Текст
ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИЙ
СПРАВОЧНИК
(В ТРЕХ ТОМАХ)
ШЕСТОЕ ИЗДАНИЕ, ИСПРАВЛЕННОЕ И ДОПОЛНЕННОЕ
ПОД ОБЩЕЙ РЕДАКЦИЕЙ
профессоров Московского энергетического института
В. Г. Герасимова, П. Г. Грудинского, Л. А. Жукова, В. А.' Лабунцова,
И. Н, Орлова (главный редактор), М. М. Соколова, А, М, Федосеева,
А. Я. Шихина и инж. И, В, Антика
ТОМ Ш
Книга первая
ПРОИЗВОДСТВО, ПЕРЕДАЧА И РАСПРЕДЕЛЕНИЕ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
МОСКВА-ЭНЕРГОИЗДАТ-1982
Раздел 28
ОБЩИЕ ВОПРОСЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
СОДЕРЖАВ И Е
28-1. Основные отличительные особенности
электроэнергетических систем . . 5
Характеристика энергосистемы (5).
Роль и значение ЕЭС СССР (11).
Потребители электроэнергии (12).
Электрические станции (12). Балан-
сы мощности и энергии (14). Напря-
жения электрических сетей и устано-
вок (15). Режимы заземления нейт-
ралей генераторов н трансформаторов
(16). Средства диспетчерско-техно-
логического управления (17). Влия-
ние энергосистем на окружающую
среду (18). Качество электрической
энергии (19)
28-2. Расчеты сравнительной экономичес-
кой эффективности вариантов при
проектировании энергосистем . . 21
Задачи расчетов и критерии сравни-
тельной экономической эффективно-
сти капитальных вложений (21). Ме-
тодика н порядок расчета (23). Рас-
чет замыкающих затрат на электро-
энергию (26)
28-3. Потребление электроэнергии и графи-
ки электрической нагрузки « м 26
Прогнозирование потребления элект-
роэнергии (26). Графики электричес-
ких нагрузок (28). Категории элект-
роприемников (32)
28-4. Резервы генерируемой мощности н
пропускной способности основной се-
ти энергосистемы........................... 33
Определение расчетного резерва мощ-
ности в энергосистемах (33). Пример
определения расчетного резерва мощ-
ности (37). Расчетные условия и
требования к пропускной способности
основной электрической сети энерго-
объединения (38)
28-5. Режимы работы энергетических сис-
тем ............................... 40
28-6. Оптимизационные модели для выбо-
ра режима, поиска структуры энерге-
тических систем и развития элект-
рических станций ..... 44
Оптимизация режимов (44). Оптими-
зационные модели для поиска струк-
туры энергетических систем (46).
Оптимизация развития электростан-
ций (48)
Список литературы •»»•«<. 51
28-1. ОСНОВНЫЕ
ОТЛИЧИТЕЛЬНЫЕ ОСОБЕННОСТИ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
Характеристика энергосистемы
Энергетическая система представляет
собой совокупность электрических станций,
электрических и тепловых сетей н узлов по-
требления, объединенных процессом произ-
водства, передачи и распределения электро-
энергии и теплоэиергии и связанных общим
оперативным и хозяйственным управлением.
В СССР имеется 95 районных энерго-
систем, каждая из которых обеспечивает
централизованное электроснабжение потре-
бителей на территории, охватываемой под-
чиненными ей электрическими сетями, а так-
же централизованное теплоснабжение от
подведомственных ей тепловых электростан-
ций и котельных. Энергосистема обслужи-
вает обычно территорию одной области,
края, автономной или даже союзной рес-
публики, а иногда двух-трех областей.
С административно-хозяйственной точ-
ки зрения районная энергосистема представ-
ляет собой производственное объединение
нескольких разнородных энергетических
предприятий; электростанций, предприятий
по эксплуатации электрических сетей, ре-
монтных баз, заводов энергетического про-
филя. В энергосистеме совместно с электро-
станциями, подчиненными Министерству
энергетики и электрификации СССР (элек-
тростанции общего пользования), работа-
ют и электростанции других министерств и
ведомств (блок-станции).
Отличительным для современного этапа
развития энергосистем является их дальней-
шее объединение и формирование Единой
энергетической системы СССР (ЕЭС
СССР), в составе которой уже в настоящее
время работают 79 из 95 энергосистем стра-
ны. Оперативно-диспетчерское управление
совместной работой этих энергосистем осу-
ществляется в рамках девяти объединен-
ных энергосистем (ОЭС). Объединенные
диспетчерские управления подчинены Цен-
тральному диспетчерскому управлению
(ЦДУ ЕЭС СССР) в Москве. Энергосисте-
мы Средней Азии (и Юга Казахстана) ра-
ботают совместно, образуя ОЭС Средней
Азии, пока не связанную электрическими
сетями с ЕЭС СССР. Не входит в ее состав
и-ОЭС Дальнего Востока (табл. 28-1).
