Высоковольтная и
преобразовательная техника. Системы управления
электротехническим и энергетическим оборудовани-
ем. М.: Эколинк, 1996. С. 94—104. (Тр. ВЭИ).
48.5. Прокопенко А.Г., Мыеак И.С. Стационар-
ные, переменные и пусковые режимы энергоблоков
ТЭС. М.: Энергоатомиздат, 1990.
48.6. Методические указания по техническому
обслуживанию автоматического синхронизатора СА-1.
М.: Союзтсхэнсрго, 1980.
48.7. Овчаренко Н.И. Элементы автоматиче-
ских устройств энергосистем: Учебник для вузов.
В 2-х кн. М.: Энергоатомиздат. 1995.
48.8. Бушмарииа Е.А., Фадеев А.В., Шере-
мет А.А. Микропроцессорный автоматический син-
хронизатор // Электротехника. 1996. № 9. С. 30—34.
48.9. Аганичев К.С., Лукоянов В.Ю., Панфи-
лов Н.И. Автоматический микропроцессорный син-
хронизатор «Спринт» // Электротехнические станции.
1999. №8. С. 48—51.
48.10. Плетнев Г.П. Автоматизированные систе-
мы управления объектами тепловых электростанций.
М.: Изд-во МЭИ, 1995.
48.11. Соловьев И.И. Автоматические регулято-
ры синхронных генераторов. М.: Энсргоиздат, 1981.
48.12. Овчаренко Н.И., Аналоговые элементы
микропроцессорных комплексов релейной зашиты и
автоматики. М.: НТФ «Энсргопрогрссс», 2001.
48.13. Гидротехническое и вспомогательное обо-
рудование гидроэлектростанций: Справочное посо-
бие. В 2-х т. / Под ред. Ю.С. Васильева, Д.С. Щавелева.
48.40. Программно-технический комплекс авто-
матической дозировки управляющих воздействий
энергосистем / А.К. Бслотслов, Е.Л. Россовский,
И.З. Глускин и др. // Электрические станции. 1997.
№10. С. 18—28.
48.41. Гоник Я.Е., Иглицкий Е.С. Автоматика
ликвидации асинхронного режима. М.: Энергоатомиз-
дат, 1988.
48.42. Гуревич Ю.Е., Либова Л.Е., Окин А.А.
Расчеты устойчивости и противоаварийной автомати-
ки в энергосистемах. М.: Энергоатомиздат, 1990.
48.43. Каталог электротехнической продукции,
предлагаемой к реализации в 1998. Чебоксары: Изд.
ЧАЭЗ, 1998.
48.44. Стрелков В.М., Фокин Г.Г., Якубсон Г.Г.
Многофункциональное устройство АПВ для ВЛ 500—
750 кВ на интегральных микросхемах // Электриче-
ские станции. 1985. № 9. С. 54—58.
48.45. Комплектное устройство автоматической
частотной разгрузки КУ АЧР-С И,Каталог экспозиции
ВВЦ. Релейная защита и автоматика энергосистем. М.:
ОРГРЭС, 1996. С. 17—18.
48.46. Микропроцессорный блок автоматиче-
ской частотной разгрузки автоматического повторно-
го включения по частоте типа БМАЧР // Там же. С. 3.
48.47. Микропроцессорный блок релейной защи-
ты типа БМРЗ // Там же. С. 4.
48.48. Беркович М.А., Комаров А.Н., Семенов
В. А. Основы автоматики энергосистем. М.: Энсргоиз-
дат, 1981.
Раздел 49
АВТОМАТИЗАЦИЯ ДИСПЕТЧЕРСКОГО
И ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИМИ СИСТЕМАМИ
* 5
СОДЕРЖАНИЕ
49.1. Основные понятия теории информации
применительно к автоматизированному
диспетчерскому и технологическому
управлению в электроэнергетических
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 элек-
трических станциях и подстанциях.........750
Основные принципы построения
СКУЭТО (751). Задачи контроля и
управления электротехническим
оборудованием ЭТО (752).
Функциональные подсистемы СКУЭТО
(753). Функциональные
информационные уровни (753).
Требования к СКУЭТО (754). СКУЭТО
на базе микропроцессорных
устройств релейной защиты (756). СКУЭТО
на базе микропроцессорных
программируемых контроллеров (757).
ПТК системы контроля и диагностики
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
страны (ЕЭС) может быть эффективным лишь при
наличии автоматизированной системы диспетчер-
ского управления (АСДУ). Под АСДУ понимается
человеко-машинная система, обеспечивающая ав-
томатизированный сбор и обработку оперативно-
диспетчерской (ОДИ), расчетно-плановой (РПИ) и
производственно-статистической (ПСИ) информа-
ции, необходимой диспетчеру для принятия реше-
ний по управлению энергосистемой. Для управле-
ния технологическими процессами на энергетиче-
ских объектах (электрических станциях, подстанци-
ях) существуют автоматизированные системы уп-
равления технологическими процессами (АСУТП).
В АСДУ и АСУТП постоянно формируются, пере-
даются, принимаются и осмысливаются сообщения
о .состоянии объектов энергосистемы, параметрах ее
режима, о принятых диспетчером решениях по
управлению энергосистемой.
СООБЩЕНИЕ, СИГНАЛ, ИНФОРМАЦИЯ
Под сообщением понимается некоторая сово-
купность сведений, подлежащих передаче, т.е. объ-
ект передачи. Средством передачи сообщения яв-
ляется сигнал, под которым понимается некоторый
физический процесс, однозначно соответствую-
щий данному сообщению.
Структурная схема передачи сообщения пред-
ставлена на рис. 49.1. Сообщение О, сформирован-
ное отправителем, преобразуется в передатчике в
сигнал С1, представляющий собой, как правило,
электромагнитные колебания. Сигнал С1 поступа-
ет в канал связи (КС), под которым понимается со-
вокупность технических средств, необходимых для
передачи сигнала на большие расстояния. Сигнал
С2 с выхода КС подается в приемник, в котором
происходит обратное преобразование сигнала в со-
Рис. 49.1. Структурная схема передачи сообщения
общение П, поступающее к получателю. Вследст-
вие помех, воздействий, мешающих передаче сиг-
нала по КС на большие расстояния, сигнал С2
неполностью соответствует сигналу С1, а следова-
тельно, сообщение П может отличаться от сообще-
ния О, что, естественно, нежелательно. Поэтому
передача сообщений должна быть организована та-
ким образом, чтобы получатель правильно понял
отправителя, несмотря на наличие помех в КС, т.е.
при передаче сообщений должна быть предотвра-
щена потеря передаваемой информации.
Информация является основным содержанием
сообщения, т.е. представляет собой те сведения, ко-
торые неизвестны получателю до получения дан-
ного сообщения. Каждое сообщение формируется,
как правило, из нескольких элементов, каждый из
которых может принимать качественно различные
значения (качества). Пусть число элементов сооб-
щения п, а число качеств, которое может прини-
мать каждый элемент, т. Тогда общее число сооб-
щений, которые могут быть сформированы из этих
элементов, составляет
ь N=mn. (49.1)
КОЛИЧЕСТВЕННЫЕ МЕРЫ ИНФОРМАЦИИ
Неопределенность и информация. Получение
информации представляет собой процесс раскры-
тия неопределенности случайного события. При
этом ясно, что степень неопределенности оказыва-
ется тем больше, чем большее число исходов имеет
это событие, т.е. чем больше т. Таким образом, сте-
пень неопределенности есть функция числа исхо-
дов, т.е./(»/). Функция/(т), характеризующая ко-
личественную меру неопределенности, должна,
очевидно, удовлетворять следующим условиям:
при т - 1 f (in) = 0;
при возрастании т возрастает f (т);
степень неопределенности и (независимых)
случайных событий с числом исходов соответст-
венно /П], т2> •••> /«„равняется сумме степеней неоп-
ределенности этих событий, т.е.,
/(«В /п2,.... тп) ^/(т^А-.Дп^) +... +/("'„)• 09-2)
Мера Хартли. Д. Хартли в 1928 г. предложил
использовать в качестве /(т) логарифм т по осно-
ванию 2. В этом случае начальная неопределен-
ность события с т исходами может быть представ-
лена как
йнач = 1оё2т- 09-3)
Получение информации есть уменьшение не-
определенности. Количество полученной инфор-
мации I равно разности между начальной Л1[ач и ос-
тавшейся после получения информации конечной
ЛКО1| неопределенностью, т.е.
/ = /1na4-AKo..- 09-4)
Если после получения информации неопреде-
ленность полностью раскрыта (йк0(1 = 0), то
1= Кт = 1оё2т- 09-5)
За единицу количества информации (бит) при-
нимается в соответствии с 09.5) количество ин-
формации, содержащейся в событии с двумя равно-
вероятными исходными (т = 2).
В и событиях, каждое из которых имеет /и( ис-
/ХОДОВ,
Z=£log2m,.. 09.6)
i=l
Мера Шеннона. Мера неопределенности
Хартли не учитывает уменьшение неопределенно-
сти события в случае разных вероятностей исходов
этого события. С целью учета вероятности исходов
события Р. Шеннон предложил для определения
степени неопределенности использовать энтро-
пию, т.е. среднее значение неопределенности всех
т исходов, имеющих вероятности Р(,..., Р(.,..., Рт.
Неопределенность /-го исхода
/i,. = -log2P,, (49.7)
Среднее значение неопределенности всех т ис-
ходов, т.е. энтропия 4. ,
! ni '
Н=^^Р1\О&2Р1. 09.8)
/=1
Количество информации, содержащейся в со-
общении согласно Шеннону есть разность энтро-
пии до и цосле получения сообщения, т.е.
^^.ач-^ко,,- 09.9)
Если сообщение полностью раскрывает неоп-
ределенность, то
m
' = Ч,ач = (49‘10)
i=l
Если это сообщение состоит из п элементов, ка-
ждый из которых может иметь Ш] качеств с вероят-
ностями Ру, ..., Ру, ..., Pnj, то
л mj
/=Ь=1
Статистическая мера информации дает пред-
ставление лишь о среднестатистическом количест-
ве информации, которая может быть получена от
контролируемого объекта.
Кибернетическая мера информации. Для
оценки количества информации, содержащейся в
конкретном сообщении, существует так называе-
мая кибернетическая мера, характеризующая уве-
личение уверенности в принятии диспетчером пра-
вильного решения по управлению энергосистемой
при наличии поступившей информации.
Под степенью уверенности принятия решения g
понимается отношение вероятности принятия пра-
вильного решения при наличии поступившей ин-
формации Ри к вероятности принятия правильного
решения при наличии априорной (среднестатисти-
ческой) информации Ра о состоянии контролируе-
мого объекта
g = PJP&. (49.12)
За единицу кибернетической меры информа-
ции принимается такое количество информации,
которое позволяет повысить степень уверенности в
принятии правильного решения в 2 раза. Количест-
во информации определяется при этом как
/к = log2^-’. (49.13)
Повышение достоверности передаваемой ин-
формации достигается путем использования поме-
хозащищаемых кодов.
КОДЫ И..КОДИРОВАНИЕ
Основные характеристики кодов. Основание
кода. Коды характеризуются числом т используе-
мых различных качеств элементов кода, т.е. числом
символов, или букв, кодового языка. При т = 2 име-
ет место двузначный бинарный код, при т = 3 —
трехзпачный код и т.д.
Разрядность кода п есть число символов в ко-
довой комбинации (длина кодового слова). Если
длина всех кодовых слов одинакова (л = const), код
называется равномерным.
Мощность кода есть число рабочих кодовых
комбинаций N используемых для передачи сооб-
щений, из общего числа всех возможных кодовых
комбинаций N = mn.
Избыточность кода, коэффициент избыточ-
ности. Если Ny < N, то код обладает избыточно-
стью, так как не все кодовые комбинации использу-
ются для передачи сообщений. С избыточностью
связана способность кода к обнаружению ошибок,
так как для этой цели используются (N - Ny) нераз-
решенных кодовых комбинаций. Избыточность ко-
да характеризуется коэффициентом избыточности
К -.L^P М9 14)
' "зб 1 logm^‘ (М)
Диапазон возможных значений коэффициента
избыточности для разных кодов 0 < КтЪ < 1. При
К11з6 ~ ® имеет место безызбыточный помехонеза-
щищенный код.
Кодовое расстояние d между двумя кодовыми
комбинациями есть число одноименных разрядов в
этих кодовых комбинациях с различными символа-
ми. Кодовое расстояние между различными кодо-
выми комбинациями (кодовыми векторами), как
правило, различно. Минимальное кодовое расстоя-
ние afmin характеризует помехозащищенность кода.
Распределение рабочих кодовых комбинации по
кодовым расстояниям характеризует потенци-
альную помехозащищенность кода, так как пока-
зывает, сколько рабочих кодовых векторов отстоит
от данного рабочего кодового вектора на рас-
стояние d.
Коды, для которых т/у^ различно для разных
кодовых векторов, называются несимметричными.
Если Л^ для всех рабочих кодовых векторов оди-
наково, то код называется симметричным.
Коэффициент ложных переходов определяет
вероятность ложного перехода одной рабочей ко-
довой комбинации в другую под влиянием помех
кратности, равной d, и определяется выражением
N^‘^
= (49Л5)
где N^ -—.общее число кодовых векторов, отстоя-
щих от данного вектора на кодовое расстояние d;
— число рабочих кодовых векторов, отстоя-
щих от данного вектора на d. "
Для симметричных кодов одинаково для
всех.рабочих кодовых векторов и определяет-
ся согласно (49.15). Для несимметричных кодов ко-
эффициент ложных переходов при </-кратной
ошибке определяется как среднее значение этого
коэффициента для всех Л'р рабочих кодовых векто-
ров, т.е.
,л 1
4 (4516’
Общее число кодовых векторов отстоящих
один от другого на кодовое расстояние d, для дву-
значных кодов может быть определено как число
сочетаний по d из числа разрядов кода п, т.е.
<«17>
Очевидно, чем больше <7т|п> тем выше помехо-
защищенность кода, так как при кратности ошибки
меньше </lnin переход одной рабочей кодовой ком-
бинации в другую невозможен. Следовательно, не
будет и ложного приема информации. Искаженная
помехами кодовая комбинация легко обнаружива-
ется, так как она не принадлежит к числу рабочих
комбинаций. Таким образом, при t/min = г + I обна-
руживаются все ошибки кратности г. При rfmjn =
= 2s + 1 могут быть исправлены все ошибки кратно-
сти s, а при 4/min.= г + s + 1 (при г. > s) обнаружива-
ются ошибки кратности г и исправляются ошибки
кратности s.
ДВОИЧНЫЕ КОДЫ
Двоичный безызбыточный код. Вся совокуп-
ность передаваемых сообщений может быть пред-
ставлена в виде совокупности различных чисел. В
этом случае имеет место числовой код. Максималь-
ное количество возможных кодовых комбинаций в
числовом коде ^пах = тп.
Из всех числовых кодов наибольшее распро-
странение получили двоичные коды. Причиной
этого является очень простая арифметика двоич-
ных чисел и возможность использования простых,
- дешевых и надежных в эксплуатации двухпозици-
онных элементов. Максимальное число возможных
кодовых комбинаций в двоичном коде N = 2п.
В безызбыточном двоичном коде все кодовые
комбинации рабочие. Следовательно, <7lnin = 1, т.е.
любая, даже однократная, ошибка приводит к лож-
ному переходу одной рабочей кодовой комбинации
в другую, и = 1 для любого d (от ( др и).
Таблица 49.1
Кодовые комби- нации Vj Безызбыточный двоичный код Двоичный код с защитой по чет- ности
ООО 000 0
001 001 1
010 010 1
011 011 0
К, 100 100 1
101 101 0
по ПО 0
111 111 1
Таким образом, безызбыточный двоичный код
является помехонезащищенным колом. Единствен-
ная защита такого кода от ошибок —фиксация на-
рушения количества элементов в кодовой комбина-
ции. Поэтому используется, как правило, равно-
мерный двоичный безызбыточный код.
Код с защитой по паритету (четности, нечет-
ности). Для придания двоичному коду свойства по-
мехозащищенности, т.е. свойства обнаружения
ошибок, в кодовые комбинации необходимо вво-
дить дополнительные (избыточные, защитные) раз-
ряды.
В двоичном коде с защитой по четности в кодо-
вые комбинации вводится один защитный разряд,
содержимое которого (0 или 1) дополняет число
единиц в основных (информационных) разрядах до
четного. При приеме сообщения бракуются (т.е.
признаются ложными) все комбинации, содержа-
щие нечетное число единиц.
В табл. 49.1 приведены все рабочие кодовые
комбинации двоичного кода с защитой по четности
при числе информационных разрядов ии = 3. В той
же таблице для сравнения приведены все кодовые
комбинации двоичного безызбыточного кода с п = 3.
Мощность кода с защитой по четности
Лр = 2п"=-2л1,
где п — общее число разрядов кода.
Коэффициент избыточности
•og22"-1 „-I 1
К = 1------------- = 1 - —- = -. (49.18)
->« ПИ
log22
Минимальное кодовое расстояние между рабо-
чими векторами кода dmjn = 2. Код симметричный.
Распределение рабочих кодовых векторов по кодо-
вым расстояниям = СпР , где dp = 2,4,6,..., [и];
[и] - четное число, ближайшее к п. Коэффициент
ложных переходов К^ = СР/С^.В табл. 49.2
Таблица 49.2
d 1 2 3 4
— 6 — ‘ 1
№ 4 6 4 1
0 1 0 1
представлены параметры d, и для
четырехразрядного кода с защитой по четности,
приведенного в табл. 49.1.
Из табл. 49.2 ясно, что код позволяет обнару-
жить все ошибки нечетной кратности, а при ошибках
четной кратности принимается ложное сообщение.
Код с простым повторением. Число разрядов
кода увеличивается в 2 раза по сравнению с бе-
зызбыточным кодом. Содержимое защитных разря-
дов повторяет содержимое информационных (ра-
бочих) разрядов. Ошибки обнаруживаются путем
сравнения содержимого информационных и за-
щитных разрядов. Число разрядов кода п = ли + д3 =
= 2ли, мощность кода Np = 2п/2. Коэффициент избы-
точности
log, 2
^из = 1------~----- = 0,5.
1оё22"
Код с повторением и инверсией. Как и в коде
с простым повторением, число защитных разрядов
равно числу информационных разрядов, т.е. л3 = ли.
Однако содержимое защитных разрядов совпадает
с содержимым информационных разрядов лишь в
случае четного числа единиц в последних. При не-
четном числе единиц в информационных разрядах
содержимое защитных разрядов представляет со-
бой инверсию содержимого информационных раз-
рядов (табл. 49.3).
Таблица 49.3
Кодовые ком- бинации Ej Безызбыточный двоим ный код Код с повторени- ем и инверсией
И) 000 000 000
И 001 001 110
^2 010 010 101
>3 он 011 011
>4 100 100 011
^5 101 101 101
>6 по по по
v-i 111 111 000
Мощность кода и коэффициент избыточности
такие же, как у кода с простым повторением. Код
симметричный, однако в общем вйде полу-
чить не удается.
Кодовые расстояния d для одного из кодовых
векторов (например, Ко) по отношению к другим ра-
бочим кодовым векторам представлены в табл. 49.4.
Для других векторов в симметричном коде расстоя-
ния d имеют те же значения. Значения d,
и сведем в табл. 49.5.
Из табл. 49.5 ясно, что код (при и = 6) позволяет
обнаруживать все ошибки кратностью 1, 2, 5, 6.
При кратностях ошибки 3 и 4 вероятность получе-
ния ложных сообщений составляет 20 %. Рассмат-
риваемый код по сравнению с кодом с простым по-
вторением является более помехоустойчивым, так
как его минимальное кодовое расстояние больше. В
рассмотренном примере <7mln= 3. • " '
Код на одно сочетание. Числовой л-разрядный
двоичный код позволяет иметь N = 2" различных
кодовых комбинаций. Число 2" может быть
представлено как сумма сочетаний из и по 0,1 ,;2,
i,и, т.е.
2" = < + С'п + С2„ + + С' + ... + < . (49.19)
Таким образом, двоичный безызбыточный код
есть код на все сочетания, так как его мощность
п i
N= И = У С . Мощность кода на одйо сочёта-
Р 4-» П
1=0
ние N = С1 = - , - ——. Код образуется из дво-
Р " I!(«-/)!
ичного безызбыточного кода путем отбора кодо-
вых комбинаций, имеющих одинаковое число еди-
ниц. Так, для п = 3 из восьми возможных кодовых
2
комбинаций код на одно сочетание с Np = С3 со-
ставляет лишь три кодовых вектора: ОН, 101, 110.
Таблица 49.4
и V-1 ^3 К, ^5 V1
d 0 3 3 4 3 4 4 3
Таблица 49.5
d 1 ~ 2 3 4
0 0 4 - 3
6 15 20 15
м Кл 0 0 0,2 0,2
Коэффициент избыточности в общем случае
1о^2Сп
Кт=1- . (49.20)
Код с двойными коррелированными симво-
лами. Рабочие комбинации кода получаются из ко-
довых 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 ха-
рактеристиками двоичного кода с простым повто-
рением в случае симметричного канала связи, т.е.
при равенстве вероятностей помех Р(0 —> 1) =
= Р(1 —> 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-качественный код с К-
кратным повторением символов. В сменно-каче-
ственных кодах не допускается использование оди-
наковых символов в соседних разрядах кода. При
этом каждый последующий элемент кодированно-
го сигнала отличается от предыдущего, что может
быть использовано в устройствах телемеханики
для потактовой синхронизации приемного и пере-
дающего устройств. Мощность сменно-качествен-
ного кода с основанием т ' „ ' '
= (49.21)
Из (49.21) ясно, что основание кода должно
быть не менее трех, так как при т = 2 Np = 2. Коэф-
фициент избыточности кода
(49.й)
log,,™" ”
т.е. код обладает избыточностью.
В телемеханике получил распространение дво-
ичный сменно-качественный код (ДСК), в котором
в соседних разрядах располагаются символы про-
Таблица 49.6
Кодовые комби- нации Vj Бсзызбыточный двоичный код Коррелирован- ный код
.. (о 000 010101
^1 001 010110
010 011001
Ъ 011 011010
ъ 100 100101
101 100110
но 101001
111 101010
тивоположпого качества, но в зависимости от со-
держимого разряда кодовой комбинации («0» или
«1») для его формирования используется различное
количество символов. ДСК образуется из безызбы-
точного двоичного кода следующим образом:
разряды кодовой комбинации разделяются на
четные и нечетные;
для формирования нечетных разрядов исполь-
зуются символы одного качества (например, сим-
волы «0»), а для формирования четных разрядов —
символы противоположного качества (например,
символы «1»);
нечетные разряды, содержимое которых «1»,
записываются в виде К-кратно повторяемых ну-
лей, а четные разряды с содержимым «1» — в виде
К-кратно повторяемых единиц;
разряды, содержимое которых «0», формиру-
ются в виде однократной записи соответственно
нуля или единицы.
Пусть п = 5, К = 3. Кодовая комбинация в безыз-
быточпом двоичном коде имеет, например, вид
ЮНО. В ДСК эта комбинация записывается как
00010001110. Таким образом, пятиразрядное дво-
ичное число, содержащее три единицы, записыва-
ется в ДСК в виде одиннадцатиразрядпого двоич-
ного числа. При ином количестве единиц в исход-
ном сообщении длина кодовой комбинации, есте-
ственно, будет иной, т.е. ДСК — неравномерный
код.
Число различных длин кодовых комбинаций в
ДСК
6 = л + 1, (49.23)
где п — число разрядов исходного безызбыточпого
двоичного кода.
Следовательно, вся совокупность рабочих
кодовых комбинаций в ДСК может быть разбита на
b непересекающихся подмножеств Gv где s = 0, 1,
2, ..., п — число информационных единиц в кодо-
вой комбинации.
Длина кодовой комбинации в Gs
ns=n + s(K-l), (49.24)
•где К — кратность повторения символов в ДСК,
или масштаб кода.
Мощность ДСК
л п
*Р = LW = (49-25)
s=0 s=0
ДСК явно обладает избыточностью, а следова-
тельно, и помехозащищенностью. Причем избы-
точность тем выше, чем больше масштаб кода К. В
ДСК, используемых в устройствах телемеханики,
масштаб кода составляет от 2 до 5.
Проверка на четность содержимого всех разря-
дов не увеличивает, а, наоборот, снижает помехоза-
щищенность кода, так как dmjll не увеличивается, а
рабочие кодовые векторы попадают в большинстве
своем в одно подмножество, что увеличивает веро-
ятность ложного перехода.
Проверка па четность содержимого только чёт-
ных (или только нечетных) разрядов улучшает по-
мехозащищенность кода, так как Jnlin увеличивает-
ся, и рабочие кодовые векторы распределяются по
подмножествам Gs более равномерно.
ДВОИЧНЫЕ КОДЫ, ИСПРАВЛЯЮЩИЕ ОШИБКИ
Как уже упоминалось, 5-кратная ошибка прин-
ципиально может быть исправлена, если dmjn > 25 +
+ 1. Существуют два метода построения кодов с ис-
правлением ошибок: группировка кодов спутни-
ков; проверка на четность в определенных разрядах
разделимого систематического кода (построение
опознавателя ошибок).
Коды-спутники формируются путем суммиро-
вания по модулю 2 рабочих кодовых комбинаций с
векторами возможных ошибок кратностью, не пре-
вышающей 5. При этом любая кодовая комбинация
кодов-спутников может рассматриваться как рабо-
чая, а следовательно, ошибки кратностью не более
5 исправляются.
В разделимых систематических кодах все сим-
волы разделяются на информационные ли и прове-
рочные (защитные) п3, т.е.
п = «и + пз- (49,26)
Значения проверочных символов находятся по
определенной системе.
Сокращенно разделимые систематические ко-
ды обозначаются (и, ли ), т.е. в скобках указывается
суммарное число символов в кодовой комбинации
и число информационных символов.
Значение проверочных символов определяется
как сумма по модулю 2 определенных информаци-
онных символов. Количество проверочных симво-
лов совпадает с количеством проверок на четность
и должно быть таким, чтобы можно было найти но-
мер искаженного символа (как информационного,
так и проверочного). Номер искаженного символа
позволяет восстановить исходную кодовую комби-
нацию. Таким образом, в результате проверок дол-
жен формироваться код-опознаватель, указываю-
щий номер искаженного символа.
Код Хэмминга. Этот разделимый систематиче-
ский код, например (7, 4), т.е. л = 7, ли = 4, л3 = 3.
Любой из семи символов кода может быть искажен.
В табл. 49.7 даны номера разрядов кодовой комби-
нации кода Хэмминга и вектора кода-опознавателя,
которые указывают номер разряда, в котором сим-
вол искажен.
Таблица 49.7
Номер разряда кода Хэмминга 1 2 3 4 5 6 , 7
Вектор кода- опознавателя 001 010 011 100 101 110 111
Проверки иа четность (их число равно п3, 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 иска-
жены символы в разрядах 1, 3, -5 или 7; «1» во вто-
ром разряде вектора кода-опознавателя — при ис-
кажении разрядов 2, 3, 6 или 7; и «1» в третьем раз-
ряде кода-опознавателя — при искажении разрядов
4, 5, 6 или 7 в кодовой комбинации кода Хэмминга.
Следовательно, условия проверки па четность име-
ют вид сумм по модулю 2 указанных разрядов кода
Хэмминга, т.е. _
И| Ф Uj Ф и5 Ф u-j - 0;
«2 ® г'з Ф Ф ц7 = 0; (49.27)
Ф «5 Ф Kg Ф u-j — 0,
где Uj — содержимое z-rd разряда кода Хэмминга.
Проверочные разряды должны входить в условия
(49.27) по одному разу, т.е. проверочным и являют-
ся разряды 1,2 и 4. Их содержимое определяется из
условий (49.27), т.е.
Wj = 1/3 ffi «5 Ф zz7;
iz2 «з Ф Wg Ф Uq', (49.28)
IZ4 — U5 Ф Z/g Ф U-j.
Пусть, например, передаваемое сообщение —
двоичное число 1011, тогда содержимое информа-
ционных разрядов соответствующей кодовой ком-
бинации кода Хэмминга zz3 = 1, u5 = 1, izg = 0, u~j — 1,
а содержимое проверочных разрядов согласно
(49.28) t/j = 1, iz2 = 0, и4 = 0, т.е. кодовая комбинация
имеет вид 1010101.
Циклический код. Защитоспособность цикли-
ческого кода основана на том, что исходная комби-
нация безызбыточпого двоичного кода на передаю-
щем конце умножается на определенное число, а на
приемном конце принятая кодовая комбинация де-
лится на то же число. Если деление произошло без
остатка, сообщение считается достоверным. При
наличии остатка сообщение бракуется.
Циклический код, как и код Хэмминга, пред-
ставляет собой разделимый систематический код,
причем информационные символы занимают стар-
шие, а проверочные символы — младшие разряды
кодовой комбинации.
' Запись кодовой комбинации циклического кода
может быть представлена в виде полинома х, на-
пример,
и \ и - 1 и - 2
Р(х) = ап_хх +а„_2х +...
... + а.х‘ + ... + сцх + а0, (49.29)
где и — число разрядов кода; (1 или 0) — разряд-
ные коэффициенты. Например, кодовая комбина-
ция 01001 может быть записана как F(x) ~х* + 1.
Циклический код характеризуется образую-
щим (порождающим) полиномом Р(х) степени
К— гц = п - пи. Вид Р(х) и его степень определяют
корректирующую способность кода. Все рабочие
Комбинации циклического кода делятся на Р(х) без
остатка. При делении на Р(х) запрещенной кодовой
комбинации обязательно имеется остаток. По виду
остатка возможна корректировка принятого сооб-
щения.
Циклический код может быть образован путем
умножения полинома Q(x) степени (ии - 1), соот-
ветствующего кодовой комбинации двоичного бе-
зызбыточного кода с числом разрядов ли, на обра-
зующий полином Р(х) степени к, т.е.
F(x) = Q(x)P(x). (49.30)
Однако при таком способе получения кодовой
комбинации циклического кода информационные
и проверочные разряды оказываются неразделен-
ными, что затрудняет процесс декодирования (т.е.
код оказывается неразделимым). Поэтому исполь-
зуется другой способ формирования кодовых ком-
бинаций циклического кода. Полином Q{x) умно-
L
жается на одночлен х , а затем делится на образую-
щий полином Р(х):
* С(х.) . (49.31)
Частное С(х) имеет ту же степень, что и £)(х)
(т.е. пи - 1). Если Q(x) • х не делится на Р(х), появ-
ляется остаток Я(х), т.е.
£
2тёг’ = С(х)®?м- (4932)
Поскольку С(х) имеет ту же степень, что и Q(x),
оно является кодовой комбинацией исходного бе-
зызбыточного кода.
Степень остатка Я(х) не может быть больше сте-
пени Р(х). Наивысшая степень Р(х) есть (К- 1), сле-
довательно, Р(х) 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:
F(x) = С(х)Р(х) = б(х)хА ® Л(х). (49.33)
Таблица 49.1
Информационные символы I IpoBcpKa по строкам
м11м12-и17-и1т m S“V 7=1
u2\u22-u2j—l,2m CM' Г, s.
unua^uv.,.u^ tn j=i
4Uun-ulJ-ulm tn Z11 u
s a” kQ 7 a5* CM a" - И ,ц a~ *** N 7 m I ,/=l/=l
Проверка по столбцам Проверка проверок '
При таком способе формирования циклическо-
го кода информационные символы занимают в ко-
довой комбинации ли старших разрядов, а прове-
рочные—Л = гц младших разрядов.
Итеративный код. Информационные символы
в этом коде записываются в виде таблицы с I стро-
ками и т столбцами (табл. 49.8). Столбец (т + 1) и
строка (/ + 1) содержат суммы по модулю 2 инфор-
мационных символов соответственно строки или
столбца. Значение проверки проверок находится
как сумма по модулю 2 символов последней (про-
верочной) строки и столбца.
Приведенный в табл. 49.8 код является про-
стейшим двухступенчатым итеративным кодом
(dmjn = 4). Передача кодовых комбинаций осущест-
вляется построчно, включая проверочные символы
каждой строки. Последней передается строка, со-
стоящая из значений проверок по столбцам и
значений проверки проверок. При приеме кодовых
комбинаций осуществляете проверка строк и
столбцов на четность.
Простейший итеративный код позволяет очень
просто корректировать ошибку. Если не вы-
полняется проверка на четность строки i, столбца /,
то символ Uy должен быть заменен на противопо-
ложный.
В непростейших итеративных кодах проверка
по строкам и столбцам осуществляется более слож-
ными помехозащищенными кодами, например
циклическими. В этом случае минимальное кодо-
вое расстояние между кодовыми комбинациями
итеративного кода есть произведение d|m;n^2min>
где dlmin — минимальное кодовое расстояние меж-
ду комбинациями по строкам, а — т0 же по
столбцам.
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» (раз-
мер «окна передачи» — число кодовых предложе-
ний, которые можно передавать без подтверждения
приема, перед тем как обнаружена ошибка в пред-
ложении, требующая автоматического повторения
передачи) при использовании последовательности
двоичных взаимонезависимых сигналов (двоичный
симметричный канал без памяти) для полудуплекс-
ной и дуплексной связи.
Рекомендуемые МЭК стандартные кодовые
форматы асинхронной передачи для телемеханиче-
ских систем сведены в табл. 49.9. Асинхронная
(стартстопная) передача в системах телемеханики
— метод передачи, при котором передаются груп-
пы синхронных сигналов, разделенные интервала-
ми произвольной длительности. При асинхронной
передаче момент начала передачи сообщения, оп-
ределяемый моментом посылки стартового сигна-
ла, может быть произвольным.
Формат FT 1.1 обеспечивает кодовое расстоя-
ние <7=2, кодовое слово содержит 11 бит: 1 бит —
старт, 8 бит—информация, 1 бит — защита до чет-
ности (нечетности) и 1 бит — стоп.
Добавление в конце предложения одного кон-
трольного 11-битового 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 по четности и,
кроме того, 8 бит — контрольную сумму CS, обра-
зованную арифметическим суммированием всех
информационных байт предшествующих кодовых
слов по модулю 256.
Форматы FT2 и FT3 образуются кодовыми бло-
ками длиной до 16 байт (л = 128 бит). Информаци-
онные кодовые слова этих форматов содержат по
8 бит (байт, октет). Контрольные слова формируют-
ся по законам циклического кода. Контрольное сло-
во формата FT2 имеет длину 8 бит, что обеспечивает
d = 4 при числе информационных байт до 15. Кон-
трольное слово формата FT3 имеет длину 16 бит,
что обеспечивает d= 6 при числе информационных
байт до 16.
Форматы FT1.1 обеспечивают класс достоверно-
сти и могут использоваться при передаче инфор-
Таблица 49.9. Стандартные кодовые форматы
Тип фор- мата Кодо- вый блок (л; л;)* ** Рас- стояние Хэм- минга Класс досто- верно- сти Формат кодового предложения Защита от ошибок
FT1.1 (11<; 8<) 2 /1 Для каждого информационно- го байта: 1 бит — старт (0) 1 бит — стоп(1) 1 бит — защита по чст ности (р)
о| |д|1 0| |д 1 ° И
1 8 11
* 2 i ~~
FT1.2 (Ш+11; 80 4 12 11 Для каждого информационно- го и контрольного байта: 1 бит — старт(0) 1 бит — стоп (1) 1 бит — защита по четности (р) Для кодового предложения 8 бит — контрольная сумма CS
о| |д|1 °l Hi ° CS |р|1
*1=1* i ~~ с «+1
FT2 (8< + 8; 80 <=1, 2,..., 15 4 h _ и = 16,24 128 _ 128 Для каждого кодового блока: циклический код (127, 120) Р(х) = х + х6 + х5 + х2 + 1, расширенный битом четности; инверсия всех контрольных бит С5-8
1... CS-S 1 1 CS-8
т = 8, 16 120 8 120 8
FT3 (8<+16; 80 < = 1, 2,..., 16 6 ** h>h __ л = 24, 32,..., 144 144 Для каждого кодового блока: циклический код (254, 238) о/ ч 16 12 . 11 Р{х)~х + % +•# +Х +х + + л8 + А'6 + х5 + х2 + 1; инверсия всех 16 контрольных бит CS-16
С.У-16 1 1 С5-К
т=8, 16 128~ 16 128 '16
* Обозначения: п — общее число бит в кодовом слове блока; m — число информационных бит в кодовом
слове блока; < — число кодовых слов в блоке (предложении).
** Класс достоверности /3 обеспечивается при/? < 10-3.
мации с относительно невысокой достоверностью,
например при передаче телсизмсряемых (ТИ) па-
раметров при циклическом способе передачи
информации.
Форматы FT1.2 и FT2 обеспечивают класс дос-
товерности 12 и должны применяться при передаче
сообщений с повышенной достоверностью, напри-
мер при передаче телесигналов (ТС), важных пара-
метров ТИ и т.п.
Формат FT3 обеспечивает класс достоверности
12 во всем диапазоне изменения вероятности ошиб-
ки па бит (р < 0,5) и класс /3 при р < 10-3. Этот
формат используется при передаче особо важных
сообщений, например команд телеуправления
(ТУ) и т.п.
Различные виды организации передачи данных
допускают передачу сообщений как постоянной,
так и переменной длины. В системах телемеханики
могут использоваться кодовые форматы различной
длины L (L — число информационных кодовых
слов в кодовом предложении). При использовании
кодовых форматов с переменной длиной число L
должно указываться в специальном кодовом слове
(или словах) в начале кодовых предложений. В про-
цессе передачи кодовых предложений могут возни-
кать различные искажения, вызываемые случайны-
ми помехами, в том числе нарушение синхрониза-
ции, кратковременные нарушения канала, приводя-
щие к несинхронному сдвигу кодовой последова-
тельности, и т.п.
Во всех этих случаях передача информации
должна соответствовать установленному классу
достоверности, обеспечиваемому выбранным ко-
довым форматом. Для удовлетворения этого требо-
вания должны выполняться определенные правила
передачи стандартных кодовых форматов, ус-
тановленные стандартом МЭК.
Для всех форматов сигнал спокойного состоя-
ния капала (перед посылкой сообщений) — 1. Ин-
тервалы между словами предложения нс допуска-
ются (т.е. кодовое предложение следует непрерыв-
но во времени — без перехода в спокойное состоя-
ние канала).
Длина L передается в начале кодового предло-
жения и для форматов FT1.1 не превышает 127, для
форматов FT 1.2, FT2 и FT3 — 255 информационных
слов.
Форматы FT2 и FT3 имеют блочную структуру
с максимальным числом информационных байт в
блоке <=15 (для FT2) и i = 16 (для FT3). После каж-
дого блока в этих форматах должны передаваться
контрольные байты. Для FT2 контрольный байт (8
бит) формируется образующим полиномом Р(х) =
=-х +х° + х5 +х + 1, расширенным восьмым битом
защиты по четности всего блока с инверсией всех
восьми контрольных бит; для FT3 контрольное сло-
во содержит 16 бит и формируется образующим no-
г.. , 16 , 13 , 12 , II , 10 , 8, 6 ,
лпномом Р(х) = х + х • + X + X +х + X + X +
5 2
+ х + х + 1 с инверсией всех 16 бит.
При фиксации ошибок в предложении (в соот-
ветствии с правилами передачи соответствующего
формата кадра) оно бракуется приемником. Перед
посылкой следующего кодового предложения не-
обходим определенный минимальный интервал
спокойного состояния линии. Длительность интер-
вала спокойного состояния линии задается для каж-
дого стандартного кодового формата.
Построение кодовых предложений с использо-
ванием описанных кодовых форматов приведено в
табл. 49.10—49.16.
Таблица 49.10. Формат FT1.1 с переменным числом информационных слов, 4 = 2
Последовательность бит в линии 1 2 3 4’ 5'6 7 8 9 10 11
Информационные биты (О] — младший бит) 0 Z?1 d2 d2 d4 d5 d6 d2 d&
Число информационных слов в предложении 0 0 ◄ L ► P 1
1 2 0 0 Содержание информационных слов P 1
Информационные слова L-1 L Старт 0 р‘ Старт P P Паритет 1 1 Стоп
Примечания: 1. В начальном кодовом слове перелается число L информационных слов в предложении
(L = 0—127). Бит D] в начальном слове всегда 0. • о
2. При обнаружении ошибки при приеме старт-бита, стоп-бита, бита четности, бита О| = 0 в начальном слове
все кодовое предложение бракуется и нс выдастся пользователю. При этом должен устанавливаться интервал LJ
длиной минимум 22 единицы спокойного состояния до последующего кодового предложения.
Таблица 49.11. Формат FT1.2 с фиксированным числом информационных слов, d = 4
Последовательность бит в линии 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
Информационные биты (О] — младший бит) 0 °2 ®4 Al
Начало 0 0 0 0 0 1 0 0 0 1 1
(1 0 р 1
Информационные слова 2 0 Содержание информационных слов р 1
Контрольная сумма L 0 0 ◄ CS р > р 1 1
Конец 0 0 1 10 10 0 0 ' 1 1
Старт i Паритет (четность) Стоп
Примечания: 1. Кодовое предложение содержит фиксированные слова: «Начало» —ЮН* (00010000) и
«Конец» — 16Н (000101100); заранее известное число L информационных слов и одно контрольное слово CS —
арифметическая сумма значений всех информационных слов.
2. При обнаружении ошибки при приеме старт-бита, стоп-бита, бита четности или контрольной суммы
(а также в словах «Начало» и «Конец» в пределах кодового предложения) все предложение бракуется и устанав-
ливается интервал длиной минимум 33 единицы спокойного состояния до последующего кодового предложения
(£7=33 бит). ' ‘
*3дссь и далее даны обозначения в дврично-шсстнадцатсричном коде.
Таблица 49.12. Формат FT1.2 с переменным числом информационных слов, d- 4
Последовательность бит в линии 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
Информационные биты (Е)} — млад- 0 О, А A о5 d6 A A
ший бит) ... -=*
Начало 0 0 0 0 1 0 1 1 0 1 , 1
Число информационных слов 0 — L — -► p 1
в предложении То же (повтор)
0 ч— -r p 1
Начало (повтор) 0 0 0 0 1 0 1 1 0 1 1
1 0 p 1
Информационные слова Содержание информационных слов
L 0 p 1
Контрольная сумма 0 «— — CS -► p 1
Конец 0 0 1 1 0 1 0 0 0 1 1
Старт Паритет Стоп
(четность)
Примечания: 1. Кодовое предложение начинается заголовком, содержащим четыре слова: первое слово
— «Начало» — 68Н (01101000); второе слово — число информационных слов £; третье слово — L (повтор);
четвертое — повтор «Начало» — 68Н. Затем следует L (0—255) информационных слов, одно контрольное слово
CS (арифметическая сумма значений всех информационных слов), последнее слово — «Конец» — 16Н
(00010110).
2. При обнаружении ошибки при приеме старт-бита, стоп-бита, бита четности и фиксированного заголовка
с двумя одинаковыми словами «Начало» (второе и третье слова заголовка), а также в контрольной сумме CS и в
слове «Конец» все предложение бракуется и устанавливается интервал длиной минимум 33 единицы до после-
дующего кодового предложения (LJ- 33 бит).
Таблица 49.13. Формат FT2 с фиксированным числом информационных байт, d = 4
Последовательность бит в линии 1 2 3 4 5 6 7 8
Информационные биты (1 -й бит — — старший) О7 D6 О5 Т>4 D3 D2 О,
Начало 0 0 10 0 11 1
Блок 1: 1 2 Информационные байты
Информационные слова max 15 Контрольный байт
Блок 2: 1 Информационные байты
2
Информационные слова щах 15 Контрольный байт
Блок N: 1 2 Информационные байты
Информационные.слова шах 15 Контрольный байт
Примечания: 1. Кодовое предложение фиксированной длины начинается указанным в таблице байтом
«Начало» — 27Н (00100111) или 14Н (00010100). Выбор того или иного байта «Начало» зависит от протокола
диалоговых процедур.
2. При обнаружении ошибок при приеме байта «Начало», контрольного байта все предложение бракуется и
устанавливается интервал спокойного состояния между последующим предложением длиной LJ = (Z, + 3) байт,
если L < 45 байт; при L > 46 байт, LJ = 48 байт.
Таблица 49.14. Формат FT2 с переменным числом информационных байт, d = 4
Последовательность бит в линии 1 2 3 4 5 6 7 8
Информационные биты (1 -й бит — D8 — старший) о7 О6 /Э5 /)4 7>3 Zl2 D,
Начало Блок 1 (заголовок): Информационные слова Блок 2: Информационные слова Блок N; Информационные слова 1 2 max 14 1 2 max 15 1 2 max 15 0 0 10 0 1 1 1 Информационные байты Заголовок Контрольный байт Информационные байты Переменная часть Контрольный байт Информационные байты Контрольный байт
Примечания: 1. Кодовое предложение начинается фиксированным заголовком, содержащим: 1 байт «Нача-
ло» 27Н; 16 байт блока 0, в который входят: 1 байт I. — число информационных байт в переменной части пред-
ложения (кроме заголовка), 14 информационных байт, 1 контрольный байт. Переменная часть предложения со-
держит N < 16 блоков до 15 байт в каждом.
2. Интервал LJ после обнаружения ошибки в пределах предложения, так же как для формата FT2 с фиксиро-
ванной длиной, составляет (/. + 3) байт при L < 45 байт и 7.7= 48 байт при /. > 45 байт.
Таблица 49.15. Формат FT3 с фиксированным числом информационных байт, d = 6
Последовательность бит в линии 12 3 4 5 6 7 8
Информационные биты (1 -й бит — D8 D-j D(y Ds D4 D3 D2 D|
£>8 — старший)
Начало 0 6 0 0 0 i 6 1
0 1 10 0 4 0 0
Блок 1:
1 Информационные байты
2
Информационные слова
max 16
1- 2 Контрольные байты
Блок 2:
1 Информационные байты
2
Информационные слова
max 16
I 2 Контрольные байты
Блок N:
1 Информационные байты
2
Информационные слова
max 16
1 2 Контрольные байты
Примечания: 1. Кодовое предложение фиксированной длины начинается словом «Начало», содержащим
2 байта: 00000101, 01100100 либо 00010010, 00111101.
2. В случае обнаружения ошибок при приеме: в фиксированной длине предложения, в байтах «Начало», «Кон-
трольные байты в блоках» — все предложение бракуется и устанавливается интервал спокойного состояния дли-
ной минимум LJ - (L + 6) байт, если L < 42 байт; LJ = 48 байт, если L > 42 байт.
Протоколы синхронной передачи данных.
Протокол HDLC — один из наиболее распростра-
ненных протоколов в системах связи, используе-
мых для передачи данных различного назначения.
Он предложен фирмой IBM и принят в качестве
стандарта МККТТ. В стандартах МЭК по телемеха-
нике наряду с протоколами асинхронной передачи
ставится также вопрос об использовании протокола
HDLC для синхронной передачи в системах теле-
механики.
При отсутствии передачи сообщений (спокой-
ное состояние канала) первичная станция (станция,
начинающая диалоговую процедуру передачи со-
общений) посылает в канал связи чередующуюся
последовательность единиц и нулей (1010...), назы-
ваемую меандром. Меандр обеспечивает постоян-
ную синхронизацию генераторов первичной и вто-
ричной станций системы. Именно из-за наличия
меандра в спокойном состоянии канала протокол
HDLC может быть использован в системах с син-
хронным методом передачи данных.
Основная проблема использования протокола
HDLC в качестве стандартного для систем телеме-
ханики состоит в том, что формат HDLC обладает
низким кодовым расстоянием, не превосходящим
d = 2, т.е. в принципе возможны ложные сообщения
при двукратных ошибках (хотя вероятность этих
ошибок невелика).
Типовая структура кадра сообщений в протоко-
ле HDLC, представленная на рис. 49.2, состоит из
трех частей: заголовка, в который входят байт нача-
ла (открывающий флаг), байты адреса А, управле-
ния С и длины L (числа); основы — информацион-
ного байта данных D, концевика, содержащего за-
щитные байты CS и конец (закрывающий флаг).
Открывающий и закрывающий флаги обычно
совпадают и имеют всегда фиксированную после-
довательность бит: 01111110. Указанная последова-
Таблица 49.16. Формат FT3 с переменным числом информационных байт, d 6Т
Последовательность бит в линии 1 2 3 4 5 6 7 8~"
Информационные биты (1-й бит — D8 — старший) «8 Db «5 «4 £>3 Т>2
Начало 0 0 0 Й 0 1 0 1
0 1 1 0 0 1 0 0
Блок 0: Информационные байты
Информационные слова 1 2
щах 15
1 2 Контрольные байты
Блок 1: 1 2 Информационные байты
Информационные слова max 16
, 1 2 Контрольные байты
Блок N: 1 2 Информационные байты
Информационные слова - max 16
1 2 Контрольные байты
Примечания: 1. Кодовое предложение начинается фиксированным заголовком, содержащим слово
«Начало» (2 байта) — 05 Н, 64Н или 12Н, 32Н и блок 0(16 байт), в который входят: 1 байт L — число информа-
ционных байт в переменной части предложения (кроме заголовка), 15 информационных байт и 1 контрольное
слово (2 байта); переменная часть содержит Л'<16 блоков до 16 байт в каждом.
А — поле адреса, обычно 1, 2 байта; С — поле
управления, обычно 1 байт; L — поле данных, обыч-
но 1 байт; D — данные (число байт определяется /.);
. GS г—поле.защиты (контроля), обычно 1, 2 байта
тельность (шесть единиц подряд, обрамленных ну-
лями) встречается только во флагах кадра, благода-
ря чему они легко отличимы от прочих слов кадра.
Чтобы обеспечить отличие флагов от остальных
слов кадра, в протоколе HDLC вводится специфи-
ческая операция при кодировании всех слов кадра,
кроме флагов, называемая бит-стаффипгом. Она со-
стоит в том, что после кодирования последователь-
ности из пяти единиц подряд принудительно встав-
ляется разделительный бит 0, т.е. информационная
последовательность, содержащая подряд шесть
единиц (111111), в результате бит-стаффинга вы-
глядит следующим образом: 1111101.
При декодировании такой последовательности
производится устранение вставленного после пяти
единиц нуля (т.е. операция, обратная бит-стаф-
фингу). Тем самым достигается «прозрачность»
флагов.
Однако именно из-за бит-стаффинга протокол
HDLC уязвим для однократных ошибок (при отсут-
ствии закрывающего флага) или двукратных (если
имеется закрывающий флаг).
При наличии закрывающего флага всякая одно-
кратная помеха обнаруживается приемником. Для
образования ложного сообщения необходимо ми-
нимум двойное искажение (d = 2).
Кодирование сообщений и протокол обмена
информацией в системе АИСТ (радиальная мно-
готочечная структура). Информация, циркули-
рующая в системе АИСТ, подразделяется на рабо-
чую и служебную. К рабочей информации относят-
ся сообщения, определяющие рабочие функции
системы:
ТИ — телеизмерение текущих значений от ана-
логовых и цифровых датчиков;
ТС — телесигнализация положения двухпози-
ционных объектов;
ТСЧ (телесчет) — передача показаний счетчи-
ков электроэнергии от специальных датчиков теле-
измерения энергии (ТИЭ) в системе АИСТ-РС;
ТУ — телеуправление двухпозиционными
и многопозиционными объектами в системе
АИСТ-РС;
ЦБИ — цифробуквенная информация;
РТИ, РТС — ретрансляция ТИ и ТС на диспет-
черский пункт (ДП) вышестоящего уровня диспет-
черского управления;
РТУ — ретрансляция команд телеуправления
на контролируемый пункт (КП) нижестоящего
уровня (в системе АИСТ-РС).
Служебная информация объединяет сообщения
о режимах передачи, квитанции и пр.
Передача сообщений от всех КП к пункту
управления (ПУ) производится по независимым
дуплексным каналам связи непрерывно в обоих на-
правлениях (от КП к ПУ — прямой и от ПУ к КП —
обратный канал). При этом используется синхрон-
ный метод передачи сигналов. Длина одного сооб-
щения (кодового слова) составляет 24 бита, после-
довательность 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). Рас-
стояние Хэмминга для маркерного слова равно 6
(«прозрачный» маркер).
Все сообщения кодируются специальным ко-
дом АИСТ (групповой помехозащищенный код с
кодовым расстоянием d = 4). Длина кодовых слов
24 бита, из которых 16 информационных и 8 кон-
трольных; 24 разряда кодового слова разбиваются
натри байта: первый байт — адрес слова (o); а2, «3,
«5» «<,, в7,й9, а10), второй байт — информация (аи,
«13, 'т 14» «15, «17» «1ц, «|9» «21)» третий байт — защи-
та («4, «й, «|2, «20» «22’ «23’ я2д)-
Защитные (контрольные) символы определяют-
ся следующими проверочными уравнениями (знак
«+» означает сумму по модулю 2):
«4 =«1. + «2 + йз +1;
°8 “ а5 + «6 + «7 + 1>
«12~«13 + «14т«15 т I’-
aio = аП + «18 + «19 +
«24 ~ «11 + «22 «23 1 ’
«22 = «1 + «2 + «5 + «6 + «9 +
+ «10 + «13 + «Т4 + «17 + “18 + “21 +
«23 = «1 + «3 + «5 + «7 + «9 +
+ Яц 4- QjJ + О|5 + Ор + «19 + й21 + 1.
Кодирование и передача ТИ, ТС. Каждый па-
раметр ТИ или группа из 8 ТС кодируется одним
кодовым словом (24, 16), содержащим 8 бит адреса
ТИ (или группы ТС), 8 информационных бит (256
дискретных уровней параметра ТИ либо 8 двухпо-
зиционных ТС) и 8 контрольных бит. Таким обра-
зом, с каждого КП может передаваться до 256 байт
(ТИ + ТС).
Передача и кодирование сообщений в систе-
ме ГРАНИТ. Сообщение с КП на ПУ передастся в
двух режимах: либо по вызову с ПУ, либо автомати-
чески — при изменении ТС или по результатам
сравнения с ранее переданными значениями. При-
емник подтверждает полученную информацию
посылкой квитирующего сигнала по обратному
каналу (положительное квитирование). При от-
сутствии квитанции в течение 5—10 с источник
Рис. 49.3. Структура кода АИСТ
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 син-
хронной 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) предназначе-
ны для обозначения начала и конца кадра. Флаг все-
гда передается фиксированным значением 01111110
и выполняет роль синхрокода (маркера). В переда-
ваемой последовательности бит только маркер име-
ет шесть единиц подряд. Во всех остальных байтах
через каждые пять следующих подряд един) щ встав-
ляется нуль (бнт-стаффинг), чтобы отличить маркер
от всех остальных видов сообщений. Такой маркер
называется прозрачным, т.е. легко отличимым в по-
следовательности передаваемых бит.
Байт адрес содержит адрес отправителя (полу-
чателя) сообщений.
В байте управления передаются сообщения, не-
обходимые для установления связи между передат-
чиком и приемником: «готов (не готов) к приему»,
«ошибка при приеме» и пр.
Далее следуют два байта защиты от ошибок в
соответствии с правилами защиты циклических ко-
дов [порождающий полипом Р(х15)] и байт оконча-
ния 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 ин-
формации. Кроме того, в байте управления переда-
ются сообщения, определяющие вид посылок (дан-
ные, квитанция, вызов, запрос и т.п.) и функцио-
нальные адреса информации (ТС, ТИ, ТУ и т.п.).
Между передачами информационных кадров
(при отсутствии новой информации) в канал связи
посылаются чередующиеся единицы и нули (ме-
андр), которые используются для поддержания
синхронной работы тактовых генераторов передат-
чика и приемника.
ДИАЛОГОВЫЕ ПРОЦЕДУРЫ ПЕРЕДАЧИ
ТЕЛЕМЕХАНИЧЕСКОЙ ИНФОРМАЦИИ
В процессе функционирования телемеханиче-
ских систем, куда входят станции, передающие ин-
формацию, и станции, принимающие информацию,
между станциями осуществляется определенный
обмен (диалог) служебной информацией, обеспе-
чивающий заданный уровень достоверности пере-
даваемых сообщений. В зависимости от конфигу-
рации системы, используемых каналов связи, важ-
ности передаваемых сообщений процедуры обмена
информацией между станциями могут быть различ-
ными.
В стандартах МЭК по телемеханике предусмат-
риваются три класса диалоговых процедур на ка-
нальном уровне протокола передачи информации:
класс S1 — посылка без ответа: передача ин-
формации от передающей станции, не требующая
ответа (подтверждения, квитанции) от принимаю-
щей станции;
класс S2 — посылка с подтверждением: переда-
ча информации, требующая подтверждения (кви-
танции);
класс S3 — запрос—ответ: передача информа-
ции по запросу (в ответ на запрос).
По диалоговым процедурам различаются пер-
вичные и вторичные станции телемеханической
системы. Первичная станция — это станция, ини-
циирующая диалог, т.е. вызывающая начало пере-
дачи сообщений. Для классов S1 и S2 передающая
станция является первичной, поскольку по ее ини-
циативе начинается передача данных, а принимаю-
щая станция — вторичной. Для класса S3 первич-
ной является запрашивающая станция, которая тре-
бует передачи сообщений от вторичной станции.
Процедура класса S1 (посылка без ответа) не
обеспечивает защиты от потери передаваемых со-
общений. Это означает, что сообщение не восста-
навливается, если оно забраковано приемной стан-
цией или если приемная станция не может принять
его из-за переполнения буфера памяти. Процедура
класса S1 используется в циклических системах с
опросом или в симплексных системах передачи ин-
формации без обратного канала. Ошибки в кадре,
обнаруженные при приеме, вызывают потерю со-
общений.
Процедура класса S2 предусматривает подтвер-
ждение (квитирование) приемником предназначен-
ной ему передачи. Применяется в системах переда-
чи случайных, спорадически возникающих сооб-
щений. Процедура посылки — подтверждение при-
меняется для передачи важных сообщений, а также
команд (например, ТУ, уставки и т.п.).
Процедура класса S3 предусматривает получе-
ние информации от КП по запросу ПУ. При невоз-
можности (по той или иной причине) передачи сот
общений КП должен ответить отрицательной «кви-
танцией» (КВО). При обнаружении ошибки при
приеме ответа или при получении КВО запрос по-
вторяется заданное число раз, после чего на выше-
стоящий уровень протокола передачи передается
сигнал «неисправность системы».
Процедуры классов S2 и S3 предусматривают
непрерывный диалог между передающей и прини-
мающей 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 озна-
чает, что запрашиваемая станция принимает за-
прос на передачу новых сообщений только после
успешного приема на ПУ предшествующей пере-
дачи либо после фиксации на ПУ ошибки при
приеме. Для процедуры класса S2 это означает, что
новая посылка данных возможна лишь после того,
как предшествующая передача полностью оконче-
на, т.е. либо получена квитанция об успешном
приеме данных, либо зафиксирована ошибка, тре-
бующая их повторения (через определенный ин-
тервал времени). Для процедуры S3 запрашивае-
мый КП принимает запрос на передачу новых со-
общений только после успешного приема запра-
шивающим ПУ предшествующей передачи либо
после фиксации на ПУ ошибки при приеме. Число
запросов и интервал времени между последующи-
ми после ошибки передачами определяется специ-
альными правилами.
По диалоговым процедурам различаются пеба-
лансные и балансные системы телемеханики. В не-
балансных системах любая станция может быть
первичной (передающей или запрашивающей), т.е.
выполнять функции КП и ПУ. В балансных систе-
мах первичные и вторичные станции зафиксирова-
ны, обычно одна станция (ПУ) является главной
(запрашивающей), остальные станции — запраши-
ваемыми или передающими информацию (КП).
Для небалансных систем характерны многото-
чечные структуры с полудуплексными или дуп-
лексными каналами связи, т.е. с разделением во
времени передачи КП—ПУ Балансные системы
обычно используют структуру точка—точка и дуп-
лексные каналы связи с независимой и одновремен-
ной передачей данных в обоих направлениях.
49.2. АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ
ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ
НАЗНАЧЕНИЕ И ФУНКЦИИ
Управление процессом производства, передачи
и распределения электрической энергии реализует-
ся автоматизированными системами диспетчерско-
го управления на всех уровнях иерархии управле-
ния энергосистемой путем воздействия как на авто-
матизированные системы технологического управ-
ления электрических станций, подстанций и сетей,
так и на централизованные системы автоматическо-
го управления (САУ) и локальные системы и уст-
ройства автоматики энергообъектов (рис. 49.5).
Автоматизированная система диспетчерского
управления состоит из функциональной части (на-
бор функций, реализуемых АСДУ), комплекса тех-
24—5097
Рнс. 49.5. Уровни иерархии в АСДУ и АСУТП
Рис. 49.6. Состав АСДУ
нических средств (КТС), программного и информа-
ционного обеспечения (рис. 49.6).
АСДУ обеспечивает реализацию следующих
функций:
планирования режимов — долгосрочное (на ме-
сяц, квартал, год, несколько лет) и краткосрочное
(на сутки, несколько суток, неделю);
оперативного и автоматического управления в
режиме реального времени.
Планирование режимов осуществляется на ос-
нове проведения расчетов установившихся режи-
мов (прогноз нагрузки; формирование балансов
мощности, электрической и тепловой энергии;
формирование графиков ремонтов основного энер-
гетического оборудования и др.), расчетов аварий-
ных режимов (расчет устойчивости, токов коротко-
го замыкания, уставок релейной защиты и автома-
тики), оптимизационных расчетов.
Оперативное и автоматическое управление реа-
лизуется на базе решения задач сбора, обработки и
оценки текущей информации; контроля, оценки и
анализа баланса активной мощности; контроля па-
раметров режима, схемы сети, состояния оборудо-
вания; оценки допустимости режима по устойчиво-
сти; контроля состояния САУ; оптимизации режи-
ма по напряжению и реактивной мощности; авто-
матического регулирования частоты и активной
мощности и др.
КОМПЛЕКС ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ АСДУ .
Технические средства АСДУ, как праййлб, раз-
деляются на два комплекса: ,
вычислительный комплекс (ВК), обеспечиваю-
щий решение задач долгосрочного планирования
режимов и других задач неоперативного характера,
реализуемый на базе мощных универсальных
ЭВМ;
оперативный информационно-управляющий
комплекс (ОИУК), предназначенный для решения
задач краткосрочного планирования, оперативного
и автоматического управления режимами энерго-
системы.
В 70-х и 80-х годах созданы и успешно эксплуа-
тируются на разных уровнях иерархии управления
ЕЭС централизованные ОИУК, построенные на ба-
зе универсальных и мини-ЭВМ [ I ]. В 90-х годах на-
метился перевод АСДУ на новую платформу, что
определяется необходимостью замены технически
и морально устаревшей вычислительной техники
на диспетчерских пунктах всех уровней управле-
ния. В настоящее время реализуется эволюцион-
ный переход от централизованных ОИУК АСДУ к
децентрализованным сетевым структурам.
На первом этапе в качестве платформы новых
ОИУК выбраны локальные сети IBM-совместимых
персональных компьютеров (ПК) и программные
средства MS DOS, Windows, NetWare, Novell, языки
программирования C, Pascal, Fortran. В настоящее
время переработано на ПК и существенно улучше-
но все прикладное программное обеспечение (ПО),
реализованное раньше на ЭВМ серии ЕС и мини-
ЭВМ, разработано ПО для работы ПК в реальном
времени, коммуникаций между ОИУК разных
уровней управления, современного пользователь-
ского интерфейса и др.
Процесс модернизации осуществляется без на-
рушения функций управления за счет стыковки
старой и новой платформ, плавного перевода задач
АСДУ со старой техники на новую и последующе-
го исключения из ОИУК старых ЭВМ.
Структура сетевого ОИУК представлена на
рис. 49.7.
Ввод телеинформации осуществляется в дуб-
лированные центральные приемпо-передающие
станции (ЦППС). Микропроцессорные ЦППС
обеспечивают обмен тслеинформацчей с устройст-
вами телемеханики и другими ЦППС, управление
диспетчерским щитом (ДЩ), а также обмен инфор-
мацией с одной из двух ПК-бридж (В), предназна-
ченных для обработки телеинформации в режиме
ON LINE и выполнения других циклических задач,
в частности, для формирования на файл-серверах
(FS) базы данных реального времени.
Модуль ЦППС-В может выполняться в двух
модификациях:
с использованием автономных ЦППС (РПТ-80,
КОТМИ, ПУ, телекомплексов ГРАНИТ, КОМПАС,
МПТК или других устройств), к канальным адапте-
рам которых подключаются каналы телемеханики,
а ЦППС, в свою очередь, подключаются по после-
довательным портам к ПК, обрабатывающим теле-
информацию;
Телеграфные Телефонные
разделы разделы
Рис. 49.7. Структура сетевого ОИУК
I — УГ1ПС; 2 — ПК-бриджи (В); 3 — файл-серверы (FS); 4 — коммуникационный сервер (КК); 5 — почтовый
сервер (Em); 6 — персональные компьютеры (ПК); 7 — диспетчерский щит (ДЩ); 8 — принтер; 0 -— сервер ре-
чевой почты (Vm); 10 — сервер регистрации диспетчерских переговоров '
с канальными адаптерами, устанавливаемыми
непосредственно в ПК.
Все ПК, входящие в состав ОИУК, объединяют-
ся локальной сетью Ethernet (LAN) и подразделя-
ются на две группы:
системную, включающую серверы различного
назначения (обычно размещаемые в зале ЭВМ);
пользовательскую, содержащую автоматизиро-
ванные рабочие места (АРМ) диспетчеров, инжене-
ров-технологов и др.
Минимально необходимый состав системной
группы должен включать (рис. 49.7): уже упоми-
навшиеся ПК-бриджи (В) и два взаимодублирую-
щих файл-сервера (FS) для хранения основного
объема программ и базы данных (БД). Кроме В и FS
в состав этой группы должны включаться коммуни-
кационные серверы (КК), обеспечивающие обмен
производственно-технологической информацией с
ОИУК других уровней управления по коммутируе-
мым телефонным и телеграфным каналам связи.
Кроме того, в системную группу должны быть
включены сетевые принтеры, подключаемые непо-
средственно к линии связи или через принтсервер.
В процессе развития количество серверов
должно увеличиваться. Так, например, целесооб-
разно создать несколько пар FS для распределения
баз данных по функциональному назначению: опе-
ративно-диспетчерская, производственно-стати-
стическая, коммерческая информация и т.п. Для
обмена нерегламентированными данными может
быть установлен почтовый сервер (Еш) в рамках
электронной почты «Электра». В системную груп-
пу могут быть включены серверы регистрации дис-
петчерских переговоров, например ЭХО+, заме-
няющие устаревшие электромеханические диспет-
черские магнитофоны; сервер речевой почты (Vm)
для обмена речевыми сообщениями; серверы для
выполнения циклических расчетов, архивный
сервер.
Развитие и модернизация локальных вычисли-
тельных сетей АСДУ должны проводиться с уче-
том следующих критериев:
высокая надежность работы с сохранением ра-
ботоспособности при отказах в какой-либо части
локальной сети;
обеспечение максимально возможной скорости
работы в сети для привилегированных пользова-
телей;
обеспечение приемлемой скорости работы в се-
ти для остальных пользователей;
возможность использования в сети новых при-
ложений, требующих высокой производительно-
сти сетевого трафика;
максимально возможная наблюдаемость сети;
возможность дальнейшего роста и развития;
приемлемые размеры капиталовложений и воз-
можность постепенного внедрения приобретаемо-
го оборудования без длительных перерывов в рабо-
те сети.
Для удовлетворения этим критериям предложе-
ны следующие технические решения:
построение центральной высокоскоростной ма-
гистрали обмена данными между серверами;
повышение производительности серверов на
магистрали;
подключение пользователей к магистрали- с ис-
пользованием технологии коммутации;
внедрение системы резервного копирования
данных в сети;
внедрение средств контроля доступа к локаль-
ной сети извне;
внедрение системы антивирусной защиты кор-
поративной сети с централизованным управлением
ее работой;
внедрение в локальной сети службы единого
времени.
Центральные магистрали. Центральные маги-
страли передачи данных должны удовлетворять
трем главным критериям. Первый — возможность
подключения большого количества низкоскорост-
ных клиентов к небольшому количеству мощных,
высокоскоростных серверов. Второй — приемлемая
скорость отклика на запросы клиентов. И третий —
высокая надежность функционирования. Идеальная
магистраль должна обладать развитой системой
управления. Под управлением следует понимать,
что магистраль может быть построена с учетом всех
местных особенностей, а надежность ес должна
быть такова, что даже если некоторые ее части вый-
дут из строя, серверы останутся доступными.
В настоящий момент имеется несколько сете-
вых технологий, подходящих для использования на
магистрали (Fast Ethernet, Gigabit Ethernet, FDDI,
ATM). Вопрос выбора технологии для использова-
ния должен решаться с учетом стоимости оборудо-
вания и обучения обслуживающего персонала, про-
стоты установки и настройки, надежности эксплуа-
тации и устойчивости к сбоям и отказам.
Серверы повышенной производительности
и надежности. При наличии в сети центральной
магистрали, обеспечивающей высокую производи-
тельность и надежность, необходимо предъявить
такие же требования и к серверам, подключаемым
к этой магистрали. Фактическим стандартом явля-
ются следующие структура и параметры сервера
локальной сети: ,
два-четыре процессора (Intel Pentium Pro или
Intel Pentium П);
наличие у каждого процессора собственной
кэш-памяти второго уровня (встроенной илн внеш-
ней) размером 256 или 512 Кбайт;
достаточный объем оперативной памяти (не
менее 128 Мбайт) с возможностью расширения;
достаточный объем дисковой памяти с возмож-
ностью расширения;
шина ввода-вывода PCI;
дисковая подсистема SCSI (различных уров-
ней); ’
RAID-контроллер (уровни 0, 1, 5) с кэш-памя-
тью достаточного размера (8 или 16 Мбайт) с воз-
можностью замены дисков во время работы;
резервные источники питания и вентиляторы;
возможность расширения.
Подключение пользователей к магистрали с
использованием технологии коммутации. По-
явление новых подключений с высокими требова-
ниями по быстродействию, а также постоянный
рост числа пользователей ухудшают пропускную
способность разделяемой сети Ethernet на
10Мбит/с. Один из способов решения этой про-
блемы состоит в реализации коммутируемой тех-
нологии сети Ethernet, благодаря которой каждый
пользователь может получить выделенное соеди-
нение на 10 Мбит/с (путем подключения станции к
отдельному порту коммутатора локальной сети).
Такой подход является наиболее экономичным
способом увеличения пропускной способности се-
ти без дорогостоящей замены адаптеров, проводки,
сетевого программного обеспечения и приложе-
ний. Расходы на коммутируемую сеть Ethernet в на-
стоящее время приближаются к обычным затратам
на совместно используемые порты Ethernet.
Если каждый узел (станция) подключен к сво-
ему собственному коммутируемому порту, то кон-
фликты в сети практически исключены: только
приходящий трафик будет конкурировать с исходя-
щим трафиком. Если же в сети много пользовате-
лей пытается получить доступ к одному и тому же
серверу, то повышению производительности будет
способствовать подключение данного коммутатора
к высокоскоростной центральной магистрали, объ-
единяющей серверы.
Если возникла проблема повышения общей про-
изводительности локальной сети организации, то
возможным вариантом решения может быть уста-
новка коммутаторов сети Ethernet с асимметричной
коммутацией 10/100 Мбит/с, которые представляют
несколько выделенных каналов на 10 Мбит/с к кон-
центраторам внутри организации. Таким образом,
сегментируя концентраторы (и сегменты локальной
сети), можно повысить пропускную способность
локальной сети без изменения ее топологии. Под-
ключение коммутаторов к файл-серверам выпол-
няется с помощью порта иа 100 Мбит/с.
Если возникла необходимость повышения про-
изводительности отдельных рабочих мест, то можно
модернизировать сеть (с изменением ее топологии)
посредством установки коммутаторов 10/100 Мбит/с
для предоставления каждому такому рабочему месту
выделенного канала на 10 Мбит/с. Причем при уста-
новке на каком-либо рабочем месте сетевого адапте-
ра на 100 Мбит/с и соответствующей кабельной про-
водке можно предоставить данному пользователю
выделенный канал на 100 Мбит/с.
Резервное копирование данных в сети. Реше-
нием проблемы потери данных в сети из-за возмож-
ных сбоев в работе электропитания, кабельной сис-
темы, сетевого оборудования, компьютеров или
ошибок пользователей является резервное копиро-
вание данных. В настоящее время наиболее попу-
лярны такие программные продукты, как ARCServe
фирм «Cheyenne и Storage Manager» и «Seagate».
Для построения системы резервного копирова-
ния в локальной сети необходимо четко определить
следующее;
общий объем информации и количество фай-
лов, которые будут храниться па резервных носите-
лях, дублироваться должны практически все дан-
ные на дисках серверов и «ключевых» рабочих
станций;
значение потери той или иной информации, по-
скольку различные файлы могут представлять раз-
личную информационную ценность, что обуслов-
ливает дифференцированный подход к организа-
ции их резервного копирования (частота копирова-
ния, тип носителя и способ хранения резервных
копий). ' < ..
Проводить резервное копирование следует в
вечерние часы или выходные дни. От программ ре-
зервного копирования требуется поддержка всех
используемых в корпоративной (однородной или
гетерогенной) сети типов серверов и настольных
компьютеров. Крайне желательно, чтобы всю рабо-
ту по сохранению данных на серверах и рабочих
станциях локальной сети выполнял специализиро-
ванный архивный сервер.
В подавляющем большинстве случаев для ре-
зервного копирования информации используются
два носителя: магнитная лента и магнитооптиче-
ский диск.
Система резервного копирования должна обес-
печивать:
поддержку широкого спектра серверных плат-
форм (NetWare, Windows NT, Unix) и операционных
систем рабочих станций (DOS, Windows 3.X/95/NT,
Unix); • - >
запуск процедуры резервного копирования по
установленному графику, по запросу архивного
сервера или клиентов,"
легкость настройки архивного сервера;
разнообразие видов копирования: полное, на-
ращиваемое, архивное;
ведение журнальных файлов резервного копи-
рования.
Система защиты от несанкционированного
доступа к локальной сети извне. Если корпора-
тивную сеть необходимо подключить к сети Inter-
net, следует учесть фундаментальные отличия кор-
поративных сетей от Internet. Если корпоративные
сети являются защищенными, управляемыми и на-
дежными, то Internet, наоборот, — незащищенная,
неуправляемая и весьма ненадежная сеть. Это не-
соответствие становится источником многих про-
блем (особенно в области безопасности, управле-
ния и производительности), возникающих на гра-
нице сети — в том месте, где корпоративная сеть
стыкуется с сетью Internet. Крайне важно, чтобы
только законные пользователи могли войти в кор-
поративную сеть организации извне и только за-
конные сеансы связи могли быть открыты. Полезно
также знать, что делают в Internet сети сотрудники
самой организации. В таких случаях на помощь
приходят системы Firewall. Эти системы:
не нарушают необходимый обмен данными;
защищают данные в корпоративной сети от не-
санкционированного доступа по Internet и Поддер-
живают консервативную идеологию безопасности
«Запрещено все, что нс разрешено явно»;
протоколируют различные системные события,
включая попытки осуществления несанкциониро-
ванного доступа к тем или иным ресурсам;
могут проводить трансляцию сетевых адресов.
В этом случае при передаче IP-пакетов из внут-
ренней сети в Internet IP-адрес машины-отправите-
ля заменяется другим IP-адресом. Это позволяет
скрыть корпоративную сеть от сети Internet. Еще
одно достоинство трансляции сетевых адресов
заключается в том, что узлы внутренней корпора-
тивной сети могут использовать IP-адрсса, которые
не разрешены органом распределения адресов
Internet сети;
имеются в системах Unix и Windows NT.
Антивирусная защита локальной сети. Воз-
можность инфицирования локальной сети компью-
терными вирусами становится все более серьезной
проблемой. Чтобы защитить сеть от проникнове-
ния вирусов, необходимо следить за всеми возмож-
ными точками проникновения:
шлюзами Internet сети;
файловыми серверами;
серверами электронной почты;
рабочими станциями (при использовании дис-
кет, компакт-дисков и т.п.).
Наиболее эффективной является система анти-
вирусной защиты с централизованным управлени-
ем. Администратор должен иметь возможность с
единой консоли отслеживать все точки проникно-
вения вирусов и управлять всеми антивирусными
продуктами, перекрывающими эти точки. Сегодня
на рынке имеется достаточно много подобных сис-
тем (производители Trend Micro, McAfee, Symantec
и др.). Критерии выбора антивирусных продуктов
следующие:
возможность обнаружения вирусов, «троян-
ских коней», деструктивных кодов; £
готовность быстро реагировать на появление
новых видов угроз;
защита всех возможных точек проникновения
вирусов;
обслуживание и поддержка;
управляемость;
централизованное уведомление;
производительность;
автоматическое распространение и обновление.
Служба единого времени в локальной сети.
Необходимо стремиться иметь в сети эталонный
Каналы
передачи данных
Рис. 49.8. Структура ОИУК дли крупных диспетчерских пунктов:
1 — UNIX-ссрвсры SCADA; 2 — UNIX-рабочие станции диспетчерских терминалов; 3 — UNIX-серверы прило-
жений; 4 — маршрутизатор; 5 — ПК (серверы, АРМ и т.д.)
источник времени, который синхронизировался бы
по нескольким внешним источникам времени (на-
пример, сигналы точного времени радиотрансляци-
онной сети, спутниковая система GPS, ручное зада-
ние времени оператором). Как правило, таким ис-
точником может являться сервер ОИУК. Все ос-
тальные серверы и рабочие станции локальной сети
должны синхронизировать свои внутренние часы
по эталону, используя стандартные службы своих
операционных систем.
Программные средства ОИУК. Основными
компонентами программных средств сетевого
ОИУК являются операционная система, сетевая сре-
да и SCADA (комплекс программ для решения ос-
новного объема информационных задач ОИУК). С
учетом используемого парка ПК и наработанного
программного обеспечения в качестве этих компо-
нентов выбраны MS DOS, NetWare Novell и несколь-
ко комплексов SCADA. При этом для ПК-бридж ис-
пользованы DOS, OS/2, в последних модификациях
— Windows. Все комплексы SCADA обеспечивают
примерно одинаковый объем функций:
прием и обработку телеинформации;
формирование базы данных реального времени
и создание архивов;
диалог и отображение информации на монито-
рах ПК (АРМ) в виде схем, таблиц, графиков и др.;
документирование данных;
решение ряда диспетчерских задач (сос-
тавление суточной ведомости, сводок и т.п.).
К системной группе программных средств от-
носятся и программные комплексы, устанавливае-
мые на 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 ком-
плексы SCADA, разработанные специалистами
ОДУ Урала и ТОО «Интерфейс» (Екатеринбург),
ВНИИЭ (Москва), Комиэнерго (Ухта), СИСТЭЛ,
КОНУС (Москва) и др. В дальнейшем по мерс ос-
нащения диспетчерских пунктов более мощными
ПК комплексы SCADA должны переводиться па
более современную программную платформу, на-
пример Windows, Windows NT, OS/2 и т.п.
Таким образом, в настоящее время существую-
щие ОИУК дополняются локальной сетью ПК,
функции старых компьютеров переводятся на ПК, и
в итоге ОИУК превращается в однородную локаль-
ную сеть ПК. Для сравнительно небольших диспет-
черских пунктов такая структура ОИУК может быть
сохранена на достаточно большой срок. При этом
дальнейшее развитие может осуществляться за счет
постепенного увеличения количества ПК и замены
устаревающих моделей более новыми и мощными,
а также за счет модернизации системного и при-
кладного программного обеспечения.
В дальнейшем, в основном для крупных дис-
петчерских пунктов, планируется преобразование
однородных локальных сетей в неоднородные за
счет включения в сеть, кроме ПК, группы мощных
рабочих станций (серверов), работающих под опе-
рационной системой UNIX (рис. 49.8). В первую
очередь такая структура ОИУК предусматривается
для ЦДУ ЕЭС России, ОДУ и наиболее крупных
энергосистем. Такая структура ОИУК в общем слу-
чае позволит:
заменить устаревшие (или недостаточно мощ-
ные) ЦППС и старые мини-ЭВМ;
существенно увеличить объем и скорость обра-
ботки информации;
обеспечить полный графический диалог дис-
петчеру;
воспользоваться мощными стандартными гра-
фическими пакетами, современными базами дан-
ных, экспертными системами.
Одной из первоочередных задач является заме-
на устаревших (или недостаточно мощных) ЦППС.
Для этой цели к локальной сети ПК подключаются
два взаиморезервирусмых сервера SCADA: UNIX-
компьютеры, оснащенные программируемыми ка-
нальными адаптерами, к которым через коммута-
тор-арбитр подключаются каналы телемеханики и
контроллеры, управляющие диспетчерским щитом.
Кроме того, эти компьютеры оснащаются мульти-
плексорами для подключения коммутируемых или
некоммутируемых каналов связи.
Серверы SCADA обеспечивают:
прием (передачу) телеинформации в любых
протоколах;
прием (передачу) данных суточной диспетчер-
ской ведомости (СВ);
обработку поступающей информации, форми-
рование базы данных реального времени (БДРВ),
архивирование;
управление ДЩ (цифровые приборы, символы
мнемосхемы, информационные табло);
циклическое копирование БДРВ на файл-серве-
ры локальной сети;
выполнение коммуникационных функций.
Таким образом, эти компьютеры выполняют
все функции SCADA, за исключением организации
диалога, который осуществляется на ПК локальной
сети. Для повышения надежности информационно-
го обслуживания диспетчеров ПК, установленные
на их рабочих местах и подключенные к локальной
сети, имеют радиальную связь с UNTX-компыоте-
рами. Такое решение позволяет сохранить диалого-
вые функции для диспетчерской смены даже при
отказе локальной сети.
Выбор типа UNIX-компьютеров определяется,
в первую 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). Про-
граммное обеспечение SCADA для этого варианта
разработано силами специалистов ВНИИЭ и
«Энергософта» совместно с ЦДУ и ОДУ Урала. Та-
кие комплексы внедрены и успешно эксплуатиру-
ются в ЦДУ, ОДУ Центра, Северо-Запада, Северно-
го Кавказа и на ДП концерна «Росатом».
Для организации полнографического диалога в
локальную сеть кроме серверов SCADA необходи-
мо включить несколько рабочих станций на базе
UNIX-компьютеров, каждый из которых должен
иметь два монитора с экранами не менее 20”. Обыч-
но рабочие станции используются для оснащения
рабочих мест диспетчеров и специалистов по ин-
формационному обеспечению SCADA, у осталь-
ных пользователей SCADA сохраняются ПК.
Программное обеспечение полнографического
диалога (MMI-Man Machine Interface) выполняется
в среде X-Windows с использованием того или
иного графического пакета и обеспечивает отобра-
жение:
различных схем в графическом виде с возмож-
ностью управления ими;
графиков изменения параметров;
различных таблиц, списков и др.
В принципе полнографический диалог может
быть реализован и на мощных ПК, однако при ис-
пользовании рабочих станций обеспечиваются су-
щественно более высокие надежность и быстро-
действие, что очень важно для рабочих мест дис-
петчеров. Работы по созданию отечественных вер-
сий MMI для UNTX-компыотеров проводятся во
ВНИИЭ, «Энсргософте», ОДУ Урала.
Третьей функциональной группой UNIX-kom-
пыотеров локальной сети ОИУК являются серверы
приложений, предназначенные для решения задач
моделирования и оптимизации режима на основе
телеинформации и требующие больших вычисли-
тельных ресурсов, а также для использования мощ-
ных стандартных пакетов, например географиче-
ских информационных систем, оболочек систем
искусственного интеллекта и т.п. Программное
обеспечение для этих задач (EMS on line) перево-
дится на UNIX-компьютеры. Кроме серверов при-
ложений мощный UNlX-компыотср целесообразно
использовать для управления универсальной базой
данных.
Таким образом, в конечном итогеОИУКна базе
неоднородной локальной сети должен содержать
UNIX-ядро (серверы SCADA, рабочие станции,
серверы приложений и универсальной базы дан-
ных) и локальную сеть ПК, выполняющих роль
АРМ-технолога, руководителя и др. !
Процесс создания ОИУК на базе неоднородной
локальной сети может идти двумя путями: эволю-
ционным, при котором функции UNIX-ядра (и со-
ответственно количество UNIX-компьютеров)
наращиваются постепенно, и революционным, ко-
гда используется система SCADA/EMS в полном
объеме.
Первым путем реализуются комплексы, создан-
ные отечественными разработчиками и специали-
стами заказчика. Например, ОИУК для ЦДУ и ряда
ОДУ на первом этапе содержат два компьютера
RS/6000 и локальную сеть ПК, выполняющие функ-
ции SCADA, а на втором этапе дополняются груп-
пой рабочих станций для полнографического MMI
диспетчеров, ПО для которых было приобретено у
фирмы «Siemens», несколькими серверами прило-
жений для задач EMS on line отечественной разра-
ботки, сервером ORACLE и др.
Примерами революционного пути создания со-
временных сетевых ОИУК являются два проекта
SCADA: комплекс фирмы АВВ для ДП Ленэнерго и
комплекс фирмы ИР для ДП Нижновэнерго. Не-
смотря на заманчивость комплексной поставки за-
рубежных систем, это решение'имеет ряд недостат-
ков, в том числе:
существенно более высокую стоимость про-
граммного обеспечения и услуг по внедрению, обу-
чению и сопровождению;
трудность сопряжения SCADA со специфичны-
ми и разнообразными протоколами существующих
отечественных устройств телемеханики, контрол-
лерами для управления диспетчерскими щитами,
часами, частотомерами и др.;
трудность адаптации программного обеспече-
ния к местным условиям, в частности, сохранения
всех функций, реализованных в старых ОИУК (на-
пример, суточная ведомость; состояние оборудова-
ния; ориентация MMI не только на диспетчера, но
и на других пользователей и т.п.);
трудность функционального развития собст-
венными силами достаточно жестких и закрытых
систем;
языковые проблемы и др.
В связи с этим представляется более целесооб-
разным:
эволюционный путь модернизации ОИУК;
приобретение у зарубежных фирм только тех-
нических средств и стандартного программного
обеспечения;
использование прикладного программного
обеспечения (SCADA/EMS и др.), разработанного в
России или совместно российскими и зарубежны-
ми фирмами.
Таким образом, новая программная платформа
АСДУ предусматривает две основные модификации:
ОИУК на базе однородной локальной сети ПК
с использованием на первом этапе программ MS
DOS и NetWare Nowell, а в дальнейшем Windows
95, OS/2 и Windows NT;
ОИУК на базе неоднородной локальной сети,
включающей кроме ПК группу UNIX-компьютеров
(серверов и рабочих станций, обеспечивающих ос-
новной объем расчетов и волнографический диалог
диспетчера).
При этом первая модификация может плавно
преобразовываться во вторую.
Кроме того, как в первой, так и во второй моди-
фикации на определенном этапе развития целесо-
образно наряду с локальными БД (БД реального
времени, БД производственно-технологической
информации, БД коммерческого центра и др.) соз-
дать единую БД, предусмотрев для этой цепи от-
дельный мощный сервер.
В структуру рассмотренной платформы органи-
чески интегрируются и подсистемы автоматическо-
го управления нормальными (централизованная
система автоматического регулирования частоты и
активной мощности — ЦАРЧМ) и аварийными
(централизованная противоаварийная автоматика
— ЦПА) режимами. При этом предусматриваются
отдельные или общие взаи модублирующис серверы
приложений на базе UNIX-компьютеров или ПК.
СРЕДСТВА СБОРА И ПЕРЕДАЧИ ИНФОРМАЦИИ
(ССПИ)
В состав ССПИ входят системы связи и телеме-
ханики. В настоящее время существенно возраста-
ют требования со стороны функциональных под-
систем АСДУ к объемам, времени доставки, надеж-
ности, достоверности и качеству передаваемой ин-
формации, которые нс могут быть удовлетворены
на базе устаревшей техники связи и телемеханики.
Идет процесс эволюционной модернизации ССПИ,
который позволит обеспечить плавный переход от
старой системы к новой и не допустить нарушения
технологического процесса управления.
Первичная и вторичные информационные
сети. Первичная сеть содержит собственно каналы
связи и коммутационную технику (АТС):
ведомственные телефонные каналы, иерархи-
чески связывающие диспетчерские телефонные
коммутаторы, а также АТС ЦДУ, ОДУ и энергосис-
тем; на уровне ЦДУ—ОДУ—энергосистемы — это
главным образом каналы, арендуемые у Минсвязи
России, а на уровне энергосистемы — районы элек-
трических сетей — энергообъекты — собственные
каналы;
междугородные телефонные каналы общего на-
значения, доступ к которым осуществляется за счет
связи между АТС диспетчерских пунктов и теле-
фонными станциями соответствующих городов;
междугородные телеграфные каналы общего
назначения.
На базе каналов связи первичных сетей с помо-
щью соответствующего оконечного оборудования
организованы вторичные сети:
телеипформационная сеть (ТИС);
сеть диспетчерских телефонных переговоров
(СДТП);
сеть телефонных переговоров технологическо-
го персонала диспетчерских пунктов (СТТП);
сеть передачи оперативно-технологической ин-
формации (СПОТИ);
электронная почта «Электра»;
сеть автоматизированной системы контроля и
учета электрической энергии (АСКУЭ).
Телеипформационная сеть предназначена для
автоматического обмена телеинформацией [ТИ,
ТС, ТУ и тслсрсгулирования (ТР)] между устройст-
вами телемеханики (УТМ), установленными на
энергообъектах, и центральными приемно-переда-
ющими станциями, установленными на диспетчер-
ских пунктах, а также для обмена ТИ, ТС, ТУ, ТР,
данными псевдоизмерсний (ПИ), оперативной
цифробуквенной информацией между ЦППС дис-
петчерских пунктов разных уровней управления.
Эта информация обеспечивает функционирование
подсистем АСДУ, SCADA, ЦАРЧМ и ЦПА. Пере-
дача информации осуществляется по некоммути-
руемым, как правило, дублированным каналам (со
скоростью 50—300 бит/с), образованным путем уп-
лотнения частотного спектра телефонных каналов
ведомственной сети. В качестве оконечных уст-
ройств на энергообъектах установлены разнообраз-
ные устройства телемеханики, как правило, аппа-
ратного типа с различными протоколами обмена
данными. Обмен данными между ЦППС унифици-
рован (протокол АИСТ): объемы телсинформации,
поступающие на диспетчерские пункты ОДУ и
крупных энергосистем, составляют 600—1800 ТИ и
1000—2000 ТС; до 30 % этой информации ретранс-
лируется на диспетчерские пункты высшегруровня
управления.
Основными недостатками существующей ТИС
являются:
недостаточный объем телеинформации с энер-
гообъектов, 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, обра-
ботке и передаче информации;
использование низкоскоростных каналов, что
приводит к ограничению объема передаваемой те-
леинформации, увеличению времени запаздыва-
ния, возрастанию динамической погрешности на
всех уровнях управления, неэффективности ис-
пользования более современных протоколов пере-
дачи и др.
С учетом указанных недостатков основными
направлениями развития ТИС являются:
1. Подготовка схем (проектов) развития ТИС
ЕЭС России для обеспечения полноценной наблю-
даемости электрической сети за счет дополнитель-
ных объемов ТИ, ТС и замены устаревших УТМ на
энергообъектах с последующей поэтапной реализа-
цией этих проектов.
2. Замена устаревших УТМ современными мик-
ропроцессорными системами с программируемы-
ми функциями, с более высоким классом точности,
как правило, сетевой структуры, желательно с воз-
можностью непосредственного подключения к из-
мерительным трансформаторам тока и напряже-
ния. При замене может быть рекомендована выпус-
каемая в настоящее время аппаратура:
ГРАНИТ (ПО «Промавтоматика», г. Житомир)
для энергосистем, уже использующих эту аппара-
туру на своих энергообъектах;
МПТК (завод «Электропульт», г. Санкт-Петер-
бург); • • >'
КОМПАС ТМ 1.0 (АО «Краснодарский ЗИП»);
SCADA-Ex (ЕЛКОМТЕХ, Польша).
Рекомендуется также аппаратура, готовящаяся
к выпуску:
КОМПАС ТМ 2.0 (АОЗТ «Юг-система», АО
«Краснодарский ЗИП»);
SMART-E1 (АО «RT SOFT», г. Москва);
СПРИНТ (ПО «Промавтоматика», г. Житомир);
КП СИСТЭЛ (АО «СИСТЭЛ», 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 быть сертифицированы фирмой
«ОРГРЭС».
Новые системы должны предусматривать воз-
можность интеграции функций местного (АСУТП)
и удаленного (УТМ) контроля, а также функций
АСКУЭ.
3. Увеличение скоростей передачи телеинфор-
мании за счет выделения для ТИС двух полных не-
коммутируемых телефонных каналов. С учетом не-
обходимых объемов телеинформации и времени ее
доставки скорости передачи должны достигать:
на уровне энергообъект — ДП энергосистемы
— 1200—2400 бит/с; >
на уровне ДП энергосистемы — ДП ОДУ —
2400—4800 бит/с;
на уровне ДП ОДУ — ДП ЦДУ — 4800—
9600 бит/с.
Характеристики микропроцессорных телеком-
плексов представлены в табл. 49.17.
Вторичные сети СДТП, СТТП и СПОТИ ис-
пользуют оставшуюся часть частотного спектра
(300—2400 Гц) телефонных каналов ведомствен-
ной сети. При этом абоненты СДТП (диспетчер-
ский персонал) обладают преимущественным пра-
вом пользования канала по сравнению с абонента-
ми СТТП и СПОТИ. Оконечным оборудованием
СДТП являются диспетчерские телефонные ком-
мутаторы, обеспечивающие связь между диспетче-
рами разных ДП без набора номера (нажатием со-
ответствующих кнопок или тумблеров). Абоненты
СТТП и СПОТИ связываются между собой через
АТС диспетчерских пунктов, набирая сокращен-
ный номер. АТС предусматривает ретрансляцию
информации, например, ОДУ—ЦДУ—ОДУ или
ЦДУ—ОДУ—энергосистема. Число каналов, ве-
домственной! сети, которые используются сетями
СДТП, СТТП и СПОТИ, на разных уровнях управ-
ления составляет:
ЦДУ—ОДУ от двух до пяти;
ОДУ—энергосистема два-три;
энергосистема—энергообъект один-два.
Кроме того, между соседними ОДУ и энерго-
системами также имеются один-два канала.
Оконечным оборудованием СПОТИ являются
коммуникационные серверы, включенные В ло-
кальную сеть и оснащенные модемами различных
типов и телеграфными адаптерами. Программное
обеспечение этих компьютеров представляет собой
коммуникационный пакет ROBCOM, обеспечи-
Таблица 49.17. Микропроцессорные телекомплексы
Тип УТМ Количество комплектов ДП и КП Режим пере- дачи инфор- мации Число сообщений ком- плекта КП Скорость передачи, биты/с Канал связи Код Протокол передачи
ГРАНИТ 1 ПУ идо 120 КП Спорадиче- ский по за- просу ТС-64; ТУ-128; ТИТ-32; ЦБИ; ТИИ-16;РТ 50—1200; 19 200 Полудуп- лексный; ду- плексный Цик- личе- ский ГРАНИТ, HDLC, (синхронный)
АИСТ 1 ПУ и 32 КП Адаптив- ный; цикли- ческий; ква- зицикличе- ский ТС-256; ТИТ-32; ТИИ-8; ЦБИ; РТ (рс-траисляция) 50—1200 Дуплексный Код Хэм- минга АИСТ (синхронный)
МПТК До 3 ПУ и до 256 КП 'е > ТС-192; ТИТ- 192; ТИП-192; ТУ-128; РТ (ретрансляция) 50—1200 Дуплексный Синхронный: RPT-АИСТ, ТМ-512; МКТ-2; ГРАНИТ; (асин- хронный) FT 1.2
SMART-KH КП ТС-8; ТИ-6 50—1200 Дуплексный HDLC, VART, BISYNC и др. (программируе- мый)
EX-MST КП — ТС-256; ТИ-128; ТУ-64; ТИИ-56 50-9600- Дуплексный MST (програм- мируемый)
RTU 200 КП ТС-2352; ТИ-255 (147); ТИ1-255; ТУ-168; ТР-2500 50—1200 Дуплексный RP 570/RP 571 (FT1.2)
вающий в режиме on line прием и передачу по ком-
мутируемым телефонным и телеграфным каналам
производственно-статистической информации в
виде макетов (формализованных символьных фай-
лов). Пакет ROBCOM взаимодействует с оператив-
ной базой данных СППД, размещенной на файл-
сервере и обеспечивающей прием (передачу) маке-
тов, сортировку, семантический контроль и хране-
ние принятых макетов. В процессе сортировки ма-
кетированная информация размещается в СППД, а
неформализованная информация (например, теле-
тайпрограммы) передается на рабочие станций
операторов-телеграфистов. Пакет ROBCOM преду-
сматривает 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 зави-
сят от моделей применяемых модемов (табл. 49.18).
Таблица 49.18
Тип модема Протокол Эффективная скорость, бит/с
Trail Blazer PEP До 8000
HAYES V.21, V.22, BELL 300
Другие — До 600
По телеграфным каналам скорость передачи до
200 бит/с.
Комбинированное использование каналов пер-
вичной сети для ТИС, СДТП, СТТП и СПОТИ, вы-
званное стремлением сократить затраты на созда-
ние и аренду каналов, имеет ряд недостатков, опре-
деляемых уплотнением каналов (сужением частот-
ной полосы). Применение уплотненных каналов
для речевых сообщений (СДТП, СТТП) приводит к
снижению качества речи, а для передачи данных —
к снижению скорости передачи.
Кроме того, комбинированное использование
каналов замедляет процедуру организации связи
из-за конкуренции между абонентами различных
вторичных сетей. Существенным недостатком,
снижающим надежность и оперативность органи-
зации обмена данными в СПОТИ, является приме-
нение на многих диспетчерских пунктах устарев-
ших релейно-аналоговых АТС.
Электронная почта «Электра», созданная
ГВЦэнергетики и предназначенная для обмена про-
изводственно-хозяйственной и организационно-
экономической информацией между предприятия-
ми и организациями РАО «ЕЭС России» и АО-энер-
го, в рамках АСДУ используется для передачи нс
регламентированной информации (служебная пе-
реписка, различные отчеты, информационные со-
общения и т.п.). Для этой цели в ЦДУ и большинст-
ве энергосистем установлены почтовые ПК (узлы
или абонентные пункты), включенные в локальные
сети ОИУК диспетчерских пунктов. Почта «Элек-
тра» базируется преимущественно на междугород-
ной сети общего назначения, первичной сети
ИСКРА-2, отдельных коммутируемых и некомму-
тируемых каналах, арендуемых узлом связи РАО, а
также частично использует каналы ведомственной
сети. В принципе почта «Электра» может быть ис-
пользована и для передачи оперативно-технологи-
ческой информации, что и имеет место в отдельных
регионах как резерв или альтернатива СПОТИ. Од-
нако режим «точка—точка», используемый в
СПОТИ, предпочтительнее для передачи оператив-
но-технологической информации, строго регламен-
тируемой по времени доставки и поступления.
Сеть АСКУЭ предназначена для передачи дан-
ных коммерческого учета параметров баланса
мощности и энергии субъектов оптового рынка
(ОРЭМ). В общем случае эти параметры представ-
ляют собой среднеполучасовыс значения активной
мощности, а также суммарные значения энергии за
сутки с разбивкой по заданным тарифным зонам.
Система сбора данных АСКУЭ представляет собой
иерархическую структуру, па нижнем уровне кото-
рой находятся энергообъекты (электростанции,
подстанции). Комплекс технических средств
АСКУЭ на энергообъекте включает в себя:
счетчики электроэнергии (электронные или
индукционные, дополненные датчиками импуль-
сов), подключенные к контролируемым присоеди-
нениям;
один или несколько контроллеров ;— кбдёров,
обеспечивающих автоматический сбор информа-
ции от счетчиков, се обработку и храпение, подго-
товку файла данных для передачи на следующий
уровень управления — предприятие энергонадзора
и (или) на ДП энергосистемы (для энергообъектов
РАО — на ДП соответствующего ОДУ).
На ДП энергосистемы устанавливается ПК
АСКУЭ, оснащенный одним или несколькими мо-
демами, позволяющими через АТС связываться с
объектными контроллерами в основном по теле-
фонным каналам ведомственной первичной сети.
Программное обеспечение ПК АСКУЭ позволяет
автоматически или по запросу осуществлять счи-
тывание информации с объектных контроллеров,
формирование базы данных, необходимый дорас-
чет суммарных параметров, отображение на мони-
торе и печать выходных форм. Обработанная в ПК
АСКУЭ информация в заданном объеме преобразо-
вывается в макет и средствами ROBCOM в рамках
вторичной сети СПОТИ передается на следующие
уровни управления — в коммерческие подразделе-
ния ОДУ и ЦДУ для дальнейшей обработки.
В качестве основных платформ в АСКУЭ ис-
пользуются системы «Ландис и Гир» (межгосудар-
ственные перетоки), «Шлюмберже-Ганц» (объекты
РАО, баланс объединенных энергосистем), отечест-
венные системы ТОК-С. В некоторых энергосисте-
мах используется менее совершенное оборудова-
ние. Сбор информации от этих систем может осу-
ществляться по коммутируемым и некоммутирус-
мым телефонным каналам со скоростью от 300 до
9600 бит/с. Практически для сбора этой информа-
ции используются те же каналы ведомственной
первичной сети, что и для вторичных сетей СДТП,
СТТП, СПОТИ. При этом из-за сужения частотного
спектра канала эффективная скорость передачи
данных, как правило, не превышает 300 бит/с.
Требования к сети АСКУЭ зависят от технологиче-
ского подхода к цикличности поступления и обра-
ботки информации по АСКУЭ. Возможна реализа-
ция АСКУЭ либо с ежесуточным сбором и обработ-
кой информации (АСКУЭ-1), либо со сбором и
обработкой информации <; циклом 30—60 мин
(АСКУЭ-2).
В первом случае может быть сохранена сущест-
вующая сеть АСКУЭ с использованием коммути-
руемых телефонных каналов. Естественно, эти ка-
налы должны быть связаны со всеми энергообъек-
тами, оснащенными системами коммерческого
учета. При этом целесообразно осуществлять пере-
дачу информации в ночное время, когда каналы
практически не загружены как на уровне энерго-
объект—энергосистема, так и на более высоких
уровнях.
Во втором случае для АСКУЭ необходимо ор-
ганизовать некоммутируемые каналы по крайней
мерс на уровне энергообъект—энергосистема.
Требования к развитию первичной сети
ССПИ. С учетом изложенного выше в табл. 49.19
представлен минимум каналов первичной сети в
процессе ее развития паразных уровнях управления.
Таблица 49.19
Вторичные сети Уровни управления
ОДУ—ЦДУ Энерго- систе- ма:— ОДУ Энергосис- тема—эиср- гообъект
ТИС (возможно АСКУЭ-2) 2 НК 2 НК 2 НК
АСКУЭ-1 или 2 1 НК 1 НК 1-2 К
СДТП, СТТП, почта «Элек- тра», АСКУЭ-1 2К 2К 1—2 К
АСКУЭ-2 — — 1НК
Всего 3 НК, 2 К знк, 2К 2—3 НК, 1—2 К
Примечание. НК — нскоммутирусмый те-
лефонный канал; К — коммутируемый телефонный
канал.
Основной идеей развития ССПИ является по-
степенный (сверху вниз) отказ от использования
уплотнения телефонных каналов с выделением для
ТИС полных телефонных каналов и для СПОТИ на
уровнях энергосистема—ОДУ—ЦДУ некоммути-
руемых телефонных каналов.
Для реализация приведенных требований
необходимо развивать единую сеть связи отрасли,
для чего следует осуществить широкую гамму ме-
роприятий, в том числе:
создание спутниковой сети;
развитие оптоволоконных линий связи по ли-
ниям электропередачи;
развитие высокочастотных каналов связи по
линиям электропередачи;
постепенная замена аналоговых АТС цифро-
выми.
Эти мероприятия позволят не только реализо-
вать требования, предъявленные вторичными сетя-
ми, но и создать предпосылки по их дальнейшему
совершенствованию.
Процесс реализации цифровой сети связи на
основе оптоволоконных и спутниковых каналов
уже начался. Так, в ЦДУ ЕЭС России проводятся
работы по вводу в эксплуатацию цифровых кана-
лов связи в направлении всех ОДУ. Создание циф-
ровых каналов проводится с целью повышения на-
дежности предоставляемых услуг связи и увеличе-
ния их спектра. На базе цифровых каналов создает-
ся единая интегрированная сеть связи, обеспечи-
вающая предоставление следующих услуг:
цифровой телефонии для диспетчерской и тех-
нологической связи;
передачи телеинформации со скоростью не ме-
нее 1200 бод;
межмашинного обмена информацией (объеди-
нение локальных сетей);
видеоконференц-связи.
Ввод в эксплуатацию цифровых каналов пред-
лагается проводить в два этапа. На первом этапе
из ЦДУ в направлении каждого ОДУ арендуется
рдин 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 маршрути-
зирующее оборудование. На втором этапе с целью
повышения надежности работы в направлении ка-
ждого ОДУ организуется резервный канал связи.
Соответственно, если на первом этапе был органи-
зован спутниковый канал, то на втором этапе орга-
низуется проводной канал связи и наоборот.
Подобные работы проводятся и в ряде энерго-
систем (Иркутскэнерго, Ленэнерго и др.).
ПРИКЛАДНОЕ ПРОГРАММНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ-
АСДУ
В табл. 49.20 дан состав основных приклад-
ных задач и средств ОИУК, на которых они реша-
ются, по состоянию на текущий момент и на пер-
спективу («+» означает эксплуатационное исполь-
зование, «э» — экспериментальное, «-» —
отсутствие данных).
Комментируя таблицу, можно отмстить сле-
дующее. В настоящее время в энергосистемах Рос-
сии на базе однородных локальных сетей ПК экс-
плуатируются комплексы SCADA и EMS off line,
созданные отечественными разработчиками на аль-
тернативной основе. Кроме того, разработан ряд за-
дач для комплекса EMS off line, эксплуатируемого
в экспериментальном режиме, преимущественно в
ЦДУ ЕЭС и ОДУ. Это вызвано в первую очередь не-
достаточной наблюдаемостью расчетных схем се-
ти, а также недостаточным быстродействием ПК
для выполнения расчетов. Кроме задач, перечис-
ленных в таблице, в рамках сетевых ОИУК начато
освоение ряда новых, нетрадиционных програм-
мных средств, в частности:
экспертных систем для планирования ремонтов
и проработки заявок на ремонт основного оборудо-
вания и средств управления, тренажеров и др.;
систем мониторинга речевых сообщений (реги-
стратор диспетчерских переговоров, речевая почта,
системы оповещения и т.п.);
географических информационных систем
(ГИС);
документальных баз (например, LOTUS
NOTES);
программы планирования режимов каскада
ГЭС на базе экспертной системы G-2.
Началось внедрение неоднородных локальных
сетей с UNIX-компьютерами. В ЦДУ и ОДУ вне-
дряется SCADA «Диспетчер 5 + Spectrum» фирмы
«Энсргософт» и фирмы «Siemens EMPROS», в
энергосистеме Ленэнерго — SCADA фирмы АВВ.
Разработаны отечественные варианты SCADA: на
базе компьютеров Motorola и RS/6000 («Энерго-
софт», ВНИИЭ), DEC Alpha (ВНИИЭ, ГВЦэнер-
гетики). Начаты перевод в OS UNIX программ EMS
и освоение системы управления базой данных
ORACLE.
Основными направлениями дальнейшего раз-
вития программных средств АСДУ являются:
1. Для ОИУК на базе однородных локальных
сетей ПК:
перевод SCADA на мультизадачные операци-
онные системы (UNIX, Windows 95/NT, OS/2) с гра-
фическим диалогом и отображением (при исполь-
зовании достаточно мощных моделей ПК);
внедрение элементов EMS on line по мере обес-
печения необходимым объемом телеметрии.
Таблица 49.20
Функции программного обеспечения Текущее со- стояние Перспек- тива
лс PC* ** леи 4 ** PC лси + PC
и PC и РС
SCADA: прием и ретрансляция тслсинформации в протоколах ЦППС и RTU 4- — 4- —
обмен оперативной цифробуквенной информацией между SCADA различных 4- — т —
уровней управления обработка тслсинформации 4- + 4- -
управление диспетчерским щитом 4- + — 4- —
база данных реального времени и формирование архивов 4- 4- 4" 4- 4-
ввод и отображение информации (MMI): на графических рабочих станциях — 4- — + —
на мониторах ПК 4- — 4- — 4-
документирование информации + 4- 4- 4- 4-
суточная диспетчерская ведомость и диспетчерская сводка 4- 4- + 4- —
контроль за состоянием оборудования 4- 4- — 4- —
информационные диспетчерские задачи (оперативный баланс мощности и резервы 4- 4- — 4- —
мощности, контроль частоты и др.) > АРЧМ н- 4- 4- —
централизованная система противоаварийной автоматики 4- Э — + -
телеуправление (для ПЭС) 4- — — 4- —
EMS on line: анализ топологии сети и оценивание ее состояния э Э э *4- —
моделирование и анализ режима, советчик диспетчера по вводу режима в допусти- ' э э э 4- —
мую область ч прогноз нагрузки:' суточный + 4- + 4- 4-
внутрисуточный э 4- — 4* . —
оптимизация режима по активной мощности — — 4- 4-
внутрисуточная коррекция режима по активной мощности — Э
оптимизация режима по реактивной мощности и напряжению э Э Э 4-
оперативная оценка надежности режимов э Э э +
автоматический расчет предела передаваемой мощности по линиям элсктропсрсда- 4- 4- — 4- —
чи и ссчсииям расчет и анализ технико-экономических показателей работы энергосистемы 4- + ' 4- ’ 4-
диспетчерский тренажер .+ 4- + . —
Информационные задачи контроля и учета ресурсов, решаемые- в суточном цикле + — 4- ' 4-1. 4-
(балансы топлива, тепловой и электрической энергии, гидроресурсов, АСКУЭ и т.п.) Прием-передача ремонтных заявок + — 4- 4- 4-
Телекоммуникационная система (для предыдущих двух функций) 4- — 4- 4- 4-
EMS offline: расчет и анализ установившихся режимов + - + + 4-
прогноз и статистика нагрузки 4- — +’ 4- 4-
планирование режимов по активной мощности, расчет баланса электроэнергии 4- — 4- ‘4- +
планирование режимов по напряжению, реактивной мощности, расчет и оптимиза- 4- — + : 4- -4*
ция потерь в сетях расчеты статической и динамической устойчивости, выбор уставок противоаварий- + 4- 4- . 4-
ной автоматики расчеты токов короткого замыкания, выбор уставок релейной защиты + - + 4- 4-
планирование режимов гидроэлектростанций 4- Э 4- 4- 4-
планирование развития энергосистем 4- 4- ¥
статистическая обработка показателей работы энергосистем 4- — 4- '4- 4-
Географические информационные системы ~'э — Э 4- 4-
Режимно-коммерческие задачи 4- — 4- 4- 4-
Универсальная база данных _ э Э - —•
*ЛС PC — однородная локальная сеть ПК.
**ЛС U + PC — неоднородная локальная сеть UNIX-компьютеров и ПК.
2. Для ОИУК на 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 телекоммуника-
ционной системы;
освоение универсальных систем управления
БД (например, ORACLE), постепенный перевод ря-
да задач на эти БД, а также создание интерфейса
между универсальной БД и БД реального времени
SCADA—EMS.
3. Появление в составе ОИУК мощных UNIX-
компыотеров, что создает предпосылки для разра-
ботки и внедрения ряда новых задач, требующих
значительных ресурсов. Это в первую очередь при-
ложения на основе экспертных систем:
селекция аварийных сообщений (в рамках
SCADA);
анализ аварийных ситуаций и правильности
срабатывания устройств релейной защиты и авто-
матики (по данным регистраторов событий и элек-
тронных осциллографов);
советчик диспетчера по восстановлению энер-
госистемы после аварий и т.п.
Актуальным в современных ОИУК является со-
пряжение SCADA с системами речевого ввода ко-
манд и вывода сообщений, использование нейрон-
ных сетей для анализа телеинформации и прогно-
зирования.
49.3. АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ
УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ
ПРОЦЕССАМИ НА ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СТАНЦИЯХ И ПОДСТАНЦИЯХ
Автоматизация электростанций осуществляет-
ся на базе микропроцессорных систем управления,
архитектура которых базируется на принципах рас-
пределенности, модульности, магистральное™ и
открытости.
Распределенность предполагает декомпозицию
задачи управления в целом на ряд менее сложных и
относительно самостоятельных подзадач, реали-
зуемых несколькими микропроцессорными систе-
мами и устройствами, распределенными по объек-
ту управления и интегрируемыми в единую систе-
му на основе локальной вычислительной сети. Та-
кая конфигурация обеспечивает высокую надеж-
ность и живучесть системы при минимальных
материальных затратах, приближает аппаратуру
к местам возникновения и использования инфор-
мации.
Все элементы Микропроцессорной системы со-
стоят из функционально закопченных модулей (мо-
дульный принцип построения). Они стандартизи-
рованы и имеют самодиагностику, что способству-
ет быстрой замене отказавших элементов и созда-
нию при необходимости схемной избыточности
(дублирование, троирование).
Магистралыюсть предполагает информацион-
ное взаимодействие микропроцессорных систем на
основе сетевых решений, например, организацию
обмена данными по коаксиальному кабелю, «витой
паре» или волоконно-оптическому каналу.
Открытость предполагает:
использование стандартных интерфейсов; про-
токолов обмена данными в сети; инструменталь-
ных программных средств для параметризации (на-
стройки) модулей системы управления, широко из-
вестных и ставших фактическими стандартами па-
кетов прикладных программ и систем управления
базами данных;
информационную совместимость с другими
системами управления (в частности, обмен инфор-
мацией между системами управления электротех-
ническим и теплотехническим оборудованием).
Система управления электрических станций яв-
ляется сложной иерархической системой и может
рассматриваться в виде совокупности нескольких
относительно самостоятельных систем (подсис-
тем) (рис. 49.9):
управления предприятием (АСУП);
контроля и управления (СКУ) тепломеханиче-
ским оборудованием (СКУТО);
контроля и управления электротехническим
оборудованием (СКУЭТО).
СКУ электрической и тепловой части представ-
ляют собой децентрализованные многоуровневые
системы, объединяемые локальной вычислитель-
ной сетью (ЛВС).
СКУ элек-
трической
части ТЭС
СКУ
тепловой
части ТЭС
Рис. 49.9. Структурная схема интегрированной
АСУ
ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ПОСТРОЕНИЯ
СКУЭТО
Программно-технический комплекс (ПТК) сис-
темы контроля и управления электрической части
станций является составным элементом интегриро-
ванной СКУ ТЭС и должен соответствовать общим
техническим требованиям на разработку и созда-
ние АСУТП:
РД 34.35.127—93. Общие технические требова-
ния к программно-техническим комплексам для
АСУТП тепловых электростанций;
РД 34.35.310—97. Общие технические требова-
ния к микропроцессорным устройствам защиты и
автоматики энергосистем.
При построении АСУТП электрической части
используются следующие принципы:
система контроля и управления реализует ин-
формационные и управляющие функции и сопряга-
ется в единую вертикаль АСУТП и АСУ предпри-
ятия, АСДУ и АСУ энергосистемы;
система контроля и управления формируется из
функционально законченных подсистем автомати-
зации (релейная защита и автоматика, телемехани-
ка, контроль и диагностика и пр.), способных вы-
полнять заданные функции независимо от состоя-
ния иных подсистем автоматизации;
отдельные подсистемы автоматизации интег-
рируются на базе стандартных интерфейсов (сетей,
сетевых и транспортных протоколов, механизмов
динамического обмена данными, механизма досту-
па к архивным данным);
дистанционное управление коммутационной
аппаратурой выполняется в соответствии со сло-
жившейся на ТЭС структурой оперативного управ-
ления: электродвигатели собственных нужд, про-
чие присоединения, находящиеся в ведении маши-
ниста котла или турбины, — посредством ПТК те-
пловой части, а присоединения, находящиеся в ве-
дении начальника смены электроцеха, — посредст-
вом ПТК электрической части по интерфейсным
портам и по месту от традиционных ключей
управления. . <
Распределенное управление и сбор информа-
ции в системе контроля и управления электриче-
ской частью должны удовлетворять следующим
требованиям:
1. Система управления строится как многоуров-
невая система управления непрерывным производ-
ственным процессом. Каждый из функциональных
уровней системы управления может представлять
собой сложную иерархическую структуру.
2. Задачи управления и сбора информации рас-
пределяются между несколькими (десятками, сот-
нями) микропроцессоров. Отдельно взятый кон-
троллер обслуживает сравнительно автономную
зону технологического процесса.
3. Представление информации централизуется
в соответствии с иерархией системы (по блоку, це-
ху, предприятию).
4. На нижних уровнях объединение техниче-
ских средств в единую систему осуществляется на
основе промышленных локальных сетей типа Ficld-
Bus.
5. В составе системы интегрируются разнотип-
ные технические средства. Между ними обеспечи-
вается обмен данными и ресурсами.
6. Допускается включение в систему сущест-
вующих аналоговых приборов и регуляторов ,с по-
степенной заменой их на цифровые.
7. Информация представляется оперативному
персоналу преимущественно на экране монитора в
наглядной, компактной, удобной для быстрого вос-
приятия форме. Предусматривается вывод инфор-
мации на коллективные средства отображения
(диспетчерский щит, коллективный экран).
8. Система контроля и управления технологи-
ческими процессами электрической части ТЭС яв-
ляется системой реального времени и должна
функционировать в непрерывном режиме в течение
всего срока эксплуатации объекта и по решаемым
задачам относится к системам диспетчерского
управления. Это означает, что процесс управления
является автоматизированным и в конечном итоге
замыкается на человека. Поэтому в системе кон-
троля и управления электрической частью большое
внимание должно быть уделено обеспечению эф-
фективного включения оперативного персонала в
процесс управления электрическим оборудовани-
ем. Обеспечивается высокое быстродействие и на-
дежность функционирования системы.
9. На верхних уровнях используются ЭВМ, объ-
единенные в локальную вычислительную сеть.
10. Нижние уровни системы могут иметь в сво-
ем составе собственные вычислительные сети (ма-
лые распределенные системы).
11. Каждая из подсистем СКУ может выполнять
функции регистрации аварийных процессов с обес-
печением записи до и после аварии.
12. Функциональные подсистемы могут функ-
ционировать независимо одна от другой, но долж-
ны интегрироваться па уровне общей базы данных.
13. Пропускная способность и мощность вы-
числительной сети рассчитываются на максималь-
ные потоки информации, которые могут возникать
в системе, особенно в аварийных режимах.
Число контроллеров нижнего уровня системы
должно соответствовать следующим требованиям:
каждая выделенная зона технологического
процесса, которую обслуживает один контроллер,
должна обладать максимально возможной ав-
тономией;
должна обеспечиваться требуемая реакция сис-
темы на внешние события; ч”
система должна иметь минимальное количест-
йо кабельных связей;
должна быть обеспечена живучесть системы,
отказ одного из контроллеров не должен приводить
к отказу системы в целом.
Допускается постепенная деградация системы
управления путем уменьшения числа решаемых за-
дач, снижения реактивности системы и ухудшения
других ее характеристик.
Децентрализация системы управления электри-
ческой части предполагает максимальное прибли-
жение микропроцессорных устройств к объектам.
ЗАДАЧИ КОНТРОЛЯ И УПРАВЛЕНИЯ
ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИМ ОБОРУДОВАНИЕМ
(ЭТО) .
Система контроля и управления ЭТО должна
охватывать:
турбогенераторы с системами возбуждения и
охлаждения;
трансформаторы собственных нужд;
блочные трансформаторы и трансформаторы
связи;
электродвигатели собственных нужд;
распределительные устройства;
воздушные и кабельные линии;
системы оперативного переменного и постоян-
ного тока. • ' ' '
Посредством СКУЭТО решаются следующие
задачи:
I. Контроль режима работы электрической час-
ти станции и его отображение для оперативного и
ремонтного персонала.
2. Диагностика электротехнического оборудо-
вания (генераторы, системы возбуждения, транс-
форматоры, электродвигатели, выключатели, сис-
темы оперативного тока).
3. Анализ информации, в первую очередь ре-
зультатов регистрации аварийных процессов.
4. Дистанционное управление электрооборудо-
ванием.
5. Автоматическое регулирование.
6. Релейная защита.
7. Противоаварийная автоматика, автоматиче-
ская частотная разгрузка (АЧР), аварийное включе-
ние резерва (АВР) и пр.
Для решения задач контроля и управления ЭТО
необходима следующая информация:
аналоговые измерения: , ,, -
активная и реактивная мощность генераторов;
активная и реактивная мощность потребления
собственных нужд;
активная и реактивная мощность, передаваемая
по линиям связи станции с системой;
токи нагрузки асинхронных и синхронных
электродвигателей собственных нужд напряжени-
ем 6, 10 кВ;
токовые нагрузки линий напряжением НО—
500 кВ связи с системой и абонентских линий на-
пряжением 6, 10 кВ;
токовые нагрузки линий напряжением 6 кВ
собственных нужд;
токи трансформаторов собственных нужд на-
пряжением 6, 10 кВ;
напряжение и частота на шинах КРУ, ОРУ;
токи в обмотках возбуждения генераторов;
напряжение возбуждения генераторов;
напряжение На зажимах аккумуляторных ба-
тарей;
дискретные сигналы:
положение выключателей главной схемы элек-
трических соединений и собственных нужд (вклю-
.» чая напряжения 0,4 и 0,2 кВ);
срабатывание устройств релейной защиты и ав-
томатики;
обрыв пепей оперативного тока в схеме управ-
ления выключателей;
интегральные измерения:
выработка электроэнергии и ее потребление на
собственные нужды;
количество коммутаций выключателями;
время работы оборудования.
Типовая система контроля и управления долж-
на иметь следующие информационные характери-
стики (включая блочный, локальный и общестан-
ционный уровни):
число аналоговых измерений — до 10 000;
разрядность измерений — 11+ знак;
дискретность измерений, предназначенных для
регистрации аварийных процессов, — не более
1 мс;
привязка измерений ко времени — не более 2 мс;
число дискретных сигналов — до 20 000;
привязка сигналов ко времени — не более 5 мс;
число измерений, выводимых на диспетчер-
ский щит, — до 500;
число сигналов, отображаемых на диспетчер-
ском щите, — до 1000;
синхронизация времени работы системы кон-
троля и управления (всех подсистем, входящих в ее
состав) — не более 2 мс;
обработка данных в реальном масштабе време-
ни, задержка от момента возникновения события
до его представления оперативному персоналу —
не более 1 c.Sv.,- л .
Система контроля и управления ЭТО должна
обеспечивать решение всех задач, возникающих в
процессе пуска, эксплуатации и останова обору-
дования, как в нормальных, так и в аварийных ре-
жимах.
ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ ПОДСИСТЕМЫ СКУЭТО
Система контроля и управления ЭТО включает
следующие функциональные подсистемы: инфор-
мационную; учета электроэнергии; диагностики
оборудования; защиты, управления и регулирова-
ния. Разделение на функциональные подсистемы
обусловлено следующими причинами: аналогией с
существующими подсистемами СКУ на традици-
онных средствах; этапностыо внедрения; техниче-
скими требованиями, предъявляемыми к каждой из
них; автономностью функционирования.
Функциональная структура СКУЭТО представ-
лена на рис. 49.10.
Информационная подсистема осуществляет
сбор и первичную обработку информации о состоя-
нии оборудования. Класс точности измерений в
нормальном режиме должен быть ие менее 1 %, а в
аварийном — не более 3 % (весь тракт измерения от
датчика до отображения параметра). При аварий-
ных режимах ввод информации по каждому изме-
рительному каналу должен осуществляться с дис-
кретностью порядка 1 мс, в нормальном режиме
дискретность ввода параметров 0,5—1 с.
Подсистема учета электроэнергии обеспечи-
вает учет вырабатываемой электрической энергии
и ее расходование на собственные, производствен-
ные и хозяйственные нужды. Данные подсистемы
используются для расчета технико-экономических
показателей работы станции и должны передавать-
ся по каналам связи в энергосбытовые организации
и диспетчерские пункты энергосистемы. Рассмат-
риваемая подсистема должна удовлетворять требо-
ваниям, предъявляемым к АСКУЭ. Программно-
аппаратные средства должны реализовывать зада-
чи, традиционно решаемые средствами АСКУЭ
(градация по группам, расчет получасовых мощно-
стей, накопление данных по электроэнергии в раз-
личных временных интервалах, расчет баланса
мощности и электроэнергии и т.п.).
Подсистема диагностики оборудования опре-
деляет его ресурс, выявляет тенденции ухудшения
эксплуатационных параметров технологического
оборудования для своевременного вывода в ре-
монт. Она включает в себя подсистему сбора дан-
ных и экспертную подсистему. Ввод электрических
параметров и параметров вибрации оборудования
должен производиться с дискретностью нс более
1 мс. Ввод неэлектрических параметров может про-
изводиться с частотой не более 1 Гц.
Подсистема защиты, управления и регулирова-
ния выполняет функции релейной защиты и авто-
матики (РЗА), обеспечивает дистанционное управ-
ление электрооборудованием, непосредственно
воздействуя на энергетическое оборудование. К
ней предъявляются повышенные требования по на-
дежности и быстродействию.
Функции РЗА выполняются децентрализован-
ными для каждого присоединения или состава обо-
рудования одного функционального назначения и
выполняются в виде автономных микропроцессор-
ных устройств (терминалов).
Функциональные подсистемы СКУ могут ин-
тегрироваться как на уровне сбора данных (напри-
мер, использовать одни и те же датчики, устройства
ввода сигналов, каналы связи), так и на уровне ана-
лиза и обработки данных (использовать одни и те
же вычислительные средства и системы представ-
ления данных).
ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ ИНФОРМАЦИОННЫЕ
УРОВНИ
В структуре современной СКУ нужно выделять
функциональные уровни сбора, обработки, переда-
чи и отображения информации.
Уровень датчиков (преобразователей аналого-
вых и дискретных сигналов) — самый нижний уро-
вень системы. В зависимости от решаемой задачи
датчики должны преобразовывать вводный сигнал
с требуемым быстродействием. В качестве преоб-
разователей электрических величин (ток, напряже-
ние, мощность, частота), измеряющих их дейст-
вующее значение, используются преобразователи с
нормированным выходом серии Е-800. Время пре-
образования составляет более 500 мс. Преобразова-
тели этой серии устанавливаются для измерения
параметров стационарных электрических режимов.
Для измерения аварийных режимов требуется при-
менять преобразователи с малым (0,1—1 мс) вре-
менем преобразования и с линейной проходной ха-
Рис. 49.10. Функциональная структура СКУЭТО
рактеристикой во всем диапазоне изменения вход-
ных сигналов. В качестве преобразователей мгно-
венных значений электрических величин могут ис-
пользоваться, в частности, преобразователи серии
ЭП-8000 с нормированным выходом. При измере-
нии неэлектрических параметров только для вибро-
контроля электрических машин требуются преоб-
разователи, имеющие быстродействие порядка
0,2 мс, для остальных параметров используются
преобразователи с быстродействием 0,5—1 с. В ка-
честве датчика дискретных сигналов используется,
как правило, «сухой» контакт (из схем управления,
релейной защиты и автоматики).
Уровень устройств ввода сигналов и вывода ко-
манд управления. На данном уровне аналоговая и
дискретная информация, поступающая от датчи-
ков, преобразуется в цифровую, обрабатывается и
по каналам связи передается на верхние уровни
системы контроля и управления. С верхних уров-
ней СКУ в цифровой форме передаются команды
управления оборудованием.
Устройства связи с объектом (УСО) представ-
ляют собой программируемые микропроцессорные
контроллеры. В зависимости от требуемого быст-
родействия должны обеспечиваться быстрые про-
цедуры обслуживания прерываний в гарантирован-
ным временем реакции (до 5 мкс) и гибкое взаимо-
действие между программными модулями. Для ре-
шения задач диагностики и регистрации аварийных
процессов могут применяться контроллеры с мощ-
ными вычислительными ресурсами (на базе внут-
риблочных шин VME, PCI и др.) и оперативной па-
мятью до 64 Мбайт. В этом случае помимо стан-
дартных задач первичной обработки информации
на УСО возлагаются функции решения приклад-
ных задач. При этом кардинально уменьшается вре-
мя реакции системы на события и может обеспечи-
ваться уменьшение избыточности (сжатие) инфор-
мации при ее передаче на верхние уровни управле-
ния. Подобные контроллеры могут использоваться
как одна из платформ для построения распределен-
ной СКУ. ' -
На уровне сетей передачи данных обеспечива-
ется передача информации между различными под-
системами СКУ одного или различных уровней ие-
рархии. Как правило, для передачи данных исполь-
зуются последовательные каналы связи, обеспечи-
вающие передачу информации между подсистема-
ми, удаленными одна от другой на расстояния от
сотен метров (в пределах одного здания) до не-
скольких километров (в пределах предприятия).
Обмен данными на нижних уровнях СКУ обес-
печивается иа основе промышленных полевых се-
тей. В качестве физической среды здесь чаще всего
используются физические пары или волоконно-оп-
тические кабели. При этом сеть передачи данных,
как правило, имеет шинную структуру, а скорость
передачи может достигать 12Мб1Гт/с (сеть Profibus-
DP). При этом нужно отметить преимущество дан-
ной сети как сети с детерминированным временем
доступа, что очень важно для построения систем
жесткого реального времени.
Обмен данными на верхнем уровне СКУ осуще-
ствляется с использованием локальных вычисли-
тельных сетей общего назначения (например, типа
(Fast) Ethernet). В качестве физической среды пере-
дачи данных используются коаксиальные экрани-
рованные кабели типа РК-50, волоконно-оптиче-
ские кабели, а также витые пары. При использова-
нии современной сетевой аппаратуры обеспечива-
ется скорость передачи данных 100 Мбит/с и более.
Уровень обработки и представления информа-
ции пользователям является верхним уровнем СКУ.
Его техническую основу составляют высокопроиз-
водительные ЭВМ, объединенные в локальную вы-
числительнуго сеть. На этом уровне решаются вы-
числительные и информационные задачи, а также
обеспечивается человеко-машинный интерфейс.
Важной частью системы является подсистема
анализа информации, в особенности результатов
регистрации аварий. Потребителем результатов
анализа является персонал электроцеха. В функции
этой подсистемы входит определение характери-
стик аварии, в том числе спектральный анализ,
формирование векторных диаграмм, определение
симметричных составляющих, определение места
повреждения, анализ правильности действия уст-
ройств РЗА и оперативного персонала.
Технологическая сигнализация обеспечивает
извещение оперативного персонала о возникнове-
нии нарушений в работе ЭТО, о срабатывании ав-
томатических устройств, срабатывании защит и
т.п. Сигнализация подает сигналы: предупреди-
тельные об отклонении от установленных пределов
отдельных параметров; об аварийном отклонении
параметров, срабатывании защит; о действии бло-
кировок и автоматики; об обнаруженных неисправ-
ностях технических средств, входящих в систему.
ТРЕБОВАНИЯ К СКУЭТО
Требования по надежности. К СКУЭТО
предъявляются жесткие требования по надежности
выполняемых ею функций. Это определяется вклю-
чением в состав задач системы управляющих функ-
ций, выполняемых в реальном масштабе времени, в
том числе и при возникновении аварийных ситуа-
ций, и прежде всего функций, связанных с защитой
оборудования. , - -
Для обеспечения приемлемой надежности сис-
темы контроля и управления помимо традицион-
ных методов повышения надежности вычислитель-
ной техники можно использовать, в частности, сле-
дующие методы:
децентрализацию системы;
применение отказостойких управляющих ком-
плексов;
эффективную систему диагностирования и вое»
становления; .
создание общего и специального программного
обеспечения высокой надежности.
Децентрализация системы управления (как
функциональная, так и топологическая) сущест-
венно повышает ее надежность, так как при отказе
части подсистем системы управления объект мо-
жет продолжать функционировать с пониженной
эффективностью.
Отказостойкие системы — это системы, все
элементы которых резервированы. Если резервиру-
ются не все элементы системы, то такая система яв-
ляется частично отказостойкой.
Основными характеристиками отказостойких
систем, определяющих их надежность, являются:
кратность резервирования, т.е. количество
взаиморезервирующих каналов;
полнота резервирования;
полнота контроля, т.е. доля аппаратуры, отказ
которой выявляется контролем;
наличие системы диагностики, которая указы-
вает место отказа, что уменьшает время восстанов-
ления системы;
режим эксплуатации (сменность) обслужи-
вания;
средства борьбы с помехами.
Эффективная система диагностирования и вос-
становления должна обеспечивать:
выявление отказов сразу после их возникно-
вения;
выявление мест отказов;
автоматическое формирование управляющих
воздействий для восстановления работоспособно-
сти и исправности системы;
сохранение информации, констант и программ
в энергонезависимой памяти;
выдачу оперативному персоналу необходимой
информации для восстановления работоспособно-
сти и исправности системы.
Должен обеспечиваться автоматический пере-
запуск (рестарт) автоматизированной системы
управления в следующих случаях:
при аппаратурно фиксируемом длительном за-
прете прерываний;
программно фиксируемом наличии искажений
системных таблиц операционной системы;
прекращении обновления данных;
обращении к запрещенным страницам или об-
ластям памяти;
пропадании и восстановлении питания и т.п.
Время автоматического рестарта должно быть
не более 1 с на верхнем уровне управления и 5 мс —
на нижнем.
Технические средства системы контроля управ-
ления должны сохранять работоспособность в ус-
ловиях реально действующих при нормальной экс-
плуатации оборудования электромагнитных помех.
В ПТК должна применяться современная мало-
потребляющая (не требующая принудительного ох-
лаждения) элементная база. Устройства ПТК по на-
дежности должны соответствовать ГОСТ 4.145—85
и ГОСТ 27.003—90 (рассматривается надежность
устройств как самостоятельных изделий, без учета
влияния надежности внешних цепей датчиков и це-
пей внешних источников электроснабжения).
По числу возможных состояний (по работоспо-
собности) устройства ПТК должны относиться к
изделиям 2-го вида по ГОСТ 27.003—90. Кроме то-
го, все устройства ПТК должны относиться к уст-
ройствам, которые в процессе эксплуатации требу-
ют технического обслуживания.
Значения показателей надежности для уст-
ройств, входящих в ПТК, должны соответствовать
следующим:
Средняя наработка на отказ
сменного элемента, тыс. ч .... 100—125;
Среднее время восстановления
(замены сменного элемента), ч .... 0,5—1
Средний срок службы сменного
элемента до капительного ремонта,
годы............................ 12—14
Средняя вероятность отказа в сра-
батывании устройства за ГОД (Дри'
появлении требования).......... 1
10"5—1 -10"6
Параметр потока ложных срабаты-
ваний устройства в год (при отсут-
ствии требования).....7___.'.... 1 • Ю”6-—1 • 10-7
Требования по электробезопасности. ПТК
должны соответствовать нормам ГОСТ 12.2.007.0—
75, ГОСТ 12.2.007.6—93 и ГОСТ 12.2.007.7—83.
По способу защиты человека устройства ПТК
должны относиться к классу 01 (ГОСТ 12.2.007.0—
75, п. 2.1). Уровень расположения органов регули-
рования уставок, а также приборов, по которым мо-
жет производиться отсчет параметров, должен на-
ходиться в пределах, указанных в п. 3.4.10—3.4.14
ГОСТ 12.2.007.0—75. Сопротивление изоляции це-
пей в пределах одного устройства должно быть не
менее 100 МОм. Все контактные вводы-выводы
устройств ПТК, имеющие напряжение свыше 26 В,
должны быть защищены от случайного прикосно-
вения, а шкафные изделия ПТК должны иметь болт
для подключения защитного заземления к общему
контуру заземления по ГОСТ 12.1.030—81. Непре-
рывность защитного заземления обеспечивает
ГОСТ 12.2.007.7—83. При этом электрическое со-
противление, измеренное между болтом для зазем-
пения и любой металлической частью, подлежащей
заземлению, должно быть не выше 0,1 Ом.
Требования к электрической прочности изо-
ляции. Аппаратура ПТК по прочности электриче-
ской 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 це-
пям и корпусу должна, как правило, выдерживать
без повреждений испытательное напряжение с дей-
ствующим значением 2,0 кВ частотой 50 Гц в тече-
ние 1 мин.
Электрическая изоляция внутренних измери-
тельных и логических цепей, а также цепей цифро-
вых связей с внешними устройствами с номиналь-
ным напряжением не более 60 В (гальванически не
связанных с другими независимыми цепями) отно-
сительно корпуса и других независимых цепей
должна выдерживать без повреждений испытатель-
ное напряжение с действующим значением 0,5 кВ
частотой 50 Гц в течение 1 мин.
Электрическая изоляция каждой из входных и
выходных цепей устройств ПТК по отношению к
корпусу и другим независимым цепям должна вы-
держивать без повреждений три положительных и
три отрицательных импульса испытательного на-
пряжения, имеющих следующие параметры:
Амплитуда 5 кВ с допустимым
отклонением....................... 10 %;
Длительность переднего фронта, мкс... 1,2 + 30 %;
Длительность полуспада заднего
фронта, мкс....................... 50 + 20 %;
Длительность интервала между
импульсами, с, нс мснсс............5
Электрическая изоляция внутренних измери-
тельных и логических цепей, цепей цифровых свя-
зей с внешними устройствами с номинальным на-
пряжением не боле 60 В (гальванически не связан-
ных с другими независимыми цепями) относитель-
но корпуса, соединенного с другими независимыми
цепями, должна выдерживать без повреждений три
положительных и три отрицательных импульса ис-
пытательного напряжения, имеющих следующие
параметры:
Амплитуда 1,0 кВ с.допустимым
отклонением, %.................. 10
Длительность переднего фронта, мкс ... 1,2 + 30%
Длительность полуспада заднего
фронта, мкс.......з.............. 50 + 20 %
Длительность интервала между
импульсами, с, нс мснсс............5
Требования по помехозащищенности. Уст-
ройства ПТК в отношении стойкости к внешним и
внутренним помехам должны соответствовать тре
бованиям ГОСТ 29280—92. . ’ , ..
При испытаниях на помехоустойчивость дол
жен применяться критерий А качества функциони
рования аппаратуры, т.е. должно обсспечиватьш
нормальное функционированне без сбоев. Испыта-
ния должны проводиться при поданном оператив-
ном напряжении с приложением испытательных
воздействий по 3-му или 4-му классу.
Метрологические требования. Используемые
измерительные средства ПТК должны быть внесе-
ны в Госреестр РФ как средства измерения, за ис-
ключением тех устройств, которые являются сред-
ствами индикации, при этом должна обеспечивать-
ся точность измерений согласно РД 34.11.321—96
«Нормы погрешности измерений технологических
параметров тепловых электростанций и под-
станций».
СКУЭТО НА БАЗЕ МИКРОПРОЦЕССОРНЫХ
УСТРОЙСТВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
В настоящее время существуют многофункцио-
нальные микропроцессорные устройства, которые,
выполняя функции релейной защиты, одновремен-
но решают многие задачи автоматизации управле-
ния энергетическим оборудованием. В частности,
такие комплексы производятся фирмами АВВ,
«Siemens», «Merlin Gerin» и др. Они строятся на ос-
нове автономных микропроцессорных устройств,
которые объединяются в систему при помощи по-
следовательных коммуникаций. К ним можно отне-
сти устройства защиты генераторов; двигателей;
трансформаторов и реакторов; шин; линий элек-
тропередачи (110 кВ и выше); присоединений 6, 10,
35 кВ, а также центральные координаторы систем
управления и контроля (процессоры связи серверы
сбора данных).
Устройства релейной защиты объединяются с
датчиками и интегрируются с УСО. Они макси-
мально приближены к объекту (вплоть до установ-
ки в релейных отсеках КРУ), при этом достигается
значительная экономия контрольных кабелей. По-
мимо функций традиционной релейной защиты
реализуются функции регистрации аварийных
электромагнитных процессов, АПВ, блокировки
включения выключателя, определение места по-
вреждения, дистанционного изменения уставок
РЗА. Микропроцессорные устройства релейной за-
щиты выполняют также следующие функции изме-
рения и контроля:
контроль направления вращения фаз;
измерение токов фаз в нулевом проводе;
измерение напряжений фаз относительно земли;
измерение активной, реактивной и полной
мощности;
измерение частоты;
контроль времени срабатывания выключа-
телей; •
измерение cos<p.
Одним из главных достоинств микропроцес-
сорных устройств РЗЛ являются развитые средства
диагностики (с использованием как аппаратных,
так и программных средств) самих устройств. В ре-
зультате обеспечивается быстрое и эффективное
предотвращение случаев неправильной работы
устройств релейной защиты и автоматики.
Процессоры связи и серверы обеспечивают со-
вместную синхронную работу всех устройств РЗА,
а также осуществляют обработку информации,
расчеты, ведение отчетов и архивов. Для решения
указанных выше задач к ним могут подключаться
рабочие терминалы (дисплеи) с высокой разре-
шающей способностью, полной графикой, систе-
мой X-Windows, позволяющие вести дистанцион-
ное управление электрооборудованием, осуществ-
лять визуализацию осциллограмм аварийных про-
цессов, протоколов событий, отражающих сраба-
тывание РЗА.
Серверы сбора данных должны интегри-
роваться с другими микропроцессорными система-
ми (например, с АСУТП тепломеханической части)
на основе открытых сетевых стандартов TCP/IP,
NetDDE и др.
При реализации СКУЭТО на подстанциях для
связи с низовыми устройствами можно использо-
вать существующие последовательные низкоско-
ростные каналы связи, такие как шина SPA (ско-
рость передачи 9600 бит/с) системы АВВ и шина
связи LCG (скорость передачи до 19 200 бит/с) сис-
темы «Siemens». На электростанциях такие скоро-
сти передачи неприемлемы, так как объем инфор-
мации существенно больше. В настоящее время
фирма АВВ работает над подключением низовых
устройств к LON-шине (скорость до 1,2 Мбит/с), а
«Siemens» проводит работы по подключению тер-
миналов защиты и интеллектуальных датчиков к
шине Profibus-FMS (скорость до 500 кбит/с).
Для решения задач диагностики генераторов,
трансформаторов, электродвигателей и другого
станционного оборудования необходимо использо-
вать помимо электрических и неэлектрические па-
раметры, такие как давление, температура, расход
и т.д. Ввод в систему этих параметров должен осу-
ществляться отдельными УСО.
Базовое программное обеспечение, поставляе-
мое западными фирмами, не предусматривает диаг-
ностику электрооборудования (за исключением ди-
агностики выключателей) и ввод иеэлектрических
параметров от специальных УСО.
СКУЭТО НА БАЗЕ МИКРОПРОЦЕССОРНЫХ
ПРОГРАММИРУЕМЫХ КОНТРОЛЛЕРОВ
В случае применения традиционных устройств
релейной зашиты, автоматики И схем управления
оборудованием для реализации функций АСУ па
уровне УСО могут использоваться микропроцес-
сорные программируемые контроллеры. Микро-
процессорные контроллеры имеют модульный
принцип построения и обеспечивают:
сбор и регистрацию в реальном масштабе вре-
мени информации об аварийных и установившихся
электромагнитных процессах;
регистрацию и анализ последовательности сра-
батывания устройств РЗА;
автоматизацию диспетчерского управления;
контроль качества электроэнергии на питаю-
щих шинах с учетом энергопотребления;
оптимизацию качества напряжения и режимов
потребления электрической энергии;
автоматический контроль и диагностику элек-
трооборудования.
Микропроцессорные контроллеры составляют
основу нижнего уровня системы контроля и управ-
ления. В качестве примера таких систем можно
привести телемеханический комплекс ТК-113
(г. Нальчик), модернизированный телекомплекс
ГРАНИТ (г. Житомир), контроллер телемеханики
SMART КП (разработка ЦДУ ЕЭС России и
RTSoft) и др.
Микропроцессорные контроллеры имеют в
своем составе УСО и обладают значительными вы-
числительными ресурсами. Поэтому обеспечивает-
ся возможность переноса диагностических задач с
верхнего уровня АСУТП на уровень УСО. Инфор-
мационная емкость УСО составляет 48—196 вход-
ных аналоговых сигналов (ток, напряжение и т.д.),
64—256 входных дискретных сигналов (положение
выключателей, срабатывание РЗА и т.д.). УСО
обеспечивают вывод 16—128 команд телеуправле-
ния объектами (выключателями). Кроме того, воз-
можно подключение преобразователей иеэлектри-
ческих величин (для систем диагностики).
УСО могут располагаться в помещениях КРУ,
на ОРУ и т.д., т.е. в тех распредустройствах, где
находится данное присоединение, что дает эконо-
мию контрольных кабелей.
Для регистрации аварийных процессов требу-
ется применение специальных быстродействую-
щих преобразователей, установленных во вторич-
ных цепях присоединений. Некоторые УСО имеют
возможность прямого включения во вторичные из-
мерительные цепи.
таблица 49.21. Перечень аналоговых сигналов
Параметр Коли- чество каналов Цикл опроса
Напряжение статора, мгновенные значения 3 0,5 мин
Напряжение нулевой последова- тельности 1 0,5 мин
Ток статора, фазы А, В, С, мгиовен* ныс значения 3< 0,5 мин
Ток нулевого провода 1 0,5 мин
Ток ротора 1 0,1с
Напряжение ротора 1 0,1 с
Напряжение колец относительно земли 2 0,1с
Температура стержней обмотки ста- тора 9 1 с
Температура сердечника статора (дно паза) 9 1с
Температура холодного газа 4 1 с
Температура горячего газа 4 1 с
Температура холодной воды на вхо- де в газоохладитсли 1 1 с
Температура горячей воды на выхо- де из газоохладителя - 4 1 с
Температура холодного воздуха йа входе в щит контроля и автоматики (ЩТА), 1 ‘ 1 с
Температура горячего воздуха на выходе из ЩКА 1 1 с
Температура баббнта вкладыша подшипника, сторона генератора 2 1 с
Температура баббита вкладыша подшипника, сторона турбины 2 . 1 с
Температура масла на сливе в слив- ном патрубке подшипника, сторона генератора 1 1 с
Температура масла на сливе в слив- ном патрубке подшипника, сторона турбины > V 1 1 с
Температура баббита вкладышей уплотнений 4 1 с
Температура масла на входе в уп- лотнения и подшипник генератора 1 1 с
Температура окружающей среды 1 < 1 с
Давление технической воды на вхо- де в газоохладитсли 1 1 с
Давление технической воды на вы- ходе из газоохладителей 4 1 с
Перепад давления водород-—масло 1 1 с
Давление водорода в генераторе 1 1 с
Атмосферное давление 1 1 с
Чистота водорода в корпусе турбо- генератора 1 1с
Расход технической воды на газоох- ладитсли 1 1 с
Виброскорости подшипников ста- тора 6 0,5 мин
Влажность водорода (точка росы) 1 1 с
Измеритель частичных разрядов об- мотки статора 1 *
Измеритель излучений на радиочас- тотах 2 *
Измеритель сопротивления изоля- ции обмотки статора 1 *
ПТК СИСТЕМЫ КОНТРОЛЯ И ДИАГНОСТИКИ
ТУРБОГЕНЕРАТОРА
Автоматизированная система контроля и диаг-
ностики турбогенератора предназначена для кон-
троля и диагностики турбогенератора в процессе
его эксплуатации и должна выполнять функции:
измерения и фиксации контролируемых пара-
метров;
обработки результатов измерений и расчета
вычисляемых параметров в реальном масштабе
времени;
контроля параметров по четырем уставкам —
верхней и нижней, предупредительной и аварийной
сигнализации;
архивирования результатов измерений с глуби-
ной не менее 1 мес с передачей архивной информа-
ции в АСУТП верхнего уровня как по запросу, так
и циклически;
санкционированного изменения режимов рабо-
ты системы и уставок;
регистрации параметров;
диагностики состояния обмотки ротора и стато-
ра, электрического, теплового и механического не-
баланса ротора, подстуловой изоляции и цепей воз-
буждения, утечек водорода из корпуса, активной
стали статора, газоохладителей и вкладышей водо-
родных уплотнений; активных частей и давления
водорода в корпусе;
расчета и построения диаграммы мощности с
учетом температуры охлаждающих сред;
передачи измеренных, регистрируемых и вы-
числительных параметров в локальную вычисли-
тельную сеть Ethernet или Profibus-FMS для серве-
ров АСУТП и станций диагностики;
отображении измеренных и вычисленных па-
раметров турбогенератора на встроенном TFT-
мониторе, операторских станциях и станции диаг-
ностики.
Эта система выполняется как многоуровневая,
открытая, иерархическая человеко-машинная сис-
тема распределенного управления и централизо-
ванного контроля, работающая в реальном масшта-
бе времени и обеспечивающая эффективный кон-
троль режима работы турбогенератора и диагно-
стику его состояния с целые предупреждения раз-
вития аварийных состояний.
Контроллеры обеспечивают:
поканальную гальваноразвязку не менее 1,5 кВ;
уровень подавления помех не менее 80 дБ;
прямой ввод сигналов от трансформаторов тока
и напряжения;
цикл контроллера по вибропараметрам и мгно-
венным значениям на уровне 0,2—1 мс.
В табл. 49.21—49.23 представлен перечень кон-
тролируемых параметров и сигналов.
Таблица 49.22. Перечень дискретных сигналов
Параметр Количество каналов
Наличие жидкости в корпусе 3
Выход давления водорода в корпусе за допустимые пределы ; 2
Появление водорода в токопроводах и подшипниках 4
Понижение частоты водорода в корпусе 1
Состояние насосов (включен/отключен) 5
Контроль подстуловой изоляции Уточняется при проек- тировании
Примечание. Цикл опроса 5 мс. тип сигнала —
потенциальный или сухой контакт напряжением 24 В
постоянного тока, общий «+» или «-» в любых сочета-
ниях.
Таблица 49.23. Вычисляемые параметры
Наименование параметра Единица из- мерения
Мощность активная МВ-А
Мощность реактивная Мвар
Частота генератора, расчетное значение Гц
Полная мощность МВ-А
Угол вектора полной мощности рад
Коэффициент мощности cosip -
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 холодного газа °C
Превышение температуры активной стали °C
Превышение температуры воздуха в корпусе °C
Спектральные составляющие вибропа- рамстров в соответствии с требования- мм/с
ми диагностических алгоритмов
ПТК АСКУЭ
ПТК АСКУЭ должен соответствовать следую-
щим нормативным документам:
Правилам учета электрической энергии. Глав-
госэнергонадзор России, 1997;
Типовым техническим требованиям к средст-
вам автоматизации контроля и учета электроэнер-
гии и мощности для АСКУЭ энергосистем. РАО
«ЕЭС России», 1995;
Типовой инструкции по учету электроэнергии
при ее производстве, передаче и распределении
(РД 34.09.101—94). РАО «ЕЭС России».
ПТК АСКУЭ предназначен для работы в соста-
ве периферийных устройств сбора и передачи дан-
ных (УСПД). Он должен обеспечивать сбор первич-
ных данных об электроэнергии и мощности от
имеющихся на станции периферийных устройств
АСКУЭ, накопление, обработку, хранение и ото-
бражение этих данных, а также передачу накоплен-
ных данных в локальную вычислительную сеть и
по телекоммуникационному каналу в центральное
вычислительное устройство (ЦВУ).
Контроллер должен функционировать в сле-
дующих режимах:
без обмена информацией с локальной вычисли-
тельной сетью и ЦВУ;
с обменом информацией с локальной вычисли-
тельной сетью и ЦВУ;
с обменом информацией с локальной вычисли-
тельной сетью;
с обменом информацией с ЦВУ.
При работе в режиме обмена информацией с
ЦВУ сеансы связи могут происходить:
спорадически (по запросу оператора ЦВУ); при
этом должны передаваться любые запрашиваемые
расчетные параметры, с указанием времени и дат
их образования, а также служебные параметры;
периодически (по автоматическому запросу с
ЦВУ).
При работе в режиме обмена информацией с
локальной вычислительной сетью сеансы связи
должны происходить автоматически по инициати-
ве сети, при этом должны передаваться все расчет-
ные и служебные параметры из табл. 49.24.
При работе в локальном режиме отображение
расчетных и служебных параметров должно осу-
ществляться с помощью встроенного пульта
управления.
Контроллер АСКУЭ должен состоять из блока
обработки и передачи информации, обеспечиваю-
щего выполнение возложенных на него функций, и
кроссового блока, обеспечивающего удобное под-
ключение к устройству внешних линий связи и пи-
тания.
Блок обработки и передачи информации дол-
жен включать в себя следующие функциональные
модули:
программируемый логический контроллер,
обеспечивающий прием информации от устройства
сбора данных (УСД), накопление, обработку и хра-
нение этой информации; интерфейсы передачи
данных в каналы связи; формирование и коррек-
цию системного времени и календаря;
• пульт оператора, обеспечивающий ввод, запрос
иютображение информации;
модуль электропитания.
Таблица 49.24. Параметры АСКУЭ
№ п/п Параметра Срок хранения Периодичность передачи
Данные, вычисляемые по каналам и группам
1 Расход электроэнергии с начала текущих суток нарастающим итогом по часам суток 1 мсс 1 раз в сутки
2 Расход электроэнергии с начала текущего месяца на конец суток 1 мес 1 раз в сутки
3 Расход электроэнергии за прошедший месяц в часы ночного провала 1 мсс 1 раз в сутки
4 Расход электроэнергии за прошедший месяц в утренний пик рабочих дней 1 мсс 1 раз в месяц
5 Расход электроэнергии за прошедший месяц в вечерний пик рабочих дней 1 мсс 1 раз в месяц
6 Расход электроэнергии за прошедший месяц в дневной полупик рабочих дней 1 мсс 1 раз в месяц
7 Расход электроэнергии за прошедший месяц всего . 1 мес 1 раз в месяц
8 Расход электроэнергии за прошедший квартал в часы ночного провала 1 квартал 1 раз в месяц
9 Расход электроэнергии за прошедший квартал в утренний пик рабочих дней 1 квартал 1 раз в месяц ’• * ?
10 Расход электроэнергии за прошедший квартал в вечерний пик рабочих дней 1 квартал 1 раз в месяц
11 Расход электроэнергии за прошедший квартал в дневной полуиик pa^o^nx дней 1 квартал < 1 раз в месяц
12 Расход электроэнергии за прошедший квартал всего 1 квартал 1 раз в месяц
13 График средних получасовых мощностей за прошедшие сутки 1 мсс 1 раз в сутки
1.4 Средняя мощность за предыдущие 3 (5) мин 2ч 1 раз в 3 (5) Мин
15 График средних трсхминутных мощностей за предыдущие 2 ч 2ч По запросу
16 Максимальные (усредненные на получасовых интервалах) мощности по суткам предыдущего месяца в утренний пик рабочих дней 1 Мсс 1 раз в месяц
17 Максимальные (усредненные на получасовых интервалах) мощности по суткам предыдущего месяца в вечерний пик рабочих дней ’ 1 мсс ’ 1 раз в месяц
Параметры, вычисляемые по каналам
18 Число, эквивалентное показаниям счетного механизма электросчетчика По запросу
Служебные параметры
19 Номера неисправных канвлов по суткам месяца 1 мес По запросу
20 Перерывы питания по суткам месяца (признак, часы, минуты, секунды на- чала и конца) ' 1 мсс По запросу
21 Доступ в память интеграционного контроллера (признак, часы, минуты, се- кунды, число, месяц, год) ‘ : 1 мсс По запросу
22 Коррекция системного времени от ЦВУ или бт'локальной вычислительной 1 мсс По запросу
сети
Конструкция контроллера АСКУЭ должна
обеспечивать пломбирование блока обработки и
передачи информации и кроссового блока для ис-
ключения несанкционированного изменения ин-
формации.
Контроллер АСКУЭ должен обеспечивать ав-
томатическое тестирование функциональных уз-
лов и модулей при включении в работу и периоди-
чески 1 раз в 30 мин с выдачей информации о ре-
зультатах тестирования с помощью светодиодных
индикаторов или пульта оператора.
Контроллер АСКУЭ должен выполнять ряд ин-
формационных и сервисных функций. Информаци-
онные функции:
сбор и накопление первичных данных об элек-
троэнергии и мощности;
обработка полученных данных в соответствии
с заданными алгоритмами;
хранение информации;
передача накопленных данных в локальную
вычислительную сеть и ЦВУ;
отображение информации на пульте оператора;
выработка текущего системного времени и ка-
лендаря.
Контроллер должен обеспечивать сбор первич-
ных данных от 32 УСД по интерфейсу «токовая пет-
ля». Каждый УСД собирает информацию от 16 элек-
тросчетчиков. Буфер накопления первичных дан-
ных должен быть достаточен для вычисления рас-
четных параметров, перечисленных в табл. 49.24.
Передачу накопленных данных в локальную
вычислительную сеть и ЦВУ необходимо осущест-
влять с периодичностью, указанной в табл. 49.24,
Запрос па передачу информации и коррекция сис-
темного времени по коммуникационным каналам
должны осуществляться либо от ЦВУ, либо через
локальную вычислительную сеть.
ОБЩЕСТАНЦИОННЫЙ УРОВЕНЬ СИСТЕМЫ
КОНТРОЛЯ И УПРАВЛЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
ЧАСТЬЮ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
В иерархической структуре управления элек-
тростанцией общестанционная часть системы
контроля и управления электротехническим обору-
дованием рассматривается как система верхнего
уровня, координирующая работу блочных (ло-
кальных) систем управления, обеспечивающая опе-
ративный и административно-технический персо-
нал информацией, необходимой для принятия
решений.
Назначение общестанционного уровня системы:
1. Объединение всех структурных единиц сис-
темы управления общестанционного и локального
уровней управления в единую систему управления
электрической частью электростанции.
2. Обеспечение взаимодействия с вышестоящи-
ми системами управления (АСДУ энергосистемы).
3. Целенаправленное управление технологиче-
ским процессом производства и распределения
электрической энергии в целом по электростанции.
Управление производством и распределением
электрической энергии заключается в следующем:
ре гулирование активной мощности электро-
станции и ее распределение между агрегатами;
централизованное ведение режима по напряже-
нию и реактивной мощности;
защита и автоматика электротехнического обо-
рудования;
оперативное управление коммутационной ап-
паратурой распределительных устройств повы-
шенных напряжений и собственных нужд;
контроль режимов работы основного оборудо-
вания и оборудования общестанционной частй,
включая диагностику;
представление информации оперативному и ре-
монтному персоналу;
регистрация аварийных состояний;
. расчет технико-экономических показателей;
ведение суточной ведомости и прочей отчетной
документации;
хранение ретроспективной информации;
учет выработанной, потребленной иа собствен-
ные нужды и отпущенной в энергосистему и потре-
бителям энергии;
выдача рекомендаций оперативному персоналу
по ведению режимов и ликвидации аварий.
Вся информация, возникающая на нижних
уровнях системы и необходимая для контроля ра-
боты электротехнического оборудования и диспет-
черского управления процессами выработки и рас-
пределения электроэнергии, поступает на цен-
тральный щит управления (ЦЩУ).
Информация, собираемая на нижнем уровне
системы управления, фильтруется и сжимается по
мере ее продвижения к верхнему уровню.
На ЦЩУ возлагаются функции обеспечения
коммутации в главной схеме электрических соеди-
нений станции, здесь концентрируется весь объем
информации о работе электротехнического обору-
дования станции, в том числе находящегося в опе-
ративном управлении других цехов, а также сигна-
лизация о функционировании общестанционных
устройств (циркуляционной насосной, мазутона-
сосной, компрессорной, электролизерной и пр.).
Оперативный персонал электроцеха, располо-
женный на ЦЩУ, должен взаимодействовать с на-
чальником смены станции (НСС); диспетчерами
энергосистемы; оперативным персоналом энерго-
блоков (групповых щитов управления — ГрЩУ);
общестанционными службами.
Кроме того, оперативному персоналу электро-
цеха, как правило, требуется управлять и такими
присоединениями, как выключатели абонентских
присоединений напряжением 6 и 10 кВ, трансфор-
маторов собственных нужд, присоединений пита-
ния собственных нужд напряжением 0.4---6, 10 кВ.
Управление выключателями организуется таким
образом, чтобы исключить несанкционированный
доступ и фиксировать действия оперативного пер-
сонала во время переключений.
При насыщенности техническими средствами
руководящая роль в управлении и контроле сохра-
няется за человеком, который в новых условиях
должен обладать самыми высокими психотехниче-
скими данными.
В соответствии с классом задач подбираются
технические средства с требуемой реакцией иа со-
бытие, обеспсчиваЕощие при этом минимальный
расход кабельной продукции. Последнее предпола-
гает, что программно-технический комплекс, ис-
пользуемый для автоматизации электрической час-
ти, должен иметь выносные модули УСО.
Представление информации. Управляющий
зал (ЦЩУ, ГЩУ) современной системы управления
является центром, откуда осуществляется управле-
ние всей системой. Расположение и число рабочих
мест оперативного персонала зависят от степени
автоматизации и сложности объекта управления.
Инструментом управления процессами являют-
ся операторские управляющие станции, архитекту-
ра и программное обеспечение которых являются
достаточно гибкими, так Что на основе одного и то-
го же компьютера могут быть реализованы
различные варианты как для больших, так и для ма-
лых управляющих станций.
В типичную систему управляющей рабочей
станции должны входить один или несколько сер-
веров, которые принимают и сохраняют данные о
процессе, получаемые с помощью связных моду-
лей, соединенных через системную коммуникаци-
онную шину. Информация о процессе может быть
доступна для отображения на операторских стан-
циях, объединенных коммуникационной шиной.
Команды от управляющих станций для воздейст-
вия на процесс передаются (возвращаются) через
серверы на коммуникационную шину. Управляю-
щие станции могут создаваться на основе обычных
Х-терминалов (графических терминалов для рабо-
ты в системе Unix) или рабочих станций, имеющих
до четырех дисплеев. Управление осуществляется
непосредственно с экрана дисплея с использовани-
ем клавиатуры или мыши. Для обеспечения надеж-
ности в системе используются дополнительные
серверы, в том числе для дублирования данных.
Допускается увеличение числа управляющих стан-
ций при включении в систему дополнительных сер-
веров.
Все компьютеры и коммуникационное обору-
дование выбираются из числа широко распростра-
ненных и доступных устройств, предназначенных
для широкого спектра приложений. Таким образом
обеспечивается устойчивый аппаратный базис сис-
темы, открытый для будущих усовершенствова-
ний. Системная открытость может быть использо-
вана для применения программного обеспечения,
основанного на международных стандартах, таких
как X-Windows, OSF/Motif, TCP/IP.
Пользовательский интерфейс оператора дол-
жен обеспечивать эффективное управление про-
цессами без потери важных событий. Действия
оператора, производимые им при наблюдении за
параметрами процесса и реализации функций
управления должны полностью соответствовать ре-
альной ситуации. Наконец, пользовательский ин-
терфейс должен обеспечивать возможность про-
смотра деталей процесса, показывающих его пове-
дение во времени, выход параметров процесса из
допустимых пределов и важных для анализа про-
цесса в целом. Пользовательский интерфейс для
управляющих станций должен удовлетворял, ука-
занным выше требованиям. Он может базироваться
на международном стандарте OSF/Motif, который
определяет легкую для изучения оконную среду и
расширенные интуитивные действия, или других
стандартах.
Архитектура ЦЩУ (ГЩУ). Верхний уровень
системы контроля и управления электротехниче-
ским оборудованием энергообъекта создается на
основе вычислительных средств с использованием
современных сетевых технологий. Основу системы
контроля и управления на уровне ЦЩУ должна со-
ставлять вычислительная система, реализованная в
виде фрагмента локальной сети общестанционного
уровня. Вычислительная система ЦЩУ должна
включать необходимое количество серверов и ра-
бочих станций, а также средства коллективного
отображения информации. Для обеспечения повы-
шенной надежности целесообразно предусмотреть
дублирование основных технических средств сис-
темы, включая ЛВС.
Вычислительная система ЦЩУ (ГЩУ) обеспе-
чивает:
1. Реализацию функций SCADA (АСДТУ).верх-
него уровня:
сбор и обработку данных, поступающих на
ЦЩУ, в реальном масштабе времени;
отображение необходимой информации на дис-
петчерском щите и рабочих станциях;
обеспечение эффективного человеко-машинно-
го интерфейса;
обеспечение поддержки оперативного персона-
ла в процессе принятия решений;'
ведение расчетов режимов энергетического
оборудования;
оптимальное управление электрической ча-
стью ТЭС.
2. Ведение оперативной (реального времени)
базы данных электрической части, включая:
создание базы данных измеряемых (дорассчи-
тываемых) параметров и событий;
ввод и корректировку нормативно-справочной
информации;
обеспечение сохранности данных в течение за-
данного времени;
обеспечение коллективного доступа к базе дан-
ных реального времени с рабочих станций;
обеспечение интерфейса с базой данных пред-
приятия, включая информационное взаимодейст-
вие различных подсистем в составе интегрирован-
ной АСУ электростанции.
Выполнение наиболее ответственных функций
резервируется с помощью традиционных средств
управления.
Структура вычислительной системы для ЦЩУ
электрической части изображена на рис. 49.11.
В состав системы входят:
два или более базовых вычислителя (сервера
приложений);
два сервера ввода-вывода технологических
данных с блочного уровня, собственных нужд и
ОРУ и др.);
рабочие места на базе персональных компьюте-
ров для оперативного персонала (начальник смены
электроцеха, начальник смены станции) и руко-
водства электроцеха;
Система коллективного
отображения информации
Каналы обмена данными
(телефонные, коммутируемые,
выделенные, оптоволоконные)
Сервер
Сервер
ЩК
Рабочее
место
Рабочее
место
Рабочее
место
Рабочее
место
Центр
коммутации
инфорации
АСУТП тепломеханической части
Коммутатор
каналов
Каналы связи с системами сбора
данных на уровне блоков, ОРУ, СН
Рис. 49.11. Структура вычислительной системы Ц1ЦУ
система отображения коллективного пользова-
ния, управляемая щитовым контроллером (ЩК);
сетевые средства (мост) для обеспечения обме-
на данными с АСУТП тепломеханической части. '
Для повышения надежности системы управле-
ния электрической части оперативный контур
управления ЦЩУ функционирует независимо от
компьютерных систем, объединенных в рамках
ЛВС.
К системе управления могут подключаться уда-
ленные рабочие места на основе персональных
компьютеров для инженерного персонала, осуще-
ствляющего эксплуатацию системы, и руководства
электростанции.
Для интеграции с АСУТП тепломеханической
части предусматривается использование моста,
обеспечивающего взаимную передачу информаци-
онных потоков между различными системами.
Передача оперативных данных, требуемых для
АСДУ ЦДЛ энергосистемы, может производиться
как посредством традиционной телемеханики, так
и через центр коммутации информации (ЦКИ),
обеспечивающий включение интегрированной
АСУ электростанции в информационную сеть
энергосистемы.
Некоторые принимаемые сигналы проверяют
на достоверность, например путем задания довери-
тельных интервалов или иными расчетными спосо-
бами. Признак недостоверности сигнала отобража-
ется на экранах операторских станций и фикси-
руется 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 фор-
мировать запрет на ввод и первичную обработку
соответствующих сигналов.
На работающем оборудовании устанавливается
сигнализация, которая должна включать:
предупредительные сигналы об отклонении за
установленные пределы отдельных параметров (в
том числе звуковая сигнализация);
сигналы об аварийном отклонении параметров,
срабатывании защит (в том числе звуковая сигна-
лизация);
сигналы о действии блокировок и автоматики;
сигналы об обнаруженных неисправностях тех-
нических средств ПТК.
Регистрация событий должна выявлять и осу-
ществлять анализ происходящих в ПТК и на кон-
тролируемом объекте ситуаций. Все регистрируе-
мые события снабжаются меткой времени, отобра-
жаются на экранах операторских станций. Данные
о них накапливаются с помощью архивации инфор-
мации (событийный архив).
Должна быть предусмотрена возможность ре-
гистрации следующих событий:
выхода аналогового параметра за допустимые
пределы и возврата в норму;
перехода аналогового параметра в недостовер-
ное состояние и возврата в достоверное состояние;
команды управления от оперативного персона-
ла и ПТК с регистрацией кода пользователя;
изменения состояния объектов управления;
работы аварийной и предупредительной сигна-
лизации;
действия устройств релейной защиты и авто-
матики (РЗА).
Фиксируются дискретные изменения в объек-
тах управления, заложенные в терминальных уст-
ройствах (отсутствие оперативного тока; измене-
ние положения коммутационных аппаратов; изме-
нение состояния устройства, находящегося под
АВР, и др.). Фиксируются также сработавшие уст-
ройства защит с указанием признака (сигнальный
орган, интегральный орган, сигнал на отключение)
и запуск режима аварийного осциллографиро-
вания.
Вся информация, которая должна фиксировать-
ся в архиве, разбивается на группы, каждая из кото-
рых имеет свой период регистрации (например,
30 с, 1 мин и т.д.). Должна быть предусмотрена воз-
можность произвольно задавать группу параметров
(до 10 сигналов) с периодом регистрации, опреде-
ляемым пользователем.
Регистрация событий производится непрерыв-
но по заданным сигналам, кроме сигналов с уст-
ройств, выведенных в ремонт («замаскированных»
оператором).
Архивация и хранение информации должны
обеспечивать накопление данных о ходе техноло-
гического процесса за продолжительный отрезок
времени. Минимальный объем жесткого диска для
хранения архива должен обеспечивать 100 Мбайт
для хранения событий и 2 Гбайта для хранения ос-
циллограмм. Эти данные могут быть использованы
для последующего предоставления оперативному,
административному и другому персоналу данных
об истории протекания технологических процес-
сов, развитии аварии, работе автоматики, действи-
ях оператора, результатах расчета, нормативных и
справочных данных, функциях и параметрах систе-
мы, а также для подготовки отчетной информации
(ведомостей, протоколов, отчетов).
Помимо фиксированных протоколов должна
быть обеспечена возможность формирования в ре-
жиме on-line (т.е. без переконфигурации системы)
необходимых пользователю протоколов из любой
имеющейся ретроспективной информации.
Анализ действия защит выполняется прежде
всего на основе анализа осциллограмм, зафиксиро-
ванных регистратором аварийных событий. Основ-
ной анализ работы защит выполняется человеком в
диалоговом режиме. В перспективе может быть
предусмотрена возможность использования для
анализа специальных программ, совместимых с су-
ществующими и обеспечивающих автоматическое
выполнение данной функции.
Требования к управляющим функциям.
Дистанционное управление электротехническим
оборудованием выполняется в соответствии со сло-
жившейся структурой оперативного управления на
электростанции: электродвигателями собственных
нужд и прочими присоединениями, находящимися
в ведении машиниста котла или турбины, — по-
средством ПТК тепломеханической части на ГЩУ
и по месту с помощью традиционных ключей на
ГЩУ, а присоединениями, находящимися в веде-
нии начальника смены электроцеха, — посредст-
вом ПТК на ГЩУ и по месту с помощью традици-
онных ключей на ГЩУ. Таким образом, рабочие
места оперативного персонала электроцеха на базе
автоматизированных рабочих ПТК «АББ Реле-Че-
боксары» устанавливаются на ГЩУ.
При переводе режимов управления электротех-
ническим оборудованием (местного, дистанцион-
ного) должна быть предусмотрена программная
блокировка, исключающая одновременное управ-
ление с нескольких рабочих мест.
Размещение программно-аппаратных
средств. Низовые устройства РЗА, а также про-
граммируемые контроллеры монтируются в шка-
фах и на панелях в соответствии с установочными
чертежами изделий или проектом.
Низовые устройства РЗА напряжением 6—10 кВ
(типа SPAC-800 и др.) устанавливаются в релейных
отсеках ячеек КРУ, а низовые устройства РЗА типа
REG и RET —на ГЩУ.
Низовые устройства сбора аналоговой и
дискретной информации (программируемые кон-
троллеры) устанавливаются по месту в КРУ 6 кВ,
Щ 0,4 кВ, ГЩУ, ГРУ 10 кВ, процессоры связи — на
ГЩУ в отдельном шкафу или на панели, а серверы
— в отдельно выделенном помещении АСУ.
49.4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕСТ ПОВРЕЖДЕНИЙ
В ВОЗДУШНЫХ И КАБЕЛЬНЫХ СЕТЯХ
НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1000 В
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Правила устройстваэлектроустановок и Прави-
ла технической эксплуатации предусматривают
для определения мест повреждения (ОМП) ВЛ на-
пряжением 110 кВ и выше установку специальных
приборов на подстанциях, а для ОМП ВЛ
напряжением 6—35 кВ — применение стационар-
ных указателей поврежденного участка (при меж-
дуфазных КЗ) и переносных устройств (при одно-
фазных замыканиях на землю). Кроме того, ряд ди-
рективных материалов и инструкций Минтопэнер-
го РФ [10—13] предписывает применение комплек-
са средств и методов ОМП, который позволяет:
радикально сократить время ОМП и транспорт-
ные расходы;
увеличить долю найденных неустойчивых по-
вреждений, ликвидировавшихся после успешного
АПВ, что при своевременном проведении профи-
лактического ремонта предотвращает последую-
щие аварийные отключения ВЛ;
уменьшить трудозатраты на обход линий за
счет сокращения зоны обхода;
сократить время перерывов в электроснабже-
нии и недоотпуск электроэнергии;
повысить готовность линий к работе;
уменьшить объем земляных работ при ремонте
кабельных линий (КЛ);
сократить потери электроэнергии за счет уско-
рения 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), позво-
ляющие ориентироваться иа местности и непосред-
ственно определять МП.
Применяемые в энергосистемах России средст-
ва и методы ОМП приведены в табл. 49.25.
ЛОКАЦИОННЫЕ ИСКАТЕЛИ
Принцип действия локационных искателей
(ЛИ) основан на измерении времени распростране-
ния искусственно создаваемого зондирующего им-
пульса от места установки ЛИ до МП и обратно.
Расстояние в метрах до места повреждения оцени-
вается по формуле / = 0,5i> Znp, где /пр — время про-
бега отраженного импульса, мкс; v — скорость рас-
пространения электромагнитной волны по линии.
Для КЛ v ~ 160 м/мкс, для ВЛ v ~ 296 м/мкс.
Неавтоматические ЛИ используются на КЛ и
ВЛ после неуспешного АПВ и для контроля ВЛ пе-
ред включением. При успешном АПВ использо-
вание неавтоматического ЛИ (ИЛИ) невозможно.
Подключение НЛИ к жилам и оболочке КЛ осуще-
ствляется непосредственно при соблюдении мер
безопасности после отключения КЛ с двух сторон.
Подсоединение НЛИ к проводам ВЛ осуществ-
ляется через фильтры присоединения (ФП) и кон-
денсаторы связи (КС) высокочастотной обработки,
что позволяет производить измерения в любой мо-
мент, не требуя отключения линии. Измерение /пр в
НЛИ типов ИКЛ, Р5-1, Р5-5, Р5-8 и Р5-9 произво-
дится па экране электронно-лучевой трубки с ис-
пользованием калибровочных временных меток.
Периоду калибровочных меток 2 мкс, напри-
мер, соответствует расстояние до МП для КЛ около
Т60;м, а для ВЛ 296 м. Зондирующие импульсы по-
сылаются многократно периодически, что обеспе-
чивает получение на экране ЛИ устойчивого изо-
бражения и отстройку от нерегулярных помех. Час-
тота повторения зондирующих импульсов не
должна быть кратной 50 Гц для отстройки от регу-
лярных индустриальных помех. Отражение зонди-
рующих импульсов происходит не только от МП,
по и от всех неоднородностей волнового сопротив-
ления линии, ответвлений, пересечений ВЛ, муфт
КЛ и т.д. Это затрудняет использование ЛИ в раз-
ветвленных сетях напряжением 6—35 кВ.
Технические данные НЛИ типа Р5-10
Диапазон дальности, км Длительность импульса,
мкс
0—0,3 ' 0,05
0—1 0,1
0—3 0,3
0—10 1
0—30 3
0—100 10
0—300 30
Погрешность измерения ±1 % диапазона
дальности.
Для ОМП ВЛ используются затухающие высо-
кочастотные колебания (радиоимпульсы). Для КЛ
используются импульсы постоянного тока (видео-
импульсы) колоколообразиой формы или единич-
ные перепады напряжения. В НЛИ типа Р5-10 изме-
рение расстояния производится с использованием
калиброванной в километрах задержки развертки
по времени. Прибор обеспечивается питанием от
аккумуляторов и может работать как на подстанци-
ях, так и в полевых условиях. Его можно применять
для ОМП не только КЛ и ВЛ напряжением выше
1000 В, ио и сетей напряжением 0,4 кВ, внутренней
проводки зданий, линий связи и т.п. НЛИ типа Р5-17
имеет память, микропроцессор и может настраи-
ваться на различные параметры КЛ.
Неавтоматические ЛИ относительно дешевы и
имеют массовое применение в энергосистемах. Ав-
томатические ЛИ (АЛИ) запускаются от пусковых
органов релейной защиты (рис. 49.12). Под воздей-
ствием команд блока управления БУ АЛИ осущест-
вляет заданное число циклов зондирования (обыч-
но от 8 до 16 циклов длительностью Т каждый) и
останавливается, зафиксировав расстояние до мес-
та КЗ до начала разрыва дуги в отключающемся вы-
ключателе поврежденной ВЛ. Подсоединение гене-
ратора зондирующих импульсов осуществляется
Таблица 49.25. Комплекс средств и методов ОМП на линиях электропередачи
Вид линии Дистанционные средства и методы ОМП Топографические средства и методы ОМП
Наименование Тип аппаратуры Наименование Тип аппаратуры
Воздушные линии на- пряжением 330 кВ и выше Автоматические локаци- онные искатели Фиксирующие ампермет- ры и вольтметры Фиксирующие омметры Подсистемы интегриро- ванных систем управ- ления Цифровые осциллографы и регистраторы Р5-7, ЛИДА ФИП, ФИП-1, ФИП-2, ЛИФП, ИМФ-2 ФИС,ИМФ-ЗС,МФИ-1, ФПМ-0ЦМИР-1 SIMEAS-R, REL521 ПАРМА РП4.06, АУРА- 8, -16, -32, «Черный ящик» РА-51М, ЦАО РЭС-01, «Бреслер» Указатели опоры с по- врежденной изоляцией Указатели гирлянды с поврежденной изоля- цией УПИ-1 УПГ-1М
Воздушные линии на- пряжением НО— 220 кВ Фиксирующие омметры Фиксирующие ампермет- ры и вольтметры Неавтоматические локаци- онные искатели Подсистемы интегриро- ванных систем управле- ния Цифровые осциллографы и регистраторы 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, Р5-10 REL-511 АУРА-8, -16, -32, «Чер- ный ящик» РА-251М, ЦАО РЭС-1, «Бреслер» Указатели опоры с по- врежденной изоляцией Указатели гирлянды с поврежденной изоля- цией УПИ-1 УПГ-1М
Воздушные линии на- пряжением 6—35 кВ Фиксирующие омметры Фиксирующие ампермет- ры и вольтметры Подсистемы интегриро- ванных систем управле- ния. Цифровые осцилло- графы и регистраторы ФМК-10, МФИ-1, ИМФ-1М, ФИС, МИР-1, ФПМ-ОГ ФИП, ФИП-1, ФИП-2, ЛИФП, ИМФ-2, ФПТ, ФПН, ИМФ-10 SPAC-801, СИРИУС «Мсханотроника» Указатели поврежден- ного участка Переносные измери- тели тока или направ- ления мощности нуле- вой последовательно- сти при замыкании на землю УПУ-1 «Поиск», УПЗ-1, УПЗ-2, «Зонд», «Волна», «Квант»
Кабельные линии напряжением 6— 500 кВ Неавтоматические локаци- онные искатели. Петлевой, волновой, емкостный, методы колебательного разряда ИКЛ-5, Р5-1,Р8-5, Р5-8, Р5-9, Р5-10, Р5-17, РЕЙС-105 Р Индукционный, аку- стический, контакт- ный методы .* । ГЗ-07, АИП-3, ГЗЧ-Т2, КАИ-77, ГИС-2, ГИМ-1, 100ГС-201, 8ГС-101, ОПК-101, ПТ-101, ПК-04, ПА-2, ГЗ-ОЗ, УВЧ-35, АГ-01, SG-80, SG-600
Рис. 49.12. Структурная схема локационного
искателя
ко всем трем фазам (для работы при однофазных
КЗ) поврежденной ВЛ.
Используются те же конденсаторы связи КС,
фильтры присоединения ФП и высокочастотные
загродители В43 каналов связи и релейной зашиты.
Генератор зондирующих импульсов выполнен
на базе высокочастотного трансформатора, вторич-
ная обмотка которого через ФП и КС подключается
к фазам поврежденной ВЛ, а параллельно вторичной
обмотке подключен частотозадающий конденсатор
С^ При подключении заряженного конденсатора
Спит к первичной обмотке в контуре вторичной об-
мотки возникают затухающие синусоидальные ко-
лебания с некоторой частотой, которые и использу-
ются в качестве зондирующих импульсов (7ЗО1[Д.
Длительность зондирующих импульсов в несколько
десятков микросекунд столь мала, что не влияет на
работу ВЧ-каналов связи и релейной защиты.
При приеме детектирование отраженных
сигналов осуществляется по каждой фазе отдельно
в детекторах Д и только потом производится их
суммирование. При изменении порядка вы-
полнения этих операций и суммировании отра-
женных сигналов до детектирования может про-
изойти их взаимное уничтожение из-за разных
сдвигов по фазе.
Зондирующие импульсы, распространяясь
вдоль проводов ВЛ, затухают с некоторой постоян-
ной времени тл по экспоненциальному закону
Ц = ЦОе“,/Тл-
Для компенсации этого затухания предусмот-
рена коррекция затухания усилителем с увеличи-
вающимся во время ожидания отраженного, им-
пульса коэффициентом усиления Kt тоже по экспо-
ненциальному закону с постоянной времени тус:
Kt = Kt^.
При тус=тл напряжение на выходе этого усили-
теля в течение времени ожидания зондирующего
импульса
W = С’лК1() = const,
т.е. остается практически неизменным, что облег-
чает его автоматическую обработку в блоке инди-
кации.
В АЛИ типа ЛИДА операция оценки расстояния
/ автоматизирована и отсчет производится в дис-
кретной форме. Для этого диапазон дальности раз-
бивается на 50 равных участков (например, по 2 км
для диапазона 100 км). Каждому участку соответст-
вует ячейка, содержащая интегратор Инт и лампу
индикации ЛИ. После формирования очередного
зондирующего импульса Инт ячеек последователь-
но с шагом по времени 2 % диапазона дальности
подключаются к выходу сумматора-усилителя, кор-
ректирующего затухание. Последовательное под-
ключение Инт осуществляется с помощью ключей
К, переключаемых выходными импульсами распре-
делителя импульсов РИ, управляемого от генерато-
ра импульсов ГИ. Таким образом, каждая ячейка на-
капливает отражения от своего участка линии, соот-
ветствующего 2 % диапазона дальности. Импульсы
от МП накапливаются в одной и той же ячейке, им-
пульсы помех попадают в разные ячейки. После
окончания заданного числа циклов зондирования
уровень накопленного сигнала в ячейке, соответст-
вующей МП, выше, чем в других. В этой ячейке и за-
горается сигнальная лампа. Расстояние / оценивает-
ся по номеру загоревшейся лампы.
ФИКСИРУЮЩИЕ АМПЕРМЕТРЫ
И ВОЛЬТМЕТРЫ
ч
Фиксирующие амперметры и вольтметры (ФА
и ФВ) предназначены для автоматического запоми-
нания и измерения значения токов или напряжений
пулевой или обратной последовательности по кон-
цам ВЛ в режиме несимметричного КЗ. Предусмат-
ривается блокировка ФА и ФВ после однократного
действия, например, в цикле АПВ ВЛ. Прибор де-
блокируется персоналом после снятия показаний.
Зная параметры схемы замещения ВЛ и примыкаю-
щих сетей по показаниям ФА и ФВ, решают задачу,
обратную расчету токов и напряжений КЗ и нахо-
дят место несимметричного КЗ. В соответствии с
[10] ФА и ФВ отнесены к категории устройств ре-
лейной защиты и противоаварийной автоматики.
Наибольшее распространение ФА и ФВ получили в
сетях с заземленной нейтралью напряжением
НО кВ и выше при включении на слагающие нуле-
вой последовательности. В настоящее время более
90 % ВЛ напряжением 110—500 кВ длиной 20 км и
более оснащены ФА и ФВ.
Таблица 49.26. Технические данные фиксирующих приборов
Тип фикси- рующего при- бора (ФП) Диапазоны фиксации Основная относительная погрешность, % Определение показаний Тип счетчика
ФИП-1 Напряжение, В 5—250 Ток, А: 0,2—10 0,4—20 1,0—50 20—100 ±3 По вспомогательно- му графику Механический с сохра- нением показаний при снятии питания
ФИП-2 Цифровой с потерей информации при сня- тии питания
ЛИФП Ток, А 0,2—20 0,4—40 1,0—100 2,0—200 ±5 Непосредственно по счетчику в раз- мерных единицах Цифровой с сохранени- ем показаний при сня- тии питания
ИМФ-2 Напряжение, В 2—200 В <Ток, А 0,4—-40 А 2—200 А ±3 Непосредственно по цифровому ин- дикатору в именных единицах Цифровой на четыре срабатывания по каж- дой из трех ВЛ с сохра- нением показаний при перерывах оперативно- го питания до 10 ч
Технические данные фиксирующих ампермет-
ров и вольтметров приведены в табл. 49.26.
Принцип работы ФА и ФВ поясняется схемой
на рис. 49.13. На вход ФА (ФВ) подается напряже-
ние UBK с выхода фильтра параметра аварийного
режима (ток или напряжение пулевой либо обрат-
ной последовательности). При возникновении не-
симметричного КЗ напряжение на входе ФА (ФВ)
резко возрастает и вызывает срабатывание блока
управления зарядом БУЗ. Контакт БУ31 замыкается
на время, достаточное для заряда запоминающего
конденсатора Сзап через выпрямитель В до ампли-
туды Um. Размыкание контакта БУ31 происходит
до начала отключения КЗ выключателями ВЛ (вы-
бирается и регулируется в пределах 0,05—0,12 с
после пуска ФА (ФВ)).
Для устранения влияния свободных составляю-
щих электромагнитного переходного процесса при
КЗ конденсатор Сзап подключается на заряд не сра-
зу после пуска БУЗ, а спустя 0,03—0,08 с. Длитель-
ность этой задержки выбирается и регулируется.
Постоянная времени цепи заряда такова, что заряд
до амплитуды происходит лишь в конце цикла за-
ряда, когда свободные составляющие в большинст-
ве ВЛ практически затухают. В микропроцессор-
ных приборах дополнительно осуществляется циф-
ровая фильтрация.
Контакт БУ32 до запуска ФА (ФВ) замкнут й
препятствует заряду .конденсатора Сзап.
Для правильного ОМП запоминание электриче-
ских величин на разных концах ВЛ должно проис-
ходить практически одновременно.
Потребляемая по измерительному входу мощ-
ность невелика, что обеспечивается необходимой
чувствительностью пускового реле в БУЗ и пара-
метрами входного трансформатора (для вольтмет-
ра) или трансреактора (для амперметра). В конце
цикла ток заряда конденсатора Сзап практически
отсутствует.
Для предотвращения излишних срабатываний
ФА (ФВ) при КЗ на смежных ВЛ используются кон-
такты аварийной сигнализации выключателя ВЛ.
Если отключение выключателя обслуживаемой ВЛ
не произойдет в интервале времени ожидания этого
сигнала (рис. 49.14), отстроенного от резервных за-
щит обслуживаемой ВЛ, то БУЗ (см. рис. 49.13) де-
блокирует ФА (ФВ) и приведет его в состояние го-
товности к последующим действиям, обеспечив
разряд Сзап контактом БУ32 на резистор R1. Если
же после запуска ФА (ФВ) и заряда конденсатора
Сзап релейная защита отключит выключатель об-
служиваемой ВЛ, то после появления сигнала ава-
рийной сигнализации БУЗ спустя заданное время
ожидания этого сигнала контактом БУЗЗ осущест-
вит подключение заряженного конденсатора Сзап к
реле управления считыванием РУС через незаря-
женный считывающий конденсатор Ссч.
Временная диаграмма на рис. 49.13 соответст-
вуеТэтому случаю. Под действием тока перезаряда
конденсаторов РУС (см. рис. 49.13) сработает и че-
рез время, достаточное для перезаряда конденсато-
ров, кратковременно разомкнет контакт РУС1 и
замкнет контакты РУС2 и РУСЗ на время, достаточ-
ное для полного разряда считывающего конденса-
Время ожидания сигнала
РУС2О-
РУСЗО-
СИО-
Рис. 49.13. Функциональна» схема и диаграмма работы фиксирующего импульсного прибора
Рис. 49.14. Градуировочная характеристика лога-
рифмирующего фиксирующего импульсного
прибора
Тора Ссч на резистор R2 и срабатывания счетчика
импульсов СИ. После затухания тока перезаряда
конденсаторов и срабатывания СИ РУС вновь под-
ключает незаряженный конденсатор Сст к заряжен-
ному конденсатору Сзап. Под действием вновь воз-
никающего тока перезаряда конденсаторов РУС
может опять сработать.
В процессе действия РУС происходит цикличе-
ский разряд конденсатора Сзап и накопление им-
пульсов в СИ.
После i-го цикла переключения напряжение на
запоминающем конденсаторе
ис = ис F
''зап/ заи01 С,
Сзап
зап сч.
где ^сзапр ~ ^вх — начальное напряжение иа запо-
минающем конденсаторе перед первым циклом
разряда. Последовательность значений Ц;зап0,
^сзапГ убывающую гео-
метрическую прогрессию с показателем q =
~ ^загДСзап + Qm) < •> а последовательность поло-
жений СИ является арифметической прогрессией
1,2,...,/,...
После того, как в СИ окажутся зарегистриро-
ванными N импульсов, напряжение Uc п снижает-
ся настолько, что РУС не срабатывает и генерация
импульсов прекращается, так как < где
U3 — минимальное эталонное напряжение на
конденсаторе Сза|1, при котором генерация импуль-
са в СЯвсе-таки происходит. Это значение зависит
от чувствительности РУС. Следовательно,
Очевидно, можно записать
Um]
N = . с/„ —
п а
— неотрицательное большее целое, где
г _ _______1_______ ^зап .
Ссч’
а — нижний предел измерения ФЛ (ФВ).
Верхний предел измерения ФА (ФВ) с логариф-
мическим преобразованием при заданной погреш-
ности зависит от емкости счетчика.
Максимальная относительная погрешность
Ртах дискретности логарифмического преобразова-
ния постоянная во всем диапазоне работы ФП и оп-
ределяется отношением емкостей, %:
Ртах _ ±бОСсч/Сзап.
Для ограничения максимальной относительной
погрешности дискретности, например, до Ртах =
= ±2,5 % в приборах типа ФИП достаточно выбрать
Ссч = Сзап/20, что легко осуществимо. Весьма су-
щественным является требование большой кратно-
сти шкалы ФА (ФВ). Необходимо обеспечивать от-
ношение верхнего предела измерения ФА (ФВ) к
нижнему не менее 50 при допустимой погрешности
во всем диапазоне нс более 5 %. В логарифмиче-
ском ФА (ФВ) это требование удовлетворяется при
емкости счетчика до 100 импульсов. Характеристи-
ка рассматриваемого ФА (ФВ) оказывается прямо-
линейной в полулогарифмической системе коорди-
нат (см. рис. 49.14).
В ФА и ФВ типов ЛИФП, ФПТ и ФПН обеспе-
чивается линейное преобразование значения фик-
сирующей величины в показания на цифровом ин-
дикаторе. Привязка показаний ФП ко времени осу-
ществляется с помощью системы аварийной сигна-
лизации подстанции с точностью до минут.
Микропроцессорные фиксирующие приборы
ИМФ-2 обеспечивают выдачу информации о значе-
ниях зафиксированных первичных величин в име-
нованных единицах с учетом коэффициентов
трансформации и привязку ко времени и дате с точ-
ностью до 1 с.
Первые предложения об использовании сим-
метричных составляющих токов, измеряемых в ре-
жиме КЗ, для ОМП были сделаны еще в довоенные
годы [49.14], однако широкое развитие и примене-
ние эти методы получили в 70-х годах, особенно
после организации фирмой «ОРГРЭС» серийного
выпуска приборов ФП на рижском опытном заводе
«Энергоавтоматика» [17].
Все способы ОМП по показаниям ФА (ФВ) ос-
нованы на том, что в режиме несимметричного КЗ
без обрыва фазных проводов появляется только
один источник мощности нулевой (обратной) по-
следовательности, включаемый в схеме замещения
по поперечной схеме в точке КЗ. Зная параметры
схемы замещения и показания ФА (ФВ) по концам
поврежденной ВЛ, можно рассчитать расстояние
до места подключения этого источника, т.е. опре-
делить место повреждения. Схема замещения и
обозначения величин при КЗ на одиночной ВЛ при-
ведены на рис. 49.15.
Выбор схемы расстановки ФА (ФВ) в сети, ви-
дов используемых фильтров симметричных состав-
ляющих (нулевой или обратной последовательно-
сти), способов обработки их показаний, допусти-
мость неучета влияния ответвлений, продольного
активного и поперечного активного и реактивного
сопротивленшТ ВЛ и других факторов регламенти-
руется в [49.11].