Установленная мощность электростан-
ций отдельных энергосистем в 1980 г. до-
стигала 10 млн. кВт, ОЭС—.40 мли. кВт,
а в целом мощность ЕЭС СССР —
220 млн. кВт.
Сети ЕЭС СССР охватывают террито-
рию площадью около 10 млн. км2 и насе-
лением около 220 млн. чел. (рис. 28-1).
ЕЭС СССР связана электрическими сетями
с объединенной энергосистемой стран —
членов СЭВ: ГДР, ПНР, ЧССР, ВНР, СРР,
НРБ, а также с энергосистемами других за-
Общие вопросы энергетических систем
[Разд. 28
§ 28-1]
Основные особенности электроэнергетических систем
28.1. Основные элеивричесиве ceiu СССР.
8
Общие вопросы энергетических систем
[Рдвд. 28
Якутск» д
Ляям яектротерейчк
ЭлектросййЦйК ИодгганЦйЛ
ТЭС ГЭС АЭС иоСТОЯЯГШЙ ТОК 800,1500 750 кЗ переменный той 500 кВ 330 кВ 220 кВ Переключа тельные пункты
S и В © О Ф Э • С
в а □ © ® О
- ПОСТОЯННЫЙ ТОЙ переменный ток
800,1500 и аш 750 кВ 500 кВ 330 кЗ 220 кВ ~ ИИ MMWM* 1 III* Действующие наь
Г—111 Г—1 01.01.81 г» Сооружаемые
§ 28-1] Основные особенности электроэнергетических систем
о
Рис. 28.1. Продолжение.
10
Общие вопросы энергетических систем
[Разд. 28
Таблица 28-1
Общие сведения по энергосистемам СССР
Объединенные энергосистемы Энергосистемы Коли- чество энерго- систем Установленная мощность элек- тростанций, %
ОЭС Северо-Запада Брестская, Витебская, Гомельская, Грод- 13 9.8
венская, Калининградская, Карельская,
ОЭС Центра Кольская, Латвийская, Ленинградская. Литовская, Минская, Могилевская, Эстон- ская Белгородская, Брянская, Волгоградская, 17 14,2
ОЭС Средней Волги Воронежская, Горьковская, Ивановская, Калининская, Костромская, Курская, Ли- пецкая, Московская, Орловская, Рязанская, Смоленская, Тамбовская, ТуЛьская, Ярос- лавская Гурьевская, Куйбышевская, Мордовская, 8 6,0
ОЭС Урала Пензенская, Саратовская, Татарская, Улья- новская, Чувашская Башкирская, Западно-КазахстансКая, 9 11,7
ОЭС Тога Кировская, Оренбургская, Пермская, Свердловская, Тюменская, Удмуртская, Челябинская Винницкая, Днепровская, Донбасская, 9 17,2
ОЭС Северного Кавказа Киевская, Крымская, Львовская, Молдав- ская, Одесская, Харьковская Грозненская, Дагестанская, Краснодар- 6 3,6
ОЭС Закавказья ская, Ростовская, Северокавказская, Став- ропольская Азербайджанская, Армянская, Грузин- 3 4,0
ОЭС Северного Казахстана ская Алтайская, Карагандинская, Кустанай- 5 3,1
ОЭС Сибири ская, Павлодарская, Целинная Барнаульская, Бурятская, Иркутская, 9 13,1
Итого ЕЭС СССР Красноярская, Кузбасская, Новосибирская, Омская, Читинская 79 83,0
ОЭС Средней Азии Алма-Атинская, Киргизская, Таджикская, 6 6,9
ОЭС Дальнего Востока Узбекская, Чарджоуская, Южно-Казахстан- ская Амурская, Приморская. Хабаровская 3 7,0
Итого в ОЭС 88 91,9
Энергосистемы, не входя- Архангельская, Магаданская, Камчат- 7 2,6
щие в ОЭС Прочие энергорайоиы и ская, Коми АССР, Сахалинская, Якутская 5,5
электростанции Всего по СССР 95 100
рубежных стран: Финляндии, Норвегии,
Турции, Монгольской Народной Респуб-
лики.
В соответствии с курсом, определенным
XXV съездом КПСС, в СССР за X пяти-
летие достигнут дальнейший рост произ-
водственного и научно-технического потен-
циала всех отраслей экономики. Производ-
ство электроэнергий в 1980 г. достигло
1295 млрд. кВт;Ч. Всевозрастающую роль
в производстве электроэнергии стали иг-
рать атомные электростанции. Единая энер-
гетическая система СССР охватила центра-
лизованным электроснабжением всю терри-
торию с+раны от Баренцева до Черйого
моря и от Прибалтики до Забайкалья.
Основные направления экономического
и социального развития СССР на 1981—
1985 гг. и на период до 1990 г., сформули-
рованные XXVI съездом КПСС, определя-
ют Задачи дальнейшего развития электро-
энергетики:
Довести выработку электроэнергии в
1985 г. до 1550—1600 млрд. кВт-ч.