Рис. 49.15. Схема замещения и эпюра напряжения
нулевой (обратной) последовательности при КЗ
на одиночной ВЛ
Таблица 49.27. Расчетные формулы для ОМП
одиночной ВЛ без обходных связей и взаимной
индукции с другими ВЛ
Фиксируемые пара-
Расчетная формула метры пулевой (об- ратной) послсдова-
тсльности
U"-U'-I"x V',I',V",1"
1 Л г „(Г + Г)хл х' = var, х" =var
г, г
1- (Г + П*п х' - const, х"= const
U’, V"
х’с = const, х" = const
+*лЧ' и' U’, I"
l = х U'-x* х Г L х' = const, х"= const
Г, U."
*c*nl'~XnU" х' = const, х"= const с ’ с
« + x)l"-U' Д/',Г,Г
(/'+/>„ х’с = vat, х" = const
x"(V'-U') + U"x (x"I'+U")xn V, Г, U” х' .= vat, х" = const С ’ с
, х^и"-и').+,Гхлх'с - (U''+1"X'c )xn L V', U", г. х' = const, х" = var
(7>/")хл .1 V, V",!’ х'^ = const, x" = var
В общем случае расстояние до места повреж-
дения рассчитывается как отношение линейных
комбинаций показаний ФА (ФВ) (метод пассивно-
го многополюсника), иногда (для ВЛ с ответвле-
ниями) это отношение ФА (ФВ) используется как
промежуточный параметр при ОМП (метод актив-
ного многополюсника). В простейшем случае для
одиночной ВЛ без обходных связей и взаимной
индукции с другими ВЛ расстояние до места по-
вреждения с учетом обозначений на рис. 49.15
можно определять по выражениям, приведенным в
табл. 49.27. Количество фиксируемых параметров
зависит от стабильности сопротивлений примы-
кающих сетей х' и х" . Если эти сопротивления
заранее неизвестны, то на подстанции устанавли-
вают два ФА (ФВ)—амперметр и вольтметр; если
сопротивления заранее известны, то достаточно
иметь по одному ФА (ФВ) с каждой стороны ВЛ.
Использование данных двусторонних измерений
позволяет полностью исключить влияние переход-
ного сопротивления в месте КЗ.
Приведенные в табл. 49.27 расчетные выраже-
ния справедливы для составляющих как пулевой,
так и обратной последовательности при несиммет-
ричных КЗ без обрыва проводов.
В энергосистемах, как правило, ФА (ФВ) реаги-
руют на составляющие нулевой, а не обратной по-
следовательности, что объясняется следующими
причинами:
высокой долей (80—9р %) КЗ на землю ВЛ на-
пряжением 110—500 кВ;
простотой выполнения фильтров токов и на-
пряжений пулевой последовательности;
независимостью сопротивления примыкающих
сетей от нагрузки;
меньшей погрешностью ОМП из-за увеличения
удельного веса сопротивления ВЛ в сумме с сопро-
тивлениями примыкающих сетей.
Отказ от пулевой и использование составляю-
щих обратной последовательности обычно произ-
водятся 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 энергосисте-
мах осуществляется тремя способами: аналитиче-
ским, графическим и диалоговым с использовани-
ем информационных технологий.
Аналитический способ предусматривает прове-
дение расчетов диспетчерским персоналом энерго-
систем по формулам, например-,из табл. 49,27,^не-
посредственно после КЗ.
Графические способы ОМП предусматривают
проведение численных расчетов по формулам не-
ограниченной сложности заранее с тем, чтобы уп-
ростить работу диспетчера, уменьшить вероят-
ность ошибок.
При использовании графических способов об-
работки показаний ФП в значительной степени ис-
ключаются погрешности ОМП из-за ошибок в вы-
числениях и учете особенностей конфигурации и
режима сети, становится целесообразным широкое
использование неупрощенных аналитических вы-
ражений при их построении (позволяющих учиты-
вать реактивную поперечную проводимость ВЛ,
продольное активное сопротивление, маломощные
ответвления и т.д.).
Диалоговая система обработки показаний ФА
(ФВ) с реализацией расчетов на ЭВМ обеспечивает
полное исключение ошибок при вычислениях, а
также использование неупрощенных расчетных
выражений. При целесообразной организации
взаимодействия служб энергосистемы повышается
оперативность ОМП. Однако самой важной осо-
бенностью использования ЭВМ и информаци-
онных технологий является реализация возможно-
сти контроля достоверности показаний ФА (ФВ) и
автоматическая отбраковка «сомнительных» по-
казаний.
В настоящее время в энергосистемах экс-
плуатируется значительное число ФЛ (ФВ), и
имеющийся их избыток целесообразно направить
на повышение точности ОМП и автоматическое
устранение «промахов» при счете на ЭВМ.
Автоматизация передачи показаний ФА (ФВ) в
сочетании с автоматизацией расчетов могут полно-
стью разгрузить дежурный персонал подстанций и
диспетчерских пунктов от сбора, передачи и обра-
ботки показаний ФА (ФВ). При построении подоб-
ной подсистемы АСДУ энергосистемы предусмат-
ривается установка на подстанциях микропроцес-
сорных устройств сопряжения группы ФА (ФВ) с
устройством телемеханики, а на диспетчерском
пункте — системы приема, масштабирования, ото-
бражения с помощью дисплеев комплекса ОИУК.
Наиболее просто осуществляется сбор показаний
микропроцессорных приборов серии ИМФ, осна-
щенных встроенным интерфейсом RS-232 для свя-
зи с устройствами верхнего уровня.
Важной особенностью методов ОМП является
использование показаний ФЛ (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 фиксирую-
щих приборов при двустороннем методе стимули-
ровали развитие односторонних методов, обеспе-
чивающих так называемое «непосредственное» оп-
ределение расстояния до места повреждения. Оче-
видно, что непосредственное определение этого
расстояния производит ремонтная бригада при об-
ходе ВЛ.
ФИКСИРУЮЩИЕ ОММЕТРЫ И ЦИФРОВЫЕ
ОСЦИЛЛОГРАФЫ
Фиксирующие омметры (см. табл. 49.25) обес-
печивают одностороннее ОМП. При их использова-
нии не требуется собирать показания приборов с
обоих концов линии. Результат ОМП высвечивает-
ся на индикаторе фиксатора в километрах до места
повреждения. Структура и алгоритм фиксирующих
омметров (ФО) сложнее, чем у ФА (ФВ). В них пре-
дусматривается реагирование на токи и напряже-
ния фаз трехфазной ВЛ, а также дополнительно па
ток нулевой последовательности параллельной ВЛ,
связанной взаимоиндукцией с обслуживаемой ВЛ.
Обеспечиваются автоматический пуск, определе-
ние вида КЗ и расчет по соответствующему выра-
жению, компенсация взаимоиндукции с параллель-
ной; ВЛ, учет влияния ответвления на линии (ом-
метр типа ФИС). Микропроцессорные омметры до-
полнительно обеспечивают многократную фикса-
цию с привязкой ко времени и дате. ФО имеют бо-
лее десяти настраиваемых и регулируемых пара-
метров при вводе в эксплуатацию (коэффициенты
трансформации первичных трансформаторов тока
и трансформаторов напряжения, удельные актив-
ные и реактивные сопротивления ВЛ различных
последовательностей, данные по ответвлению,
взаимоиндукции и т.д.). ФО обрабатывают значе-
ния электрических величин на заранее заданном
интервале фиксации. Кроме расстояния до места
КЗ и его вида ФО запоминают значения векторов
токов и напряжений различных последовательно-
стей, векторы фазных величин.
Таким образом, ФО являются универсальными
приборами, обеспечивающими возможность при-
менения как одностороннего, так и нескольких дву-
сторонних методов ОМП. Еще большие возможно-
сти применения разнообразных методов ОМП пре-
доставляют цифровые осциллографы (ЦО). Запо-
миная с привязкой ко времени форму кривой элек-
трических величин при развитии КЗ, они позволя-
ют, так же как и ФО, применять различные одно- и
двусторонние методы ОМП и дополнительно обес-
печивают возможность выбора наиболее предста-
вительного интервала времени для отстройки от
процесса перехода одного вида КЗ в другой. Кроме
того, ЦО обеспечивают возможность учета влияния
нескольких ВЛ, имеющих взаимоиндуктивпую
связь с поврежденной ВЛ. Кроме того, ЦО позволя-
ют учитывать пофазную несиммстрию ВЛ, коррек-
тировать искажения, вносимые трансформаторами
тока и напряжения.
Следует заметить, что для реализации потенци-
альной эффективности ОМП должна применяться
отработанная информационная технология приня-
тия решений в системе ОМП па ВЛ участка энерго-
системы.
В этой системе используются исходные дан-
ные по конфигурации и режимам ВЛ, уточненные
значения параметров элементов, в том числе по
взаимоиндукции. На энергообъектах размещение
фиксирующих вольтметров, амперметров, оммет-
ров и цифровых осциллографов должно соответст-
вовать проектным схемам, обеспечивающим вклю-
чение в цепи трансформаторов тока и напряжения,
оперативного тока, систем сигнализации о сраба-
тывании приборов и их возможной неисправности
(по итогам самотестирования микропроцессорных
исполнений), в сети автоматического сбора пока-
заний и привязки ко времени с помощью систем
регистрации. Значения пусковых параметров при-
боров должны обеспечивать необходимые коэф-
фициенты чувствительности в основной зоне и в
зоне резервирования.
Верхняя и нижняя границы рабочего диапазона
фиксации должны быть выбраны с учетом необхо-
димых коэффициентов запаса по результатам рас-
четов соответствующих режимов КЗ.
В пунктах управления на верхнем уровне систе-
мы поддерживаются база данных по конфигурации
и режиму сети ВЛ, средствам ОМП, показаниям
фиксирующих приборов, данных цифровых осцил-
лографов и т.д. Оператор в диалоговом режиме осу-
ществляет подгонку модели режима КЗ к фактиче-
ским показаниям приборов, использует ближнее и
дальнее резервирование, осуществляет контроль
достоверности данных, выявляет каскадпость за-
пуска фиксирующих приборов, производит досто-
веризацию вида КЗ, проверяет повреждение «на об-
рыв» и в итоге производит ОМП с указанием реко-
мендуемой «зоны обхода».
УКАЗАТЕЛИ ПОВРЕЖДЕНИЙ
Указатели поврежденного участка (УПУ)
предназначены для запоминания факта протекания
тока КЗ (или направления мощности в ВЛ с дву-
сторонним питанием). Запоминание осуществляет-
ся при неуспешном АПВ. При успешном АПВ про-
исходит автоматический возврат, сброс показаний
и перевод всех сработавших УПУ в исходное со-
стояние.
УПУ монтируются на опорах вдоль трассы ВЛ
обычно в местах разветвлений и не требуют под-
ключения к обычным трансформаторам тока. Ука-
затель типа УПУ-1, например, располагается на
опоре ВЛ напряжением 6—35 кВ в середине тре-
угольника проводов. Его срабатывание обеспечи-
вается от суммы ЭДС двух перпендикулярных
стержневых магнитных датчиков тока. Диаграмма
направленности подобной системы такова, что
обеспечивается примерно одинаковая чувстви-
тельность УПУ-1 к токам всех междуфазных КЗ.
Возврат УПУ-1 после успешного АПВ осуществ-
ляется током утечки изолятора, дополнительно
подвешиваемого на одну из фаз, или от емкостного
отбора напряжения (выполняется с помощью чет-
вертого провода, подвешиваемого в одном проле-
те). В качестве запоминающего реагирующего эле-
мента используется двухпозиционное поляризо-
ванное реле. Съем показаний осуществляется ре-
монтной бригадой с помощью переносного элек-
трического пробника, сигнализирующего положе-
ние контактов этого реле.
Указатель типа УПУ-1 имеет два исполнения и
соответственно может иметь диапазоны устанавли-
ваемого первичного тока срабатывания от 100 до
300 А или от 50 до 200 А. Регулирование тока сра-
батывания указателя осуществляется плавно-сту-
пенчато переменным резистором и перемычкой.
Первичный ток срабатывания указателя /су
должен выбираться из условия
1 »5^раблпах — ^с.у “ ®>^Ас.з min*
Указатель опоры с поврежденной изоляци-
ей. Такие указатели запоминают факт протекания
тока КЗ через опору на землю и поэтому действуют
только при КЗ на землю. Устанавливаются на каж-
дой опоре ВЛ напряжением ПО кВ и выше. В зоне
обхода ремонтная бригада последовательно под-
ключается к указателям и находит опору с повреж-
денной изоляцией. Использование указателей воз-
можно как при успешном, так и при неуспешном
АПВ. Действие указателей типа УПИ-1 основано
на размагничивании предварительно намагничен-
ного воспринимающего элемента магнитным по-
лем переменного тока КЗ на землю, протекающим
через элементы железобетонной или металличе-
ской опоры. Контроль магнитного состояния вос-
принимающего элемента ремонтной бригадой при
обходе ВЛ осуществляется с помощью индикатора
на базе геркона. Возврат сработавшего указателя,
т.е. намагничивание воспринимающего элемента,
осуществляется с помощью постоянного магнита.
Для опроса указателя УПИ-1 и его возврата требу-
ется, чтобы член бригады непосредственно при-
близился к нему.
Указатель гирлянды с поврежденной изоляци-
ей УПГ-1М обеспечивает дистанционный опрос,
например с автомашины или вертолета (самолета).
Монтируется указатель УПГ-1М на верхних изоля-
торах на каждой гирлянде изоляции фаз ВЛ. Кон-
струкция УПГ-1М содержит кольцеобразную пру-
жину из металлической проволоки заданного сече-
ния и яркое покрытие. При перекрытии изоляции
фазы термическое действие тока КЗ приводит к
быстрому разрушению пружины и ее сбрасыва-
нию с конструкции гирлянды. При осмотре ВЛ
легко обнаруживаются гирлянды, на которых ука-
затели отсутствуют.
Указатели замыкания на землю. Известно
большое число устройств, позволяющих опреде-
лять направление к месту замыкания па землю в
воздушной сети напряжением 3—35 кВ с изолиро-
ванной нейтралью. Все приборы реагируют на
электрические величины пулевой последователь-
ности, существующие в проводах ВЛ в режиме за-
мыкания. Приборы реагируют на ток и напряжение
ВЛ дистанционно с помощью преобразователей
магнитного и электрического поля ВЛ. Для от-
стройки от токов нагрузки в приборах предусмат-
ривается возможность селективного реагирования
на гармонические составляющие электрических ве-
личин. Прибор «Поиск-1», например, можно опера-
тивно перестраивать на 5, 7, 11 или 13-ю гармони-
ку, и дистанционно измерять ток нулевой последо-
вательности. Сопоставляя показания этого прибора
в местах разветвлений ВЛ, можно определять на-
правление к месту замыкания на землю (ЗНЗ), т.е.
поврежденную ВЛ. В радиальной сети с одним ис-
точником питания емкости сети и тупикового уча-
стка поврежденной ВЛ, резко отличаются. Соот-
ветственно резко отличаются и токи нулевой по-
следовательности в проводах ВЛ слева и справа от
места повреждения в режиме ЗНЗ. Это обстоятель-
ство позволяет, сопоставляя показания прибора
«Поиск-1» вдоль трассы ВЛ, находить место ЗНЗ.
Указатели типа «Волна» и «Квант» одновре-
менно реагируют как на магнитную, так и на элек-
трическую 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 типа «Зонд» при
одновременном реагировании на магнитную и
электрическую компоненты электромагнитного
поля вблизи ВЛ обеспечивается определение на-
правления мощности на 13-й гармонике (650 Гц),,
ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕСТ ПОВРЕЖДЕНИЙ
КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ
Предусматривается обязательное последова-
тельное использование того или иного дистанцион-
ного, а затем топографического метода. Наиболее
удобным является применение неавтоматического
ЛИ (типов Р5-5, Р5-10, Р5-17 и др.), однако оно ог-
раничено случаями обрыва жил и устойчивого за-
мыкания через достаточно малое переходное со-
противление (гпер < 150 Ом). Снижение переходно-
го сопротивления до требуемого значения осущест-
вляется «прожитом» поврежденной изоляции, т.е.
многократным подъемом напряжения до пробоя, и
длительным пропусканием тока через разрядный
канал. На КЛ кроме ЛИ может применяться ряд
других дистанционных методов.
Метод колебательного разряда. Он основан на
оценке расстояния до места пробоя заряженной КЛ
по длительности периода колебательного разряда
при профилактических испытаниях постоянным
напряжением.
Волновой метод. В отличие от ЛИ в ВЛ посыла-
ется не кратковременный импульс, а волна напря-
жения большой длительности и высокой энергии.
Измеряется время прохождения фронтом волны
расстояния до МП и обратно. Волна высокого на-
пряжения вызывает в МП искровой разряд. Поэто-
му волновой метод можно использовать как при ма-
лом, так и при большом значении переходного со-
противления без «прожига» изоляции.
Петлевой метод основан на измерении соотно-
шения активных сопротивлений двух участков жил
КЛ: первый участок —поврежденная жила КЛ от
одного конца кабеля до МП, второй участок — от
МП до другого конца кабеля плюс неповрежденная
жила кабеля. Измерение соотношения осуществля-
ется четырехплечим мостом постоянного тока на
одном конце КЛ. На другом конце для образования
второго участка жил КЛ необходимо осуществить
электрическое соединение поврежденной жилы с
используемой неповрежденной. Этот метод приме-
ним при замыкании одной или двух жил на оболоч-
ку КЛ без обрыва через переходное сопротивление
гпер < 1 ° кОм.
Емкостный метод основан на измерении емко-
сти частей оборванной жилы КЛ. Измерения произ-
водятся мостом переменного тока на частоте 1 кГц.
Подобные измерения дают приемлемую точность
ОМП при гпср > 500 Ом.
Погрешности ОМП дистанционными методами
не позволяют производить раскопки КЛ, поэтому в
энергосистемах дополнительно применяется целый
ряд топографических методов.
Индукционный метод основан на улавливании
магнитного поля звуковой частоты над трассой КЛ.
Генератор звуковой частоты, например типа ГК-77
(f ~ 800—1000 Гц) или ГЗ-07, подключается к петле
КЗ. На поверхности земли, перемещаясь вдоль КЛ,
при помощи рамки, усилителя и телефона можно
проследить трассу КЛ, места расположения муфт
(по усилению звука), оценить глубину заложения
кабеля, найти МП. Для усиления сигналов, полу-
чаемых от индукционной рамки или акустического
датчика, применяются переносные усилители пере-
менного тока. В энергосистемах распространен ка-
белеискатель типа АИП-ЗМ. В настоящее время
разработан усовершенствованный кабелеискатель
типа КАИ-77.
Акустический метод основан на прослуши-
вании над МП звуковых колебаний, вызываемых
искровым разрядом в канале повреждения при ра-
боте генератора электрических разрядов, например
АГ-01. Он эффективен при одно- и многофазных
замыканиях с различными г , обрывах жил, по-
зволяет определять МП на подводных участках КЛ.
Прослушивание звуковых колебаний на поверхно-
сти земли производится стетоскопом или акустиче-
ским датчиком с усилителем и телефоном типа
АИП-ЗМ, КАИ-77 или ПА-02.
Контактный метод основан на измерении
электрического напряжения от токов в земле. Ме-
сто замыкания жилы на оболочку КЛ определяют
по изменению направления тока в земле в районе
МП при питании петли поврежденная жила КЛ —
оболочка постоянным и однополярным импульс-
ным напряжением. Два контактных стержня, пере-
мещаемых вдоль трассы КЛ на неизменном рас-
стоянии 0,5—1 м один относительно другого, под-
ключаются к чувствительному направленному из-
мерительному прибору.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
49.1. Электротехнический справочник: В 3 т.
Т. 3. В 2 кп. Кн. 1. Производство и распределение элек-
трической энергии / Под общ. рсд. И.Н. Орлова (гл.
рсд.) и др. —7-е изд. испр. и доп. М.: Энергоатомиздат,
1988.
49.2. Проблемы диспетчерского и автоматиче-
ского управления: Сборник докладов и статей / Под
рсд. А.Ф. Дьякова. М.: Изд-во МЭИ, 1997.
49.3. Митюшкин К.Т. Телсконтроль и теле-
управление в энергосистемах. М.: Энергоатомиздат,
1990.
49.4. Кривепков В.В., Окин А.А., Семенов В.А.
Автоматизация электрических сетей на основе цифро-
вой техники (зарубежный опыт). М.: Изд-во МЭИ,
1995.
49.5. Окин А.А., Семенов В.А. Противоаварий-
нос управление в ЕЭС России. М.: Изд-во МЭИ, 1996,
49.6. Дьяков А.Ф., Окин А.А., Семенов В.А.
Диспетчерское управление мощными энергообъединс-
ииями. М.: Изд-во МЭИ, 1996.
49.7. Дьяков А.Ф. Методы и технические средст-
ва подготовки персонала. М.: Изд-во МЭИ, 1996.
49.8. Применение ЭВМ для автоматизации тех-
нологических процессов в энергетике / Под ред.
В.А. Семенова. М.: Энергоатомиздат, 1983.
49.9. Правила устройства электроустановок. —
6-е изд. М.: Энергоатомиздат, 1986.
49.10. Решение Э-18/65 Главтсхуправлсния по
эксплуатации энергосистем Минэнерго СССР. О вне-
дрении 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 ра-
бот для определения мест повреждения воздушных
линий электропередачи напряжением 110 кВ и выше с
помощью фиксирующих приборов. М.: СПО «Союз-
техэнерго», 1985.
49.13. Инструкция по эксплуатации силовых ка-
бельных 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 последовательно-
сти, измеренным по концам линии электропередачи /
Г.С. Гольшман, И.М. Ланг, С.И. Раппе // Б.И. 1937. № 6.
49.15. Розенкноп М.П. Методика определения
места замыкания на землю по токам и напряжениям
нулевой последовательности в сетях разной конфигу-
рации. М.: Энергия, 1964.
49.16. Казанский В.Е., Кузнецов А.П. Фикси-
рующие приборы типа ФИВО-65 // Электрические
станции. 1969. № 7. С. 68—72.
49.17. Арцишевский Л.И. Основные направле-
ния работ ОРГРЭС в области релейной защиты И элек-
троавтоматики // Наладочные и экспериментальные
работы ОРГРЭС. 1964. Вып. 31.
49.18. Методика технического обслуживания и
применения фиксирующих индикаторов ИМФ-1,
ИМФ-2 и ИМФ-3 для определения мест повреждения
в электрических сетях. М.: СПО «ОРГРЭС», 1996.
49.19. Арцишевский Я.Л. Определение мест по-
вреждения в сетях с заземленной нейтралью. М.: Выс-
шая школа, 1988.
49.20. Арцишевский Я.Л. Определение мест по-
вреждения в сетях с изолированной нейтралью. М.:
Высшая школа, 1989.
49.21. Аржанииков Е.А., Чухин А.М. Методы и
приборы для определения мест повреждения на лини-
ях электропередачи. М.: НТФ «Энсргоирогрссс», 1998.
49.22. Алгоритмы функционирования и опыт
эксплуатации микропроцессорных устройств опреде-
ления мест повреждения линий электропередачи /
А.К. Бслотслов, А.С. Саухатас, И.А. Иванов,
Д.Р. Любарский//Электрические станции. 1997. № 12.
С. 7—12.
49.23. Стогиий Б.С., Оробец Ю.Н., Супруков-
ская Н.И. Методика определения места повреждения
ЛЭП на базе микропроцессорной системы регистра-
ции // Микропроцессорные системы управления элек-
троэнергетическими объектами: Материалы . 1гй
Всесоюзной научно-технической конференции. Киев:
Ин-т электродинамики АН УССР. 1990. С. 58—64.
49.24. Диагностика линий электропередачи /
Ю.Я. Лямсц, В.И. Антонов, В.А. Ефремов, Г.С. Ну-
дсльман, Н.В. Подшивалин // Электротехнические
микропроцессорные устройства и системы: Межву-
зовский сб. научных трудов. Чебоксары: Изд-во Чу-
вашского университета, 1992.
49.25. Аржанников Е.А. Дистанционный прин-
цип в релейной защите и автоматике линий при замы-
каниях на землю. М.: Энергоатомиздат, 1985.
49.26. Платонов В.В., Быкадоров В.Ф. Опреде-
ление мест повреждения на трассе кабельной линии.
М.: Энергоатомиздат, 1993.
49.27. Платонов В.В., Быкадоров В.Ф. Методы
и аппаратура для поиска повреждений на трассе ка-
бельной линии. М.: Информэнерго, 1992.
49.28. Расчет электромагнитных параметров си-
ловых кабелей при несимметричных 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 растека-
ния при отыскании места замыкания на оболочку си-
лового кабеля // Изв. вузов. Электромеханика. 1992.
№ 6. С. 44—48.
'49.30 . Быкадоров В.Ф., Климентьев А.М;,
Шевченко А.В. Диагностика повреждений комплект-
ных токопроводов высокого напряжения в условиях
эксплуатации // Надежность систем энергетики. Меж-
вуз, сб. Новочеркасск: НПИ. 1990. С. 132—138.
Раздел 50
КОНСТРУКЦИИ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
СОДЕРЖАНИЕ
50.1. Исходная информация, нормы
и основной состав проектов конструк-
тивной части воздушных линий...........776
50.2. Нормативные климатические условия
проектирования воздушных линий.........776
50.3. Выбор проводов и молниезащитных
тросов, их физико-механические
характеристики.........................779
50.4. Сведения о линейной арматуре
и изоляции проводов.......... 781
50.5. Основные сведения об опорах и
фундаментах воздушных линий.......782
50.6. Удельные механические нагрузки
проводов и молнисзащитных тросов..795
50.7. Напряжения в проводах и тросах,
тяжения по ним в нормальных -—
режимах работы...................796
50.8. Стрелы провеса проводов и тросов.. 798
50 9. Длина проводов и тросов в пролетах
воздушной линии..................798
50.10. Критические длины пролетов......799
50.11. Особенности расчетов молнне-
зашитпых тросов в нормальных
режимах работы.........................799
50.12. Тяжения по проводам и молииезащит-
пым тросам при их обрывах..............800
50.13. Пролеты воздушных линий.........802
50.14. Расстановка опор по трассе линии.806
50.15. Пересечения воздушными линиями
технических сооружений
и естественных преград...........808
50.16. Напряжения и стрелы провеса
проводов и тросов при их монтаже........810
50.17. Защита проводов и тросов от
повреждений вибрацией..................811
50.18. Основные сведения о выборе
унифицированных опор
и фундаментов.................. 812
Список литературы......................813
50.1. ИСХОДНАЯ ИНФОРМАЦИЯ, НОРМЫ
И ОСНОВНОЙ СОСТАВ ПРОЕКТОВ
КОНСТРУКТИВНОЙ ЧАСТИ ВОЗДУШНЫХ
линий
Проектирование конструктивной части воздуш-
ных линий (ВЛ) основывается на проекте электри-
ческой части линии (выборе номинального напря-
жения, марок проводов), специальном изучении ме-
теорологических и геологических условий на трассе
линий, технико-экономических расчетах, связанных
с выбором трассы, оценке трассы и конструктивных
решений с учетом экологических требований, а так-
же на технико-эстетических соображениях [50.1,
50.8,50.10,50.11,50.18,50.19].
Проектирование конструктивной части ВЛ осу-
ществляется в соответствии с действующими нор-
мами [50.1] с применением, как правило, унифици-
рованных опор и фундаментов (см. § 50.5), стан-
дартных марок проводов, тросов, линейной армату-
ры и изоляторов (см. § 50.3, 50.4).
Основными этапами проектирования воздуш-
ной линии являются [50.16, 50.19] следующие:
1) расстановка опор по выбранной трассе линии;
2) выбор основных типов и марок унифицирован-
ных опор и их фундаментов; 3) расчет проводов
и молипиезащитных тросов при их работе в нор-
мальных режимах и обрывах в пролетах; 4) расчет
проводов и тросов для условий их монтажа и со-
ставление необходимой для этих режимов докумен-
тации; 5) расчеты габаритов линий при пересечении
ими иных технических сооружений; 6) проверочные
расчеты отдельных опор и фундаментов, если это
оказывается необходимым по условиям расстанов-
ки опор по трассе. Помимо перечисленных этапов,
непосредственно связанных с конструктивной ча-
стью ВЛ, при проектировании выполняют разработ-
ку основных положений подготовки трассы к строи-
тельству, организации эксплуатации линии, обеспе-
чения ее средствами связи и др.
В данном разделе приводятся основные сведе-
ния, связанные с расчетами проводов и тросов ВЛ и
выбором опор, сооружаемых в климатических ус-
ловиях основной части территории России на высо-
те до 1000 м над уровнем моря в ненаселенной ме-
стности; для иных условий проектирования ВЛ
приводятся ссылки на специальную литературу.
50.2. НОРМАТИВНЫЕ КЛИМАТИЧЕСКИЕ
УСЛОВИЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ВОЗДУШНЫХ
ЛИНИЙ
Расчеты конструктивной части конкретных ВЛ
выполняются в соответствии с районами прохож-
дения их трасс, а также с районированием климати-
ческих условий территории страны по ветровому
давлению, толщине гололедных образований, гро-
Таблица 50.2. Наибольшие нормативные скоростные напоры, Па, и скорости ветра, м/с, на высоте до 15 м от поверхности земли Таблица 50.3. Нормативная толщина стенки гололеда, мм, для высоты 10 м над поверхностью земли
Климатичс- ский район по толщине стопки гололеда Номинальное напряжение линии, кВ
Климатический район по встро- вому давлению Номинальное напряжение линии, кВ доЗ 6—330, 500,. 750
до 3 6—330 500, 750
I 270(21) 400 (25) 550 (30) 1 5 5 На основе
II 350 (24) 400 (25) 550 (30) данных на-
III 450 (27) 500 (29) 550(30) блюдсний, но
IV ' V 550 (30) 700 (33) 650 (32) 800 (36) 800 (36) 800 (36) . п ti III 5 10 . 10 15 нс менее 10
VI 850(37) 1000 (40) 1000(40) IV 15 20
VII 1000(40) 1250(45) 1250(45) Особый 20 и более с 22 и более с
Примечание. Без скобок — скоростные напоры (ветровые давления), в скобках — скорости ветра. уточнением по данным наблюдсниий уточнением ПО ДЯ1ШЫМ наблюдсниий
Таблица 50.4. Нормативные сочетания климатических условий для проектирования воздушных линий
Режим работы ВЛ « ! 1 Условия расчета Темпера- тура воз- духа, °C Ветровое давле- ние cjvn, Па Скорость вет- ра V, м/с Толщина стенки гололеда мм
Нормальный Наивысшая температура воздуха 0 0 0
Наинизшая температура воздуха «в 0 • 0 0
Средняя годовая температура 0 0 0
воздуха Наибольшее ветровое давление -5 9„ инб1 0
(по табл. 50.2) То же при 0С1 <-5 °C -10 “б 4V R у»б 0
Провода в тросы покрыты голо- -5 " 0,25 9 °>5 Ч.б; По'таёл. 50.1 и 50.3,
лсдом То же при f>c г < -5 °C -10 но нс более 300 0,25eu «б но ис более 22 0,5 ц,б но нс меньше 5 для ВЛ 330 кВ и 10 для ВЛ 500 и 750 кВ То же
То же при brll > 15 мм -5 0,25 q , но 0,5 и„6, но Нс менее 15
То же при Ос г < -5 °C и -10 иб > 140 и <300 Тоже > 15 и<22 Тоже Нс менее 15
6ГП> 15 мм Приближение проводов к опорам и сооружениям: при рабочем напряжении -5 «и R ипб 0
при атмосферных и внутрсн- +15 0,1^ но 0,3 оп6, но 0
них перенапряжениях для безопасного подъема на -15 пб нс менее 62,5 О’ нс менее 10 0 0
При обрыве про- опору под напряжением При средней годовой тсмпсрату- «с.Г 0*’ 0 0
водов или торосов рс При проводах и тросах, покры- -5 0 0 6,. до обрыва, 0 по-
тых гололедом При наинизшей температуре ’ 0 0 еле обрыва 0
Монтаж проводов Условия монтажа -15 62,5 10 0
и торосов /
климатических условий на основе многолетних
достоверных метеорологических наблюдений в
районе трассы линии и соответствующей обработ-
ки этих данных. Дополнительные сведения о нор-
мативных климатических условиях, их специфике
(населенная местность, берега водных пространств
и т.п.) и применении см. в [50.1, 50.3, 50.5, 50.8].
50.3. ВЫБОР ПРОВОДОВ
И МОЛНИЕЗАЩИТНЫХ ТРОСОВ, ИХ ФИЗИКО-
МЕХАНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Выбор экономически целесообразных и отве-
чающих 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, сталеалюми-
ниевые или из сплава алюминия марки АВ-Е
(о проводах марок АН, АЗК, АЖС см. в разд. 20);
применение медных проводов без специальных
обоснований не допускается, а также не рекоменду-
ется применение стальных проводов.
При прохождении ВЛ в районах с повышенным
Содержанием сернистого газа, хлористых солей, по
берегам морей, соленых озер, засоленных песков
и т.п. необходимо применение проводов марок
АКП, АСКС, АСКП, АСК, АНКП, АЖКП, АЖСКС
(см. § 20.4). ......
Поперечные сечения проводов. По условиям
механической прочности нс допускается примене-
ние проводов с поперечными сечениями токоведу-
щей части, меньшими приведенных в табл. 50.5,
и подвеска проводов определенных марок в проле-
тах, больших, чем указанные в табл. 50.6.
С учетом этих ограничений рекомендуется при-
менение сталсалюминиевых проводов марок АС
25/4,2; 35/6,2; 50/8; 70/11; 95/16 во всех районах
независимо от 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, 300/66, 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 коронирования прово-
дов допускаются минимальные диаметры прово-
дов: 11,4 мм при номинальном напряжении 110 кВ;
Таблица 50.5. Наименьшие допустимые сечения проводов (токоведущей части), мм2
Номинальное напряжение линии, кВ Участок линии Провода
алюминиевые и марки АН из сплава АВ-Е сталсалюмииисвыс и марки АЖ из сплава АВ-Е стальные
До 1 Вес участки, кроме ответвле- 16 10 25 или
ний к вводам диаметр* 4 мм
Ответвления к вводам 16 — Диаметр*
3—4 мм
Болес 1 Участки без пересечений ВЛ с техническими объектами при нормативной толщине стенки гололеда 6Г1|, мм
нс более 10 35 25 25
нс мснсс 15 50 35 25
Пролеты пересечений с судо- ходными реками при 6Г11, мм:
нс более 10 70 ,25 25
нс мснсс 15 70 35 , 25
То же с железными дорогами:
нс более 10 Нс допускается 35 Не допускается
нс мснсс 15 То же 50 '• Тоже
Пролеты пересечений с линия- 70 35 :• 25
МИ связи
То же с подземными трубопро- водами и канатными дорогами 70 35 Нс допускается
Указаны диаметры однопроволочных проводов. На этих же линиях нс допускается примснсние.однопрово-
лочных проводов диаметром более 5 мм. —
21,6 мм при 220 кВ; 33,2 мм при 330 кВ. В расщеп-
ленных 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].
Молниезащнтные тросы применяются на ВЛ
с металлическими и железобетонными опорами
при напряжении 35 кВ только на подходах к под-
станциям, а при напряжении 110 кВ и выше по всей
длине линии. Линии 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
А120 ' 270 ' 150 НО
А 150 335 165 130 -
АС 25/4,2 230 — ’ —
АС 3576,2 5'20 200 140
АС 50/8 360 240 160
АС 70/11 - 430 290 200
АС95716 525 410 300
АС 120/19 660 475 350
правило, не защищаются молниезащитпыми троса-
ми, за исключением ВЛ напряжением 220 кВ.
В качестве молниезащитных тросов обычно
применяются стальные тросы ТК-9 на ВЛ напряже-
нием 10—150 кВ и ТК-11 па ВЛ напряжением 220—
500 кВ, а также сталеалюминиевые провода марок
АС 10П2 и 95/141 на ВЛ напряжением 750 кВ.
Дополнительные сведения о применении раз-
личных материалов, типов конструкций, рекомен-
дуемых марок проводов и тросов приведены в разд.
20, а также в [50.1,50.16, 50.18]. Их физико-механи-
ческие характеристики, применяемые в расчетах,
приведены в табл. 50.7 и 50.8,.
При уточняющих расчетах стрел провисания
проводов и тросов с учетом их вытяжки при монта-
же и в процессе эксплуатации помимо эквивалент-
ного модуля упругости Е применяются также моду-
ли удлинения: начального растяжения С (модуль
неупругости), соответствующий первичной вытяж-
ке провода при его монтаже и в начальный период
эксплуатации, и предельного растяжения D (мо-
дуль релаксации) [50.11, 50.21,50.22].
Ориентировочные значения модулей С; D, Е
алюминия и стали сталеалюминиевых проводов,
кН/мм2: Ся = 53; D. = 35; Ея = 62; С = D = 185;
£с = 196.
Те же характеристики для проводов марок АН и
АЗК из сплава AI3-E. — 51; ПАН = 32,4;
£ан =153,9; САЖ =?, 55; ОАЖ .= 42,2; ДАЖ,= 63,9.
Таблица 50.7. Фнзнко-мехаппческие
характеристики приводив и тросов
2 Марки й сечения, мм Удельная нагрузка от собствен! юй массы У|, 10~3 Н/(м'мм2) Модуль уп- ругости Е, 103 Н/мм2 Температурный коэффициент ли- нейного расшире- ния а0, 10"6 °C-1 Предел прочно- сти при растяже- нии опр, Н/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 я.- 330
185/128, 300/204, 500/336 48,4 144 15,5 550
ТК всех сечений 84,2 > 200 12 1200
Примечания: 1. Пределы прочности для алюминиевых (А, АКП) и сталсалюминисвых проводов указаны
при алюминиевой проволоке марки АТ. 2. Провода АЖ и АН изготавливаются соответственно из проволок марок
АСЗ и ACT алюминиевого сплава АВ-Е. 3. ТК — стальные канаты, применяемые как молниезащнтные тросы
и оттяжки опор.
Таблица 50.8. Нормативные допускаемые напряжения проводов и тросов
2 Марки и сечения, мм Напряжения
' Н/мм2 доли от предела прочности о11р
при наибольшей нагруз- ке | о | и наииизшей * пб температуре |oL 17 ЕЕ при средней годо- вой температуре и удельной на- грузке У] [о]с э при наиболь- шей нагрузке и наииизшей температуре при средней го- довой темпера- туре 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 о,зр
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 и более 118 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, 300/39, 330/43,400/51, 450/56, 500/64 122 81 ‘ 0,45 . 0,30 .
120/27, 150/34, 185/43, 240/56, 300/66, 400/93 149 99 0,45 0,30
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 сталсалюминисвых проводов напряжения указаны при алюминиевой
проволоке марки АТ. 2, Для канатов ТК 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 опо-
рам; подвески к опорам молниезащитных тросов;
демпфирования вибрации проводов и тросов; преду-
преждения схлестывания и опасных сближений про-
водов расщепленных фаз и проводов разноименных
фаз и др. Выбор арматуры производится в соответст-
вии с ее конкретным назначением, номинальным на-
пряжением ВЛ, в зависимости от марок проводов
и их числа в расщепленных фазах, от марок молние-
защитиых тросов и т.д. Основные сведения о линей-
ной арматуре приведены в [50.8, 50.11,50.(3].
Подбор линейной арматуры производится по
разрушающим нагрузкам арматуры и изоляторов,
указанным в соответствующих каталогах [50.18,
50.19], и по размерам присоединений.
Сведения о линейных изоляторах разных конст-
рукций и назначения приведены в разд. 21. Выбор
изоляторов для поддерживающих и натяжных гир-
лянд (соответственно к промежуточным и анкер-
ным опорам) производится в зависимости от уси-
лий, действующих по оси гирлянды в нормальных
и аварийном режиме, возникающем при обрыве
провода, и назначаемых коэффициентов запаса
прочности (2,7 в нормальном режиме наибольшей
нагрузки, 5,0 то же, но для средних эксплуатацион-
ных условий, 1,8—2,0 в аварийном режиме).
50.5. ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ ОБ ОПОРАХ
И ФУНДАМЕНТАХ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ
Стальные опоры. Основные конструктивные
элементы опор изготовляются из стали марки ВМ
Ст. 3. Наиболее нагруженные части опор могут из-
готовляться из низколегированных сталей. Отлив-
ки для некоторых узлов опор производятся из ков-
кого чугуна. Для конструктивных растяжек (оття-
жек) опор применяются стальные оцинкованные
канаты марки ТК, свитые из 19 или 37 проволок.
Части (секции) опор подвергаются заводской горя-
чей оцинковке для защиты от коррозии; сборка
опор, а также соединение отдельных готовых сек-
ций производится с помощью болтовых соедине-
ний. Более подробные сведения приведены в
[50.14,50.15,50.20]. " • . i
Железобетонные опоры. Конические и цилин-
дрические стойки и цилиндрические траверсы опор
изготовляются из центрифугированного бетона ма-
рок 400—600. Для предварительно напряженной
и ненапряженной продольной арматуры применя-
ется горячекатаная сталь в виде стержней, арматур-
ная проволока. Продольная арматура выполняется
также из плоских пучков канатов (прядей) с предва-
рительным напряжением. Для поперечной спираль-
ной арматуры стоек применяется низкоуглероди-
стая холоднотянутая проволока. Подробнее см.
в [50.14—50.16, 50.18].
Деревянные опоры изготовляются из пропи-
танных антисептиками бревен сосны II и III 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, 50.13т—50.18].
Опоры из сплавов алюминия. Для этой цели
могут применяться в основном термически неупро-
ченные сплавы, содержащие 0,5—0,8 % марганца и
6—7 % магния, с пределом прочности 320 МПа
[50.20].
На сооружаемых ВЛ должны применяться уни-
фицированные или типовые опоры, предназначен-
ные для использования в широком диапазоне кли-
матических и геологических условий территории
России в ненаселенной местности, поселках и горо-
дах, а также в промышленных зонах.
На рис. 50.1—50.56 приведены схемы основных
унифицированных и типовых опор для ВЛ напряже-
нием 0,38—750 кВ. В табл. 50.9 указаны некоторые
основные характеристики их конструкций и облас-
ти применения.
Стальные свободностоящие опоры могут уста-
навливаться на специальные подставки (простран-
ственные фермы) для дополнительного подъема уз-
лов крепления проводов при проектировании пере-
ходов воздушных линий через естественные пре-
пятствия и инженерные сооружения (см. § 50.15),
а также при расстановке опор по трассе в населен-
ной местности. Подставки изготовляются серийно
следующих типоразмеров по высоте [50.16, 50.18]:
для промежуточных опор ВЛ 110 и 150 кВ — 4 м,
220 и 330 кВ — 5 м; для анкерных и анкерных угло-
вых опор ВЛ 35—330 кВ — 5 и 9 м (см. рис. 50.11,
50.12, 50.15, 50.16), причем последние могут при-
меняться вместе и создавать повышение на 14 м
(см. рис. 50.23, 50.24).
Конструкции унифицированных и типовых опор
удовлетворяют требованиям [50.1] и, как правило,
рассчитаны на нагрузки от ветрового давления не
менее 500 Па. Анкерные угловые опоры в большин-
стве случаев рассчитаны на углы поворота до 60°.
Стальные анкерные угловые опоры применяются
также в качестве концевых; при железобетонных
опорах требуются специальные конструкции
анкерных опор, и поэтому вместо них обычно уста-
навливаются стальные анкерные угловые опоры.
Промежуточные опоры ВЛ до 20 кВ рассчита-
ны на крепление проводов вязкой из отожженной
стальной проволоки, опоры ВЛ 35—750 кВ — на
крепление проводов в глухих зажимах (допускает-
ся в необходимых случаях применение зажимов с
ограниченной прочностью заделки).
Области применения унифицированных и ти-
повых опор могут быть расширены при условии вы-
полнения проверочных расчетов механической
прочности, если имеются необходимые технико-
экономические обоснования.
Металлические опоры укрепляются на типовых
сборных железобетонных фундаментах или сваях
(рис. 50.57). В специальных условиях (горные по-
роды, болота и др.) применяются особые типы фун-
даментов таких опор.
Стойки железобетонных опор своей нижней ча-
стью погружаются на 2,0—3,5 м в грунт; для повы-
шения устойчивости этих опор к подземной части
стоек часто прикрепляются железобетонные ригели.
Оттяжки опор (см. рис. 50.25—50.28, 50.31, 50.35,
50.44, 50.51) крепятся к железобетонным анкерным
плитам (рис. 50.58), заглубленным в грунт на 3—5 м.
Деревянные опоры, как правило, имеют составные
стойки, изготовляемые путем сочленения бревна
стойки и приставки (пасынка), которая заглубляется
в грунт на 2—3 м. Пасынки применяются обычно
железобетонные, но они могут быть и деревянными
антисептированными; устойчивость этих опор также
можно дополнительно повышать с помощью железо-
бетонных или деревянных ригелей. Стойки деревян-
ных промежуточных опор могут быть цельными, ес-
ли для их изготовления используются бревна лист-
венницы длиной 15—18 м зимней рубки.
Подробнее о конструкциях опор, их примене-
нии, а также об их расчетах см. в [50.6, 50.10,
50Я4—50.20].
Рис. 50.1. Железобетонная
промежуточная одноцеп-
ная опора ВЛ 0,38 кВ
Рис. 50.2. Железобетонная
анкерная угловая одпоцеп-
ная опора ВЛ 0,38 кВ
Рис. 50.3. Деревянная промежу-
точная опора с железобетонным
пасынком ВЛ 0.38 кВ
Рис. 50.4. Деревянная анкерная уг-
ловая опора с железобетонными
пасынками ВЛ 0,38 кВ
Рис. 50.6. Железобетонная анкер-
ная угловая одноцепная опора ВЛ
6—20 кВ (размеры для ВЛ 20 кВ —
в скобках)
промежуточная одноцеп-
ная опора ВЛ 6—20 кВ
(размеры для ВЛ 20 кВ —
в скобках)
Рис. 50.7. Деревянная проме-
жуточная одноцепная опора
ВЛ 6—20 кВ (размеры для
ВЛ 20 кВ — в скобках)
Рис. 50.8. Деревянная ан-
керная одноцепная опора
ВЛ 6—20 кВ (размеры для
ВЛ 20 кВ — в скобках)
Рис. 50.9. Стальная проме-
жуточная одноцепная опора
ВЛ 35 кВ
. „ „1,0
Рис. 50.10- Стальная промежуточ-
ная двухцепиаи опора ВЛ 35 кВ
Рис. 50.13. Стальная промежуточ-
ная одноцепиая опора ВЛ 110 кВ
Рис. 50.16. Стальная анкерная уг-
ловая двухцеиная опора ВЛ ПО кВ
с подставкой высотой 9 м
Рис. 50.11. Стальная анкерная
угловая одпоиепная опора ВЛ
35 кВ с подставкой высотой 5 м
Рис. 50.14. Стальная промежу-
точная двухцеиная опора ВЛ
ПО кВ
‘ Рис. 50.17. Стальная проме-
жуточная одноцепиая опора
ВЛ 220 кВ
Рис. 50.12. Стальная анкерная
угловая двухцеиная опора ВЛ
35 кВ с подставкой высотой 5 м
Рис. 50.15. Стальная анкерная
угловая одноцепиая опора ВЛ
ПО кВ с подставкой высотой 9 м
Рис. 50.18. Стальная проме-
жуточная двухцеиная опора
ВЛ 220 кВ
Рис 50.19. Стальная анкерная угловая одноцепная
опора ВЛ 220 кВ с подставкой высотой 9 м
Рис. 50.20. Стальная анкерная угловая двухцеп-
ная опора ВЛ 220 кВ с подставкой высотой 9 м
Рис. 50.21. Стальная промежуточная одиоценная
опора ВЛ 330 кВ
Рис. 50.22. Стальная промежуточная двухцепная
опора ВЛ 330 кВ
10,45
Рис. 50.23. Стальная анкерная угловая одноцепиая
опора ВЛ 330 кВ с подставками высотой 5 и 9 м
Рис. 50.24. Стальная анкерная угловая двухцеп-
ная опора ВЛ 330 кВ с подставками высотой
5 и 9 м
Рис. 50.25. Сталина» промежуточ-
на» одноцсннаи опора на оттиж-
ках ВЛ 500 кВ
Рис. 50.26. Сталина» анкериаи угловая одноцепнан трех-
стосчпан опора на оттяжках ВЛ 500 кВ
Рис. 50.27. Сталина» промежуточ-
на» одноцсннаи опора на оттиж-
ках ВЛ 750 кВ
Рис. 50.28. Сталина» промежуточ-
на» одноцсннаи опора па оттяж-
ках ВЛ 1150 кВ
24,2 24,2
Рис. 50.31. Железобетонная анкерная угловая
Рис. 50.29. Железобетон-
ная промежуточная одпо-
цепная опора ВЛ 35 кВ
Рис. 50.30. Железобетон-
ная промежуточная двух-
цепная опора ВЛ 35 кВ
одиоценная опора на оттяжках ВЛ 35 кВ
Рис. 50.32. Железобетон-
ная промежуточная одно-
цеппая опора ВЛ ПО кВ
Рис. 50.33. Железобетонная промежу-
точная двухцепная опора ВЛ ПО кВ с
конической стойкой высотой 22,6 м
Рис. 50.34. Железобетонная
промежуточная двухцепная
опора ВЛ ПО кВ с кониче-
ской стойкой высотой 26 м
Рис. 50.35. Железобетон-
ная анкерная угловая од-
иоцепная опора на оттяж-
ках ВЛ ПО кВ
Рис. 50.36. Железобстоииая
анкерная угловая одноцеп-
иая опора ВЛ ПО кВ со
стальной надстройкой
Рис. 50.37. Железобетонная анкер-
ная угловая одноцепиая опора
ВЛ ПО кВ с двумя цилиндриче-
скими стойками высотой ио 20 м
Рис. 50.38. Железобетонная анкерная
угловая двухцепная опора ВЛ ПО кВ
Рис. 50.39. Железобетонная
промежуточная двухцеп-
ная опора ВЛ 150 кВ
Рис. 50.40. Железобетонная
промежуточная одноцеп-
ная опора ВЛ 220 кВ
11,6
Рис. 50.42. Железобетонная промежуточная двух-
донная опора ВЛ 220 кВ с горизонтальным распо-
ложением проводов
11,6
Рис. 50.41. Железобетонная промежуточная двух-
донная опора ВЛ 220 кВ
Рис. 50.43. Железобетоииая анкерная угловая од-
ноцепная опора на оттяжках ВЛ 220 кВ
Рис. 50.44. Железобетонная анкерная угловая од-
ноцепная опора на оттяжках ВЛ 220 кВ, установ-
ленная па фундаменте
Рис. 50.45. Железобетонная анкерная уз ловая од-
ноцепная опора ВЛ 220 кВ с двумя стоиками и
стальной надстройкой
Рис. 50.46. Железобетонная промежуточная одио-
цепная опора ВЛ 330 кВ (портальная со стальной
надстройкой и внутренними тросовыми связями)
Рис. 50.47. Железобетонная промежуточная одпо-
цснная опора ВЛ 330 кВ (портальная с кониче-
скими стойками высотой 26 м и внутренними
тросовыми связями)
Рис. 50.48. Железобетонная промежуточная двух-
цепная опора ВЛ (портальная с коническими
стойками высотой 26 м, двухъярусным нестан-
дартным расположением проводов и внутренними
тросовыми связями)
Рис. 50.49. Железобетонная анкерная угловая од-
ноцепвая трехстоечная опора ВЛ 330 кВ (на от-
тяжках или свободностоящая)
Рис. 50.50. Железобетонная промежуточная одио-
цеиная опора ВЛ 500 кВ (портальная, свободно-
стоящая, с внутренними тросовыми связями)
Рис. 50.51. Железобетонная анкерная угловая од-
ноцепиая трехстоечная опора на оттяжках
ВЛ 500 кВ
Рис. 50.52. Деревянная промежуточная одноцеп-
ная опора ВЛ 35 кВ
Рис. 50.53. Деревянная промежуточная одноцепная
опора ВЛ 110 кВ
При опоре с молниезащитными тросами
Рис. 50.55. Деревянная промежуточная одноцеп-
ная опора ВЛ 220 кВ
Рис. 50.57. Свайный фундамент со стальным рост-
верком для стоек стальных опор
Рис. 50.54. Деревянная анкерная угловая одноцеп-
ная опора ВЛ 35—110 кВ
Рис. 50.56. Деревянная анкерная угловая одноцеп-
ная опора ВЛ 220 кВ
Таблица 50.9. Основные характеристики унифицированных и типовых опор
Номи- Норма- Длина пролета, м Расход материалов
наль- нос на- пряже- ние, кВ Шифр опоры Условное обозначение Марка провода тивная толщи- на стен- ки голо- леда, мм габа- ритно- го весово- го ветро- вого стали, кг жслс- зобсто- 3 на, м древе- сины, 3 м Рису- нок
6—20 П10-1Б П-Щ-ЖБ-С А 25—120; АС 16/2,7—50/8 5—20 60— 100 75— 130 85— 140 15.9 0,45 — 50.5
П20-1Б П-Щ-ЖБ-С А 25—120; АС 16/2,7—50/8 ; 5—20 60— 100 75— 130 85— 140 25,9 0,45 — 50.5
УА10-1Б АУ-1Ц-ЖБ-С А 25—120; j АС 16/2,7—50/8 5—20 — — 77,4 1,35- — 50.6
УА20-1Б АУ-1Ц-ЖБ-С А 25—120; АС 16/2,7—50/8 . 5—20 — — — 87,6 1,35 — 50.6
П10-7ДБ П-Щ-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 50.7
П20-7ДБ П-Щ-Д-С А 25—120; АС 16/2,7—50/8 5—20 66— 100 75— 130 85— 140 2,2 0,15 0,3 50.7
ОА10-3 ДБ А-Щ-Д-С А 25—120; АС 16/2,7——50/8 .5—20 — — — 35,1 0,3 0,95 50.8
ОА20-3 ДБ А-1Ц-Д-С А 25—120; АС 16/2,7—50/8 5—20 — — — 36 0,35 1,0 50.8
15 П35-1 П-Щ-Ст-С АС 70/11—150/24 5—20 160— 240 200— 300 225— 335 1558 — ••— 50.9
П35-2 П-2Ц-Ст-С АС 70/11—150/24 15—20 235— 330 235— 420 295— 335 1934 — — 50.10
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 — — 50.11
У35-4+5 АУ-2Ц-Ст-С АС 70/11—95/16 5—20 — — •— 3986 — — —
У35-2+5 АУ-2Ц-СТ-С АС 120/19—150/24 5—20 ‘ — — 6850 — — 50.12
110 П110-3 П-Щ-Ст-С АС 120/19—240/32 5—10 365— 440 155— 555 435— 445 2558 — — 50.13
П110-5 П-Щ-Ст-О АС 70/11—240/32 15—20 200— 330 250— 415 240— 330 2686 — — —
П110-7 П-Щ-Ст-С АС 120/19—240/32 5—10 410— 505 515— 630 460— 505 2820 —. — —
П110-4 П-2Ц-Ст-С АС 120/19—240/32 5—10 365— 445 455— 555 435— 445 3336 — — 50.14
П110-6 П-2Ц-Ст-С. АС 70/11—240/32 15—20 200— 330 250— 415 240— 330 3942 — = — —
НО, 150 У110-1+9 АУ-Щ-Ст-С АС 70/11—240/32 5—20 — . — — 8544 — — 50.15
У110-2 + 9 АУ-2Ц-Ст-С АС 70/11—240/32 5—20 — . — — 11 834 — — 50.16
150 П150-1 П-Щ-Ст-С АС 120/19—240/32 5—20 250— 425 315— 525 350— 425 2720 — — —
П150-2 П-2Ц-Ст-С АС 120/19—240/32 5—20 250— 425 340— 525 380— 425 4009 — — —
220 П22О-3 П-Щ-Ст-С АС 300/39—-400/51 5—20 380— 520 475— 650 520 4881 — — 50.17
П220-1 П-Щ-Ст-С АС 300/39—400/51 5—20 380— 520 475— 650 520 3812 — — —
П220-2 П-2Ц-Ст-С АС 300/39—400/51 5—20 395— 470 430— 550 465— 470 6450 — — 50.18
Продолжение табл. 50.9
Номи- наль- ное на- пряже- ние, кВ Шифр опоры Условное обозначение Марка провода Норма- тивная толщи- на стен- ки голо- леда, мм Длина пролета, м Расход материалов Рису- нок
габа- ритно- го весово- го ветро- вого стали, кг жслс- зобето- на, м3 древе- сины, м3
220 У220-1+9 АУ-Щ-Ст-С АС 300/39—400/51 5—20 — — — 13 078 — — 50.19
У220-2 + 9 АУ-2Ц-Ст-С АС 300/39—400/51 5—20 — — — 20 245 — — 50.20
330 ПЗЗО-З П-Щ-Ст-С 2х(АС 330/39)— 5—10 365— 565— 495 6392 — — 50.21
ПЗЗО-1 П-Щ-Ст-О 2х(АС 400/51) 2х(АС 330/39)— 5—20 495 365— 620 565— 495 5017 —. — —
ПЗЗО-2 П-2Ц-Ст-С 2х(АС 400/51) 2х(АС 330/39)— 5—20 495 325— 620 405— 425— 10 475 50.22
УЗЗО-1+14 АУ-Щ-Ст-С 2х(АС 400/51) 2х(АС 330/39)— 5—20 445 555 445 25 276 50.23
УЗЗО-2+14 АУ-2Ц-СТ-С 2х(АС 400/51) 2х(АС 330/39)— 5—20 Ъ г — — 38 910 — U. 50.24
500 ПБ-2 П-Щ-Ст-О 2х(АС 400/51) Зх( АС 400/51) — 10—20 350— 437— 350— 6914 — — 50.25
УБМ-22 АУ-Щ-Ст-0 Зх(АС 500/64) Зх(АС 400/51) — 10—20 460 510 460 15 640 — 50.26
750 ПП 750-1 П-Щ-Ст-О Зх(АС 500/64) 5х(АС 300/39)— 10—20 470— 520— 415— 11 490 — — 50.27
1150 ПОГ-II50- П-Щ-Ст-О 5х(АС 400/51) 8х(АС 300/39) — 10—20 540 335— 675 375— 540 340— 21 050 — 50.28
35 1М ПБ35-1 П-Щ-ЖБ-С 8х(АС 400/51) АС 95/16—150/24 5, 10 420 215— 460 350— 420 300— 122 1,67‘ 50.29
ПБ35-3 П-Щ-ЖБ-С АС 95/16—150/24 15,20 375 185— 425 225— 465 190— 118 1,67 u —
ПБ35-2 П-2Ц-ЖБ-С АС 95/16—150/24 5, 10 265 230— 320 290— 345 210— 299 1,81 -J 50.30
ПБ35-4 П-2Ц-ЖБ-С АС 95/16—150/24 15,20 290 135— 330 150— 380 НО— 299 1,67 —
УБ35-11 АУ-Щ-ЖБ-О АС 95/16—150/24 5—20 190 220 210 270 2,1 -Д- 50.31
НО ПБ 110-1 ГМЦ-ЖБчС АС 70/11—150/24 5,10 255— 295— 325— 216 1,67 50.32
ПБ110-5 П-Щ-ЖБ-С АС 70/11—240/32 15,20 340 155— 385 195— 380 205— 255 1,81 .. . -—.
110, ПБ110-2 П-2Ц-ЖБ-С АС 70/11—120/19 5,10 265 215— 380 275— 305 220— 522 1,81 * ~2. 50.33
150 ПБ110-4 П-2Ц-ЖБ-С АС185/29—240/32 5, 10 275 275 325 330— 280 275— 422 2,52 — —
ПБ 110-6 П-2Ц-ЖБ-С АС 70/11—120/19 15,20 120— 345 150— 285 130— 522 1,67 —
ПБ 110-8 П-2Ц-ЖБ-С АС 150/24—240/32 15,20 170 200— 210 245— 185 195— 484 2,52 . 50.34
ПБ 150-1 П-Щ-ЖБ-С АС 120/19—240/32 5 — 20 240 175— 295 205— 250 190— 316 1*81. —
ио, ПБ150-2 П-2Ц-ЖБ-С АС 120/19—240/32 5—20 290 175— 310 215— 370 170— 596 2,52 — 50.39
150 УБ! 10-1 АУ-Щ-ЖБ-О АС 70/11—240/32 5—20 290 310 До 750 325 До 500 1526 2,10 — 50.35
УБ 110-23 АУ-Щ-ЖБ-С АС 95/16—240/32 5—20 — — — 919 3,68 — 50.36
Окончание табл. 50.9
Номи- наль- ное наг пряже- ние, кВ Шифр опоры Условное обозначение Марка провода Норма- тивная толщи- на стен- ки голо- леда, мм Длина пролета, м Расход материалов Рису- нок
габа- ритно- го весово- го ветро- вого стали, кг жслс- зобсто- 3 на, м древе- сины, 3 м
110, УБ110-25 АУ-Щ-ЖБ-С АС 95/1-6—240/32 5—20 — — .— 1887 7,36 — 50.37
150 УСБ 110-4 АУ-2Ц-ЖБ-С АС 70/16—240/32 5—20 —~ .— — 3699 7,36 — 50.38
220 ПБ220-1 П-Щ-ЖБ-С АС 300/39—-400/51 5—20 220— 255— 205— 452 2,52 — 50.40
31(1 36(1 360
ПСБ220-1 П-Щ-ЖБ-С АС 300/39—400/51 5—20 270— 32(1— 275— 429 3,62 — —
375 400 425 •
ПБ220-4 П-2Ц-ЖБ-С АС 300/39—400/51 5, 10 310 . 360 315 933 5,03 — 50.41
». f 360
ПБ220-12 П-2Ц-ЖБ-С АС 300/39—400/51 5—20 345— 40(1— 390— 2548 5,03 —- 50.42
430 545 465
УБ220-3 АУ-Щ-ЖБ-О АС 300/39—400/51 5—20 -ТТ- •— — • 1807 2,56 — 50.43
УСБ220-1 АУ-Щ-ЖБ-О АС 300/39—100/51 5—20 —- — — 1934 2,56 -- 50.44
УСБ220-7 АУ-Щ-ЖБ-С АС 300/39—400/51 5—20 .. — .. — 2335 7,36 — 50.45
330 ПВСЗЗО-Ам П-Щ-ЖБ-С 2х(АС 300/39) — 2х(АС 400/51) 5—20 — — — . 1663 3,93 50.46
ПБ330-7Н П-Щ-ЖБ-С 2х(АС 300/39) — 5—20 335— 420— 335— 1511 5,03 у— 50.47
2х(АС 400/51) 450 56(1 45(1
ПБ330-4 П-2Ц-ЖБ-С 2х(АС 300/39) — 5—20 230— 285— 230— 2914 5,04 — 50.48
2х( АС 400/51) 29(1 36(1 290 я
УБЗЗО-5 АУ-Щ-ЖБ-С 2х(АС 300/39) — 2х(АС 400/51) 5—20 — — —- 2304 11,1 -г- 50.49
500 ПБ500-5Н П-1Ц-ЖБ-С Зх(АС 330/43) — 10,15 345— 440— 390— 246(1 5,03 —г 50.50
Зх(АС 400/51) 355 495 43(1
ПБ500-7Н П-Щ-ЖБ-С Зх(АС 330/43) — Зх(АС 400/51) 20 300 „340 30(1 227(1 5,03 —г —
УБ500-1 АУ-Щ-ЖБ-О Зх(АС 330/43) — Зх( АС 41X1/51) 10—20 — — — 8515' 7,80 -у 50.51
35 ПД35-1 П-1Ц-Д-С АС 50/8—120/19 5—20 120— 170— 150— 39 — 2,2 50.52
275 74(1 35(1
ПД35-3 П-Щ-Д-С АС 50/8—150/24 5-20 120— 15(1— 170— 31 — 3,1 ' —
28(1 66(1 36(1
110 ПД 110-1 п-щ-д-с АС 70/11—120/19 5—20 130— 227— 120— 39 — 2,4 50.53
260 600 350
ПД 110-5 П-1Ц-Д-С АС 70/11—185/29 5—20 135— 220— 190— 31 — 3,2 . —
260 60(1 440
35, ПО УД110-1 АУ-Щ-Д-С АС 50/8—185/29 5—20 W - -— 264 — 6,16 50.54
УД 110-5 АУ-Щ-Д-0 АС 50/8—185/29 5—20 — — — 470 — 5,7 —
220 ПД220-1 П-Щ-Д-С АС 300/39—500/64 5—20 160— 18(1— 180— 94 — 5,0 50.55
250 535 400
ПД220-3 П-1Ц-Д-С АС 300/39—500/64 5—20 160— 200— 135— 76 — 5,8 —
25(1 60(1 300
УД220-1 АУ-Щ-Д-С АС 31X1/39—5(1(1/64 5—20 — — 893 —- 11,(1 50.56
Примечания: 1. Вее приведенные характеристики относятся к опорам ВЛ, проходящим в ненаселенной
местности, и рассчитаны на ветровое давление нс менее 500 Па (скорость ветра нс менее 30 м'с). 2. Шифры опор
приведены по [50.16—50.18]. 3. Условные обозначения опор расшифровываются следующим образом: П — про-
межуточная, А — анкерная, АУ — анкерная угловая, 1Ц — одноцепная, 2Ц — двухцепная, Ст — стальная, ЖБ —
железобетонная, Д — деревянная, С — свободностоящая, О — на оттяжках. 4. Диапазоны пролетов соответству-
ют разным сечениям проводов и толщинам стенки гололеда.
50.6. УДЕЛЬНЫЕ МЕХАНИЧЕСКИЕ
НАГРУЗКИ ПРОВОДОВ
И МОЛНИЕЗАЩИТНЫХ ТРОСОВ
2
Удельные нагрузки уг, Н/(м •. мм ), на провода
и тросы учитывают механические силы массы про-
водов и гололедных образований, а также давление
ветра на провода без гололеда или с гололедом.
Удельные нагрузки относятся к единице длины
и единице поперечного сечения провода или троса и
применяются во всех расчетах конструктивной час-
ти ВЛ в качестве исходных величин. При определе-
нии удельных весовых нагрузок проводов (тросов)
осуществляется переход от массы 1 м провода
(и массы осевшего гололеда) к механической силе
умножением на ускорение свободного падения.
В табл. 50.10 приведены расчетные выражения
для определения всех необходимых удельных на-
грузок I =1,2,..., 7.
Расчетные значения толщины стенки гололеда
определяются на основе § 50.2 и норм [50.1] по сле-
дующему выражению:
где irH — нормативная Толщина стенки гололеда
потабл. 50,3,мм; = —-2—— + 0,17 —коэффи-
циент, учитывающий отличие действительного
диаметра провода (троса) от 10 мм [50.9];
2
= (jgл/^ц^тп) — поправочный коэффициент
на высоту расположения над поверхностью земли
общего (приведенного) центра тяжести всех прово-
дов или отдельно тросов рассматриваемого анкеро-
ванного участка линии (или линии в целом) [50.9],
,п(т) . »п(т) гп(т)
учитываемый при «цтп > 25 м; «цтп = »ср -
- 2/^/3 — высота расположения приведенного
центра тяжести проводов в габаритном пролете, м;
. п(т)
Л — средняя высота крепления проводов
ср
(тросов) к изоляторам (опоре), м;/^ —-наиболь-
шая стрела провеса проводов, м (см. § 50.8).
Расчетные значения скоростного напора ветра
определяются на основе данных § 50.2 и норм
[50.1] по выражению:
,h
9v = (lvnkr
где qvn — нормативный скоростной напор ветра
------------------------------ 2
по табл. 50.2, Па; kh = Г 1g */Ю J —поправоч-
ный коэффициент на высоту подвески проводов
п(т)
(тросов), учитываемый при йцт „ > 15 м [50.4].
Коэффициент неравномерности распределе-
ния скоростного напора по пролету ВЛ в в
табл. 50.10 принимается по [50.1] равным: 1,0 при
qvn < 270 Па и 0,7 при qvil > 745 Па. В диапазоне
270—745 Па [50.9]
0,9
а =--------------+ 0,1 .
4^0,019иц-1,7
Коэффициент влияния длины пролета к/ в
табл. 50.10 по [50.1] равен 1,2 при пролетах до 50 м,
1,1 при 100 м, 1,05 при 150 м и 1,0 при 250 ми более.
Таблица 50.10. Удельные нагрузки проводов
и тросов
Удельная нагрузка 7„ 7 Н/(м • мм ) Расчетное выра- жение
От собственной массы дровода (троса) 71 9,8Ш0- 10“3/F
От массы гололедных отложений 72 9,81 gonb,id + + /?r)HF6/F
От собственной массы и массы гололеда 7з 71+72
От давления ветра на провод (трос) без голо- леда 74 xl0~3/F
От давления ветра на •1 провод (трос) с гололе- дом Результирующая от массы провода (троса) и давления ветра без гололеда Результирующая от массы провода (троса), массы гололеда и от давления ветра *5 (?И16/4)Х x(rf + 2/?,.)16-3/F
7б / 2 2 <J7i+74
77 / 2 2 7*3+75
Обозначения: Мо — масса 1 км провода или
троса (см. разд. 20, [50.18]), кг; F— полное поперечное
сечение провода или троса (для комбинированных
проводов — суммарное сечение токовсдущсй части и
2
сердечника из материала высокой прочности), мм ;
2
9,81 м/с —ускорение свободного падения; d—внеш-
ний диаметр провода (троса), мм; g0 = 900 кг/м3 —
плотность гололеда; qv — расчетный скоростной на-
пор ветра, Па (см. ниже); а — коэффициент неравно-
мерности распределения давления ветра вдоль пролета
ВЛ (см. ниже); к/ — коэффициент влияния длины про-
лета (см. ниже); Сх — коэффициент лобового сопро-
тивления провода (троса) давлению ветра.
Коэффициент лобового сопротивления прово-
дов (тросов) давлению ветра Сх в табл. 50.10 прини-
мается равным 1,2 при диаметрах проводов (тро-
сов) менее 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 опре-
делении удельных нагрузок см. в [50.5,50.10,50.11,
50.13,50.16].
50.7. НАПРЯЖЕНИЯ В ПРОВОДАХ И ТРОСАХ,
ТЯЖЕНИЯ ПО НИМ В НОРМАЛЬНЫХ
РЕЖИМАХ РАБОТЫ
Расчеты проводов и тросов производятся по ме-
тоду допускаемых напряжений, нормативные значе-
ния которых приведены в табл. 50.8. Расчеты линий
с обычной длиной пролетов (примерно до 800 м)
осуществляются по напряжению провода (троса)
в его низшей точке. Вместе с тем напряжения в тбч-
ках крепления проводов должны быть не больше
1,05 допускаемого значения для алюминиевых про-
водов й стальных тросов и l*sl 0 для сталеалюминие-
вых. В точках крепления на опоре напряжение
в проводе (тросе) больше, чем в его низшей точке.
При равной высоте расположения точек подвески
(рис. 50.59)
aA = <?B = a0 + Vf>
где f— стрела провеса провода, м, при удельной
э
нагрузке у, Н/(м • мм“), и напряжении в низшей точ-
2
ке а0, Н/мм .
При неодинаковой высоте точек подвески
по рие. 50.60
$В ~ °0 + Т/в > = °Q+У {а-
Рис. 50.59. Пролет воздушной линии с одинаковой
высотой крепления проводов на опорах при пере-
сечении железной дороги
Если известны стрелы провеса и fB, напря-
жение в низшей точке провода можно вычислить
так (см. рис. 50.60, § 50.9):
»0 = Y/2
где знак минус соответствует случаю, когда низшая
точка кривой провисания находилась бы вне проле-
та (при больших уклонах профиля трассы).
Комбинированные, в том числе сталеалюми-
ниевые, провода рассчитываются по полному тяжс-
нию, действующему по проводу, суммарному сече-
нию алюминиевой и стальной частей, эквивалент-
ным модулю упругости, температурному коэффи-
циенту линейного расширения и допускаемому на-
пряжению провода в целом (см. табл. 50.7, 50.8).
При температурах воздуха отличающихся от
данных табл. 50.4, допускаемое напряжение стале-
алюминиевого провода определяется по выражению
[п]и = {|п]а - (аа - а0)(в0 - Ь„)Еа}Е0/Еа,
где [о]а, аа, Еа — допускаемое напряжение, темпе-
ратурный коэффициент линейного расширения
и модуль упругости алюминиевых проволок
(см. разд. 20); О0 — температура изготовления про-
вода, условно принимаемая равной +15 °C; а0, Ео
— температурный коэффициент линейного расши-
рения и модуль упругости сталеалюминиевого про-
вода, приведенные в табл. 50.7.
Напряжение провода (троса) о,; при климатиче-
ских условиях, характеризуемых температурой
воздуха ,&п и удельной нагрузкой уп определяется
по уравнению состояния провода:
у I Е
^ + аЕ^т-Ьп),
•
2,2,,
V Е
------2 = °™
24о^
Рис. 50.60. Пролет воздушной линии с разновысо-
ким креплением проводов на опоре
НАПРЯЖЕНИЯ В ПРОВОДАХ И ТРОСАХ. ТЯЖЕНИЯ ПО НИМ В НОРМАЛЬНЫХ
РЕЖИМАХ РАБОТЫ
где величины с индексом m относятся к известному
(исходному) состоянию провода, а с индексом п
к искомому состоянию; I — длина пролета.
Уравнение состояния является неполным куби-
ческим уравнением вида
3 2
где
у2 ГЕ
24
- m
В = у2?Е/24.
Такое уравнение рекомендуется решать мето-
дом Ньютона, получая результат с хорошей точно-
стью на третьей итерации, по следующей итераци-
онной формуле:
^опк-А) + В
+ ] <^(За„,-2Л) •
Как начальные приближения (нулевые итера-
ции) рекомендуется принимать значения, получае-
мые по следующим эмпирическим формулам
[50.12]:
7 2/3 ~2
В + А ;
если А < 0, то Ой0 = 1,035 ——---.
NB 3-А
Уравнение состояния может применяться и при
неравных высотах точек крепления проводов, если
tg ф = кАВП < 0,25 (см. рис. 50.60). При tg ф > 0,25
уравнение состояния имеет вид
2,2 г 2 ,2 _
V Е з У,п1 Е з
а - —-т-cos ф = о --------~cos ф +
24О* 24<
+ aE(OzH-en)cosv.
В большинстве расчетных задач исходным рас-
сматривается такое состояние провода, для которо-
го назначается допускаемое эквивалентное напря-
жение. Выбор допускаемого напряжения провода
по табл. 50.8 и соответствующих ему у1п и -&1П про-
водится на основе анализа рассчитываемых значе-
ний критических пролетов (см. § 50.10).
Тяжение по проводу (тросу) при любых услови-
ях работы и в каждой его точке направлено по каса-
тельной к кривой провисания провода (троса) и оп-
ределяется выражением
TK = aKF>
где F— полная площадь поперечного сечения про-
вода (троса).
Наименьшее тяжение по проводу действует
в его низшей точке То, а в точках крепления
(см. рис. 50.60):
Та = То + yFfA, Тв = То + yF(hAB +fA).
Изложенная методика расчетов допускаемых
и иных значений напряжений с применением экви-
валентного модуля упругости Е является наиболее
широко применяемой при массовых расчетах про-
водов и тросов и не противоречит действующим
нормам [50.1 ]. Однако при этом не учитываются из-
менения механических характеристик проводов
(тросов) из-за их вытяжки при монтаже и эксплуа-
тации (рис. 50.61) [50.9, 50.11]. Взаимосвязь напря-
жений и изменений длины проводов (тросов), нахо-
дящихся в эксплуатации, характеризуется модулем
релаксации D. Поэтому уточненное выражение для
определения допускаемого в эксплуатации напря-
жения сталеалюминиевого провода имеет вид
[50.9, 50.21]:
[п1„ = {|о|а-(аа-а0)(Оо-
где модуль релаксации сталеалюмиииевого прово-
да в целом
1 + кпкр
D = D——у-2- -. kn ^D.IDr = 0,19; kp=FJFc.
с 1 +кр и ,а с ’ ’ 1 а с
Здесь Оа, Dc — модули релаксации алюминиевой
и стальной частей провода (см. § 50.3); FR, Fc —
площади поперечных сечений алюминиевой и
стальной частей провода (см. разд. 20, [50.18]).
Рис. 50.61. Зависимости напряжения а проводов от
их удлинения Е в различных режимах нагружения:
а — при ускоренном нагружении в процессе монтажа,
arctg фс = С (модуль нсупругости); б — при медленно
нарастающей нагрузке проводов до наибольшей рас-
четной, arctg <ро = D (модуль релаксации); в — при
повторных нагрузках или разгрузках в процессе экс-
плуатации, arctg ф£ = Е (модуль упругости)
50.8. СТРЕЛЫ ПРОВЕСА ПРОВОДОВ
И ТРОСОВ
При одинаковой высоте крепления проводов
(тросов) на соседних опорах (см. рис. 50.59) стрела
провеса в пролете, м, может быть определена так:
1) при пролетах ВЛ до 700—800 м
/. = y,/2/(8oz),
где I — длина пролета, измеряемая по горизонтали
(см. рис. 50.59, 50.60), м; у, — удельная нагрузка
провода (троса) при конкретных климатических ус-
ловиях, Н/(м • мм2); а,-— напряжение в низшей точ-
ке провода (троса) при удельной нагрузке у,- и рас-
четных климатических условиях, Н/мм ;
2) при расчетах больших пролетов ВЛ (перехо-
дов через широкие водные пространства и т.п.), ко-
гда стрелы провеса f > 0,06/
fi = [ch (у,//(2а,)) - 1] а,/у,,
О расчетах стрел провеса в особых условиях
см. [50.3, 50.5, 50.7, 50.11]. Наибольшие вертикаль-
ные стрелы провеса, определяющие габаритный
пролет ВЛ (при заданных опорах) или высоту про-
ектируемых (реконструируемых) опор, образуются
или при наивысшей температуре воздуха:
4 =у1/2/(8ое ),
и в
или при наибольшей, вертикаль ной (весовой) на-
грузке
/3=у3/2/(8о3),
где У], у3 принимается по табл. 50.10; о2 , о3 — на-
пряжения провода (троса) в его низшей точке соот-
ветственно при наивысшей температуре воздуха
бв, У! и при гололеде без ветра 0г, у3 (см. § 50.7).
Климатические условия, при которых имеет ме-
сто наибольшая стрела провеса провода (троса)
в вертикальной плоскости, определяются сравне-
нием высшей температуры воздуха в районе соору-
жения линии с условной критической температу-
рой, °C:
= /)r-3°+ [О|уябу2/(г3а£),
где /)г — температура, при которой наблюдается
образование гололеда; | а | — допускаемое на-
* пб
пряжение провода при наибольшей удельной на-
грузке (см. табл. 50.8 и § 50.7).
При наивысшей температуре воздуха ОЕ > 0кр
стрела f >fy при йв < О стрела f < f3.
В г в
Провес провода в поперечном сечении пролета
ВЛ, например на рис. 50.59, удобно определять по
выражению
J'l =4/Х|(1 -хДГ)И.
Данное выражение применяется при расчетах
пересечений ВЛ с иными техническими объектами
для определения расстояния между объектом и про-
водами ВЛ. Так, на рис. 50.59 /г, = (А + /) - (уу + /г2),
где А + f— высота подвески проводов; Л2 — высота
от плоскости основания опоры до головки рельса.
При неодинаковой высоте подвеса провода или
троса на соседних опорах (относительно горизонта-
ли) различают (см. рис. 50.60):
1) малую стрелу провеса — относительно низ-
шей точки подвеса
’ 2
/М=/л=Т'э.м/(8о0)>
где /э м — эквивалентный малый пролет,
^э.м ~ I ~ ^AtPo ЛУО’
2) большую стрелу провеса — относительно
высшей точки подвеса.
2
/б = /в s ^«/(SOo),
где /э б — эквивалентный большой пролет,
1э.б = 1 + 21’АВс0/(уГ).
Провес провода (троса) относительно верхней
точки его крепления в любом сечении пролета
(см. рис. 50.60)
у = 4/^<(1-х//^)//эб.
50.9. ДЛИНА ПРОВОДОВ И ТРОСОВ
В ПРОЛЕТАХ ВОЗДУШНОЙ ЛИНИИ
Длина провода (троса) в пролете при одинако-
вой высоте его крепления на смежных опорах
(рис. 50. 59) и пролетах до 800 м вычисляется как
для параболы:
2 3 2
Д/ = 7 + у2/3/(24о2),
или при более длинных пролетах — как для цепной
линии
Lj = 2(а, /у,) sh (у,- // (2а,)).
Более подробные сведения см. в [50.4, 50.5,
50.7, 50.11]. При неодинаковых высотах точек кре-
пления проводов (см. рис. 50.60) их длина в проле-
те определяется на основе записанных выше выра-
жений и в виде суммы длин провода в половине
пролета 1эи (Ем) и половине пролета /э б (LB0):
L = 0,5(LM + LB0) .
При расчете проводов (тросов) иа оспове урав-
нения параболы
Z=M(Y2/g0)(4 + ^)/48.
50.10. КРИТИЧЕСКИЕ ДЛИНЫ ПРОЛЕТОВ
В нормальных режимах работы линии напряже-
ния проводов должны быть не выше их допускаемых
значений по табл. 50.8 при следующих условиях:
1) низшая температура воздуха Он, удельная на-
грузка у (, допускаемое напряжение провода I о I е ;
II
2) средние годовые условия: средняя годовая
температура Осг, удельная нагрузка у1( допускае-
мое напряжение провода [а]с э;
3) наибольшая внешняя удельная нагрузка на
провод у|16 (у6 или у7), соответствующая ей темпе-
ратура воздуха Дпб, допускаемое напряжение про-
вода [ а]у .
Из приведенных трех сочетаний температуры
воздуха, удельной нагрузки провода и допускаемо-
го напряжения должно быть выбрано одно такое,
использование которого в уравнении состояния
провода обеспечит для каждой рассчитываемой ли-
нии соблюдение следующих требований:
осэ*1°и;
где ,асэ и — реальные для данной ВЛ на-
uu ' *пб
пряжения проводов при наинизшей температуре,
среднегодовой температуре и температуре воздуха
в состоянии наибольшей внешней нагрузки (обыч-
но берется температура гололедообразования).
Необходимое сочетание исходных (определяю-
щих) условий расчета выбирается сравнением дейст-
вительного (предполагаемого) пролета (см. § 50.13,
50.14 и 50.18) и критических пролетов по табл. 50.11.
Критические пролеты вычисляются по выражению
[50.21,50.22]
. _ 14 114,+
[ 'У Г 9 "
4(y,/y„,) -(14/14,)
Различаются три критических пролета:
1) /кр| определяет переход от расчетных усло-
вий при наинизшей температуре к средним эксплуа-
тационным условиям. При этом уп = Y), — Осг,
= [о]с.э, 7m = 71 и [о]т = [о]е _;
2) /кр2 определяет переход от расчетных усло-
вий наинизшей температуры к условиям наиболь-
шей нагрузки: у„ = 7пб, [о]„ =. [о]^,
ут =71>вт = впи[о],„= [о]вя;
’Таблица 50.11. Исходные условия для расчетов
проводов
Соотношение критических пролетов Соотноше- ние расчет- ного и кри- тических пролетов Исходные (определяю- щие) условия расчетов проводов на механиче- скую прочность
^кр! <}кр2 < 1крЗ 1<‘кр} Нашившая температура
^кр! <^<^крЗ Средние эксплуатацией-
ныс
1 > !крЗ Наибольшая нагрузка
1крЗ > 1кр2>1крЗ 1 < 1кр2 Наинизшая температура
1>1Кр2 Наибольшая нагрузка
3) /Крз определяет переход от расчетных сред-
них эксплуатационных условий к условиям наиболь-
шей нагрузки: у„ = 7|16, = \6 > Ии = I ° 1у >
Ут = 71, 4 = ®с.г и = Не з-
За исключением /кр2 два других критических
пролета могут не существовать (их вычисление да-
ет мнимый результат). Поэтому рекомендуется пер-
воначально выяснить существование / । и (кр3:
а) /кр1 вычисляется при [п]сэ > |ег|у} +
+ аЕ(в„-всг); .
6> /кр3 вычисляется при [а]с э > Гст]у 71/711б-
Критический пролет /кр2 необходимо вычис-
лять лишь в том случае, когда /кр1 > /кр3.
50.11. ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТОВ
МОЛНИЕЗАЩИТНЫХ ТРОСОВ
В НОРМАЛЬНЫХ РЕЖИМАХ РАБОТЫ
Исходным условием расчета молниезащитных
тросов в нормальных режимах (в отличие от расчета
проводов) является обеспечение их допустимой
стрелы провеса при климатических условиях, соот-
ветствующих атмосферным перенапряжениям
(см. табл. 50.4), которая определяется следующим
образом. При данных условиях (индекс А — атмо-
сферное перенапряжение) для надежной защиты
проводов от непосредственного поражения молнией
стрела провеса троса ftA должна быть на 0,5—1,5 м
меньше стрелы провеса проводов fnA.
/тЛ=/пЛ-(0,5-1,5),
где меньшее значение разности стрел провеса отно-
сится к пролетам длиной 200—250 м, а большее —
к пролетам 450—500 м.
Кроме указанного согласно [50.1] расстояние
между верхним проводом и молниезащитным тро-
сом в середине пролета (без учета отклонения их
ветром) в нормальных режимах работы линии
должно быть не менее значений, определяемых
следующими формулами (см. рис. 50.70) [50.5], м:
Лы = 4 + 0,015(7-200)
йтп = 16 + 0,01 (/- 1000)
при 200 < I < 1000 м;
при 1000 < / < 1500 м.
По стреле провеса троса определяется его на-
пряжение при климатических условиях, соответст-
вующих атмосферным перенапряжениям,
где у1т — удельная нагрузка для троса от его собст-
венной массы.
По найденному значению о.г?) и по уравнению
состояния, записанному для троса, определяются
напряжения троса при любых других климатиче-
ских условиях (состояниях). При этом в правую
часть уравнения состояния, приведенного в § 50.7,
подставляется
2 .2 _
Yi/ Ет
Л - ОтЛ -+ •
24атА
Температура воздуха при атмосферных перена-
пряжениях принимается равной 15 °C.
Климатические условия для проверки на проч-
ность стального молниезащитного троса устанав-
ливаются путем расчета третьего критического
пролета (режим паииизшей температуры может не
рассматриваться):
Г'75+>(Д.-Л г)
/кр3т = >21 -----
'Кб.т/У.т) -2,04
Если I < /кр3т, по уравнению состояния троса
рассчитывается о.г при средних эксплуатационных
условиях и сравнивается с соответствующим до-
пускаемым значением (см. табл. 50.8). Если же
/ > /К1,зт, то расчетным будет режим наибольшей
механической нагрузки. При невыполнении про-
верки на прочность выбирается трос с большим по-
перечным сечением.
Подробные указания о защите ВЛ молиисза-
щитными тросами и их подвеске на опорах
см. в [50.1, 50.2], а сведения о расчетах — в [50.4,
50.7,50.13,50.16].
50.12. ТЯЖЕНИЯ ПО ПРОВОДАМ
И МОЛНИЕЗАЩИТНЫМ ТРОСАМ
ПРИ ИХ ОБРЫВАХ
При обрыве провода (проводов одной фазы) ли-
нии в одном из промежуточных пролетов
(рис. 50.62, а и б) снижаются тяжения и напряже-
ния в проводе (проводах) той же фазы в неповреж-
денных промежуточных пролетах (в рассматривае-
мом анкерованном участке). Снижение тяжений по
проводу (проводам) обусловливается отклонения-
ми гирлянд изоляторов, а также гибкостью проме-
Рис. 50.62. Схема анкерованного участка воздушном линии с промежуточными пролетами одинаковой
длины (/| = 1г = ... = Г) с гибкими промежуточными опорами без молниезащитных тросов, с подвесными
гирляндами изоляторов и креплением проводов в глухих зажимах:
а — нормальный режим работы; б — обрыв провода в первом промежуточном пролете (П.пр.Г), при этом новые
пролеты 12а < Ци < ... < lSa < / и 80, 8И, 8„ — соответственно отклонения опоры (па уровне крепления гирлянды
изоляторов), гирлянды изоляторов и точки крепления провода оборванной фазы
жуточных свободностоящих деревянных и железо-
бетонных опор.
Обрыв проводов рассматривается при средних
эксплуатационных условиях (у(, г) в расчетах
приближения проводов к поверхности земли и уси-
лий, воспринимаемых промежуточными опорами.
Наибольшие тяжения создаются при обрыве прово-
да (проводов одной фазы) в промежуточном проле-
те, примыкающем к анкерной опоре. Этот режим
является расчетным для промежуточной опоры,
ограничивающей аварийный пролет (^п(ан) на
рис. 50.62, б).
Проведение соответствующего расчета пресле-
дует цель определить усилия, действующие па эту
промежуточную опору, для их учета в последую-
щей проверке опоры на механическую прочность и
устойчивость по методу предельных состояний
[50.1, 50.14]. При прохождении трассы ВЛ по насе-
ленной местности является обязательным обеспече-
ние нормируемого приближения к земле провисших
необорванных проводов [50.1 ]. Несоблюдение этого
требования влечет за собой вынужденное сокраще-
ние длины промежуточных пролетов или замену
промежуточных опор на анкерные облегченные.
Примыкающая к пролету обрыва анкерная опо-
ра воспринимает тяжепие = ос.э^> гДе Г— се"
чеиие провода (проводов) оборванной фазы.
Опоры ВЛ напряжением до 1 кВ не рассчитыва-
ются по нагрузкам аварийного режима [50.1,50.17].
Для опор ВЛ напряжением выше 1 кВ норма-
тивные тяжения по проводам, воспринимаемые
промежуточной опорой 7’ц(а11), определяются:
а) по табл. 50.12 — при креплении проводов в глу-
хих зажимах к подвесным гирляндам изоляторов;
б) по паспортным данным зажимов — при крепле-
нии проводов в зажимах с ограниченной прочно-
стью заделки (но не более укзанных в табл. 50.12);
в) 1,5 кН — при креплении проводов к штырьевым
изоляторам; г) при необходимости уточненного
расчета или расчетов, не охватываемых описанны-
ми выше условиями, — на основе специальных ме-
тодик по [50.4, 50.7, 50.13, 50.16].
При обрыве молпиезащитпого троса в одном из
промежуточных пролетов тяжепие по тросу в со-
седнем пролете принимается равным: а) 0,5Гт||б =
= 0,'5eTIIg 7\, где от „б — наибольшее напряжение
троса; Fx — поперечное сечение троса; б) тяжению,
найденному по методике, изложенной в [50.4], если
требуется уточненное определение данного тяже-
ния.
При обрывах проводов па линиях с гибкими
опорами тросы оказывают поддерживающее дейст-
вие, в связи с чем в них возникают дополнительные
напряжения. Дополнительное тяжепие по тросу
при обрыве проводов определяют по схеме
рис. 50.63, а, принимая допущение о жестком за-
креплении стойки опоры в сечениях на уровне кре-
пления троса и па уровне земли:
где Rc— сила (реакция), воспринимаемая стойкой
опоры и действующая на высоте крепления
оборванного провода (рис. 50.63, б); hBC нН— вы-
соты точек крепления изоляторов и молнисзащит-
ных тросов на опоре.
При одностоечных опорах Rc = 7п(ав)
(см. табл. 50.12 — негибкие опоры); при промежу-
точных опорах портального типа с двумя молнисза-
щитпыми тросами (см. рис.-г50.63, б):
ЛС“ ^ГКаву4^-
Дополнительное напряжение троса, обуслов-
ленное силой 7?т,
°т.д ~ ^Т^Т’
Таблица 50.12. Нормативные тяжения по проводам, действующие в аварийном режиме ВЛ на
промежуточные опоры
Опоры ВЛ Число про- водов в фазе Сечение проводов, ’X'. мм2 Нормативное тяжснис в долях максимального тя- жения по проводу
Свободностоящие металлические и из любого 1 Нс более 185 0,50
материала на оттяжках с молнисзашитными тро- сами (негибкие опоры) 1 Нс мснсс 205 0,40
Железобетонные свободностоящие без молние- 1 Нс более 185 0,30 ,
защитных тросов (гибкие опоры) 1 Нс мснсс 205 0,25
Деревянные свободностоящие без молнисзащит- 1 Нс более 185 0,25
ных тросов (гибкие опоры) 1 Нс мснсс 205 0,20
Для ВЛ напряжением 330 кВ и ниже с расщеп- 3 Нс более 185 0,35 (0,21)
ленными фазами (в скобках —для Гибких желе- зобетонных опор) 2 Не менер 205 0,32(0,20)
Для ВЛ напряжением 500 кВ 2—4 Нс мснсс 205 0,15, но нс мснсс 18 кН
а полное тяжение по тросу
°т.ав Ят.с.э + °т.д>
где от с э — напряжение троса при средних эксплуа-
тационных условиях (у1т, f>cr). Это напряжение
Рис. 50.63. Статическая схема к расчету дополни-
тельного тяжения по тросу при обрыве провода
одной фазы
должно быть не выше 70 % его предела прочности
(см. табл. 50.8). Детализацию условий и методик
определения нормативных тяжепий по проводам
и тросам в аварийных режимах см. в [50.1].
50.13. ПРОЛЕТЫ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ
Промежуточные пролеты — расстояния по
горизонтали между соседними промежуточными
опорами (см. рис. 50.59, 50.62) определяются высо-
той выбранных унифицированных или типовых
промежуточных опор. Диапазоны изменения этих
пролетов указаны в табл. 50.13.
Промежуточные габаритные пролеты в общем
случае определяются (рис. 50.64) высотой выбран-
ных промежуточных опор /7; высотой тросостойки
расстоянием по вертикали между проводами Лп;
длиной подвесной гирлянды изоляторов X
(табл. 50.14); наибольшей возможной стрелой про-
веса проводов, не отклоненных ветром, /пб
(см. § 50.8); наименьшим допустимым по условиям
безопасности расстоянием от низшей точки прови-
'сающего нижнего провода до поверхности земли
(нормируемый габарит линии) /;г (табл. 50.15); за-
пасом на неровности поверхности земли △/; = 0,2—
0,3 м. Расчет габаритного пролета линии произво-
Таблица 50.13. Ориентировочная длина, м, промежуточных пролетов при нормативных стенках
гололеда Ьгп, мм
Материал и конструкция промежу- точных опор Номинальное на- пряжение Ц|оы, кВ Одноцепные опоры Двухцсппыс опоры
/>,,,= 10 Д;„ = 20 ^,= 10 = 20
Стальные свободностоящие 35 235—310 145—210 220—290 125—180
ПО 280—380 1'90—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—310 — —
750 420—490 350—385 — —
Железобетонные на оттяжках 500 300—350 250—300 — —
Деревянные свободностоящие 35 185—265 120—190 — —
ПО 190—230 130—175 — —
220 225 190—200 — —
Таблица 50.14. Основные характеристики изоляции на промежуточных опорах воздушных линий
>. (высота до 1000 м над уровнем моря, вне зон повышенного загрязнения)
Номи- нальное напряже- ние, кВ Тип изоля- тора Металлические и железобетонные опоры Деревянные опоры
Количе- ство изо- ляторов Строительная вы- сота изолятора или длина гирлянды (с арматурой), м Масса изоля- торов с арма- турой, кг Количе- ство изо- ляторов Высота изолятора или длина гирлянды (с арматурой), м Масса изоля- торов с арма- турой, кг
До 1 НС16 1 0,14 0,8 1 0,17 1,72
НС18 1 0,165 1,0 1 0,195 2,0
6—10 ШС10А 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 ШФ20В 1 0,25 1 0,25 5,05
ПС40А 2 0,46 5,30 1 0,35 3,35
35 ПС40А 4 0,715 ' 8,72 3 0,6 ' 7,0
ПС70Е 3' 0,672 12,1 2 0,55 12,0
ЛК7О/35 1 0,90 3,6 1 0,90 3,6
ЛП70/35 ’J 1 0,98 3,4 1 0,98 3,4
110 ПС40А 10 1,38 18,9 9 1,27. 17,2
ПС70Е 8 1,31 29,1 7 1,20 25,7
ЛК70/110 1 1,46 6,47 1 1,46 6,47
ЛП70/110 1 1,41 4,32 1 1,41 4,32
ЛК120/110 1 1,56 . J.2,8 1 1,5.6 12,8
ЛШ20/110 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 ’ 1 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 2,5.7 94,0 12 2,42 88,0
ЛК 160/220 1 2,69 21,8 ' ' 1 '2,69' 21,8
ЛП 160/220 1 , 2,65 ; 19,з 1 2,65 19,3
150 ПС70Е 10 1,56 36,5 — — —
ЛК70/150 2 2,13 > 7,5 — — —
ЛП70/150 2 2,15 6,5 •— — —
ПС120Б , 10 1,68 47,5 —• — —
330 ПС70Е 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 — — —
ЛП120/330 ' 1 3,28 32,0- -— — —
ПС160Д 17 3,00 ! 129,2 — — —
ЛК160/330 1 3,48 * 46,2 — — —
ЛГИ 60/330 1 3,3р ' 1 ' 33,2 •— — —
ПС210В 16 3,2|5 143,42 — — —
500 ПС120Б 28 4,37 142,6 — — т—
ЛК 120/500 1 .4,53 56,1 — — —
ЛП 120/500 2 • 5,62 46,6 — — ,—
ПС160Д 25 4,50 204,5 — — —
ЛК 160/500 1 .4,86 76,0 — — т
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 — — —
ЛГИ 20/750 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 7,11 318,5 —— —
ПСЗООВ 31 7,32 393,1 1 — —
Таблица 50.15. Наименьшие допустимые расстояния, м, проводов воздушных линий до земли
и пересекаемых объектов
Район прохождения ВЛ или пересекаемые объекты Номинальное напряжение воздушной линии, кВ
до 1 6,10 20 35, 110 150 220 330 500 750
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 3,5 5,0 5,0 5,0 5,5 6,0 6,5 7,0 10,0
До земли в населенной местности, на территориях промышленных предприятий:
в нормальном режиме 6,0 7,0 1 7,0 7,0 7,5 8,0 9,5 15,0 23,0
при обрыве проводов в соседнем пролете — 4,5 4,5 4,5 5,0 5,5 6,0 6,5 —
До проводов липин связи и сигнализации при наиболь- шей стреле провеса:
в нормальном режиме1 1,2 2—4 3—4 3—5 4—6 4—6 5—7 5—7 6,5
в аварийном режиме — 1,0 1,0 1,0 1,5 2,0 2,5 3,5 —
Железные дороги общего пользования: -
в нормальном режиме до головки рельса нсэлск- 7,5 7,5 ' 7,5 7,5 8,0 8,5 9,0 9,5 20,0
трифицированной железной дороги2 то же, но при обрыве провода в пролете, соседнем 6,0 6,0 6,0 6,0 6,5 6,5 7,0 — —
4 с местом пересечения
от провода до несущего троса подвески или до кон- 1,0 2—3 3—5 3—5 4—7 4—7 5—8: 5—8 10,0
тактного провода электрифицированной железной 2 3 дороги в нормальном режиме ’
то же, но при обрыве провода в соседнем пролете4 1,0 1,0 1,0 1,0 2,0 2,0 2,5 3,5 —
До полотна автомобильных дорог с общей шириной проезжей части 4,5 м и более:
в нормальном режиме 7,0 7,0 7,0 7,0 7,5 8,0 8,5 9,0 16,0
прн обрыве провода в пролете, соседнем с местом 4 t пересечения 5,0 5,0 5,0 5,0 5,5 5,5 6,0 6,5 —
Судоходные реки, каналы, шлюзы и т.п.:
до уровня самых высоких вод прн наивысшей тем- пературе 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 су- доходном горизонте воды или до габарита сплава леса прн наивысшей температуре 2,0 2,0 2,0 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 5,5
Несудоходные и нссплавныс реки н каналы:
до уровня высоких вод (прн 15 °C) 2,0 3,0 3,0 3,0 3,5 4,0 4,5 5,0 10,0
до уровня льда зимой (прн -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 молнисзашитными устройствами, используется также при проверках
по условиям гололеда; большая из цифр относится к линиям на деревянных опорах и без молннсзащитиых устройств.
2
Определение наибольшей стрелы провеса проводов на пересечениях с железными дорогами общего поль-
зования н дорог электрифицированного транспорта производится с учетом наивысшей температуры окружающе-
го воздуха н добавочного нагрева проводов током в нормальном режиме работы линии (при отсутствии данных
о токовых нагрузках липни температура проводов принимается 70 °C).
3 Указанные расстояния берутся в зависимости от длины пересекающего пролета воздушной линии и расстоя-
ния от места пересечения до ближайшей опоры линии.
4 2
При пересечениях линий, выполняемых проводами сечением 185 мм и более, проверка габаритов не тре-
буется.
Рис. 50.64. Размеры промежуточной опоры, опре-
деляющие длину габаритного промежуточного
пролета линии (пли высоту опоры)
дится на основе допустимой (габаритной) стрелы
провеса провода
[/] = Н — (Лт + Л + /гп + Лг + △/;)
по выражениям:
А = (гш/{8[/]} + Yf2CT])K/{241 оI;2} ;
5-=![о]-а£(«[/]-®и);
С=8Е[Д2/3.
Здесь — удельная нагрузка и температура
воздуха при климатических условиях, в которых
образуется наибольшая стрела провеса, равная [/];
Y[a]> ®[о] — то же>1,0 пРи климатических условиях, со-
ответствующих рассматриваемому напряжению [0].
Климатические условия, соответствующие
наибольшей вертикальной стреле провеса провода
/иб = [Л/выбираются после вычисления прибли-
женного значения условной критической темпера-
туры воздуха и сс сравнения с наивысшей темпера-
турой О , зафиксированной метеостанциями, рас-
положенными вблизи трассы ВЛ (см. § 50.8). Кли-
матические условия, соответствующие [о], выбира-
ются после определения критических пролетов
(см. § 50.10) и их сопоставления с вероятными зна-
чениями габаритных пролетов проектируемой ли-
нии, которые принимаются на основании данных
табл. 50.9, 50.14.
При толщине стенки гололеда на проводе
15 мм и более и наибольшей скорости ветра 25 jyi/c
и более обычно |а| = |ст| , Т,о| = 7п6 = Y7 и
•пб •*
®М = Ч6=вг-
После определения [/] по приведенным выше
выражениям необходимо проанализировать Пра-
вильность положенных в основу расчета исходных
климатических условий T(OJ, ®[о] Г|РП Y|/]и $[/]•
Это выполняется сравнением полученного значе-
ния пролета /г с /кр), /кр2, /кр3, а также уточненного
значения 0|;р с заданной г>в. При расхождении по-
ложенных в основу расчета значений М>
У|у] и в(/] с результатами проверочного анализа
расчет следует повторить, исходя из новых пара-
метров климатических условий, соответствующих
значению [а], полученному по рекомендациям
§ 50.10 и [<] по рекомендациям § 50.8.
Ветровым пролетом ВЛ /вт называется проме-
жуточный пролет, соответствующий нагрузке от
давления ветра на вес провода и тросы. Этот пролет
всегда принимается равным полусумме длин про-
летов, примыкающих к опоре (рис. 50.65): с
^2вт ~ Лвт'** ^г> ^5вт **
Весовым пролетом ВЛ /вс называется проме-
жуточный пролет, соответствующий нагрузке от
Рис. 50.65. Схема анкерованного участка линии с неравными промежуточными пролетами:
/г, / / — соответственно габаритный, весовой и ветровой пролет
массы проводов и тросов, воспринимаемой проме-
жуточной опорой, и измеряемый между низшими
точками провисающих проводов в соседних проле-
тах (точка О па рис. 50.65). Этот пролет может быть
равен габаритному, больше или меньше габаритно-
го в зависимости от рельефа трассы линии:
аД АЛ. , АЛД
/. = I. +— ——----------! I
/вс 7вт I. J’
где i — номер пролета,/-— номер промежуточной
опоры (/ = / +1).
Промежуточные пролеты в населенной мест-
ности выбираются как по условиям нормального
режима ВЛ, так и по условию наибольшего возмож-
ного провисания проводов, которое получается в
первом от анкерной опоры пролете при обрыве про-
вода во втором промежуточном пролете. Расстоя-
ние от низшей точки провода до поверхности земли
или городских технических сооружений должно
быть не меньше указанных в табл. 50.15, что приво-
дит к существенному сокращению пролетов при
применении опор, предназначенных для ненасе-
ленной местности. Длина пролета, возможная по
условиям данного аварийного режима ВЛ, опреде-
ляется по [50.4, 50.7, 50.13, 50.16].
Анкерный пролет — расстояние по горизонта-
ли между соседними анкерными опорами (см. /и на
рис. 50.70).
Анкерованный участок — расстояние по го-
ризонтали между анкерными опорами, ограничи-
вающими ряд промежуточных пролетов, сумма
длин которых является длиной анкерованного уча-
стка. Длина последнего не нормируется для ВЛ
напряжением 35 кВ и выше при креплении прово-
дов в глухих зажимах или зажимах с ограниченной
прочностью заделки [50.1].
При креплении проводов к штырьсвым изоля-
торам на ВЛ напряжением 35 кВ и ниже длина ан-
керованного участка должна быть не более 10 км,
если толщина стенки гололеда составляет 10 мм,
и не более 5 км при толщине 15 мм и более. Анкер-
ные опоры устанавливаются в местах, определяе-
мых условиями прокладки трассы линии, пересече-
ниями с другими техническими объектами и иными
условиями работы и монтажа ВЛ.
Приведенный пролет — эквивалентный
(по условию равенства напряжений в низших точ-
ках проводов) промежуточный пролет, определяе-
мый для анкерованного участка линии с неравными
промежуточными пролетами по формуле
Гк з й
'np = J.W.Z'p
где /, — длина г-го промежуточного пролета при к
таких пролетах в пределах одного анкерованного
участка. . - <• . .•
1:10 000—1:25 000
1:5 000
1:500
1:1 000—1:2 000
1:100—1:200
По приведенным пролетам производятся расче-
ты ВЛ после расстановки опор по трассе линии. До-
полнительно см. [50.4, 50.7, 50.13].
Длины прилетов переходов ВЛ через пересе-
каемые технические сооружения выбираются
по условию наименьшего допускаемого приближе-
ния проводов к определенным частям данного со-
оружения (см. § 50.15).
50.14. РАССТАНОВКА ОПОР ПО ТРАССЕ
ЛИНИИ
Расстановке опор предшествуют изыскания
трассы линии (составляются план-абрис, продоль-
ный профиль и геологическая структура будущей
трассы линии). Указанные данные наносятся на
карту трассы (рис. 50.66). Для отдельных мест в
силыюпересеченной местности, при пересечении
технических объектов и естественных препятствий
могут сниматься и поперечные профили трассы.
Масштабы плана и профилей обычно принима-
ются следующие:
Для плана...............
Горизонтальный для нормаль-
ных профилей ...........
Вертикальный для нормаль-
ных профилей ...........
Для профилей переходов через
автомобильные и железные до-
роги, линии связи н т.п.:
Горизонтальный..........
Вертикальный.......
На рис. 50.66 приведен пример продольного
профиля трассы линии. В нижней части рисунка
дан спрямленный план местности (абрис шириной
100 м). Еще ниже указаны отметки профиля, рас-
стояния между пикетами и номера пикетов. На оси
трассы линии указаны стрелками углы поворота
линии.
При проектировании трассы линии и последую-
щей расстановке опор должны соблюдаться наи-
меньшие допустимые вертикальные и горизонталь-
ные расстояния от проводов и опор ВЛ до иных тех-
нических объектов.
Расстановка промежуточных опор по профилю
производится графическим путем при помощи
«шаблонов», вычерчиваемых па прозрачных мате-
риалах (калька, пленка и т.п.). Исходными пункта-
ми при расстановке являются точки установки опор
анкерного типа.
Шаблон для расстановки опор представляет со-
бой изображение кривой наибольшего провисания
провода (кривая / на рис. 50.67) и двух равноуда-
ленных по вертикали от нее кривых, именуемых га-
баритной и земляной. Шаблон строится для прово-
да выбранной марки при расчетном (габаритном)
номерах опор, пролетах и т.д.
ПК 358 + 43,7 756,30 — расстояние между углами
Размеры в метрах
Рис. 50.66. Продольный профиль и план участка трассы воздушной линии
Рис. 50.67. Шаблон дли расстановки промежуточ-
ных опор по профилю трассы линии
пролете и наибольшей вертикальной стреле прове-
са провода (см. § 50.8). Точки кривой / рассчитыва-
ются по уравнению параболы, соответствующему
системе прямоугольных координат с началом, со-
вмещенным с низшей точкой параболы, в следую-
щей записи:
у = /ул/100)2,
гдех=0 — /Р/2; 104/(2<fyj);у^, —
удельная нагрузка на провод и напряжение в его
низшей точке при [/]; /г— габаритный пролет.
Кривая 2 шаблона (габаритная) строится вычи-
танием из ординат кривой 1 наименьшего допусти-
мого по нормальным режимам расстояния от низ-
шей точки провода до земли (Лг на рис. 50.64,
табл. 50.15). Нижняя кривая 5 (земляная) опреде-
ляется вычитанием из ординат кривой I высоты над
поверхностью земли точки крепления к гирлянде
изоляторов низшего провода (h па рис. 50.64).
Начиная с точки установки анкерной (или кон-
цевой) опоры и соблюдая строго вертикальное по-
ложение оси ординат шаблона, последний переме-
щают вдоль продольного профиля трассы так, что-
бы кривая 2 в одной из точек касалась поверхности
земли, нигде ее не пересекая (рис. 50.68). Место ус-
тановки каждой следующей промежуточной опоры
укажет точка пересечения кривой 3 с земной по-
верхностью. При нескольких пересечениях кривой
3 выбирается место установки опоры, при котором
пролет получается наиболее близким к расчетному
габаритному. Таким методом находят места уста-
новки всех промежуточных опор внутри рассмат-
риваемого анкерованного участка.
Во всех вариантах расстановки опор по мере
продвижения по профилю трассы необходимо сле-
дить за тем, чтобы получаемые пролеты не превы-
шали значения весовых и ветровых пролетов для
применяемой промежуточной опоры, и значения
габаритного пролета, которой был положен в осно-
ву расстановки. Дополнительно следует исключать
Рис. 50.68. Схема расстановки опор но трассе ли-
нии с применением шаблона (см. рис. 50.67)
среди выявленных такие точки профиля, в которых
установка опор невозможна или неудобна (крутой
склон, непроходимое болото, дороги и т.п.).
Далее определяется приведенный пролет, по ко-
торому следует вести дальнейшие расчеты прово-
дов, тросов и опор (см. § 50.13). При практическом
совпадении приведенного и габаритного пролетов
(с отклонением ± 5—6 %) не требуется выполнение
проверочных расчетов. В случае большего расхож-
дения длины этих пролетов следует определить на-
пряжение проводов по уравнению состояния для
приведенного пролета и сравнить его с напряжени-
ем при габаритном пролете. Незначительное отли-
чие их значений указывает па то, что корректировка
расстановки опор не требуется. В противном случае
строится новый шаблон с введением в его расчет
напряжения, соответствующего приведенному про-
лету', и вновь производится расстановка опор.
В сильнопересеченной местности требуется
проверка расстановки опор по режиму наинизшей
температуры воздуха, когда на некоторых опорах
могут появиться направленные вверх усилия (ТА на
рис. 50.69). С этой целью рядом с кривыми 1,2 нЗ
примененного шаблона (см. рис. 50.67) дополни-
тельно вычерчивается кривая наименьшего прови-
сания при температуре воздуха Д)( (см. табл. 50.4).
Признаком появления направленных вверх усилий
в точках крепления проводов к гирляндам изолято-
ров является расположение низшей точки кривой
наименьшего провисания шаблона вне пределов
рассматриваемого промежуточного пролета. В та-
ких случаях потребуются специальные меры, пре-
дотвращающие подъем подвесных изоляторов,
съем штырьевых изоляторов со штырей и т.п.
Расстановка опор по трассе связана со специ-
альными расчетами габаритов пересечений ВЛ
с разными техническими сооружениями и естест-
венными преградами. Дополнительные сведения о
расстановке опор см. в [50.5, 50.13, 50.16, 50.17].
Рис. 50.69. Силы, действующие па изоляторы и
опоры линии, проходящей но силыгонересечениой
местности, при низкой температуре воздуха
50.15. ПЕРЕСЕЧЕНИЯ ВОЗДУШНЫМИ
ЛИНИЯМИ ТЕХНИЧЕСКИХ СООРУЖЕНИЙ
И ЕСТЕСТВЕННЫХ ПРЕГРАД
Основной задачей расчета или проектирования
пересечений является обеспечение следующих
нормативных показателей:
1) допускаемых расстояний от проводов пере-
секающей ВЛ до конструкций пли нормативных га-
баритов пересекаемого объекта;
2) то же от опор пересекающей ВЛ;
3) допускаемых углов пересечений проводов
ВЛ с трассой пересекаемого объекта;
4) типов опор, изоляторов и зажимов проводов
в пролете пересекающей ВЛ и иных специальных
требований [50.1].
Кроме указанного должны быть выдержаны до-
пускаемые расстояния сближений рядом располо-
женных трасс ВЛ и других инженерных сооружений.
Допускаемые расстояния от проводов ВЛ до пе-
ресекаемых сооружений и основные иные условия
пересечения ВЛ и технических объектов приведе-
ны в табл. 50.15 и 50.16. Более подробные указания
см. в [50.1]. Для вновь осуществляемых пересече-
ний, как правило, пересекающая линия должна про-
ходить над пересекаемым объектом. При пересече-
нии двух ВЛ выше должны быть расположены про-
вода линии более высокого номинального напряже-
ния.
На рис. 50.70 приведено схематическое изобра-
жение пересечения ВЛ с электрифицированной
двухколейной железной дорогой (ЛК и ЖД), линия-
ми связи (ЛС) и линией электропередачи напряжени-
ем до 1 кВ (ЛН). Пересечение должно быть спроек-
тировано таким образом, чтобы габаритные размеры
h„ Л..., h,„ а,., а..., а,, были не меньше нормативных,
а также чтобы были выдержаны остальные норма-
тивные требования для такого пересечения [50.1].
Обеспечение необходимых расстояний в нор-
мальных и аварийном режимах ВЛ достигается еле-
Таблица 50.16. Основные требования к воздушным линиям 35—500 кВ, пересекающим
в ненаселенной местности технические объекты (в пересекающих пролетах) |50.1]
Объект пере- сечения Пересекающая ВЛ Угол пересече- ния грасс ВЛ и объекта Допускае- мое рас- стояние от объекта до опоры ВЛ, м Иные требования
Номи- нальное напряже- ние, кВ Типы опор Способ крепле- ния проводов Наименьшее сечение про- водов, мм"
ВЛ 330— 500 кВ 330—500 Ликерные В глухих зажи- мах Нс нормиро- ван Провода ВЛ более высокого напря- жения располага- ются над провода- ми ВЛ более низ- кого напряжения
ВЛ 220 кВ и менее 330—500 Допускают- ся проме- жуточные То же — То же — То же
ВЛ 220 кВ и менее 220 То же » — » — »
Линии связи, 35 \ Промежу- В глухих зажи- Мпогопрово- Возможно До опоры Не допускается
сигнализации и радиотранс- ляции, выпол- ненные неизо- лированными проводами и более точные при i гро водах ссчОиисм 120 мМ\ и более мах, па подвес- ных изоляторах ночные, а 70, АС 35/6,2 70 (алюми- нием А 70), 35/6,2 (сталсалюми- нисвыс АС) близкий к 90° ВЛ нс мс- нсс 7 расположение опор объектов пе- ресечения под про- водами ВЛ. Прово- да ВЛ располага- ются выше объек- тов пересечения
Железные до- роги общего пользования электрифици- рованные 6—500 Анкерные В глухих зажи- мах; при прово- дах сечением 2 120 мм и бо- лее двух цеп- ные гирлянды изоляторов 40—90 °C До габари- та желез- ной дороги: высота опо- ры + 3 При пересечении железных дорог необшего пользо- вания допускают- ся промежуточные и анкерные облег- ченные опоры
Автомобиль- ные дороги с шириной про- езжей части, м: 15 и более 6—500 Тоже То же Нс нормиро- ван Высота опоры
6,0—7,5 6—500 Анкерные облегчен- ные или промежу- точные То же или при штырьсвых изоляторах двойное креп- ление То же
Судоходные реки 6—500 Анкерные В глухих зажи- мах » При использо- вании проводов АС сечением 120/19 и более до- пускаются анкер- ные облегченные и промежуточные опоры (при смеж- ных с последними — опоры анкерно- го типа)
Надземные и наземные тру- бопроводы - 6—500 Анкерные То же Близкий к 90° при пересече- нии газо- и нефтепроводов То же
Примечание. Вертикальные расстояния между проводами ВЛ и пересекаемыми объектами
см. в табл. 50.15.
Рис. S0.70. Ликерный пролет пересечения воздушной линии с электрифицированной железной дорогой
(ЛК и ЖД), линией напряжением до 1 кВ (ЛН) и линией связи (ЛС)
дующими мерами: а) расположением опор пересе-
кающей ВЛ относительно пересекаемого объекта
(«с, аж, ап и т.п.); б) надлежащим выбором высоты
опор ВЛ и применением в случае необходимости
опор повышенного типа (унифицированных опор
на унифицированных подставках); в) анкерным
креплением проводов иа опорах ВЛ.
Применяемая па практике методика проектиро-
вания пересечения ВЛ с различными объектами за-
ключается в следующем. Опору ВЛ требуемого ти-
па (А1 или А2 на рис. 50.70) устанавливают на наи-
меньшем допустимом расстоянии от пересекаемых
объектов. Расположение другой опоры пролета пе-
ресечения (пролет /п) определяется требованиями
допустимого приближения низших проводов ВЛ
к верхним точкам пересекаемых объектов. При
этом для нахождения таких расстояний применяет-
ся расчетное выражение, приведенное в § 50.8.
Наименьшая возможная длина пролета /п
(см. рис. 50.70) определяется минимальными до-
пустимыми расстояниями от обеих опор ВЛ до тех-
нических сооружений. Если в таком варианте не со-
блюдаются наименьшие допустимые размеры йс,
/гж и йп, то применяются специальные меры, обес-
печивающие подъем точек крепления проводов, но
при этом следует увеличивать /п, добиваясь получе-
ния минимальных запасов в габаритах. Расстановка
промежуточных опор по трассе ВЛ по обе стороны
от пролета пересечения ведется с учетом выбран-
ных ранее точек установки других анкерных опор.
Пересечения воздушных линий с протяженны-
ми объектами могут проектироваться с применени-
ем промежуточных опор (двух-, трех- или четырех-
пролетные анкерованные участки). В случаях раз-
новысокой подвески проводов на смежных опорах,
пролетов разной длины и неодинаковых удельных
нагрузок по пролетам напряжения и стрелы прове-
са при необорванных проводах определяются пу-
тем решения системы линеаризованных уравнений
состояния проводов вычислительным методом
«прогонки» [50.23]. Более подробные сведения
см. в [50.13,50.16].
50.16. НАПРЯЖЕНИЯ И СТРЕЛЫ ПРОВЕСА
ПРОВОДОВ И ТРОСОВ ПРИ ИХ МОНТАЖЕ
Монтаж проводов и тросов ВЛ должен осуще-
ствляться с такими механическими напряжениями,
при которых в эксплуатации ВЛ не будут превыше-
ны их допускаемые напряжения, указанные в
табл. 50.8. Оценка напряжения проводов и тросов в
процессе монтажа выполняется косвенно — по
стрелам провеса, соответствующим конкретным
длинам промежуточных пролетов, климатическим
условиям проведения монтажных работ и монтаж-
ным напряжением.
Так как после проектной расстановки опор по
пересеченной трассе ВЛ промежуточные пролеты
оказываются неодинаковыми, то монтажные напря-
жения проводов и тросов рассчитываются для при-
веденного пролета (см. § 50.13) с использованием
модифицированного уравнения состояния провода
и при учете конкретных климатических условий
монтажа У| и (подразумевается проведение мон-
,тажа проводов при отсутствии гололеда и ветрово-
го давления):
°м
VI /цр м _. . £м _ 'i'llf/lip^M
24с2 =,aW-24lo|2
•но
+ ас„(е-ем),
м 4 г м ' >’•
ГДе Сы ~ 1 +(C/D-l)v
— монтажный модуль
удлинения провода, определяемый геометрически-
ми соотношениями модулей С и D и принимаемым
значением доли общей вытяжки провода под дейст-
вием нагрузки У|, реализуемой непосредственно
в процессе монтажа; v « 0,05Fa/Fc [50.9]. При этом
расчетное значение монтажного напряжения завы-
шается с целью компенсации последующей вытяж-
ки провода под действием расчетных наибольших
внешних нагрузок от гололеда и ветра (выполняет-
ся обоснованная перетяжка провода).
Поскольку в реальных условиях монтаж про-
водов может происходить при различных темпе-
ратурах воздуха, например в диапазоне от наиниз-
шей до наивысшей температур, то для всех воз-
можных длин приведенных пролетов, характери-
зующих различные анкерованные участки ВЛ, а
также для всех анкерных пролетов проводится се-
рия расчетов значений ом. По этим значениям на-
ходятся стрелы провеса всех приведенных и ан-
керных пролетов:
2
/м.пр = У1/Пр/(8ом)>
где /пр — длина приведенного пролета.
Для каждого конкретного промежуточного про-
лета, имеющего длину вычисляется стрела про-
веса, соответствующая определенной температуре
монтажа,
Рис. 50.71. Монтажные графики проводов (тросов)
Обычно рассматривается не весь набор проме-
жуточных пролетов ВЛ, а несколько характерных
значений: наибольшее и наименьшее, габаритное,
повторяющиеся.
На основании проведенной серии расчетов со-
ставляются монтажные таблицы и строятся мон-
тажные графики, аналогичные приведенным на
рис. 50.71, которыми и руководствуются при прове-
дении монтажных работ на линиях. Дополнитель-
ные сведения см. в [50.9, 50.21,50.22].
50.17. ЗАЩИТА ПРОВОДОВ И ТРОСОВ
ОТ ПОВРЕЖДЕНИЙ ВИБРАЦИЕЙ
Для предотвращения изломов проволок, веду-
щих к последующему обрыву провода или троса
ВЛ, проходящей по открытой ровной или малопе-
ресеченной местности, необходима подвеска к про-
водам и тросам гасителей вибрации при условиях,
указанных в табл. 50.17. При прохождении ВЛ
(с одним проводом в фазе) по пересеченной или за-
строенной местности, по редкому и низкорослому
f , = f (1.Ц )2
J Ml .'м.пр И("пр/ •
Таблица 50.17. Условия, при которых необходима защита проводов и тросов от вибрации
Провода, тросы Число про- водов в фазе Номинальное 2 сечение, мм Открытая, ровная местность без кустарников и деревьев Сильно пересеченная или застроенная местность, ред- кий н низкорослый лес
Пролеты дли- ной, м, и более 1Т/ 2 ос э, Н/мм Пролеты дли- ной, м, и более 2 ос э, Н/мм
Алюминиевые и АН из 1 До 95 80 35 100 40
сплава АВ-Е 1 120—185 100 35 125 40
1 240 и более 120. 35 150 40
Сталсалюминисвыс 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 Вес сечения 150 45 175 50
Любое То же 500(переход- ные пролеты) При всех сс э — —
Стальные канаты ТК 1 >> 120 180 150 200
лесу длина упомянутых пролетов увеличивается па
20 %, а при двух проводах в фазе — на 10 %.
2
Алюминиевые провода сечениями до 95 мм и
сталеалюминиевые провода сечениями токоведу-
w 2
щей части до 70 мм ВЛ 6—20 кВ следует защи-
щать подвеской па 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-
ции типа ГВН [50.19].
50.18. ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ О ВЫБОРЕ
УНИФИЦИРОВАННЫХ ОПОР
И ФУНДАМЕНТОВ
Выбор необходимых для конкретной ВЛ уни-
фицированных или типовых опор [50.16, 50.17]
производится на основании сопоставления кон-
кретных условий проектирования с каталожными
характеристиками опор по следующим показате-
лям: 1) материалу опор; 2) номинальному напряже-
нию ВЛ; 3) маркам проводов (и молниезащитных
тросов, если они требуются); 4) скоростному напо-
ру ветра; 5) толщине стенки гололеда; 6) приведен-
ному (по расстановке опор па трассе), габаритному
(по каталогу опор), весовому и ветровому проме-
жуточным пролетам, а также с учетом интенсивно-
сти «пляски» проводов, характера местности про-
хождения трассы (населенная, горные районы или
иная) и ее особенностей (необходимость примене-
ния разновысоких опор, плавки гололеда и др.).
При выборе конструкций опор следует выполнить
все требования ПУЭ [50.1] по применению конце-
вых, анкерных, угловых и промежуточных опор.
Применение опор на оттяжках целесообразно
по экономическим соображениям и особенно в гор-
ной или болотистой местностях, по их не следует
применять (при напряжениях до 330 кВ) в районах
с интенсивным земледелием или посевами цепных
сельскохозяйственных культур.
Расположение проводов и тросов на опорах мо-
жет быть различным, по с учетом ограничений: при
ЬГи-** 15—20 мм и в районах с частой «пляской»
проводов предпочтение должно отдаваться подвес-
ке проводов всех фаз на одинаковом расстоянии от
земли, а при Ьгп > 20 мм такое расположение явля-
ется обязательным.
Выбор материала опор производится на основа-
нии технико-экономических показателей с учетом
конкретных экономических и климатических усло-
вий района сооружения ВЛ.
Значительная часть ВЛ в настоящее время со-
оружается на стальных опорах. Предпочтение при-
менению стальных опор перед железобетонными
следует отдавать также при сооружении ВЛ в гор-
ной или труднодоступной для транспорта местно-
сти, а также на линиях 35—500 кВ при расстоянии
более 1000 км от заводов железобетонных конст-
рукций до железнодорожного пункта, пз которого
перевозка элементов опор начинается с применени-
ем местных транспортных средств.
Железобетонные опоры рекомендуется приме-
нять во всех случаях, когда экономически не оправ-
данно применение стальных или деревянных опор, а
также в районах с повышенной влажностью воздуха
при средних годовых температурах 5 °C и выше.
Опоры из конструкционных алюминиевых спла-
вов могут применяться в условиях особенно трудно-
доступных трасс (горы, топкие болота), когда транс-
портировка опор весьма затруднена (например, осу-
ществляется с применением вертолетов).
Деревянные опоры применяются для ВЛ, трас-
сы которых прилегают к районам, богатым строе-
вым лесом и со значительными лесоразработками
для других нужд народного хозяйства. Целесооб-
разно их применение также в районах с малой влаж-
ностью воздуха и средней годовой температурой не
выше 5 °C. Как правило, приставки должны быть
железобетонными, по допускаются и пропитанные
деревянные. Элементы опор могут выполняться из
круглых и пиленых лесоматериалов.
Проверочные расчеты опор выполняются в слу-
чаях расхождения климатических условий или ха-
рактеристик рассчитываемой ВЛ с теми, которые со-
ответствуют унифицированным (или типовым) опо-
рам. Порядок этих расчетов следующий:
1) определение необходимых расстояний меж-
ду проводами и частями опор, между проводами
разных фаз, между проводами и молниезащитными
тросами; определение основных размеров опор
(высоты крепления проводов, полной высоты опо-
ры, длин траверс, габаритной ширины опоры);
2) определение нормативных и затем расчет-
ных нагрузок, действующих на опору в целом и
на отдельные ее элементы (траверсы, стойки или
ствол опоры, тросостойки);
3) составление статической схемы опоры и
действующих на нее расчетных сил;
4) определение расчетных сжимающих и рас-
тягивающих сил, изгибающих и крутящих момен-
тов, действующих по всем основным элементам
конструкции опоры, а также расчетных механиче-
ских напряжений и сопоставление их значений
с расчетными сопротивлениями материала этих
элементов. Расчет опор производится по методу
предельных состояний. Подробнее см. в [50.1,
50.13, 50.14, 50.16].
Расстояния между проводами проверяются по
условиям: 1) допустимого их сближения при несин-
хронных раскачиваниях ветром и при «пляске»
в зависимости от номинального напряжения ВЛ,
схемы расположения проводов и тросов на опоре,
наибольшей стрелы провеса, расчетной толщины
стенки гололеда и интенсивности «пляски» прово-
дов; 2) безопасного подъема на опору при неотклю-
чешюм напряжении; 3) наименьшего допустимого
расстояния между точками крепления гирлянд
изоляторов к траверсе деревянных опор портально-
го типа.
Проверка расстояний между проводами, между
проводами и частями опор, между проводами и
молниезащитными тросами, а также проверка вы-
соты опор поясняется рис. 50.72, 50.73 и табл. 50.4,
50.13, 50.15; подробнее см. в [50.1].
Расчетными режимами опор являются нормаль-
ные и аварийные режимы ВЛ, при которых возника-
ют наибольшие изгибающие и крутящие моменты,
действующие на опору, а также наибольшие уси-
лия, сжимающие и растягивающие детали опор.
В нормальных режимах работы все опоры рас-
считываются, исходя из полного количества прово-
дов и молниезащитных тросов применительно к
наибольшим весовым и ветровым пролетам линии.
Кроме того, в таких режимах: I) анкерные опоры
должны быть рассчитаны на разность тяжений по
проводам и тросам, возникающих из-за отличия
приведенных пролетов по обе стороны от опоры;
2) анкерные и угловые опоры рассчитываются на тя-
жения по проводам и тросам в условиях наииизшей
температуры воздуха; 3) двухцепиые опоры рассчи-
Рис. 50.72. Расстояния от проводов до заземлен-
ных частей двухиспной опоры и расстояния меж-
ду проводами фаз
тываются для случая, когда смонтирована лишь од-
на цепь ВЛ; 4) концевые опоры рассчитываются на
одностороннее тяжение всех проводов и тросов.
Аварийные режимы промежуточных опор рас-
считываются при средних эксплуатационных кли-
матических условиях и по расчетным тяжепиям,.
указанным в табл. 50.12. При этом рассматривают-
ся: обрыв провода или проводов одной фазы ВЛ
при неповрежденных молнисзащитных тросах; об-
рыв одного молписзащитного троса при неповреж-
денных проводах.
Опоры анкерные нормальные в аварийных ре-
жимах рассчитываются на обрыв: I) двух фаз алю-
миниевых проводов всех сечений и сталеалюми-
2
ниевых сечением до 150 мм (при этом молниеза-
щитныс тросы не оборваны); 2) одного молниеза-
щитного троса при необорванных проводах. Анкер-
ные облегченные опоры рассчитываются на обрыв
проводов только одной фазы при необорванных
тросах. В этих режимах односторонние тяжения по
необорванным проводам и молнпсзащитным тро-
сам, воздействующие иа анкерную опору, принима-
ются равными наибольшим тяжепиям при гололеде
без ветра или при наииизшей температуре
(по большему из этих значений). Дополнительно
анкерные опоры рассчитываются на основные ре-
жимы монтажа проводов и тросов.
Статический расчет опор осуществляется по
правилам строительной механики с учетом кон-
кретных схем рассматриваемых опор (см. [50.6,
50.13, 50.14,50.16, 50.20]).
Выбор унифицированных фундаментов к ме-
таллическим опорам производится по альбомам та-
ких фундаментов с учетом типа и конструкции опо-
ры, характеристик грунтов в местах установки
опор, результатов вычисления вырывающих или
вдавливающих усилий, обусловленных действием
расчетных нагрузок па провода, тросы и опору ли-
нии [50.6, 50.16, 50.18, 50.19].
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Рис. 50.73. Высота крепления молниезащитного
троса и его защитный угол О,
50.1. Правила устройства электроустановок /
Минтопэнерго Российской Федерации. —6-е изд., пс-
рсраб. и доп. с изменениями. М.: Главэнсргонадзор
России, 1998.
50.2. Строительные нормы и правила. Строи-
тельная климатология и геофизика. СНиП 2.01.01.—
82. М.: Стройиздат, 1983.
50.3. Андриевский В.Н., Голованов Л.Т., Зели-
чеико А.С. Эксплуатация воздушных линий электро-
передачи. —3-е изд. М.: Энергия, 1976.
50.4. Бошиякович А.Д. Механический расчет
проводов и тросов линий электропередачи. —2-е изд.
Л.: Энергия, 1971.
50.5. Бошникович Л.Д. Расчет проводов под-
станций и больших переходов ЛЭП. Л.: Энергия, 1975.
50.6. Гальпсрн М.Л. Деревянные опоры линий
электропередачи. М.: Энергия, 1972.
50.7. Глазунов А.А. Основы механической части
воздушных линий электропередачи. М.— Л.: Госэпср-
гоиздат, 1956. Т. 1. Работа и расчет проводов и тросов.
50.8. Гордон С.В. Сооружение линий электропе-
редачи. —3-е изд. М.: Энергоатомиздат. 1984.
50.9. Зарудский Г.К. Конспект лекций по курсу
конструкций воздушных линий. М.: МЭИ, 1977.
50.10. ЗеличенкоА.С., Смирнов Б.Н. Проектиро-
вание механической части воздушных линий сверхвы-
сокого напряжения. М.: Энергоиздат, 1981.
50.11. Ксссельман Л.М. Основы механики воз-
душных линий электропередачи. М.: Энергоатомиз-
дат, 1992.
50.12. Костенко М.В. Инженерная методика рас-
чета напряжения в проводе (общий случай) И Известия
вузов. Энергетика. 1984. Ns 2. С. 36—38.
50.13. Крюков К.П., Новгородцев Б.П. Конст-
рукции и механический расчет линий электропереда-
чи. —2-е изд. Л.: Энергия, 1979.
50.14. Крюков К.П., Курносов А.И., Новгород-
цев Б.П. Конструкция и расчет металлических и желе-
зобетонных опор линий электропередачи. —2-е изд.
Л.: Энергия, 1975.
50.15. Повышение эффективности электросетево-
го строительства / А.А. Зевин, К.П. Крюков, А.И. Кур-
носов и др.; Под рсд. Н.Н. Тих,одссва. Л.: Энергоатом-
издат, 1991.
50.16. Справочник по проектированию линий
электропередачи / Под рсд. М.А. Роута и С.С. Рокотя-
па. —2-е изд. М.: Энергия, 1980.
50.17. Справочник по проектированию электро-
сетей в сельской местности / Под рсд. П.А. Каткова и
В.П. Франгуляна. М.: Энергия, 1980.
50.18. Справочник по электрическим установкам
высокого напряжения / Под рсд. П.А. Баумштейна,
С.А. Бажанова. - -3-е изд. М.: Энергоатомиздат, 1989.
50.19. Справочник по сооружению линий элек-
тропередачи напряжением 35—750 кВ: Справочник
мастера / Сост: С.В. Крылов и др.; Под рсд. М.А. Рсута.
М.: Энергоатомиздат, 1990.
50.20. Трофимов В.П. Исследование и расчет но-
вых типов металлических опор линий электропереда-
чи. М.: Энергия, 1968.
50.21. Электрические системы. Электрические
сети / Под рсд. В.А. Веникова, В.А. Строева. М.: Выс-
шая школа, 1998.
50.22. Электрические системы и сети в примерах
и иллюстрациях / Под рсд. В.А. Строева. М.: Высшая
школа, 1999.
50.23. Зарудский Г.К., Хачатурова Е.А. Уточнен-
ный расчет проводов анкерованного участка с различ-
ными длинами пролетов в нормальных условиях рабо-
ты воздушной линии.// Электричество. 2000. № 3.
С. 11—15.
РАЗДЕЛ 51
КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
СОДЕРЖАНИЕ
51.1. Особенности кабельных линий....... 815
51.2. Параметры электрической схемы
замещения..............................816
Математические модели кабельной
линии (816). Погонное активное
сопротивление (817). Погонные реактив-
ные параметры (818). Погонная активная
проводимость (818). Особенности схем
замещения (819).
51.3. Сооружение маслонаполненных линий. 819
Общие сведения (819). Линии высокого
давления (819). Линии низкого давления
(822).
51.4. Токи и мощности, допустимые
по условиям нагрева в стационарном .
режиме............................... 823
Линии 6—35 кВ (823). Линии 110—
500 кВ (826)
51.5. Кабельные линии с принудительным
охлаждением......................... 828
Способы принудительного охлаждения
(828). Расчет нагрузочной способности
(829). Технические характеристики (830).
51.6. Газоизолпроваппые линии электро-
передачи................................831
Основные характеристики газовой "*'<
изоляции (831). Основные типы
конструкций (832). Особенности теплового
режима работы ГИЛ (833). Основные
технические характеристики ГИЛ с
пофазно экранированными
токоведущими элементами (834).
51.7. Криогенные линии электропередачи..835
Общие сведения (835). Конструктивные
элементы сверхпроводящего кабеля (836).
Система криогенного обеспечения
и токовводы (836). Технические
характеристики СПКЛ (837).
Список литературы...................... 838
51.1. ОСОБЕННОСТИ КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ
В соответствии с [51.1] кабельная пиния элек-
тропередачи (КЛ) определяется как «линия элек-
тропередачи, выполненная одним или несколькими
кабелями, уложенными непосредственно в землю,
кабельные каналы, трубы, на кабельные кон-
струкции». Как электроустановка КЛ представляет
собой устройство для передачи электроэнергии по
токоведущим элементам (ТВЭ) с использованием в
качестве электрической изоляции (ЭИ) твердой, га-
зообразной или жидкой среды, помещенной в гер-
метичную оболочку. Поэтому КЛ относятся к кате-
гории линий закрытого типа, которые обладают ря-
дом специфических свойств, не присущих линиям
открытого типа, т.е. воздушным (ВЛ).
Наличие в большинстве конструкций кабелей
металлической оболочки предопределяет то, что
распространение электромагнитных волн происхо-
дит в ограниченном пространстве между токоведу-
щими элементами и оболочкой. Следствием этого
являются значительно меньшие по сравнению с ВЛ
того же номинального напряжения значения волно-
вого сопротивления и соответственно большие зна-
чения 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 Рпред (при
включении КЛ между узлами системы с фиксиро-
ванными напряжениями) значительно выше допус-
тимой по условиям нагрева. Поэтому, как и в слу-
чае коротких ВЛ, задача увеличения натуральной
мощности и пропорциональной ей Рпред не возни-
кает. Проблемой для электропередач закрытого ти-
па является увеличение нагрузочной способности
по условиям нагрева [51.2].
Эта проблема усугубляется тем, что наличие
ЭИ и внешних защитных покровов определяет
ухудшенные условия теплоотвода от ТВЭ и явля-
ется причиной того, что допустимая по условиям
нагрева в стационарном режиме мощность (или
ток) при одинаковом с ВЛ номинальном напряже-
нии и сечении фаз в условиях естественного охла-
ждения в 1,4—1,7 раза меньше, чем у воздушной
линии.
Для всех разновидностей кабельных линий на-
пряжением ПО кВ и выше натуральная мощность
превышает допустимую по условиям нагрева. Это,
в свою очередь, означает, что даже в режимах мак-
симальных перетоков в КЛ существует избыток
реактивной мощности. В ряде случаев возникает
необходимость компенсации этих избытков, что
влечет за собой определенное удорожание ли при
за счет затрат на установку шунтирующих реакто-
ров [51.3].
Стоимость же сооружения 1 км кабельной
липин на порядок и более превышает аналогичный
показатель для ВЛ того же номинального напря-
жения, если нс принимать во внимание стоимость
отчуждаемой под трассу линии территории. Учет
последнего фактора в условиях рыночной экономи-
ки является необходимым условием технико-эко-
номического анализа. Вместе с тем, поскольку в
суммарных затратах на сооружение и эксплуата-
цию КЛ доминирующей составляющей являются
капиталовложения, проблема снижения потерь
электроэнергии отходит на второй план, хотя с по-
зиций необходимости увеличения нагрузочной
способности уменьшение тепловыделений в кабе-
ле, т.е. потерь в жилах, изоляции и оболочке, не
теряет своей актуальности.
Несмотря па высокую стоимость сооружения
КЛ, основной причиной экономического характе-
ра, обусловливающей их прогрессирующее приме-
нение в системах электроснабжения, является зна-
чительное сокращение размеров территории,
отчуждаемой под трассу линии, 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 про-
странства, на подходах к аэродромам, при выводе
мощности к открытым распределительным устрой-
ствам (ОРУ) некоторых гидроэлектростанций
(ГЭС) и т.п.
Вторая причина, по которой предпочтение в ря-
де случаев отлается КЛ, имеет технический харак-
тер и состоит в более высоком уровне их надежно-
сти по сравнению с ВЛ, что объясняется прежде
всего независимостью КЛ от влияния атмосферных
условий, которому подвержена ВЛ. И, наконец, при
решении вопросов электроснабжения городских
территорий все чаше учитываются экологические,
эстетические и архитектурно-планировочные кри-
терии и соображения, по которым преимущества
имеют подземные кабельные линии.
Кабельная линия как техническая система со-
стрит из следующих элементов:
собственно силового кабеля или кабелей (см.
[51.4], §20.8);
оборудования для соединения и секционирова-
ния участков кабеля и присоединения концов кабе-
ля к аппаратуре и шинам распределительных уст-
ройств 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 аппаратуры
очистки и осушки газа (в линиях с изоляцией сжа-
тым газом);
системы криогенного обеспечения основным и
вспомогательным хладагентом (в криогенных ка-
бельных линиях).
51.2. ПАРАМЕТРЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СХЕМЫ
ЗАМЕЩЕНИЯ
МАТЕМАТИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ КАБЕЛЬНОЙ
ЛИНИИ
В качестве математической модели КЛ для рас-
чета электрических режимов может быть использо-
вано одно из трех взаимозаменяемых представле-
ний [51.5]:
симметричный пассивный четырехполюсник;
симметричная схема замещения (П- или Т-об-
разная);
матрица комплексных узловых проводимостей.
В расчетах режимов кабельных электрических
сетей наиболее широко применяется П-образная
схема замещения, разновидности которой пред-
ставлены на рис. 51.1.
Схема замещения общего вида (рис. 51.1, а) ха-
рактеризуется двумя комплексными параметрами:
продольным комплексным сопротивлением
.?л = Кл +Аф
поперечной комплексной проводимостью _УЛ =
= Gji +JBn-
Вещественные и мнимые составляющие этих
комплексных параметров в общем случае опреде-
ляются через значения соответствующих погонных
(на единицу длины КЛ) параметров (г0, х0, g(), Z>0),
число параллельных цепей иц и длину / линии:
Лд — Гд[/Пщ Хд — XgZ/Иц, (
<?л=gofau; 5Л=ьо1пи>
где г0, х0 — погонные активное и индуктивное со-
противления, Ом/км; g0, b0 — погонные активная и
емкостная проводимости, См/км.
В силу относительно небольшой протяженно-
сти КЛ в использовании поправочных коэффици-
ентов, учитывающих распределенность парамет-
ров по длине, при определении Zn и Ул нет необ-
ходимости.
Наряду с абсолютными значениями погонных
параметров полезно представлять и соотношения
между активным и индуктивным сопротивлениями
Ug — г0/хд, активной и емкостной проводимостями
s0 = £о/ьо> а также значения погонной зарядной
мощности Огв= Ь,.. Знание значений этих па-
w пом и
а)
о----------------------1------1----------------------о
г)
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 посто-
янной зарядной мощностью); г — без поперечных
ветвей (при пренебрежении как активной, так и емко-
стной проводимостью); д — без учета индуктивного
сопротивления и проводимостей 5
раметров позволяет ориентироваться в выборе под-
ходящего для целей исследования или расчета ва-
рианта схемы замещения линии.
Конструктивные отличия кабельной линии от
воздушной (близость токопроводящих жил;
наличие твердой электрической изоляции с относи-
тельной диэлектрической проницаемостью значи-
тельно большей, чем у воздуха; наличие металли-
ческих экранов и оболочек, окружающих каждую
или все жилы кабеля, и т.п.) определяют сущест-
венное различие погонных параметров воздушных
и кабельных линий при одинаковых номинальном
напряжении и 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 эффек-
та 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 допусти-
мых или близких к ним температурах нагрева жил
до 90 °C, и пренебрежение их отличием от 20 °C
вносит заметную погрешность. Кроме того, поми-
мо потерь активной мощности непосредственно в
жилах в кабеле имеют место потери и в других ме-
таллических элементах (экранах, оболочках, бро-
He)f которые необходимо учитывать при определе-
нии эквивалентного погонного активного сопро-
тивления (см. § 51.4).
Кабельные линии напряжением 6—35 кВ со-
оружаются преимущественно с использованием ка-
белей с бумажной пропитанной вязким составом
изоляцией, которые имеют как медные, так и алю-
миниевые токопроводящие жилы. Значения г0
представлены в табл. 51.1 [51.3].
Маслонаполненные кабельные линии ПО—
220 кВ в соответствии с ГОСТ 16441—78 имеют
2
сечения медных жил от 150 до 800 мм и соответ-
ствующие значения эквивалентного активного со-
противления 0,1438—0,0312 Ом/км. Кабели ПО—
220 кВ с полиэтиленовой изоляцией изготавливают
2
с алюминиевыми жилами сечением 270—800 мм .
При этом их погонное активное сопротивление ле-
жит в пределах 0,092—0,04 Ом/км.
Таблица 51.1. Погонные активные сопротивления КЛ 6—35 кВ с пропитанной бумажной изоляцией
Параметр Сопротивление жилы, Ом/км, при сечении, мм2
10 16 25 35 50 70 95 120 150 185 240
г0(Си)’ 1,84 1,15 0,74 0,52 0,37 0,260 0,194 0,153 0,122 0,099 0,077
'0(А1у 3,10 1,94 1,24 0,89 0,62 0,443 0,326 0,258 0,206 0,167 0,129
Таблица 51.2. Погонные реактивные параметры КЛ 6—35 кВ с пропитанной бумажной изолинией
F, мм^ х0, Ом/км, при Ц1оы, кВ Qco<квар/км, при Ц,ом,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 11,7 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
параметры МНКЛ низкого давлении [51.6]
г 2 Г, ММ ''0> Ом/км х0, Ом/км, при Ц|ОМ’ кВ Qca, Мвар/км, ПРИ Цюм- кВ
но 200 НО 220
150 0,1438 0,200 — 1,03 —
Л 85 0,1169 0,195 — 1Д2. -т-г-
, 240 0,0906 0,190 — 1,20 —г
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 особенностей конст-
рукций fol их погонное индуктивное сопротивле-
ние значительно меньше, а погонная емкостная про-
водимость больше, чем у воздушных линий. Значе-
ния х0 и Qco 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 из табл. 51.2 и 51.3, погонное индук-
тивное сопротивление кабельных линий 6—220 кВ
в 2—4 раза меньше, чем у воздушных линий тех же
номинальных напряжений (около 0,4 Ом/км).
Поденная емкостная проводимость и соответст-
венно зарядная мощность КЛ отличаются от анало-
гичных параметров ВЛ еще в большей степени. По-
мимо сближения фаз в общей оболочке или экрани-
рования жил, приводящих к увеличению Ьо в той
же степени, что и уменьшение х0 (в 2—4 раза), су-
щественное влияние оказывает отличие относи-
тельной диэлектрической проницаемости £ от еди-
ницы. Так, бумажная пропитанная изоляция харак-
теризуется значениями 6 = 3,5—3,7, а полиэтилено-
вая — е = 2,2—2,3, что приводит к дополни-
тельному увеличению Ьо и (?со. сравнению с
аналогичным значением для ВЛ с нерасщепленной
фазой значения зарядной мощности КЛ 35—220 кВ
оказываются в 8—50 раз больше.
ПОГОННАЯ АКТИВНАЯ ПРОВОДИМОСТЬ
У кабельной линии активная проводимость оп-
ределяется потерями активной мощности в изоля-
ции кабеля А/эиз0 (диэлектрическими потерями) и
может быть выражена через емкостную проводи-
мость и тангенс угла диэлектрических потерь tg6:
g0 = b0 tgS или Д/^ 0 = <2С0Ц$.
Значения tgS определяются типом изоляции
жил кабеля. Для кабелей с бумажной пропитанной
изоляцией при Цюм = 6—35 кВ значения tg8 лежат
в пределах 0,008—0,015. Изоляция кабелей НО кВ
с центральным маслопроводящим каналом имеет
tgS = 0,003—0,0045, а кабелей 220 кВ, прокладывае-
мых в стальном трубопроводе, — от 0,0025 до
0,0045 [51.2]. Полиэтиленовая изоляция имеет tgfi
около 0,0008. Практически в расчетах режимов
электрических сетей с диэлектрическими потерями
в КЛ приходится считаться лишь при напряжениях
220 кВ и выше. Таким образом, при Ц1ОМ S 110 кВ
схема замещения КЛ не содержит ветвей с актив-
нои проводимостью.
ОСОБЕННОСТИ СХЕМ ЗАМЕЩЕНИЯ
Несмотря на то, что погонное значение за-
рядной мощности КЛ значительно больше, чем у
воздушной, учет в схеме замещения ветвей с емко-
стной проводимостью обычно необходим лишь при
1/пом > 35 кВ, поскольку КЛ имеют значительно
меньшую длину по сравнению с ВЛ того же
номинальйогб напряжения при примерно одинако-
вых или даже несколько больших передаваемых
мощностях. При меньших номинальных напря-
жениях КЛ с достаточной точностью представля-
ется одной из схем замещения, показанных на
рис. 51.1, г, д, которые отличаются по признаку на-
личия индуктивного сопротивления.
Необходимость учета в схеме замещения КЛ ее
индуктивного сопротивления определяется его со-
отношением со значением активного сопротивле-
ния, т.е. значением параметра ь>0 = г0/.т0. В соответ-
ствии с данными табл. 51.1 и 51.2 для КЛ 6—1Q кВ
диапазоны изменения и0 составляют 17—1,0 (кабе-
ли с медными жилами) и 28—1,7 (кабели с алюми-
2
ниевыми жилами) при сечениях 10—240 мм .
В первом случае с наличием индуктивного сопро-
2
тивлепия можно не считаться при F< 120 мм (и0 >
> 2), а во втором — при любых сечениях и исполь-
зовать при этом схему замещения, изображенную
на рис. 51.1, д. ,
Такая же схема замещения может исполь-
зоваться и для кабелей 20 кВ с медными жилами
при F< 70 мм2 и с алюминиевыми жилами при F<
< 120 мм2. При напряжении 35 кВ и медных жилах
кабеля отказ от учета индуктивного сопротивления
приводит к большим погрешностям и при всех се-
2
чениях (120—300 мм ) следует использовать схе-
му, изображенную на рис. 51.1, г, а в случае кабелей
с алюминиевыми жилами ее применяют при сече-
ниях 150 мм$ и более.
Для маслонаполненных кабельных линий 110—
220 кВ значения о() лежат примерно в том же диапа-
зоне, что и у аналогичных воздушных линий (см.
табл. 51.3), а именно от 0,6 до 0,2, а у линий, выпол-
ненных кабелями с полиэтиленовой изоляцией и
алюминиевыми жилами, этот диапазон составляет
0,8—0,4. Таким образом, для КЛ НО—220 кВ во-
проса о возможности отказа от учета в схеме заме-
щения индуктивного сопротивления не возникает,
и для них обычно используются схемы, показанные
на рис. 51.1, б и в, а для КЛ 220 кВ и выше и полнея
схема замещения (рис. 51.1, а).
51.3. СООРУЖЕНИЕ МАСЛОНАПОЛНЕННЫХ
ЛИНИЙ
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Маслонаполненные кабельные липни НО—
500 кВ низкого и высокого давления наиболее ши-
роко применяются в системах электроснабжения
крупных городов и промышленных зон России и
стран СНГ. Основными элементами таких линий
являются собственно кабель (или кабели), соеди-
нительные муфты, предназначенные для соедине-
ния их строительных длин, стопорные муфты для
секционирования системы маслоподпитки, конце-
вые муфты для присоединения кабеля к распреде-
лительным устройствам, а также подпитывающая
аппаратура.
Прокладка МНКЛ может осуществляться в зем-
ле, кабельных сооружениях, производственных по-
мещениях, а также в воде (через водные простран-
ства). При прокладке в земляной траншее глубина
заложения кабеля определяется уровнем промерза-
ния грунта. В средней полосе России эта глубина
составляет 1,5 м. При этом все остальные кабели,
пересекающие МНКЛ, прокладываются выше, что
позволяет избежать ее повреждения при проведе-
нии ремонтных работ.
Проектирование МНКЛ начинается с выбора
трассы. Ее правильный выбор во многом определя-
ет материальные затраты, трудоемкость строитель-
но-монтажных работ и удобство эксплуатации ли-
нии. Например, при сооружении МНКЛ в городах
не рекомендуется прокладывать кабели под проез-
жей частью улиц. Желательно избегать пересече-
ний с теплотрассами, с маршрутами рельсового
транспорта, водоемами. Колодцы, где размещаются
соединительные и стопорные муфты, следует рас-
полагать под газонами и во дворах жилых зданий.
ЛИНИИ ВЫСОКОГО ДАВЛЕНИЯ
Кабельная линия, выполненная маслонапол-
ненным кабелем высокого давления, показана на
рис. 51.2. Такие линии сооружаются на электро-
станциях (обычно на ГЭС) для вывода мощности к
ОРУ 220—500 кВ, а также для реализации глубоких
вводов в системах электроснабжения городов. Спо-
собы прокладки кабелей высокого давления (ВД)
представлены на рис. 51.3.
При прокладке в земле сооружение линии начи-
нается с рытья траншей и устройства колодцев для
соединительных и стопорных муфт, а также опор-
ных конструкций для концевых муфт. Маслонапол-
ненные кабели высокого давления представляют
Рнс. 51.2. Кабельная линия, выполненная маслонаполненным ка-
белем высокого давления:
/ — кабельный ввод в трансформатор; 2 — трансформатор; 3 — труба
разветвления; 4 — соединительно-разветвительная муфта; 5 — непод-
вижная опора; б — туннель; 7 — подвеска; S — соединительная муф-
та; 9 -— трубопровод с кабелем; 10 — автоматическая подпитывающая
установка; 11 — разветвительная муфта; 12 — концевая муфта
Рнс. 51.5. Кабельная линия, выполненная маслонаполненным кабелем низкого давления при прокладке в земле:
1 —-концевая муфта; 2 — опора; 3 — манометр; 4 — трубка; 5 — бак давления; б — асбоцементная труба; 7 — засыпочнын состав с низким тепловым
сопротивлением; <? — стопорная муфта; 9 — железобетонная плита; 10 — помещение для баков давления; 11 — трансформатор; 12 — соединительная муфта;
13 — кабель; 14 — компенсатор
820__________________КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДА ЧИ ___ ________[Разд.
Рис. 51.3. Способы прокладки кабелей высокого давления:
а — одноцепная линия в траншее; б — двухцеиная линия в траншее; « — 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; 4 — трубопровод с кабелем; J —
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 дав-
лении масла 1,5 МПа. Кроме того, трубопровод яв-
ляется надежной защитой фаз кабеля от механиче-
ских повреждений. Изолированные жилы изготав-
ливаются на кабельных заводах и поставляются на
место монтажа либо во временной свинцовой обо-
лочке, снимаемой непосредственно перед затягива-
нием фаз в трубопровод, либо в герметизиро-
ванных контейнерах с маслом.
Трубопровод сваривается из отрезков труб дли-
ной 10—12 м. Перед сваркой каждый отрезок тру-
бы подвергается тщательной очистке внутри (до
металлического блеска), снаружи накладываются
антикоррозионные покровы толщиной 10 мм. По-
сле этого отрезок трубы закрывают с двух сторон
заглушками, вакуумируют и заполняют осу-
шенным, азотом. г
Готовые отрезки труб укладывают в траншею
автокраном и затем производят их сварку. Одно-
временно со сваркой в них закладывается вспомо-
гательный трос для последующей затяжки фаз в
трубопровод. Сварка труб является весьма ответ-
ственной операцией, так как герметичность трубо-
провода во многом определяет надежность линии.
Поэтому каждый сварной шов просвечивается с
помощью гамма-лучей для обнаружения возмож-
ных дефектов.' 1 '
Герметичность готового трубопровода оцени-
вается методом «натекания». Для этого трубопро-
вод вакуумируют и определяют изменение давле-
ния, в нем при отключенных вакуумных насосах.
После испытаний трубопровода на герметичность
производится его заполнение сухим очищенным
азотом.
При работе под нагрузкой фазы кабеля нагрева-
ются, что приводит и к нагреванию трубопровода,
а следовательно, и к изменению его длины. Если
кабель прокладывается в земле, то перемещения
Рис. 51.4. Схема затягивания кабелей в трубопровод:
1 — трубопровод; 2 — колодец соединительной муфты; 3 — три фазы кабеля; 4 — стальной трос; 5 — лебедка;
б — машина для снятия свинцовой оболочки; 7 — динамометр; 8 — барабаны или контейнеры с кабелем; 9 —
направляющие ролики; 10 — палатка
трубопровода при этом не наблюдается. Если >ке
кабель прокладывается в туннеле, то для компенса-
ции температурных изменений длины трубопрово-
да 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 вхо-
да их в колодцы с соединительными, соединитель-
но-разветвительными или разветвительными муф-
тами. Неподвижная опора исключает всякое пере-
мещение трубопровода и тем самым предотвраща-
ет разрушение труб. Направляющая опора позволя-
ет трубопроводу перемещаться в ограниченном
пространстве.
Следующим этапом монтажа МНКЛ является
одновременное затягивание трех фаз кабеля в тру-
бопровод. 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 маши-
ны, и эта операция ограничивает скорость протяж-
ки до 1,5 м/мин. Если же затяжка производится из
контейнеров, то ее скорость может быть увеличена
до 5—8 м/мин. Максимально допустимое усилие
тяжения при этом должно быть не выше 48 Н на
1 мм сечения токопроводящей жилы. По оконча-
нии затягивания в очередную секцию ее концы с
выходящими из них концами фаз герметизируются,
секция трубопровода вакуумируется и заполняется
сухим азотом при давлении 0,02—0,03 МПа [51.7].
Следующим этапом сооружения линии являет-
ся монтаж соединительных, соединительно-развет-
вительных и концевых муфт. Монтаж муфт произ-
водится в закрытом помещении (палатка или ша-
тер), где поддерживается температура 20—25 °C и
относительная влажность не более 60 %. Заданный
микроклимат создастся калориферами или венти-
ляторами с силикагелисвыми фильтрами. В тече-
ние всего периода монтажа муфт секции подпиты-
ваются с противоположной стороны сухим азотом.
После окончания монтажа всех муфт линия ва-
куумируется, а затем заполняется маслом, подго-
товленным в дегазационных установках. Вакууми-
рование линии производится до остаточного давле-
ния 0,133- 10~3 МПа. Заполнение линии маслом
производится при работающих вакуумных насосах,
масло в линию подают до тех пор, пока через каж-
дую муфту в сливные баки не пройдет 100—150 л
сухого горячего масла. При этом происходит сушка
и промывка изоляции муфт. После окончания про-
цесса заполнения маслом линию подключают к
подпитывающей установке, поднимают давление
до номинального, а затем линия ставится под на-
пряжение.
ЛИНИИ НИЗКОГО ДАВЛЕНИЯ
Кабельные линии, выполненные маслонапол-
ненными кабелями низкого давления, обычно рабо-
тают в электрических сетях 110—220 кВ, осуществ-
ляющих электроснабжение промышленных пред-
приятий и районов крупных городов. Схема такой
кабельной линии при ее прокладке в траншее приве-
дена на рис. 51.5, а расположение кабелей — на
рис. 51.6. В этом случае кабели обычно размещены
по вершинам равностороннего треугольника вплот-
ную один к другому, что позволяет уменьшить поте-
ри в экранах и оболочках и сократить объем земля-
ных работ по сравнению с их расположением по го-
ризонтали на некотором расстоянии друг от друга.
Поскольку кабели низкого давления имеют
свинцовые или алюминиевые оболочки, механиче-
ская прочность которых невелика, то предусматри-
вается их защита от повреждений либо асбоцемент-
ными плитами (для кабелей в свинцовой оболочке),
либо железобетонными лотками (для кабелей в
алюминиевой оболочке).
Укладка кабелей в траншею производится с по-
мощью лебедки и направляющих роликов. Кабели в
алюминиевой оболочке протягиваются за токопро-
Рис. 51.6. Схема расположения маслонаполненных кабелей в траншее:
а — одноцепная линия, проложенная непосредственно в траншее; б — одноцепная линия в железобетонных
лотках; 1,4 — железобетонные плиты; 2 — засыпочный состав; 3 — кабель; 5 — железобетонный лоток
водящую жилу. Усилие тяжения при этом должно
2
быть не выше 80 Н на 1 мм сечения. Кабели марки
МНСК тянутся за стальные проволоки брони с уси-
а
лием (70—100)10 Н. Скорость протяжки составля-
ет 8—18 м/мин. Допустимые радиусы изгиба
составляют (25—30) (rfo6 + о'ж), где rfo6, с1.л. — на-
ружные диаметры оболочки и жилы соответствен-
но. Как в траншее, так и в туннеле кабели необхо-
димо укладывать в виде «змейки» с запасом по дли-
не 1 3 % для компенсации температурных дефор-
маций либо возможных смещений грунта.
После, прокладки кабелей производится мон-
таж соединительных, стопорных и концевых муфт.
Для этой цели сооружаются временные колодцы
для размещения соединительных муфт, постоян-
ные для стопорных муфт и опорные стойки для
концевых муфт. Монтаж муфт производится в за-
крытом помещении (палатки, шатры), где поддер-
живается температура 12—25 °C и относительная
влажность не более 60 %. В процессе монтажа не-
обходимо обеспечить давление масла в любой точ-
ке кабеля не менее 0,03 МПа. Для этого к противо-
положному концу кабеля подключают баки давле-
ния. После монтажа муфты вакуумируются до ос-
таточного давления 40 Па, а затем заполняются
маслом от дегазационной установки или от баков
давления.
После окончания монтажа линии шатры и па-
латки разбираются, временные колодцы засыпают-
ся грунтом и прикрываются съемными железобе-
тонными плитами. В колодцы для стопорных муфт
должен быть обеспечен доступ персонала для кон-
троля давления и обслуживания муфт, подпиты^
вающей и измерительной аппаратуры. Они имеют
электрическое освещение и телефонную связь р
диспетчерским пунктом кабельной сети.
51.4. ТОКИ И МОЩНОСТИ, ДОПУСТИМЫЕ
ПО УСЛОВИЯМ НАГРЕВА В
СТАЦИОНАРНОМ РЕЖИМЕ
ЛИНИИ 6—35 кВ
Определение допустимых токов нагрузки /ДОП"И
соответствующих им мощностей 5ДОП = UI^
производится на основе уравнений теплового ба-
ланса КЛ, учитывающих все источники теплоты в
кабеле, тепловые сопротивления его элементов й
окружающей среды, а также допустимую темпера-
туру нагрева электрической изоляции и заданную
температуру среды, в которой прокладывается
линия. В соответствии с уравнением теплового ба-
ланса может быть составлена тепловая схема заме-
щения КЛ, аналогичная схеме замещения электри-
ческой цепи постоянного тока, где аналогом по-
тенциалов являются температуры па изотермиче-
ских поверхностях кабеля, аналогом токов — теп-
ловые потоки, а аналогом электрических сопротив-
лений— термические сопротивления [51.2, 51.3].
Тепловая схема замещения одножильного кабе-
ля представлена на рис. 51.7. Для кабеля постоян-
ного тока единственным источником теплоты явля-
ются потери в жиле ДРЖ, Вт/м:
△РЖ = /2ЛЖ(5М, (51.1)
где I— ток в жиле кабеля, А; /?ж ом — электриче-
ское сопротивление жилы постоянному току (оми-
ческое) на единицу длины линии при заданной тем-
пературе, Ом/м.
Для кабеля переменного напряжения источни-
ками теплоты служат потери в жиле ДРЖ, диэлек-
трические потери в изоляции 2кРиз и потери в обо-
Табл nifa 51.4 Удельные термические
сопротивлении о материалов, применяемых для
изоляции и защитных покровов
Материал о, К • м/Вт
Электрическая изоляция:
бумага, пропитанная вязким составом 6,0
бумага, пропитанная маловязким маслом 5,0
полиэтилен 3,5
пол ивин ил хлорид 5,0—6,0
резина изоляционная 5,0
Защитные покровы:
пропитанный джут и другие волокнистые 6,0
материалы
поливинилхлорид 5,0—-6,0
полиэтилен 3,5
полихлоропрен 5,5
Рис. 51.7. Тепловые схемы замещения одножиль-
ного кабели:
а — постоянного напряжения; б —переменного
напряжения
лочке Д/’др, вызванные протеканием в ней продоль-
ных и вихревых токов.
Потери в жиле в этом случае вычисляются по
формуле, аналогичной (51.1), однако при расчете
электрического сопротивления жилы переменному
току (активного) /?ж а следует учитывать нс только
его зависимость от температуры, но и его возраста-
ние за счет влияния поверхностного эффекта и эф-
фекта близости (см. [51.4], разд. 20).
Потери в металлической оболочке могут быть
определены как некоторая доля потерь в жиле:
△р«б=>'обдрж- (51.2)
Формула для расчета коэффициента уоб будет
дана ниже.
Диэлектрические потери в изоляции следует
учитывать только в кабелях на напряжения НО кВ
и выше. Для одножильного кабеля они вычисляют-
ся по формуле
(51.3)
где (7ф — фазное напряжение, В; (0 = ЗГ4 рйд/с —
угловая частота переменного тока; С — емкость
единицы длины кабеля, Ф/м; tg5 — тангенс угла ди-
электрических потерь.
Для расчета допустимого тока нагрузки необ-
ходимо также определить термические сопротивле-
ния изоляции Rlm, защитных покровов Rln и окру-
жающей среды Rl0. Термическое сопротивление
изоляции одножильного кабеля с круглой жилой
рассчитывается по формуле
Рщз ~ ° ИЗ (^ИЗ^Ж^Я, (5 ( *^)
где — удельное термическое сопротивление
электроизоляционного материала, К • м/Вт (табл.
51.4); гиз —внешний радиус изоляции; гж — радиус
жилы кабеля. . ' ' " 4,‘
Расчет Rm производится по (51.4), но под знак
логарифма необходимо подставить отношение ра-
диуса по защитным покровам к радиусу кабеля под
защитными покровами, а вместо значения стиз ис-
пользовать значение оп — удельного термического
сопротивления материала защитного покрова (см.
табл. 51.4).
Термическое сопротивление окружающей сре-
ды зависит от способа прокладки кабеля. При про-
кладке кабеля в воде или мокром грунте (по дну
рек, озер, морей и т.п.) его значение ничтожно ма-
ло. При прокладке в воздухе с достаточной степе-
нью точности
Я,о= 1/(004), (51-5)
где 1/а— удельное сопротивление теплопереходу
от поверхности кабеля к воздуху, К - м2/Вт; dK —
наружный диаметр кабеля, м. Значение 1/а для ка-
белей с внешним диаметром от 40 до 300 мм может
быть принято равным 0,1 К • м2/Вт.
При прокладке одиночного кабеля в земляной
траншее
где огр — удельное'термическое сопротивление
грунта, К • м/Вт; Н — Тлубина прокладки, м. Для
ориентировочных расчетов значение может
быть принято равным 0,8—0,9 К • м/Вт.
Если прокладка кабеля осуществляется в тран-
шее в непосредственной близости от других сило-
вых кабелей, то необходимо учитывать их взаим-
ное тепловое влияние. В частном случае для трех
одинаково нагруженных одножильных кабелей,
токи и мощности.
§51.4] ДОПУСТИМЫЕ ПО УСЛОВИЯМ НАГРЕВА В СТАЦИОНАРНОМ РЕЖИМЕ 825
проложенных в горизонтальной плоскости с рас-
стоянием .s между осями соседних фаз, значение Л,о
можно рассчитать по формуле:
R
to
/ ? 7\
°гр(, 4И , 4/r+s
= 2? 1"Ч Г
(51.7)
Для кабелей, расположенных по вершинам
равностороннего треугольника вплотную один к
другому (.v = clK),
'!~=й("ч*2"чГ (S|«
Пользуясь рис. 51.7, для одножильного кабеля
постоянного напряжения можно записать следую-
щее уравнение теплового баланса:
Гж - То = ДРЖ(Я,ИЗ + R,„ + Rt0), (51.9)
а для кабеля переменного напряжения
тж - То = ДВДнз + П1П + Л,о) + ДРиз(0,5Л(из +
+ Л/п+Л/0) + ДР0б(^+Я/0). (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 Тж =
= Тк доп для кабеля постоянного напряжения из
(51.9) определяется допустимый ток нагрузки:
/доп=7(7'ж.доП-7'о)/Лж.оМ(Л(Из + *,ц + Лго) -(51.11)
Аналогично для кабеля переменного напряжения
/ — |^Ж.Д0П~^0~ ^^>Из(^^<ИЗ+^>П + ^Н)) |2)
«ж^^из+С^п+^оХ’+^об))
Длительно и кратковременно допустимые токи
вычисляются при Тж , равной соответствующей
максимально допустимой температуре нагрева изо-
ляции (табл. 51.5). Температура окружающей сре-
ды То, если нет дополнительных сведений, может
быть принята равной 25 °C при прокладке в воздухе
и 15 °C при прокладке в грунте.
Тепловая схема замещения трехжильного кабе-
ля 6—10 кВ с секторными жилами и с поясной изо-
ляцией представлена на рис. 51.8. В соответствии с
этой схемой допустимый ток нагрузки
'доп-Л ^ж.доп-Т’о)/ЗЛж.а(Лц,з+/?п,+Л,0) ,(51.13)
где Rlm = 1,1 (оиз/2л) In ((Лс + Дф + Дп)/Лс ); Лс—ра-
диус дуги сектора; Дф, Дп — толщина фазной и по-
ясной изоляции соответственно. Значение ДРо6 Для
этих кабелей мало и его можно не учитывать.
Тепловая схема замещения кабелей марок ОСЕ
и ОСК па напряжения 20—35 кВ отличается от пре-
дыдущей наличием теплового сопротивления за-
Таблица 51.5. Допустимые температуры
нагрева изоляции кабелей, °C
Тип кабеля Длительно допустимая температура Кратковремен- но допустимая температура
С вязкой пропиткой бумажной изоляции па напряжения, кВ: 1—6 80 105
10 70 ! 90
20—35 65 65
С полиэтиленовой изоляцией на напря- 70 130
.жения до 6 кВ . С поливинилхлорид- ной изоляцией на на- 70 160
пряжения до 6 кВ С изоляцией из сши- того полиэтилена на 90 130
напряжения 110— 220 кВ Мас лонапол нс! шый на напряжения, кВ: 110—220 85 . 90
330—500 , 75 80
полнения между фазами R/3an, выполненного из во-
локнистых материалов. Это сопротивление вклю-
чается последовательно с Rm и Rl0. В этом случае
формула для расчета допустимого тока нагрузки
имеет вид:
(доп
I ((-ждоп
^ж.а(^/из + (' + Тоб^/зап
е,м>
где 7?Л13 определяется по формуле (51.4). Значение
уо6 для этих кабелей составляет 0,1—0,2.
Термическое сопротивление заполнения может
быть вычислено по формуле
^пап ^'°зал
Рис. 51.8. Тепловая схема замещения для трех-
жильиого кабеля с поясной изоляцией
где G = (0,85 + 0,2л) 1п(8,3 -'2,2л.)т + 1. Здесь
т = (ДП.Ф + Добщ)/2'-ж; и = Добщ/Дп.ф; Ди.ф — тол-
щина подушки на свинцовой оболочке фазы;
дОбщ — толщина общей подушки под броней, нало-
женной вокруг трех скрученных, отдельно ос-
винцованных жил.
ЛИНИИ. 110—^500 кВ
Линии 110—500 кВ сооружаются с использова-
нием маслонаполненных кабелей низкого давления
(марок МНСК, МНСА и др.) или высокого давления
(марок МВДТ, МВДТк). Для линий НО—220 кВ
перспективным является и применение кабелей с
полиэтиленовой изоляцией. Тепловая схема заме-
щения для одножильных кабелей типа МНСК и
с полиэтиленовой изоляцией представлена на
рис. 51.7. Согласно этой схеме расчет допустимого
тока нагрузки следует производить по формуле
(51.12). Формулы для расчета термических сопро-
тивлений, входящих в (51.12), были приведены
ранее.
Для определения Яж а используется выражение:
Лж.а = 7?ж.ом(1 + Тп + Тб). (51-15)
где уп, Уб — коэффициенты, учитывающие увели-
чение сопротивления жилы за счет поверхностного
эффекта и эффекта близости [51.2].
Для кабелей, расположенных по вершинам тре-
угольника, коэффициент уо6 рассчитывается по
формуле
D
— П°б°М 1_________
>об “ Р 7 ’
^.OM]+(^OM/^6)
(51.16)
где 7?об ом — омическое сопротивление оболочки на
единицу длины, Ом/м; Х^ = 2со • 10 1п(х/гж).
Сопротивление жилы постоянному току Джом
определяется при максимально допустимой темпе-
ратуре гж.доп 1,0 формуле:
*ж.ом = Р(1 +М^ж.доп-20))(1 +K)/FX, (51.17)
где р — удельное электрическое сопротивление
материала жилы при 20 °C, Ом м; Еж — сечение
жилы, м ; осг — температурный коэффициент уве-
личения сопротивления, 1/°С; К — коэффициент,
учитывающий скрутку жилы. Для одножильных ка-
белей 110—220 кВ можно принять К = 0,04.
Тепловая схема замещения маслонаполненного
кабеля высокого давления (марки МВДТ) представ-
Рис. 51.9. Тепловая схема замещения кабеля в
стальной трубе с маслом под давлением:
а — ссчсние кабеля; б — тепловая схема замещения
лена на рис. 51.9, б. Для одной фазы справедливы
выражения:
= Д/’Ж(ЯЛ,3 + RM + 3[Я/П + Д,е).) + ДРИЗ X
х (0,5Д/из + + 3(Д/П + Я,0)) + ДРЭ(Я/М +3(Я,П +
+ ЯГО) + ЗДРТ(Я,П+Я№)); (51.18)
j = \T^.№n-T0-^pia^(Rtm+
Д0П J Лж.а(^из + ^м(‘+>'э) +
+ 3(1+уэ+ут)(Я,11+Я,с))’ 1 ’
где jRZm — термическое сопротивление масла,
К • м/ВТ; ДР.Э, —* потери в металлических Экра-
нах и трубопроводе на одну фазу, Вт/м; уэ =
= ДРЭ/ДРЖ; ут = ДРт/ДРж.
Термическое сопротивление масла
RM = Ы(К^) + Ы(К2пОТ\ (51.20)
где dK и £>т диаметры фазы кабеля и внутренней
поверхности трубопровода, м; b — удельное сопро-
тивление теплоперехода от масла к поверхностям
2
кабеля и трубопровода, равное 0,0425 К • м /Вт;,7^
и К-> — коэффициенты, учитывающие части по-
верхности кабеля и трубопровода, участвующие в
теплоотводе (см. рис. 51.9, а). Для принятой схемы
Рис. 51.10. Графики зависимостей экономических
и допустимых по условиям нагрева мощностей
кабельных линий 10 кВ с пропитанной бумажной
изоляцией с медными (индекс Си) и алюминие-
выми (индекс AI) жилами от сечения ТПЖ
расположения фаз в трубопроводе К\ = 5/6, а
*2=1/3.
Если учесть, что часть теплового потока от фа-
зы к трубопроводу отводится через медный экран,
то RtM можно рассчитать по формуле:
Rlu = (51-2i)
где Rt3 — термическое сопротивление экрана, рав-
ное 2,3 К • м/Вт для кабелей марок МВДТ и МВДТк,
a RlM рассчитывается по формуле (51.20).
Коэффициенты уэ и ут рассчитываются по фор-
мулам:
R з.ом________1,7______,
Лж.ом1 +(Я,„М/Л,)2 ’
' Э.ОМ Э'
(51.22)
ут = 0,76(0,0115s - 0,00148 5РТ) 105//?ж ом, (51.23) .
где R3 ом — сопротивление экрана на единицу дли-
ны кабеля, Ом/м; Х3 = 2ю • 10 1п(х/гэ), Ом/м; s —
расстояние между осями жил кабелей, мм; гэ —
Рис. 51.11. Графики зависимостей допустимых по
условиям нагрева мощностей кабельных линий
110—220 кВ от сечения ТПЖ:
1 — МНКЛ с кабелем марки МВДТ, 220 кВ; 2 — то
ЖР МНСШв, 110 кВ; 3 — КЛ с кабелем марки АПвП,
НО кВ;----------прокладка в грунте (15 °C);----
— прокладка в воздушной среде (25 °C)
средний радиус экрана, мм; DT — внутренний диа-
метр трубопровода, мм.
На рис. 51.10 представлены зависимости допус-
тимых по условиям нагрева мощностей кабельных
линий 10 кВ с пропитанной бумажной изоляцией от
сечения токопроводящей жилы (ТПЖ), которые со-
поставляются с экономически целесообразными
мощностями
ЛЗ Ц.ом-'эк^
где J3K — экономическая плотность тока, которая
при числе часов использования максимальной
нагрузки от 3000 до 5000 в год для кабелей с мед-
ными жилами равна 2,5 А/мм2, а для кабелей с
7
алюминиевыми жилами — 1,4 А/мм" [51.8]. Из
рис. 51.10 ясно, что при больших сечениях жил
кабелей 5"эк > Следовательно, в ряде случаев
определяющим условием при выборе сечений жил
кабелей с вязкой пропиткой является не экономиче-
ская целесообразность, а допустимый нагрев изо-
ляции кабеля.
В случае же КЛ номинальным напряжением
110 кВ и выше последнее условие является опреде-
ляющим всегда и выбор сечения производится по
допустимым мощностям. В качестве примера на
рис. 51.11 показаны зависимости 5ДОП = f(F) для
МНКЛ 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 5ДОП выше, чем при прокладке в земле с
температурой 15 °C. Кроме того, ясно, что двукрат-
ное увеличение номинального напряжения приво-
дит к увеличению нагрузочной способности не в
2 раза, а лишь на 60—70 %.
51.5. КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ
С ПРИНУДИТЕЛЬНЫМ ОХЛАЖДЕНИЕМ
СПОСОБЫ ПРИНУДИТЕЛЬНОГО ОХЛАЖДЕНИЯ
В зависимости от места отбора выделяемой в
кабеле теплоты потоком охлаждающей среды (хла-
дагента) различают три основных вида искусствен-
ного охлаждения:
внутреннее, т.е. охлаждение жилы путем про-
качки охлаждающей среды по центральному кана-
лу в ней (рис. 51.12);
Рис. 51.12. Схема внутреннего охлаждения мас-
лонаполненного кабеля:
1 — маслоохладитель; 2 — кабель с каналом внутри
жилы; 3 — насос для перекачки масла; 4 — возврат-
ный трубопровод; 5 — концевая муфта
поверхностное, т.е. охлаждение наружной по-
верхности кабеля (рис. 51.13);
косвенное, т.е. охлаждение окружающей ка-
бель среды (рис, 51,14).
Рис. 51.13. Схемы поверхностного охлаждения маслонаполненных кабелей:
а — охлаждение кабеля высокого давления за счет циркуляции масла в трубопроводе; б — охлаждение кабелей
низкого давления за счет циркуляции воды в трубах; I — 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 — тру-
'' бопровод с водой; 3 — засыпочный состав; 4 — защитное покрытие
При использовании сочетания различных ви-
дов охлаждения из числа перечисленных применя-
ется термин комбинированное охлаждение.
При создании кабельных линий, оснащаемых
охлаждающими системами, необходимо решать во-
прос не только о выборе способа охлаждения, но
также и о выборе охлаждающей среды. В качестве
хладагентов в таких системах могут использовать-
ся воздух, маловязкое масло, вода и легкоиспаряю-
щиеся жидкости типа фреонов. Вода находит при-
менение во всех видах принудительного охлажде-
ния. Остальные хладагенты не всегда рационально
использовать для отдельных видов охлаждения.
При косвенном охлаждении (КО) хладагент не име-
ет контакта непосредственно с кабелем, поскольку
оно осуществляется посредством прокачки воды по
трубам, размещаемым на некотором расстоянии от
кабеля (или группы кабелей), будь то прокладка в
грунте или в воздушной среде (в кабельных соору-
жениях). Использование воды в этом и в других
случаях объясняется прежде всего тем, что ее теп-
лоемкость существенно выше, чем у других хлада-
гентов.
При поверхностном охлаждении (ПО) хлада-
гент имеет непосредственный контакт с внешней
поверхностью кабеля. Воздух при этом использу-
ется в системах вентиляции туннелей и других ка-
бельных сооружений иногда в сочетании с другими
способами охлаждения (например, с косвенным).
Достигаемое при воздушном охлаждении поверх-
ности кабелей увеличение нагрузочной способно-
сти относительно невелико, поэтому к нему прибе-
гают реже, нежели к другим, более эффективным
способам.
Системы с использованием для ПО масла реа-
лизованы на ряде относительно коротких МНКЛ
высокого давления, где оно циркулирует в трубо-
проводе линии с возвратом на станцию охлаждения
по отдельной трубе. При использовании для ПО во-
ды три фазы линии могут размещаться как вместе в
общем желобе, лотке или трубе, так и в отдельных
трубах. Последний способ находит преимущест-
венное применение в силу более высокой эффек-
тивности, хотя и является более дорогостоящим.
Для внутреннего охлаждения (ВО), осуществ-
ляемого путем прокачки хладагента по центрально-
му каналу в жиле кабеля, могут использоваться
масло или вода. Специфика этого вида охлаждения
по сравнению с КО и ПО состоит в некотором изме-
нении конструкции кабеля, связанном с необходи-
мостью увеличения диаметра центрального канала
для снижения его гидравлического сопротивления
потоку хладагента.
К разновидностям комбинированного охлажде-
ния относятся:
сочетание поверхностного водяного охлажде-
ния стандартных маслонаполненных кабелей
(МНК) низкого давления с принудительной цирку-
ляцией масла в их центральных каналах;
сочетание косвенного водяного охлаждения ка-
белей, прокладываемых в туннеле, с принудитель-
ной вентиляцией последнего;
сочетание водного охлаждения стандартных
МНК высокого давления с циркуляцией масла в
трубопроводе линии.
Для косвенного, поверхностного и внутреннего
водяного охлаждения могут использоваться одно-
типные системы, различающиеся лишь количест-
вом труб или каналов для прямого и обратного по-
токов. Система охлаждения состоит из одной и или
более станций охлаждения и трубопроводной сис-
темы. Станция охлаждения включает в себя насос-
но-двигательные установки, резервуары охлажден-
ной и нагретой воды, а также теплообменную уста-
новку. При сооружении станций охлаждения на
территории открытых подстанций или электро-
станций в качестве теплообменной установки мо-
гут быть использованы вентиляторные градирни
капельного типа. Для закрытых подстанций при-
годны теплообменники типа «вода- воздух» или
«вода—вода», где хладагент охлаждается в радиа-
торе, обдуваемом потоком воздуха или омываемом
потоком воды вторичного контура.
РАСЧЕТ НАГРУЗОЧНОЙ СПОСОБНОСТИ
Расчет допустимых токовых нагрузок для об-
щего случая принудительного охлаждения с произ-
вольным расположением кабелей и охлаждающих
элементов достаточно сложен, его методика изло-
жена в [51.2]. Ниже приводятся формулы, вы-
веденные для некоторых частных случаев.
Для МНК низкого давления, охлаждаемого пу-
тем прокачки масла по центральному каналу в жиле
(рис. 51.12), допустимый ток нагрузки без учета те-
плового влияния соседних фаз определяется выра-
жением
у - |^Ж-Д°П + ^to^ х
Д°"Ч +
(-a, Lx -a.L
-^мг-иле
-г------------2---------------, (51.24)
/ -а,Г\
xf 1 - ке I
где к = (Я,из + /?ГОУ(Д,ИЗ + Я/м + Я,о); «1 =
= + Я,м + Я,о)); см — удельная теп-
лоемкость масла, Вт • с/(кг • К),; q — сечение канала
прокачки масла, м ; у — плотность масла, кг/м ;
ом — скорость прокачки масла, м/с; 7^,1 — темпе-
ратура масла на входе в канал прокачки, °C; Д1Ы =
= Ыти1к ж — сопротивление теплоперехода от по-
верхности канала к маслу, К м/Вт; dK ж — диаметр
канала в жиле, м; L — длина линии, м.
Допустимый ток нагрузки для маслонаполнен-
ного кабеля высокого давления, охлаждаемого по-
средством циркуляции масла в трубопроводе (см.
рис. 51.13, а), определяется по формуле:
j _ | ^Ж.ДОЛ ” ~ ^7 ИЗ + RtM + ?
ДОП“К.а<Л/из + + R"M +3(1 +>Т))Х
-а,£ , -а,-£
+(ЗД,0+Д"(м)(1-е^ ))-(7мГ7-0)е _
a,L ,P1.Z5)
ХЛ(О)(1 -е )
да а2 = 1 /(cM9YM^M(^\M/3 + Я,о)); R'ltll =
= Й/(К|Л<7к) — сопротивление теплоперехода
от поверхности кабеля к маслу, К • м/Вт;
R"tM = h/(K7nDr) — сопротивление теплопере-
хода от масла к внутренней поверхности трубопро-
вода, К • м/Вт.
Для кабелей, проложенных в земле и охлаж-
даемых водой (см. рис. 51.13, б и 51.14, а), допус-
тимый ток нагрузки может быть рассчитан по
формуле:
^ж.а(^Гиз + 3^о х
где Дц -— температура охлаждающей воды на вхо-
де в трубопроводную систему; /<3 = Rlc/(Rt0 + RlB);
«3 = + Л/в)); RtB — сопротивление те-
плоперехода от поверхности кабеля к воде.
При косвенном охлаждении по двум трубам,
расположенным между проложенными горизон-
тально тремя кабелями с расстоянием s между ося-
ми, в формулу (51.26) вместо Rl0 и RIB подставляют-
ся выражения: Р[о = 1/(1/Я,о1 т 1 /Rlo2 + 1/Д,о3) и R,B =
- iK^Rnl + 1/Д;в2 + 1^,вз)> гДе К/ol . л/о2 и й/оЗ рас-
считываются по формуле (51.6). Значения RtB для
крайних кабелей определяются как
Лв1,3 ^ЧОгр'/гл) In(0,122л?
а для среднего кабеля —- как
Я/в^ (Сгр/2я) In(,0,0468s" Js/i'KrT
где гк — внешний радиус кабеля; гт — внешний ра-
диус трубы.
Для случая поверхнаспуного. охлаждения Rl0
растаптывается по. формуле (51.6), не вместо dK
следует подставить d.t (диаметр трубы, в которой
проложен кабель).
Сопротивление RIB в этом случае определяется
в зависимости от характера потока охлаждающей
воды. При ламинарном течении (Re < 1000)
Я,в = 7,3-10~2Ав,
а при турбулентном потоке (Re > 3000)
7?,B = 2,46/?.BRe°’6Pr0-3.
Здесь Re = oBrfKyB/pB — число Рейнольдса; Рг =
= свцв/Хв — число Прандтля; Хв — теплопро-
водность воды; цв — вязкость воды.
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
По одноцепным МНКЛ, проложенным в земле
и работающим в условиях естественного охлаж-
дения (ЕО), могут передаваться мощности 150—
160 МВ • А при Г1|0М = 110 кВ, 260—290 МВ • А при
Цюм = 220 кВ и около 600 МВ А при напряжении
500 кВ. Оценку технической эффективности охлаж-
дения КЛ определенного номинального напряже-
ния выполняют путем сопоставления допустимых
по условиям нагрева мощностей или токов при ЕО
и искусственном охлаждении (ИО), т.е. по значе-
нию коэффициента технической эффективности
k-г.э ~ $доп(Ио/‘$доп(ЕО) ” ^доп(Ио/^доп(ЕО) 1 •
Наиболее эффективным способом принципи-
ально является внутреннее охлаждение, поскольку
отвод теплоты осуществляется непосредственно от
его основного источника, т.е. от жилы. Так, по
японским данным, нагрузочная способность МНКс
сечением жилы 2000 мм2 и с центральным каналом
диаметром 52 мм, по которому циркулирует масло,
составляет 1500 МВ • А при напряжении 275 кВ и
3000 МВ • А при 500 кВ. Достоинством этого вида
охлаждения является и то, что кабельная линия ох-
лаждается полностью, включая концевые и соеди-
нительные муфты. Недостатком этого способа яв-
ляется значительное снижение нагрузочной спо-
собности с ростом длины секции охлаждения при
неизменных параметрах хладагента на входе в сис-
тему охлаждения. В связи с этим длина секции ох-
лаждения МНК с внутренним охлаждением маслом
не превышает 500 м. Передача мощности на боль-
Рис. 51.1S. Схема водяного охлаждающего контура:
I — охлаждаемый кабель; 2 —• концевая муфта; 5 —.насос, для.перекачки воды; 4 — теплообменник
шие расстояния требует увеличения перепада дав-
ления масла в канале, что не всегда допустимо в
связи с ограниченной механической прочностью
оболочки.
Поверхностное охлаждение жил МНК высоко-
го давления посредством циркуляции масла в тру-
бопроводе характеризуется значительно меньшей
эффективностью. Так, КЛ 500 кВ на Волгоградской
ГЭС с сечением жил 550 мм" при принудительном
охлаждении рассчитана на передачу мощности
405 МВ • А. Аналогичные японские КЛ 275 кВ с се-
7
чением жил 1600 мм" 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 мошно-
сти 600 MB-А. Этот способ применим как для МНК
низкого давления, так и для кабелей с пластмассо-
вой изоляцией при их прокладке в полиэтиленовых
или поливинилхлоридных трубах. Поверхностное
охлаждение может применяться для КЛ протяжен-
ностью до 15 км, однако при этом возникают про-
блемы охлаждения соединительных и концевых
муфт.
Косвенное охлаждение позволяет увеличить
нагрузку линии на 15—50 %. Однако при этом тре-
буются дополнительные мероприятия и техниче-
ские решения по охлаждению концевых и соедини-
тельных муфт. В качестве примера ниже приводят-
ся технические характеристики МНКЛ низкого дав-
ления напряжением 400 кВ с сечением жил
7
2000 мм", сооруженной в Лондоне. Протяженность
линии 11,6 км. Система водяного охлаждения состо-
ит из четырех полиэтиленовых труб наружным диа-
метром 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 нагре-
той воды применяются теплообменники воздушно-
водяного типа. При указанных параметрах нагру-
зочная способность линии составляет 1400 МВ • А
зимой и 1200 МВ • А в летний период.
Примером использования комбинированного
охлаждения служит МНКЛ напряжением НО 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 прокачки
0,4 м/с. Для возвратного трубопровода соответст-
вующие значения равны 6 л/с и 0,54 м/с. Темпера-
тура воды на входе в систему 40 °C. Циркуляция
масла в центральных каналах жил (диаметр канала
14 мм) осуществляется со скоростью 0,036 м/с.
Возврат масла происходит по трубопроводу диа-
метром 25 мм. При этом нагрузочная способность
линии составляет 400 МВ • А. По аналогичной ли-
нии номинальным напряжением 380 кВ может пе-
редаваться мощность 1120 МВ • А.
51.6. ГАЗОИЗОЛИРОВАННЫЕ ЛИНИИ
ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ГАЗОВОЙ
ИЗОЛЯЦИИ
I
Газ, применяемый в качестве основной изоля-
ции КЛ, должен удовлетворять следующим требо-
ваниям [51.9]:
иметь высокую кратковременную и длитель-
ную электрическую прочность;
быть инертным и не выделять химически актив-
ных веществ при ионизации;
обладать хорошей теплопроводностью;
иметь достаточно низкую температуру сжиже-
ния при рабочих давлениях;
быть недефицитным и иметь достаточно низ-
кую стоимость.
Среди наиболее доступных газов, таких как
воздух, азот, фреон и элегаз (гексафторид серы),
Последний в наибольшей степени удовлетворяет
приведенной совокупности требований. Он безвре-
ден, химически инертен, имеет высокую тепло-
проводность, не горит, не поддерживает горения,
имеет высокую электрическую прочность и. ста-
бильные характеристики.
Однако элегаз, как и ф'реон, относительно до-
рог, поэтому целесообразно использовать его в сме-
си 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 про-
кладке линии даже в районах с достаточно низкими
зимними температурами. Чистый же элегаз при
сравнительно небольших давлениях (0,4 МПа) име-
ет температуру сжижения около -40 °C, поэтому
электротехнические устройства открытой установ-
ки с изоляцией чистым элегазом рассчитаны на
давления, не превышающие 0,5 МПа. Для линий
же, прокладываемых в земле на глубине, превы-
шающей глубину промерзания, давление элегаза
может быть увеличено примерно до 1 МПа.
Электрическая прочность элегаза и его смеси с
азотом возрастает с увеличением давления, поэто-
му выбор оптимального давления связан с учетом
Таких конкурирующих факторов, как уменьшение
размеров изоляционных промежутков и необхо-
Рис; 51.16. Эскиз поперечного сечеиия коакси-
альной фазы
Таблица 51.6. Значения коэффициента Л и
показателя степени а, [51.10]
Газ Давление р, МПа А, МВ/м а,.
Азот N2 Болес 0,5 2,5 0,33
Элегаз SF6 0,1—0,75 2,6 0,80
10%SF6 + 90%N2 Болес 0,5 3,3 0,40
димость повышения механической прочности кон-
струкции. Полученные экспериментально в систе-
ме коаксиальных цилиндрических электродов
(рис. 51.16) радиусами г и R и усредненные зависи-
мости пробивной напряженности Е||р элегаза, азота
и йХ"смеси от давления р и радиуса внутреннего
электрода г (при а = R/г = 2—4) аппроксимируются
следующим эмпирическим выражением [51.10]:
£пр=Л(10р)а,|1 +(1/7г)|,
где р, МПа; г, см; значения коэффициента Л и пока-
зателя степени аг берутся из табл. 51.6.
ОСНОВНЫЕ ТИПЫ КОНСТРУКЦИЙ
Основными типами конструкций газоизолиро-
ванной линии (ГИЛ) переменного тока являются
конструкции:
с пофазно экранированными жесткими трубча-
тыми токоведущими элементами (ТВЭ);
с тремя фазными жесткими трубчатыми ТВЭ в
общем жестком экране;
с гибкими ТВЭ в жестком экране (полугибкая
конструкция);
с гибкими ТВЭ и экранами (полностью гибкая
конструкция).
Первая из этих конструкций наиболее проста. В
качестве материала трубчатой токопроводящей
жилы обычно используется алюминий промышлен-
ной чистоты. Материалом для оболочки может слу-
жить алюминий, сталь или диэлектрик. Наиболее
важным элементом конструкции в отношении элек-
трической прочности изоляции являются диэлек-
трические распорки, которые в большинстве случа-
ев имеют форму диска.
Второй тип конструкции ГИЛ — три трубчатых
жилы в общем экране — отличается большей ком-
пактностью. Внешний диаметр оболочки такой
ГИЛ не более чем на 80 % превосходит диаметр
оболочки пофазно экранированной конструкции на
те же номинальное напряжение и мощность. Как
следствие этого ширина траншеи сокращается в
2,5—3 раза. Недостатком этой конструкции являет-
ся наличие взаимного влияния фаз и значительные
динамические усилия при КЗ. Помимо дисковых
распорок используется закрепление каждой фазы
па двух опорных стержневых изоляторах, располо-
женных под углом 60°.
Полугибкие и полностью гибкие пофазно эк-
ранированные конструкции позволяют уменьшить
трудность и снизить стоимость монтажа в полевых
условиях, присущие жестким конструкциям, из-
готавливаемым секциями небольшой длины (12—
15 м). Гибкая фаза может быть изготовлена и транс-
портирована на барабане в строительных длинах
100—200 м.
ОСОБЕННОСТИ ТЕПЛОВОГО РЕЖИМА
РАБОТЫ ГИЛ
Тепловая схема замещения коаксиальной фазы
ГИЛ (см. рис. 51.16) представлена на рис. 51.17. На
схеме обозначены Т.М,Т^, То — температуры на по-
верхности жилы, оболочки и температура окру-
жающей среды; RlK3, Rl0& Rlo —тепловые сопро-
тивления изоляции, оболочки и окружающей сре-
ды, К м/Вт; ДРоб — тепловыделения в жиле
и оболочке, Вт/м.
Пропускная способность ГИЛ небольшой про-
тяженности ограничена условиями допустимого
нагрева элементов конструкции (жилы и оболочки)
до температур соответственно Тж доп и Тоб доп. В
соответствии с уравнениями теплового состояния,
полученными на основе схемы рис. 51.17, допусти-
мые по условиям нагрева жилы (1-е ограничение) и
оболочки (2-е ограничение) определяются следую-
щими выражениями:
7доп(1) = У( Лк. доп - ’
7доп (2) =- 7^об.доп “ ’
2
где Еж — сечение жилы, мм ; р — удельное элекг
трическое сопротивление материала жилы и обо-
лочки, мкОм • м; у = (ДРЖ + ДЛоб)/ — коэффи-
циент; Rt)VR = Rtla +y(Rfo6 + Rlo) — эквивалентное
тепловое сопротивление.
Соотношение между токами, допустимыми по
условиям нагрева жилы и оболочки,
4оп (1)/7доп(2) = 'JkrkK ’
где кт = (Тж доп - ТоУ{Тоб доп - То); kR =yRtJ R,3KB.
При прокладке трех коаксиальных фаз ГИЛ в
грунте и при характерных для этого случая-значе-
ниях температур (Тжаоп = 120 °C, То = Т = 5 °C,
Тоб доп гр “ 50—50 °C) значения составляют
4,6—2,5, a kR рр ~ 1. Таким образом, кт ,.р kR гр > 1 и,
следовательно,
7доп. гр (2)< 7доп. гр (1)1
т.е. пропускную способность при прокладке в грун-
те лимитируют условия допустимого нагрева по-
верхности оболочки фазы ГИЛ.
При прокладке же в воздушной среде и при
7Ж.ДОП = 120 °с, То = Тв = 25 °C и Тоб. до11. „ = 70 °C
значение кТв ~ 2, a kRe «1. Поэтому произведение
кГв меньше 1 и, следовательно,
7доп. в (1) < У доп. в (2)>
т.е. при прокладке ГИЛ в воздушной с.реде про-
пускная способность лимитируется условиями на-
грева токоведущего элемента фазы.
Соотношение допустимых токов, определяе-
мых активными ограничениями при прокладке в
грунте и в воздухе,
. —— _ —.
/ДО1Т.В(1) _ I 1 Ж.ДОП 1 в Уэкв.гр
j *1'7’ __ Т R
/доп.гр(2) N 1 об.доя.гр гр л/экв.в
При характерных значениях температур диапа-
зон значений первого сомножителя подкоренного
выражения составляет 4—2, а отношение гр /
/ЛПКВ. в »-Поэтому
7доп. в (1) > 7доп. гр (2)>
причем тем в большей степени, чем больше £>вш
(см. рис. 51.16). Таким образом, пропускная спо-
собность ГИЛ по условиям нагрева в условиях от-
крытой прокладки всегда выше, чем при прокладке
в грунте.
На рис. 51.18 представлены зависимости /ДОГ| от
внутреннего диаметра оболочки D = 2R при про-
кладке в грунте и в воздухе для ГИЛ с тремя пофаз-
но экранированными жесткими ТВЭ с отношением
Рис. 51.17. Тепловая схема замещения ГИЛ
Рис. 51.18. График зависимости пропускной спо-
собности ГИЛ по условиям допустимого нагрева
от диаметра оболочки:
- _ При прокладке в воздухе (/ — Гс6 = 70 °C;
2 — Т(1^^ 50 ЧС); --------—-при прокладке в
грунте с удельным тепловым сопротивлением
1,2 К - м/Вт (3 — То5 = 30 °C, песчаный грунт;
4 — Го6 = 50 °C, глинистый грунт)
радиусов алюминиевых оболочки и жилы R/r = 3
при допустимых температурах нагрева жилы и обо-
лочки, указанных выше [51.10]. Опи показывают,
что при открытой прокладке' пропускная спо-
собность 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 S3K и максимально
допустимые •8'доп мощности для ГИЛ 220—750 кВ
[51.11] имеют значения, представленные в
табл. 51.7.
Таблица 51.7. Экономически целесообразные и
допустимые по условиям нагрева мощности ГИЛ
Мощность ГИЛ, МВ-А Ц.ом> кВ
220 • 400 750
5ЭК 1200—1400 2000—2500 4000—5000
5доп 2500 4500 6000
ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
ГИЛ С ПОФАЗНО ЭКРАНИРОВАННЫМИ
ТОКОВЕДУЩИМИ ЭЛЕМЕНТАМИ
Соотношение номинального напряжения и
геометрических размеров. Максимальная элек-
трическая прочность газового промежутка в сис-
теме цилиндрических электродов имеет место при
а = R/r-e. = 2,718 [51.12], т.е. при Ina - 1. При этом
связь пробивной напряженности ЕПр, номинально-
го напряжения Ц|ом и радиуса внутреннего ТВЭ г
определяется выражением
Цюм 7
где К = Л/(Лк„к3) — эквивалентный коэффи-
циент запаса по напряжению; кп — расчетная крат-
ность внутренних (коммутационных) перенапряже-
ний; А.,— коэффицисптэксплуатапионных условий.
Поскольку Е^, в свою очередь, является функ-
цией давления р и радиуса г, то окончательное вы-
ражение, связывающее номинальное напряжение
рассматриваемой ГИЛ с ее геометрическими разме-
рами имеет вид
1/1ЮМ=^(10р)“,|1+(1/л6;)| =
. = ХЛ(10р)“'(г + /г),
т.е. зависимость Ц10М =./(г) при р = const является
возрастающей. При подстановке в левую часть это-
го выражения значения стандартного поминально-
го напряжения при заданном значении давления оп-
ределяется требуемое значение радиус;» внутренне-
го проводника коаксиальной фазы г, а следователь-
но, и R = аг.
Так, для смеси из 10 % элегаза и 90 % азота
(А = 3,3 МВ/м, ar = 0,4) при р = 1,5 МПа, Ап = 2,5,
Аз = 1,8 и X = 7з/(72 • 2,5 • 1,8) = 0,273 значение
г для ГИЛ 220 кВ составляет 5 см, а для ГИЛ 500 кВ
— 12,8 см.
Погонные электрические параметры. Погон-
ные индуктивное сопротивление л0, Ом/км, и емко-
стная проводимость Ьр, См/км, коаксиальной фазы
ГИЛ при стандартной частоте переменного тока/=
- 50 Гц определяются как
х0 = 2л • 10~2 Ina;
— л • 10^/18 Ina.
Таким образом, реактивные параметры ГИЛ с
пофазно экранированными токоведущими элемен-
тами определяются лишь соотношением радиусов
оболочки и жилы R/r.
При толщине стенок трубчатых проводников,
не превышающей глубины проникновения электро-
Таблица 51.8. Основные технические характеристики ГИЛ с пофазно экранированными ТВЭ
Цюм’ кВ V МВ-А I А ''1ЮМ’ п МПа ‘ Ж’ 2 ММ FO& 2 ММ D/2r, мм/мм /’о, мкСм/ км 6сп> Мвар/ км х0, Ом/км ZB, Ом р наг МВт ^кр
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 большинст-
ва реальных конструкций, активное сопротивление
единицы длины коаксиальной фазы ГИЛ, Ом/км,
может быть принято равным омическому и опреде-
лено как
Я0 = р/Г.
Активная проводимость -единицьт.длйны коак-
сиальной фазы ГИЛ, См/км, определяется танген-
сом угла диэлектрических потерь и значением 6():
<9O = 7’otgS.
В силу малости tgS Для-элегаза и его смеси с
азотом активная проводимость пренебрежимо мала
и при составлении схемы замещения ГИЛ ее можно
не учитывать.
Волновые параметры и натуральная мощ-
ность. При определении волновых параметров
ГИЛ с пофазно экранированными ТВЭ — волново-
го сопротивления ZB и коэффициента распростра-
нения электромагнитной волны у0— без большой
погрешности можно пренебречь не только актив-
ной проводимостью, но и активным сопротивлени-
ем линии. При /?0 = Go - 0 и с учетом выражений
для х0 и Ьо
" Jx0/b0 = 60 In а ;
=J l’°5 • ю“3.
При а = е = 2,718 волновое сопротивление рас-
сматриваемой ГИЛ равно 60 Ом, тогда как волно-
вые сопротивления ВЛ напряжением 220, 500 и
750 кВ составляют соответственно 400, 280 и
260 Ом, т.е. в 6,7—4,3 раза больше, чем у ГИЛ с по-
фазио экранированными токоведущими элемента-
ми. Натуральная мощность такой линии
где п — число коаксиальных фаз; — действую-
щее значение напряжения между проводниками ко-
аксиальной фазы. Для указанного выше диапазона
номинальных напряжений она в 6,7—4,3 раза боль-
ше, чем у ВЛ, и при ZB = 60 Ом составляет:
Лшт (220) = 800 МВт> Лшт (500) = 4160 МВт
и Лит (750) = 9400 МВт-
Зарядная мощность и критическая длина.
Суммарная реактивная мощность, генерируемая
ГИЛ длиной / (т.е. зарядная мощность Qc) и ее кри-
тическая длина /кр определяются выражениями:
Qc = ^аом^О 7 = Qco1; 7кр = ^ды/бсО»
где 5Д0П — допустимая по условиям нагрева ГИЛ
мощность, a Qcg зарядная мощность единицы дли-
ны линии.
В ряде случаев критическая длина определяет-
ся по номинальной мощности:
7 кр ~ 7 бро •
Критические длины ГИЛ 220—750 кВ с пофаз-
но экранированными ТВЭ составляют несколько
сотен километров. Проектные данные по ГИЛ
400—500 кВ этой конструкции [51.11] представле-
ны втабл. 51.8.
51.7. КРИОГЕННЫЕ ЛИНИИ
ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Для охлаждения токоведущих элементов ка-
бельной линии до криогенных температур (меньше
120 К) в качестве хладагентов могут использовать-
ся сжиженные газы, основные теплофизические па-
раметры которых приведены в [51.13].
Криогенная кабельная линия включает в себя
три основных компонента: собственно криогенный
кабель, рефрижераторное и вспомогательное обо-
рудование (систему криогенного обеспечения),
концевые устройства (токовводы).
В соответствии с уровнем рабочей температу-
ры и материалом токопроводящих жил различают
два типа криогенных кабелей [51.14]-:
криопроводящие (КПК) с жилами из металлов,
не переходящих в сверхпроводящее состояние в
диапазоне температур 20—120 К (медь, алюминий,
бериллий), для охлаждения которых в принципе
могут быть использованы такие хладагенты, как во-
дород, неон, азот, аргон, кислород и метан;
сверхпроводящие (СПК) с жилами из сверхпро-
водящих материалов (ниобий, ниобий-титан, нио-
бий-олово, ниобий-германий и др.), для охлажде-
ния которых используется гелий в жидком или
сверхкритическом состоянии.
Из числа возможных вариантов криопроводя-
щих кабельных линий (КПКЛ) оптимальным по
экономическим показателям является вариант с ис-
пользованием в качестве материала токопроводя-
щих жил алюминия высокой чистоты и жидкого
азота в качестве хладагента. Однако даже такой ва-
риант КПКЛ не обладает существенными экономи-
ческими преимуществами по сравнению со сверх-
проводящими кабельными линиями (СПКЛ), в свя-
зи с чем ниже рассматриваются лишь последние.
Основные сведения из теории сверхпроводимо-
сти и электромагнитные свойства сверхпроводни-
ков приведены в разд. 2 (§ 2.2), а критические пара-
метры сверхпроводящих материалов — в разд. 16
(§ 16.6) 1-го тома настоящего справочника [51.15].
КОНСТРУКТИВНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ
СВЕРХПРОВОДЯЩЕГО КАБЕЛЯ
Сверхпроводящий кабель состоит из двух ос-
новных конструктивных элементов:
холодной зоны (ХЗ), внутри оболочки которой
размещается токонесущая система (ТНС) и каналы
прокачки гелия;
теплоизоляционной оболочки (ТО), служащей
для ограничения тсплопритоков извне к ХЗ.
Современная концепция создания СПК исхо-
дит из целесообразности размещения всех фаз ка-
беля переменного тока или полюсов кабеля посто-
янного тока в общей ТО. Необходимость наличия в
ХЗ каналов прокачки основного хладагента (гелия)
определяет целесообразность использования труб-
чатых токоведущих элементов. ТНС СПК перемен-
ного и постоянного тока может быть выполнена как
полностью коаксиальной, так и с пофазным экрани-
рованием фаз (полюсов). В том и в другом случае
основой ТНС СПК служит коаксиальная пара про-
водников, которая может быть выполнена жесткой
или гибкой.
Электрическая изоляция между проводниками
коаксиальной пары в жестких трубчатых конст-
рукциях может быть образована вакуумируемой
до 10 3—К) 4 Па или заполненной прокачиваемым
хладагентом полостью с диэлектрическими рас-
порками между проводниками либо слоем твердо-
го диэлектрика. Как в этом случае, так и в гибких
конструкциях, где последний вариант является ос-
новным, слой электрической изоляции образуется
намоткой лент из синтетического материала (на-
пример, полиэтилена) или наложением пористого
материала с последующей пропиткой основным
хладагентом.
Теплоизоляционная оболочка в криогенных ка-
белях может быть выполнена с использованием вы-
соковакуумной, вакуумно-порошковой и ваку-
умно-многослойной теплоизоляции (ТИ). Для СПК
Рис. 51.19. Эскиз поперечною ссчеиия сверхпро-
водящего кабели напряжением ПО кВ:
1 — стальная защитная оболочка с антикоррозийным
покрытием; 2 — вакуумно-многослойная изоляция;
3 — тросовая растяжка; 4 — каналы прокачки гелия;
5 — манжета; 6 — оболочка ХЗ; 7 — ;1зотный экран;
8 — каналы прокачки азота; 9 — вакуумируемая по-
лость; 10 — электрическая изоляция; 11 — токовсду-
шис элементы коаксиальной фазы
наиболее рационально применение комбинирован-
ной ТО, состоящей из полости, заполненной ваку-
умно-многослойной ТИ, вакуумированной полости
и промежуточного азотного экрана.
Азотный экран в жесткой ТО может выполнять-
ся либо в виде двух полукольцевых полостей, либо
в виде нескольких труб, расположенных поверх
оболочки ХЗ, по которым прокачивается в прямом
и обратном направлении жидкий азот. Такая ком-
бинированная ТО позволяет ограничить теплопри-
2
ток к ХЗ до 0,1 Вт/м , а к азотному экрану — до
2
2 Вт/м . В гибкой ТО соответствующие полости
образуются гофрированными трубами. Полностью
гибкая ТО позволяет получить значения теплопри-
2
токов к ХЗ, не превышающие 0,5 Вт/м , а к азотно-
2
му экрану — 4 Вт/м .
Поперечное сечение СПК переменного тока ха-
рактерной конструкции представлено на рис. 51.19.
СИСТЕМА КРИОГЕННОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ
И ТОКОВВОДЫ
Система криогенного обеспечения СПКЛ рас-
считывается на поддержание параметров (расхода,
температуры и давления) основного (гелия) и вспо-
могательного (азота) хладагентов в пределах, опре-
деляемых условиями оптимального функциони-
рования линии в установившихся режимах и усло-
виями восстановления сверхпроводящего состоя-
ния после отключения КЗ и АПВ линии. Циркуля-
пня хладагентов осуществляется по замкнутому
циклу с помощью гелпево-азотных рефрижератор-
ных установок, число и расстояние между которы-
ми определяется требуемой степенью надежности
и указанными выше условиями.
Теплота (<ухч), которая в стационарном режиме
должна отводиться основным хладагентом из еди-
ницы 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. Допол-
нительная тепловая нагрузка рефрижераторов оп-
ределяется теплопритоком г/.1В через концевые уст-
ройства — токовводы.
Суммарная мощность привода рефрижерато-
ров основного хладагента линии длиной / в стацио-
нарном режиме
Рр. осп — ^оепбр. OCIP
где Ср. осн = 9хз^ t9тв ” требуемая холодопроизво-
дительность рефрижераторов основного хладаген-
та; /1ОС11 — коэффициент эффективности охлажде-
ния (коэффициент рефрижерации), характеризую-
щий затраты мощности на привод рефрижераторов
при удалении 1 Вт теплоты из охлаждаемой зоны.
Для гелиевых рефрижераторов /?ос|| = 300—500
(меньшие цифры соответствуют более мощным ус-
тановкам) [51.12]. При расчетах СПКЛ на совре-
менном этапе развития криогенной техники /гос(1
принимают равным 500.
Аналогично может быть рассчитана потребная
мощность привода рефрижераторов вспомогатель-
ного хладагента (азота) Рр всп с учетом того, что
^всп ~ &—10. Поскольку собственно потери мощ-
ности в СПКЛ пренебрежимо малы по сравнению с
номинальной, то ее КПД в основном определяют
затраты мощности на привод рефрижераторных ус-
тановок Ppz = Рр ос|1 + Рр всп, которые не превыша-
ют 1,5 % от номинальной мощности линии.
Токовводы (концевые устройства) СПКЛ соче-
тают в себе функции высоковольтной концевой ка-
бельной муфты и теплового моста между ХЗ и ок-
ружающей средой. Все современные модификации
токовводов базируются на использовании проме-
жуточного охлаждения ТВЭ ввода. При этом воз-
можны два способа: непрерывное охлаждение то-
коввода испаряющимся гелием или с помощью те-
плообмепииков различных температурных уров-
ней (4, 20, 77 К), питающихся от рефрижераторной
установки. Последний способ при одинаковой
энергетической эффективности оказывается более
дорогим.
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ СПКЛ •
Теоретические исследования и эксперименты
на лабораторных и опытно-промышленных участ-
ках, а также выполненные технико-экономические
обоснования привели к проектированию ряда кон-
кретных СПКЛ, являющихся элементом той или
иной действующей электроэнергетической систе-
мы. В табл. 51.9 представлены основные-техниче-
ские характеристики разработанных в различных
странах проектов СПКЛ переменного тока напря-
жением 110—500 кВ полугибкой конструкции с
ТВЭ из ниобия на медной подложке, с пластмас-
совой изоляцией номинальной мощностью 2,5-—
5,4 ГВ-А [51.11, 51.16].
Согласно этим проектам современная концеп-
ция технической реализации СПКЛ сводится к сле-
дующему:
1. Для передачи мощности до 5 ГВА в прин-
ципе нс требуется применения номинальных на-
пряжений свыше 220 кВ [51.17]. Большие напря-
жения обычно принимаются из системных сообра-
жений как, например, в проекте 3.
2. В качестве материала токопроводящих жил
предпочтительно использование более дешевого
и технологичного ниобия на стабилизирующей
подложке из меди высокой чистоты. Применение
на переменном токе сверхпроводников с высоки-
ми критическими параметрами (типа ниобий-оло-
во) не дает явных преимуществ.
3. ТНС целесообразно выполнять в виде трех
гибких коаксиальных пар с полым внутренним
проводником, образующим канал для прокачки
гелия, и со сверхпроводящим экраном, обеспечи-
вающим отсутствие электромагнитного поля вне
коаксиальной фазы. Современная технология по-
зволяет изготовлять такие коаксиальные ТВЭ
строительной длиной порядка нескольких сотен
метров.
4. В качестве электроизоляционного материа-
ла предпочтительно использование синтетиче-
ских полимеров в виде тонких лент, обладающих
лучшими диэлектрическими свойствами по срав-
нению с гелием в жидком или сверхкритическом
Таблица 51.9. Основные технические характеристики СПКЛ переменного тока
№ п/п Ц.ом> кВ 51ЮМ’ ГВ А Аюм’ КА 2,,Ом Л.ат- ГВт CV'o. Мвар/км Овш, 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
состояний и позволяющих уменьшить размеры
коаксиальной фазы.
5. Предпочтительно использование жесткой
ТО с промежуточным экраном, охлаждаемым
жидким азотом или газообразным гелием (темпе-
ратурный уровень около 80 К). Отрезки такой
оболочки могут быть изготовлены длиной до 20 м,
причем полости, содержащие суперизоляцию,
можно вакуумировать и герметизировать непо-
средственно в заводских условиях. Гибкая ТО
требует более мощного рефрижераторного обору-
дования, если учесть при этом, что полностью
гибкие конструкции СПК проектируются одно-
фазными или в лучшем случае полностью ко-
аксиальными. С другой стороны, полностью гиб-
кие конструкции, имеющие большую строитель-
ную длину, характеризуются меньшей стоимо-
стью работ по прокладке и монтажу.
6. В большинстве проектов номинальная мощ-
ность СПКЛ превышает натуральную, что позво-
ляет обойтись без индуктивной компенсации ее
зарядной мощности в режимах максимальных пе-
ретоков.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
51.1. ГОСТ 24291—90. Электрическая часть элек-
тростанции и электрической сети. Термины и опреде-
ления. М.: Изд-во стандартов, 1991.
51.2. Ларина Э.Т. Силовые кабели и кабельные
линии.—2-е изд. М.: Энергоатомиздат. 1996.
51.3. Зуев Э.И. Основы техники подземной пере-
дачи электроэнергии. М.: Энергоатомиздат, 1999.
51.4. Электротехнический справочник. В 3-х т.
Т.2. Электротехнические изделия и устройства. 8-е
изд, М.: Изд-во МЭИ, 1997.
51.5. Зуев Э.Н. Параметры и режимные характе-
ристики линий электропередачи. М.: МЭИ, 1987.
51.6. Справочник ио электрическим установкам
высокого напряжения / Под ред. И.А. Баумштсйна,
С.А. Бажанова.— 3-е изд. М.: Энергоатомиздат, 1989.
51.7. Макиенко Г.П., Попов Л.В. Сооружение и
эксплуатация кабельных линий высокого напряжения.
М.: Энергоатомиздат, 1985.
51.8. Правила устройства электроустановок /
Минэнерго СССР. —6-е изд. М.: Энергоатомиздат,
1986.
51.9. Базуткнн В.В., Ларионов В.П., Пин-
таль Ю.С. Техника высоких напряжений: Учебник
для вузов. —3-е изд. М.: Энергоатомиздат, 1986.
51.10. Тиходеев Н.П. Передача электрической
энергии/ Под ред. В.И. Попкова. —2-е изд. Л.: Энерго-
атомиздат, 1984.
51.11. Веников В.А., Зуев Э.Н. Криогенные ка-
бельные линии // Сверхпроводимость и се примене-
ния. (Итоги науки и техники. Сер. Электротехниче-
ские материалы, электрические конденсаторы, прово-
да и кабели. Т. 9). М.: ВИНИТИ АН СССР, 1977.
51.12. У иди Б. Кабельные линии высокого напря-
жения: Пер. с англ. М.: Энергоатомиздат, 1983.
51.13. Архаров А.М., Марфенина И.В., Мику-
лин Е.И. Теория и расчет криогенных систем: Учеб-
ник для вузов. М.: Машиностроение, 1978.
51.14. Кабельные изделия. Термины и определе-
ния: Стандарт СЭВ. М.: Изд-во стандартов, 1979.
51.15. Электротехнический справочник: В 3-х т.
Т. 1. Общие вопросы. Электротехнические материалы.
—8-е изд. Изд-во МЭИ, 1996.
51.16. Богнер Г. Передача электрической энергии
по сверхпроводящим кабелям // Сверхпроводящие ма-
шины и устройства: Пер. с англ. М.: Мир, 1977.
51.17. Федин В.Т. Электроэнергетические задачи
криогенных электропередач. Минск: Наука и техника,
1983.
РАЗДЕЛ 52
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ГОРОДОВ
СОДЕРЖАНИЕ
52.1. Системы электроснабжения городов, 52.6. Основные параметры электрических
принципы их формирования и задачи сетей............................. 856
проектирования..................... 839 52.7. Расчеты режимов городских
52.2. Потребители и приемники электрических сетей................. 859
электроэнергии...............л..... 839 : 52.8. Качество напряжения в городских
52.3. Расчетные электрические нагрузки... 842 электрических сетях................860
52.4. Надежность электроснабжения......... 848 52 ,9. Конструктивное выполнение элементов
52.5. Схемы городских электрических сетей............................... 864
сетей.............................. 849 Список литературы....................... 868
52.1. СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
ГОРОДОВ, ПРИНЦИПЫ ИХ ФОРМИРОВАНИЯ
И ЗАДАЧИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ
Назначением систем электроснабжения горо-
дов (ЭСГ) является обеспечение электроэнергией
всех технологических процессов коммунально-бы-
товых, промышленных, транспортных и других по-
требителей, располагающихся на территориях го-
родов и частично ближайших пригородных зон. В
состав систем ЭСГ входят:
источники питания (ИП) жилых и промышлен-
ных зон, как правило, это теплоэлектроцентрали
(ТЭЦ) и понижающие подстанции (ПС) (35)* —
110—220 или 330 кВ электроэнергетических сис-
тем, 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 подстан-
ции (ТП) 10(6) 20/0,38 кВ;
внешние и внутренние сети напряжением до
1 кВ жилых, общественных и производственных
зданий (как правило, 0,38/0,22 кВ);
электроприемники (ЭП) всех технологических
типов потребителей, расположенных на территори-
ях городов.
Структурная схема системы ЭСГ приведена на
рис. 52.1. Формирование структур, схем и парамет-
ров систем ЭСГ осуществляется с учетом конкрет-
ных природных и экономических условий региона,
технических характеристик питающей электро-
энергетической системы (ЭЭС), технологического
состава потребителей электроэнергии в комплексе
*3дссь и далее номинальные напряжения 6 и 35 кВ
приводятся в скобках как нс рекомендуемые для даль-
нейшего применения при проектировании ЭСГ [52.2],
генерального плана развития города на перспекти-
ву в 15—20 лет.
Основными задачами конкретного проектиро-
вания ЭСГ и иных населенных пунктов являются
выбор экономически целесообразных структур
номинальных напряжений, типов (по назначению)
электрических сетей, номинальных параметров ос-
новного электрооборудования линий, подстанций,
распределительных пунктов, а также параметров
режимов передачи мощности и качества напря-
жения. При этом должны учитываться электротех-
нические, экологические и градостроительные
(включая архитсктурпо-тсхнико-эстетические)
требования и ограничения, а также развитие потре-
бителей электроэнергии, источников питания,
электрических сетей и возможная неопределен-
ность перспективной технико-экономической ин-
формации.
На всех этапах проектирования ЭСГ следует
руководствоваться действующими нормативами
при сооружении электроустановок и рекоменда-
циями [52.1,52.2, 52.4].
52.2. ПОТРЕБИТЕЛИ И ПРИЕМНИКИ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Основными группами потребителей в системах
ЭСГ являются:
а) бытовые, коммунальные, административ-
ные и другие потребители, располагающиеся на
территориях жилых районов, характеризующиеся
значительными установленными мощностями ЭП
и расчетными электрическими нагрузками на их
вводных распределительных устройствах (ВРУ). В
качестве примеров укажем установленные мощно-
сти ЭП в одной квартире микрорайона многоэтаж-
ной застройки: типовые квартиры с газовыми или
электрическими плитами — соответственно 23,4 и
32,6 кВт; квартиры с повышенной обшей площа-
дью и повышенной комфортностью — 36—49 кВт
52.1. Структурная схема системы электроснабжения крупного города:
1 — теплоэлектроцентрали; 2 — теплоэлектроцентраль и глубокий ввод высокого напряжения; 3 — опорные под-
станции высокого напряжения (НО — 220 кВ); 4 — глубокие вводы высокого напряжения (НО — 220 кВ); 5 —
распределительные пункты 10(6) — 20 кВ; 6 — однотрансформаторныс подстанции; 7 — двухтрансформатор-
ныс подстанции 10(6) — 20 кВ; 8 — линии 10(6) — 20 кВ, разомкнутые в нормальных режимах работы сети
(при газовых плитах) и 48—60 кВт (при электро-
плитах). Расчетные электрические нагрузки на
ВРУ к данным потребителям электроэнергии при-
водятся в следующих параграфах раздела. Уста-
новленные мощности и расчетные электрические
нагрузки коммунальных потребителей электро-
энергии могут существенно различаться по типам
и объему их технологических функций (количест-
ву учащихся, площадям торговых залов магази-
нов, числу мест в больницах и т.д.), но в среднем
это сотни киловатт;
б) промышленные потребители электроэнер-
гии. Они характерны для систем ЭСГ как по усло-
виям жизнеобеспечения городского населения про-
дукцией промышленных предприятий, так и по тре-
бованиям занятости части населения городов. В
первую очередь это предприятия пищевой про-
мышленности, строительных материалов, произ-
водства тканей и одежды, электроники и приборо-
строения, хладокомбинаты и т.п. Установленная
мощность данных потребителей изменяется в весь-
ма широких пределах — от 5—10 до нескольких де-
сятков мегаватт. Мелкие предприятия могут распо-
лагаться в жилых районах городов (авторемонтные
комбинаты, хлебозаводы и др.), но крупные произ-
водства находятся в специальных промышленных
зонах. Во всех случаях предъявляются требования
высокой экологической чистоты предприятий, что
неизбежно ведет к максимальной электрификации
технологических процессов и, следовательно, к
росту электрических нагрузок данных потребите-
лей. Характерные режимы работы промышленных
предприятий в городах две, реже 2,5 смены.
в) потребители электрифицированного город-
ского транспорта питаются по электрическим се-
тям 10(6)—20 кВ, расчетные электрические на-
грузки подстанций трамваев и троллейбусов нахо-
дятся в пределах 1—2 МВт. Данные потребители,
характеризующиеся специализированными пони-
жающими трансформаторами и выпрямительны-
ми установками, оказывают существенное влия-
ние па качество напряжения в сетях напряжением
10(6)—20 кВ.
Подстанции узлов пригородного и железнодо-
рожного транспорта, а также метрополитена пита-
ются, как правило, по локальным линиям напряже-
нием 10(6)—20 кВ или более высоких напряжений,
«)
г)
л)
52.2. Суточные зимние графики активных нагрузок Р, %, характерных потребителей электроэнергии
в городах:
а — жилого здания с газовыми плитами; б — жилого здания с электрическими плитами; в — универсама; г —
общественной столовой; d — школы с электрифицированным пищеблоком, работающей в две смены; е -— ТП
10(6) — 20/0,38 кВ в жилом районе с газовыми плитами; ж — ТП 10(6) — 20 кВ в жилом районе с электри-
ческими плитами; з — распределительного пункта 10(6) кВ; и — теплофикационного пункта микрорайона го-
рода; к — понижающей преобразовательной подстанции трамваев и троллейбусов; л — двухсменного промыш-
ленного предприятия; м — подстанции 110/6 — 10 кВ, питающей городские районы е комплексным составом
потребителей
и нагрузки этих потребителей составляют от еди-
ниц до десятков мегаватт.
Графики активных нагрузок потребителей
электроэнергии и их характеристики определяются
комплексами технологических процессов, электро-
приемииков квартиры, здания, предприятия и т.п.
На рис. 52.2 и в табл. 52.1 приведены характерные
графики и продолжительности использования мак-
симальных нагрузок коммунально-бытовых потре-
бителей и питающих их подстанций.
Таблица 52.1. Продолжительности Г1пах
использования максимальных нагрузок
коммуналыю-бытовы х потребителей
(ориентировочные значения), ч/год
Потребители электроэнергии Т max Потребители электроэнергии Т max
Типовые жилые 3500— ТП 10(6)/0,38 кВ 4000—
здания с газовыми плитами 4000 в жилых районах с газовыми пли- тами 4500
Типовые жилые 4000— ТП 10(6)/0,38 кВ 4500-
здания с электриче- скими плитами 4500 в жилых районах с электроплита- ми в типовых зданиях 5000
Жилые здания с 5000— Т сплофикаци- 6500—
квартирами элитно- го типа и коттеджи с электрическими плитами 5500 онныс пункты в жилых районах 7000
Универсальные ма- газины, обществен- ные столовые, рес- тораны 4500 Подстанции трамвая и троллейбуса 6000
Школы, работаю- щие в две смены и с электрифицирован- ными пищеблоками 4000— 4500 Двухсменные промышленные предприятия . 5500
Комплексы пред- приятий комму- нального обслужи- вания 4500— 5000 .-S t I ородскис пони- жающие под- станции 6000
52,3. РАСЧЕТНЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ
НАГРУЗКИ
Расчет электрических нагрузок производится
от низших к высшим ступеням системы электро-
снабжения и включает два этапа: 1) определение
нагрузки на вводе к каждому потребителю;
2) расчет на этой основе нагрузок отдельных эле-
ментов сети.-
Расчетная нагрузка как потребителя, так и от-
дельных элементов сети принимается равной ее ве-
роятному (ожидаемому) максимальному значению
за интервал времени 30 мин. Определение расчет-
ных 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 на1"рузки
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 пищи и посемейном заселении
2
квартир общей площадьюдо 70 м приведены для
зимнего вечернего максимума в табл. 52.2, где зна-
чения нагрузок указаны с учетом коэффициента од-
новременности их максимумов в зависимости от
числа квартир. Удельные нагрузки квартир учиты-
вают нагрузку освещения общедомовых помеще-
ний (лестничных клеток, подполий, технических
этажей, чердаков и т.д.). Удельные нагрузки нс учи-
тывают силовую нагрузку общедомовых потреби-
телей, освещение и силовую нагрузку встроенных
(пристроенных) помещений общественного назна-
чения, нагрузку рекламы, а также применение в
квартирах бытовых кондиционеров (для квартир
повышенной комфортности нагрузка кондиционе-
ров учитывается), электроводоиагревателей и элек-
троотопления. Кроме того, удельные расчетные
нагрузки не учитывают покомпатное расселение
семей в квартире.
Расчетная электрическая нагрузка, кВт, квар-
тир, приведенная к вводу жилого здания, на лини-
ях, питающих дом или группу домов, на шинах ТП
определяется в зависимости от числа квартир по
выражению £_
Р ^-Р п -
1 кв • 1 кв.уд"кв’
где Ркк уд ‘— удельная расчетная нагрузка кварти-
ры, кВт/квартиру (см. табл. 52.2); икв — количество
квартир, присоединенных к элементу сети.
По аналогичной формуле определяется рас-
четная нагрузка групп коттеджей, а удельная рас-
четная нагрузка электроприемников коттеджей
^котуд’ кВт/коттедж, принимается по табл. 52.3.
Удельные расчетные нагрузки в табл. 52.3 приве-
дены для коттеджей общей площадью от 150
2
до 600 м и не учитывают применения в коттеджах
электрического отопления и электроводонагре-
вателей.
Расчетная электрическая нагрузка квартир и
коттеджей с электрическим отопленцем и электри-
ческим водонагревом должна определяться по про-
екту внутреннего электрооборудования квартир
(здания), коттеджа в зависимости от параметров ус-
тановленных приборов и режима их работы.
При необходимости для определения утренне-
го или дневного максимума нагрузок следует при-
менять 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 в пери-
од летнего максимума нагрузок можно определить,
умножив приведенные в табл. 52.2 нагрузки зимне-
го максимума на коэффициенты: 0,7 — для квартир
с плитами на природном газе; 0,6 — для квартир с
плитами на сжиженном газе и твердом топливе;
0,8 —для квартир с электрическими плитами.
Таблица 52.2. Удельная расчетная электрическая нагрузка электроприемников квартир жилых зданий,
кВт/квартиру
Потребители
электроэнергии
Квартиры с плитами*:
на природном газе в го-
родах с численностью
населения:
до 100 тыс. чел.
свыше 100 тыс. чсл.
на сжиженном газе (в
том числе при группо-
вых установках) и на
твердом топливе в го-
родах с численностью
населения:
до 100 тыс. чсл.
свыше 100 тыс. чсл.
электрическими мощ-
ностью до 8,5 кВт
Квартиры повышенной
комфортности с элек-
трическими плитами
мощностью до 10,5 кВт
Домики иа участках са-
доводческих товари-
ществ
Количество квартир
— 3 6 9 12 15 18 24 40 60 100 200 400 600 1000
4,5 2,8 2,3 2,0 1,8 1,65 1,4 1 1,2 1,05 0,85 0,77 0,71 0,69 0,67
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
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
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
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 1,19
14 8,1 6,7 5,9 5,3 4,9 4,2 3,3 2,8 1,95 1,83 г 5 1,72 1,67 1,62
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
•Г
В зданиях по типовым проектам.
Примечания: 1. Удельные расчетные нагрузки для промежуточного числа квартир определяются интср-
2
поляцией. 2. Удельные расчетные нагрузки приведены для квартир средней общей площадью 70 м (квартиры от
2 2 э
35 до 90 м ) в зданиях, построенных по типовым проектам, и 150 м (квартиры от 100 до 300 м“) в зданиях, по-
строенных по индивидуальным проектам с квартирами повышенной комфортности.
Таблица 52.3. Удельная расчетная нагрузка электроприемников коттеджей, кВз/коттедж
Потребители 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 мощно- стью до 10,5 кВт 14,5 8,6 гл 6,5 5,8 ! 5,5 4,7 3,9 3,3 2,6
Коттеджи с электрическими плитами мощно- стью 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
Примечание. Удельные расчетные нагрузки для коттеджей общей площадью до 150 м2 без электриче-
ской сауны определяются по табл. 52.2 как для типовых квартир с плитами на природном или сжиженном газе'
или электрическими плитами.
Расчетная активная нагрузка на вводе жилого
здания (квартир и силовых электроприемников),
кВт, определяется по выражению
Р = Р + к Р
1 р.ж.д. кв 'У с>
где — расчетная нагрузка силовых электропри-
емников жилого здания, кВт; к? — коэффициент
участия в максимуме нагрузки силовых электро-
приемников, принимаемый равным 0,9,
Таблица 52.4. Коэффициенты спроса лифтовых
установок жилых домов А'
Количество лифтовых установок 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 сапптарпо-техиических
устройств А"
Количество электродвигателей кс
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 элсктроприемни-
ков на вводе в здание, в линиях, на шинах ТП, кВт,
определяется:
а) нагрузками лифтовых установок
РП = К IP»,’
1=1
где к£ — коэффициент спроса лифтовых устано-
вок, принимаемый по табл. 52.4; пп — количество
лифтовых установок, питаемых по линии от ТП; Р .
— установленная мощность электродвигателя i-ro
лифта, кВт;
б) нагрузками электродвигателей насосов во-
доснабжения, вентиляторов и других санитарно-
технических устройств Рсту, кВт, определяемыми
по их установленной мощности с учетом коэффи-
циента спроса А" (табл. 52.5)
"ег.у
Р = к" V Р
ст.у -с i-r f cT.yi ‘
/= 1
Мощности резервных электродвигателей, а так-
же противопожарных устройств при расчете элек-
трических нагрузок не учитываются.
Таблица 52.6. Расчетные коэффициенты
реактивной мощности потребителей жилых домов
Потребитель электроэнергии cos (р tg Ч>
Квартиры с электрическими плитами 0,98 0,2
Квартиры с плитами на газообразном или твердом топливе 0,96 0,29
Хозяйственные насосы, вентиляционные и другие санитарио-техничсскис устройства 0,8 0,75
Лифты 0,65 1,17
Расчетные коэффициенты реактивной мощно-
сти жилых домов следует принимать по табл. 52.6.
Расчетные электрические нагрузки обществен-
ных зданий (помещений) следует принимать по
проектам электрооборудования этих зданий; про-
мышленных предприятий — по проектам электро-
снабжения предприятий или по соответствующим
аналогам.
Расчетные электрические нагрузки на вводе в
общественные здания или встроенные в жилые до-
ма предприятия определяются по укрупненным
удельным нагрузкам по выражению:
^р.общ ^общ.уд
где РО5Щ уД — удельная расчетная на1рузка общест-
венного здания, кВт/единицу количественного по-
казателя количества (количество рабочих мест,
• 2
учащихся, площадь торгового зала, м , и т.п.); М—
количественный показатель.
Укрупненные удельные нагрузки и коэффици-
енты мощности общественных зданий в районах
массового строительства для ориентировочных
расчетов рекомендуется принимать по табл. 52.7.
Электрические нагрузки сетей наружного осве-
щения улиц и площадей определяются согласно
СНиП по естественному и искусственному освеще-
нию. Для ориентировочных расчетов можно ис-
пользовать следующие нормы, кВт/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 на
территориях микрорайонов.............. 3,5
Внутриквартальные территории,
кВт/га................................ 1,2
Расчетная электрическая нагрузка линии на-
пряжением до I кВ и ТП при смешанном питании
Таблица 52.7. Удельные расчетные нагрузки общественных зданий
Ns п/п Общественные здания Удельная нагрузка Расчетные коэффициенты
cos (р ‘g<₽
1 Учреждения образования, кВт/учащсгося Общеобразовательные школы: с электрифицированными столовыми и спортзалами 0,25 0,95 0,38
без электрифицированных столовых и спортзалов 0,17 0,92 . 0,43
с буфетами и спортзалами 0,17 0,92 : 0,43
без буфетов и спортзалов 0,15 0,92. _ 0,43
Профессионально-технические училища ср столовыми 0,46 0,8 — 0,92 0,75 — 0,43
Детские дошкольные учреждения 0,46 0,97 0,25
2 2 Предприятия торговли, кВт/м Продовольственные магазины: без кондиционирования воздуха 0,23 0,82 0,7
с 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 общественного питания, кВт/м сото Полностью электрифицированные с количеством посадочных мест: до 400 1,04 0,98 0,2
500—1000 0,86 0,98 .0,2
более 1000 0,751 0,98 0,2
Частично электрифицированные (с плитами на газообразном то- пливе) 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 6,33
более 1000 0,56 0,95 0,33
4 Предприятия коммунально-бытового обслуживания Фабрики химчистки и прачечные, кВт/кг вещей 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, кВт/м“ без кондиционирования воздуха 0,043 0,9 0,48
с кондиционированием воздуха 0,054 0,87 0,57
7 Учреждения мсилищно-каимунального хозяйства, кВт/место
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 и. 3 нс зависит от наличия кондиционеров. 2. В удельной
нагрузке и. 6 нагрузка пищеблоков нс учтена. Удельную нагрузку пищеблоков следует принимать как для
предприятий общественного питания с учетом количества посадочных мест (см. СНиП для соответствующих
зданий). 3. Удельную нагрузку ресторанов при гостиницах следует принимать как. для предприятий
общественного питания открытого типа.
Таблица 52.8. Коэффициенты участия в максимуме нагрузки
Наименование зданий (помещений) с наибольшей расчетной нагрузкой Жилые дома Предпри- ятия общест- венного питания Сред- ние учеб- ные заве- дения, биб- лиоте- ки Общеоб- разова- тельные школы, профессио- нально-тех- нические училища Организации и учреждения уп- равления, про- ектные и конст- рукторские ор- ганизации, учре- ждения финан- сирования и кредитования Предприятия торговли Гос ТИ- НИ- ЦЫ ..н Па- рик- махер- ские Дет- ские сады и яс- ли Поли- кли- ники Атс- . лье и комби- наты быто- вого обслу- жива- ния Пред- при- ятия ком- му- наль- ного обслу- жива- ния Ки- но- те- ат- ры
с элек- триче- скими плита- ми с плита- ми на твердом или газооб- разном топливе сто- ло- вые рес- тора- ны, кафе одно- смен- ные полуто- расмен- ные, двух- смен- ные
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 га- 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
зообразном топливе Предприятия общественного пи- . 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
тания (столовые, кафе и рестора- ны) Общеобразовательные школы, 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
средние учебные заведения, про- . фссснонально-тсхнические учи- лища, библиотеки 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 0,5
• сменные, полутора- и двухсмен- .. ные) Организации . и учреждения 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
управления, проектные и конст- рукторские организации, учреж- дения финансовые и кредитные Гостиницы 0,8 0,8 0,6 0,8 0,4 0,3 0,6 .0,6 0,8 0,8 0,8 1 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 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 ;0,4 0,7 0,8 0,8
обслуживания 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 „ 0,5
846_________________ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ГОРОДОВ__________________[Разд. 52
жилых домов и общественных зданий (помеще-
ний), кВт, определяется по формуле
л-1
Р = Р + S' к Р
р.л зд.тах уи у/ зд/1 2
где /’здщдх — наибольшая расчетная нагрузка об-
щественного здания или суммарная нагрузка жи-
лых зданий с одинаковым типом кухонных плит,
питаемых по линии или от ТП; последняя нагрузка
определяется по суммарному количеству квартир и
лифтовых установок; РЗД(.— расчетные нагрузки
других зданий, питаемых по линии или от ТП;
kyj — коэффициенты участия в максимуме электри-
ческих нагрузок потребителей относительно потре-
бителя с наибольшей нагрузкой, определяемые по
табл. 52.8.
Расчетные электрические нагрузки линий и
распределительных пунктов 10 (6) кВ определяют-
ся умножением суммы расчетных нагрузок транс-
форматоров, присоединенных к данному элементу
сети [центр питания (ЦП), РП, линии и др.], на ко-
эффициент, учитывающий совмещение максиму-
мов их нагрузок (коэффициент участия в максиму-
ме нагрузок), принимаемый по табл. 52.9. Коэффи-
циент мощности для линий 10 (6) кВ в период мак-
симума нагрузки принимается равным 0,92 (коэф-
фициент реактивной мощности 0,43).
Для реконструируемых электрических сетей в
районах сохраняемой жилой застройки при отсут-
ствии существенных изменений в степени ее элек-
трификации (например, не предусматривается цен-
трализованный 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 рас-
пределительных сетей и сетей промышленных
предприятий (питающихся от ЦП) путем умноже-
Таблица 52.9. Коэффициенты совмещения
максимумов нагрузок трансформаторов
Характеристика
нагрузки
Жилая застройка (70 % и
более нагрузки жилых
домов и до 30 % нагрузки
общественных зданий)
Общественная застройка
(70 % и более нагрузки
общественных зданий и
до 30 % нагрузки жилых
зданий)
Коммуиально-промыш-
, ..ленные зоны (65 % и бо-
лее нагрузки промыш-
ленных и общественных
зданий и до 30 % нагруз-
ки жилых домов)
Количсство
трансформаторов
2 3— 5 6— 10 11 — 20 более 20
0,9 0,85 0,8 0,75 0,7
0,9 0,75 0,7 0,65 0,6
0,9 0,7 0,65 0,6 0,55
Примечание. Если нагрузка промышленных
предприятий составляет мснсс 30 % нагрузки общест-
венных зданий, коэффициент совмещения максиму-
мов нагрузок трансформаторов следует принимать как
для общественных зданий.
ния суммы их расчетных-нагрузок на коэффициент
совмещения максимумов, принимаемый по табл.
52.10.
Расчетная электрическая нагрузка жилых зда-
ний микрорайона (квартала), кВт, приведенная к
шинам напряжением 0,4 кВ ТП, ориентировочно
может определяться по выражению
Р = Р V - Ю"3
'р.мр /ж.зд.уда •
где /’жздуд — удельная расчетная нагрузка жилых
2
зданий, Вт/м (приведена в табл. 52.11); S — общая
- z ч 2
площадь жилых здании микрорайона (квартала), м ,
2
при средней общей площади квартир 70 м в здани-
Таблица 52.10. Коэффициенты совмещения максимумов нагрузок городских сетей
' и промышленных предприятий
Максимум нагрузок Отношение расчетной нагрузки предприятий к нагрузке городской сети
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 знамена-
теле — с плитами на газовом и твердом топливе. 2. Меньшие значения коэффициентов в период вечернего мак-
симума нагрузок следует принимать при наличии промышленных предприятий с односменным режимом работы,
большие — когда вес 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 мснсс 0,2 коэффициент совмещения для ут-
реннего 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 пред-
приятия односменные, — 0,25, если двух- и трехсменные, — 0,65.
Таблица 52:11. Удельные расчетные электрические нагрузки жилых зданий на шинах
напряжением 0,4 кВ ТП
Этажность застройки Здания с плитами
на природном газе элсктри чески ми на сжиженном газе и твердом топливе
Один-два этажа 15,0/0,96 20,7/0,98 18,4/0,96
Трн-пять этажей 15,8/0,96 20,8/0,98 19,3/0,96
Болес пяти этажей с долей квар- тир в домах выше 6 этажей:
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
Болес пяти этажей с квартирами повышенной комфортности — 17,8/0,96 —
Примечания: 1. В таблице учтены нагрузки насосов систем отопления, горячего водоснабже-
ния и подкачки воды, установленных в центральных теплофикационных пунктах (ЦТП), или индиви-
дуальных в каждом здании, лифтов и сетей наружного освещения территории микрорайонов и нс уч-
тены нагрузки элсктроотоплсния, элскзроводонагрсва и бытовых кондиционеров воздуха. 2. В чис-
лителе даны удельные расчетные нагрузки, а в знаменателе — коэффициенты мощности.
( 1
ях, построенных по типовым проектам, и 150 м для
квартир повышенной комфортности в зданиях,
построенных по индивидуальным проектам. Удель-
ные нагрузки относятся к расчетному сроку концеп-
ции (схемы) развития.
Для ориентировочных расчетов электрических
нагрузок города (района) на расчетный срок кон-
цепции 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 коммунально-бытовой
нагрузки
Категория (группа) города Город(район)
с плитами иа при- родном газе, кВт/чсл. со стационарными электроплитами, кВт/чсл.
В целом по горо- ду (рай- ону) По мик- рорайону (кварта- лу) за- стройки В целом по горо- ду (рай- ону) По мик- рорайону (кварта- лу) за- стройки
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 нс учтены различ-
ные мелкие промышленные потребители, питающие-
ся, как правило, по городским распределительным се-
тям. 2. Для учета этих потребителей к показателям
таблицы следует вводить следующие коэффициенты:
для районов города с газовыми плитами 1,2 — 1,6; для
районов города с электроплитами— 1,1 — 1,5,.
52.4. НАДЕЖНОСТЬ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
Надежность электроснабжения городских по-
требителей должна соответствовать требованиям
[52.1, 52.2], согласно которым электроприемники
делятся на три категории. При рассмотрении на-
дежности электроснабжения коммунально-быто-
вых потребителей к соответствующей категории
следует, как правило, относить отдельные электро-
приемники. Совокупность электроприемников, ха-
рактеризующихся одинаковыми требованиями к
надежности электроснабжения (электроприемники
операционных, родильных отделений и др.), пред-
ставляет собой группу электроприемников. В от-
дельных случаях в качестве группы электроприем-
ников могут рассматриваться потребители в целом
(водопроводная насосная станция, здание и др.).
Требования к надежности электроснабжения
электроприемника следует относить к ближайшему
вводному устройству, к которому электроприем-
ник подключен через коммутационный аппарат.
К первой категории относятся электроприем-
ники, перерыв электроснабжения которых может
повлечь за собой опасность для жизни людей, нару-
шение функционирования особо важных элементов
городского хозяйства. Ко второй категории отно-
сятся электроприемники, перерыв электроснабже-
ния которых приводит к нарушению нормальной
деятельности значительного количества городских
жителей. К третьей категории относятся все ос-
тальные электроприеники, не подходящие под оп-
ределение первой и второй категорий.
К электроприемникам первой категории отно-
сятся лечебно-профилактические учреждения, от
бесперебойной работы которых непосредственно
зависит жизнь людей; противопожарные устройст-
ва и системы работы охранной сигнализации, эва-
куационного освещения и больничные лифты; ко-
тельные, являющиеся единственным источником
теплоты, системы теплоснабжения, обеспечиваю-
щие потребителей первой категории, не имеющих
индивидуальных резервных источников теплоты;
противопожарные устройства (пожарные насосы,
системы подпора воздуха, дымоудаления, пожар-
ной сигнализации и оповещения о пожаре); лифты;
сети эвакуационного и аварийного освещения; огни
сетевого ограждения в жилых зданиях и общежити-
ях высотой 17 этажей и более; учреждения с коли-
чеством работающих более 2000 человек независи-
мо от этажности; учреждения финансирования,
кредитования и государственного страхования; му-
зеи и выставки федеративного подчинения; учеб-
ные заведения при количестве учащихся более
1000 человек; противопожарные устройства и
системы охранной сигнализации предприятий тор-
говли с торговой площадью более 2000 м , а также
столовые, кафе и рестораны с числом посадочных
мест свыше 500; тяговые подстанции городского
электротранспорта; центральные диспетчерские
пункты (ЦДП) городских электросетей, тепловых
сетей, сетей газоснабжения, сетей наружного осве-
щения; городской ЦП (РП) с суммарной нагрузкой
более 10 МВ • А; ЦТП, обслуживающие здания вы-
сотой 17 этажей и более, и др.
К электроприемникам второй категории отно-
сятся жилые дома с электроплитами, за исключени-
ем одно—восьмиквартирных домов; жилые дома
высотой шесть этажей и выше с газовыми плитами
или плитами на твердом топливе; общежития вме-
стимостью 50 человек и более; здания учреждений
высотой до 16 этажей с количеством работающих
от 500 до 2000 человек; детские учреждения; меди-
цинские учреждения; аптеки; предприятия общест-
венного питания с количеством посадочных мест
от 100 до 500; магазины с торговой площадью от
2
250 до 2000 м ; комбинаты бытового обслужива-
ния; 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 высо-
той до 16 этажей с количеством мест от 200 до
1000; диспетчерские пункты жилых районов и мик-
рорайонов, районов электрических сетей; город-
ские ЦП (РП) и ТП с суммарной нагрузкой от 0,4 до
10 МВ • А при отсутствии электроприемников пер-
вой категории и др.
Электроприемники первой, категории должны
обеспечиваться электроэнергией от двух независи-
мых источников, и перерыв их электроснабжения
может быть допущен только на время автоматиче-
ского восстановления питания. Устройство АВР
предусматривается непосредственно на вводе к
электроприемпику первой категории. В качестве
второго независимого источника питания могут ис-
пользоваться автономные источники (аккумуля-
торные батареи, дизельные электростанции и др.),
резервирующие связи по сети напряжением 0,38 кВ
от ТП, питающихся от других независимых источ-
ников питания.
Электроприемники второй категории рекомен-
дуется обеспечивать электроэнергией от двух неза-
висимых взаиморезервирующих источников. Пита-
ние электроприемников второй категории допуска-
ется предусматривать от одпотрансформаторных
ТП при наличии централизованного резерва транс-
форматоров и возможности замены повредившего-
ся трансформатора за время не более 1 сут. Для
электроприемников второй категории допускается
резервирование в послеаварийиом режиме путем
прокладки временных шланговых кабельных свя-
зей на напряжении 0,38 кВ.
Электроприемники третьей категории могут
питаться от одного источника питания. Допустимы
перерывы на время, необходимое для подачи вре-
менного питания, ремонта или замены поврежден-
ного элемента системы электроснабжения, но не
более чем на 1 сут.
52.5. СХЕМЫ ГОРОДСКИХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СЕТЕЙ
В данном параграфе рассматриваются принци-
пы выполнения и качественные характеристики ос-
новных схем электрических сетей напряжением
0,38/0,22—220 кВ, применяемых в отечественной
практике проектирования систем ЭСГ; подробнее
см. [52.2, 52.5—52.7].
Требования к выполнению и выбору схем го-
родских электрических сетей аналогичны таковым
в общей теории формирования сетей: экономиче-
ская целесообразность, обоснованная надежность,
качество напряжения, восприимчивость к разви-
тию потребителей и сетей и т.п.
Специфика требований к схемам городских
электросетей обусловливается массовостью всех
сетевых сооружений, линий и электрооборудова-
ния; влиянием условий городского хозяйства, эко-
логической безопасности, технической и градо-
строительной эстетики; условиями эксплуатации
электрооборудования в неотапливаемых помеще-
ниях при минимальном объеме технического об-
служивания; преобладанием электроприемников
второй категории (по требованиям надежности
электроснабжения) в жилых районах.
В связи с указанным актуально применение
наиболее простых схем с минимальным количест-
вом специализированного электрооборудования.
При оценке возможностей применения простей-
ших, в том числе и неавтоматизированных, сетей
52.3. Упрощенная принципиальная схема распределительной сети 380 В 16-этажного жилого дома:
1 — кабели внешних линий; 2 — магистральные линии питания квартир; 3 — линии двигателей лифтов; 4 —
линии освещения лестничных клеток; 5 — линии наружного освещения здания; 6 — линии освещения техниче-
ского подполья; 7 — линии к щитку автоматического включения резерва элсктроирисмников первой категории;
8 — двигатели лифтов; 9 — щиток иллюминации; 10 — счетчики электроэнергии
в схемах ЭСГ необходимо учитывать широкие воз-
можности применения разнообразных средств свя-
зи и автотранспорта, а также особенности эксплуа-
тации сетей 10(6)—20 кВ с компенсированной или
изолированной нейтралью.
Внутренние распределительные электриче-
ские сети напряжением до 1 кВ большинства жи-
лых и общественных зданий и предприятий состоят
из вводного распределительного устройства (ВРУ),
распределительных линий и соответствующего
электрооборудования и выполняются в виде раз-
ветвленных магистральных сетей. На рис. 52.3
представлена характерная схема сети 12-этажного
жилого здания. Схемы ВРУ напряжением до 1 кВ за-
висят от требований надежности электроприемни-
ков, расположенных в здании, количества и назна-
чения линий внутренней и внешней сетей. При зда-
ниях большого объема (административно-произ-
водственные, учебные, более 25 этажей) оправдано
размещение ТП 10(6)—20/0,38 кВ в цокольных и на
промежуточных технических этажах, а также в чер-
дачных помещениях или на крыше здания.
При последующем рассмотрении и анализе об-
ластей применения схем электрических сетей необ-
ходимо учитывать режим нейтрали электроустано-
вок [52.1]:
а) все электрические сети напряжением до 1 кВ
выполняются с глухим заземлением нейтрали
трансформаторов, питающих данные сети;
б) нейтрали трансформаторов ИП сетей
10 (6)—20 кВ могут быть незаземленными или
заземленными через дугогасящие реакторы, необ-
52.4. Принципиальная схема подключения дуго-
гасящего реактора к шинам 10(6) — 20 кВ источ-
ника питания:
I — заземляющий трансформатор; 2 — дугогасящая
катушка; 3 — трансформатор тока нулевой последо-
вательности; Т — токовое реле
ходимая мощность которых определяется по сум-
марной длине линий, присоединенных к шинам
данного напряжения питающей подстанции. До-
пускается применение незаземленной нейтрали
при токах однофазных замыканий на 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 при эффективно заземленной («компенси-
рованной») нейтрали электросети 10(6) 20 кВ.
Радиально-магистральная распределительная
сеть 0,38—10(6)—20 кВ без резервирования линий и
Таблица 52.13. Предельная суммарная длина
кабельных линий сетей с незаземленной
нейтралью, км
Сечение 2 ЖИЛ, мм Номинальное напряжение сети, кВ
6 10 20
50 51 26 . 6,0
95 36 20 4,8
120 33 |8 4,4
240 20 11 —
трансформаторов представлена на рис. 52.5. Сеть
характеризуется наименьшими капиталовложения-
ми из-за отсутствия резервирования ее элементов и
выбора параметров всех элементов только по усло-
виям нормального режима работы. При поврежде-
нии любой линии и трансформатора (А7—КЗ) пре-
кращается питание соответствующей группы по-
требителей на время определения места поврежде-
ния, выполнения ремонтных работ и последующих
оперативных действий для подачи напряжения по-
требителям. 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-
лительная сеть представлена на рис. 52.6. По на-
дежности электроснабжения предпочтительно пи-
тание петлевых линий 10(6)—20 кВ от территори-
ально разных источников питания ИП (ТП1—ТП7),
а линий 0,38 кВ — от разных ТП, (Вб—В10). Петле-
вые сети широко применяются при воздушных и
кабельных линиях. В нормальном режиме петле-
вые линии 10(6)—20 кВ размыкаются на одной из
ТП (ТП5, ТП10 на рис. 52.6). Размыкается линия;
наименее нагруженная в режиме экономического
потокораспределения в петлевой сети (опредсляе-
52.5. Принципиальная схема распределительных сетей 10(6) — 20 и 0,38 кВ без резервирования линий
и трансформаторов:
а схема сетей; б — трансформаторная подстанция (воздушные линии); в- ввод в здание; В1 — Вб,— вводы
- . потребителей ,
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
мого с учетом только активных сопротивлений ли-
ний). Аналогично выбирается размыкание петле-
вых линий 0,38 кВ (Вб—В10 на рис. 52.6). При ка-
бельных линиях напряжением 0,38 кВ целесообраз-
на работа петлевых схем без их размыкания (В/—
Вб), но с включением разделительного плавкого
предохранителя в цепи наименее нагруженной ли-
нии; номинальный ток такого предохранителя вы-
бирается на две-три ступени меньше, чем у предо-
хранителей головных участков петлевой линии.
При повреждениях линий (KI, КЗ), отключае-
мых выключателями ИП (10(6)—20 кВ) или плав-
кими предохранителями (0,38 кВ), прерывается
электроснабжение соответствующих потребителей
на время определения места повреждения, отклю-
чения эксплуатационным персоналом поврежден-
ной линии и оперативного восстановления питания
по схеме послеаварийного режима. При поврежде-
нии трансформатора (К2) прерывается электро-
снабжение части потребителей на время переклю-
чения их питания от смежных ТП или всех потреби-
телей (аварийного ТП) на время замены трансфор-
матора (несколько часов). С учетом малой повреж-
даемости трансформаторов петлевые сети реко-
мендуются в качестве основных при электроснаб-
жении потребителей второй и третьей категории.
Применение петлевых сетей оправдывается при по-
верхностной плотности электрических нагрузок не
2
более 10 МВт/км . В петлевых сетях отдельные
электроприемники и потребители первой катего-
рии могут быть обеспечены выборочным резерви-
рованием питания по линиям, подключенным к
противоположной части схемы, и при автоматизи-
рованном включении резерва.
Радиально-магистральная автоматизирован-
ная сеть с резервированием линий и трансформа-
торов представлена на рис. 52.7 в различных вари-
антах ее исполнения. Линии сети — кабельные. Ос-
новным типом такой сети являются варианты с АВР
на стороне 0,38 кВ при двухтрансформаторных ТП.
В отдельных случаях находят применение одно-
трансформаторные ТП с АВР на выключателях на-
грузки на стороне напряжением 10(6) кВ. По
условиям надежности электроснабжения предпоч-
тительно питание магистралей 10 (6)—20 кВ от раз-
ных ИП (ТП5—ТП9 и ТП10—ТП15 на рис. 52.7, а).
Вторая и третья Первая категория
ИП1П
52.7. Принципиальная схема (варианты) магистральной автоматизированной сети напряжением
10(6) — 20 и 0,38 кВ с резервированием линий и трансформаторов:
а — схема двухмагистральной сети; б — трансформаторная подстанция с ЛВР на стороне 0,38 кВ; в — ввод в
здание с элсктроприсмниками и второй и третьей категории; г — то же при элсктроприсмниках первой и второй
категории; д — трсхмагистральная сеть 10(6)—20 кВ; КТ — контактор; АВ — автоматический выключатель
Во всех вариантах исполнения сети электро-
снабжение потребителей не прекращается при по-
вреждениях одной из линий 10(6)—20 кВ, а также
одного из трансформаторов. При повреждениях
линий 0,38 кВ и при схемах вводов по рис. 52.7, в
электроснабжение соответствующей части элек-
троприемпиков второй и третьей категории прекра-
щается 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 ТП1<—
ТП9 является экономия кабеля на головных участ-
ках линий 10(6)—20 кВ (ИП1—ИППГ), а недостат-
ком — повышенные потери электроэнергии в лини-
ях данного напряжения. Недостаток варианта схе-
мы питания ТШ0—ТП15 (двухцепная петлевая
схема) — повышенная стоимость линий головных
участков, достоинство — пониженные потери элек-
троэнергии в линиях 10(6)—20 кВ. Повышение ис-
пользования нагрузочной способности кабельных
линий 10(6)—20 кВ в нормальных режимах может
достигаться при трех н более магистральных лини-
ях, питающих группу двухтрансформаторнйх ТП
(ТШ6—ТП21, рис. 52.7, 0).
Все варианты схем рис. 52.7 обеспечивают На-
дежность питания электроприемников и потреби-
телей первой категории при условии оборудования
автоматизированного ввода резерва на ВРУ в зда-
ния, а также — на вводах соответствующих элек-
троприемников. • • •-
52.8. Принципиальная схема сложпозамкнутой сети 0,38 кВ:
а — схема сети; б — трансформаторная подстанция с автоматом обратной мощности на стороне 0,38 кВ;
в— ввод в здание; В — вводы; СП — соединительные пункты
Рассматриваемую схему целесообразно
применять в районах с многочисленными электро-
приемниками первой категории (микрорайоны со
зданиями 17 этажей и выше), а также при технико-
экономической оправданности использования ТП
с наибольшими нагрузками (> 700—1000 кВ А)
и при номинальной мощности трансформаторов
400 кВ • А И бодае.
Сложнозамкнутые электрические сети
напряжением до 1 кВ, представленные на рис. 52.8,
выполняются однотрансформаторными ТП. Слож-
нозамкнутая схема соединений кабельных линий
напряжением до 1 кВ обеспечивает высокую на-
дежность электроснабжения, минимальные потери
электроэнергии и наилучшее качество напряжения
(сравнительно с рассмотренными выше варианта-
ми < электрических сетей). Вместе с тем протя-
52.9. Варианты принципиальных схем
питающих сетей 10(6)—20 кВ радиаль-
ного типа:
а — от секций шин одного центра пи-
тания; б — от секций шин двух центров
питания или от разделенных отключенным
выключателем секций шин одного центра
питания; С/—С2 — секции шин РП
женность и стоимость таких сетей в этом случае по-
вышается. Избирательность отключения коротких
замыканий в сети до 1 кВ поясняется их токорас-
пределением, представленным на рис. 52.8, в. От-
ключение при коротких замыканиях в линиях
10(6)—20 кВ и в трансформаторах обеспечивается
автоматом обратной мощности (АОМ), содержа-
щим собственно автоматический выключатель, а
также группу реле, включающую реле направления
энергии. Это реле является датчиком сигнала на от-
ключение автомата при токах короткого замыка-
ния, направленных в сторону сетей 10(6)—20 кВ.
Схема требует постоянного наблюдения за изме-
нениями потокораспределения в связи с ростом
или появлением новых нагрузок, а также за состоя-
нием и настройкой аппаратов комплекта АОМ. В
настоящее время данная схема сети редко находит
применение.
Питающие сети 10(6)—20 кВ состоят из питаю-
щих линий (ПЛ) и распределительных пунктов. В
предшествующий период при транзитной мощно-
сти РП в пределах 3—5 МВт применялись петлевые
или магистральные схемы. В настоящее время при
2
плотности нагрузок в пределах 6—8 МВт/км эко-
номически обоснованно применение лишь крупных
РП [52.2], питание которых осуществимо по ради-
альным схемам (рис. 52.9). Схема рис. 52.9, а харак-
теризуется тем, что секционные выключатели шин
10 (6)—20 кВ как на ИП, так и на РП включены, что
обусловливает непрерывное равенство нагрузок
обеих ПЛ и минимальные потери мощности и
электроэнергии в питающей сети. Вместе с тем при
повреждениях указанных выше секционных вы-
ключателей произойдет полное отключение РП,
который при его нагрузке не менее 10 МВт отно-
сится к первой категории по требованиям надеж-
ности электроснабжения. Указанного недостатка
не имеет схема рис. 52.19, б, работающая с отклю-
ченными секционными выключателями ИП и РП и
при оборудовании секционного выключателя РП
устройствами автоматического включения при по-
вреждении и отключении одной из питающих ли-
ний или одной из секций шин источника питания.
В условиях эксплуатации обычно отдается пред-
почтение схеме рис. 52.9, б.
Схемы глубоких вводов 110—220 кВ (варианты)
на территории селитебных зон городов представле-
ны на рис. 52.10. Специфическими и принципиаль-
ными требованиями к выполнению схем глубоких
вводов высших напряжений являются минималь-
ные размеры отчуждаемой территории селитебных
зон и обеспечение высокой надежности питания
потребителей.
В связи с указанным основным принципом их
выполнения является питание подстанций глубо-
ких вводов по радиальным схемам двухцепны-
ми, преимущественно кабельными, линиями
(рис. 52.10, а, б). Данным требованиям соответст-
вует выполнение распределительных устройств
высшего напряжения с минимальным составом
электрооборудования (см. рис. 52.10, а) или по схе-
ме блок линия—трансформатор (см. рис. 52.10, б)
[52.7] В некоторых городах глубокие вводы осу-
ществляются по петлевым схемам с транзитными
подстанциями (рис. 52.10, в). В мировой практике
имеется вариант выполнения глубоких вводов
220 кВ одноцепными радиальными кабельными
линиями при однотрансформаторных подстанциях
напряжением 220/20 кВ, взаимное резервирова-
ние которых осуществляется по сетям 20 кВ, вы-
полненным по петлевым схемам.
Схема и состав электрооборудования подстан-
ции глубоких вводов напряжением 10(6)—20 кВ
должны обеспечивать высокую надежность элек-
троснабжения потребителей и приспосабливае-
мость к различным режимам работы, чему соответ-
ствует схема рис. 52.10, а. Вместе с тем в [52.2] ре-
комендуется применение одиночной секциониро-
ванной системы шин данного напряжения. Ограни-
52.10. Принципиальные схемы подстанций глубоких вводов НО — 220 кВ:
а — радиальная схема с распределительным устройством высшего напряжения; б — то же при блочной схеме
кабельные линии — трансформаторы; в — транзитная подстанция при петлевой сети высшего напряжения
чение токов коротких замыканий при глубоких вво-
дах рекомендуется осуществлять применением
трансформаторов с расщепленными обмотками
вторичного напряжения (см. рис. 52.9, в) и, если
требуется, с включением реакторов в цепях упомя-
нутых обмоток.
52.6. ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
Рекомендуемые структуры номинальных
напряжений электрических сетей. Основным на-
пряжениями, применяемыми при проектировании
рекомендуются 0,38/0,22 и 10, 35, 110—220 (330)—
500 (750) кВ. Как правило, целесообразна трехсту-
пенчатая структура номинальных напряжений (на-
пример, 0,38—10—ПО или 220 кВ) [52.2].
В группе напряжений до 1 кВ эксплуатируемые
сети 0,22/0,127 кВ должны реконструироваться и пе-
реводиться на работу при 0,38/0,22 кВ. Напряжение
0,66/0,38 кВ может найти применение в последую-
щий период для выполнения магистральных меж-
дуэтажных линий в зданиях с количеством этажей
более 30; при этом подразумевается установка су-
хих трансформаторов 0,66/0,38 кВ, питающих огра-
ниченное количество смежных этажей (три-пять).
Напряжение 6 кВ не должно применяться без
специальных обоснований, ввиду недостаточности
в современных условиях его пропускной спо-
собности (табл. 5.13). Целесообразно анализиро-
вать возможность и экономическую обосно-
ванность перевода эксплуатируемых сетей 6 кВ на
работу при напряжении 10 кВ [52.2, 52.6].
Технические данные передачи электроэнергии
полиниям 10 кВ приведены в табл. 52.14. Экономи-
чески оправданными для передачи электроэнергии
по линиям данного напряжения признаются рас-
стояния: 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 эко-
номически оправданно при стоимости основного
электрооборудования (включая кабели) не более
130 % стоимости электрооборудования при 10 кВ;
питании новых районов городов от генераторов но-
минальным напряжением 20 кВ; поверхностной
плотности электрических нагрузок не менее
Таблица 52.14. Технические данные передачи электроэнергии по одной липин 6 — 20 кВ
Номинальное напряжение сети, кВ Характеристика конструкции линии Наибольшая передаваемая мощность 5 (по допусти- мому нагреву), МВ А Наибольшие расстояния передачи (но допустимой потере напряжения при 5Ч), км
Нормальные режимы Послсава- рийныс режимы Линия с одной нагрузкой Линия с пятью нагрузка- ми, равномерно распреде- ленным и по се длине
6 Кабели 6 кВ, 2 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, />’ = 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, 2 Г= 185 мм , 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— ссчснис алюминиевых токовсдущих фазных жил кабелей с бумажной пропитанной
изоляцией. 2. Мощности, допустимые при прокладке кабелей в земле, указаны без поправочных коэффициентов
на температуру почвы, число рядом лежащих кабелей и т. п. 3. Наибольшие расстояния передачи указаны при'
передаче допустимой по нагреву мощности (в нормальном режиме), коэффициенте мощности нагрузки 0,9 и при
допустимой потере мощности 6 %.
30 МВт/км2; в малых городах в составе сельскохо-
зяйственных районов с электросетями 20 кВ при
воздушных линиях (с неизолированными провода-
ми) или с самонесущими изолированными прово-
дами [52.18].
Высшие поминальные напряжения использу-
ются в первую очередь для внешнего электроснаб-
жения городов от удаленных электростанций: на-
пряжение 35 кВ применяется в электроснабжении
лишь малых городов (не может быть рекомендова-
но для последующего широкого применения как не
обеспечивающее экономически обоснованного
перспективного развития данных систем); напря-
жение 110 кВ — средних и крупных городов, а на-
пряжение 220 и 330 кВ — крупнейших городов. В
системах электроснабжения городов с населением
в несколько миллионов жителей в ряде случаев тре-
буется усиление систем внешнего электроснабже-
ния применением напряжений 500 (750) кВ. Харак-
терное взаиморасположение электросетей данных
напряжений иллюстрируется рис. 52.1. Глубокие
вводы высших напряжений на территории жилых
районов и промышленных зон в основном выпол-
няются при напряжении 110 кВ, а в крупнейших го-
родах — 220 кВ (при плотности электрических на-
грузок в жилых районах более 30 МВт/км2).
Мощности и расположение понижающих
подстанций и РП. Расчетные нагрузки и установ-
ленные мощности трансформаторов подстанций
(35)110—220 (330) кВ внешнего электроснабжения
города определяются конкретными условиями го-
рода в целом, его периферийных районов и примы-
кающих пригородных зон.
Мощности подстанций глубоких вводов ПО—
220 кВ в реконструируемых, новых или сущест-
вующих районах крупных городов определяются
конкретными значениями вновь появляющихся
или возрастающих электрических нагрузок рас-
сматриваемых районов. Опыт проектирования и
осуществления глубоких вводов создал предпосыл-
ки для рекомендации установленных мощностей
трансформаторов таких подстанций [52.2], которые
должны быть не менее:
2 х 25 МВ • А при воздушных И 2'Х 40JMB • А
при кабельных линиях 110 кВ;
2 х 40 МВ • А при кабельных линиях 220 кВ.
Вместе с тем на основе специального технико-
экономического анализа, подтвержденного успеш-
ной практикой реализации, в крупнейших городах
осуществляются глубокие вводы напряжением
110 кВ с трансформаторами мощностью 2 х (63—-
80) МВ • А и напряжением 220 кВ с автотрансфор-
маторами мощностью 2 х 250 МВ • А.
Экономическая обоснованность осуществления
мощных подстанций глубоких вводов подтвержда-
ется специальными исследованиями [52.9]. Основ-
ными ограничениями увеличения мощности дан-
ных подстанций являются высокая стоимость отчу-
ждаемой территории жилых районов; размеры рас-
пределительных устройств и сложность вывода зна-
чительного количества (40—60) кабелей 10—20 кВ
от одного узла; большие значения токов коротких
замыканий па шинах 10—20 кВ (в пределах 15—
20 кА). Экономически оправданно расположение
подстанции глубокого ввода в питаемом от пего
районе (между границей района, ближайшей к ис-
точнику питания, и центром нагрузок района).
Распределительные пункты 10(6)—20 кВ ха-
рактеризуются транзитной мощностью, экономи-
чески целесообразное значение которой в совре-
менный период составляет 6 МВт при напряжении
6 кВ и 12 МВт при напряжении 10 кВ [52.2]. Основ-
ным фактором, определяющим осуществление РП
в городских электросетях, является упрощение экс-
плуатации распределительных электросетей
10(6)—-20 кВ сравнительно с вариантом непосред-
ственного присоединения последних к шинам
10(6)—20 кВ источников питания. При учете толь-
ко технико-экономических показателей осуществ-
ление РП может быть оправданно при поверхност-
ной плотности нагрузок мспее 6 МВт/км”; удален-
ности района расположения ТП 10(6)—20 кВ от ис-
точника питания более 3 км и существенном сокра-
щении протяженности линий распределительной
сети 10(6)—20 кВ; существенном сокращении ко-
личества ячеек выключателей источника питания.
Экономически оправданно размещение РП в питае-
мом от него районе при совмещении его строитель-
ной части с одной из ТП 10(6)—20 кВ.
Трансформаторные подстанции 10(6)—
20/0,38 кВ выполняются с одним и двумя пони-
жающими трансформаторами. Однострансформа-
торные ТП по требованиям надежности электро-
снабжения могут применяться как в жилых рай-
онах малоэтажной застройки, так и при зданиях до
16 этажей. Вместе с тем при зданиях девять этажей
и более может быть экономически обоснованным
применение двухтрансформаторных ТП с транс-
форматорами мощностью по 400 или 630 кВ • А.
При жилых зданиях 17 этажей и выше и наличии
крупных общественных зданий, относящихся к
первой категории, по требованиям надежности
электроснабжения (см. § 52.4) должны применять-
ся 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-
сти ТП-осуществляются при учете технико-эконо-
мических показателей не только ТП, но и распреде-
лительных сетей напряжением до 1 кВ, питающих-
ся от ТП, и участка сетей 10(6)—20 кВ. Основной
исходной информацией, определяющей экономи-
ческую мощность ТП, является поверхностная
плотность электрических нагрузок, конструктив-
ное выполнение ТП и линий напряжением до 1 кВ,
а также стоимость основного электрооборудования.
Нормы [52.2] рекомендуют следующие установлен-
ные мощности трансформаторов отдельно стоящих
ТП 10(6)/0.38 кВ с составом электрооборудования,
соответствующим показанному на рис. 52.5—
52.7 (трансформаторы типа ТМ): при плотности
нагрузок 0,8—1,0 МВт/км2 — 1 х 160 кВ-А; 1—
2 МВт/км2 1х 250 кВ • А; 2—5 МВт/км2 —
1 х 400 кВ • А; 5—8 МВт/км2 1 х 630 кВ А; более
8 МВт/км2 — 2 х 630 кВ • А.
Экономическая наибольшая нагрузка, кВ • А,
отдельно стоящих ТП 10(6)—20/0,38 кВ и количе-
ство питающихся от нее одноцепных кабельных ли-
ний 0,38 кВ могут быть определены по выражениям:
где ери — поверхностная плотность нагрузки, при-
веденная к шипам ТП, МВ • А/км2, определяемая по
суммарной нагрузке потребителей, питающихся от
ТП, с учетом коэффициентов несовпадения макси-
мальных нагрузок (см. § 52.3).
На основе рассчитанной 5^ н6 и количества
устанавливаемых в одной ТП трансформаторов
определяется номинальная мощность последних.
При этом должны учитываться допускаемые по
[52.2] перегрузки трансформаторов: систематиче-
ские — до 1,5 при однотрансформаторных ТП
(без взаимного резервирования) и кратковремен-
ные — 1,7—1,8 при двухтрансформаторных ТП с
взаимным резервированием трансформаторов. Ре-
комендуется применять унификацию номиналь-
ных мощностей трансформаторов, устанавливае-
мых в проектируемом районе города. ТП разме-
щаются в центрах нагрузок потребителей, питаю-
щихся от них, но с учетом условий пожарной
безопасности, требований градостроительства и
наличия подъездных дорог.
Сечения токоведуших жил кабелей или прово-
дов выбираются по методикам и условиям общим
для электрических сетей [52.1]. Специфика приме-
нения этих условий к линиям городских электриче-
ских сетей заключается в следующем:
а) согласно [52.1] сечения проводов н жил
кабелей линий напряжением др, 1.. кВ при
з
7’тах (4—5) 10 ч/год не выбираются по экономи-
ческой плотности тока (вместе с тем в [52.2] данное
условие не подтверждается);
б) для магистральных линий с практически
равномерно распределенной нагрузкой п потреби-
Таблица 52.15. Допустимые перегрузки кабелей
напряжением до 10 кВ с бумажной пропитанной
изоляцией
Кратность нагрузки, предшест- вующей мак- симальной* Вид проклад- ки кабелей Допустимые перегрузки*’, %
системати- ческие, ч/еут кратковре- менные ч/сут
1 3 3 6
0,6 В земле 1,-3 1,15 1,35 1,25
В трубах (в земле) 1,00 1,00 1,20 1,15
0,8 В земле 1,15 1,10 1,25 1,20
В трубах (в земле) 1,05 1,00 1,15 1,10
* Кратности и длительности максимума нагрузки
приведены при эквивалентном двухступенчатом гра-
фике срсднеквадратичсских нагрузок.
* * Перегрузки приведены по отношению к норма-
тивным (допустимым) по условиям нагрева.
телей экономическая плотность тока, А/мм,
определяется как Ээмяг w ЛДпорм- где
к. = п j6/(n + 1)(2и + 1); /ЭПОрМ — нормативная
экономическая плотность тока по [52.1];
в) допустимые систематические (нормальные
режимы сети) и кратковременные (послеаварий-
ные режимы) перегрузки кабелей 10(6) кВ с бу-
мажной пропитанной изоляцией принимаются по
табл. 52.15; для кабелей до 1 и 10(6) кВ с полиэти-
леновой изоляцией кратковременные перегрузки
ограничиваются 10 %, а с полихлорвиниловой —
15 %; не допускаются перегрузки кабелей 20—35 и
110—220 кВ;
г) допускаемые потери напряжения в нормаль-
ных режимах работы составляют 6 % для линий
10(6) кВ, 4—6 % (в зависимости от количества эта-
жей жилых зданий) для линий 0,38 кВ;
д) нормы [52.2] не рекомендуют применять
сечения алюминиевых жил кабелей 10(6) кВ менее
о
70 мм ;
е) там же не рекомендуется применять более
трех различных сечений жил кабелей вдоль длины
магистральной линии 10(6) кВ; вместе с тем специ-
альные исследования [52.8] и практика осуществ-
ления отечественных и зарубежных городских рас-
пределительных электросетей 0,38—20 кВ под-
тверждают экономическую эффективность более
глубокой унификации сечений жил кабелей распре-
делительных сетей: при алюминиевых жилах и
2
°ТГ1< МВт/км целесообразно применение не
более двух сечении (в сетях 0,38 кВ — 95 и 150 мм* 2,
2
в сетях 10 кВ — 120 и 240 мм ); при отп >
2
> 10 МВт/км — одно сечение (в сетях 0,38—10 кВ
— 120—150 мм2;*
ж) питающие кабельные линии от источников
питания до РП 10(6) кВ следует выполнять с сече-
нием жил 240 мм2;
з) сечения токовсдущих алюминиевых жил.са-
монесущих изолированных проводов, применяе-
мых на линиях 0,38/0,22 кВ поселков коттеджной
застройки, выбираются по допустимому нагреву и
условиям механической прочности.
К составу экономически обосновываемых пара-
метров городских электросетей 10(6)—20 кВ могут
быть отнесены и расчетные значения токов корот-
ких замыканий. Специальные исследования приме-
нительно к сетям 10 кВ, питающимся от ПС 110 кВ
с трансформаторами мощностью по 40—80 МВ А,
показали целесообразность значений таких токов в
пределах 12—18 кА [52.19].
52.7. РАСЧЕТЫ РЕЖИМОВ ГОРОДСКИХ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
Расчеты режимов городских электрических се-
тей предполагают определение потоков мощностей
(токов) в элементах сети и напряжений в се узлах.
Рассчитываются нормативные режимы работы при
наибольших и наименьших нагрузках потребите-
лей (утренний и вечерний максимумы и ночной ми-
нимум), а также послеаварийные режимы при наи-
больших нагрузках. При разнородном составе по-
требителей следует также производить расчет сети
для промежуточного уровня нагрузок в утренние и
дневные часы суток. В оценочных расчетах до-
пускается принимать наименьшую нагрузку ком-
мунально-бытовых потребителей в пределах 25—
30 % наибольшей [52.2, 52.6].
В петлевых сетях (0,38—10(6) кВ) в нормаль-
ных режимах работы необходимо обеспечение эко-
номически целесообразного режима, соответст-
вующего режиму минимума потерь электроэнер-
гии или близкого к нему. Такое потокораспределе-
ние в замкнутых сетях определяется при учете
только активных сопротивлений линий. Петлевые
При проектировании электрических сетей 10 кВ
новых микрорайонов с миогосскциоипыми зданиями в
20 — 25 этажей и высоким насыщением квартир быто-
выми элсктроприсмниками могут применяться одно-
жильные кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена
2
с сечениями алюминиевых жил до 400 мм (во избежа-
ние применения радиальных пучков кабелей меньших
сечений).
сети 10(6) кВ в нормальных режимах работают по
разомкнутым схемам. Точки деления в петлевых
сетях выбираются на основании определения эко-
номически целесообразного потокораспределения.
Размыкаются участки линий, для которых модуль
потока мощности наименьший. Потокораспредсле-
ние, соответствующее разомкнутому режиму рабо-
ты петлевой сети, определяется с учетом расчетных
нагрузок трансформаторов, питаемых по каждому
участку, и коэффициентов совмещения максиму-
мов их нагрузок (см. табл. 52.9).
Для петлевых кабельных сетей напряжением до
1 кВ экономически целесообразна работа в нор-
мальных режимах по замкнутым схемам, так как
в таких случаях практически совпадают естествен-
ное и соответствующее минимуму потерь электро-
энергии (вследствие преобладания активных со-
противлений линий) потокораспределения. Поэто-
му в таких случаях экономически целесообразное
потокораспределение принимается за расчетное.
В тех случаях, когда петлевые сети до 1 кВ работа-
ют в нормальном режиме по разомкнутой схеме,
методика выбора точек деления сети совпадает с
описанной выше для линий 10(6) кВ, а определе-
ние реального потокораспределения по участкам
линии должно проводиться по аналогии с опреде-
лением расчетной электрической нагрузкой линии
до 1 кВ [52.2].
Расчетными аварийными режимами петлевых
сетей 0,38—10(6) кВ являются отключения голов-
ных участков каждой линии. Потокораспределение
определяется по расчетным нагрузкам (учитывают
реальное количество квартир, лифтовых установок
и пр., предприятий коммунального обслуживания
(линии 0,38 кВ) или количество трансформаторов
(линии 10(6) кВ), питаемых от каждой линии в дан-
ном режиме) с учетом соответствующих коэффи-
циентов участия в максимуме нагрузки или совме-
щения максимумов нагрузок.
Потокораспределение в радиально-магистраль-
ных линиях без резервирования или с резервирова-
нием линий и трансформаторов определяется по
реальным (в каждом из режимов) мощностям и со-
ставу электроприемников и потребителей, питаю-
щихся по каждому участку сети, и с учетом коэф-
фициентов участия в максимуме нагрузки.
Определение напряжений в расчетных точках
городских сетей в соответствии с требованиями к
качеству напряжения заключается в расчете потерь
напряжения на отдельных участках сети и в сово-
купности с режимами регулирования напряжения
на ИП определении отклонений напряжения у элек-
троприемников.
Расчетными точками по напряжению являются:
а) наиболее близкие к ИП и наиболее удаленные от
них ТП 10(6)/0,4 кВ; б) выводы наиболее близких и
наиболее удаленных от ИП электроприемников
10(6) кВ; в) выводы наиболее близких к ТП и наи-
более удаленных электроприемнпков 0,38 кВ в се-
тях, питаемых от ТП, указанных в п. а).
В общем случае напряжение па выводах элек-
троприемников можно определить как
Цэп = (Цщ - дЦ;н< - Д^нн -
где Цц, — напряжение на шинах ИП; ДЦ,
ДЦц_|, ДЦд — соответственно потери напряжения в
линиях 10(6) кВ (СН), трансформаторах, наружной
сети 0,38 кВ (НН), внутренней сети здании; кт — ко-
эффициент трансформации трансформатора.
Компенсация реактивной нагрузки промыш-
ленных и приравненных к ним потребителей вы-
полняется в соответствии с действующими норма-
тивными документами по расчетам с потребителя-
ми за компенсацию реактивной мощности и по
компенсации реактивной мощности в электриче-
ских сетях промышленных предприятий. Компен-
сирующие устройства рекомендуется устанавли-
вать непосредственно у электроприемника. Для
жилых и общественных зданий компенсация реак-
тивной мощности не предусматривается.
52.8. КАЧЕСТВО НАПРЯЖЕНИЯ
В ГОРОДСКИХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ
В отличие от качества электроэнергии по часто-
те показатели качества напряжения являются ло-
кальными характеристиками для каждого узла
электрических сетей и поэтому должны учитывать-
ся при их проектировании и эксплуатации. По
[52.4] показатели качества напряжения (ПКН) нор-
мируются на вводах электроприемников и, в от-
дельных случаях, на шинах некоторых узлов рас-
пределительных сетей. Там же рекомендуются два
уровня ПКН: в течение 95 % времени каждых суток
должны соблюдаться нормально допускаемые их
значения, а в остальное время ПКН должны быть не
выше предельно допускаемых значений. При про-
ектировании городских электрических сетей в пер-
вую очередь определяются отклонения напряжения
от номинального. При наличии резкопеременных
нагрузок (местные насосные установки и т.п.), а
также электроприводов с асинхронными двигателя-
ми с короткозамкнутым ротором и при их прямом
пуске от электрической сети должны рассчитывать-
ся колебания напряжения. При комплексном элек-
троснабжении промышленных предприятий и ком-
мунально-бытовых потребителей в ряде случаев
актуален анализ несинусоидальности напряжения в
сетях 10(6)—20 кВ. Учет несимметрии фазных на-
пряжений, характерный для электрических сетей
52.11. Напряжения и отклонения напряжения в распределительной сети 10(6) — 20 и 0,38 кВ:
— напряжение на шинах источника питания; U3Jl, — напряжение соответственно на шинах ВРУ
здания и на вводах элсктроприсмника; Ет — «добавка» напряжения при выбранном рабочем ответвлении транс-
форматора
до I кВ жилых районов, является задачей оценки
эксплуатационных режимов сетей; проектирование
данных сетей ведется в предположении равномер-
ной загрузки фаз.
Отклонения напряжения от номинального в ус-
тановившихся режимах: нормально допускаемые
на вводах электроприемноков ± 5 %; предельные
± 10%.
Ниже приводится схема выбора рабочих от-
ветвлений обмоток 10(6)—20 кВ трансформаторов
ТП, при которых отклонения напряжения на элек-
троприемниках не превышают допустимые значе-
ния. Зависимость напряжения (7ЭП от (7ИП, ДС/сн,
Д{7Т, Д(7НН и Д(7зд приведена в § 52.7 и иллюстри-
руется рис. 52.11; значение Ат = ААтСН/(7тНН, где
(7тНН — напряжение вывода обмотки трансфор-
матора на стороне до 1 кВ (0,4 кВ в сетях
0,38/0,22 кВ); (7тСН— рабочее (выбираемое) напря-
жение ответвления обмотки 10(6)—20 кВ транс-
форматора.
При выполнении данных расчетов следует
иметь в виду:
а) по [52.1] на шинах 10(6)—20 кВ должно осу-
ществляться встречное (согласное) регулирование
напряжения с поддержанием его значения (1,05—
1,1) (7СН 1юм в режимах наибольших нагрузок и не
выше (7СН ||ом 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 Ц-сно = ^СНпом
имеют дополнительные выводы напряжением
(±2 •2,5%)С/СН1ЮМ.
При соблюдении допускаемых отклонений на-
пряжения на вводах электроприемников основной
задачей является такой выбор С/тСН, при котором
во всех режимах нагрузок соблюдаются условия
»Чю..(-) S 8^эп S 8(/доп(+), где &илопН = - .5 %,
8t/aon(+)= + 5 %-
Практический выбор рабочего ответвления на-
пряжением (ZrCH, выполняется на основе следую-
щего расчетного выражения (идентичного приве-
денному выше), %:
б(/эп = 81/эп - Д1/сн - Д1/т + - ДС/НН - Д(/Зд,
где 8(/эп составляет + (5—10) % при наибольших
и 0 % при наименьших нагрузках сети; Д{7СН,
Д(7Т — значения потерь напряжения в линиях
10(6)—20 кВ и сопротивлениях трансформатора;
£т — добавка напряжения в зависимости от выби-
раемого tZr, в (табл. 52.16); 8Ц)П, Д(7НН, ДЦд— вы-
ражаются в процентах от (7НН 1|ОМ (0,38 или 0,22 кВ).
Ориентировочные значения ДЦд 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 трансфор- маторов 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
Допускаемые значения 8<7ЭП должны выби-
раться во всех режимах нагрузок сети:
а) при одном и том же значении £т , % (17тсН)
каждого трансформатора (типа ПБВ);
б) для ТП 10(6)—20 кВ близкого и наиболее
удаленного от ИП проектируемой сети;
в) на вводах наиболее близкого к ВРУ здания и
наиболее удаленного от него электроприемника
(для каждого из указанных в п. б) ТП 10(6)—20 кВ).
При комплексном электроснабжении потреби-
телей, суточные графики которых значительно от-
личаются по времени наступления максимальных н
меньших нагрузок, а также при значительных раз-
личиях в электрической удаленности потребителей
от ИП (длине линий, поперечных сечений провод-
ников) следует:
разрабатывать специализированные графики
регулирования напряжения на шинах 10(6)—20 кВ
ИП [52.13];
применять включаемые в отдельные линии
10(6)—20 кВ линейные регуляторы.
Колебания напряжения по [52.4] нормируются
по размаху изменений напряжения 8Ц =
- 8Ц(%) = 100 f>UtIUnott, а также дозой фли-
кера, связанной с частотой повторяемости колеба-
ний. Допускаемые значения 8И, приведены на
рис. 52.12. В общем случае размах колебаний на-
пряжения, В, кВ, может быть рассчитан как
= + (Стах ~ ,
ном ,
где 7а, Р — активные составляющие тока или мощ-
ности резкопеременной нагрузки; 7 Q — реактив-
ные составляющие тока и мощности указанной на-
грузки; max, min — обозначения максимальных и
минимальных нагрузок; Х% — суммарные ак-
тивные и реактивные сопротивления сети от шин
неизменного (в данных режимах) напряжения, до
рассматриваемого узла сети.
Во всех случаях должно соблюдаться условие
8Ц<8ЦДОП.
Характерными резкопеременными нагрузками
в городских сетях являются:
в сетях 10(6)—20 кВ нагрузки понижающих
выпрямительных подстанций трамвая и троллейбу-
КГ1 2 34568 10° 2 3 4 5 6 8 101 2 3 4 5 6 8 102 2 '3 4 5 6 8 103fg[z, мин4
I-----1----1—I I I ‘ 111------1 I ’I "f "I 1 111---1---1—I—I | 1 111-----1 I1 I—I I 1 111 ДТ( Др мин
300 200 120 75 30 20 12 7,5 3,0 2,0 1,2 0,75 0,3 0,2 0,12 0,075 ’
150 100 60 15 10 6,0 1,5 1,0 0,6 0,15 0,1 0,06
52.12. Допустимые значения размаха изменений напряжения по ГОСТ 13109—97:
I — зависимость изменений напряжения от частоты повторения F^g ; 2 — то же, для потребителей электро-
энергии, располагающих лампами накаливания в помещениях, где требуется значительное зрительное
напряжение
Таблица 52.17. Мощность и частота пусков
двигателей лифтовых установок жилых зданий
Параметр Количество этажей здания
6 — 9 12 16 20 — 25
Количество лифтов одной жилой секции здания 1 2 2 2 — 3
Номинальная мощи ость двигателей лифтов, кВт 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); 1
в сетях до 1 кВ пусковые режимы асинхронных
двигателей с короткозамкнутым ротором лифто-
вых установок зданий.
В расчетах колебаний напряжения в сетях
10(6)—20 кВ учитываются сопротивления транс-
форматоров 35—220/10(6)—20 кВ и сопротивле-
ния линий от шин 10(6)—20 кВ до узла, в котором
оценивается качество напряжения; при этом размах
изменений нагрузки подстанции электротранспор-
та может быть принят от 0,5Рср час (cos<p = 0,6) до
2,5РСр.час (COS(P = °>95)> где ^ср.час — среднечасовая
нагрузка подстанции с повторяемостью пусковых
режимов 1 раз в 5—7 мин.
В расчетах колебаний напряжения при пуско-
вых режимах лифтовых установок зданий размах
изменений напряжения
С/
8.Ц = 73/пуск—(Я£со8ф11ускА'£ыпфпуск),
ном
где С/р — рабочее напряжение в установившемся
режиме иа вводах лифтового двигателя; Цюм —
номинальное напряжение двигателя; 1^^ — пус-
ковой ток асинхронного двигателя лифта, равный
(6—7) Аюм> А; eosVnycK = 0,3—0,35; /?х, Ах — сум-
марные сопротивления трансформаторов 10(6)—
20 кВ ТП и линий до рассматриваемого узла сети
напряжением до 1 кВ.
Дополнительное снижение напряжения от тока
отключения электрического тормоза лифта, прини-
мают 0,3—0,5 %.
В табл. 52.17 приведены характерные мощно-
сти, количество двигателей лифтовых установок
жилых зданий и частота повторяемости пусков
лифтов.
В зданиях повышенной этажности необходима
проверка устойчивости работы лифтового двигате-
ля при колебаниях напряжения, а также возможно-
сти самозапуска двигателя после остановки [52.5].
Мерами и средствами снижения колебаний напря-
жения являются питание по раздельным линиям на-
пряжением до 1 кВ резкопеременных нагрузок и
электрического освещения, ЭВМ и т.п.; повышение
номинальных сечений жил кабельных линий; про-
дольная компенсация конденсаторами реактивных
сопротивлений воздушных линий и трансформато-
ров; применение пускорегулирующей аппаратуры
двигателей; сближение трансформаторной под-
станции и резкопеременной нагрузки.
Несинусоидалыюсть напряжения по [52.4]
оценивается коэффициентом искажения синусои-
дальности напряжения, %,
где п — номера учитываемых гармоник, .а значение
напряжения первой гармоники С\ = Цюм.
В городских распределительных сетях напря-
жением до 1 кВ ресинусоидальность напряжения
обусловливается широким применением люми-
несцентных и газоразрядных ламп и многочислен-
ных бытовых электроприборов, содержащих полу-
проводниковые элементы. Во внутридомовых
электросетях 380/220 В несииусоидальность фаз-
ных токов доходит до 40 %. Нормативные допус-
каемые несииусоидальности напряжения в сетях
напряжением до 1 кВ составляют 8 (нормальные) и
12 % (предельные).
В городских электросетях 10(6)—20 кВ, пи-
тающих понижающие выпрямительные подстан-
ции трамвая и троллейбуса, допускаемые значе-
ния несииусоидальности напряжения составля-
ют 5 (нормальные) и 8 % (предельные). В общем
случае, когда и < 11 указанные параметры соблю-
даются при мощности указанных подстанций до
2,5 МВ-А; суммарной нагрузке этих подстанций
не более 20 % от суммарной нагрузки района;
мощности короткого замыкания на шинах источ-
ников питания до 120 МВ • А при 6 кВ и
200 МВ • А при 10 кВ.
Основным мероприятием для снижения неси-
нусоидальиости в электрических сетях городов яв-
ляется раздельное питание (по шинам, распредели-
тельным линиям) промышленных, электротранс-
портных и коммунально-бытовых потребителей.
Несиммметрия фазовых напряжений характер-
на для внутренних сетей зданий, поскольку боль-
шая часть электроприборов бытового и коммуналь-
ного обслуживания населения — однофазные;
неравномерности нагрузок фаз в жилых зданиях
доходят до 1,4. На вводах в здание несимметрия
нагрузок существенно снижается (до единиц
процента) и практически несущественна на шинах
0,38 кВ ТП. Оценивается несимметрия по напряже-
ниям обратной 1/2 и нулевой Uo последовательно-
стей, допускаемые нормативные предельные значе-
ния которых составляют 2 и 4 %.
Данные критерии качества напряжения должны
учитываться и соблюдаться при эксплуатации го-
родских электрических сетей; проектирование ве-
дется в предположении симметрии нагрузок фаз и
напряжений.
52.9. КОНСТРУКТИВНОЕ ВЫПОЛНЕНИЕ
ЭЛЕМЕНТОВ СЕТЕЙ
Конструктивное исполнение элементов сетей
должно отвечать требованиям ПУЭ.
Подстанции глубокого ввода напряжением
ПО—220 кВ с трансформаторами мощностью
25 МВ • А и более, а также пункты перехода воз-
душных линий 110—220 кВ в кабельные при разме-
щении их на селитебной территории должны вы-
полняться, как правило, полностью закрытыми.
При размещении распределительных устройств
(РУ) напряжением ПО кВ и выше в центральных
районах крупных и крупнейших городов рекомен-
дуется применять КРУЭ.
Кабельные линии напряжением ПО кВ и выше
целесообразно выполнять кабелями с изоляцией из
сшитого полиэтилена, при необходимости —» мас-
лонаполненными кабелями низкого давления.
ТП 10(6)—20 кВ в отечественной практике
обычно выполняются в виде отдельно стоящих со-
оружений [52.14, 52.15].
Перспективными конструкциями ТП являют-
ся: 1) специальные конструкции компактных ТП,
основанные на применении специализированной
аппаратуры и изоляции (элегаз, твердые смолы,
сшитый полиэтилен и др.); 2) комплектные, инду-
стриального типа; 3) в обоснованных случаях
встроенные в жилые и общественные здания. На
рис. 52.13 представлена конструкция универсаль-
ной комплектной ТП с двумя трансформаторами
мощностью до 630 кВ • А типа БКТПу ЕС.Б, вы-
полненной по европейскому стандарту и предна-
значенной для электроснабжения потребителей
жилищно-коммунальной и общественной застрой-
ки (в настоящее время применяется в ОАО «Мос-
энерго») [52.17]. Подстанция БКТПу представля-
ет собой готовое изделие, полностью укомплекто-
ванное оборудованием, за исключением силовых
трансформаторов, которые монтируются после ус-
тановки подстанции иа фундамент. В ней возмож-
на установка силовых трансформаторов отечест-
венного и импортного производства как с
масляной, так и с сухой литой изоляцией. При
необходимости иа подстанции такого типа могут
быть установлены трансформаторы мощностью
1000 кВ-А (например, типа ТМГ). РУ 10 кВ вы-
полнено как комплектное распределительное уст-
ройство с элегазовой изоляцией, герметичное, РУ
0,4 кВ также комплектное. АВР выполнено на
контакторах типа КТ 6063/2 УЗ на ток 1000 А
при установке трансформаторов мощностью
630 кВ • А, а при установке трансформаторов
мощностью 1000 кВ А АВР выполняется на авто-
матических выключателях.
В районах малоэтажной застройки (один—
четыре этажа) для питания силовых и осветитель-
ных нагрузок промышленных, городских и посел-
ковых сетей могут применяться однотрансформа-
торные ТП с трансформаторами мощностью от 63
до 400 кВ А. Конструкция такой подстанции
представлена на рис: 52,14. Конструктивно ТП
выполнена в шкафном исполнении (КТП) на ут-
рамбованной и выровненной площадке или фун-
даменте. Шкаф силового трансформатора и РУ
0,4 кВ разделяется на два отсека сплошной ме-
таллической перегородкой (отсек с трансформа-
тором и высоковольтными предохранителями и
отсек РУ НН) и располагается на нижнем уровне,
а шкаф РУ 10(6) кВ — на верхнем уровне. Конст-
рукция КТП предполагает исполнение вводов
как воздушных, Так и кабельных на напряжение
10(6) кВ; выводов как воздушных, так и кабель-
ных, 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 бли-
жайшей опоре. Масса КТП с трансформатором не
более 2850 кг.
РП напряжением 10(6)—20 кВ выполняются в
виде отдельно стоящих зданий; целесообразно кон-
структивное совмещение РП с ТП, показанное на
рис. 52.15.
Линии электропередачи напряжением до 20 кВ
на селитебной территории городов, в районах за-
стройки зданиями высотой четыре этажа и выше
должны выполняться, как правило, кабельными. В
52.13. Блочная комплектная трансформаторная подстанция типа БКТПу ЕС (высота,3570 мм)
52.14. Комплектная трансформаторная подстанция (КТП) мощностью 63—400 кВ-Л:
1 — шкаф трансформатора, РУ НН; 2 — отсек РУ НН; 3 — отсек трансформатора; 4 — шкаф ввода ВН;
5 — шкаф выводов НН; 6 — предохранитель высоковольтный; 7 — трансформатор; 8 — съемные панели. (Для
КТП с кабельными вводами 10(6) кВ и кабельными выводами 0,4 кВ шкафы 4 и 5 нс поставляются.)
районах застройки зданиями до трех этажей Линии
следует выполнять, как правило, воздушными.
Для воздушных линий напряжением до 1 кВ ре-
комендуется применять изолированные провода.
Линии наружного освещения целесообразно распо-
лагать иа 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 скруче-
ны изолированные фазные жилы, а также, при не-
обходимости, жила уличного освещения. Для ВЛ
0,38—20 кВ рекомендуется применять железобе-
тонные опоры.
В распределительных сетях 10(6) кВ кабели с
алюминиевыми жилами должны прокладываться в
• 2
траншеях с сечением жил не менее 70 мм . На од-
ной линии допускается применение кабелей не бо-
лее трех различных сечений по ее длине. Кабель-
ные линии должны прокладываться непосредствен-
но в земле, в траншеях. При технико-экономиче-
ском обосновании прокладка линий до 20 кВ допус-
кается в кабельных сооружениях (каналах, блоках,
коллекторах и туннелях), а также при пересечениях
крупных транспортных магистралей.
Для прокладки в земле и в кабельных сооруже-
ниях возможно применение кабелей как с бумаж-
ной пропитанной маслоканифольной и иестекаю-
щей массами изоляцией, так и с изоляцией из сши-
того полиэтилена. Кабели с изоляцией из сшитого
полиэтилена имеют более низкую массу, меньший
диаметр и соответственно радиус изгиба, что обес-
52.15. Распределительный пункт, совмещенный с ТП 10(6)/0,4 кВ (РТП-82/93)
почивает легкость прокладки как в кабельных со-
оружениях, так и в земле на сложных трассах (на
трассах с большой разницей уровней, в вертикаль-
ных и наклонных коллекторах, в грунтах с повы-
шенной влажностью и др.).
Конструкции вводных распределительных уст-
ройств 0,38. кВ в жилые и общественные здания
представляют собой индустриально изготовляемые
стальные распределительные шкафы, устанавли-
ваемые в электротехнических помещениях жилых
и общественных зданий. Вводные шкафы комплек-
туются рубильниками и переключателями на ток
до 630 А включительно, панелью учета электро-
энергии (вольтметры и счетчики). В распредели-
тельных шкафах имеются разнообразные сочетав
ния автоматических выключателей иа разные но-
минальные токи и исполнения, обеспечивающие
распределение энергии в жилых и общественных
зданиях высотой до 25 этажей [52.5].
; * й ’ .
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
52.1. Правила устройства электроустановок. —
6-е изд., псрсраб. и доп. М.: Главгосэиергонадзор Рос-
сии, 1998. .
52.2. Инструкция по проектированию городских
электрических сетей. РД 34.20.185—94. М.: Энерго-
атомиздат, 1995.
52.3. Нормативы для определения расчетных
электрических нагрузок зданий (квартир), коттеджей,
микрорайонов (кварталов) застройки и элементов го-
родской распределительной сети. Изменения и допол-
нения к разд. 2 «Расчетные электрические нагрузки»
Инструкции по проектированию городских электриче-
ских сетей. РД 34.20.185—94. М.: Минэнерго Россий-
ской Федерации, 1998.
52.4. ГОСТ 13109—97. Электрическая энергия.
Совместимость технических средств электромагнит-
ная. Нормы качества электрической энергии в систе-
мах электроснабжения общего назначения / Межгосу-
дарственный Совет по стандартизации, метрологии и
сертификации. Минск, 1998.
52.5. Тульчин И.К., Нудлер Г.И. Электрические
сети жилых и общественных зданий. М.: Энергоатом-
издат, 1990.
52.6. Козлов В.Л. Городские распределительные
электрические сети. Л.: Энергоатомиздат, 1982.
52.7. Козлов В.Л. Электроснабжение городов.
Л.: Энергоатомиздат, 1988.
52.8. Глазунов Л.Л., Таслимов Л.Д. Унифика-
ция сечений токоведуших жил кабелей городских рас-
пределительных сетейИ Электричество.- 1990. № 3.
С. 1—5.
52.9. Глазунов Л.Л., Кузнецова Т.Л., Федо-
сеев Л.Л. Экономически целесообразные напряжения
и мощности глубоких вводов в городах // Электричест-
во. 1983. № 2. С. 20—25.
52.10. Гордисвский И.Г., Лордкипанидзе В.Д.
Оптимизация параметров электрических сетей. М.:
Энергия, 1977.
52.11. Козлов В.Л., Билик Н.И., Файбисович Д.Л.
Справочник по проектированию электроснабжения го-
родов. Л.: Энергоатомиздат, 1986.
52.12. Жежелепко И.В. Показатели качества элек-
троэнергии и их контроль на промышленных предпри-
ятиях. М.: Энергоатомиздат, 1986. ,
52.13. Лордкипанидзе В.Д., Рейв И.З., Уриц-
кий Л.И. О регулировании напряжения в городских
электрических сетях И Электрические станции. 1979.
№ 1.С. 30- 34.
52.14. Комплектные электротехнические устрой-
ства: Справочник в 3-х томах. Т.2. Комплектные транс-
форматорные подстанции. М.: Ипформэлсктро, 1999.
52.15. Электротехнический справочник / Под об-
щей ред. профессоров Московского энергетического
института (технического университета). —8-е изд.,
испр. и доп. Т. 2. Электротехнические изделия и уст-
ройства. М.: Издательство МЭИ, 1998.
52.16. Умов П.Л. Обслуживание городских элек-
трических сетей. М.: Высшая школа, 1984.
52.17. Блочные комплектные трансформаторные
подстанции ЕС-Б / Экспериментальный завод объем-
ных инженерных сооружений. М., 1999.
52.18. Самонесущие изолированные провода.
СПб.: ОАО Ссвкабсль, 1999.
52.19. Глазунов А.А., Шевченко Ж.И. Эконо-
мически целесообразные значения токов короткого
замыкания на шинах 10(6) кВ понижающих под-
станций — центрах питания городских электрических
сетей И Электричество. 1977. № 7. С. I—6.
Раздел 53
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
.1 •
СОДЕРЖАНИЕ
53.1. Электрические нагрузки и методы их
определения......................869
53.2. Выбор схем электрических сетей
промышленных предприятий .
на напряжение 6—10 кВ........... 878
53.3. Подстанции промышленных
предприятий...........................883
53.4. Цеховые электрические сети
напряжением до 1 кВ...............893
53.'5 . Качество электроэнергии 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 нагруз-
кой понимают электрический ток I и мощность (ак-
тивную, Р реактивную Q или полную 5) электро-
приемника, группы электроприемников производ-
ственного участка, цеха, завода в целом. Работа
элсктроприемников па промышленном предприя-
тии определяется их паспортными данными и тре-
бованиями технологии.
Электроприемники подразделяются на рабо-
тающие в стационарном и повторно-кратковремен-
ном режиме.
Электрические нагрузки удобно описывать их
графиками, представляющими собой зависимость
электрической нагрузки от времени (рис. 53.1).
В этом случае, когда нагрузка создается одним
электроприемником, ее графики называют индиви-
дуальными и все обозначения, относящиеся к ней,
выполняют строчными буквами (/, р, q, s). В том
случае, когда нагрузка характеризует группу элек-
троприемников, ее графики называют групповыми
и все обозначения, относящиеся к ней, выполняют
прописными буквами (/, Р, Q, S).
Рис. 53.1. График электрических нагрузок по ак-
тивной мощности в наиболее загруженную смену
Определяют следующие значения электриче-
ских нагрузок: средние за наиболее загруженную
смену Рср, (?Ср, Scp, 7ср; расчетные — максимальные
за заданный интервал осреднения Рр, Qp, Sp, /р; пи-
ковые — кратковременные длительностью 1—2 с
р Г) с /
‘ ЛИК» VllMK’ *-Т|ИК» лик*
Для инженерных расчетов электрических на-
грузок используются коэффициенты, наименова-
ния которых и аналитические выражения для их
определения представлены в табл. 53.1.
В этой таблице все коэффициенты записаны
применительно к активной мощности, поэтому в
обозначениях следует указывать дополнительный
индекс, например Кяа — коэффициент использова-
ния по активной мощности. При определении коэф-
фициентов по реактивной мощности и току следует
указывать в индексах буквы р и I, формулы их рас-
чета аналогичны приведенным в таблице. Обозначе-
ния в табл. 53.1: ррр, Рср — средние мощности одно-
го и группы приемников соответственно; tB — время
включения приемника электрической энергии
в течение производственного цикла /ц; рс в, Рс в —
средняя мощность одного или группы приемников
электроэнергии за время включения гв; рск — сред-
неквадратическая мощность приемника электро-
энергии; lEa, Д1Га — расход электроэнергии за пе-
риоды Т или Д/ соответственно (см. рис. 53.1),
Средняя нагрузка. Средняя активная мощ-
ность Рср может быть определена следующим
образом:
1. По имеющемуся графику электрической на-
грузки:
1
12 ~ Ч
Р
ср
^2
JP dr,
'1
где t], Z2 — соответственно время начала и конца
наиболее загруженной смены.
Таблица 53.1. Коэффициенты, используемые при расчете электрических нагрузок
Коэффициент Обозначение Для одного потребителя Для группы потребителей
Использования ~ ^Ср/^НОМ * ’ ’ п . п “^ср^иом ~~ X ^и/^помг Х^ном/
Включения Кв *в = ?в/'ц п . п ~ X ^вЛомг X ^номг 2=1 2=1
Загрузки к3 Ч = ('с.в/Аюм = *иЧ
Формы Аф=/’ск//’ср 1 п Jlwai К з/'=1
а
Спроса
Расчетных нагрузок КР % “^р^ср VV'cp
Одновременности *0 — ipvi 2?=1
Примечание, т — число интервалов разбиения = через которые производятся измерения по-
требления электроэнергии; Рр% — 30-минутный (расчетный) максимум нагрузки для предприятия в целом.
2. По коэффициенту использования:
п •
^ср ~ ИЛИ ^ср = *И5>Иом(- >
где Рпом — номинальная мощность группы элек-
троприемников.
Здесь Ки берется по данным табл. 53.2 для груп-
пы приемников или определяется по выражению,
приведенному в табл. 53.1.
3. По данным об удельных плотностях нагрузки
, 2 г
РуЛ на 1 м площади цеха гпл:
^ср — Руд^шг
Эти данные приведены в табл. 53.3.
4. По данным об удельных расходах электро-
энергии на единицу продукции в натуральном вы-
ражении:
Р^р = м'удЛ//Г,
где зУуД — удельный расход электроэнергии
(см. табл. 53.3); М— общее количество продукции
в натуральном выражении за наиболее загружен-
ную смену; Т— длительность наиболее загружен-
ной, смены.
Годовой расход активной энергии для отдель-
ных цехов и предприятия в целом
^а.г ~ ^и.г^иом^й»
где Ки г — среднее значение коэффициента исполь-
зования активной мощности за год; Тг — годовой
фонд рабочего времени. Д ,
При невозможности определения годового рас-
хода электроэнергии допускается расчет по формуле
W =р Т
. "a.r 'mux'max’
где Т11)ах — годовое число часов использования
максимума активной мощности; Ршах — максимум
активной мощности.
С.Д. Волобринским предложен коэффициент
сменности по энергоиспользованию
а=^а.г/(РсрГг).
Тогда
W -Р Т а
г'а.г 'ср.Нг1*’
где РСр г — среднегодовая нагрузка.
Расчетная электрическая нагрузка. Расчет-
ная мощность Рр или Qp — это мощность, соответ-
ствующая такой неизменной токовой нагрузке Zp,
которая эквивалентна фактической изменяющейся
во времени нагрузке по наибольшему возможному
тепловому воздействию на элемент системы элек-
троснабжения. Вероятность превышения фактиче-
ской нагрузки над расчетной не превышает 0,05
в интервале осреднения, длительность которого
принята равной трем постоянным времени нагрева
ЗГ0 элемента системы электроснабжения, через ко-
торый передается ток нагрузки (кабель, провод,
шинопровод, трансформатор и т.д.).
Таблица 53.2. Показатели электрических нагрузок приемников и потребителей, электроэнергии
в машиностроительной и металлообрабатывающей промышленности
Потребители электроэнергии Коэффициент
- Ли cos Ф «с
Металлорежущие станки: ..
мелкосерийного производства с нормальным режимом работы 0,12 0,4 0,14 0,56
мелкие токарные, строгальные, долбежные, фрезерные, свер- лильные, карусельные, точильные и т.п. 0,16 ” 0,5 0,2 0,57
Крупносерийное производство при тяжелом режиме работы: штам- повочные прессы, автоматы, револьверные, обдирочные, зубофре- зерные станки , 0,17 0,65 0,25 —
Крупные токарные, строгальные, фрезерные, карусельные и рас- точные станки с особо тяжелым режимом работы: приводы моло- тов, ковочных машин, волочильных станков, очистных барабанов, бегунов и др. 0^ 0,65 0,33
МногоиодпншпиковЫс автоматы для изготовления деталей из 0,2 0,5 0,23 0,88
прутков •
Шлифовальные станки шарикоподшипниковых заводов 0,2—0,35 0,65 0,25—0,4 —
Автоматические поточные линии обработки металлов 0,5—0,6 0,7 0,5—0,6 —
Переносной электроинструмент Подъемно-транспортные механизмы: 0,06 .0,5, 0,1 —
элеваторы, транспортеры, шнеки, конвейеры нссблокированныс 0,4 0,75 0,5 —
то же сблокированные 0,55 0,75 0,65 —
краны, тельферы при ПВ 25 % 0,05 0,5 О’1 —
тоже при ПВ 40 % Сварочное оборудование: 0,1 0,5 0,2 —
трансформаторы для ручной сварки трансформаторы для автоматической^ полуавтоматической сварки для: 0,3 . 0,35 0,35 —
шовных машин 0,35 0,5 0,5 —
стыковых и точечных машин t г * .г 0,35 0,6 0,6 —
Дуговые сталеплавильные печи вместимостью 0,5—1,5 т для фа- сонного литья (в подсобных цехах с автоматическим регулировани- ем электродов) 0,5 0,8 0,55. 0,6
Насосы, компрессоры, двигатсли-гсисраторы 0,7 0,8 0,75 —
Вентиляторы, эксгаустеры, вентиляциогшое оборудование 0,65 0,8 0,7 —
Литейные машины, очистные и кантовочиые барабаны, бегуны, шаровые мельницы и т.п. » 0,3 — 0,4 —
Двигатели-генераторы однопостовые 0,3 0,6 0,35 —
То же миогопостовые Электрические печи: 0,5 0,7 0,7 —
сопротивления с непрерывной (автоматической) загрузкой, су- шильные шкафы с периодической загрузкой 0,7 0,95 0,8 —
индукционные низкой частоты дуговые сталеплавильные вместимостью 3—10 т с автоматиче- ским регулированием электроприводов: 0,7 0,35 0,8 —
для качественных сталей с механизированной загрузкой 0,75 0,9 0,8 0,85‘
для качественных сталей без механизированной загрузки 0,6 0,87 0,65 0,7
для фасонного литья с механизированной загрузкой . 0,75 0,9 0,8 0,85
Механизмы непрерывного транспорта: питатели пластинчатые, ба- рабанные, дисковые и т.п. 0,3—0,4 * — 0,6 —
Окончание табл. 53.2
Потребители электроэнергии Коэффициенты
cos ср Кс
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, конвсйс- 0,4 — 03 —
ры и т.п. нссблокированныс
То же сблокированные 0,55 — 0,65 —
Механизмы дробления и измельчения: дробилки шнековые и ко- 0,4 — 0,5 —
нусныс для крупного дробления
То же для среднего дробления 0,6—0,7 — 0,7—0,8 —
Дробилки конусные для мелкого дробления'валковые и молотко- 0,75—0,8 — 0,85. —
выс мощностью до 100 кВт ; -ц * • . ,,
То же мощностью свыше 100 кВт 0,75—0,8 — 0,9 —
Грохоты 0,5—0,6 — 0,6—0,7 —
Мельницы шаровые 0,75—0,9 — 0,85 —
Краны, тельферы, подъемники:
грейферные 0,35' — 0,4 —
магнитные 0,5 — 0,55 —
штабелеры 0,16 — 0,35 —
скиповой подъемник 0,05 — . 0,1 —
Элсктротелсжки 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 электроэнергии по отраслям
Вид производства, продукция Единица измерения Удельный расход электроэнер- гии и> , кВт • ч/сд. продукции
Черная металлургия
Добыча железной руды и производство концентрата т 56,6
Производство агломЬрата т 31,1
Производство:
окатышей т 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 т 25,1
электростали т (годных слитков) 677,2
Производство:
кислорода 1000 м3 465
проката т 102,5
ферросплавов (ферросилиций 25 %-ный) т 2816
Прокат труб стальных т 133,3
Продолжение табл. 53.3
Вид производства, продукция Единица измерения Удельный расход электроэнер- гии, кВт • ч/сд. продукции
Цветная металлургия
Добыча медной руды т 12
Переработка медной руды т 31,2
Производство черновой меди т 762,8
Производство рафинированной меди т 547,9
Добыча никелевой руды т 50,8
Переплав никелевой руды т 716—791
Добыча свинцово-цинковых руд т 34,6
Производство глинозема т 691,5
Производство алюминия т 17 527,6
Производство свинцово-цинкоВых руд т 39,1
Прокат цветных металлов , т 1370,9
Машиностроение и металлообработка (по отдельным отраслям промышленности)
» Валовая продукция иа
Электротехническая 1 тыс. руб. 604,8
Химическое машиностроение То же 841,6
Автомобилестроение » 994,6
Строительная » 362—578
Химическая » 470
Энергетическая » 824,6
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
Автопокрышки тыс. шт. 39 800
Целлофан т 2942
Капролактан 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-М523
Ткань 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
Окончание табл. 53.3
Вид производства, продукция: Единица измерения Удельный расход электроэнер- гии, кВт • ч/сд. продукции
Силикатный кирпич 1000 шт. 34,9
Лесо- и пиломатериалы м3 24 -
Древесноволокнистые плиты (йо отраслям) > м3 1,7—24
Древесностружечные плиты (пр отраслям) м3 51—80
Картон (по отраслям) т 203,6—641,1
Гипс т 24,4—48,6
Железобетонные конструкции (по отраслям) м3 8,2—54,6
Бумажная промышленность
Бумага т 648,1
Картон т 498,3
Древесная масса т , . 1133,7.
Целлюлоза т 371
, Дегкая промышленность
Ткани:
хлопчатобумажные 1000 м2 1018,6
льняные 1000 м2 1039
шерстяные 1000 м2 2394 ,,
шелковые 1000 м2 1292,2
Обувь 1 1000 пар 525—781
, Пищевая, мясомолочная 1 рыбная промышленность « «ч.
Мука и крупа Т 31—57
Сахар (песок) т переработанной свеклы 24,2
Сахар (рафинад) т 79,4
Мясо т 59,2
Колбаса т 74,6—90
Масло растительное т 132—184
Масло животно? т 92,4—109,5
Цельномолочная продукция т 7.4—16,9
Рыбная продукция (по видам) т 7,5—7860
Выбор элементов системы электроснабжения
выполняется на основании определения расчетной
электрической нагрузки.
Исходными данными для определения расчет-
ных нагрузок служит перечень приемников элек-
троэнергии с указанием их номинальной мощно-
сти, назначения механизма или технологической
установки, режима работы и числа фаз.
Все методы определения расчетных электриче-
ских нагрузок можно разделить на три группы:
i)Pp=Pcp*i. !
2)*W2> *2<i;
3) Рр = РСр + Ра, где р — принятая кратность ме-
ры рассеяния; а — квадратическое отклонение от
среднего значения.... . .
К первой группе относятся два метода, исполь-
зующие в качестве коэффициент расчетной.на-
грузки Кр и коэффициент формы Кф.
Ко второй группе относится метод коэффици-
ента спроса К2 = Кс.
Третья группа методов базируется на статисти-
ческом методе, в котором расчетная нагрузка Рр
группы электроприемников определяется двумя
интегральными показателями: средней нагрузкой
и средним квадратическим отклонением от Рср. Ис-
пользование статистического метода позволяет оп-
ределить значение расчетной нагрузки с заданной
вероятностью се появления. При наличии инфор-
мации о вероятности Р определение Рр возможно
с высокой достоверностью, однако третья группа
методов не нашла использования в проектной прак-
тике, поскольку отсутствуют данные о вероятности
Р для разных видов производств. Получение такой
информации требует объемных и трудоемких ста-
тистических исследований. В связи с этим более
подробно остановимся на используемых в практи-
ческих расчетах двух первых группах методов.
Согласно «Указаниям по определению электри-
ческих нагрузок в промышленных установках»
ВНИПИ Тяжпромэлектропроект основным мето-
дом определения расчетной нагрузки является
метод, использующий коэффициент расчетной
нагрузки:
Рр^КрРер’ Qp^PpW,
Sp=Jp2p + Q2p-, Zp = V^uom)'
Этот метод по сравнению с другими обеспечива-
ет наибольшую точность (до 10 % от значения Pp).
Он применяется при относительно небольшом коли-
честве присоединений (примерно 80—100 электро-
приемников), что соответствует уровню силовых
пунктов, шкафов и т.д.
Коэффициентом расчетной активной мощности
К называется отношение расчетной активной
мощности Рр к значению средней мощности
группы электроприемников с эффективным их чис-
лом пэ > 2 (см. табл 53.1)
*р = *#ср-
Определение расчетной электрической нагруз-
ки по указанному методу проводится в следующем
порядке.
1. Определяется расчетная мощность групп
электроприемников напряжением до 1 кВ, подклю-
ченных к силовым распределительным пунктам,
щитам станций управления, распределительным
шинопроводам. Для этого пользуются кривыми
Кр = f (лэ, ЛГИ), построенным для разных интервалов
осреднения (рис. 53.2—53.4). ,,
Предварительно определяется групповой коэф-
фициент использования Кк (см. табл. 1), затем эф-
фективное число приемников электроэнергии
( п \2 / " 2
"э = I •?! "iP,'OMi) -?i '' ’
где п — число электроприемников; pII0M j — номи-
нальная мощность каждого из них.
Приняты следующие постоянные времени
нагрева:
То = 10 мнн — для сетей напряжением до 1 кВ,
питающих распределительные пункты и шинопро-
воды, сборки, щиты (см. рис. 53.2).
Рис. 53.2. Кривые для определения коэффициента
расчетных нагрузок Кр при различных коэффици-
ентах использования Кк в зависимости от «э для
интервала осреднения 30 мин
Тр = 2,5 ч — для магистральных шинопроводов
и цеховых трансформаторов. Значения Кр прини-
маются по табл. 53.4.
То > 30 мин — для кабелей напряжением 6 кВ
и выше, питающих цеховые трансформаторные
подстанции и распределительные пункты, элсктро-
двигатели высокого напряжения и другие электро-
приемники. Расчетная мощность для этих элемен-
тов определяется при Кр = 1.
Рис. 53.3. Кривые для определения коэффициента
расчетных нагрузок А'р для различных коэффи-
циентов использования Ки в зависимости от иэ
для интервала осреднения 90—120 мин
Таблица 53.4. Значения коэффициентов
расчетной нагрузки Лр на шинах низкого
напряжения для цеховых трансформаторов
и магистральных шинопроводов напряжением
ниже 1 кВ (для постоянной времени нагрева
» 2,5-3 ч)
«э Ки<0.5 Ки>0,5
10—25 0,8 л ...0,9
25—50 0,75 0,85
Болес 50 0,7 0,8
Таблица 53.5. Минимальные значения при
которых расчетную нагрузку узлов питания
групп электроприемииков напряжением выше
1 кВ допускается определять при А() = 1;
Рр ~ 2РИОМАЛИ; 42р = ЕРНом^иФс.в
7) 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 Кр для различных коэффици-
ентов использования Ки в зависимости от иэ для
интервала осреднения > 120 мин
Для распространенных сечений проводов F
значения постоянной времени нагрева Тц приведе-
ны ниже:
'F,mm2... 6 10 16 25 35л 50 70. 95 120 150
Тд, мин... з 4,2 5,5 7,2 9 12 15 18,4 21,4 24,2
Для электродвигателей с повторно-кратковре-
менным режимом работы приведение к номи-
нальной мощности, т.е. к длительному режиму
(ПВ = 100 %) не производится, так как значение
Кц включает в себя коэффициент включения,
т.е. ПВ.
2. Аналогично определяется расчетная Мощ-
ность групп электроприемииков напряжением до
1 кВ, подключенных к магистральным шинопрово-
дам и сборным шипам цеховых трансформаторных
подстанций.
3. Далее определяется расчетная мощность иа
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 электроснабжающей организацией и потре-
бителем. Случаи, когда Кр можно принять равным
единице, представлены в табл. 53.5.
Расчетная реактивная мощность определяется
следующим образом. Для питающих сетей напря-
жением до I кВ:
прилэ<10 ер=1,1Рср;
прииэ>10 ер = Рср-
Для магистральных шинопроводов и на шинах
трансформаторных подстанций при подсчете рас-
четной мощности в целом по цеху, корпусу
еР=*РаР-
Для кабелей высокого напряжения, питающих
цеховые трансформаторные подстанции, распреде-
лительные пункты, двигатели и др.
еР=СсР-
К расчетным силовым нагрузкам до 1 кВ Ррс
или Qp с добавляются осветительные нагрузки Рр о
или Qp 0:
Рр ~ Рр.е + Рр.о>
Qp ~ Qp.c + Ср.о-
Следует помнить, что Qp о при использовании
ламп накаливания равна нулю, так как cos <р = 1.
При использовании разрядных ламп с учетом про-
ведения индивидуальной компенсации реактивной
мощности cos <р ~ 0,95, что дает значение Qp 0 близ-
кое к нулю.
Расчетная мощность на шинах напряжением
6—10 кВ ГПП или ПГВ определяется с учетом ко-
эффициента одновременности Ко, значение кото-
рого принимается в табл. 53.6 в зависимости от зна-
чения средневзвешенного коэффициента Кк всей
группы электроприемников (ЭП), подключенных
к шинам ГПП или ПГВ:
^Р(ГПП)= Ко^Рр’
бр(ГПП) = ^О^С?Р-
К первой группе методов относится метод ко-
эффициента формы:
Рр ~ ^ср^-ф-
При использовании этого метода значение рас-
четной нагрузки принимается равным значению
среднеквадратической Др = Р^.
Значение Кф определяется опытным путем для
конкретных производств и является устойчивым
Таблица 53.6. Значение коэффициентов
одновременности Ко на шипах трансформаторов
ГПП или главной распределительной
подстанции — ГРП (6—10 кВ)
<0,3 0,3—0,5 >0,5
0,75 0,8 0,85
показателем. Для большинства производств
К^ — 1,02-1—1,1. При наличии графика электриче-
ских нагрузок Рр = Рск определяется в соответствии
с формулой
Рск = -у^(Ди,а/) >
Где 4Да1 — количество энергии, потребляемой за
время Д7 (при НТ- Т/ш); m — число равных интер-
валов длительностью ДТ, на которое разбит график
нагрузок.
Ко второй группе методов определения расчет-
ных электрических нагрузок относится метод ко-
эффициента спроса. Он является наименее трудо-
емким, но и наименее точным по сравнению с дву-
мя предыдущими. Применение его рекомендуется
при ориентировочной оценке уровня электриче-
ских нагрузок на стадии предварительного проек-
тирования. 1
Расчетная нагрузка для группы однородных по
режиму работы приемников определяется из сле-
дующих выражений:
Рр~КсРпом>
Qp = Pp^<P,
Где Кс — коэффициент спроса данной группы при-
емников, принимаемый по табл. 53.1 и 53.2; tg <р со-
ответствует характерному для данной группы при-
емников cos <р, определяемому также-по справоч-
ным материалам.
Ориентировочно коэффициент спроса опреде-
ляется по данным, приведенным ниже:
Ки... 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 техно-
логическом процессе или равномерно распределен-
ной по площади помещения электрической нагруз-
ке допускается приближенно принимать расчетную
нагрузку равной средней: Рр = Рср. В этих случаях
расчетная нагрузка определяется на основании дан-
ных по удельному расходу электроэнергии или по
2
удельным плотностям нагрузки на 1 м производст-
венной площади.
Б.И. Кудрин предложил «комплексный метод»
определения расчетных нагрузок, использующий
теорию распознавания образов. Он учитывает
группу устойчивых показателей по каждому виду
производства. Отсутствие необходимых данных
статистики тормозит внедрение этого метода в
практику проектирования.
Определение пиковых нагрузок. Пиковой на-
грузкой называется кратковременная максималь-
ная нагрузка (длительностью 1—2 с).
Для самого распространенного электроприемпи-
ка на промышленных предприятиях — электродви-
гателей -— пиковый ток определяется по формуле
А1 ~ 4> ~ Астахов + A.max’
где /р — расчетный ток узла нагрузки; !п пт{Кн —
средний ток наиболее мощного двигателя; Zr| —
пусковой ток наиболее мощного двигателя.
При обеспечении самозапуска электродвигате-
лей пиковый ток равен сумме пусковых токов всех
электродвигателей, участвующих в самозапуске.
Для других электроприемников пиковый ток
определяется суммой расчетного тока узла нагруз-
ки и пускового тока самого мощного электроприем-
ника, подключенного к этому узлу, за вычетом его
расчетного тока.
Рекомендации ио выбору метода определения
расчетных нагрузок. Выбор метода определения
расчетных электрических нагрузок в первую оче-
редь зависит от цели ее определения. На первой ста-
дии проектирования — при технико-экономическом
обосновании построения объекта — оценивается его
стоимость, возможность присоединения к энерго-
системе, ориентировочная мощность. В этом случае
отсутствует генплан предприятия, неизвестно рас-
пределение электроприемников по цехам, заданы
только район предполагаемой постройки и объем
производства продукции. На этой стадии наиболее
достоверные значения электрических нагрузок по-
лучают на основе аналогов. Использование аналогов
предполагает наличие банка данных по отраслям.
В банк данных заносятся сведения об объемах
производства, географии объекта, эпектропотреб-
лении каждым цехом и заводом в целом.
Препятствием к использованию этого метода
является отсутствие необходимых данных стати-
стики, поэтому создание банков данных подотрас-
лям является первоочередной задачей.
При отсутствии банка данных на стадии тех-
нико-экономического обоснования принимают
Рр = Рср и расчетную нагрузку определяют цо
удельному потреблению электроэнергии па произ-
водство единицы предполагаемой к выпуску про-
дукции с учетом объема производства.
При выполнении следующего этапа проектиро-
вания рабочей документации, когда строительная
часть и технология производства определены,
предлагается руководствоваться следующими ре-
комендациями:
I. При определении расчетных нагрузок в цехо-
вых сетях используется метод, предписанный
«Указаниями по определению электрических на-
грузок в промышленных установках».
2. Для определения расчетных нагрузок на выс-
ших ступенях системы электроснабжения (начиная
от цеховых шинопроводов или шин цеховых транс-
форматорных подстанций (ТП) и кончая линиями,
питающими предприятие) следует применять мето-
ды расчета, основанные на использовании средней
мощности и коэффициентов Кр и Аф.
3. На высших ступенях системы внутризавод-
ского электроснабжения возможно применение ме-
тода расчета по установленной мощности и Кс или
по удельным показателям потребления электро-
энергии (при электрической нагрузке, равномерно
распределенной по производственной площади,
и при стабильном выпуске продукции, когда удель-
ное потребление электроэнергии на единицу про-
дукции постоянно).
Следует различать расчетную нагрузку и макси-
мальную нагрузку в часы максимума нагрузки
энергосистемы. Расчетная нагрузка является макси-
мальной для производственного объекта за период
осреднения, а максимальная — относится ко време-
ни максимальных нагрузок в энергосистеме.
Расчетная нагрузка по времени может не совпа-
дать с максимумом нагрузки энергосистемы. Более
того, цель регулировочных мероприятий на пред-
приятии 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 распредели-
тельных, трансформаторных и преобразователь-
ных подстанций и связывающих их кабельных
и воздушных сетей, а также токопроводов.
Источники питания и требования к надеж-
ности электроснабжения. Электроснабжение объ-
екта может осуществляться от собственной элек-
тростанции (ТЭЦ), от энергетической системы,
а также от энергетической системы при наличии
Собствен ной электростанции.
Требования, предъявляемые к надежности
электроснабжения от источников питания опреде-
ляются потребляемой мощностью объекта и его ви-
дом. Приемники электрической энергии в отноше-
нии обеспечения надежности электроснабжения
разделяются на несколько категорий.
Первая категория — электроприемники, пере-
рыв электроснабжения которых может повлечь
за собой опасность для жизни людей, значитель-
ный экономический ущерб, повреждение дорого-
стоящего оборудования, расстройство сложного
технологического процесса, массовый брак про-
дукции. Примером электроприемников первой ка-
тегории в промышленных установках могут быть
электроприемники насосных станций противопо-
жарных установок, системы вентиляции в химиче-
ски опасных цехах, водоотливных и подъемных ус-
тановок в шахтах и т.п. В городских сетях к первой
категории относят центральные канализационные
и водопроводные станции, АТС, радио и телевиде-
ние, а также лифтовые установки высотных зданий.
Допустимая продолжительность нарушения элек-
троснабжения для электроприемииков первой кате-
гории не более 1 мин.
Из состава электроприемпиков первой катего-
рии выделяется особая группа (нулевая категория)
электроприемииков, бесперебойная работа кото-
рых необходима для безаварийного останова про-
изводства с целью предотвращения угрозы для
жизни людей, взрывов, пожаров и повреждения до-
рогостоящего оборудования. Например, к электро-
приемникам нулевой категории относятся операци-
онные помещения больниц, сети аварийного ос-
вещения...
Вторая категория — электроприемники, пере-
рыв электроснабжения которых приводит к массо-
вым недоотпускам продукции, массовым простоям
рабочих, механизмов. Допустимая продолжитель-
ность нарушения электроснабжения для электро-
приемпиков второй категории не более 30 мин.
Примером электроприемииков второй катего-
рии в промышленных установках являются прием-
ники прокатных цехов, основных цехов машино-
строения, текстильной и целлюлозно-бумажной
промышленности. Школы, детские учреждения
и жилые дома высотой до пяти этажей и т.п. обыч-
но относят к приемникам второй категории.
Третья категория — все остальные электропри-
емники, не подходящие под определение первой
и второй категорий. К этой категории относятся ус-
тановки вспомогательного производства, склады
неответственного назначения.
Электроприемники первой категории должны
обеспечиваться электроэнергией от двух независи-
мых источников питания, при отключении одного из
них переключение на резервный должно осуществ-
ляться автоматически. Согласно определению ПУЭ
независимыми источниками питания являются та-
кие, на которых сохраняется напряжение при исчез-
новении его на других источниках, питающих эти
электроприемники. 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 шин питается
от независимых источников;
секции шин не связаны между собой или же име-
ют связь, автоматически отключающуюся при нару-
шении нормальной работы одной из секций шин.
Для электроснабжения электроприемииков
особой группы должен предусматриваться допол-
нительный третий источник питания, мощность ко-
торого должна обеспечивать безаварийную оста-
новку процесса.
Электроприемники второй категории рекомен-
дуется обеспечивать от двух независимых источни-
ков питания, переключения можно осуществлять
не автоматически.
Электроснабжение электроприемпиков третьей
категории может выполняться от одного источника
при условии, что перерывы электроснабжения, не-
обходимые для ремонта и замены поврежденного
оборудования, не превышают 1 сут.
Схемы подключения источников питания.
Электроснабжение от собственной электростанции
(рис. 53.5), расположенной вблизи объектов, при
совпадении напряжений распределительной сети и
генераторов электростанции осуществляется путем
присоединения трансформаторов к шинам распреде-
лительных устройств (РУ) электростанции или непо-
средственно с помощью линий электропередачи.
Схема электроснабжения от энергетической
системы при отсутствии собственной электростан-
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 реак-
торы не показаны. Схемы на рис. 53.6 и 53.7 приме-
Рис. 53.5. Схема электроснабжения от собственной
электростанции
Рис. 53.6. Схема электроснабжения от электриче-
ской системы при напряжении 6—20 кВ
Рис. 53.7. Схема электроснабжения от электриче-
ской системы при напряжении 35—110 кВ
нимы, если предприятие находится на расстоянии
5—10 км от подстанции системы.
Число и типы приемных пунктов электроэнер-
гии (подстанций) зависят от мощности, потребляе-
мой объектом электроснабжения, и от характера
размещения .электропотребителей на территории
объекта. При сравнительно компактном располо-
жении потребителей и отсутствии особых требова-
ний к надежности электроснабжения вся электро-
энергия от источника питания может быть подведе-
на к одной трансформаторной или распределитель-
ной подстанции. При разбросанности потребите-
лей 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 пропуск-
ной способности линий напряжением би 10 кВ
электроэнергия подводится к РП (или к ГРП). Рас-
пределительные подстанции служат для приема и
распределения электроэнергии без ее преобразова-
ния или трансформации.
От РП электроэнергия подводится к ТП и
к электроприемникам напряжением выше 1 кВ,
в этом случае напряжения питающей и распредели-
тельной сети совпадают.
Если же объект потребляет значительную (бо-
лее 40 МВ • А) мощность, а источник питания уда-
лен, то прием электроэнергии производится па уз-
ловых распределительных подстанциях (УРП) или
на ГПП.
Узловой распределительной подстанцией на-
зывается центральная подстанция объекта напря-
жением 35—220 кВ, получающая питание от энер-
госистемы и распределяющая ее по подстанциям
глубоких вводов на территории объекта.
Главной понижающей подстанцией называется
подстанция, получающая питание непосредствен-
но от районной энергосистемы и распределяющая
энергию на более низком! напряжении (6 или Ю кВ)
по объекту.
Подстанцией глубокого ввода называется под-
станция на напряжение 35—220 кВ, выполненная
по упрощенным схемам коммутации на первичном
напряжении, получающая питание непосредствен-
но от энергосистемы или от УРП. Подстанция глу-
боких вводов обычно предназначается для питания
отдельного объекта (крупного цеха) или района
предприятия.
Выбор схемы распределения электроэнер-
гии. Общие положения. Система электроснабже-
ния может быть выполнена в нескольких вариан-
тах, из которых выбирается оптимальный. При ее
выборе учитываются степень надежности, обеспе-
чение качества электроэнергии, удобство и безо-
пасность эксплуатации, возможность применения
прогрессивных методов электромонтажных работ.
Основные принципы построения схем объектов:
1) максимальное приближение источников вы-
сокого напряжения 35—220 кВ к электроустанов-
кам потребителей с ПГВ, размещаемыми рядом
с энергоемкими производственными корпусами;
2) резервирование питания для отдельных кате-
горий потребителей должно быть заложено в схеме
и элементах системы электроснабжения. Для этого
линии, трансформаторы и коммутационные уст-
ройства в нормальном режиме должны нести по-
стоянную нагрузку, а в послеаварийном режиме по-
сле отключения поврежденных участков прини-
мать на себя питание оставшихся в работе потреби-
телей с учетом допустимых для этих элементов пе-
регрузок;
3) секционирование шин всех звеньев системы
распределения энергии, а при преобладании потре-
бителей первой и второй категорий установка на них
устройств автоматического ввода резерва (АВР).
Схемы строятся по уровневому принципу.
Обычно применяется два-три уровня. Первым уров-
нем распределения электроэнергии является сеть
между источником питания объекта и ПГВ, если
распределение производится при напряжении 110—
220 кВ, или между ГПП и РП 6—10 кВ, если распре-
деление происходит на напряжении 6—10 кВ.
Вторым уровнем распределения электроэнер-
гии является сеть между РП (или РУ вторичного на-
пряжения ПГВ) и ТП (или отдельными электропри-
емниками высокого напряжения).
На небольших и некоторых средних объектах
чаще применяется только один уровень распреде-
ления энергии — между центром питания от систе-
мы и пунктами приема энергии (ТП или электро-
приемниками высокого напряжения).
Схемы электрических сетей промышленных
предприятий па напряжении 6—10 кВ. Электри-
ческие сети выполняются по магистральным, ради-
альным или смешанным схемам.
Радиальные схемы распределения электроэнер-
гии применяются в тех случаях, когда пункты прие-
ма расположены в различных направлениях от цен-
тра питания. Они могут быть двух- или односту-
пенчатыми. На небольших объектах и для питания
крупных сосредоточенных потребителей использу-
ются одноступенчатые схемы. Двухступенчатые
радиальные схемы с промежуточными РП выпол-
няются для крупных и средних объектов с подраз-
делениями, расположенными на большой террито-
рии. При наличии потребителей первой и второй
категории РП и ТП питаются не менее чем по двум
раздельно работающим линиям. Допускается пита-
ние электроприемииков второй категории по одной
линии, состоящей нс менее чем из двух кабелей.
При двухтрансформаторных подстанциях каж-
дый трансформатор питается отдельной линией по
блочной схеме линия—трансформатор. Пропуск-
ная способность блока в послеаварийном режиме
рассчитывается исходя из категорийности питае-
мых потребителей.
При однотрансформаторных подстанциях взаим-
ное резервирование питания небольших групп при-
емников первой категории осуществляется с помо-
щью кабельных или шинных перемычек на вторич-
ном напряжении между соседними подстанциями.
Вся коммутационная аппаратура устанавлива-
ется на РП или ГПП, а на питаемых от них ТП пре-
дусматривается преимущественно глухое присое-
динение трансформаторов. Иногда трансформато-
ры ТП присоединяются через выключатель нагруз-
ки и разъединитель. Радиальная схема с промежу-
точным РП, в которой выполнены указанные выше
условия, приведена на рис. 53.8.
Радиальная схема питания обладает большой
гибкостью и удобствами в эксплуатации, так как
повреждение или ремонт одной линии отражается
на работе только одного потребителя.
Магистральные схемы напряжением 6—10 кВ
применяются при линейном (упорядоченном) раз-
мещении подстанции на территории объекта, когда
линии от центра питания до пунктов приема могут
быть проложены без значительных обратных на-
правлений. Магистральные схемы имеют следую-
щие преимущества: лучшая загрузка кабелей при
нормальном режиме; меньшее число камер на РП.
К недостаткам магистральных схем следует отне-
сти усложнение схем коммутации при присоедине-
нии ТП и одновременное отключение нескольких
потребителей, питающихся от магистрали, при ее
повреждении.
Число трансформаторов, присоединяемых код-
ной магистрали, обычно не превышает трех при
мощности трансформаторов 1000—2500 кВ-А и
пяти при мощности 250—630 кВ • А.
Магистральные схемы выполняются одиноч-
ными и двойными, с односторонним и двусторон-
ним питанием.
Одиночные магистрали без резервирования
(рис. 53.9, а) применяются в тех случаях, когда от-
ключение одного потребителя вызывает необходи-
мость по условиям технологии производства от7
ключения всех остальных потребителей (например,
непрерывные технологические линии). При кабель-
ных магистралях их трасса должна быть доступна
для ремонта в любое время года, что возможно при
Рис. 53.8. Радиальная схема электроснабжения
Рис. 53.9. Магистральные схемы с односторонним питанием:
а — одиночные; б — двойные с резервированием на низком напряжении
Рис. 53.10. Одиночные магистрали с частичным ре-
зервированием по снизим вторичного напряжении
прокладке в каналах, туннелях и т.п. Надежность
схемы с одиночными магистралями можно повы-
сить, если питаемые ими однотрансформаторные
подстанции расположить таким образом, чтобы
была возможность осуществить частичное резерви-
рование по связям низкого напряжения между бли-
жайшими подстанциями. На рис. 53.10 показана
схема, на которой близко расположенные транс-
форматорные подстанции питаются от разных оди-
ночных магистралей с резервированием по связям
на низшем напряжении. Такие магистральные схе-
мы можно применять и для потребителей первой
категории, если их мощность не превышает 20 %
от общей нагрузки трансформаторов. Трансформа-
торы подключаются к разным магистралям, при-
соединенным к разным секциям РП или РУ.
Одиночные магистрали с глухими отпайками,
т.е. без разъединителей на входе и выходе магистра-
ли, применяются главным образом на воздушных
линиях. На кабельных линиях глухое присоединение
может быть применено лишь для питания неответст-
венных подстанций мощностью не выше 400 кВ • А.
Схемы с двойными (сквозными) магистралями
(см. рис. 53.9, б) применяются для питания ответст-
венных и технологически слабо связанных между
собой потребителей одного объекта. Установка
разъединителей на входе и выходе линии магистра-
ли 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 схе-
мы с одиночными двухцепными токопроводами.
На ответвлениях от токопроводов к РП устанавли-
ваются реакторы для ограничения мощности ко-
роткого замыкания до значения мощности, отклю-
чаемой выключателями типа ВМП. От каждого
трансформатора питаются два токопровода пере-
крестно, т.е. разные цепи каждого токопровода пи-
таются от разных трансформаторов.
Одиночные и двойные магистрали (рис. 53.12)
с двусторонним питанием (встречные магистрали)
применяются при питании от двух независимых ис-
110 кВ
Рис. 53.11. Магистральная схема распределения электроэнергии с применением мощных токопроводов
Рис. 53.12. Магистрали с двусторонним питанием
точников, требуемых по условиям обеспечения на-
дежности электроснабжения для потребителей пер-
вой и второй категории. При использовании в нор-
мальном режиме обоих источников производится
деление магистрали примерно посередине на од-
ной 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 радиаль-
ные схемы. Дальнейшее распределение энергии
от РП к цеховым ТП и двигателям высокого напря-
жения на таких объектах производится как по ради-
альным, так и по магистральным схемам.
Степень резервирования определяется катего-
рийностью потребителей. Так, потребители первой
категории должны обеспечиваться питанием от
двух независимых источников. В качестве второго
источника питания могут быть использованы
не только секционированные сборные шины элек-
тростанций или подстанций, но и перемычки в се-
тях на низшем напряжении, если они подают пита-
ние от ближайшего распределительного пункта,
имеющего независимое питание с АВР.
Для особо ответственных потребителей, отне-
сенных к особой группе первой категории, должно
предусматриваться электроснабжение от трех неза-
висимых источников. Каждый из двух основных
источников должен полностью обеспечивать пита-
ние потребителя, а третий независимый источник
иметь минимальную мощность для безаварийного
останова производства. Третьим независимым ис-
точником может быть, например, дизельная стан-
ция, которая, при отключении одного из двух неза-
висимых источников, включается на холостой ход
и находится в режиме «горячего» резерва. Во избе-
жание перегрузки третьего источника предусмат-,
ривается отключение остальных неответственных
потребителей перед вводом третьего источника.
53.3. ПОДСТАНЦИИ ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПРЕДПРИЯТИЙ
Комплектные распределительные устройст-
ва (КРУ) напряжением до 1 кВ. Они состоят из'
полностью или частично закрытых шкафов или
блоков со встроенными в них аппаратами, устрой-
ствами защиты и автоматики, измерительными
приборами и вспомогательными устройствами.
Принцип комплектования электротехнических
устройств выдвижными блоками позволяет улуч-
шить эксплуатацию электрооборудования. Вместо
ревизии и ремонта электрического аппарата на мес-
те установки в стесненных и неудобных условиях
стали возможными быстрое отсоединение от схемы
аппарата и ремонт его в условиях мастерских. Соз-
дание комплектных устройств с выдвижными бло-
ками повысило эксплуатационную надежность:
благодаря замене ремонтируемого блока на запас-
ной появилась возможность работать во время ре-
монта блока на данном присоединении. При нали-
чии штепсельных разъемов такая замена произво-
дится в течение короткого времени без снятия на-
пряжения с данного узла при полной безопасности
обслуживающего персонала.
К комплектным распределительным устройст-
вам напряжением до 1 кВ относятся распредели-
тельные щиты, пульты управления, силовые пунк-
ты, щиты станций управления и т.п.
Распределительные шиты. Распределитель-
ные щиты предназначены для приема и распределе-
ния электроэнергии переменного и постоянного то-
ка напряжением до 1 кВ. Устанавливают их
на трансформаторных и преобразовательных под-
станциях, в машинных залах и на электростанциях.
Щиты изготовляют в открытом и закрытом (шкаф-
ном) исполнении.
Щиты открытого исполнения состоят из пане-
лей, устанавливаемых в специальных электротех-
нических помещениях. Щиты закрытого исполне-
ния устанавливают в шкафах в цехах промышлен-
ных предприятий.
По условиям обслуживания щиты бывают
с двусторонним обслуживанием и односторонним.
Щиты с двусторонним обслуживанием часто име-
нуют свободностоящими, поскольку для их обслу-
живания требуется устройство проходов с двух
сторон — с лицевой и задней и, таким образом, их
устанавливают в отдалении от стен. Щиты с одно-
сторонним обслуживанием принято называть при-
слонные, так как обычно их устанавливают непо-
средственно у стен помещения и обслуживают
с лицевой стороны. Каркасы панелей в современ-
ных конструкциях щитов выполняют с применени-
ем различных профилей из листовой стали.
В качестве коммутационных и защитных аппа-
ратов на щитах устанавливают рубильники, предо-
хранители, блоки выключатель-предохранитель,
выключатели. Для обеспечения автоматической ра-
боты по схеме АВР на щитах устанавливают релей-
ную аппаратуру. . > ..
Распределительные щиты серии ЩО-70 пред-
назначены для распределения электроэнергии
трехфазного тока напряжением 380 В. Щиты рас-
считаны на одностороннее обслуживание, защит-
ных ограждений сверху и сзади не имеют. Щиты
комплектуются из вводных, линейных секционных
и торцовых моделей.
Для смены предохранителей, осмотра и ремонта
аппаратуры на каждой панели, кроме секционных,
на фасадной стороне предусмотрена одностворча-
тая дверь, на которой установлены приводы рубиль-
ников или кнопки управления выключателей.
Для присоединения трех или четырех кабелей
к аппаратам на номинальные токи 630 и 1000 А
в панелях предусмотрены шинные сборки.
Для управления электроприводами группы ме-
ханизмов, связанных между собой общим техноло-
гическим процессом, предназначены посты управ-
ления. Посты обычно устанавливают непосредст-
венно в цехе так, чтобы управляемые с них объекты
находились в поле зрения оператора. На таких по-
стах устанавливают командную аппаратуру ручно-
го и автоматического управления.
Пункты и шкафы силовые. Пункты силовые
распределительные предназначены для распределе-
ния электрической энергии и защиты электрических
установок постоянного тока напряжением до 220 В
или переменного тока до 660 В при перегрузках и ко-
ротких замыканиях. Пункты (рис. 53.13) изготовля-
ют в виде шкафов или устройств, собираемых из от-
дельных стандартных элементов: ящиков с соедини-
тельными шинами и ящиков с разными аппаратами.
Преимущество этого устройства заключается в воз-
можности получения разных схем из небольшого
набора стандартных ящиков.
Шкафы силовые распределительные серии
ШР-11 применяют для приема и распределения
электроэнергии в промышленных установках на
номинальный ток до 400 А. В зависимости от типа
шкафа на вводе устанавливают рубильник, два ру-
бильника при питании шкафа от двух источников
или рубильник с предохранителями. Шкафы имеют
пять-восемь отходящих групп, укомплектованных
предохранителями серии ПН2 или НПН2 на номи-
нальные токи 60, 100, 250 А. Шкафы представляют
собой металлический корпус с дверью, внутри ко-
торого установлена съемная сборка, т.е. рама
с вводным рубильником, и предохранители отходя-
щих линий.
Пункты распределительные серии ПР изготов-
ляют в виде шкафов утопленного, навесного и на-
польного исполнения со встроенными автоматиче-
скими выключателями типа А3700 на ток до 700 А
и типа АЕ на ток до 100 А.
Шкафы распределительные силовые серии
СПМ-75 применяют в цеховых электроустановках
промышленных предприятий для приема и распре-
деления электроэнергии трехфазного переменного
тока частотой 50 Гц при номинальном напряжении
380 В с защитой отходящих линий предохраните-
лями. Шкафы имеют вводный рубильник и предо-
хранители, расположенные один под другим по
вертикали и образующие трехфазную группу.
Шкафы распределительные серии СПА-77 при-
меняют в тех же случаях, что и СПМ-75. Шкафы
имеют вводный рубильник и автоматические вы-
ключатели на отходящих линиях. Силовые распре-
делительные устройства серии СУ- 9500 со встроен-
ными в них устройствами автоматики применяют
Рис. 53.13. Силовой пункт в блоке с магнитными пускателями, кнопочными станциями и ящиками:
/ — шкаф силовой; 2 — рукоятка вводного рубильника шкафа; 3 — яшик с автоматом; 4 — короб для прово-
дов; 5 <т— трубы (или короба) для проводов силовой сети; б — кнопочная станция; 7 — магнитный пускатель;
8 — перфорированный швеллер; 9 — рым; 10 — ящик с рубильниками и предохранителями
в силовых установках с трех- и четырехпроводны-
ми системами распределения трех фазного тока час-
тотой 50 Гц напряжением 0,38 кВ, а также в двух-
проводной системе постоянного тока напряжением
0,22 кВ. Максимальная нагрузка на главные шины
4000, на нулевую 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 общест-
венных зданиях и жилых домах повышенной этаж-
ности. В серию ВРУ входят вводные и распредели-
тельные панели. Распределительные панели имеют
аппаратуру для автоматического управления на-
ружным освещением лестничных клеток. Макси-
мальное количество и сечение жил проводов и ка-
белей, присоединяемых к вводному зажиму, зави-
сит от тока: 400 А — 4x150 мм2; 250 А — 4x95 мм2;
2
200 А — 2x95 мм . 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 съем-
ными металлическими листами.
На съемной раме внутри корпуса установлены
защитно-коммутационные аппараты. Аппараты,
размещенные на одной панели, но питающиеся
от разных вводов, разделены перегородками. Счет-
чики и трансформаторы тока установлены в от-
дельном отсеке. Ввод проводов и кабелей делают
снизу, а вывод — как снизу, так и сверху через
верхнюю съемную крышку. Корпуса панелей за-
земляют присоединением нулевых жил питающих
кабелей к нулевой шине, общей для всех панелей.
Щиты станций управления. Современные
системы электропривода производственных машин
и механизмов имеют сложные системы управления
с большим числом контакторных аппаратов и регу-
лирующих элементов.
Требования режимов пуска, разгона, регулиро-
вания частоты вращения, торможения электропри-
вода, многообразие форм защиты и контроля за ра-
ботой двигателя и установок определили довольно
широкую номенклатуру станций управления элек-
троприводами.
Щиты станций управления (ЩСУ) устанавли-
вают на крупных трансформаторных подстанциях,
в машинных залах промышленных предприятий.
Щиты выполняют одно- и двухразрядными. ЩСУ
комплектуют из блоков и панелей управления.
Комплектные распределительные устройст-
ва напряжением выше 1 кВ. Отечественные элек-
троаппаратные заводы изготовляют КРУ на напря-
жения 6—10 и 35 кВ с одной системой сборных
шин для внутренней и наружной установки. Они
получили широкое распространение в электроуста-
новках различного назначения.
Применение КРУ позволяет значительно упро-
стить строительную часть электроустановок. Прак-
тика эксплуатации КРУ показала более надежную
их работу по сравнению с обычными сборными
распределительными устройствами. Комплектные
распределительные устройства напряжением до
35 кВ имеют воздушную изоляцию; КРУ ПО кВ и
выше выполняют с изоляцией элегазом.
Комплектные распределительные устройства
напряжением 6—10 кВ имеют два принципиально
различных конструктивных исполнения в зависи-
мости от способа установки аппаратов: выкатные
(типы КРУ, КРУН), в которых аппарат напряжени-
ем выше 1 кВ с приводом располагается на выкат-
ной тележке, и стационарные (типы КСО, КРУН),
в которых аппарат, привод и все приборы устанав-
ливаются стационарно.
Основными достоицствами выкатных КРУ яв-
ляются:
возможность быстрой замены выключателя ре-
зервным выключателем, установленным на тележке;
компактность устройств, так как вместо разъе-
динителей применяются специальные скользящие
контакты штепсельного типа;
надежное закрытие токоведущих частей для за-
щиты от прикосновения и чрезмерного запыления.
Конструкция стационарных комплектных рас-
пределительных устройств обеспечивает достаточ-
ный и безопасный большой сектор обзор и доступ к
оборудованию без снятия напряжения со сборных
шин. Стационарные камеры КСО более просты
и дешевы по сравнению с выкатными камерами
КРУ. По условию обслуживания КРУ могут быть:
одностороннего обслуживания (прислонного
типа), устанавливаемые непосредственно у стены
с обслуживанием с фасадной стороны;
двустороннего обслуживания (свободностоя-
щие), устанавливаемые со свободными проходами
с фасадной и задней стороны.
Стационарные камеры КСО следует устанавли-
вать, как правило, с односторонним обслуживани-
ем, а КРУН н выкатные КРУ — с двусторонним.
Выкатные комплектные распределительные
устройства. На рис. 53.14 показана линейная ка-
мера серии К-ХП для внутренней установки с вы-
ключателем ВМП-10 и разъединителями штепсель-
ного типа с втычными контактами. Она состоит
из следующих частей: неподвижного корпуса,
в задней части которого размещены верхние и ниж-
ние контакты / разъединителей, кабельная сборка 2
с концевыми заделками 3, трансформаторы тока 4
и заземляющие ножи 5; выкатной тележки с вы-
ключателем 6 и приводом; отсека сборных шин; от-
сека приборов для измерений, релейной защиты,
управления и сигнализации.
Корпус камеры разделен горизонтальной сталь-
ной перегородкой 7 на два отсека — верхний с кон-
тактами шинных разъединителей и нижний с транс-
форматорами тока и кабельной сборкой. Преду-
смотрены также вертикальные подвижные метал-
лические шторы, закрывающие при выкатывании
тележкн заднюю часть камеры с аппаратами, нахо-
дящимися под напряжением, во избежание случай-
ного прикосновения к ним.
Тележка с выключателем может занимать три
положения:
рабочее, когда тележка находится в камере,
а втычные разъединители и контакты вторичных
цепей сигнализации н напряжения разомкнуты;
испытательное, когда тележка выдвинута на-
столько, что втычные разъединители разомкнуты,
а контакты цепей управления еще замкнуты;
ремонтное, когда тележка находится вне камеры.
Для опробования привода выключателя доста-
точно поставить тележку в испытательное положе-
ние; 'Для ремонта выключателя тележка должна
быть полностью выдвинута из камеры. Необходи-
мо также отсоединить цепи управления сигнализа-
ции от релейного отсека, с которым они соединены
гибким шлангом и многоконтактным штепсельным
соединением. Предусмотрена блокировка, не до-
пускающая выкатывание тележки при включенном
выключателе, а также вкатывание при включенном
заземляющем разъединителе. Последний не может
быть включен в рабочем положении тележки.
Стационарные комплектные распределитель-
ные устройства. Основными стационарными ти-
пами комплектных распределительных устройств
являются камеры типов КСО, они имеют открытое
исполнение и предназначены для одностороннего
обслуживания. Камеры разделяются на три отсека.
В верхнем отсеке камеры открыто размещены
сборные шины и шинный разъединитель; в среднем
отсеке — выключатель типа ВМГ, или выключа-
тель нагрузки, или предохранители и разъедините-
ли, в нижнем — линейный разъединитель, кабель-
ная воронка и трансформаторы тока типа ТЗ. На
фасаде камеры имеются верхняя и нижняя двери.
Выкатные и стационарные комплектные рас-
пределительные устройства наружного исполне-
ния (КРУН). Шкафы ввода, отходящих линий,
трансформаторов напряжения и разрядников вы-
Рис. 53.14. Ячейка КРУ с выдвижным выключателем:
а — фасад; б — поперечный разрез
ходных КРУН состоят из двух основных частей:
корпуса и тележки. Корпус шкафа представляет со-
бой 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 ка-
бельным или воздушным вводом и верхних непод-
вижных разъединяющих контактов. Отсек сборных
шин отделен от остальных отсеков шкафа металли-
ческими перегородками и проходными изолятора-
ми, что обеспечивает более высокую степень на-
дежности и локализацию возникших аварий в пре-
делах одного электрического присоединения. Они
комплектуются выключателями типа ВМП-10К или
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 ком-
плектуются выключателями МГГ-10-3200.
Комплектные трансформаторные подстан-
ции (КТП). Их применяют для приема, распределе-
ния и преобразования электрической энергии трех-
фазного тока частотой 50 Гц.
По количеству трансформаторов КТП могут
быть однотрансформаторные, двухтрансформатор-
ные и трехтрансформаторные.
По роду установки КТП могут быть:
внутренней установки с масляными, сухими
или заполненными негорючей жидкостью транс-
форматорами;
наружной установки (только с масляными
трансформаторами); !
смешанной установки с расположением РУ
высшего напряжения и трансформатора снаружи,
а РУ низшего напряжения внутри помещения.
В цеховых электроустановках применяются КТП:
Твблица- 53.7. Технические характеристики КТП напряжением 6—10 кВ общего назначения для
внутренней установки
Тип Мощность транс- форматора, кВ • А Тип трансформатора Комплектующее оборудование
Шкафы ВН Шкафы НН
КТП 250/6 и 10/0,4 250 ТМФ-250/10 —
2КТП 250/6 и 10/0,4 2x250 ТМФ-250/10 — —
КТП 400/6 и 10/0,4 400 ТМФ-400/10 ВВ-1 КРН-5
2КТП 400/6 и 10/0,4 • 2x400 ТМФ-400/10 ВВ-1 КРН-5
КТП 630/6 и 10/0,4 630 ТМФ-630/10 ВВ-4 КРН-6
2КТП 630/6 и 10/0,4 2x630 ТМФ-630/10 ВВ-4 КРН-6
КТПМ 630/6 и 10/0,4 630 ТМФ-630/10 ВВ-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 ТМЗ-1000/10 ВВ-2; ВВ-3 КН-2, 3, 4
2КТП 1000 2x1000 ТСЗ-1000/10 ВВ-2; ВВ-3 КН-5,6; КН-17,20
КТПМ 1000 1000 ТСЗ-1000/10 ШВВ-3 ШНВ-1М; ШНЛ-1М
2КТПМ 1000 2x1000 ТСЗ-1000/10 ШВВ-3 ШНВ-1М; ШНЛ-1М
КТПМ 1600 1600 ТСЗ-1600/10 ШВВ-3 ШНС-1М
2КТПМ 1600 2x1600 ТСЗ-1600/10 ШВВ-3 ШНВ-2М; ШНС-2М
КТПУ 630 630 ' TM3-630/10 ВВН ШН-2М; ШН-4М
2КТПУ 630 2x630 TH3-630/10 ШВВ-3 ШН-5; ШН-8
КТПУ 1000 1000 ТМЗ-1000/10 ШВВ-3 ШН-10
2КТПУ 1000 2x1000 ТНЗ-1000/10 ШВВ-3 ШН-10
КТПУ 1600 1600 ТМЗ-1600/10 ШВВ-3 ШН-9
2КТПУ 1600 2x1600 ТНЗ-1600/10 ШВВ-3 ШН-9
КТПМ 1000 1000 ТМЗ, ТНЗ-1000/10 ШВВ-5 с выключателем ШНВ-1М; ШНВ-2М
2КТПМ 1000-6/0,4 2x1000 ТМЗ, ТНЗ-1000/10 ШВВ-5 с выключателем ШНЛ-1М; ШНЛ-2М
2КТПМ 1000-6/0,69 2X1000 ТМЗ, ТНЗ-1000/10 ВН-11 или глухой ШНС-1М; ШНС-2М
КТПМ 1600/10 1600 ТМЗ, ТНЗ-1600/10 ВН-11 или глухой ШНВ-2М, ШНВ-ЗМ
2КТПМ 1600/10 2x1600 ТМЗ, ТНЗ-1600/10 ВН-11 или глухой ШНЛ-2М; ШНС-2М
КТПМ 2500-10/0,4 2500 ТНЗ-2500/10 ШВВ-3 ШНЛ-2К; ШНЛ-ЗК,
2КТПМ 2500-10/0,69 2x2500 ТНЗ-2500/10 ШВВ-3 ШНС-ЗК; ШНВ-2К
Примечания: 1. Блок ввода высокого напряжения выполняется трех типов: ВВ-1 — с глухим присое-
динением кабеля; ВВ-2 — с присоединением кабеля через разъединитель; ВВ-3 с присоединением ка-
беля через разъединитель и предохранитель. 2. Буквы Ми У в обозначении типов КТП соответственно обо-
значают: модифицированный и унифицированный.
внутренней и наружной установки напряже-
нием до 10 кВ включительно мощностью 160—
2500 кВ • А, которые в основном используются для
электроснабжения промышленных предприятий.
КТП этой группы состоят из шкафов ввода на на-
пряжение 10 кВ и РУ до 1 кВ. Для КТП применяют
как масляные, так и заполненные негорючей жид-
костью или сухие трансформаторы специального
исполнения с боковыми выводами, для КТП на-
ружной установки — только масляные.
специального назначения, перевозимые на са-
лазках, напряжением 6—10 кВ, мощностью 160—
630 кВ • А, которые выпускаются для электроснаб-
жения строительных площадок, рудников, шахт,
карьеров.
Технические данные подстанций внутренней
установки (КТП) приведены в табл. 53.7, наружной
установки (КТПН) — в табл. 53.8.
Конструктивное исполнение комплектных
трансформаторных подстанций напряжением
6—10 кВ. В целях наибольшего приближения к по-
требителям рекомендуется применять внутренние,
встроенные в здание или пристроенные к нему
трансформаторные подстанции. Встроенные в зда-
ние или пристроенные трансформаторные подстан-
ции имеют выход из камер с масляными трансфор-
Таблица 53.8. Комплектные трансформаторные подстанции наружной установки типа КТПН-72М
напряжением 6—10 кВ
Оборудование « КТГ1Н-72М-160 КТПН-72М-250 КТПН-72М-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 подстан-
ции могут размещаться на первом и втором этажах
производственных зданий, которые согласно про-
тивопожарным требованиям отнесены к категории
Г или Д первой или второй степени огнестойкости.
Внутрицеховые подстанции размещаются как от-
крыто, так и в отдельных помещениях.
Размещение внутрицеховых подстанций в по-
мещениях пыльных и с химически активной средой
допускается при условии принятия мер, обеспечи-
вающих надежную работу электрооборудования
(см. IV-2-115 ПУЭ).
В производственных помещениях трансформа-
торы 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 меж-
ду масляными трансформаторами должно быть
не менее 10 м.
Для внутрицеховых подстанций и КТП с сухи-
ми трансформаторами илн с негорючим диэлектри-
ком их мощность и расстояние между ними не ог-
раничиваются.
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 управ-
ления и ремонта КРУ выкатпого типа и КТП должна
обеспечивать удобство обслуживания и ремонта.
Ввод от трансформатора на щит может быть
выполнен двумя способами: кабелями снизу
на вводных панелях, предназначенных для кабель-
ных вводов; шинами сверху с помощью вводных
панелей или же непосредственно к сборным шинам
через разъединитель, установленный на стене.
На рис. 53.15 представлена схема комплектной
двухтрансформаторной подстанции мощностью
630—1000 кВ • А для внутренней установки с одно-
рядным расположением оборудования. Автоматиче-
ские выключатели выдвижного исполнения служат
защитно-коммутационной аппаратурой, каждый ав-
томат закрыт дверью, управление производится ру-
коятками и ключами, расположенными на дверях
шкафов, а для дистанционного управления концы
проводов подведены к рейке с зажимами. Присоеди-
нение вводов высшего напряжение глухое.
На рис. 53.16 приведена компоновка распреде-
лительной подстанции, пристроенной к зданию це-
ха с двумя выходами наружу. Часть РП, находящая-
ся в ведении энергоснабжающей организации, отде-
лена перегородкой с дверью, запираемой на замок.
На рис. 53.17 приведена компоновка распреде-
лительной подстанции при размещении в отдель-
ном помещении между колоннами внутри здания
цеха. На рис. 53.18 показана компоновка РП с вы-
катными КРУ с подводом питания через специаль-
ную шахту и с установкой в специальных ячейках
токоограиичивающих реакторов. На рис. 53.19 по-
казано несколько примеров выполнения РП, неко-
торые из которых совмещены с трансформаторны-
ми подстанциями. Компоновки РП предусматрива-
ют также возможность размещения в них ком-
плектных конденсаторных установок (ККУ).
Примеры выполнения подстанций 6—
10/0,4—0,66 кВ. Типы выполнения подстанций 6—
10/0,4—0,66 кВ достаточно многообразны, поэто-
му ниже приведены лишь некоторые из них.
Широко применяются компоновки подстанций
с установкой трансформаторов открыто возле про-
изводственных зданий предприятия и с размещени-
ем распределительных устройств вторичного на-
пряжения внутри этих зданий. При этом необходи-
мо соблюдать ряд условий, так как пожар в транс-
форматоре может вывести из работы производст-
венный корпус. Кроме того, должен предусматри-
ваться проезд шириной не менее 3 м вдоль всех
трансформаторов или пожарный подъезд к каждо-
му из них.
На рис. 53.20 показана цеховая подстанция
с открытой установкой трансформатора мощно-
стью 1000 кВ - А возле цеха и с размещением рас-
пределительного щита напряжением до 1 кВ непо-
средственно в цехе.
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; б — шкаф отходящих линий НН; 7 — секционный шкаф
НН или шкаф отходящих линий; 8 — шинный короб; 9 — окно для вывода кабеля вверх
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ [Разд. 53
Рис. 53.16. План размещения оборудования РП напряжением 10 кВ при двухрядном расположении
камер КСО и разделении распределительной подстанции па части абонента и энергосистемы:
1 — камера типа КСО-272; 2 — мост шинный длиной 3000 мм; 3 — шкаф оперативного тока типа ШУОТ; 4 —
блок питания; 5 — щиток защиты; 6 — ограждение сетчатое с дверью
Рис. 53.17. Вариант компоновки распределительной подстанции 10 кВ в отдельном помещении между
колоннами в цеху:
1 — шкаф КРУ шириной 900 мм; 2 — шкаф КРУ шириной 1350 мм; 3 — токопровод между шкафами; 4 — то-
копровод между секциями КРУ
Рис. 53.18. Вариант компоновки РП с выкатными КРУ и реакторами с подводом питания через специ-
альную шахту от гибких токопроводов
к-ОООЙ-
00S8 I 1 00S8
Рис. 53.19. Примеры выполнения распределительных подстанций 6—10 кВ:
а — 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
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ_____ [Разд. 53
Рис. 53.20. Открытая установка трансформаторов возле цеха
53.4. ЦЕХОВЫЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ
НАПРЯЖЕНИЕМ ДО 1 кВ
Схемы цеховых электрических сетей до 1 кВ.
Основным условием рационального проектирова-
ния сети электроснабжения промышленного объек-
та является принцип одинаковой надежности пи-
тающей линии (со всеми аппаратами) и электро-
приемника технологического агрегата, получаю-
щего питание от этой линии. Поэтому нет смысла,
например, питать один электродвигатель техноло-
гического агрегата по двум взаиморезервируемым
линиям. Если технологический агрегат имеет не-
сколько электроприемников, осуществляющих
единый, связанный группой машин, технологиче-
ский процесс и прекращение питания любого из
этих электроприемников вызывает необходимость
прекращения работы всего агрегата, то надежность
электроснабжения вполне обеспечивается при пи-
тании по магистральной схеме (рис. 53.21). В от-
дельных случаях, когда требуется высокая степень
надежности питания электроприемников в непре-
рывном технологическом процессе, применяется
двустороннее. питание магистральной линии
рис. 53.22.
Магистральные схемы питания находят широ-
кое применение для питания не только многих элек-
троприемннков одного технологического агрегата,
но большого числа сравнительно мелких приемни-
ков, не связанных единым технологическим про-
цессом. К таким потребителям относятся металло-
режущие станки в цехах механической обработки
Рис. 53.21. Магистральная схема питания элек-
тронриемников цеха
Рис. 53.22. Магистральная схема цеховой сети
с двусторонним питанием
I Технологический агрегат
металлов и другие потребители, распределенные
относительно равномерно по площади цеха.
Магистральные схемы позволяют отказаться от
применения громоздкого и дорогого распредели-
тельного устройства или шита. В этом случае воз-
Индивидуальный
электро приемник
Рис. 53.23. Питающие и распределительные линии
в цехе
Рис. 53.24. Распределительные магистрали, под-
ключенные непосредственно к шинам комплект-
ной трансформаторной подстанции
можно применение схемы блока трансформатор —
магистраль, где в качестве питающей линии приме-
няются токопроводы (шинопроводы), изготовляе-
мые промышленностью. Магистральные схемы,
выполненные шинопроводами, обеспечивают вы-
сокую надежность, гибкость и универсальность це-
ховых сетей, что позволяет технологам перемещать
оборудование внутри цеха без существенных пере-
делок электрических сетей.. . -
Для питания большого числа электроприемни-
ков сравнительно небольшой мощности, относи-
тельно равномерно распределенных по площади
цеха, применяются схемы с двумя видами магист-
ральных линий: питающими и распределительны-
ми (рис. 53.23). Питающие, или главные, магистра-
ли подключаются к шинам шкафов трансформатор-
ной подстанции, специально сконструированным
для магистральных схем. Распределительные маги-
страли, к которым непосредственно подключаются
электроприемники, получают питание от главных
питающих магистралей или непосредственно
от шин комплектной трансформаторной подстан-
ции, если главные магистрали не используются
(рис. 53.24).
К главным питающим магистралям подсоеди-
няется возможно меньшее количество индивиду-
альных электроприемников. Это повышает надеж-
ность всей системы питания.
Следует учитывать недостаток магистральных
схем, заключающийся в том, что при повреждении
магистрали одновременно отключаются все питаю-
щиеся от нее электроприемники. Этот недостаток
ощутим при наличии в цехе отдельных крупных по-
требителей, не связанных единым непрерывным
технологическим процессом.
Кроме магистральных схем для цеховых сетей
применяются также радиальные схемы. Они харак-
теризуются тем, что от источника питания, напри-
мер от КТП, отходят линии, питающие непосредст-
венно мощные электроприемники или отдельные
Рис. 53.25. Схема радиального питания электро-
приемников цеха
распределительные пункты, от которых самостоя-
тельными линиями питаются более мелкие элек-
троприемники (рис. 53.25).
Радиальные схемы обеспечивают высокую на-
дежность питания отдельных потребителей, так как
аварии локализуются отключением автоматическо-
го выключателя поврежденной линии и не затраги-
вают другие линии. Все потребители могут поте-
рять питание только при повреждении на сборных
шинах КТП, что маловероятно вследствие доста-
точно надежной конструкции шкафов этих КТП.
Сосредоточение на КТП аппаратов управления
и защиты отдельных присоединений позволяет лег-
че решать задачи автоматизации в системе распре-
деления электроэнергии на напряжении до 1 кВ,
чем при рассредоточенном расположении аппара-
тов, что имеет место при магистральной схеме.
Радиальные схемы питающих сетей с распреде-
лительными устройствами или щитами следует
применять при наличии в цехе нескольких доста-
точно мощных потребителей, не связанных единым
технологическим процессом или удаленных друг от
друга настолько, что магистральное питание их не-
целесообразно. К числу таких потребителей могут
быть отнесены электроприемиики, требующие при-
менения автоматических выключателей на коми-
Рис. 53.26. Взаимное резервирование питающих
магистралей (М) цеха
Рис. 53.27. Резервирование при радиальном лита-
нии потребителей цеха
нальный ток 400 А и болеес дистанционным управ-
лением.
В чистом виде радиальные и магистральные
схемы применяются редко. Наибольшее распро-
странение на практике находят смешанные схемы,
сочетающие элементы радиальных и магистраль-
ных схем. В крупных цехах металлургических за-
водов, в литейных, кузнечных и механосборочных
цехах машиностроительных заводов, на заводах ис-
кусственного волокна и других предприятиях все-
гда имеются и радиальные, и магистральные схемы
питания различных групп потребителей.
В цехах машиностроительных и металлургиче-
ских заводов находят применение схемы магист-
рального питания с взаимным резервированием пи-
тания отдельных магистралей. Изображенная
на рис. 53.26 схема позволяет вывести в ремонт
или ревизию один из трансформаторов и, исполь-
зуя перегрузочную способность, обеспечить пита-
ние нескольких магистралей от одного оставшегося
в работе трансформатора. Такая схема питания по-
зволяет безболезненно выводить в ремонт или ре-
визию один из трансформаторов во время ремонта
технологического оборудования.
При неравномерной загрузке технологического
оборудования в течение суток (например, при по-
ниженной нагрузке в ночные или ремонтные сме-
ны) схемы с взаимным резервированием питания
магистралей обеспечивают возможность отключе-
ния незагруженных трансформаторов.
Большое значение для повышения надежности
питания имеют перемычки между отдельными ма-
гистралями или соседними КТП при радиальном
питании (рис. 53.27). Такие перемычки, обеспечи-
вая частичное или полное взаимное резервирова-
ние, создают удобства для эксплуатации, особенно
при проведении ремонтных работ. Проектирование
сетей во всех случаях должно выполняться на осно-
ве хорошего знания проектировщиком-электриком
технологии проектируемого предприятия, степени
ответственности отдельных электроприемников
в технологическом процессе.
Большое влияние на принимаемые решения
оказывают условия окружающей среды в проекти-
руемом цехе. Располагать электрооборудование
в пожаро- и взрывоопасных или пыльных помеще-
ниях следует только в случае острой необходимо-
сти, когда другие решения оказываются нерацио-
нальными или крайне сложными. При этом следует
иметь в виду, что в этих неблагоприятных средах,
как правило, применяется специально сконструи-
рованное оборудование.
В условиях неблагоприятных сред магистраль-
ные схемы нежелательны, так как при их примене-
нии неизбежно коммутационные аппараты рассре-
доточены по площади цеха и подвергаются воздей-
ствию агрессивной среды. В таких цехах наиболь-
шее применение находят радиальные схемы пита-
ния, при которых все коммутационные аппараты
располагаются в отдельных помещениях, изолиро-
ванных от неблагоприятных агрессивных и взрыво-
опасных сред.
Схемы осветительных сетей. Для светильни-
ков общего освещения разрешается применять на-
пряжения: не выше 0,38/0,22 кВ переменного тока
при заземленной нейтрали; 0,22 кВ при изолиро-
ванной нейтрали.
Для светильников местного стационарного ос-
вещения с лампами накаливания должны приме-
няться напряжения: не выше 0,22 кВ в помещениях
без повышенной опасности; не выше 0,0.4 кВ.р. по-
мещениях с повышенной опасностью.
Для ручных переносных светильников в поме-
щениях с повышенной опасностью должно приме-
няться напряжение не выше 0,042 кВ. При особо
неблагоприятных условиях, когда опасность пора-
жения током усугубляется теснотой, неудобным
положением работающего, соприкосновением с за-
земленными металлическими поверхностями, для
ручных светильников должно применяться напря-
жение не выше 0,012 кВ.
Схемы питания сетей освещения зданий. Пита-
ние осветительных установок обычно производят
от общих для силовых и осветительных приемни-
ков трансформаторов напряжением 0,38/0,22 кВ.
Область применения самостоятельных осветитель-
ных трансформаторов в сетях промышленных
предприятий ограничивается случаями, когда ха-
рактер силовой нагрузки (мощные сварочные аппа-
Рис. 53.28. Схема питания рабочего освещения от КТП:
а — однотрансформаторная КТП; б — двухтрансформаторная КТП; / — трансформатор; 2 — вводный автома-
тический выключатель; 3 — секционный автоматический выключатель; 4 — линейный автоматический выклю-
чатель; 5 — силовой магистральный шинопровод; 6 — магистральный щиток; 7 — щит станции управления;
8 — групповой щиток рабочего освещения
раты, частый пуск мощных электродвигателей с ко-
ротко-замкнутым ротором) не позволяет при со-
вместном питании обеспечить требуемое качество
напряжения у ламп.
Если силовые приемники питаются от сети
0,66/0,38 кВ с заземленной нейтралью, то к этой же
сети могут быть присоединены светильники, рас-
считанные на напряжение 0,38 кВ (газоразрядные
лампы). Питание всех остальных осветительных
приемников производится от промежуточных
трансформаторов 0,66/0,38 — 0,22 кВ или от от-
дельных трансформаторов 6—10/0,38—0,22 кВ.
Осветительные сети не совмещаются с силовыми
сетями. Наиболее характерные схемы питания осве-
тительных установок приводятся на рис. 53.28—
53.31. В качестве аппаратов защиты и управления ли-
ниями питающей сети показаны автоматические вы-
ключатели (автоматы). На щитах подстанций и маги-
стральных щитках (пунктах) могут использоваться
предохранители и рубильники.
Питание от одно- и двухтрансформаторных
встроенных КТП (см. рис. 53.28). Для питания се-
тей освещения в большинстве случаев устанавлива-
ются магистральные шитки с автоматами. При уст-
ройстве дистанционного управления сетями осве-
щения устанавливаются щиты станций управления
с автоматами и магнитными пускателями или кон-
такторами. От магистральных щитков или ЩСУ от-
ходят линии питающей сети к групповым щиткам;
магистральный щиток или ЩСУ питается непо-
средственно от КТП.
В цехах, где светильники устанавливаются
на специальных мостиках, применяется схема пи-
тания распределительными шинопроводами типа
Рис. 53.29. Схема питания сети освещения распре-
делительными шинопроводами:
1 — автоматический выключатель на щите КТП; 2 —
выключатель; 3 — распределительный шинопровод;
4 — автоматический выключатель иа шинопроводе
ШОС иа токи 250,400 и 630 А (см. рис. 53.29). Све-
тильники питаются через автоматы, устанавливае-
мые на шинопроводах; при этом пропадает необхо-
димость в групповых щитках. Управление освеще-
нием производится выключателями, которые при
устройстве дистанционного управления освещени-
ем заменяются магнитными пускателями и контак-
торами. Такую схему целесообразно применять
в помещениях с нормальными условиями работы
Рис. 53.30. Схемы вводов в здания:
а — питание светильников непосредственного от
вводного ящика 1; б — то же от одного группового
щитка 2; в — то же от нескольких щитков 2; г —
то же через магистральный щиток 3
среды при значительной суммарной мощности све-
тильников и допустимости одновременного вклю-
чения общего освещения больших участков.
Питание от отдечъно 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
или две линии, а при небольшой мощности светиль-
ники питаются одной линией от сети освещения
нескольких зданий. На вводе каждой линии в здание
Останавливается вводное устройство (см. рис.- 53.30)
с автоматами. Для небольших зданий, имеющих не-
сколько светильников, групповые линии, питающие
светильники, присоединяются к автомату ввода
(см. рис. 53.30, а). При большой мощности сети ос-
вещения в здании устанавливается один (см.
рис. 53.30, б) или несколько (см. рис. 53.30, в) груп-
повых щитков, питаемых одной линией. Если одной
линии оказывается недостаточно, на вводе устанав-
ливается магистральный щиток (см. рис 53.30, г).
Питание сетей аварийного и эвакуационного
освещения. Намечая схему питания аварийного и
эвакуационного освещения, необходимо соблюдать
требования к надежности их действия. Групповые
шитки 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. рис. 53.30)
или от силовой сети (см. рис. 53.31). Если в здании
расположено несколько однотрапсформаторных
подстанций, питаемых от независимых источников
питания, аварийное освещение может питаться
по перекрестной схеме. В этом случае рабочее и
аварийное освещение каждого участка здания пита-
ется от разных подстанций.
Конструктивное выполнение цеховых сетей
напряжением до 1 кВ. Цеховые элекгрические се-
ти напряжением до 1 кВ выполняют:
кабелями и изолированными проводами, про-
кладываемыми непосредственно на строительных
элементах и элементах технологического оборудо-
вания, в коробах, иа лотках и в трубах, а также тро-
совыми проводами;
комплектными шинопроводами — магистраль-
ными, распределительными и осветительными, ус-
танавливаемыми на опорных конструкциях на по-
лу, стенах, колоннах, фермах и т.п.;
Рис. 53.31. Перекрестное питание сети рабочего и аварийного или эвакуационного освещения:
а — от магистральных щитков; б — от силовых магистралей; 1 — магистральный щиток; 2 — щиток рабочего
освещения; 3 — щиток аварийного (эвакуационного) освещения; 4 — силовая магистраль
комплектными троллеями, укрепляемыми на
троллейных кронштейнах, и комплектными трол-
лейными шинопроводами, укрепляемыми на спе-
циальных конструкциях.
Электропроводка должна соответствовать ус-
ловиям окружающей среды, назначению и ценно-
сти сооружений, их конструкции и архитектурным
особенностям. При выборе вида электропроводки
и способа прокладки должны учитываться требова-
ния электробезопасности и пожарной безопасно-
сти. Оболочки и изоляция проводов должны соот-
ветствовать способу прокладки и условиям окру-
жающей среды.
Воздушные линии напряжением до 1 кВ на про-
мышленных 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 осветитель-
ных устройств, для цепей вторичной коммутации,
защиты и управления, для питания установок
небольшой мощности. Электропроводками приня-
то называть сети постоянного и переменного тока
напряжением до I кВ, выполняемые изолированны-
ми проводами, а также небронированными кабеля-
2
ми мелких (до 16 мм ) сечений с резиновой и пласт-
массовой изоляцией. Они могут прокладываться
внутри зданий и сооружений, а также по наружным
их степам, по территории возле зданий.
Установочные провода напряжением до 1 кВ
имеют в свой маркировке (табл. 53.9) букву П,
стоящую на первом 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 то же, но с алюминиевыми жилами,
АПВ — провод с алюминиевыми жилами с поливи-
нилхлоридной изоляцией; ПРГН — провод с
медными жилами с резиновой изоляцией, гибкий,
в негорючей оболочке.
В соответствии с рекомендациями по экономии
меди следует применять провода и кабели с алюми-
ниевыми жилами. Провода с медными жилами раз-
решается применять для вторичных цепей, для си-
ловых и осветительных установок во взрывоопас-
ных помещениях, а также для силовых цепей всех
, 2
кранов при сечении жилы до 6 мм .
Все электропроводки внутри зданий разделя-
ются на открытые и скрытые.
Открытая электропроводка, т.е. проложенная
по поверхностям стен и потолков, по конструкциям
сооружений и т.п., имеет много конструктивных
исполнений. В зависимости от условий окружаю-
щей среды, от требований технической эстетики, от
марки и сечений применяемых проводников и т.п.
Таблица 53.9. Буквенные обозначения
в маркировке проводов
Назначение в конструкции Вид материала Буква
Изоляция Резиновая Р
11ластмассовая (поливинилхло- ридная) В
Пластмассовая (самозатухаю- ший полиэтилен) П
Найритовая (негорючая резина) Н
Оболочка Резиновая Р
Пластмассовая (поливинилхло- ридная) В
Пластмассовая (самозатухаю- щий полиэтилен) П
Найритовая (негорючая резина) Н
Хлопчатобумажная пряжа Т
Стальные оцинкованные прово- локи П
Лавсановый шелк Л
Примечание. Гибкие провода обозначают
буквой Г, а плоские — буквой П.
способы выполнения электропроводки могут в зна-
чительной мере отличаться друг от друга. Из боль-
шого количества различных способов открытой
электропроводки для промышленных предприятий
основными являются прокладка в специальных
лотках, в коробах и различных трубах, а также
на тросах. Значительно реже применяется откры-
тая электропроводка внутри помещений на роли-
ках и изоляторах.
Скрытая электропроводка, т.е. проложенная
в конструктивных элементах зданий, стенах и потол-
ках, полах и перекрытиях, фундаментах оборудова-
ния и т.п., выполняется в различных трубах, специ-
альных каналах, образованных в толще бетона.
Ко всем видам и исполнениям электропроводок
предъявляются определенные требования, обеспе-
чивающие надежную эксплуатацию и безопасность.
Для обеспечения надежной работы электроус-
тановок необходимо выполнять прокладку провод-
ников таким образом, чтобы повреждение в цепях
одного агрегата не вызвало остановки других, ра-
ботающих независимо. Поэтому в одной трубе или
коробе, одном замкнутом канале строительной
конструкции или одном лотке запрещается прокла-
дывать цепи разных технологических агрегатов,
не связанных единым технологическим 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-
боты электропроводок в отношении нераспростра-
нения огня при повреждениях. Для открытых элек-
тропроводок без стальных труб желательно приме-
нять провода и кабели только с такими внешними
оболочками, которые не поддерживают горение по-
сле удаления источника воспламенения. В этом
случае, если в электропроводке возникло повреж-
дение и она загорелась, после действия защиты
и отключения поврежденного участка пожар про-
водки не будет распространяться и размеры аварии
будут ограничены. К числу не распространяющих
горение относятся оболочки и изоляция из поли-
винилхлорида и найрита.
Важным общим требованием к конструкции
электропроводок является обеспечение возможно-
сти смены проводов в условиях эксплуатации.
Срок службы изоляции проводов и кабелей ограни-
чен. Под воздействием тепла и света, кислорода
воздуха и влаги, а также различных газов, попадаю-
щих в атмосферу, изоляции и оболочки проводов
и кабелей теряют со временем свои механические
и электрические свойства. Замена проводов и кабе-
лей в сети должна производиться без разрушения
строительных элементов зданий и сооружений.
В зависимости от условий окружающей среды
и качества изоляционных материалов провода при-
ходится менять приблизительно каждые 10—15 лет
эксплуатации. В отдельных неблагоприятных усло-
виях такие замены приходится производить значи-
тельно чаще.
Наружная электропроводка прокладывается
по наружным стенам зданий и сооружений, под на-
весами, а также между зданиями. К наружной элек-
тропроводке относится также прокладка изолиро-
ванных проводов и кабелей мелких сечений на опо-
рах, между отдельными зданиями. Она выполняет-
ся обычно одножильными изолированными прово-
дами на изоляторах и в трубах.
В цеховых электрических сетях применяют для
прокладки провода марок: ЛПВ, АПРВ, ЛТПРВ —-
непосредственно по несгораемым поверхностям;
АПР — на роликах и изоляторах; ЛПВ, АПРТО,
АПРВ, АПР — в пластмассовых трубах и в сталь-
ных трубах и металлорукавах; АПВ, АПР, АПРВ —
в коробах и на лотках. Тросовые прокладки’Выпол-
няют проводами APT. . ... —
Кабели в неметаллической и' металлической
оболочках применяются в наружных установках
и помещениях всех видов и прокладываются на по-
верхности стен, потолков, на лотках и в коробах,
на тросах.
Кабели в неметаллической оболочке применя-
ются в помещениях всех видов и наружных уста-
новках в металлических гибких рукавах, в сталь-
ных трубах (за исключением сырых и особо сырых
помещений и наружных установок) и в неметалли-
ческих 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 хими-
чески активной средой все элементы электропрово-
док должны быть стойкими по отношению к среде
либо защищены от ее воздействия.
В производственных помещениях спуски неза-
щищенных проводов к выключателям, аппаратам,
щиткам и т.п. должны быть защищены от механи-
ческих воздействий на высоту не менее 1,5 м
от уровня пола.
Шинопроводы. Жесткий токопровод напряже-
нием до 1 кВ заводского изготовления, поставляе-
мый комплектными секциями, называется шино-
проводом. Шинопроводы различных серий и типов
комплектуются из отдельных секций различной
конфигурации и назначения. Секции могут быть
прямые, угловые, гибкие, вводные, ответвитель-
ные, компенсационные, переходные, подгоночные.
Длины секций унифицированы и кратны 770 мм.
Крановые троллеи, троллейные шинопроводы,
кабели в лотках и на конструкциях, блоки труб про-
кладывают иа высоте 7—15 м вдоль стены или под-
крановой балки. Технические данные шинопрово-
дов приведены в табл. 53.10—53.13.
Магистральные шинопроводы предназначены
для питания распределительных шинопроводов и
пунктов, отдельных крупных электроприемников.
Таблица 53.10. Технические данные магистральных шинопроводов переменного тока
Показатель ШЗМ-16 Ш МА-73 ШМА-68Н
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 шин На фазу, мм 2(100x10) 2(90x8) 2(120x10) 2(160x10)
Количество и сечение нулевых проводников, мм^ 2x710 2x640 2x640
Максимальное расстояние между точками крепления, мм 6000 6000 3000 3000
Таблица 53.11. Технические данные распределительных шинопроводов переменного тока
Показатель III РА-73 ШРМ-75 Ш РА-74
Номинальный ток, А Номинальное напряжение, кВ Активное сопротивление на фазу, Ом/км Реактивное сопротивление на фазу, Ом/км Размеры шин на фазу, мм Максимальное расстояние между точками крепления, мм 250 0,38/0,22 0,20 0,10 ' 35*5 400 0,38/0,22 0,13 0,10 50x5 3000 630 0,38/0,22 0,085 0,075 ' 80x5 100 0,38/0,22 250 0,38/0,22 0,15 0,20 35x5 2000 400 0,38/0,22 0,15 0,20 50x5 f 630 0,38/0,22 0,14 0,10 80x5 3000
Таблица 53.12. Технические данные троллейных шинопроводов переменного тока
Показатель ШТМ-73, ШТА-75 ШТМ-75, ШТА-75 ШТА-76
Номинальный ток, А 250 400 100
Номинальное напряжение, кВ 0,66 0,66 0,036—0,38
Частота, Гц 50—60 50—60 17—60
Номинальный ток токосъемной каретки, А — —- 17,25
Номинальный ток токосъемной каретки со сборкой за- жимов, А 25 100 —
Номинальный ток спаренной токосъемной каретки, А — — 15,4
Номинальный ток спаренной токосъемной каретки со сборкой зажимов, А 50 20 —
Электродинамическая стойкость к ударному току КЗ, кА 10 15 5
Число шин, шт. 3 ,3 4..
Таблица 53.13. Технические данные осветительных шинопроводов переменного тока
Показатель ШОС2-25-44 ШОС4-25-44 ШОС-80-43
Номинальный ток, А 25 25г 16
Номинальное напряжение, кВ 0,22 0,38/0,22 0,22
Электродинамическая стойкость к ударному току КЗ. кА 3 3 3
Магистральный шинопровод ШМА предназна-
чен для магистральных четырехпроводных элек-
трических сетей в системе с глухозаземлениой ней-
тралью напряжением до 1 кВ. Номинальные токи
1600, 2500, 4000 А.
Магистральные шинопроводы собраны из алю-
миниевых прямоугольных изолированных шин,
расположенных вертикально и зажатых внутри
перфорированного кожуха со специальными изоля-
торами (рис. 53.32).
Число шип в магистральных шинопроводах
три, четыре, шесть (три спаренных). Магистраль-
ный шинопровод состоит из прямых и угловых сек-
ций с поворотом шин на ребро и плоскость, ответ-
вительных вертикальных и горизонтальных (в том
числе с автоматами и рубильниками) секций н др.
Шины соединяют в основном сваркой при сборке
блоков.
В шинопроводе ШМА-73 кожух состоит из
двух боковин двутаврового сечения и нижних пер-
форированных стальных крышек. Боковины (из.
алюминиевого сплава) используются в качестве ну-
левого проводника.
Шинопровод ШМА-68Н пригоден для исполь-
зования в четырехпроводных сетях при напряжени-
ях до 1 кВ. Нулевым проводом в этом шинопроводе
является четвертая шина, сечение которой состав-
ляет 50 или 100 % сечения фазной шины.
Магистральные шинопроводы прокладывают-
ся на вертикальных стойках высотой 3 м. В качест-
ве опорных конструкций применяют также крон-
штейны и тросовые подвески. В шинопроводе
ШЗМ-16 шины 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 ис-
пользуется его сплошная алюминиевая оболочка.
Кроме того, выпускают магистральные шино-
проводы для агрессивных сред гальванических це-
Рис. 53.32. Магистральный шинопровод ШМА-73:
а — прямая секция; б — поперечный разрез; I — фазные
шины; 2 — изолятор; 3 — эластичная прокладка;
4 — верхняя крышка; 5 — обойма; 6 — болт; 7 — боко-
вая крышка; 8 — изоляционная перегородка между шина-
ми; 9 — уголок крепления шинопровода с опорной
конструкцией
хов ШМА-Х на токи 2500 и 4000 А и шинопроводы
постоянного тока ШМАД и ШМАДК на напряже-
ние 1,2 кВ и токи 1600—6300 А.
Распределительные шинопроводы (рис. 53.33)
ШРА (с алюминиевыми шинами) и И1РМ (с медны-
ми шинами) предназначены для передачи и распре-
деления электроэнергии напряжением 0,38/0,22 кВ
при возможности непосредственного присоедине-
ния к ним электроприемников в системах с глу-
хозаземленной нейтралью. Номинальные токи
ШРА составляют 250, 400 и 630 А; ШРМ—100 и
250 А. Распределительные шинопроводы крепят
так же, как и магистральные; на стойках, кронштей-
нах, подвесах (рис. 53.34).
Троллейные шинопроводы (рис. 53.35) ШТМ
(с медными шинами) предназначены для питания
подъемно-транспортных механизмов и перенос-
ных электрифицированных инструментов в сетях
до 1 кВ с глухозаземленной нейтралью. Номиналь-
ные токи шинопроводов 100, 200 и 400 А.
Комплектные троллейные шинопроводы ШТА
выполняются с троллеями из алюминиевого сплава,
номинальный ток шинопроводов 100, 250 и 400 А.
Осветительные шинопроводы ШОС предназначены
для групповых четырехпроводных линий в сетях до
I кВ с нулевым проводником для питания светиль-
ников и электроприемников небольшой мощности.
Номинальные токи 25, 63, 100 А.
В качестве проводников используют медиые
изолированные провода (ШОС-67), алюминиевые
шины, плакированные медью (ШОС-73А), и медные
шины (ШОС-73). Прямые и фигурные секции соеди-
няют между собой четырехполюсным штепсельным
разъемом. Каждая секция имеет с одной стороны
гнезда, а с другой — штыри разъема. На прямых
Рис. 53.33. Распределительные
шинопроводы Ш РА;
а — общий вид секции ШРА-4;
б — шинопровод ШРА-73В для
вертикальной прокладки; / — ши-
на; 2 — короб; 3 — изолятор; 4 —
универсальная секция; 5 — прямая
секция; 6 — кронштейн; 7 — от-
ветвительная коробка; 8 — крышка
ро; 3 — то же на плоскость; 4 — вводная коробка; 5 —
ответвительная коробка с автоматом; 6 — то же с пре-
дохранителем; 7 — коробка ответвительная с пусковым
аппаратом; 8 — коробка с указателем наличия напряже-
ния; 9—11 — конструкции для установки и крепления
токопровода
Рис. 53.35. Троллейный шинопровод ШТМ-72:
а — общий вид; б — поперечный разрез; 1 — трол-
лей; 2 — крепления изолятора; 3 — серьга подвески;
4 — изолятор; 5 — короб; 6 — корпус соединитель-
ной муфты; 7 — уступ короба
секциях снизу через каждые 500 мм смонтированы
соединительные розетки, которые закрыты откид-
ными крышками и служат для подключения све-
тильников втычным контактом. Номинальный ток
штепселя 10 А. Короб каждой секции заземлен с по-
мощью нулевого проводника. Короба на стыке сек-
ций крепятся с помощью муфты винтами.
Светильники подвешивают к несущим конструк-
циям или непосредственно к осветительным шино-
проводам. При этом общая нагрузка на 1 м шино-
провода ПЮС-73 при максимальном пролете 3 м
должна составлять нс более 20 кг, а для ШОС-76 при
максимальном пролете 2 м — 12 кг. На рис. 53.36 по-
казана конструкция шинопровода ШОС.
Расчет токов трехфазного КЗ в сетях и уста-
новках напряжением до 1 кВ. Электроустановки
объектов электроснабжения до V кВ обычно полу-
чают питание от понижающих трансформаторов с
номинальной мощностью S|10M т = 25—2500 кВ • А.
Если мощность КЗ системы на стороне высшего на-
пряжения трансформатора S 25 5110мт, то
периодическая составляющая тока КЗ будет неиз-
менной.
В большинстве случаев это соотношение вы-
полняется. Если нет, то сопротивление системы на-
б)
Рис. 53.36. Осветительный шинопровод ШОС-73:
а — общий вид; б — штепсельное соединение секций; / — прямая секция; 2 — соединительная муфта; 3 —:
осветительный штепсель; 4 — провод к светильнику; 5 — гнездо розетки; 6 — изолятор
ходится по значению мощности КЗ на выводах об-
мотки высшего напряжения понижающего транс-
форматора;
= (Цф.пом)2 ^к.сист >
где —номинальное напряжение сети до 1 кВ.
При отсутствии данных о значении 5К сист значе-
ние Хс может быть определено по номинальной мощ-
ности отключения выключателя, уставов-
ленного в питающей сети напряжением выше 1 кВ;
-^с“ (Цфлйй) ^пом.откл*
Можно считать, что КЗ в сетях до 1 кВ питается
от системы с неограниченной мощностью, т.е. пе-
риодическая составляющая тока трехфазного КЗ
неизменна в течение всего времени существования
режима КЗ:
/3) = .(3)
'к
При расчетах токов КЗ в установках напряже-
нием до 1 кВ необходимо учитывать активные и ин-
дуктивные сопротивления проводов, кабелей и
шин (длиной 10—15 м и более); токовых катушек
расцепителей автоматических выключателей; пер-
вичных обмоток многовитковых трансформаторов
тока; переходных контактов аппаратов.
Расчетную точку трехфазного КЗ до 1 кВ выби-
рают непосредственно за автоматическим выключа-
телем трансформатора. Расчетная точка однофазно-
го КЗ до 1 кВ — конечная точка шинопровода, защи-
щаемого выключателем трансформатора. Расчет па-
раметров цепи и токов КЗ в установках напряже-
нием до 1 кВ ведется в именованных единицах.
Сопротивления элементов цепи трехфазного
КЗ в установках напряжением до 1 кВ, мОм;
в силовых трансформаторах;
(t</юо)б'2 ы\и2
,,омт (5пом.т)
\ = J(ZT)2-(Rr)2-
токопровода (шин) от трансформатора к авто-
матическому выключателю (ориентировочно):
Яш = 0,5; Хш = 2,25.
В табл. 53.14—53.16 приведены ориентировоч-
ные значения сопротивлений Хя, R& катушек расце-
пителей максимального тока автоматических вы-
904 ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
[Разд. 53
Таблица 53.14. Ориентировочные значения
сопротивлений катушек расцепителей
максимального тока автоматических
выключателей напряжением до 1 кВ
Сопротивление Номинальный ток расцепите- ля, А
100 140 200 400 600
Ха, 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 сопротивлений контактов
Лк аппаратов, мОм
s 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 —
Разъединитель — — — 0,2 0,15 0,08 0,02
Таблица 53.16. Сопротивления первичных
обмоток трансформаторов тока (класса точности 1)
Сопротивле- ние Коэффициент трансформации транс- форматоров тока
100/5 150/5 200/5 300/5 400/5 500/5
XT T, мОм 2,7 1,2 0,67 0,3 0,17 0,07
Ятт, мОм 1,7 0,75 0,42 0,2 0,17 0,05
ключателей, активных переходных сопротивлений
контактов RK, первичных сопротивлений Хтт, /?тт
обмоток трансформаторов тока класса точности 1.
Суммарные сопротивления цепи трехфазного КЗ
за автоматическим выключателем трансформатора:
= J(43))2 + (43))2;
43) = *т+*ш+Мдк + \.т;
43)^хс+хт+хш+хв+хт.т.
Если требуется определить ток КЗ в какой-либо
другой точке сети напряжением до 1 кВ, то в сум-
марное сопротивление следует включить сопротив-
ление кабелей и шинопроводов до данной точки КЗ.
Действующее значение периодической состав-
ляющей тока трехфазного КЗ без учета влияния не-
посредственно присоединенных асинхронных дви-
гателей
43) = ,^р.Нрм<(^<))/
Таблица 53.17. Токи трехфазиого КЗ кА,
в цепях напряжением 0,38 кВ при КЗ
за трансформатором (длина кабеля 0 м)
и на расстоянии 50 м
Номинальная мощ- ность трансформа- тора, кВ • А ‘ 1 Длина кабеля, м
0 50
Площадь сечения алюми- 2 нисвой жилы кабеля, мм
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 11 7
2500 48 15,5 Н,5 7,1
1
Ударный ток трехфазного К3,от системы
,-<3)= Аг И3)
1у.С Ку.С^г/р’
где ку с — ударный коэффициент. При КЗ на маги-
стральных шинопроводах, удаленных более чем
на 100 м от трансформатора, /сус принимается рав-
ным единице.
Токи КЗ от асинхронных двигателей, присоеди-
ненных непосредственно к месту КЗ, учитываются
только при определении ударного тока КЗ:
Х'у.д ~6>5 Х{цомл ’
где X Аюм д — суммарный номинальный ток одно-
временно работающих двигателей,
/1юМ.д=/’пом.д/(^^со8(Р);
А,омд> Л, cosip -— номинальные мощность, КПД,
коэффициент мощности двигателя.
Суммарный ударный ток
/3) = (3)
'уХ 'у.с+2,гу.д-
Для проверки правильности выполнения расче-
тов значений периодической составляющей тока
трехфазного КЗ в табл. 53.17 приведены значения
при трехфазном КЗ непосредственно за аппа-
ратом напряжением 0,38 кВ трансформатора КТП
и при трехфазном КЗ на расстоянии 50 м от КТП
в кабельной линии с различными сечениями алю-
миниевых жил.
Расчет токов однофазного КЗ в конечной
точке шинопровода напряжением 0,38 кВ. Рас-
четная точка однофазного КЗ до 1 кВ — конечная
точка шинопровода, защищаемого данным выклю-
чателем, поскольку для выбора уставок тока сраба-
тывания расцепителя автоматического выключате-
ля на головном участке шинопровода необходимо
Таблица 53.18. Формулы для расчета
сопротивления элементов и цепи при однофазном
КЗ в конечной точке шинопровода
Элемент Активное сопро- тивление Реактивное сопро- тивление
Трансформа- тор (Y/Y„) 4!)=(12—18)Я1Т *. , 4) = (7-8И1]т
Трансформа- тор (Д/Ун) 4) = ЗК1т 41) = 3^1Т
Чстырсхжиль- ныс кабели я(1) = з» Ккаб~зк1каб 4аб = 4-5*1каб
Шины 41) = 4Х1ш
Шинопрово- ды ШМА „(1) -тр КШМА~ 3/<1ШМА ЛШМА 1ШМА
Автоматиче- ские выключа- тели Аа1) = 4Л'. a ia
Контакты 41)=зл1к —
определить наименьший возможный в данной сети
ток однофазного КЗ. Порядок расчета:
I) составляем схему замещения цепи однофаз-
ного КЗ, в которую входят сопротивление фазного
провода, переходное сопротивление в месте КЗ, со-
противление обратного (Или четвертого) провода
с подключенными параллельно ему заземляющими
проводниками и сопротивление растеканию зазем-
ления нейтрали питающего трансформатора;
2) определяем активные и реактивные сопро-
тивления прямой, обратной и нулевой последова-
тельности элементов: R\,X^, R2,X2, ^0»Ло>
3) определяем сопротивления элементов и цепи
при однофазном КЗ в конечной точке шинопровода
по формулам табл. 53.18.
Суммарные активные и реактивные сопротив-
ления цепи однофазного КЗ в конечной точке ши-
нопровода:
п(1)_ п(') . о(1) . nd) . n(D . /?<!) .
ЛЕ - Кт + + Ла + Кк + КШМА ,
yd) _ yd) yd) yd) . yd)
~лт + Лш + Aa + ШМЛ
4) рассчитаем значение периодической состав-
ляющей тока однофазного КЗ.
В сетях с гпухозаземленной нейтралью (в част-
ности, в сетях 0,38/0,22 кВ) ток однофазного КЗ оп-
ределяется по формулам:
4’) = ^^1ом/41);
4° = J(4°)2 + (41))2;
4‘) = 4y+/fg+/?d).
4^444).+4),
nd) yd) , nd) yd) nd) y(‘) „
где , Aj-j , > X^2 ' ’ ^E0 соответ-
ственно активные и реактивные сопротивления
прямой, обратной и нулевой последовательностей
петли фаза — нуль.
53.5. КАЧЕСТВО ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В СЕТЯХ
ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ
Характеристики показателей качества электро-
энергии (ПКЭ) приведены в разд. 39. Здесь рас-
смотрим способы их вычисления, установленные
ГОСТ 13109—97 и применяемые в современных
средствах измерения ПКЭ.
Способы вычисления ПКЭ приводятся ниже.
1. Отклонение напряжения 8[/у, % (рис. 53.37)
V - V
8t/y = .: .J0&-, ;
и ном
где Uy — действительное значение напряжения, В
или кВ; С/1ЮМ — номинальное значение напряже-
ния, В или кВ.
Вычисляют значения усредненного напряжения
1/у как результат N наблюдений напряжений
основной частоты или основной частоты и
прямой последовательности С/щу за интервал
времени Гмин:
Г" 2)
Uy = L
Число наблюдений за 1 мин должно быть не ме-
нее 18.
2. Колебания напряжения (см. рис. 53.37 и 53.38)
характеризуются следующими показателями:
Рис. 53.37. Отклонения и колебания напряжения
и^/икоы
Рис. 53.39. Нссинусоидалыюсть напряжения
Рис. 53.38. Колебания напряжения произвольной
формы (в) и в форме меандра (б)
где PSlk — кратковременная доза фликера на А-м
интервале времени TSt в течение периода наблюде-
ния TL = 10 мин.
3. Несинусоидальность напряжения (рис. 53.39)
характеризуется следующими показателями:
коэффициентом искажения синусоидальности
кривой напряжения
коэффициентом п-й гармонической составляю-
щей напряжения Ку(„у
Вычисляют значение коэффициента искажения
синусоидальности кривой напряжения %, по
формуле
размахом изменения напряжения 8Ц;
дозой фликера — длительной Pkt и кратковре-
менной PSt.
Размах изменения напряжения, %,
где Ц, Uj + ] — значения следующих один за дру-
гим экстремумов или экстремума и горизонтально-
го участка огибающей среднеквадратических зна-
чений напряжения 1/скв основной частоты, опреде-
ленных на каждом полупериоде основной частоты,
В или кВ.
Частоту повторения изменений напряжения
при периодических колебаниях напряжения вычис-
ляют по формуле, с-1, мин-1,
FSU, = т/Т’
где т — число изменений напряжения за времени 7}
Т — интервал времени измерения, принимаемый
равным 10 мин.
Кратковременную и длительную дозу фликера
Р определяют с помощью фликерметра. Длитель-
ную дозу фликера Ру вычисляют за интервал вре-
мени Гд, равный 2 ч, по формуле
Н 12 ~з
Л, = ^£(Рм) •
100,
где п номер гармоники; — действующее
значение п-й гармонической составляющей, В или
кВ; — действующее значение междуфазного
(фазного) напряжения основной частоты для /-го
наблюдения, В или кВ. . .
Вычисляют значение коэффициента искажения
синусоидальности Ку в процентах как результат
усреднения N наблюдений KVi на интервале вре-
мени равном 3 с
Число наблюдений N должно быть не менее
девяти.
Вычисляют значение коэффициента п-й гармо-
нической составляющей напряжения Ку(пу, %, как
результат г-го наблюдения по формуле
Вычисляют значение коэффициента п-й гармо-
нической составляющей напряжения Ку(пу %, как
результат усреднения наблюдений Ку^ в интерва-
ле времени, равном 3 с, по формуле
" I *> ' 2/
*и(п) = , £ (кЬ(1^/тт.
т , = 1
Число наблюдений W должно быть не менее
девяти.
4. Несимметрии напряжений характеризуется
следующими двумя показателями:
коэффициентом несимметрии напряжения об-
ратной последовательности К^и,
коэффициентом несимметрии напряжения ну-
левой последовательности К^у.
Вычисление коэффициента несимметрии на-
пряжения обратной последовательности К^ур %,
как результат i-го наблюдения производится по
формуле
*21/, = ^ 100 >
^1(1)1
где t/2(l)> — действующее значение напряжения об-
ратной последовательности основной частоты
трехфазной системы напряжений в j-м наблюде-
нии, В или кВ; С/ц]),• “ действующее значение на-
пряжения прямой последовательности основной
частоты в <-м наблюдении, В или кВ.
Вычисляют значение коэффициента несиммет-
рии напряжения обратной последовательности
^20 %> как результат усреднения N наблюдений
Л?2{/, в интервале времени, равном 3 с, по формуле
K2U ~ . S N•
i Z= 1
Число наблюдений IV > 9.
Вычисление коэффициента несимметрии на-
пряжения нулевой последовательности К^ур %, как
результат i-ro наблюдения производят по формуле
KOUi ~
100,
^1(1)1
где Ц)(]),' — действующее значение напряжения ну-
левой последовательности основной частоты трех-
фазной системы напряжений в ;-м наблюдении, В
или кВ; С/ц|),- — действующее значение междуфаз-
ного напряжения прямой последовательности ос-
новной частоты, В или кВ. ,
Вычисляют значение коэффициента несиммет-
рии напряжения нулевой последовательности КОу,
%, как результат усреднения наблюдений К^у/
по формуле
*01/=а/£к^А-
Ni=i
Число наблюдений N должно быть не менее
девяти.
Рис. 53.40. Длительность провала напряжения
Рис. 53.41. Параметры импульсного напряжения
(t/B — амплитудное значение напряжения)
5. Измерение длительности провала напряжения
ДГП, с (рис. 53.40 и 53.41), осуществляют следующим
образом: фиксируют начальный момент времени tn
резкого спада (длительностью менее 10 мс) огибаю-
щей среднеквадратических значений напряжения,
определенных на каждом полупериоде основной
частоты, ниже уровня 0,9Ц1ОМ; фиксируют конечный
момент времени tK восстановления среднеквадрати-
ческого значения напряжения до 0,9Ц1ом; вычисля-
ют длительность провала напряжения, с,
~ ^к — /н*
Вычисляют глубину провала напряжения, %,
V -V
8U.= ---— 100,
а у
11ОМ
где Umin — минимальное из всех измеренных сред-
неквадратических значений напряжения, В или кВ.
6. Импульс напряжения характеризуется им-
пульсным напряжением 17имп, В или кВ (рис. 53.41),
которое измеряют как максимальное значение на-
пряжения при резком его изменении (длительность
фронта импульса не более 5 мс).
Длительность импульса напряжения по уровню
0,5 его амплитуды, △<импр5> мкс или мс,
(см. рис. 53.41) вычисляют по формуле
Д/имп0,5 = *к0,5 ~ *110.5’
где tKg 5 и Z|10 5 — моменты времени, соответствую-
щие пересечению кривой импульса напряжения го-
ризонтальной линией, проведенной на половине
амплитуды импульса, мкс или мс.
7. Измерение коэффициента временного пере-
напряжения Л'пер[/(рис. 53.42), относ, ед. осущест-
вляют следующим образом: измеряют амплитуд-
ное значение перенапряжения Ua на каждом полу-
периоде основной частоты при резком (длитель-
ность фронта до 5 мс) превышении уровня напря-
жения, равного 1,1л/2С/ м; определяют макси-
мальное из измеренных амплитудных значений на-
пряжения I7amax. С целью исключения влияния
коммутационного импульса на значение K'ncpt/ оп-
ределение 1/а тах осуществляют через 0,04 с от мо-
мента превышения напряжением уровня, равного
1.1 Ц.р„-
Рис. 53.42. Временное перенапряжение и провал
напряжения
Вычисляют коэффициент временного перена-
пряжения по формуле
~ Цыпах
перС/"72С/
ном
Длительность временного перенапряжения
Д/Пер[/, с, определяют следующим образом: фикси-
руют момент времени /и 11ер превышения действую-
щим значением напряжения уровня, равного
1>1 Цюм> и момент времени 1К пер спада напряжения
до уровня 1,11/110М. Вычисляют Д<пер[/, с, по формуле
Д*пер6/ *к.пер ’ *н.пер*
8. Значение отклонения частоты Л/, Гц, вычис-
ляют по формуле
fy ~AlOM>
где — усредненное значение частоты как резуль-
тат усреднения данных N наблюдений/j- на интерва-
ле времени, равном 20 с; / = j fjN; TV должно
быть не менее 15; f/l0M — номинальное значение
частоты, Гц.
Нормы качества электроэнергии. Минималь-
ный интервал времени измерений показателей ка-
чества электроэнергии равен 24 ч. Рекомендуемая
общая продолжительность измерений составляет
7 сут. Нормы установлены для двух уровней —
нормально допустимые и предельно допустимые
значения:
1. Отклонения напряжения. Нормально допус-
тимые и предельно допустимые значения б(7у
на выводах приемников электрической энергии
равны соответственно ± 5 и ± 10 % от номинально-
го напряжения электрической сети.
2. Колебания напряжения. Предельно допусти-
мые значения размаха изменений напряжения C>Ut
в точках общего присоединения к электрическим
сетям при колебаниях напряжения, огибающая ко-
торых имеет форму меандра (см. рис. 53.38), в зави-
симости от частоты повторения Fg(y изменений
напряжения или интервала между изменениями на-
пряжения Д/(- + ] равны значениям, определяемым
по кривой 1 (см. рис. 52.12), а для потребителей
электроэнергии, располагающих лампами накали-
вания, в помещениях, где требуется значительное
зрительное напряжение, равны значениям, опреде-
ляемым по кривой 2 рис. 52.12.
Предельно допустимое значение суммы уста-
новившегося отклонения напряжения бГ/у и разма-
ха изменений напряжения 6Ц в точках присоедине-
ния к электрическим сетям напряжением 0,38 кВ
равно + 10 % от номинального напряжения.
Предельно допустимое значение для кратко^
временной дозы фликера PSl при колебаниях на-
пряжения с формой, отличающейся от 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 дозу фликера определяют в интервале
времени наблюдения, равном 2 ч.
3. Несинусоидальность напряжения. Нормаль-
но допустимые и предельно допустимые значения
коэффициента искажения синусоидальности кри-
вой напряжения в точках общего присоединения
к электрическим сетям с разными номинальными
напряжениями приведены в табл. 53.19.
Нормально допустимые значения коэффициен-
та и-й гармонической составляющей напряжения в
точках общего присоединения к электрическим се-
тям с разными номинальными напряжениями С/|10М
приведены в табл. 53.20.
Предельно допустимое значение коэффициента
л-й гармонической составляющей напряжения вы-
числяют по формуле
^Ч/(и)пред — ' >5^1/(л)морм’
где Ки(„)1ЮрМ — нормально допустимое значение
коэффициента и-й гармонической составляющей
напряжения, определяемое по табл. 53.20.
4. Несимметрия напряжений. Нормально до-
пустимое и предельно допустимое значения коэф-
фициента несимметрии напряжений обратной по-
следовательности в точках общего присоединения
к электрическим сетям равны 2 и 4 % соответ-
ственно.
Нормально допустимое и предельно допусти-
мое значения коэффициента несимметрии напря-
жений нулевой последовательности в точках обще-
го присоединения к четырехпроводным электриче-
ским сетям с номинальным напряжением 0,38 кВ
равны 2 и 4 % соответственно.
5. Провал напряжения. Предельно допустимое
значение длительности провала напряжения в элек-
трических сетях напряжением до 20 кВ включитель-
но равно 30 с. Длительность автоматически устра-
няемого провала напряжения в любой точке присое-
динения к электрическим сетям определяется вы-
держками времени релейной защиты и автоматики.
6. Импульс напряжения и временное перенапря-
жение. Эти показатели ограничиваются после спе-
циальных исследований.
Значения коэффициента временнбго перена-
пряжения в точке присоединения электрической
сети общего назначения в зависимости от длитель-
ности временных перенапряжений не превышают
значений, указанных в табл. 53.21.
Таблица 53.19. Значения коэффициента искажения синусоидальности кривой напряжения, %
Нормально допустимое значение при 1/1|он, кВ Предельно допустимое значение при t/HOM, 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, нс кратные трем, %, при Ц1он, кВ п Нечетные гармоники, нс крат- ные трем*, %, при Ц1ОМ, кВ п Четные гармоники, %, ПРИ Цюм»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 IjO 0,5 >21 0,2 0,2 0,2 0,2 10 0,5 0,3 0,3 0,2
19 1,5 г 1,0 ЧД) 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 ’•° А. 1,0 0,4 — — —; — — — — — — —
>25 0,2 + + 1,3-25/и 0,2 + + 1,3-25/и 0,2 + + 1,3-25/и 0,2 + + 1,3-25/п — — —’ — — — — — — —
* Нормально допустимые значения, приведенные для п = 3 и 9, относятся к однофазным электрическим
сетям. В трехфазных трехпроводных электрических сетях эти значения принимают вдвое меньше, чем при-
веденные в таблице.
Таблица 53.21. Значения коэффициента
временного перенапряжения
Длительность временного пе- ренапряжения Л<„ер(д с До 1 До 20 До 60
Коэффициент временного пе- ренапряжения А'11ер(у, отн.ед. 1,47 1,31 1,15
При обрыве нулевого проводника в трехфазных
электрических сетях напряжением до I кВ, рабо-
тающих с глухозаземленной нейтралью, возникают
временные перенапряжения между фазой и зем-
лей. Уровень таких перенапряжений при значи-
тельной несимметрии фазных нагрузок может дос-
тигать значений междуфазного напряжения, а дли-
тельность — 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 ин-
тервале, ограниченном предельно допускаемыми
значениями, указанными в табл. 53.22.
Способы и средства улучшения качества
электроэнергии. Соответствие показателей качест-
ва электроэнергии требованиям ГОСТ 13109—97
достигается схемными решениями или применени-
ем специальных технических средств. Выбор вари-
анта требует технико-экономического обоснования.
При этом постановка задачи сводится не к миними-
зации ущерба, а к выполнению требований ГОСТ.
Для улучшения всех ПКЭ целесообразно под-
ключение электроприемников с усложненными ре-
жимами работ в точках системы электроснабжения
с наибольшим значением мощности КЗ. При выбо-
ре схемы электроснабжения предприятия требует-
ся рациональное применение средств ограничения
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 элек-
троэнергии в системах электроснабжения пром-
предприятий, создаются путем рационального сек-
ционирования. На рис. 53.43 и 53.44 показаны та-
кие схемы с выделением вентильных приводов
на отдельные секции ГПП совместно с синхронны-
ми двигателями для компенсации реактивной мощ-
ности, а «спокойная нагрузка»- подключена к дру-
гим секциям ГПП.
Наиболее широкое применение, особенно для
предприятий средней мощности, находят схемы
е расщепленными обмотками трансформаторов
11111 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 до- пустимые предельно до- пустимые абсолютной относитель- ной
Установившееся отклонение напряжения 8£/у, % ±5 ±10 ±0,5 —
Размах изменения напряжения, 61/(, % Доза фликера, отн. ед.: — Кривые / и 2 на рис. 52.12 — +8
• кратковременная Psl — 1,38; 1,0 — ±5
длительная PLl — 1,0; 0,74 — ±5
Коэффициент искажения синусоидальности на- пряжения К и, % По табл. 53.19 По табл. 53.19 — ±10
Коэффициент я-й гармонической составляющей напряжения % По табл 53.20 По табл. 53.20 ±0,05 привад*'1’0 ±5 пРи/0/(«) - 1,0
Коэффициент несимметрии напряжения обрат- ной последовательности % 2 4 ±0,3. " —
Коэффициент несимметрии напряжения нулевой последовательности Кои, % 2 4 ±0,5 —
Отклонение частоты Д/, Гц ±0,2 ±0,4 ±0,03 —
Длительность провала напряжения Д/н, с . — 30 ±0,01 —
Импульсное напряжение С/ИМ|1, кВ — — — ±10
Коэффициент временного перенапряжения Хиер1Л отн- сд- — — — ±10
Рис. 53.43. Схема электроснабже-
ния промышленного предпри-
ятия с выделением вентильных
приводов на отдельные секции
шин совместно с синхронными
электродвигателями
Рис. 53.44. Схема электроснабже-
ния с выделением привода блю-
минга на отдельный трансфор-
матор
Питание общецеховых нагр’- «ж,
вспомогательных механизмов и др.
К приводу блюминга
«Спокойная
нагрузка»
ДСП-5МТ
Рис. 53.45. Схема с разделением питания «спокой-
ной нагрузки» и дуговых сталеплавильных печей
с помощью сдвоенного реактора
реакторе падение напряжения в каждой секции об-
мотки доставляет (рис. 53.45)
где /обм — ток в секциях обмотки реактора; XL —
индуктивное сопротивление обмотки реактора.
В трансформаторах с расщепленными обмотка-
ми также создается взаимная магнитная связь меж-
ду ветвями обмотки, через которую колебания на-
грузки на одной секции вызывают колебания на-
пряжения на другой секции в соотношении
5у4 = 8^115=
'расщ
где Лравд — коэффициент расщепления. Для суще-
ствующих конструкций трехфазных трансформато-
ров с Ц|ом = 10—220 кВ с расщепленной обмоткой
низкого напряжения при отсутствии магнитной
связи между ними, т.е. когда ветви обмоток низкого
напряжения размещены одна над другой па стерж-
не трансформатора, можно принять Л?расщ ~ 3,5.
Рассмотрим последовательно возможности
улучшения каждого показателя качества электро-
энергии в электрических сетях.
Отклонения напряжения можно снизить, воз-
действуя иа сеть:
изменением параметров сети: выбором схемы,
конструктивным исполнением сети (токопроводы,
воздушные, кабельные линии), применением раз-
личных схем распределительных пунктов, рсакти-
рованисм, последовательным включением индук-
тивности и емкости;
получением добавок напряжения за счет при-
менения компенсации реактивной мощности и из-
менения коэффициентов трансформаций транс-
форматоров.
Централизованное регулирование напряжения
позволяет изменить уровень напряжения на шинах
центров питания (ТЭЦ, ГПП, ГРП) и осуществляет-
ся как в энергосистеме, так и на промышленном
предприятии. Средства местного регулирования
напряжения устанавливаются в распределитель-
ных и цеховых сетях промышленных предприятий.
Организация системы электроснабжения про-
мышленного предприятия одновременно оказыва-
ется способом снижения отклонений напряжения
у потребителей электроэнергии. Так, при установ-
ке ГПП вблизи центра электрических нагрузок со-
кращается протяженность распределительных се-
тей, разукрупнение цеховых трансформаторных
подстанций, сокращается протяженность цеховых
сетей напряжением 0,4 кВ, в которых потери напря-
жения особенно ощутимы.
К схемным решениям, позволяющим снизить
отклонения напряжения, относятся: применение
параллельной работы трансформаторов ГПП, уст-
ройство перемычек между трансформаторами це-
ховых ТП, создающих возможность при снижении
нагрузок (в нерабочую смену, праздничные, выход-
ные дни, в летний период) отключить часть транс-
форматоров для ограничения верхнего предела на-
пряжения на выводах электроприемника.
Применение устройств продольной компенса-
ции реактивной мощности сокращает потери на-
пряжения, что особенно заметно при использова-
нии токопроводов для передачи больших мощно-
стей. Так, токопровод из алюминиевой трубы диа-
метром 210 мм при токе 3400 Л и cos <р = 0,95 при
напряжении V = б кВ имеет предельную длину
1,1 км; при U=10 кВ — 1,9 км. Потери напряжения
в токопроводс составляют б %. Применив устрой-
ство продольной компенсации суммарной мощно-
стью 8700 квар, получим добавку напряжения
5,7 %. Это позволит увеличить допустимую длину
токопровода в 2 раза.
На промышленных предприятиях эффектив-
ным средством регулирования напряжения являет-
ся использование трансформаторов с регулирова-
нием под нагрузкой (РПН). Оснащение трансфор-
маторов устройством РПН не подлежит технико-
экономическому обоснованию, так как является
наиболее дешевым средством.
Для осуществления автоматического управле-
ния регулятором напряжения используется система
автоматического регулирования, выполненная
на базе устройства АРТ-1Н, которое осуществляет
переключение ответвлений регулятора.
На линиях с однородными нагрузками реко-
мендуется установка местных средств регулирова-
ния — линейных регуляторов (ЛР), которые выпол-
няются на базе регулировочных трансформаторов
(автотрансформаторов). Кроме того, ЛР можно ис-
пользовать для расширения диапазона регулирова-
ния при реконструкции подстанций (с трансформа-
торами с переключениями ответвлений без возбуж-
дения (ПБВ)). Но трансформаторы с РПН дешевле,
чем трансформаторы с ПБВ и линейными регулято-
рами, поэтому последнее решение можно рекомен-
довать только при реконструкции действующих
предприятий.
Принципиальная схема централизованного ре-
гулирования представлена на рис. 53.46.
В случаях, когда необходимо регулировать на-
пряжение в распределительных и цеховых сетях,
питающих электроемких потребителей с. нестабиль-
Рис. 53.46. Принципиальная схема централизован-
ного регулирования:
ВДТ — вольтодобавочный трансформатор; АТ — ре-
гулируемый под нагрузкой автотрансформатор; П —
переключатель режима работы автотрансформатора;
C/j — напряжение электрической сети до точки,под-
ключения ЛР
ным режимом работы, целесообразно использовать
ЛР как средства местного регулирования. Техниче-
ские данные линейных регулировочных автотранс-
форматоров напряжением 6—35 кВ приведены
в табл. 53.23,53.24. Пределы регулирования ЛР: для
автотрансформаторов ЛТМ напряжением 6—10 кВ
Таблица 53.23. Технические данные линейных регулировочных автотрансформаторов типов ЛТМ и ЛТДН
Тип Номиналь- ная мощ- ность, ,-МВ-А Напря- жение, кВ Потери, кВт, при различных колебаниях напряжения 7Х,% Ьк,% Масса,
ДРХ, кВт ДРК, кВт Цгом Цюм ±15%
Ц.оМ- -15% Ц,ом^5% Ц.ОМ- 15% Ц.ом+15%
ЛТМ 16 6,6 — — — — — — 10,6 25,7
' 16 11 3,5 1'0 20 35 0,35 0,87 10,7 25,7
ЛТДН 40 6,6 — — — — — — 10,6 36,1
40 и. 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 автотрансформаторов типа ЛТМ
Мощность, кВ-А Напряже- ние, кВ Включение рсгулиро- вечной обмотки Потери, кВт /х,% Пк,% Масса,‘А-
ДАХ, кВт ДВК, кВт
1600 10 Согласное 1,0 8,8 ' 1,85 0 —
Встречное 1,7 8,2 1,25 4 7,9
6 Согласное 1,0 8,5 1,25 .0 —
Встречное 1,7 8,1 , 1,26 3,8 . 7,9
4000 10 Согласное 1.8 16,5 и 1,0 0 —
Встречное 2,8. 45,5 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 ю Согласное Встречное 2,8. „ 4,7 22,2 ' 20,5 0,75 0,75 0 8,4 12,5
30-5097
Рис. 53.47. Примеры схем ИРМ
± 8—1,2 %; для для автотрансформаторов ЛТДН на-
пряжением 6—35 кВ ±10—1,5 %.
Экономичным средством местного регулирова-
ния напряжения являются батареи конденсаторов,
снабженные необходимыми коммутирующими
и регулирующими аппаратами.
Число секций батарей конденсаторов, необхо-
димых для регулирования напряжения, определяет-
ся графиками активной и реактивной мощности.
Предел одной ступени регулирования должен со-
ставлять 1—2 % номинального напряжения сети.
Мощность батареи Q, необходимая для компенса-
ции относительного отклонения напряжения Д17
определяется выражением, % Ц1ОМ
2
10ДСС'
_______ном
X
где [7Н0М — междуфазнос напряжение, кВ; X— ре-
активное сопротивление сети от данной точки
до источника, Ом.
Выпускаются комплектные конденсаторные
установки, оснащенные электронными регулятора-
ми типа ВАКО (выключатель автоматический кон-
денсаторный) на транзисторах с регулированием
по полному току нагрузки для одноступенчатых
установок и АРКОН-3 для многоступенчатого регу-
лирования по реактивному току или напряжению
с коррекцией по активному или реактивному току.
Современным средством обеспечения плавного
регулирования реактивной мощности и напряже-
ния сети являются статические источники реактив-
ной мощности (ИРМ). Реактивная мощность Q, вы-
даваемая такой установкой в сеть, регулируется пе^
ременной реактивной мощностью индуктивности,
т.е. Qc-Ql = Q, где Qc — мощность блока конден-
саторов. Примеры схем ИРМ представлены на
рис. 53.47. В МЭИ разработана схема ИРМ, в кото-
рой основным рабочим элементом является бата-
рея статических конденсаторов, оснащенная уст-
ройством плавного изменения ее мощности
(рис. 53.48).
Размахи колебаний напряжения ограничивают'
следующими способами:
рациональным решением схем электроснаб-
жения;
Рис. 53.48. Схема устройства ИРМ МЭИ
применением специальных технических уст-
ройств;
совершенствованием конструкций и схем агрега-
тов для уменьшения их влияния на питающую сеть.
Если путем совершенствования схемы электро-
снабжения не удается добиться требуемого ограни-
чения колебаний напряжения, эффективно приме-
нение быстродействующих статических компенси-
рующих устройств. Также хороший эффект дает
применение сложных схем управляемых преобра-
зователей.
Схемы с поочередным управлением последова-
тельно (параллельно) включенными преобразова-
телями позволяют значительно уменьшить набро-
сы реактивной мощности в переходных режимах
работы вентильных электроприводов и снизить
уровень гармоник сетевого тока и напряжения пи-
тающей сети на 10—30 %.
На рис. 53.49 показана схема, принятая
ВНИПИ Тяжпромэлектропроект для тиристорных
приводов широкополосного прокатного стана
«2000». Применение этой схемы позволяет умень-
шить Kv с 20 до 14 %.
Форму кривой сетевого тока можно улучшить
введением тока тройной частоты в схему преобра-
зователя: управлением магнитным потоком, при
котором в кривых потока и тока уничтожаются
высшие гармоники.
Рис. 53.49. Схема с поочередным управлением
преобразователями
Использование многофазных эквивалентных
схем преобразователей целесообразно лишь при
относительно небольшом (до 20 %) различии на-
грузок преобразователей, работающих в эквива-
лентном многофазном режиме.
Средством снижения уровня высших гармоник
в электрических сетях промышленных предпри-
ятий 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 сред-
ством компенсации реактивной мощности.
Звено фильтра представляет собой контур из
последовательно соединенных индуктивности и
емкости, настроенный на частоту определенной
гармоники. Идеальный фильтр полностью потреб-
ляет ток гармоники генерируемой нелинейным
элементом.
Номер резонансной гармоники лр, на которую
настраивается фильтр, определяют из выражения
гдеХс,XL — сопротивление емкости и индуктивно-
сти току промышленной частоты.
На рис. 53.50 представлена схема ФКУ, фильт-
рующая 5, 7, 11 и 13-ю гармоники с одновременной
компенсацией реактивной мощности. Наличие ак-
тивных сопротивлений в емкости и индуктивности
Рис. 53.50. Принципиальная схема присоединения
ФКУ к системе электроснабжения (а) и расчетная
схема замещения (б)
и неточная их настройка приводят к неполной
фильтрации гармоник.
Снижение несимметрии напряжений до преде-
лов предписанных ГОСТ 13109—97, осуществля-
ется различными мерами в зависимости от вида
несимметрии. При наличии однофазных несиммет-
ричных нагрузок несимметрию исключают путем
равномерного распределения электроприемииков
по фазам. При невозможности обеспечить требуе-
мый уровень несимметрии напряжения схемными
решениями применяют специальные симметри-
рующие устройства, которые имеют электрические
или электромагнитные связи между элементами.
В симметрирующих устройствах с электрическими
связями используют емкости и индуктивности,
с электромагнитными — специальные трансформа-
торы и автотрансформаторы.
Многофункциональность технических средств.
Силовые фильтры высших гармоник, обеспечивая
снижение уровня несинусоидальности, являются
одновременно источниками реактивной мощности.
Мощность батареи конденсаторов (часть сило-
вых фильтров) находится из условия баланса реак-
тивной мощности. Напряжение батареи следует оп-
ределять по формуле
где «min — наименьший порядковый номер гармо-
ники; С/||ом — номинальное напряжение сети, в ко-
торой устанавливается ФКУ.
Схемы симметрирующих устройств позволяют
помимо симметрирования однофазной нагрузки
обеспечивать повышение коэффициента мощно-
сти, а также фильтрацию определенного спектра
токов высших гармоник.
Наличие мощных синхронных двигателей
(до 60 МВт) помимо увеличения мощности КЗ обес-
печивает генерирование реактивной мощности,
фильтрацию токов обратной последовательности.
Полупроводниковые преобразователи с услож-
ненными схемами и улучшенными энергетически-
ми характеристиками обеспечивают генерирова-
ние реактивной мощности, сокращение спектра то-
ков высших гармоник.
53.6. ЭКОНОМИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ
ЭНЕРГИИ НА ПРОМЫШЛЕННЫХ
ПРЕДПРИЯТИЯХ
Общие положения. Экономия электроэнергии
означает прежде всего уменьшение потерь электро-
энергии во всех звеньях системы электроснабже-
ния и в самих электроприемниках. Основными пу-
тями снижения потерь электроэнергии в промыш-
ленности являются следующие:
1) рациональное построение системы электро-
снабжения при ее проектировании и реконструк-
ции, включающее в себя применение рациональ-
ных напряжений; мощности и числа трансформато-
ров на трансформаторных подстанциях; общего
числа трансформаций; места размещения подстан-
ций; схемы электроснабжения; компенсации реак-
тивной мощности и др.;
2) снижение потерь электроэнергии в дейст-
вующих системах электроснабжения, для чего
используются следующие способы: управление ре-
жимами электропотребления; регулирование на-
пряжения; ограничение холостого хода электро-
приемников; модернизация существующего и при-
менение нового, более экономичного и надежного
технологического и электрического оборудования;
повышение качества электроэнергии; применение
экономически целесообразного режима работы си-
ловых трансформаторов; замена асинхронных дви-
гателей (АД) на синхронные (СД), где это возмож-
но; автоматическое управление освещением в тече-
ние суток; применение рациональных способов ре-
гулирования режимами работы насосных и венти-
ляционных установок и др.;
3) нормирование электропотребления, разра-
ботка научно обоснованных норм удельных расхо-
дов электроэнергии на единицу продукции; для
нормирования электропотребления необходимо
иметь на предприятиях современные системы уче-
та 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 % элек-
троэнергии, отпущенной с шин подстанции.
Ниже рассмотрены более подробно некоторые
пути экономии электроэнергии.
Экономия электроэнергии в силовых транс-
форматорах. При загрузке силового трансформа-
тора на 30 % нагрузочные потери примерно равны
потерям холостого хода. В среднем на каждой
трансформации теряется до 7 % передаваемой
мощности. Работа трансформатора в режиме холо-
стого хода или близком к нему вызывает излишние
потери электроэнергии не только в самом транс-
форматоре, но и по всей системе электроснабжения
(от источника питания до самого трансформатора)
из-за низкого коэффициента мощности.
В целях экономии электроэнергии целесообраз-
но отключать мало загруженные трансформаторы
при сезонном снижении нагрузки.
Потери активной мощности в двухобмоточных
трансформаторах определяют по выражению
2
△Рт = ДРХ + АРХ '
где ДРХ — активные потери холостого хода при но-
минальном напряжении; /\РК — активные нагру-
зочные потери (активные потери КЗ) при номи-
нальной нагрузке; к3 = 5ф /5Т |1ОМ — коэффициент
загрузки трансформатора; — фактическая на-
грузка трансформатора; ST110М — его поминальная
мощность; ДРХ, ДРК, 5Т иом — каталожные данные
трансформатора.
Потери активной электроэнергии в трансфор-
маторе
2
ДЭЙЯ. = ЛРДГ^+ЛР. кГТ л,
а.т х п к з рао 9
где Тв — годовое (полное) число часов работы
трансформатора; Трз5 — годовое число часов рабо-
ты трансформатора с номинальной нагрузкой; при
одной смене Тр&5 = 2400 ч, при двух — Тря5 = 5-400 ч;
при трех — Траб = 8400 ч.
Приведенные потери активной мощности, т.е.
потери с учетом потерь как в самом трансформато-
ре, так и в элементах системы электроснабжения
(от генераторов электростанций до рассматривае-
мого трансформатора) в зависимости от реактив-
ной мощности, потребляемой трансформатором,
определяют по выражению
2
др; = др; + ^др;,
где.-ЛР'^ = ДРХ +.kwn&QK приведенные актив-
ные потери мощности холостого хода; кн п — ко-
эффициент изменения потерь или экономический
эквивалент реактивной мощности, характеризую-
щий активные потери от источника питания
до трансформатора, приходящиеся на 1 квар про-
пускаемой реактивной мощности, кВт/квар (значе-
ния коэффициента £ип приведены в табл. 53.25);
SrBOM^t%/lQ0 — реактивные потери мощ-
Таблица 53.25. Коэффициент изменения потерь
в трансформаторах
Характеристика трансфор- матора и системы электро- снабжения ки „, кВт/квар
в часы мини- мума нагруз- ки энерго- системы в часы мак- симума на- грузки энер- госистемы
Трансформаторы, питаю- щиеся непосредственно от шин электростанций 0,02 0,02
Сетевые трансформаторы, питающиеся от электро- станций на генераторном напряжении .. j 0,07 0,04
Понижающие трансформа- торы 110/35/10 кВ, питаю- щиеся от районных сетей 0,1 0,06
Понижающие трансформа- торы 6—10/0,4 кВ, питаю- щиеся от районных сетей 0,15 0,1
ности холостого хода; ДР' = АВ + —
К к н.п к
приведенные активные потери мощности КЗ;
Д£?к = S-rnon, нх/100 — реактивные потери мощно-
сти КЗ; /х — ток холостого хода, %; ик — напря-
жение КЗ, %; /х, ик — каталожные данные транс-
форматора. и
Приведенные потери электроэнергии
^т = ^Р'хТп+к2^Р’кТраЪ.
Экономически целесообразный режим работы
цеховых трансформаторов. Экономически целе-
сообразный режим работы трансформаторов опре-
деляют в зависимости от суммарной нагрузки
и числа параллельно включенных трансформато-
ров, обеспечивающих минимум потерь электро-
энергии
1 2
ДР£0=й(ДРх + *И.пДбх) + ;(ДРК + *„.пДек)*з >
где п — число включенных трансформаторов оди-
наковой мощности.
Если на подстанции работает п однотипных
трансформаторов одинаковой мощности, то
а) при росте нагрузки подключение еще одного,
т.е. (и + 1)-го трансформатора, выгодно при
М + 1 Д'Рх + *ипДбх
£ - \.ном^“ ДРК + Аи пдек :
б) при снижении нагрузки отключение одного
трансформатора выгодно при
1 ДРХ + А д£>
r>. ri х М.П *-Х
X т.иом^ „ ДРк + /сиг1ДСк’
где — полная нагрузка подстанции; ST 1|ом — но-
минальная мощность одного трансформатора.
При использовании в эксплуатации экономиче-
ски целесообразного режима работц трансформа-
торов с целью экономии электроэнергии следует
исходить из следующих положений:
1)не должна снижаться надежность электро-
снабжения потребителей;
2) трансформаторы должны снабжаться устрой-
ством АВР;
3)целесообразно автоматизировать операции
отключения и включения трансформаторов, одна-
ко, для сокращения числа оперативных переключе-
ний рекомендуется отключать трансформаторы
не более 3 раз в сутки.
Для подстанции с двумя трансформаторами
одинаковой мощности, когда работает один транс-
форматор (из двух), коэффициент загрузки
а когда работают оба трансформатора, коэффици-
ент загрузки каждого из них
лй=(1/^)7д/’'х/др;.
В условиях эксплуатации оптимальным коэф-
фициентом загрузки считают такой, который обес-
печивает максимальный приведенный КПД, т.е.
*з0 = 7Д/,'х/Д/)?
Однако в условиях эксплуатации не всегда воз-
можно регулировать нагрузку трансформатора для
получения оптимального коэффициента загрузки,
поскольку нагрузка зависит от условий технологи-
ческого процесса производства.
Сокращение числа трансформаций. Значитель-
ную экономию электроэнергии можно получить
за счет сокращения числа трансформаций. Основ-
ными причинами излишнего числа трансформаций
являются неправильный выбор напряжения (питаю-
щей, распределительной сетей) без учета перспек-
тивы развития промышленного предприятия; ис-
пользование имеющихся на предприятии двигате-
лей на напряжение 6 кВ при выполнении распреде-
лительной сети предприятия на напряжение 10 кВ.
Экономию электроэнергии можно получить,
применив при реконструкции или проектировании
системы электроснабжения для потребителей II ка-
тегории однотрансформаторные подстанции с ре-
зервированием по НН вместо двухтрансформатор-
ных подстанций.
Экономия электроэнергии в кабельных се-
тях. Известно, что большая часть потерь активной
мощности падает на распределительные сети
0,22—10 кВ. Потери активной мощности в кабель-
ных линиях
2
ДР„ = 37„Я„,
л л л ’
где 7Л — ток в линии; Rn — сопротивление одной
фазы линии.
Ток в линии и ее сопротивление можно выра-
зить так:
^-Рл/(Л1/л.1ЮМсо8<р); Лл = р/лАл,
где Рп — мощность нагрузки, кВт; С/л 1ЮМ — номи-
нальное напряжение сети, кВ; cos <р — коэффици-
ент мощности; р — удельное электрическое сопро-
тивление материала жилы кабеля, Ом • мм /м (для
алюминиевых проводов Р| = 0,026—0,029; для
медных р2 = 0,0175—0,018; для стальных р3 =
= 0,01—0,14); /л — длина линии, км; 5Л — сечение
2
линии, мм .
Отсюда
2
др = .
л 2 2
•^.IIOMCOS *₽
Экономить электроэнергию в кабельных лини-
ях можно за счет:
1) сокращения длины линий, например, от цехо-
вого трансформатора до приемника электроэнергии;
2)увеличения сечений линий до экономически
целесообразных значений, определяемых технико-
экономическими расчетами (ТЭР);
3) повышения cos <р электроустановок;
4)увеличения напряжения сети.
Сокращение длины кабельных линий осущест-
вляется путем:
рационального распределения приемников
электроэнергии между подстанциями с учетом тех-
нологических особенностей производства;
более глубокого подвода ВН к цехам, где уста-
навливают понижающие подстанции;
рационального выбора мест размещения под-
станций.
Значительно уменьшаются потери активной
мощности и электроэнергии при увеличении напря-
жения, так как эти потери обратно пропорциональ-
ны квадрату напряжения.
Потери активной мощности в линиях и сетях оп-
ределяются их параметрами и током нагрузки, кВт:
△Рл=1,1лр/^10-3,
лл
где 1,1 — коэффициент, учитывающий сопротивле-
ние переходных контактов, скрутку жил и способ
прокладки линии; и — число фаз линии; /л — длина
2
линии, м; — сечение линии, мм ; р — удельное
сопротивление материала провода при 20 °C,
2
Ом • мм /м; /л — среднее значение тока нагрузки, А.
Экономия электроэнергии в трехфазной сети при
переводе ее иа более высокое напряжение, кВт • ч,
, 2 2
Т2\
ДЭ = 0,003 р/т —
V1 S2j
где 1С — длина участка сети, на котором произво-
дится повышение номинального напряжения, м;
/1 и 72 — средние значения токов в каждом проводе
сети соответственно при НН и ВН, A; s, и s2 — се-
2
чения проводов сети при НН и ВН, мм (при прове-
дении мероприятий без замены проводов = s2);
Гр — расчетный период времени, ч.
При проведении реконструкции сетей (замене
сечения проводов, их материала, сокращении дли-
ны без изменения напряжения) экономия электро-
энергии, кВт • ч,
2^ Р1^1 ^2^2^
ДЭ = 0,0037 — - — г ,
I 51 s2 J Р
где 7 — среднеквадратическое значение тока на-
грузки одной фазы, А; /], Р], Sj и /2, р2, s2 — длина,
м, удельное электрическое сопротивление материа-
2 2
ла, Ом • мм /м, сечение, мм данного участка сети
до и после реконструкции соответственно.
Экономия электроэнергии за счет замены
мало загруженных электродвигателей. Если
средняя загрузка двигателя составляет менее 45 %
номинальной мощности, то замена его менее мощ-
ным двигателем всегда экономически целесообраз-
на и проверка расчетами не требуется. При нагруз-
ке двигателя более 70 % номинальной 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 суммар-
ные потери активной мощности в системе электро-
снабжения и в электродвигателе до замены ДР21
и после замены ДРе2 двигателя. Если окажется, что
ДР£2 < ДР^, то такая замена целесообразна:
2 2 7
др1=[ех(1-^)+А:32еД11ОМиип+дрх+^дра11,
где О = 73 V I — реактивная мощность,
Д.1ЮМ X *
потребляемая электродвигателем из сети при хо-
лостом ходе, квар; 7Х — ток холостого хода двига-
теля, А; 67д1юм — номинальное напряжение двига-
теля, В; к3 = Р/Рд пом - коэффициент загрузки дви-
гателя; Р— средняя нагрузка двигателя, кВт;
Рдном— номинальная мощность двигателя, кВт;
Од.пом
р
Д.ПОМ.
ШФП0М
— реактивная мощность
двигателя при номинальной нагрузке, квар; Т]д —
КПД двигателя при полной нагрузке; tg (рном — но-
минальный коэффициент реактивной мощности дви-
гателя; ки п — коэффициент изменения потерь,
1 Y
кВт/квар; ДРХ =
— потери ак-
тивной мощности при холостом ходе двигателя, кВт;
др =Р
а.и д.ном 1 + у
— прирост активной
мощности в двигателе при нагрузке 100%, кВт;
у — расчетный коэффициент, зависящий от кон-
струкции двигателя и определяемый из выраже-
ДРх
ния: у = —----;---— ; ДР„ — потери холостого
(1-т1д)-ДР/ х
хода в процентах активной мощности, потребляе-
мой двигателем при нагрузке 100 %.
Экономия электроэнергии при компенсации
реактивной мощности. Реактивная мощность по-
требляется как электроприемниками, так и элемен-
тами сети. Реактивная мощность, потребляемая
промышленным предприятием, распределяется ме-
жду отдельными видами приемников электроэнер-
гии следующим образом: 65 % приходится на АД,
20—25 % — иа силовые трансформаторы и около
10 % — на воздушные электрические сети и другие
электроприемники (люминесцентные лампы, реак-
торы и т.п.).
При передаче потребителям активной Р и реак-
тивной Q мощностей в системе электроснабжения
имеют место потери активной мощности
Р + О
др = R = дра + д/>р,
где ДРа и &Рр — потери активной мощности при пе-
редаче активной и реактивной мощности соответ-
ственно.
Снижение реактивной мощности, циркулирую-
щей между источником тока и приемником, а сле-
довательно, снижение реактивного тока в генерато-
рах и сетях, называют компенсацией реактивной
мощности (КРМ).
Снизить потребление реактивной мощности, а
следовательно, и потери активной мощности мож-
но двумя способами: без применения и с примене-
нием компенсирующих устройств (КУ).
Первый способ — выполняются следующие ме-
роприятия:
1)упорядочение технологического процесса,
ведущее к улучшению энергетического режима ра-
боты оборудования, к повышению коэффициента
мощности cos <р;
2) переключение статорных обмоток АД напря-
жением до 1 кВ с треугольника на 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 номи-
нальной мощности;
5) замена мало загруженных двигателей двига-
телями меньшей мощности;
6) замена АД на синхронные двигатели той же
мощности и применение СД для всех новых уста-
новок и при реконструкции существующих, где
это возможно по технико-экономическим сообра-
жениям;
7) регулирование напряжения, подводимого
к двигателю при тиристорном управлении;
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 ме-
роприятия:
1) применение в качестве КУ батарей конденса-
торов;
2) применение в качестве КУ синхронных дви-
гателей. Основные достоинства батарей конденса-
торов следующие:
малые потери активной мощности (0,3—0,45 кВт
на 100 квар);
отсутствие вращающихся частей и их малая
масса (нет необходимости в фундаменте);
простая и дешевая эксплуатация по сравнению
с другими КУ;
возможность изменения их мощности при
необходимости;
возможность установки в любой точке сети.
В установках напряжением до 1 кВ конденсато-
ры включаются в сеть и отключаются от сети с по-
мощью автоматических выключателей (автома-
тов), рубильников или тиристорных ключей. В ус-
тановках 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 ис-
пользуют разрядные резисторы. В системах про-
мышленного электроснабжения применяются, как
правило, комплектные конденсаторные установки.
К недостаткам конденсаторных батарей можно
отнести:
1)зависимость генерируемой реактивной мощ-
ности (?кб от напряжения и частоты:
2 2
2к.б ~ ^к.б.иом^и^/''
где ки, kj — отношение напряжения при отклоне-
нии напряжения и частоты сети от номинального
значения к напряжению в поминальном режиме;
2) возможность пробоя конденсаторных бата-
рей при наличии высших гармоник тока и напряже-
ния в сети.
Зависимость мощности конденсаторной бата-
реи от квадрата напряжения снижает устойчивость
нагрузки, что может привести к лавине напряжения.
Синхронные двигатели широко применяются
для привода насосов, вентиляторов, компрессоров
и т.д. Такие СД выпускаются с номинальным опе-
режающим cos <р = 0,9 и могут длительно работать
в режиме перевозбуждения, т.е. генерации реактив-
ной мощности.
Техническая возможность использования СД
в качестве источника реактивной мощности огра-
ничивается максимальной реактивной мощностью,
которую он может генерировать без нарушения ус-
ловий допустимого нагрева обмоток и железных
частей ротора и статора. Эта мощность называется
располагаемой реактивной мощностью СД и опре-
деляется по выражению
бсдр = амГодном = ам 'Асд пом + 2од пом >
где ам — коэффициент допустимой перегрузки СД,
зависящий от его загрузки по активной мощности
и определяемый по табл. 53.26.
Целесообразная загрузка СД реактивной мощ-
ностью определяется дополнительными потерями
активной мощности на генерацию реактивной
мощности и оказывается значительно ниже распо-
лагаемой реактивной мощности.
Максимальная реактивная мощность, генери-
руемая СД напряжением 6—10 кВ, которая может
быть передана в сеть напряжением до 1 кВ без уве-
Таблица 53.26. Значение коэффициента
в зависимости от типа СД, его номинального
напряжения 1/ном и коэффициента загрузки Л3
Тип СД, Ц10М (все частоты вращения) Значения ам при
*3 = 0,9 fc3 = 0,8 Л3 = 0,7
СДН, 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
личеиия числа трансформаторов п, выбранных
по нагрузке
где 5Т]|ОМ — номинальная мощность трансформа-
тора; А3 — коэффициент загрузки трансформатора;
Р— нагрузка сети 0,38 кВ, и — число трансфор-
маторов.
Чем ниже значение номинальной мощности
и частоты вращения СД, тем больше потери в СД
на генерацию реактивной мощности.
Достоинством СД как источника реактивной
мощности является возможность плавного регули-
рования выдаваемой им реактивной мощности.
В сетях напряжением 0,38—0,66 и 6—10 кВ для
компенсации реактивной мощности следует в пер-
вую очередь использовать работающие СД, а затем
дополнительно, если необходимо, батареи кон-
денсаторов.
Компенсация реактивной мощности у потреби-
телей позволяет:
снизить ток в передающих элементах сети, что
приводит к уменьшению сечения кабельных и воз-
душных линий:
где Sp, /р — расчетные полная мощность и ток по-
сле компенсации реактивной мощности соответст-
венно; Qa к — реактивная мощность до компенса-
ции; 2кУ — мощность компенсирующих уст-
ройств; Рр — расчетная активная мощность;
уменьшить полную мощность, что снижает
мощность трансформаторов и их число:
5р = л/рр + (2д.к-еку)2<5'р.
где — расчетная полная мощность до ком-
пенсации,
уменьшить потери активной мощности, а сле-
довательно, и
станциях:
мощности генераторов на электро-
2 2
ДР
Д.к 2
и
пом
^рН2д.к-2ку)2
где ДРдк, ДРПК — потери активной мощности
до и после компенсации реактивной мощности.
Экономия электроэнергии в осветительных
установках и сетях. На освещение расходуется
в среднем 5—10% общего потребления электро-
энергии в зависимости от отрасли промышленности:
в текстильной — до 30 %; в полиграфической —
до 18 %; в электротехнической — до 15 %.
Основными направлениями экономии электро-
энергии в осветительных установках и сетях явля-
ются следующие:
1) применение наиболее экономичных типов ис-
точников света, светильников, систем комбинирован-
ного освещения, пускорегулирующей аппаратуры;
2) рациональное размещение светильников;
3) рациональное построение осветительных
сетей;
4) нормализация режимов напряжения в осве-
тительных сетях;
5) переход на питание светильников напряже-
нием 0,38 В вместо 0,22 В;
6) повышение коэффициента использования ос-
ветительных установок;
7) применение рациональных режимов работы
осветительных установок;
8) рациональная эксплуатация осветительных
сетей (периодическая чистка светильников, замена
ламп, где это необходимо и т.д.);
9) совместное использование систем естествен-
ного и искусственного освещения.
Во всех промышленных осветительных уста-
новках целесообразнее применять люминесцент-
ные, ртутные, металлогалогенные, натриевые
и другие лампы. Возможная экономия электроэнер-
гии за счет перехода на более эффективные источ-
ники света приведена в табл. 53.27.
Другие рекомендации по экономии электро-
энергии. Несоответствие показателей качества
электроэнергии нормативным значениям вызывает
дополнительные (по отношению к номинальному
режиму) потери электроэнергии. Из всех показате-
Таблица 53.27. Экономия электроэнергии за счет
перехода иа более эффективные источники света
Заменяемые источники света Среднее значение эконо- мии электроэнергии,%
Люминесцентные на мс- 24
таллогалогенныс лампы
Ртутные лампы на:
металлогалогенные 42
люминесцентные 22
натриевые 45
Лампы накаливания на:
металлогалогенные 66
люминесцентные 55
ртутные 42
натриевые 68
лей качества наибольшие потери электроэнергии
вызывают отклонения напряжения от номинально-
го. Так, при снижении напряжения потери возрас-
тают, увеличение же напряжения сказывается
на приемниках электроэнергии по-разному. Для
АД потери электроэнергии зависят от к3 и при
А3 = 0,85—1,0 имеют минимальное значение при
напряжении, немного большем номинального.
Дополнительные потери электроэнергии име-
ют место и при несимметричной нагрузке. При ко-
эффициенте несимметрии в пределах его норматив-
ного значения потери электроэнергии для АД со-
ставляют 2,4 %, для трансформаторов 4 %, для СД
4,2 % номинальных значений. Примерно такой же
уровень (2—4 %) потерь электроэнергии при неси-
нусоидальном напряжении в трансформаторах,
двигателях, генераторах, кабельных линиях.
Хотя потери электроэнергии от снижения ее ка-
чества 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. Это относится и к несииусоидальности, и
к несимметрии напряжения. Так, например, при не-
симметрии напряжения, равной 4 %, срок службы
полностью загруженного АД сокращается в 2 раза;
при несимметрии напряжения, равной 5 %, номи-
нальная мощность двигателя уменьшается на 5—
10%; при несимметрии, равной 10%, — на 20—
50 % в зависимости от исполнения двигателей.
На силовые трансформаторы несимметрия оказы-
вает такое же влияние, как и на АД, т.е. вызывает
дополнительный нагрев обмоток и снижение срока
службы трансформаторов.
В то же время на работу кабельных линий несим-
метрия не оказывает существенного влияния. При
песинусоидальном напряжении сети происходит ус-
коренное старение изоляции силовых кабелей.
Если электродвигатели и другие электроприем-
ники имеют продолжительность работы па холо-
стом ходу 40—60 % всего времени эксплуатации,
то их целесообразно снабжать ограничителями хо-
лостого хода. Ограничитель включают в цепь ка-
тушки управления магнитным пускателем, и он от-
ключает электоприемник при отсутствии нагрузки.
Таким образом снижается потребление электро-
энергии.
Для выявления резервов экономии электроэнер-
гии на промышленных предприятиях необходимо
составлять и анализировать электробалансы для от-
дельных энергоемких агрегатов и установок, пере-
ходя затем к цехам и предприятию в целом. Элек-
тробалансы состоят из численно равных приходной
и расходной частей. В приходную часть электроба-
ланса включают электроэнергию, полученную от
энергосистемы и выработанную собственными ис-
точниками (например, ТЭЦ), расходная часть вклю-
чает следующие основные статьи:
1) прямые затраты электроэнергии агрегатами и
установками па основной технологический процесс
с выделением постоянных и нагрузочных потерь
в технологическом и электрическом оборудовании;
2) косвенные затраты электроэнергии на основ-
ной технологический процесс вследствие его несо-
вершенства или плохого качества сырья (высокая
влажность, загрязненность и т.п.);
3) затраты электроэнергии на вспомогательные
нужды (освещение, вентиляция, цеховой электро-
транспорт и т.п.);
4) потери электроэнергии в элементах систем
электроснабжения (линиях, трансформаторах, элек-
тродвигателях, преобразовательных установках);
5) отпуск электроэнергии посторонним потре-
бителям в порядке ее перепродажи (поселкам, го-
родскому транспорту и т.п.).
Расходная часть может не содержать статей 2 и 5.
Работа по рациональному использованию элек-
троэнергии на действующих промышленных пред-
приятиях только тогда является эффективной, ко-
гда налажены учет и контроль расхода электро-
энергии, нормирование электропотребления с уче-
том специфических особенностей предприятия.
Значительную экономию электроэнергии мож-
но получить от внедрения автоматизированных
систем управления (АСУ) на базе компьютерной
техники. Экономия достигается за счет точности и
скорости отработки отклонений от рациональных
режимов, расширения функциональных возможно-
стей, динамического прогнозирования с определе-
нием направления и темпа изменения процессов.
Экономия энергии от замены устаревшего элек-
трооборудования на современное
гдеР2 — мощность электрооборудования; Т—вре-
мя работы оборудования; т] j и г;2—соответственно
коэффициенты полезного действия оборудования
до и после замены оборудования.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
53.1. Кудрин Б.И. Электроснабжение промыш-
ленных предприятий. М.: Энергоатомиздат, 1995.
53.2. Кудрин Б.И., Прокопчик В.В. Электро-
снабжение промышленных предприятий. Минск: Вы-
ша школа, 1988.
53.3. Федоров А.А., Каменева В.В. Основы
электроснабжения промышленных предприятий. М.:
Энергоатомиздат, 1984.
53.4. Ристхейи Э.М. Электроснабжение про-
мышленных установок: Учеб, для вузов. М.: Энерго-
атомиздат, 1991.
53.5. Анчарова ТВ., Гамазии С.И., Шевченко В.В.
Экономия электроэнергии иа промышленных пред-
приятиях. М.: Высшая школа, 1990.
53.6. Жежеленко И.В., Рабинович М.Л., Бож-
ко В.М. Качество электроэнергии на промышленных
предприятиях. Киев: Техника, 1981.
53.7. Шидловский А.К., Кузнецов В.Г. Повыше-
ние качества энергии в электрических сетях. Киев:
Наукова думка, 1985.
53.8. Электроустановки промышленных пред-
приятий / Под обшей ред. Н.С. Мовсссова и А.М. Хро-
мушина. М.: Энергоатомиздат, 1982.
53.9. Справочник по монтажу электроустановок
промышленных предприятий / Под ред. В.В. Белоцер-
ковца, В.К. Добрынина, В.Д. Никсльберга. В 2-х кни-
гах. М.: Энергоатомиздат, 1982.
53.10. Указания по определению электрических
нагрузок в промышленных установках. М.: ВНИИПИ
Тяжпромэлектропроект, 1991.
53.11. Комплектные электротехнические устрой-
ства: Справочник. М.: Энергоатомиздат, 1999.
53.12. Киреева Э.А., Юнес Т., Айюби М. Автома-
тизация и экономия электроэнергии в системах про-
мышленного 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—110 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). Линии
электропередачи 0,38—110 кВ
сельскохозяйственного назначения (941).
Выбор мощности силовых трансфор-
маторов ПС (948).
54.3. Надежность электроснабжения
сельскохозяйственных потребителей........955
Основные требования к надежности
электроснабжения. Оценка уровня
надежности (955). Основные технические
решения по обеспечению автономным
резервным электропитанием наиболее
ответственных электропрнемпиков у
сельскохозяйственных потребителей (958).
Выбор количества и мест установки
автоматических коммутационных аппаратов
в сетях 10 кВ (958). Мероприятия по
повышению надежности электроснабжения
сельскохозяйственных потребителей (959).
Список литературы.................960
54.1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
НАГРУЗОК СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННЫХ
ПОТРЕБИТЕЛЕЙ И ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Для определения нагрузок сельскохозяйствен-
ных потребителей и электрических сетей использу-
ются «Методические указания по расчету электри-
ческих нагрузок в сетях 0,38—110 кВ сельскохозяй-
ственного назначения» [54.1], в которых приведены
два способа расчета: без применения вычислитель-
ной техники и с ее применением. При первом спосо-
бе 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 году с вероятностью не ниже 0,95;
2) расчетным годом считается последний год
расчетного периода (5—10 лет), для которого
определяются уровни нагрузки и параметры элек-
троустановок.
Для сельскохозяйственных потребителей и се-
тей, как правило, характерно наличие двух макси-
мумов в суточных графиках электрических нагру-
зок. Поэтому определяют максимальную дневную
активную Рд (реактивную (?д) и максимальную ве-
чернюю активную Рв (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 нагрузок исполь-
зуют расчетные коэффициенты:
1) коэффициент участия в дневном д (вечер-
нем Лув) максимуме нагрузок показывает, какая
часть максимальной нагрузки того или иного вида
потребителей приходится на дневной (вечерний)
максимум;
2) коэффициент одновременности к0 представ-
ляет собой отношение совмещенной максимальной
нагрузки к сумме максимумов нагрузок потребите-
лей или их групп;
3) коэффициенты сезонности нагрузки —
часть максимума данной нагрузки, приходящаяся
па максимум всей нагрузки зимой к3, весной кв, ле-
том кп и осенью коа.
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ НА ВВОДАХ
К ПОТРЕБИТЕЛЯМ
Сельские жилые дома. Расчетная активная на-
грузка на вводе в сельский жилой дом (одноквар-
тирный дом или квартира в многоквартирном доме,
имеющие отдельный счетчик электроэнергии) без
электронагревательных приборов зависит от внут-
риквартирного потребления электроэнергии и тем-
пов роста электропотребления.
Для вновь электрифицируемых населенных
пунктов или при отсутствии данных по существую- -
Таблица 54.1. Коэффициенты участия
потребителей а дневном и аечерием максимуме
нагрузок
Потребители Коэффициент
*у.в
Производственные Коммунально-бытовые, в том числе: 0,6 1
жилые дома 1 0,3—0,4
жилые дома с электроплитами 1 0,6
смешанные 1 1
Таблица 54.2. Коэффициенты мощности
сельскохозяйственных потребителей
Потребители Коэффициент мощности cos ф и коэффициент ре- активной мощности tg <р в период максимума на- грузки
дневной вечерний
cos<p 1ёФ cosep 4ёФ
Животноводческие и пти- цеводческие помещения 0,75 0,88 0,85 0,62
То же с элсктрообогревом 0,92 0,43 0,96 0,26
Системы отопления и вен- тиляции животноводче- ских 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 па элсктрообогреве 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 учрежде- ния и коммунальные пред- приятия 0,85 0,62 0,90 0,48
Жилые дома без электро- плит 0,90 0,48 0,93 0,40
Жилые дома с электропли- тами и водонагревателями 0,92 0,43 0,96 0,29
щему электропотреблению расчетная активная на-
грузка на вводе в дом Рр принимается равной:
при преимущественно старой застройке насе-
ленного пункта (более 60 % домов построено свы-
ше 20 лет назад) с газификацией — 1,5 кВт, без га-
зификации— 1,8 кВт;
с преимущественно новой застройкой с газифи-
кацией — 1,8 кВт, без газификации — 2,2 кВт;
во вновь строящихся благоустроенных домах в
городах, поселках городского типа, поселках при
Таблица 54.3. Нормы нагрузок уличного
освещения
Характеристика улиц Ис- точ- ник света Высо- та под- веса све- тиль- ника, м Нор- ма ос- вс- щен- но- сти, лк Нагруз- ка на 1 м длины улицы, Вт
Поселковые улицы с асфальтобетонны- ми и переходными грунтовыми, щебе- ночными, гравийны- ми и т.п. типами по- крытий при ширине проезжей части, м: 5—7 Газо- раз- ряд- ный 8,5 4 4,5—6,5
9—12 >10 — 6,0—8,0
5—7 На- 8,5 — 11
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 Нака лива- ния 1 3,0
9—12 — 1 4,5
крупных комплексах (животноводческих, птице-
водческих и т.п.) с газификацией — 4 кВт, без гази-
фикации — 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 па 1 кВт.
Дневной и вечерний максимумы нагрузки па
вводе в жилой дом соответственно S„ и находят
А и
по выражениям:
5Д = ку Л V C0S ф Д ; Sh =*yiPp/COS4,B- '
Значения коэффициентов кур и кув приведены
в табл. 54.1, а коэффициентов мощности нагрузки —
дневного cos ф д и вечернего cos<pB — в табл. 54,2.
Наружное освещение улиц в сельских населен-
ных пунктах определяется по нормам, приведен-
ным в табл. 54.3.
Нагрузка наружного освещения территории хо-
зяйственных центров (дворов) принимается из рас-
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 на 1 м площади.
Производственные, общественные, комму-
нальные предприятия, здания и сооружения. В
общем случае расчетные нагрузки на вводах ука-
занных электропотребителей принимаются по про-
ектам этих объектов. Если отсутствуют данные
проектов, то расчетные нагрузки на вводах некото-
рых типичных сельскохозяйственных потребите-
лей могут быть приняты по табл. 54.4.
В табл. 54.5 приведены ориентировочные пока-
затели электропотребления, позволяющие опреде-
лить расчетные нагрузки на вводах предприятий
местной промышленности (предприятия по обра-
ботке сельскохозяйственной продукции, агропро-
мышленные предприятия и т.п.).
Расчетная нагрузка на вводе к потребителям,
имеющим только электроосвешение и до трех сило-
вых электроприемииков, равна арифметической
сумме установленных мощностей освещения и
электроприемииков.
Нормы нагрузок электроосвещения некоторых
сельскохозяйственных помещений приведены в
табл. 54.6.
Нагрузки на вводе животноводческих комплек-
сов (Рд, Qa, Рв, QB), а также отдельных зданий и
сооружений комплексов определяют по типовым
проектам или по табл. 54.4. При отсутствии необхо-
димых данных строятся графики электрических на-
грузок. Порядок построения следующий.
Для отдельных помещений необходимо знать
параметры и технологический график работы сило-
вого, электронагревательного, осветительного элек-
трооборудования. По оси ординат откладывают
присоединенные мощности, по оси абсцисс — дли-
тельность работы оборудования. Для определения
расчетной нагрузки на построенном графике берут
участок, на котором в течение получаса суммарная
мощность наибольшая.
Для всех электроприемииков, кроме электро-
двигателей, присоединенная мощность Рп равна
номинальной Рн. Для электродвигателей
где к3 — средний коэффициент загрузки электро-
двигателя при данной технологической операции;
Т) — КПД электродвигателя.
Значения коэффициентов загрузки для наибо-
лее распространенного технологического оборудо-
вания приведены в табл. 54.7.
Установленная мощность светильников
Ру ^УД ’
2
где Руд — удельная нагрузка освещения, Вт/м
2
(табл. 54.6.); 5П — площадь помещения, м .
Аналогично определяют расчетную реактив-
ную нагрузку при известных коэффициентах мощ-
ностей электроприемииков.
При отсутствии технологического графика ра-
боты оборудования расчетная активная нагрузка
п
РуК. , g Ру.Л
Г] f 0,5т] ’
где Ру — установлеииая -мощность каждого из и
электроприемииков, участвующих в формирова-
нии максимальной нагрузки и работающих во вре-
мя ожидаемого максимума более 30 мин, кВт;
Ру.*— установленная мощность каждого из т
электроприемииков, участвующих в формирова-
нии максимальной нагрузки и работающих кратко-
временно — менее 30 мин, кВт; t — длительность
непрерывной работы каждого из т электроприем-
ников во время максимума нагрузки, ч.
Электроприемники, создающие максимум элек-
трических нагрузок, выявляют на основании анали-
за технологического процесса с учетом последова-
тельности выполнения и организации работ.
Если имеются данные измерений, выполненных
на полностью введенных в эксплуатацию объектов,
идентичных объекту (зданию, сооружению и т.п.), то
расчетная нагрузка принимается по этим данным.
Естественный коэффициент мощности cos<p
принимают в зависимости от отношения суммы ус-
тановленных мощностей электродвигателя Рэд
к суммарной установленной мощности всех элек-
троприемников Р%:
Рэц!РЪ 0,98 0,93 0,88 0,83 0,78
cos ср 0,73 0,75 0,77 0,79 0,80
рэд/ръ 0,73 0,68 0,63 0,58 0,50
cos ср 0,81 0,83 0,84 0,85 0,80
Если установленная мощность тепловых (нагре-
вательных) электроприемииков РТ составляет более
60 % суммарной установленной мощности, то cos <р
определяют в зависимости от отношения РТ/Р^-
РТ/ръ 0,95 0,85 0,78 0,73 0,68 0,63
cos ср 0,99 0,98 0,97 0,96 0,94 0,93
Таблица 54.4. Электрические нагрузки производственных, общественных и коммунально-бытовых
потребителей
Потребитель Установ- ленная мощ- ность Ру, кВт Расчетная нагрузка на вводе
дневная вечерняя
активная, кВт реактивная, квар активная, кВт реактивная, квар
Р <2д Q °е Р Ср ев Q
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
Откорм свиней, тыс. голов: , 4 Жг кютне 75 >еодче 35 ские 20 семпле 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 сви- ней, тыс. голов: 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
То же с элсктрообогревом —. 240 170 25 95 50 22 185 140 22 80 40 20
молодняка (4 тыс. голов) Производство молока, коли- чество 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 круп- ного рогатого скота (КРС), тыс. 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 по производ- ству яиц, тыс. кур-нссушск: 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, тыс. бройле- ров: 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-несу- шек: 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 содер- жания, количество коров: 100 20—30 Живо» 10 гноеос 2 ство 4 и птш 8 leeodc 1 тво 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 отде- лением, 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 4,5 8 1 3,5
Продолжение табл. 54.4
Потребитель Установ- ленная мощ- ность Ру, кВт Расчетная нагрузка на вводе
дневная вечерняя
активная, кВт реактивная, квар активная, кВт реактивная, квар
ря Р аР бд Q Л. Р Ор е„ Q
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
Свинарник-маточник с электрообогревом (50 свиноматок) 60 28 13 7,5 12 4 4 28 13 7,5 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 тыс. 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 1 3
4 50 , 30 10 10 — — — 30 10 10 — — —
6 Приемный пункт молокоза- вода 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 обслу- живания машин и оборудо- вания на 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 7,5 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 трак- торов Котельная с четырьмя котла- ми типа «Универсал-6»: 160 60 28 16 50 20 ! 15 30 1;'- ’ 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
Начвльная школа иа 80 уча- щихся Детсад-ясли, количество мест: ! 12 7 1,5 2,7 2 0,2 0,9
25 7 4 0,5 1,7 — — — 3 о,2 1.4 -* — —
50 15 9 2 3,5 5 6,5 2,2 6 0,5 2,2 3 0,2 1,4
Дом культуры со зритель- ным залом на 300—400 мест 65 10 2 4 6 Г 2,5 32 6 13 20 4 8
Сельская участковая больни- ца на 50 коек 150 50 18 16 35 10 12,5 50 18 16 35 10 12,5
Продолжение табл. 54.4
Потребитель Установ- ленная мощ- ность Ру, кВт Расчетная нагрузка на вводе .
дневная вечерняя
активная, кВт реактивная, квар активная, кВт реактивная, квар
Р аР Сд Q aQ Ръ Р Ор Св Q
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
Столовая на 35—50 мест Магазин, количество рабо- чих мест: 15 9 2 3,5 4 0,5 1,7 3 0,5 1,7 — — —
2 5 2' 0,8 0,6 —- —1- 4 1,6 "1,2 — . — —
4 15 10 2 4 5 0,5 2,7 10 2 4 5 0,5 2,5
Комбинат бытового обслу- живания 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 дом (квар- тира ) — 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 прессова- ния 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 гранули- рования травяной муки ОГМ-1,5 • 100 85 35 25 80 25 22,5 85 35 25 80 25 22,5
Оборудование для 1 ранули- рования комбикормов ОГК-3, ОГК-6 Агрегат для приготовления травяной муки: 75 . 55 30 22,5 50 25 j 12,5 t 55 30 12,5 50 25 12,5
АВМ-3,0 450 360 260 50 330 240 45 360 260 50 330 240 45
АВМ-5,0 Комбикормовый цех произ- водительностью, 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
Ветеринарно-фельдшер- ский пункт Зерноочистительный агре- гат: 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 ленточ- ным транспортером на 1 000 т 75 25 8 8,5 25 8 8,5 10 2 4 5 0,5 2,2
Окончание табл. 54.4
Потребитель Установ- ленная мощ- ность Ру, кВт Расчетная нагрузка на вводе
дневная вечерняя
активная, кВт реактивная, квар активная, кВт реактивная, квар
ря Р аР ед Q aQ Р ев Q °е
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
Склад россыпных и грану- лированных кормов вмести- мостью, т: 200 30 20 3 8,5 12 2 5 1 0,2 0,4
360 45 30 6 12 18 2 8 5 0£ 2,2 —
Склад кормов с дробилкой 24 15 2 6,5 13 2 6,5 1 0,2 0,4 — — ——
Сельский жилой лом (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 электроводонагрева- — 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 иад буквой обозначает математическое ожидание; о — среднеквадратическое от-
клонение (СКО).
Таблица 54.5. Ориентировочные показатели для определения электрических нагрузок предприятий
в сельской местности
Потребители Основ- ной вид продук- ции Единица измерения Потребление электроэнергии на единицу про- дукции, кВт • ч Коэффициент мощно- сти в период максимума нагрузки Коли- чество смен Годовое число часов использо- вания максиму- ма нагрузки
дневного вечернего
Хлебоприемные предприятия Зерно т 2,5—3,5 0,70 0,70 0,90 0,75 I 11, ш 1500 3000
Мясокомбинаты Мясо, колбаса т 60—75 0,75 0,75 0,90 0,80 I II, III 1800 2500
Кон- сервы тыс. условных банок 50 0,65 0,70 II, III 2500
Молокозаводы Молоко т 25 0,75 0,80 1,11 2500
Сыр т 165 ,0,75 0,85 ‘ I 2000.
Сухое молоко т 300 6,75 0,80 II 2500
Масло т 100—220 0,75 0,80 1,11 ,1800—2500
Пивоваренные за- Солод т 45 0,75 0,80 II 2500
ВОДЫ Пиво тыс. дал 950 0,75 0,80 , II 2500
Заводы по произ- водству вин Вино тыс. дал 170 0,70 0,90 I 1000
Предприятия по ре- монту техники — тыс. руб. 450 0,70 0,95 I 1600
Льно-, пенькомби- наты Волокно т 650 .0,70 0,90 I 1800
Кирпичные заводы Кирпич тыс. шт. 50—80 0,70 0,75 II, III 2500
Леспромхозы Лес м3 15—20 0,70 0,95 3000
Пилома- териалы м3 10 0,70 . 0,75 : II 3000
Мебельные фабрики Мебель тыс.руб. 350 0,65 0,70 II 4000
Торфопредприятия Торф Т 1.5—20 0,75 дао 111 3000
Таблица 54.6. Нормы удельных нагрузок
электроосвещения сельскохозяйственных
помещений
Наименование помеще- ний Удельная на- грузка осве- щения, Вт/м2 Средняя ус- тановлен- ная мощ- ность свс- тоточек, Вт
Коровники с доением в доильном зале 4,0 75
Коровники с доением в стойлах 4,5 75
Доильное, молочное от- деления 15,5 100
Родильное отделение 23,0 100
Телятник 3,75 75
Помещение для молодня- ка КРС 3,25 75
Свинарник-маточник 3,3—4,5 75
Помещение для откормоч- ного поголовья свиней 2,6 75
Помещение для кормле- ния свиней 5,5 75
Птичник при напольном содержании 4,0 75
Птичник при клеточном содержании 5,0 75
Конюшня 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, отделение связи 27,0 100
Больница 21,0 100
Библиотека 17,0 ,100
Комбинат бытового об- 27,0 150
служивания о
Прачечная 25,0 .100
Хлебопекарня 22,0 , 150
Баня 33,0 150
Таблица 54.7. Значения коэффициентов загрузки
Наименование оборудования *з
Кормоприготовитсльныс 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
Навозоуборочныс транспортеры 0,5
Насосы, компрессоры 0,7
Нагревательные установки 1,0
Осветительные установки 1,0
Нагрузки резервных и ремонтных электропри-
емников, а также приемников, работающих кратко-
временно (пожарных насосов, задвижек и др.), при
определении расчетных нагрузок не учитываются.
Расчетные нагрузки на вводах зданий и соору-
жений животноводческих комплексов, аналогич-
ных по составу оборудования и режиму работы
промышленным установкам (ремонтные цеха, ко-
тельные, компрессорные и насосные станции и др.),
можно определять в соответствии с «Указаниями
по определению электрических нагрузок в про-
мышленных установках».
Электротеплоснабжеиие. В табл. 54.8 приве-
дены удельные нагрузки Рр о отопления и вентиля-
ции животноводческих помещений и электрообог-
рева парников и теплиц при расчетной максималь-
ной температуре наружного воздуха 0П =-25 °C
(Центральный район европейской части страны).
Для другой расчетной температуры 0J, удельная
электротепловая нагрузка Р' о определяется по
выражению:
0 -О"
р' _ р »_________Ц
р.о р.о © _ ’
II II
где 0" — граничная температура наружного воз-
духа, определяющая начало и конец отопительного
периода (табл. 54.9).
Расчетные нагрузки на вводе: дневная.— Рд =
~ Лу.Д NРр-О’ вечеРпяя — Рв = ky.eNPp.O, где 77 —
количество производственных единиц (голов скота,
квадратных метров площади и т.д.).
Таблица 54.8. Электрические нагрузки отопления и вентиляции
Потребители Производст- венная еди- ница Удельная макси- мальная нагрузка Рро, кВт/ед. Коэффициенты
участия в максимуме сезонности
^у.Д ку.в *3 кв к ос
Молочная ферма 1 корова 0,8 1,0 0,6 1,0 0,4 0,2
Ферма нетелей 1 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 0,4 0,2
Репродуктивная свиноферма 1 свиноматка 1,2 1,0 0,6 1,0 0,5 0,3
Свинарник-маточник 1 место 1,2 1,0 0,6 1,0 0,5 '0,3
Откормочная свиноферма 1 место 0,25 L0 0,6 1,0 0,3 0,2
Свинарник-откормочник 1 место 0,24 1,0 0,6 1„о 0,3 0,2
Парники на электрообогреве Теплицы с электрообогревом (пленочные и стеклянные): 1 м2 0,05 0,6 0,5 0,3 1,0 —
весенние 1м2 о;о2 0,6 0,5 0,3 1,0>: —
зимне-весенние 1 м2 0,1 0,6 0,5 1,0 1,о. 0,3
зимние 1 м2 0,3 0,6 0,5 1,0 0,6 0,3
Таблица 54.9. Граничные температуры
наружного воздуха для животноводческих зданий
Тип здания Группа животных Граничная тем перату- ра,е;,°с
Свинариики-ма- Свиноматки порос- 5
точники ные и с подсосными поросятами, порося- та-отъемыши, ре- монтный молодняк Свиноматки холостые 0
Свинарники-от- кормочники Поросята до 100 кг -4
Коровники бес- Коровы на глубокой -15
привязочного со- держания подстилке
Коровники при- Коровы дойные -5
вязкого и боксо- Телята до 100 кг 0
вого содержания Телята 100—200 кг -2
Электрические нагрузки сельских сетей напря-
жением 0,38—110 кВ определяют путем суммиро-
вания расчетных нагрузок на вводе потребителей
для сети 0,38 кВ, на шинах трансформаторных
подстанций 6—20/0,4 кВ (ТП) для сети 6—20 кВ,
па шинах подстанций 35—110/6—20 кВ (ПС) для
сетей 35—НО кВ с учетом соответствующих коэф-
фициентов одновременности отдельно для днев-
ного и вечернего максимумов:
ра=ко ipKP
1=1
л .
А = к V Р .,
В О Lj Bi’
1=1
(54.1)
I
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ СЕТЕЙ
НАПРЯЖЕНИЕМ 0,38—НО кВ
По электрическим сетям сельскохозяйственно-
го назначения получают электроэнергию как от-
дельные потребители, так и их группы.
В табл. 54.10 дана классификация наиболее
типичных групп потребителей сельскохозяйствен-
ных районов и приведены для них некоторые ха-
рактеристики графиков электрических нагрузок
(ГЭН) [54.2].
где Рд, Ре — расчетные активные дневная и вечер-
няя нагрузки группы потребителей на участке ли-
нии или на шинах подстанции, кВт; РпР„; — рас-
четные активные дневная и вечерняя нагрузки на
вводе i-го потребителя, или i-го участка линии, или
на шинах i-й подстанции, кВт; ко — коэффициент
одновременности. ,
Значения коэффициентов одновременности для
суммирования электрических нагрузок по (54.1)
в сетях 0,38 кВ приведены в табл. 54.11.
Если для участков линий 0,38 кВ присоединен-
ные к ним потребители разнородны (например, жи-
лые дома и производственные объекты) или нагруз-
ки на вводах к этим потребителям различаются бо-
лее чем в 4 раза, то суммирование рекомендуется
проводить с помощью данных табл. 54.12. При этом
к большей из двух слагаемых нагрузок прибавляет-
ся надбавка Д Р от меньшей.
Таблица 54.10. Группы потребителей электроэнергии для расчета сетей сельскохозяйственного
назначения
Группы потребителей Потребители Коэффициенты за- полнения ГЭН
годо- вого расчетно- го сезона
1. Производственные Хоздворы, фермы КРС, свиноводческие, птицеводческие и др. фермы, кузницы, мастерские по обслуживанию сель- хозтехники, гаражи, тракторные станы, мельницы, насос- ные станции водоснабжения, котельные и т.п. 0,31 0,5
2. Коммуналыю-бытовые Общественные и административные предприятия (шко- лы, клубы, столовые, магазины) 0,28 0,38
3. Коммунально-бытовые Сельские жилые дома 0,23 0,37
4. Коммунально-бытовые Общественные и административные предприятия поселков 0,32 0,44
городского типа (ПГТ) и городов районного подчинения
5. Коммунально-бытовые Жилые дома ПГТ и городов районного подчинения 0,27 0,42
6. Коммунально-бытовые Сельские жилые и бытовые предприятия с электроплитами 0,26 0,36
7. Смешанные С преобладающей (>60 %) нагрузкой производственных потребителей 0,45 0,63 н. ..
8. Смешанные С преобладающей (> 40 %) нагрузкой коммунально-быто- вых потребителей 0,34 0,45
9. Животноводческие комплексы по производству молока — 0,38 0,48
10. Животноводческие комплек- сы по производству свинины — 0,43 0,62
11. Животноводческие комплек- сы по производству говядины и выращиванию нетелей — 0,44 0,54
12. Птицефабрики по производ- ству яиц и по выращиванию бройлеров — 0,74 0,43
13. Электротспловыс Установки отопления и вентиляции животноводческих помещений 0,19 0,43
14. Электротепловые Аккумуляционные элсктрокотельныс для отопления жи- вотноводческих помещений 0,08 0,18
15. Парники и пленочные тепли- цы на электрообогрсве(сезон- ные весенние потребители) — 0,13 0,56
16. Тепличные комбинаты с обог- ревом от котельных на жидком, газообразном и твердом топливе — 0,34 0,69
17. Орошение (Юг европейской части страны) Насосные станции орошения 0,33 0,61
18. Сезонные лстнс-оссинис Пункты приготовления травяной муки, первичная обра- ботка льна 0,13 0,47
19. То же Зерноочистительные тока по первичной обработке зерна 0,11 0,68
20. Односменные Хлебозаводы, кирпичные заводы и т.п. 0,26 0,30
21. Двухсменные То же 0,29 0,34
22. Трехсменные » » 0,38 0,44
23. Односменные сезонные Предприятия по переработке сельскохозяйственной про- дукции, 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 потребительских трансформаторных подстанций напряжением 10—35/0,4 кВ.
Таблица 54.11. Коэффициенты одновременности для суммирования электрических нагрузок
в сетях 0,38 кВ
Потребители Коэффициент одновременности при числе потребителей .
2 3 , 5 7 10 15 20 50 100 200 500 и более
Жилые дома с удельной нагруз- кой на вводе до 2 кВт/дом 0,76 0,66 0,55 0,49_ °0,44 0,40 0,37 0,30 0,26 0,24 0,22
То же свыше 2 кВ;г/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 водонагревателя ми 0,73 0,62 0,50 0,43 0,38 0,32 0,29 0,22 0,17 0,15 0,12
Производственные потребители 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 нагрузок в сетях 0,38 кВ
Р ДР Р ДР Р ДР р ДР Р ДР Р '&Р
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 о.з 21 13,1 54 36,8 104 72 170, 123 238. 18.0
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 ’110 76 176 ЕЙ 244 186
1,0 0,6 25 15,7 58 39,6 .. И2 . 78 178. 129 246 187
1,5 0,9, 26 16,4 59 40,3 .114 80 . 180 130. . 248 188
2,0 1,2 27 17,0 60 41,0 . 116-1 , 81 . 182 ... 132 25С0 190
2,5 ,1,5 28 17,7 61 41,7 П8 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 '• 'W 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
5,0 . 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 13Т 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 1 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 Г 211
.9,0 - М. 41 27,2 78 53,6 144 103 210 ' ‘ Г58 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
11 6,7 44 29,5 84 57,8 150 108 216 '163" 284 217
12 ‘7,3 г 45 30,2 86 59,2 152 НО 218 "164 286 219
13 7,9 46 ' 31,0 88 60,6 J54 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 1.1,2 ,.51 34,7. 98 . 67,6 164 119 230 174 298 228
Г 232 176.. 3,00 230.
Таблица 54.13. Коэффициенты мощности нагрузок трансформаторных ПС 10/0,4 кВ
Потребители Коэффициент мощности cos <ри коэф- фициент реактивной мощности tg<р в период максимума нагрузки
дневного вечернего
cos(p tg<P COS(p tg<p
Производст- венные - Коммуналь- но-бытовые Смешанные 0,70 0,90 0,80 1,02 0,48 0,75 0,75 0,92 0,83 0,88 о,4з 0,67
Расчетные мощности на шннах напряжением
0,4 кВ подстанций 6—10/0,4 кВ (расчетные мощ-
ности подстанции) определяют путем суммирова-
ния 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 на однородные
группы, внутри которых максимумы нагрузок от-
дельных потребителей отличаются не более чем в
4 раза. Расчетную нагрузку каждой группы опреде-
ляют по (54.1), а расчетные нагрузки всех групп
суммируют в соответствие с табл. 54.12. Коэффи-
циенты мощности нагрузок на шинах 0,4 кВ под-
станций принимают по табл. 54.13.
Допускается определение расчетных нагрузок
сети 0,38 кВ по одному максимуму — дневному,
если суммируются нагрузки производственных по-
требителей, или вечернему, если суммируются на-
грузки коммунально-бытовых потребителей. Не-
достающий максимум можно определить, исполь-
зуя коэффициенты участия потребителей в макси-
мумах нагрузок:
для производственных потребителей
Р =к Р
1 в ^у.в д>
для коммунально-бытовых потребителей
Рд ~^у.д^в-
Значения коэффициентов ку в и ку д приведены
в табл. 54.1.
, Значения коэффициентов одновременности для
суммирования нагрузок по (54.1) в сетях 6—20 кВ
приведены в табл. 54.14.
Расчетные нагрузки участков линий 6—20 кВ
определяют путем суммирования расчетных мощно-
стей трансформаторных подстанций 6—20/0,4 кВ
(ТП), получающих электроэнергию по данным уча-
сткам. Если расчетные нагрузки подстанций отли-
чаются более чем в 4 раза, то суммирование прово-
дится с помощью данных табл. 54.15 отдельно для
дневного и вечернего максимумов.
Таблица 54.14. Коэффициенты одновременности
для суммирования электрических 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 транс-
форматорных подстанций 35—110/6—20 кВ опреде-
ляют суммированием расчетных нагрузок головных
участков отходящих линий 6—20 кВ (табл. 54.15).
Расчетные нагрузки линий 35—НО кВ опреде-
ляются по (54.1) с коэффициентами одновремен-
ности из табл. 54.16 или с помощью данных
табл. 54.15 аналогично определению расчетных
нагрузок сети 6—20 кВ.
Для традиционных сельскохозяйственных по-
требителей расчетная нагрузка определяется для
зимних суток — зимний максимум. При наличии в
зоне электроснабжения сезонных потребителей
(парники, теплицы, оросительные установки и т.п.)
и при условии, что сезонная нагрузка составляет
летом более 30 % суммарной нагрузки несезонных
потребителей, весной — более 20 %, осенью — бо-
лее 10 %, необходимо помимо зимнего максимума
определять расчетные нагрузки соответствующего
сезона. При этом суммируются нагрузки, умножен-
ные на коэффициенты сезонности ксез. Значения
коэффициентов приведены в табл. 54.17. Выбор па-
раметров сети производится по наибольшей из зим-
ней или сезонной нагрузок.
При проектировании развития систем электро-
снабжения расчетные нагрузки по элементам сетей
10—НО кВ определяются исходя из нагрузки су-
ществующих трансформаторных подстанций и на-
грузок новых потребителей.
Расчетные нагрузки сетей 10 кВ определяют
исходя из существующей нагрузки ТП 10/0,4 кВ и
нагрузок вновь вводимых потребителей, требую-
щих установки ТП 10/0,4 кВ.
Расчетная нагрузка существующих ТП на рас-
четный период определяется по формуле
^р,ТП = Рм, ТП*и’
где Рм тп — максимальная существующая нагруз-
ка ТП в исходном году, кВт; к„ — коэффициент
роста нагрузки.
Исходным (отчетным) годом to считается по-
следний год, за который имеются данные о нагруз-
ках и электропотребление. Коэффициентом роста
нагрузок называется отношение нагрузок расчет-
ного и исходного годов. Значения коэффициента к„
даны в табл. 54,18.
Таблица 54.15. Суммирование нагрузок в сетях 6—35 кВ
р ДР P ДР Р ДР Р ДР Р ДР Р ДР
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 11,0 - 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 Г'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
ций 35—110/6—20 кВ
или линий 35—110 кВ
Коэффициент ко 0,97 0,95 0,9
Существующие нагрузки ТП определяются по
данным измерений максимальной мощности цли по
годовому потреблению электроэнергии.
Для электрических нагрузок ТП, питающих не-
перспективные населенные пункты и других потре-
бителей, развитие которых не намечается, коэффи-
циент роста принимается равным единице.
Расчетные нагрузки новых потребителей (круп-
ные 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 [54.1].
Расчетные нагрузки на конец расчетного периода
состоят из двух составляющих:
Таблица 54,17. Коэффициенты сезонности для .
групп потребителей
Потребители (номер по табл. 54.10) Коэффициенты
Нссезонныс (1—14) 1 0,8 0,7 0,9
Орошение (17) 0—0,1 0,3—0,5 1,о 0,2—0,5
Закрытый грунт на элсктрообогреве (15, 16) .0,3 1 0 ’ °'л
Оссннс-лстнис (зер- нотока, консервные заводы и др.) (18—20) 0,2 0 1 - 1
Таблица 54.18. Коэффициенты роста нагрузок
Потребители Коэффициенты роста на- грузок на расчетный год /р
5-й 7-й
Коммунально-бытовые 1.,2; 1,3
Производственные 1,3 . 1,4
Смешанные и прочие несельскохозяйственные 3,3 1,4
общей нагрузки ЦП без нагрузок вновь вводи-
мых крупных потребителей;
нагрузки вновь вводимых крупных потребите-
лей (животноводческих комплексов, птицефабрик,
тепличных комбинатов, объектов водного хозяйст-
ва и других потребителей с единичной расчетной
нагрузкой 200 кВт и выше).
Первая составляющая расчетной нагрузки оп-
ределяется исходя из существующих нагрузок ЦП
Рм щд (по данным измерений) и коэффициенту рос-
та нагрузок кп.
Средний коэффициент роста нагрузок на дейст-
вующих ЦП на перспективу / лет рассматриваемой
области без учета крупных потребителей определя-
ется по следующей формуле:
, М^.хг-,^р/)
где ЛКСХ1 — перспективное потребление электро-
энергии сельским хозяйством (области, края, рес-
публики) в году /; W t — потребление электроэнер-
гии в году t крупными сельскохозяйственными по-
требителями, вводимыми в период от to до '; Wlo —
потребление электроэнергии сельским хозяйством
области в исходном году to (отчетные данные); kt —
коэффициент, учитывающий увеличение числа ча-
сов использования максимальных нагрузок ЦП
в перспективе, в зависимости от г принимается:
Г, Тоды 5 ' ТО 15
к‘. 0,97 0,95 ода
Если в области имеется большое число нераз-
вивающихся потребителей, рост нагрузки которых
: на перспективу не намечается (крупные, полно-
стью введенные в строй комплексы, тепличные
комбинаты и т.п.), то
(F _ И? _ w
ь - t сх' КР' "еР
н ' W -W
to нер
где Ж — годовое потребление энергии сущест-
вующими неразвиваюшимися потребителями.
Потребление электроэнергии сельским хозяй-
ством области (края, республики) на перспективу
определяют двумя способами: экстраполяцией ста-
' тистических данных потребления электроэнергии
, за 15—20 лет; расчетом, учитывающим удельные
показатели расхода электроэнергии, объем сель-
скохозяйственного производства, численность
сельского населения.
Вторая составляющая нагрузки ЦП определяет-
ся по данным проектов вновь вводимых крупных
потребителей или принимается по табл. 54.4 и 54.5.
Расчетные нагрузки на ЦП рекомендуется опре-
делять для одного из максимумов (дневного или ве-
чернего), так как разница в получаемых результатах
расчетов двух максимумов для сетей 35—110 кВ,
как правило, незначительна.
Расчетная активная нагрузка каждого из дей-
ствующих ЦП на расчетный год определяется по
формуле
м,ЦП*п +*оХ(Ркр*сез) ’
где YPKp — арифметическая сумма нагрузок круп-
ных потребителей в рассматриваемый период.
Коэффициент сезонности ксез учитывается от-
дельно для каждого из крупных потребителей (см.
табл. 54.17). Коэффициент одновременности мак-
симальных нагрузок потребителей на ЦП в зависи-
мости 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 мощ-
ности на шинах 10 кВ ЦП используются значения
естественных коэффициентов мощности, приве-
денных в зависимости от вида преобладающей на-
грузки на ЦП в табл. 54.19.
Таблица 54Л9. Коэффициенты мощности
” нагрузок
Вид преобладающей нагрузки Естественный коэф- фициент мощности
coscp tg<P
Производственная 0,8 0,75
Коммунально-бытовая 0,9 0,48
Животноводческие комплексы 0,75 0,88
Теплицы, парники и другие 0,95 0,33
электротспловыс нагрузки
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК
С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ВЕРОЯТНОСТНОГО
ПОДХОДА
При использовании вычислительной техники
для определения нагрузок сельскохозяйственных
потребителей и сетей проводится суммирование
расчетных нагрузок, представленных в вероятност-
ной форме, на вводах потребителей или на шинах
ПС. Электрическая нагрузка группы электроприем-
ников или потребителей рассматривается как слу-
чайная величина с гамма-распределением, которое
при большом числе потребителей стремится к нор-
мальному закону распределения.
Вероятностные характеристики нагрузок ряда
сельскохозяйственных объектов приведены в
табл. 54.4; для режимов дневного и вечернего мак-
симумов указаны математические ожидания и
среднеквадратические отклонения активной Р и
<зр, реактивной Q и мощностей.
Расчетные (дневная и вечерняя) нагрузки на
вводе i-го потребителя:
активная
Р(.+Рор;; (54.2)
реактивная
е, = ё,.+₽ое/, (54.з)
где Р — коэффициент надежности (обеспеченно-
сти) расчета, принимаемый равным 2.
Расчетную нагрузку группы одноквартирных
домов или на вводе в многоквартирный дом опреде-
ляют по формуле:
Р = пР + Jn Рар,
где Р ,<3р— вероятностные характеристики нагруз-
ки 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 (1=1,..., и), определяют иа ЭВМ по
формулам:
р= ipi+h^pj2'
i=i
е = Д ё, +Jz(₽ae<)2.
(54.4)
Суммирование нагрузок производится по типо-
вым суточным графикам активных и реактивных
мощностей, представленных в вероятностной фор-
ме, для групп потребителей (см. табл. 54.10). Типо-
вые графики нагрузок представлены значениями
математических ожиданий активных Р и реактив-
ных Q мощностей в различные часы суток в про-
центах от математического ожидания максималь-
ной активной нагрузки каждого сезона Р . Кроме
того, для каждого сезона даны суточные графики
коэффициентов вариации соответствующих нагру-
зок, равные отношению среднеквадратического от-
клонения к математическому ожиданию макси-
мальной нагрузки, равной стандартной Рс[, %:
о„
Ср = ~ 100;
'’ст
СО = ^ 100.
У р
ст
Заданы также коэффициенты сезонности для
активной кр и реактивной !<q нагрузки для каждого
месяца относительно годовой максимальной актив-
ной нагрузки.
Указанные типовые графики нагрузок для групп
потребителей в соответствии с классификацией
табл. 54.10 даны в «Альбоме типовых графиков элек-
трической нагрузки сельскохозяйственных потреби-
телей и сетей» [54.2], а в табл. 54.20—54.23 приведе-
ны для примера некоторые из этих графиков.
Расчет проводится в следующем порядке. Для
каждого i-го из п потребителей группы, суммар-
ную нагрузку которой требуется определить, по
табл. 54.4 находят максимальную нагрузку на вво-
де PMj и вероятностные характеристики PMi, Gpp
QMj, qi . В тех случаях, когда потребитель отлича-
ется значением установленной мощности от анало-
гичного потребителя по таб. 54.4 (например, из-за
другого объема производства), его нагрузку Р^ или
Q'M находят экстраполяцией или интерполяцией
соответствующих значений граф 3, 6, 9, 12 по дан-
ным графы 2 и действительной установленной
мощности потребителя. Вероятностные характери-
стики нагрузки такого потребителя определяют по
формулам:
—' — 2
:
ем = ем^;
Ор = ppJVp j
tfp >= OqXq .
Таблица 54.20. Суточные графики активных и реактивных нагрузок производственных потребителей
(Рт = 100 кВт)
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
«Р 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
CQ 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 (Рст - 80 кВт)
Сезон Обозначение показателей нагрузки, %, по часам суток
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 И 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
CQ 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
CQ 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
CQ 10 10 10 10 10 15 25 30 30 20 20 20 25 20 20 20 20 25 25 20 20 20 20 15
Таблица 54.22. Суточные графики активных и реактивных нагрузок подстанций 110—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 11 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 ю 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
CQ 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 Лр 1,0 1,0 0,9 0,8 0,7 0,7 0,7 0,7 0,7 0,8 0,9 1,0
; kQ 0,8 0,8 0,7 0,6 0,55 0,55 0,55 0,55 0,55 0,6 0,7 0,8
54.21 кР 1,0 0,95 0,35 0,8 0.75 0,7 0,7 0,7 0,85 0,9 0,95 1,0
kQ 0,4 0,4 0,37 0,35 0,35 0,3 0,3 0,3 0,37 0,38 0,4 0,4
54.22 кР 1,0 1,0 0,9 0,8 0,7 0,7 0,7 0,7 0,75 0,85 0,95 1,0
kQ 0,6 0,6 0,5 0,45 0,4 0,4 0,4 0,4 0,45 0,5 0,55 0,6
Значения коэффициентов Хр иХд рассчитывают по
формулам:
v J(PV2)2 + eM<-(Pog/2)
е= Q :
м
</(РОр/2)2 + Рм/-(Р0р/2)
РА, Р
м
где Pu, dp, QM, Gq — вероятностные характери-
стики потребителя по табл. 54.4.
Для любогоу-го часа суток сезона определяют ве-
роятностные характеристики нагрузки по формулам:
б»,у-кр.;
2jPctC*Cj7*C/ ^PCTC*PiJkPi
ioo~ ; ₽%= ioo~
где ,С,п — вероятностные ха-
J J ij ^ij 1
рактеристики по типовому графику нагрузки /-То
потребителя для у-го часа суток; kpi, кд; — коэф-
фициенты сезонности активной и реактивной на-
грузки i-го потребителя.
Тогда расчетные нагрузки z-ro потребителя для
у-го часа суток и сезона составляют:
Ри-рч+^Ру
еу=е,7 + ₽ое;7.
Суммарная нагрузка потребителя для у-го чада
определяется по (54.4).
Таким образом можно построить суточные
графики нагрузок подстанций и участков линий
электропередачи, к которым присоединены не-
сколько потребителей с известными типовыми
графиками и определить расчетный максимум на-
грузки. Использование вероятностного подхода
к расчету нагрузок типовых графиков целесооб-
разно при выполнении относительно точных рас-
четов электросетей.
54.2. ОСОБЕННОСТИ ИСПОЛНЕНИЯ
СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
Системам электроснабжения сельскохозяйст-
венных потребителей присущи свои особенности:
подвод электроэнергии к большому количеству
сравнительно маломощных рассредоточенных объ-
ектов; 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 не-
большие токи короткого замыкания и поэтому
сложности в обеспечении надежной и селективной
защиты элементов системы электроснабжения; от-
носительно небольшая доля электроприемииков и
потребителей с высокими требованиями к надеж-
ности электроснабжения; постоянное развитие
электрических сетей для повышения пропускной
способности, качества электроэнергии, надежности
и необходимости замены изношенных элементов.
Все это учитывается при проектировании элек-
троснабжения.
ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ПОСТРОЕНИЯ
СХЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
Сельскохозяйственные потребители электро-
энергии в основном имеют централизованное элек-
троснабжение, осуществляемое с шин электриче-
ских станций и трансформаторных подстанций
(ПС) энергосистем или тяговых ПС электрифици-
рованных железных дорог. Местное электроснаб-
жение (от автономных электростанций) характерно
для малонаселенных и труднодоступных районов.
Основой системы сельского электроснабжения
являются электрические сети сельскохозяйствен-
ного назначения напряжением 0,38—ПО кВ, от ко-
торых снабжаются электроэнергией преимущест-
венно (более 50 % по расчетной нагрузке) сельско-
.хозяйственные потребители, включая коммуналь-
но-бытовые, объекты мелиорации и водного хозяй-
ства, а также предприятия и организации, предна-
значенные для бытового и культурного обслужива-
ния сельского населения.
Электрические сети сельскохозяйственного на-
значения делятся на два вида:
сети 35—НО кВ — питающие;
сети 6—10—20 кВ (далее 10 кВ) и 0,38 кВ —
распределительные.
Основной системой распределения электро-
энергии является трехступенчатая 110/35/10/0,4 кВ
с двухступенчатыми подсистемами 110/10/0,4 кВ и
35/10/0,4 кВ.
. 1ОЧ
Питающие сети состоят из линий электропере-
дачи 35—110 кВ и ПС 35—110/10 кВ.
Высоковольтные распределительные сети вклю-
чают 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 разви-
тия питающих и распределительных сетей. При
этом должны быть удовлетворены следующие ос-
новные требования:
1) максимальное использование существую-
щих сетей 10—110 кВ с необходимым расширени-
ем и реконструкцией существующих ПС и линий;
2) обеспечение надежного электроснабжения с
учетом категорий потребителей и электроприемни-
ков по надежности;
3) обеспечение требуемого качества электро-
энергии;
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 боль-
ших изменений.
Обоснование технических решений по схемам
и параметрам электрических сетей сельскохозяйст-
венного назначения производится на основании
технико-экономических расчетов путем сравнения
возможных вариантов. Из числа технически сопос-
тавимых вариантов выбирается вариант с мини-
мальными приведенными затратами.
Требования к схеме, конструктивному исполне-
нию и параметрам сельских электрических сетей
изложены в [54.3]. Основными из них являются
следующие.
Основным направлением развития электриче-
ских сетей должно быть преимущественное разви-
тие сетей напряжением 35—110 кВ. Причем преду-
сматривается применение напряжения НО кВ вме-
сто 35 кВ и 35 кВ вместо 10 кВ. Линии электропе-
редачи напряжением 35—110 кВ выполняются воз-
душными одноцепными взаимно резервирующими
секционированными магистралями, т.е. по кольце-
вой схеме. Питание линий осуществляется от шин
разных трансформаторных ПС 35—НО кВ или раз-
ных систем (секций) шин одной ПС с автоматиче-
ским двусторонним, как правило, вводом резервно-
го питания. В узлах сети размещаются опорные
трансформаторные подстанции 35—НО кВ. Конст-
рукция этих ПС должна предусматривать развитие
открытого распределительного устройства (ОРУ)
35—110 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 ответвле-
ния от существующих ВЛ с учетом пропускной
способности существующей сети.
В случаях параллельного расположения дейст-
вующей ВЛ 35 кВ и намеченной к строительству
ВЛ 110 кВ рассматривается целесообразность пере-
вода действующей ПС 35/110 кВ на напряжение
110/10 кВ. Если в направлении ВЛ, намечаемой к
строительству, в перспективе потребуется соору-
жение 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 вза-
имно резервирующие секционированные магист-
ральные линии электропередачи с ответвлениями,
опорные трансформаторные подстанции 10/0,4 кВ
(ОТП) и распределительные пункты (РП) 10 кВ.
При этом магистраль ВЛ сооружается с прово-
дом одного сечения с минимальным количеством
ответвлений и имеет один (включаемый автомати-
чески) сетевой резерв от другой магистрали, имею-
щей независимое питание. Ответвления от магист-
рали сводятся по возможности в узлы, где установ-
лены ОТП и РП.
ОТП представляют собой подстанции с разви-
тым 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 катего-
рии по надежности электроснабжения, на хоздво-
рах крупных населенных пунктов и включают
в рассечки магистралей ВЛ 10 кВ.
РП устанавливают в узлах сети, где предполага-
ется сооружение ПС 35—110/10 кВ с использовани-
ем 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 времен-
ным использованием (до 5 лет) на напряжении
10 кВ. Для резервного питания РП могут использо-
ваться действующие или вновь сооружаемые линии
10 кВ. РП оборудуются устройствами автоматиче-
ского ввода резерва (АВР).
Распределительные линии 0,38 кВ выполняют-
ся по магистральным и радиальным схемам. Ради-
альное питание от ТП 10/0,4 кВ отдельными линия-
ми 0,38 кВ применяют для ответственных и отдель-
но расположенных потребителей электроэнергии.
ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ 0,38—110 кВ
СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННОГО НАЗНАЧЕНИЯ
Конструктивное исполнение и параметры ли-
ний электропередачи должны соответствовать тре-
бованиям [54.3].
ВЛ 10—35—110 кВ выполняют на железобетон-
ных, деревянных и металлических опорах с преиму-
щественным применением железобетонных опор на
вибрированных стойках. Железобетонные опоры на
центрифугированных стойках применяют при двух-
цепных ВЛ 35 кВ, а также в качестве повышенных
или специальных опор для ВЛ 10 кВ. Массовое при-
менение железобетонных центрифугированных
стоек для одноцепных ВЛ 35 кВ должно быть обос-
новано. На ВЛ 10 кВ, как правило, устанавливают
железобетонные опоры.
Металлические опоры ВЛ 10—35 кВ применя-
ют на пересечениях с инженерными сооружения-
ми (участки железных дорог с интенсивным дви-
жением поездов, шоссейные дороги I и II катего-
рий с водными преградами — судоходными ре-
ками, каналами и т.п.), на стесненных участках
трасс, в горной местности, на ценных сельскохо-
зяйственных землях.
На ВЛ 35 кВ должны применяться, как правило,
подвесные изоляторы, на ВЛ 10 кВ — штыревые и
подвесные. Подвесные изоляторы на ВЛ 10 кВ сле-
дует использовать при электроснабжении крупных
и ответственных потребителей и на опорах анкерно-
го типа (концевых, анкерно-угловых и переходных).
На ВЛ 10—35 кВ применяют фарфоровые и
стеклянные изоляторы. Предпочтение следует от-
давать стеклянным изоляторам; рекомендуется так-
же применять их независимо от напряжения на ВЛ,
проходящих в горах, по болотам, в районах Крайне-
го Севера, и на больших переходах.
На ВЛ 10 кВ со штыревыми изоляторами рас-
стояние 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.
На ВЛ 35—ПО кВ применяются сталеалюми-
ниевые провода, минимально допустимое сечение
2
которых 70 мм .
Молниезащитные тросы ВЛ 35 кВ выполняют
стальным канатом из оцинкованной проволоки се-
2
чением не менее 35 мм , допускается применение
многопроволочного стального провода сечением
35—50 мм2.
На ВЛ 10 кВ используют провода сталеалюми-
ниевые, алюминиевые, из алюминиевых сплавов
(АН-70, 120 мм2, АЖ-70, 95, 120 мм2).
На ВЛ 10 кВ рекомендуется прежде всего приме-
нять сталеалюминиевые провода; в районах с норма-
тивной толщиной стенки гололеда 5—10 мм (I и
9
II районы) и скоростным напором ветра 50 даН/м “
допускается применение проводов марок А, АН. Ма-
гистральные участки вновь сооружаемых ВЛ 10 кВ
рекомендуется выполнять сталеалюминиевыми про-
2
водами одного сечения не менее 95 мм .
Кабельные линии (КЛ) 10 кВ предусматривают-
ся в тех случаях, когда по ПУЭ строительство ВЛ не
допускается, для электроснабжения ответственных
потребителей электроэнергии, потребителей в зо-
нах с тяжелыми климатическими условиями (IV —
особый район по гололеду), при прохождении ли-
нии по ценным землям. На КЛ рекомендуется при-
менять кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена
с использованием термоусаживаемой арматуры.
Выбор сечений проводов и кабелей линий элек-
тропередачи 10—35—НО кВ проводят, исходя из
минимума приведенных затрат по экономическим
интервалам нагрузки или по экономической плот-
ности тока. Расчетные электрические нагрузки уча-
стков при этом определяют на перспективу 10 лет
(Jp = 10), считая от года ввода в эксплуатацию. Для
линий 10—35—НО кВ выбранные провода и кабе-
ли должны проверяться на допустимые длительные
токовые нагрузки по условию нагрева в нормаль-
ном и послеаварийном режимах. Линии 10 кВ, кро-
ме того, проверяются по допустимым потерям на-
пряжения, исходя из допустимого отклонения на-
пряжения у электроприемников и уровней напря-
жения 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 стой-
кость токам короткого замыкания (КЗ).
Распределительные низковольтные сети 0,38 кВ,
как правило, выполняют воздушными. Выбор ка-
бельного исполнения производится в соответствии
с рекомендациями, данными для линий 10 кВ.
Сельские сети 0,38/0,23 кВ работают с гпухоза-
земленной нейтралью. На опорах помимо проводов
линий к потребителям электроэнергии подвешива-
ются провода для подключения светильников на-
ружного (уличного) освещения с использованием
общего нулевого провода. Управление светильни-
ками должно быть автоматическим централизован-
ным 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 сосредото-
ченной нагрузкой следует предусматривать расще-
пление фазных проводов на два и общий нулевой
провод (всего семь проводов). При совместной под-
веске на общих опорах проводов двух ВЛ, подклю-
ченных к независимым источникам питания, пре-
дусматриваются нулевые провода для каждой ли-
нии (всего восемь проводов).
ВЛ прокладывают, как правило, по двум сторо-
нам 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 инженерны-
ми 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 электриче-
ских сетей 0,38 кВ является использование воздуш-
ных линий 0,38 кВ с изолированными самонесущи-
ми проводами (ВЛИ). Они предназначены для пере-
дачи электроэнергии по изолированным скручен-
ным в жгут проводам, расположенным на открытом
воздухе и прикрепленным при помощи узлов креп-
ления, 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 изо-
лированной несущей жилы. Несущая жила исполь-
зуется в качестве нулевой. В зависимости от облас-
ти применения СИП для изоляции их жил исполь-
зуется светостабилизированпый полиэтилен: тер-
мопластичный или сшитый.
Ввиду отсутствия изоляционной оболочки и за-
щитного покрова СИП, имеющего одинарную изо-
ляцию, по конструктивному исполнению относится
к изолированным незащищенным проводам.
По условиям механической прочности в зави-
симости от расчетной толщины стенки гололеда на
магистралях ВЛИ и на ответвлениях от них к вво-
дам следует применять СИП с сечениями несущей
жилы, приведенными в табл. 54.24.
Температура нагрева алюминиевых токопрово-
дящих жил при допустимых длительных токах
должна быть не выше следующих предельно допус-
тимых значений: 90 °C для СИП с изоляцией из
Таблица 54.24
Расчетная толщина 2 стенки гололеда, мм „ 2 Сечение жилы, мм , нс менее
на магистралях ВЛИ на ответвлениях от магистралей ВЛИ к вводам
Материал несущей жилы
термоупрочненный алюминиевый сплав ситалеалюминис- вый провод термоупрочненный алюминиевый сплав стал са люм инис вый провод
До 10 15 и более 25 .< I 35 25 25 16 16 10 16
Таблица 54.25. Расчетные сопротивления несущей нулевой жилы СИП, % временного
механического сопротивлении овр
Материал несу- щей жилы и се се- чение Гололед- новетро- вая нагруз- ка R г Низшая темпера- тура R _ Среднего- довая тем- пература Я ст
Т ермообработан- ный алюминиевый 2 сплав, 25—95 мм Сталсалюминис- 2 выи провод, мм : 60 60 \ 15
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 соответствен-
но 25 и 40 °C.
Температура нагрева СИП при коротком замы-
кании должна быть не выше следующих предельно
допустимых значений: 250 °C при изоляции СИП
из сшитого полиэтилена; 130 °C — из термопла-
стичного полиэтилена.
На магистрали ВЛИ все виды механических на-
грузок и воздействий должна воспринимать несу-
щая жила изолированных проводов, выполняемая
из алюминиевого термоупрочненного сплава или
сталеалюминиевого 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
2
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 выпол-
нять СИП одного сечения. Сечения фазных жил СИП
2
магистрали ВЛИ должны быть не менее 50 мм .
Напряжения в несущей жиле СИП не должны
превышать расчетных сопротивлений, приведен-
ные в табл. 54.25.
Для выполнения механического расчета СИП в
табл. 54.26 в зависимости от материала и сечения
несущих жил СИП приведены их физико-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, изготовлен-
ные на базе железобетонных вибрированных стоек
длиной 9,5 и 11,0 м [54.4]. Для подвески двух-пяти
проводов одноцепных ВЛ применяются железобе-
тонные стойки типа СВ95-1 и СВ95-2; для подвес-
ки восьми-девяти проводов двухцепных ВЛ и для
опор, устанавливаемых на пересечениях ВЛ с ин-
женерно-техническими сооружениями, — стойки
типа СВ 110-3,5.
На всех типах опор предусмотрена возможность:
установки светильников консольного типа для
уличного освещения;
подвески неизолированных или изолирован-
ных проводов двух- или четырехпроводных линий
сети проводного вещания (ПВ);
устройства одно- и трехфазных ответвлений от
магистрали ВЛ к вводам в здания, выполняемых не-
изолированными или изолированными проводами.
Длина пролета ответвления от магистрали ВЛ к
вводу в здание определяется расчетом в зависимо-
сти от прочности опоры, на которой выполняется
ответвление, габаритов подвески проводов ответв-
ления 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 требу-
ется. При этом расстояние от проводов до деревь-
ев и кустарников при наибольшей стреле провеса
СИП или наибольшем отклонении должно быть
не менее 0,3 м.
Расстояние от СИП ВЛИ до поверхности зем-
ли и проезжей части улиц при наибольшей рас-
четной стреле провеса СИП должно быть не ме-
нее 5,5 м, а расстояние до поверхности непроез-
жей 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 меиее 2,5 м и в недос-
Таблица 54.26. Физико-механические и расчетные параметры несущей жилы СИП
Материал и номинальное сечение несущей жилы СИП Расчет- ное се-.. чение 5, мм2 Диа- метр d, мм Разрывное усилие Р, Н Временное со- противление или предел прочно- сти несущей жи- лы СИП в целом при растяжении овр, Ю7Па. Допускаемое напряжение, 107Па Модуль растяжс- Приведенная нагрузка от собственной массы Yi, 104Па/м Модуль упруго- сти Е, 104Па Температур- ный коэффи- циент линей-' ного удлине- ния а, 10“ 6, град-1
НИЯ, 104Па
при наибольшей внешней нагрузке и низ- шей температу- ре аг, св,с_ при средне- годовой тем- пературе (эксплуата- ционное) пэ началь- ный предель- ный
Термоупрочненный алю- миниевый 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 - 7,541 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 1 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 прово- 2 да марки АС, сечение, мм :
16/2,7 18,79 5,61 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 L 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 i 4,65 7,34 5,81 - 3,48 8,25 ' 19,2 •
Таблица 54.27. Марки проиодов, их наименование н преимущественная область применении
Марка провода Наименование Область применения
САПт Провод с алюминиевыми токопроводя- щими жилами, с изоляцией из свстоста- билизированного термопластичного по- лиэтилена Прокладка наружная, для ответвлений от воздушной линии для вводов в жилые дома и хозяйственные по- стройки. Предназначен для эксплуатации в районах с умеренным климатом (У)
САПсш Провод с алюминиевыми токопроводя- щими жилами, изоляцией из евстостаби- лизированного сшитого полиэтилена Прокладка наружная, для ответвлений от воздушной линии для вводов в жилые и хозяйственные построй- ки. Предназначен для эксплуатации в районах с уме- ренным климатом (У), влажным и сухим тропиче- ским климатом (ТВ и ТС)
САСПт - Провод самонесущий с алюминиевыми токопроводящими жилами, изоляцией из свстостабилизироваииого термопла- стичного полиэтилена, несущей жилой Прокладка наружная, для магистрали линий электро- передачи и ответвлений к вводам в жилые дома н хо- зяйственные постройки. Предназначен для эксплуа- тации в районах с умеренным климатом (У)
САСПш Провод самонесущий с алюминиевыми токопроводящими жилами, изоляцией из свстостабилизированного сшитого полиэтилена, несущей жилой Прокладка наружная, для магистрали линий электро- передачи и ответвлений к вводам в жилые дома и хо- зяйственные постройки. Предназначен для эксплуа- тации в районах с умеренным климатом (У), влажным и сухим тропическим климатом (ТВ и ТС)
Таблица 54.28. Число, номинальное сечение токопроводящих основных и вспомогательных жил,
несущей жилы, номинальный диаметр жил
Марка провода Общее число жил Номиналы иос сечение несущей жи- 2 лы, мм Токопроводящие жилы
основные вспомогательные
Число и номиналь- 2 нос сечение, мм Номинальный диаметр, мм Номинальное 2 сечение, мм Номинальный диаметр, мм
САПт, 2 — 2x10 3,8 — —
САПсш — 2x16 4,8 — —
САСПт, 4 16 3x10 3,8 — —
САСПсш 25 3x16 4,8 — - —
35 3x25 6,0 — •.—
50 3x35 7,0 — —
70 3x50 8,4 — —
95 : 3 Х70 9,8 — —
95 3x95 11,6 — —
95 Зх 120 13,0 — —
САСПт, 5 ' 35 ' 3 х 25 6,0 ' 25 б;0
САСПсш 50 3 х35 7,0 25 6,0
70 3x50 8,4 25 6,0
95 3x70 9,8 25 - 6,0
95 3x95 11,6 25 6,0
95 3x120 13,0 25 6,0
50 3x35 7,0 35 7,0
70 ,3 х 50 8,4 .. 35 7,0.
95 , 3x70 9,8 35 7,0
95 3x95 11,6 35 7,0
95 Зх 120 13,0 35 7,0 .
Таблица 54.29. Наружный расчетный диаметр провода и электрическое сопротивление фазных жил
Количество н номи- нальное ссченис фаз- 2 ных жил, мм Номинальное сечение фонар- 2 нои жилы, мм Номинальное сечение нулевой 2 жилы, мм Наружный рас- четный диаметр провода, мм Электрическое сопротивление фаз- ной жилы постоянному току на длине 1 км. Ом, нс более
2х 10 — — 9,2 3,08
1 х 10+ 1 х 16 — — 10,4 3,08
1x25 16 25 15,2 1,20
1X 35 16 25 16,4 ' 0,87
3x16 — 25 15,3’ 1,91
3x25 — 35 18,9 1,20
3x35’’ — ' 50 22,2 0,87
3x50 — 70 25,7 0,64
3X70 — 95 30,2 0,44
3x95 — 95 32,6 0,32
3 X120 — 95 34,7 0,25
3x25 25 ’ 35 24,2 1,20
3x35 25 50 25,6 • 0,87
3x50 25 70 28,6 0,64
3x70 25 95 33,7 0,44
3x95 25 95 36,2 0,32
3x120 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
3x120 35 95 39,8 0,25
Таблица 54.30. Номинальное сечение
и разрывное усилие несущей жилы
Номинальное ссчснис 2 несущей жилы, мм Разрывное усилие несущей жилы, Н, нс мснсс
16 4658
25 6972
35 9600
50 13 827
70 23 463
95 32 433
тупной местности (склоны гор, скалы, утесы й.т.п.)
— не менее 0,5 м.
Расстояние от СИП ВЛИ до тротуаров и пеше-
ходных дорожек при пересечении непроезжей час-
ти улиц ответвлениями от магистрали к вводам
должно быть не менее 3,5 м.
Расстояние от поверхности земли до СИП пе-
ред вводом должно быть не менее 2,5 м.
Расстояние по горизонтали от СИП при наи-
большем их отклонении до элементов зданий и со-
оружений должно быть не менее, м:
1,0 — до балконов, террас и окон;
0,15:— до глухих стен зданий, сооружений.
Таблица 54.31. Расчетная масса провода
Общее чис- ло жил Число и ссчснис 2 жил, мм Расчетная масса 1 км провода, кг
2 2х 10 92
2 2х 16 133
4 3x10+16 j 181
3x16 + 25 278
. 3 х 25 + 35 399
3x35 + 50 553
3 х 50 + 70 751
3 х 70 + 95 1030
3 х 95 + 95 1247
3x120 + 95 1503
5 3 х 25 + 35 + 25 501
3 х 35 + 50 + 25 654
3 х 50 + 70 + 25 853
3 х 70 + 95 + 25 1132
3x95 + 95+25 1348
3 х 120 + 95+25 1605
5 3 х 35 + 50 + 35 691
ЗХ50 + 70 +35 889
3 х 70 + 95 + 35 1169
3 x95 + 95 +35 1385
Зх 120 + 95 + 35 1642
Таблица 54.32. Допустимый длительный ток для
проводов марок СЛПсш и САСАсш
Сечение токопро- водящей Ток, А, при интенсивности солнечной о , 2 радиации, Вт/м
0 600 1125
2 при температуре окружающего воздуха, с
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- водящей Ток, А, при интенсивности солнечной 2 радиации, Вт/м
0 600 | 1125
жилы, 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
35 150 120 110 65 60
50 195 160 140 85 65
70 240 195 170 95 —
95 290 235 200 НО —
120 340 275 230 120 —
Таблица 54.34. Допустимый ток короткого
замыкания для проводов марок САПсш и
САСПсш
Сечение токо- проводящей 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
7Й' 6,4 3,7
95 7,6 4,4
120 7,7 4,4
СИП, натянутые по стенам зданий и сооружени-
ям, 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 САПт и САСПт
Сечение токо- проводящей жи- 2 лы, мм 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. Рас-
стояние в свету между СИП и стеной здания (соору-
жением) должно быть не менее 0,1 м.
Совместная подвеска СИП ВЛИ до 1 кВ и про-
водов ВЛ 6—10 (20) кВ на общих опорах допуска-
ется при соблюдении следующих условий:
ВЛИ должны выполняться по расчетным усло-
виям ВЛ 6—10 (20) кВ;
провода ВЛ 10 (20) кВ должны располагаться
выше проводов ВЛИ до 1 кВ.
Выбор сечения токопроводящих жил СИП вы-
полняют по длительно допустимому току и прове-
ряют по условию нагрева на термическую стой-
кость при коротких замыканиях. При этом должны
быть обеспечены отклонение напряжения у элек-
троприемников в пределах допустимых значений;
надежное срабатывание защиты линии при одно-
фазных и междуфазных коротких замыканиях;
пуск крупных асинхронных электродвигателей
с короткозамкнутым ротором.
При отсутствии исходных данных для проверки
отклонения напряжения у электроприемников поте-
ри напряжения (в % номинального) в сети 0,38 кВ
рекомендуется принимать: в линиях, питающих
преимущественно коммунально-бытовых потреби-
телей — 8 %, производственных — 6,5 %. При этом
потери напряжения в электропроводках можно при-
нять: для одноэтажных жилых домов — 1 %; для
зданий, сооружений, двух- и многоэтажных жилых
домов — 2 %.
Сечения жил кабелей выбирают по допустимо-
му нагреву, проверяют так же, как провода ВЛ.
Нулевой провод должен иметь одинаковую
проводимость с фазными проводами на линиях, пи-
тающих преимущественно (более 50 % по мощно-
сти) однофазные электроприемники, электропри-
емники животноводческих и птицеводческих ферм.
При невозможности обеспечения другими средст-
вами необходимой селективности защиты линии от
однофазных КЗ, а также для обеспечения допусти-
мых отклонений напряжения у ламп наружного ос-
вещения допускается применение нулевого прово-
да (жилы) с большей проводимостью, чем у фазных
проводов. В остальных случаях проводимость ну-
левого провода должны быть менее 50 % проводи-
мости фазных проводов.
На концах ВЛ или ответвлений длиной более
200 м, а также на вводах в здания, электроприем-
ники которых подлежат заземлению, должны быть
предусмотрены повторные заземления пулевой
жилы. При размещении электроприемников, под-
лежащих заземлению вне зданий, расстояние от
них до ближайшего заземлителя повторного зазем-
ления нулевой жилы или до заземлителя нейтрали
источника питания должно быть не более 100 м.
Более частые заземления должны выполняться, ес-
ли это требуется по условиям защиты от грозовых
перенапряжений.
Для повторных заземлений нулевой жилы
в первую очередь должны использоваться естест*
венные заземлители (железобетонные опоры, за-
земляющие устройства, выполненные для защиты
от грозовых перенапряжений, и т.п.).
Для ВЛ металлическая связь с нейтралью ис-
точника питания должна осуществляться при помо-
щи 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 за-
землений нулевой жилы выбираются из условий
длительного прохождения тока не менее 25 А.
Проектирование ПС должно выполняться в со-
ответствии с требованиями [54.5].
ПС размещают вблизи центра электрических
нагрузок, в непосредственной близости к подъезд-
ным дорогам с обеспечением удобных подходов
ВЛ и КЛ; на незатопляемых местах с уровнем грун-
товых вод ниже уровней заложения фундаментов.
Главные схемы электрических соединений ПС
должны удовлетворять следующим основным тре-
бованиям:
1) обеспечивать необходимую степень надеж-
ности электроснабжения потребителей;
2) обеспечивать транзит мощности через ПС
в нормальном, послеаварийных режимах и при ре-
монте отдельных элементов с учетом резервных ис-
точников питания;
3) учитывать перспективы развития;
4) обеспечивать возможности проведения ре-
монтно-эксплуатационных работ по отдельным
элементам схемы без отключения соседних присое-
динений;
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 проек-
там с применением серийно выпускаемых ком-
плектных и комплектных блочных ПС (КТП и
КТПБ). Применение некомплектного оборудования
должно быть специально обосновано.
ВЫБОР МОЩНОСТИ СИЛОВЫХ
ТРАНСФОРМАТОРОВ ПС
Мощность силовых трансформаторов па одпо-
и двухтрансформаторных ПС в электрических се-
тях сельскохозяйственного назначения выбирается
по [54.6]. Трансформаторы ТП 10/0,4 кВ сущест-
вующих электрических сетей при росте электриче-
ских нагрузок проверяют по режимной нагрузоч-
ной способности [54.7].
Проверка по нагрузочной способности в нор-
мальном режиме проводится исходя из условия
$р/(й$„)<Лс,
где кс — коэффициент допустимой систематиче-
ской нагрузки трансформатора.
Для двухтрансформаторных ПС трансформато-
ры проверяют по аварийной перегрузке по условию
5р/5„<4а,
где ка — коэффициент допустимой аварийной па-
грузки трансформатора.
Значения коэффициентов кс и ка в зависимости
от вида потребителей ПС, номинальной мощности
трансформатора 5],, расчетной температуры окру-
жающей среды 6р, °C, расчетного сезона, в кото-
рый наблюдается максимальная нагрузка, приведе-
ны в табл. 54.36.
Трансформаторные подстанции ПС 35—
ПО кВ. Проектирование ПС высшим напряжением
35—ПО кВ для электроснабжения сельскохозяйст-
венных районов должно выполняться в соответст-
вии с [54.3, 54.5].
Таблица 54.36. Коэффициенты допустимых систематических нагрузок и аварийных нагрузок
' трансформаторов ТП 10/0,4 кВ
Номер группы по- требителей по табл. 54.10 Мощность 5И, кВ А Температура ®Р.°с Расчетный се- Коэффициенты
зон кс £а.-
1 2 3 7 V 8 До 63/100 и выше -ю Зима 1,65/1,59 1,68/1,65 1,7/1,68 1,58/1,52 1,61/1,53 1,75/1,73 1,8/1,78 1,84/1,83 1,73/1,65 1,73/1,67
4 5 9 *21 22 23"' До 100/160 и выше -10 . Зима 1,65/1,6 1,66/1,63 1,5/1,45 .1,63/1,61 1,6/1,56 1,52/1,48 1,76/1,73 1,74/1,75 1,62/1,64 1,7371,7 1,69/1,65 1,66/1,6
6 10 11 12 13 14 15 16 19 До 160/250 и выше - 10 Зима 1,65/1,61 1,43/1,37 1,52/1,44 1,48/1,37 1,41/1,27 1,46/1,44 1,31/1,26 1,44/1,40 1,38/1,33 1,73/1,7 1,6/1,53 1,7/1,66 1,65/1,59 1,49/1,46 . 1,48/1,45 1,55/1,54 1,59/1,53 1,4/1,36
+5 -1Q +21 Весна Зима Лето
На ПС устанавливается, как правило, один си-
ловой трансформатор. Двухтрансформаторные ПС
применяют в следующих случаях:
хотя бы одна из линий 10 кВ, отходящих от
рассматриваемой подстанции, питающая потреби-
телей первой и второй категорий по надежности,
не может быть зарезервирована от соседней ПС
35—110 кВ, имеющей независимое питание от рас-
сматриваемой;
расчетная нагрузка подстанции требует установ-
ки 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 ли-
нии 10 кВ не обеспечиваются нормативные откло-
нения напряжения у потребителей в послеаварий-
ном режиме.
Для обеспечения требуемого качества напряже-
ния у потребителей на ПС устанавливают силовые
трансформаторы с автоматическим регулировани-
ем напряжения под нагрузкой (РПН).
Выбор схем РУ 35—НО кВ проводится на осно-
вании типовой сетки схем [54.5] и обосновывается
технико-экономическим расчетом. В системах
сельского электроснабжения применяются тупико-
вые, ответвительные, проходные и узловые ПС.
На тупиковых и ответвительных ПС, присоеди-
няемых к линиям 35—НО кВ с односторонним и
двусторонним питанием, применяются блочные
схемы (блоки линия — трансформатор, линия —-
два трансформатора, две линии — два трансформа-
тора, с ремонтной перемычкой с двумя разъедини-
телями). Для проходных одно- и двухтрансформа-
торных ПС используют мостиковые схемы с вы-
ключателем в перемычке, что позволяет разделить
питающую линию на части — секционировать и
тем самым повысить надежность электроснабже-
ния. В цепях трансформаторов РУ 35—110 кВ сле-
дует применять высоковольтные выключатели.
Применяются также схемы с выключателем в пере-
мычке со стороны трансформатора.
На узловых двухтрансформаторных ПС 35/10 кВ
РУ 35 кВ выполняется с одиночной секционирован-
ной системой сборных шин при возможности под-
ключения четырех ВЛ 35 кВ.
В цепях трансформаторов РУ 35—НО кВ сле-
дует применять высоковольтные выключатели.
РУ 10 кВ для ПС с одним и двумя трансформато-
рами выполняют с одиночной и соответственно оди-
ночной секционированной системой сборных шин.
На сельских комплектных ПС 35—НО кВ при-
меняют силовые трансформаторы мощностью:
1 000—6300 кВ • А — на КТП 35/10(6) кВ, блочт
ныхКТПБ 35/10(6) кВ;
1000—16 000 кВ А — на КТПБ (М) 35/10(6) кВ.
Распределительные устройства 35 кВ ПС
35/10 кВ выполняют открытого типа (ОРУ) с уста-
новкой оборудования отдельно на железобетонных
стойках или блочными с установкой блоков на неза-
глубленные фундаменты. В ОРУ 35 кВ используют-
ся масляные выключатели типов ВТ-35, С-35 или
элегазовые типов ВГБ-35, ВГБЭ-35. В ОРУ НО кВ
ПС применяют масляные выключатели типа ВМТ-
110.
РУ 10 кВ комплектных ПС 35-110/10 кВ вы-
полняют:
шкафами KPH-IV-10 наружной установки не-‘
выкатного типа с масляными выключателями ти-
па ВК-10 или вакуумными выключателями типа
BB-TEL;
шкафами КРН-П1-10 С масляным выключате-
лем ВМП-10.
В РУ 10 кВ блочных подстанций КТПБ-35/10 кВ
устанавливают шкафы типа К-20/М выкатного типа
наружной установки с вакуумным выключателем
типа BB-TEL или КРУ типа К-59 с масляным вы-
ключателем типа ВК-10 или вакуумным выключа-
телем типа ВВЭ.
При сооружении ПС с закрытым РУ 10 кВ ис-
пользуют комплектные ячейки внутренней уста-
новки:
К-104М, К-114, К-5913 выкатного типа с масля-
ными 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. мас-
ляными выключателями;
КСО-297 с вакуумными выключателями типов
ВБПЭ-10 и ВВПЭ-10.
Трансформаторные подстанции 10—
35/0,4 кВ. В сельском электроснабжении транс-
форматорные ТП 10/0,4 кВ и 35/0,4 кВ питают
низковольтные распределительные трехфазные ли-
нии 0,38/0,22 кВ с заземленной нейтралью. Одно-
трансформаторные ТП 10/0,23 кВ применяют мощ-
ностью до 10 кВ • А с питанием по двухпроводному
ответвлению от ВЛ 10 кВ, трехфазные — мощно-
стью 25—630 кВ • А.
ТП 10/0,4 кВ, как правило, должны проектиро-
ваться однотрансформаторными. Двухтрансформа-
торные ТП применяют в следующих случаях:
для электроснабжения потребителей первой ка-
тегории по надежности;
для потребителей второй категории, не допус-
кающих перерывов в электроснабжении свыше 0,5 ч
или имеющих расчетную нагрузку 250 кВт и более.
ТП могут быть опорными, тупиковыми, про-
ходными. Выбор схем присоединения ТП 10/0,4 кВ
к источникам питания должен проводиться на ос-
новании 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 нагрузкой
менее 120 кВт ответвлением от магистрали линии
электропередачи 10 кВ, секционированной в месте
ответвления с обеих сторон разъединителями, если
длина ответвления не превышает 0,5 км.
Для двухтрансформаторных ТП на шинах 10 кВ
предусматриваются устройства АВР при следую-
щих условиях:
наличие потребителей первой и второй кате-
горий;
присоединение к двум независимым источни-
кам 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 элекгропередач 10 кВ
и устанавливаются:
у потребителей первой категории по надеж-
ности;
на хозяйственных дворах крупных населенных
пунктов, если на питающей линии 10 кВ требуется
установка секционированного выключателя.
Регулирование напряжения силовых трансфор-
маторов 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 раз-
ных секций шин 0,4 кВ одной двухтрансформа-
торной ТП.
С целью снижения несимметрии напряжений
на ТП мощностью до 160 кВ • А с преобладающей
коммунально-бытовой нагрузкой следует приме-
нять схему соединения обмоток трансформатора
звезда — зигзаг с нулем.
ТП следует применять, как правило, с воздуш-
ными вводами линий 10 кВ. ТП с воздушными вво-
дами ВН и НН не рекомендуется размещать вблизи
школ, детских и спортивных сооружений. Кабель-
ные вводы линий применяют в следующих случаях:
в кабельных сетях;
при сооружении ТП, имеющих только кабель-
ные вводы линий;
когда прохождение ВЛ на подходах к ТП невоз-
можно;
при технико-экономическом обосновании.
Трансформаторные ТП 10/0,4 кВ по конструк-
ции могут быть комплектные наружной установки и
закрытого типа (кирпичные, блочные, панельные).
В системах электроснабжения сельского хозяй-
ства 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 не-
которых типов ТП 10/0,4 кВ.
Первые четыре типа ТП выполнены тупиковы-
ми однотрансформаторными с единой схемой элек-
трических соединений [54.8]. Силовой трансфор-
матор 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 автома-
тические воздушные выключатели (автоматы) и за-
щитные приставки, обеспечивающие максималь-
ную токовую защиту и защиту от однофазных КЗ,
или плавкие предохранители.
Для защиты электрооборудования от атмо-
сферных перенапряжений установлены вентиль-
ные разрядники типа РВО-10 напряжением 10 кВ и
РВН-0,5 напряжением 0,4 кВ.
В цепи уличного освещения для автоматическо-
го управления установлено фотореле.
Учет расхода электроэнергии на вводе 0,4 кВ
осуществляется трехфазным счетчиком типа
СА4У-Н672М, включенным через трансформато-
ры тока типа Т-0,66.
Основные технические данные ПС даны
в табл. 54.37.
Мачтовые (столбовые) ТП 10/0,4 кВ предназна-
чены для электроснабжения потребителей сельско-
го хозяйства небольшой мощности. Их достоинства
следующие: простота конструкции, удобство экс-
плуатации, надежная работа оборудования, более
низкая стоимость по сравнению с другими конст-
рукциями ТП 10/0,4 кВ. Конструктивно МТП вы-
полнены на концевой П-образной опоре или на же-
лезобетонной стойке ВЛ 10 кВ. На металлоконст-
рукциях, закрепленных на опоре, устанавливаются
устройства высокого напряжения (УВН), силовой
трансформатор, распределительное устройство
низкого напряжения (РУНН), траверсы для под-
ключения ВЛ 0,38 кВ. Шкаф РУНН закрепляется на
высоте, удобной для обслуживания (1,2 м от уров-
ня земли). Разъединитель 10 кВ устанавливается
отдельно на концевой опоре ВЛ 10 кВ.
Оборудование КТП шкафного типа устанавли-
вается единым блоком на стойках па высоте 1,8 м от
земли. Разъединитель 10 кВ с приводом устанавли-
вается на концевой опоре ВЛ 10 кВ. Предусматрива-
ется механическая блокировка привода разъедини-
теля 10 кВ и двери высоковольтного шкафа, исклю-
чающая возможность открытия двери при включен-
ном разъединителе. Разработаны три варианта уста-
новки: на двух стойках, на четырех железобетонных
приставках, на двух Т-образных железобетонных
фундаментах. Для удобства обслуживания преду-
смотрена площадка на высоте 0,95 м от земли.
Для повышения удобства и безопасности об-
служивания, снижения эксплуатационных издер-
жек разработаны киосковые однотрансформатор-
ные тупиковые КТП 10/0,4 кВ мощностью 100—
250 кВ • А [54.9]. Оборудование размещается в ме-
таллическом корпусе, состоящем из отсеков низко-
го (0,4 кВ), высокого (10 кВ) напряжения, находя-
щихся по разные стороны КТП. КТП устанавлива-
ется на четырех железобетонных стойках на высоте
0,7 м от земли. Для обеспечения нормируемой вы-
соты от земли до ввода 10 кВ прокладываются ши-
ны в металлическом коробе, имеющем люк для ос-
мотра и ремонта шинопроводов. В верхней части
короба установлены проходные изоляторы и огра-
ничители перенапряжения типа ОПН-10. Стенки
короба изготовлены из листовой стали. В отсеке
0,4 кВ располагаются вводной рубильник, автома-
тические выключатели типа BA (АЕ2000), устрой-
ства защиты линий 0,4 кВ типа ЗТИ-0,4, счетчик ак-
тивной электроэнергии, трансформаторы тока, ог-
раничители напряжения типа ОПН-0,38. В отсеке
10 кВ размещены: силовой трансформатор, предо-
хранители ПКТ и шинопроводы.
К сети 10 кВ ТП подключается через разъедини-
тель с заземляющими ножами. Учет расхода элек-
троэнергии производится одним счетчиком для
уличного освещения другим счетчиком (по заказу
потребителя) для производственных нагрузок.
Учет расхода электроэнергии коммунально-бы-
товыми потребителями не предусмотрен.
Предусмотрено подключение линии уличного
освещения с автоматическим управлением от фо-
тореле магнитным пускателем или дистанционное
от кнопки. Учет расхода активной энергии осуще-
ствляется трехфазным счетчиком, присоединен-
ным к сети через трансформатор тока (ТТ). Изме-
рение напряжения происходит при помощи пере-
носного вольтметра.
При мощности однотрансформаторных КТП
киоскового типа до 630 кВ • А и двухтрансформа-
торлых КТП 2 х (250—400) кВ • А оборудование
размещается в закрытом металлическом киоске на-
ружной установки и устанавливается на высоте
0,2—0,4 мот земли.
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 расце- пителя автомата типа ВА 57-35, А 25; 16 25; 40 40; 40; 63 40; 80; 100 160; 80; 100 160; 80; 100; 250
Ток плавкой вставки предохраните- ля типа ПН-2, А — — — 100; 80; 60 100; 80; 150 100; 80; 150; 250
Коэффициент трансформации трансформатора тока типа Т-0,66 50/5 Од 100/5 ностолбова> 150/5 . ТП 200/5 — —
Число отходящих линий 2 2 2 .2 — —
Ток плавкой вставки предохраните- ля типа ПН-2, А 25; 25 25; 40 40; 63. 80; 100 —
Ток плавкой вставки предохраните- ля типа ПРС-25 линии уличного ос- вещения . . ' 25 25; 25 25 — —
Номинальный ток предохранителя типа ПКТ-10, А 5> 8 10 16 — —
Коэффициент трансформации трансформатора тока 40/5 75/5 100/5 150/5 — —
Номинальный ток теплового расце- пителя автомата типа АЕ2044 ли- нии уличного освещения, А 10 10 16 25 25 25
Ток плавкой вставки предохраните- ля типа ПКТ101-10, А 5 8 10 16 20 31,5
Коэффициент трансформации трансформатора тока типа Т-0,66 40/5 м: 100/5 77 Омского ' 150/5 ЗМЗ 200/5 300/5 400/5
Число отходящих линий' 3 3 3 3 — —
Номинальный ток теплового расце- пителя автомата типа ВА 57-35, А 16; 25; 25 16; 25; 40 63; 40; 40 100; 80; 40 — —
Ток плавкой вставки предохраните- ля типа ПРС-2593 линии уличного освещения, А 25 25 25 25 — —
Ток плавкой вставки предохраните- ля типа ПКТ-10, А 5 8 КТП 10 16 — —
Число отходящих линий Номинальный ток теплового расце- пителя автомата, А: 3 3 3 3 3 .. 4
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; 100 80; 160; 100; 160
Ток линии уличного освещения, А 16; 25 16; 40 16; 63 16; 100 160 250
Ток плавкой вставки предохраните- ля типа 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- пителя автомата типа ВА 5735 (или АЕ 2000), А — — — 40; 80; 100 80; 100; 100; 160 100; 100; 160; 160
Вариант 2: номинальный ток предо- хранителя типа. ПН-2 — — — — 20; 100; 100; гбО 31,5; 100; 160; 250
Ток линии уличного освещения, А -к* — —*- % ;16 ... . .. 16, ,,16 .
Г---------------
Таблица 54.38
Тип ЗТП Число транс- форматоров Число под- ключенных линий 10 кВ Исполнение вводов 10 кВ
1Т1В 1 ' 1 ' Воздушное
1Т1К 1 1 Кабельное
1Т2В 1 2 Воздушное
IT2K 1 2 Кабельное
2Т2В 2 ' 2 Воздушное
2Т2К 2 1 Кабельное
Согласно [54.9] ЗТП применяют:
при сооружении ОТП, к РУ 10 кВ которых при-
соединяется более двух линий напряжением 10 кВ;
для электроснабжения потребителей первой ка-
тегории 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 III степе-
ни и выше;
в районах со снежным покровом более 2 м.
ЗТП 10/0,4 кВ применяют для электроснабже-
ния наиболее ответственных и крупных потребите-
лей сельского хозяйства.
Типы ЗТП Люберецкого электромеханического
завода приведены в табл. 54.38.
На напряжении 10 кВ ЗТП предусматриваются
следующие схемы:
тупикового типа «линия — трансформатор»
(1TIB, 1Т1К); силовой трансформатор присоединя-
ется к линии 10 кВ через разъединитель и предо-
хранитель;
проходного типа «две линии — трансформатор»
(1Т2В, 1Т2К); в цепи линии со стороны основного
питания устанавливается разъединитель, со стороны
резервного питания — выключатель нагрузки;
проходного типа «две линии — два трансфор-
матора» (2Т2В, 2Т2К); схемы присоединений ана-
логичны двум указанным выше с дополнением сек-
ционного разъединителя и секционного выключа-
теля нагрузки.
На стороне 0,4 кВ предусматривается одинар-
ная система сборных шин. К сборным шинам 0,4 кВ
трансформатор присоединяется через рубильник.
Отключение разъединителя 10 кВ или рубильни-
ка выполняется при снятой нагрузке с трансформа-
тора, 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 ши-
нам через автоматические выключатели, имеющие
электромагнитные и тепловые расцепители.
Схемой предусмотрена установка защитного
устройства от неполнофазных режимов сети — от-
ключение присоединения 0,4 кВ с «двигательной»
нагрузкой при сгорании плавкой вставки предохра-
нителя на одной из фаз или при обрыве провода на
линии 10 кВ.
Линия уличного освещения присоединяется к
сборным шинам через однополюсные автоматиче-
ские выключатели. Для автоматического управле-
ния уличным освещением предусматриваются фо-
тореле с действием их на контактор, устанавливае-
мый 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 обогре-
ва с помощью резисторов, обеспечивающих нор-
мальную работу счетчика при температуре возду-
ха до-45 °C.
Технические данные аппаратуры, токи уставок
расцепителей, реле, токи плавких вставок предо-
хранителей 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 обнару-
жения видимого разрыва цепи у разъединителей и
выключателей нагрузки. Камеры РУ 10 кВ обору-
дованы соответствующими блокировками, обеспе-
чивающими безопасность их обслуживания.
Закрытая подстанция 10/0,4 кВ данной серии
представляет собой одноэтажное здание с кирпич-
ными стенами, в котором размещается все оборудо-
Таблица 54.39
Номиналь- ная мощ- ность трансфор- матора, кВ-А Номи- нальный ток транс- формато- ра, А Номинальный ток теплового расцепителя ав- томата типа ВА 57-35, А, отходящих линий Ток плавкой вставки предо- хранителя типа Ток плав- ких вста- вок предо- хранителя типа ПКТ-10, А Коэффици- ент трансфор- мации транс- форматора тока типа Т-0,66
1-й 2-й 3-й 4-й 5-й ПРС-25 улич- ного освеще- ния, А
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
вание ПС. Здание ЗТП имеет отсеки, в которых ус-
танавливаются щит, силовые трансформаторы,
ячейки РУ 10 кВ, вводы линий 10 и 0,4 кВ (воздуш-
ные нли кабельные).
Для безопасности обслуживания в отсеке сило-
вого трансформатора предусмотрена установка пе-
ред дверью заградительного барьера, а также по-
ставка изолирующей инвентарной подставки.
Для осмотра уровня масла в силовом трансфор-
маторе предусмотрено отверстие (застекленное) в
перегородке между отсеками. В отсеках ПС преду-
смотрено рабочее освещение с применением на-
стенных светильников с лампами накаливания на
напряжение 220 В. Для технологического подогре-
ва (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 применя-
ются узловые ТП (УЗТП). На ПС устанавливается
два силовых трансформатора мощностью 250, или
400, илн 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 комплектует-
ся 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 мачто-
вого исполнения устанавливается непосредственно
на промежуточной или концевой опоре ВЛ 10 кВ
в 5 м от разъединительного пункта и включает вы-
соковольтный предохранитель 10 кВ, вентильный
разрядник 10 кВ, однофазный силовой трансформа-
тор мощностью 4 или 10 кВ • А, низковольтный
распределительный щит. На ТП предусматривают-
ся 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 те-
лескопической вышки.
РП 10 кВ устанавливают в узлах сети, где пред-
полагается сооружение ПС 35-110/10 кВ с исполь-
зованием РП в перспективе в качестве РУ 10 кВ
этих ПС. До сооружения ПС 35-110/10 кВ для ос-
новного питания РП строится линия 35—ПО кВ с
временным использованием (до 5 лет) на напряже-
нии 10 кВ. Для резервного питания РП могут ис-
пользоваться действующие или вновь сооружае-
мые 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 разработа-
но следующее электрооборудование [54.10].
Силовые и измерительные трансформаторы и
реакторы.
сухие трансформаторы мощностью 160—
1000 кВ • А на напряжение 6—10 кВ (АООТ «Элек-
трозавод»);
герметичные силовые трансформаторы на на-
пряжение 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 «Екатеринбург-
ский завод измерительных трансформаторов»);
трехфазные антирезонансные трансформаторы
напряжения НАМИ 6—35 кВ (ОАО «Раменский
электротехнический завод «Энергия»);
элегазовые трансформаторы тока на напряже-
ние 110 и 220 кВ (АО «Электроаппарат»);
трансформаторы тока и напряжения ПО кВ
(АООТ «Электрозавод»).
Комплектные распределительные устройства
(КРУ) и трансформаторные подстанции (КТП),
камеры КСО'.
КРУ серии К-104 SF с элегазовыми выключате-
лями фирмы АВВ. Номенклатура КРУ 6—10 кВ с
элегазовыми выключателями, в том числе сейсмо-
стойкого исполнения, на номинальные Токи от 630
до 3150 А (АО «Мосэлектрогцит»);
КРУ серии К-59 исполнения У1 и УЗ с масляны-
ми выключателями типа ВК-10 (ВКЭ-10) или ваку-
умными типа ВВЭ и BB/TEL 10 кВ (АО «Самар-
ский завод «Электрощит»);
камеры КСО-292 с масляными или вакуумны-
ми выключателями на номинальные токи главных
цепей 400—1000 А и номинальные токи отключе-
ния 20 кА (АО «Свердловский электромеханиче-
ский завод»);
КТПК 10 (6)/0,4 кВ мощностью до 630 кВ А
закрытого исполнения типа «киоск» (АО «Самар-
ский завод «Электрощит»). Вводы высшего (ВН) и
низшего напряжения (НН) выполнены кабельными
или воздушными линиями. При мощности транс-
форматора 630 кВ • А на стороне ВН устанавлива-
ется выключатель нагрузки;
КТПП 10 (6)/0,4 кВ (проходные) мощностью до
2500 кВ • А, одно- и двухтрансформаторные, на ба-
зе четырех модулей (шкафов), исполнение УЗ или
УХ Л4, вводы и выводы кабельные (АО «Самар-
ский завод «Электрощит»);
КТПГ 10 (6)/0,4 кВ (для городских сетей) — од-
но- и двухтрансформаторные с тремя выключателя-
ми нагрузки на один трансформатор мощностью
160—630 кВ А, вводы ВН — воздушные или ка-
бельные, 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-5О/315О У1 с не-
автономным пневмопружинным приводом, элега-
зовый 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 ко-
лонкового типа ВБН-35П-20 (ОАО «Карпинский
электромашиностроительный завод»);
двухколонковый разъединитель типа SGF гори-
зонтально-поворотного типа исполнения У1 (СП
«АВВ — Уралэлектротяжмаш»),
Ограничители перенапряжений нелинейные
(ОПН):
ОПН 0,4—35 кВ в полимерной изоляции (АО
«ЭЛВО»);
ОПН 35, ПО, 220 кВ (АООТ «Корниловский
фарфоровый завод»).
Статические компенсаторы реактивной
мощности: серия СТК на номинальные напряже-
ния 10, 20, 35 кВ мощностью от 7,5 до 100 Мвар
(в зависимости от класса напряжения) с воздуш-
ным, водяным или масляным охлаждением (в за-
висимости от размещения оборудования — в от-
крытом распределительном устройстве или внут-
ри помещения). Разработчик и изготовитель
АО «ВНИИЭ».
54.3. НАДЕЖНОСТЬ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
ОСНОВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К НАДЕЖНОСТИ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ.
ОЦЕНКА УРОВНЯ НАДЕЖНОСТИ
По требованию к надежности сельскохозяйст-
венные потребители электрической энергии делят-
ся на три категории.
К первой категории относят потребителей, на-
рушение электроснабжения которых влечет за со-
бой значительный материальный ущерб вследствие
массовой порчи продукции и серьезное расстрой-
ство технологического процесса. Крупные живот-
новодческие фермы и комплексы, производящие
продукцию на промышленной основе, являются
потребителями первой категории. Категория на-
дежности крупных ферм и комплексов и их отдель-
ных электроприемников определяется по показате-
лям табл. 54.40, 54.41 [54.11].
К первой категории также относят электропри-
емники особо важных объектов несельскохозяйст-
венного назначения, расположенных в сельской ме-
стности: операционные отделения больниц, ро-
дильные дома и т.д.
Потребители первой категории должны быть
обеспечены резервным электроснабжением. Ис-
точником резервного питания могут быть сети
Таблица 54.40. Сельскохозяйственные потребители первой и второй категории 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. скотомсст 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 млн
бройлеров в год и более
по выращиванию племенного стада кур на
25 тыс. голов и более, а также гусей, уток и инде-
ек 10 тыс. голов и более
Вторая категория (II)
Животноводческие и птицеводческие фермы мень-
шей производительности, чем указанная для потреби-
телей первой категории
Тепличные комбинаты и рассадные комплексы
Кормоприготовитсльныс заводы и отдельные цехи
с механизированным приготовлением и раздачей кормов
Картофелехранилища вместимостью более 500 т
с холодоснабженисм и активной вентиляцией
Холодильники для хранения фруктов вместимостью
более 600 т
Инкубационные цехи рыбоводческих хозяйств и
ферм
Таблица 54.41. Перечень электроприемннков первой (I) и второй (II) категорий по надежности
Наименование электроприемннков (групп электроприемннков) сельскохозяйствен- ных предприятий Категория надежности
Комплексы и фермы молочного направления:
системы доения коров в стойлах II*
то же в доильных залах И*
рабочее освещение в доильных залах II*
система промывки молокопроводов и подогрева воды II*
локальный обогрев телят II*
облучение телят II*
дежурное освещение в родильном отделении II*
очистка, хранение и охлаждение молока II
переработка(пастеризация молока) II
системы поения коров и телят в родильном отделении II
установки обеспечения микроклимата в телятнике II
приготовление кормов II
раздача кормов 11
Комплексы и фермы КРС:
дежурное освещение здания моноблоков II
системы поения II
раздача кормов 11
системы механизированного приготовления и выпойки молока в телятнике перво- II
го периода
Кормоприготовлсние (кормоцехи): II
система отопления II
система приточно-вытяжной вентиляции II
Свиноводческие комплексы и фермы:
отопительно-вентиляционные системы свинарников-откормочников II*
то же в свинарниках для поросят-отъемышей 11*
приготовление кормов (кормоцеха) II
раздача кормов стационарными средствами 11
системы поения животных II
рабочее освещение в моноблоках II
то же в свинарниках-маточниках II
дежурное освещение II
сооружения по обработке и очистке навозных стоков II
водозаборные сооружения II
системы вентиляции в свинарниках для опоросов II
система вентиляции помещений и зон моноблоков, где невозможно осуществить II
естественное проветривание
локальный обогрев поросят в свинарниках для опоросов и в санитарных станках II '
Для всех предприятий:
установки пожаротушения 11*
установки водоснабжения водонапорных башен II
установки теплоснабжения и горячей воды п>
котельные 11
котельные с котлами высокого и среднего давления II*
Окончание табл. 54.41
Наименование электроприемииков (групп электроприемииков) сельскохозяйствен- ных предприятий Категория надежности
Птицефаб- Птицсфер-
рики • мы
системы поения птиц I . II*
локальный обогрев цыплят в первые 20 дней , 1 II*
вентиляция в птичниках с напольным и клеточным содержанием 1 II*
инкубация яиц и вывод цыплят 1 II*
сортировка яиц и цыплят, транспортировка, обрезка клювов и освещение инкуба- I II*
тория цехи убоя I и*
санитарно-убойные пункты I II*
котельные 1 II*
в том числе мазутное хозяйство 1 II*
насосные оборотного водоснабжения котельной и птицебойни I II*
станции перекачки конденсата 1 II*
градирни I II*
хлораторныс станции обезжелезивания I II*
канализационные насосные станции I II*
насосные 1-го и 2-го подъемов I II*
системы раздачи кормов II II
системы сбора яиц в птичниках II II
освещение II п
системы сборки помета в птичниках II II
цеха подработки кормов II II
склад кормов II II
Примечание. II* — электроприемники второй категории, нс допускающие перерыва длительностью бо-
лее 0,5 ч.
электроэнергетической системы или специальная
резервная электростанция. Источник резервного
питания выбирается путем технико-экономическо-
го сравнения различных вариантов. Резервные ис-
точники электроснабжения наиболее ответствен-
ных потребителей первой категории должны вво-
диться в действие автоматически.
При выходе из строя любого из источников ос-
тавшийся в работе должен обеспечить нагрузку
электроприемииков 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 продук-
ции и ее частичной порче.
Потребители и электроприемники второй кате-
гории рекомендуется обеспечивать электроэнерги-
ей от двух независимых источников питания. Из
электроприемииков второй категории выделяется
группа, не допускающая перерывов в электроснаб-
жении длительностью более 0,5 ч, остальные элек-
троприемники допускают перерыв на время ручно-
го включения резерва.
К третьей категории относятся остальные по-
требители, не подходящие под определение первой
и второй категорий. Для электроприемииков треть-
ей категории допускаются перерывы электроснаб-
жения на время, необходимое для ремонта или за-
мены поврежденного элемента системы электро-
снабжения, но не более 1 сут.
Уровень надежности системы электроснабже-
ния на определенном сложившемся этапе развития
техники в конечном счете определяется затратами
на сооружение и эксплуатацию системы. Повыше-
ние уровня надежности, как правило, связано с уве-
личением 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 потреби-
телей в зависимости от среднего времени Т (в ча-
сах) перерыва электроснабжения установлены сле-
дующие нормативы:
первая категория — допускается перерыв на
время автоматического восстановления питания;
вторая категория:
2,10)*) (т < 0,5) - 2,5 отказа в год;
2,2о)ц (т Й 4) = 2,3 отказа в год;
2,3(0]] (4 < т < 10) = 0,1 отказа в год
ПРИ Ррасч 120 кВт;
2,4(0]] (4 < т < 10) = 0,2 отказа в год
при Ррасч < 120 кВт;
третья категория —
О)]]] (Т < 24) = 3 отказа в год.
Методика принятия решений при данном под-
ходе основана на сопоставлении нормативных по-
казателей надежности электроснабжения потреби-
телей соответствующей категории с расчетными
показателями.
Расчетные показатели определяются по спра-
вочным данным о надежности элементов системы
электроснабжения (СЭС) в зависимости от схемы
их соединений от источника питания (ИП) до точ-
ки подключения потребителя и с учетом условий
эксплуатации.
Если уровень надежности электроснабжения
потребителей не соответствует нормам, СЭС осна-
щается средствами повышения надежности, сокра-
щающими количество и продолжительность от-
ключений.
Выбор состава, объема, мест установки средств
повышения надежности основывается на достиже-
нии нормированного уровня надежности наиболее
экономичным путем.
Различные средства повышения надежности
(схемные решения, секционирование сетей, ис-
пользование автономных источников резервного
электропитания) требуют различных затрат и
в разной степени повышают надежность электро-
снабжения. Разработаны правила достижения нор-
мированного уровня надежности, учитывающие
закономерности формирования СЭС сельскохозяй-
ственных потребителей [54.11]. В этом случае
с целью повышения технологичности проектиро-
вания непосредственный расчет показателей на-
дежности не производится.
При этом предполагается, что в районах элек-
трических сетей (РЭС) имеются следующие техни-
ческие средства:
диспетчерский пункт РЭС;
связь с диспетчерскими пунктами предприятий
электрических сетей;
устройства двусторонней радиосвязи оператив-
ных выездных бригад с диспетчерскими пунктами.
Кроме того, организация эксплуатации элек-
трических сетей должна отвечать требованиям со-
ответствующих нормативных документов.
ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ
ПО ОБЕСПЕЧЕНИЮ АВТОНОМНЫМ
РЕЗЕРВНЫМ ЭЛЕКТРОПИТАНИЕМ НАИБОЛЕЕ
ОТВЕТСТВЕННЫХ ЭЛЕКТРОПРИЕМННКОВ
У СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
Для уменьшения последствий массовых отка-
зов в электрических сетях, вызванных гололедно-
ветровыми нагрузками, электроснабжение электро-
приемников сельскохозяйственных потребителей
резервируется автономными источниками резерв-
ного электропитания (АИР).
Установка автономных источников резервного
электропитания предусматривается для резервного
питания электроприемников первой и второй кате-
горий, не допускающих перерывов в электроснаб-
жении длительностью более 0,5 ч, независимо от на-
личия резервного питания по электрическим сетям.
В качестве АИР могут быть использованы ста-
ционарные или передвижные дизельные электро-
станции (ДЭС), резервные источники электропита-
ния с приводом от трактора (РИТП), а также иные
автономные энергетические установки.
Выбор количества агрегатов АИР и их мощно-
сти производится по расчетной нагрузке электро-
приемников первой и второй категорий, не допус-
кающих перерывов длительностью более 0,5 ч,
с учетом режима их работы.
Тип автономного источника резервного элек-
тропитания, его мощность, место размещения и
способ подключения к сети 0,38 кВ определяются
в составе проекта электрификации сельскохозяйст-
венного объекта.
ВЫБОР КОЛИЧЕСТВА И МЕСТ УСТАНОВКИ
АВТОМАТИЧЕСКИХ КОММУТАЦИОННЫХ
АППАРАТОВ В СЕТЯХ 10 кВ
При выборе количества и мест установки авто-
матических коммутационных аппаратов (АКА)
в первую очередь должны быть рассмотрены меро-
приятия по надежному электроснабжению потре-
бителей первой категории.
Местное резервирование электроснабжения по-
требителей первой категории целесообразно, если
выполняется условие [54.11]
/рез</вь.х + 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, рассмат-
риваемой линии 10 кВ, который необходимо соору-
Рис. 54.1. Графики для определения ко-
личества АКА секционирования в ли-
нии 10 кВ при оснащении ее АВР
дить для осуществления схемы питания опорной
трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ.
При невыполнении условия (54.5) для электро-
снабжения 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 автомати-
ческих секционирующих устройств, обеспечиваю-
щих нормативы надежности электрооборудования
потребителей второй и третьей категорий, осуще-
ствляется 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 макси-
мальная длина участка линии (включая ответвле-
ния), 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 номограм-
мам, приведенным на рис. 54.1.
В этом случае рассматриваются два участка
линии:
первый — от головного выключателя линии до
потребителя первой категории с суммарной расчет-
ной нагрузкой Pjj и длиной /Х1;
второй — от потребителя первой категории до
пункта сетевого АВР с нагрузкой Рг;11 и длиной /2П.
Откладывая на графике точки с координатами
^£1 и ^Е1й ^£11 определяем количество АКА
(1 АКА, 2 АКА, 3 АКА), которые необходимо уста-
новить соответственно на первом и втором участке.
Расчетная нагрузка линии 10 кВ определяется
путем суммирования расчетных нагрузок всех по-
требителей, присоединенных к рассматриваемой
линии, кроме нагрузки первой категории.
,. . Если к рассматриваемой линии присоединен
потребитель первой категории и выполняется усло-
вие (54.5), а также если к рассматриваемой линии
присоединены только потребители второй и треть-
ей категорий, то в зависимости от схемы подстан-
ции 35—110/10 кВ выбор количества аппаратов
производится по соответствующим номограммам.,
аналогичным приведенным на рис. 54.1 [54.11]. .
Примерное место размещения устройства авто-
матического секционирования выбирается между
точками, одна из которых делит линию (участок ли-
нии) на равные части по длине, а вторая —
на равные части по нагрузке.
Устройство автоматического секционирова-
ния и резервирования рекомендуется совмещать
с ОТП (РП).
Целесообразность установки устройств автома-
тического секционирования ответвления устанав-
ливается с использованием рис. 54.1. В качестве
расчетной нагрузки принимается нагрузка части
линии 10 кВ между автоматическим секционирую*
шим устройством с рассматриваемым ответвлени-
ем без нагрузки самого ответвления, а в качестве
расчетной длины принимается длина ответвления.
МЕРОПРИЯТИЯ ПО ПОВЫШЕНИЮ
НАДЕЖНОСТИ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
Повышение уровня надежности электроснаб-
жения является технико-экономической задачей,
при решении которой минимизируются приведен-
ные к одному году затраты, включающие капиталь-
ные вложения, издержки эксплуатации и ущерб от
недоотпуска электроэнергии. В упрощенном вари-
анте необходимо обеспечить рассмотренный выше
нормированный уровень надежности электроснаб-
жения сельскохозяйственных потребителей.
Для обеспечения надежности электроснабже-
ния сельскохозяйственных потребителей преду-
сматриваются следующие технические мероприя-
тия: повышение надежности отдельных элементов
электрических сетей (в том числе за счет примене-
ния новых материалов); секционирование сетей
при помощи выключателей с АПВ, автоматиче-
ских отделителей и разъединителей; резервирова-
ние как сетевое, так и местное энергетическое и
технологическое; приближение напряжений 35—
110 кВ к потребителям, разукрупнение подстанций
35—110 кВ, позволяющее сократить радиус дейст-
вия воздушных линий 10 кВ; увеличение количест-
ва двухтрансформаторных подстанций 35—110 кВ
и подстанций с двусторонним питанием; разукруп-
нение подстанций напряжением 10/0,4 кВ и раз-
дельное питание от них производственных и ком-
мунально-бытовых потребителей; применение ба-
тарей статических конденсаторов для компенса-
ции реактивной мощности.
Рассмотрим основные нз этих мероприятий бо-
лее подробно.
Секционирование ВЛ, уменьшая протяжен-
ность сети, отключаемой при авариях, снижает чис-
ло отключений понижающих подстанций. Приме-
няется неавтоматическое и автоматическое секцио-
нирование. Неавтоматическое секционирование
является мероприятием, снижающим в первую оче-
редь число и длительность преднамеренных отклю-
чений, оно выполняется прн помощи линейных
разъединителей в дополнение к автоматическому
секционированию. Наличие секционирующих
разъединителей облегчает процесс определения
мест замыкания на землю, уменьшает число потре-
бителей, отключаемых при ремонтных работах.
При автоматическом секционировании ВЛ раз-
бивают на участки, в начале которых устанавлива-
ют специальные секционирующие аппараты, от-
ключающие поврежденные участки, не нарушая
нормальной работы остальной части линии. Опти-
мальные места установки секционирующих аппа-
ратов определяются из условия максимального со-
кращения ущерба сельскохозяйственным потреби-
телям от перерывов в электроснабжении.
Использование сетевого резервирования предпо-
лагает достаточно высокую надежность самих сетей.
Наиболее целесообразна разомкнутая схема работы
линий в нормальном режиме с автоматическим под-
ключением неповрежденных участков к другому ис-
точнику энергии при авариях. Наряду с сетевым ре-
зервированием находит применение местное резер-
вирование, так как при неблагоприятных атмосфер-
ных условиях (гололед, ураган, гроза и т.д.) возмож-
но одновременное повреждение двух линий.
Резервные электростанции предназначаются
для резервирования потребителей первой и второй
категорий.
Для повышения надежности электроснабжения
большое значение имеют также организационно-
технические мероприятия, особенно касающиеся
сокращения преднамеренных отключений.
Проведение ремонтных и других видов работ
в сетях следует подчинить требованию минималь-
ного ущерба для потребителей, согласовав их с ре-
жимами работы сельскохозяйственных потребите-
лей. Для сокращения числа отключений потребите-
лей надо совмещать по времени работы, проводи-
мые на разных ступенях напряжения.
Эффективным средством повышения надежно-
сти электроснабжения является рациональная орга-
низация эксплуатации электрических сетей и уюта*
новок. Поскольку точность технико-экономических
расчетов надежности электроснабжения зависит от
достоверности исходных данных, то важнейшая за-
дача эксплуатации состоит в организации системы
сбора и обработки информации для оценки показа-
телей надежности электроснабжения и ущерба от
перерывов в электроснабжении для конкретных по-
требителей (на основе тщательного экономическо-
го анализа фактических данных).
Важным фактором повышения надежности
электроснабжения является строгое соблюдение
обслуживающим персоналом правил технической
эксплуатации.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
54.1. Методические указания по расчету элек-
трических нагрузок в сетях 0,38—НО кВ сельскохо-
зяйственного назначения: Руководящие материалы по
проектированию электроснабжения сельского хозяй-
ства/Сельэнсргопроскт. М., 1982.
54.2. Альбом типовых графиков электрических
нагрузок сельскохозяйственных потребителей и сетей:
Руководящие материалы по проектированию электро-
снабжения сельского хозяйства / Сельэнсргопроскт.
М„ 1985.
54.3. Нормы технологического проектирования
электрических сетей сельскохозяйственного назначе-
ния / Ссльэнергопроект. М„ 1988.
54.4. Информационный сборник. Железобетон-
ные опоры для воздушных линий электропередачи на-
пряжением 0,38 кВ (на базе стоек СВ-95-2 и СВ-110-35).
54.5. Типовые схемы принципиальных электри-
ческих РУ напряжением 6—750 кВ подстанций и ука-
зания к их применению:, № 14198TM-TI / Энергосеть-
проект. М., 1997. ’ ’ '
54.6. Справочник по проектированию электро-
энергетических систем / Под ред. С.С. Рокотяна,
И.М. Шапиро. М.: Энергоатомиздат, 1985.
54.7. Методические указания по зыбору установ-
ленной мощности силовых трансформаторов на одно- и
двухтрансформаторных подстанциях электрических
сетей сельскохозяйственного назначения: Руководящие
материалы по проектированию электроснабжения
сельского хозяйства / Сельэнсргопроскт. М., 1987.
54.8. Практикум по электроснабжению сельско-
го хозяйства. М.: Колос, 1982.
54.9. Руководящие материалы по проектирова-
нию электроснабжения сельского хозяйства / Ссль-
энергопроскт. М., 1991—1999.
54.10. Современное оборудование для подстан-
ций распределительных электрических сетей /
Ю.А. Дементьев, В.М. Максимов, В.В. Слоев и др. И
Энергетик. 1999. № 6.
54.11. Методические указания по обеспечению
при проектировании нормативных уровней надежно-
сти электроснабжения сельскохозяйственных потре-
бителей: Руководящие материалы по проектированию
электроснабжения сельского хозяйства / Ссльэнсрго-
проскт. М., 1986.
ПРЕДМЕТНЫЙ УКАЗАТЕЛЬ
Автоматизированная система диспетчерского управ-
ления (АСДУ) 721
Автоматика нормальных режимов 638
— повторного включения 687, 713
— предотвращения нарушения устойчивости микро-
процессорная 701 ,
— прекращения асинхронного режима 705
— противоаварийная 638, 711
— типовая микросхемная 698
— управления синхронным генератором при измене-
ниях 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 сельскохо-
зяйственного 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
Г рафик 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
— служсбная735
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
— помсхозащищасмый 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
— D-разбисния 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 СВН номинальное 198
Недоотпуск электроэнергии 267
Несимметрия напряжения 864, 907
Нссинусоидальность напряжения 863, 906
Оборудование силовое 573
Объединенная энергосистема (ОЭС) 7
Ожидаемое число воздействий внутренних перенапря-
жений за год 335
----коротких замыканий за год 334
----плановых и аварийных коммутаций за год 334
Опора 727—729
Осноганис кода 723
Отклонение напряжения 32, 861, 905
— частоты 32
Отключение ЭД 345
— элементов преднамеренное 285
Оценка живучести 286
— уровня надежности объектов ЭЭС экономическая -
288
Панелг .’зтоматики промышленная микросхемная 706
Парамсг> 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 сталсалюминнсвый 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 г
— частоты вращения автоматический 650
----------турбогенератора 650
-----— гидрогенератора 651
Режим городской электрической сети 859
— напряжения 921
— нейтрали 850 „
— нсполнофазный 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
Самовозбуждение синхронной машины 404
Самонесущий изолированный провод (СИП) 942
Самораскачиванис синхронной машины 405
Самосинхронизация 402
— гидрогенератора 641
Сервср742
— приложений 43
Сеть внутренняя 839
— корпоративная 741
— передачи оперативно-технологической информа-
ции 744. 746
— спутниковая748
— цифровая 748
— электрическая 7, 839
Сигнал 573, 730, 735
Синхронизатор автоматический аналоговый с вычис-
ляемым углом опережения 644
----микропроцессорный 646
Синхронизация 402, 642
Синхронная передача данных 733
Система автоматизированная 682
— документальных баз 748
— комплексного управления (и защиты) микропро-
цессорная автоматическая 676
— мониторинга речевых сообщений 748
— операционная мультизадачная 750
— телемеханики балансная 737
— небалансная 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
мошиости 197
Стандартный кодовый формат 729
Станция вторичная 736
— дублированная центральная присмно-персдающая
(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 П-образная 205
Схема осветительной сети 895
— передачи постоянного тока биполярная 22, 217
— последовательности нулевой 366
----обратной 366
----прямой 366
— электрической сети 881
— электроустановки 573
Тслсинформационная сеть (ТИС) 744, 745
Температура нагрева продолжительно допустимая 104
— проводника кратковременно допустимая при КЗ
109
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 гидрогенера-
торов 654
-------турбогенераторов 655
----статическим компенсатором реактивной мощ-
ности 674
Уравнение движения ротора генератора 354
— контурных токов 378
— переходных процессов в обмотках ротора 354
------------статора 354
— узловых напряжений 378
Условия выбора и проверки на коммутационную спо-
собность 111
Установка продольной компенсации 206
Устойчивость динамическая 385
— результирующая 385
— статическая 384
Устройство компенсирующее 211
— симметрирующее 915
— трехфазнос повторного включения автоматиче-
ское 688
— фильтрокомпенсирующее 915
Ущерб (или недополученная прибыль) 267
— от перерывов электроснабжения 287
Федеральный оптовый рынок электроэнергии и мощ-
ности (ФОРЭМ) 11
Фсррорсзонанс на электромагнитных трансформато-
рах напряжения 332
Фильтр токов высших гармоник 221
Характеристика режимов интегральная 272
Характеристики защищенных подходов к подстанци-
ям 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 свсрхпсрсходная 359
Электрическая сеть сельскохозяйственного назначе-
ния 940
Электропередача переменного тока управляемая 214
— постоянного тока 216
Элсктроприсмник 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 от 05.06.97
Подписано в печать с оригинала-макета 15.11.02 Формат 70x100 1/16
Бумага офсетная
Усл. печ. л. 77,7
Тираж 1000 экз.
Гарнитура «Таймс»
Усл. кр.-отт. 77,7
Заказ 5097
Печать офсетная
Уч.-изд. л. 108,6
С-023
Издательство МЭИ, 111250, Москва, Красноказарменная ул., 14.
Отпечатано в ОАО «Типография «НОВОСТИ», 107005, Москва, ул. Фридриха Энгельса, д'. 46.