Обеспечить прирост производства элек-
троэнергии в европейской части СССР в
основном на атомных и гидроэлектростан-
циях.
Осуществить строительство крупных
гидроэлектростанций на реках Сибири,
Дальнего Востока и Средней Азии, а так-
же гидроаккумулирующих электростанций
в европейской части СССР.
Ускоренными тейпами осуществлять
строительство тепловых электростанций,
нспбльзуктЩйх угли Экибастузского и Кан-
ско-Ачйнского бассейнов, а также природ-
ный и попутНЫй газ месторождений в За-
падной Сибири.
Ввести в действие первую очередь ли-
нии электропередачи постоянного тока на-
пряжением 1500 киловольт Экибастуз—
Центр и линии электропередачи переменно-
го тока напряжением 1150 киловольт Эки-
бастуз — Урал.
Продолжить работы по дальнейшему
развитию Единой энергетической системы
§ 28-1]
Основные особенности электроэнергетических систем
11
страны, повышению надежности электро-
снабжения народного хозяйства.
По существу в период до 1990 г. долж-
но быть завершено формирование Единой
энергетической системы страны путем при-
соединения к ней объединенных систем
Средней Азии и Дальнего Востока.
Роль и значение ЕЭС СССР
Единая энергетическая система .СССР
является высшей формой организации энер-
гетического хозяйства страны и представля-
ем собой развивающийся Но государствен-
ному плану в масштабе страны комплекс
электростанций и сетей, объединенных об-
щим технологическим режимом с единым
оперативным управлением.
Единая энергетическая система — важ-
нейшая часть топливно-энергетического
комплекса страны — имеет следующие ха-
рактерные особенности:
жесткое взаимодействие в едином Про-
изводственном процессе большого количе-
ства энергетических объектов, размещенных
на громадной территории, при непрерывном
процессе производства, распределения и по-
требления электроэнергии;
строгое соответствие генераций н по-
требления в каждый Момент времени;
резкая неравномерность производствен-
ного процесса, обусловленная суточными,
сезонными и территориальными изменения-
ми потребляемой электрической и тепловой
энергии.
Для обеспечения устойчивой работы н
живучести ЕЭС СССР в указанных услови-
ях требуется в первую очередь:
наличие необходимых резервов мощно-
сти и энергоресурсов;
наличие в структур_е генерирующих
мощностей необходимой доли маневренных
источников для покрытия переменной части
графика нагрузки;
достаточная пропускная способность
основной электрической сети, в особенности
линий 500—750 кВ, а затем и электропере-
дач 1150 кВ переменного тока и 1500 кВ
постоянного тока;
развитие средств диспетчерского и ав-
томатического управления режимами ЕЭС
СССР.
Основную часть мощности ЕЭС СССР
составляют тепловые электростанции, на
долю которых приходится 77% общей уста-
новленной мощности электростанций. Мощ-
ность гидроэлектростанций составляет
19,3% суммарной установленной мощности
электростанций ЕЭС СССР, при этом в ев-
ропейских районах доля ГЭС составляет
13%, а в Сибири 43% соответственно от
установленной мощности электростанций
указанных регионов.
В ЕЭС СССР достигнута высокая сте-
пень концентрации мощностей на электро-
станциях. Уже в настоящее время мощ-
ность 70 электростанций достигла или пре-
высила 1 мЛн. кВт, из них 28 имеют мощ-
ность, равную 2 млн. кВт и выше. На
тепловых электростанциях эксплуатируются
энергоблоки единичной мощностью 500 и
800 МВт. Общее количество энергоблоков
ТЭС мощностью от 150 до 800 МВт достиг-
ло 300; Их суммарная мощность составля-
ет более 50% общей мощности ТЭС. На
атомных электростанциях работают реак-
торы электрической мощностью 1 • млн. кВт
каждый.
Основной системообразующей сетью
ЕЭС СССР является сеть 500 кВ, в объеди-
ненных энергосистемах Юга и Северо-За-
пада широкое развитие получила сеть
330 кВ И создается сеть 750 кВ; в эксплу-
атации находятся межсистемная электропе-
редача 750 кВ Ленинград — Москва и ши-
ротная магистраль 750 кВ Донбасс —
Днепр — Винница — Занадная Украина —
Альбертирша (Венгрия). Работает электро-
передача постоянного тока 800 кВ Волго-
град — Донбасс. Суммарная протяженность
электрических сетей напряжением 330 кВ И
выше превысила 45 тыс. км.
Предстоящий период развития ЕЭС
СССР характеризуется:
расширением ее границ вплоть до охва-
та практически всей обжитой территории
страны;
интенсивным строительством крупных
атомных электростанций в европейских рай-
онах страны и мощных комплексов тепло-
вых электростанций в восточных районах
(Сургутский, ЭкибастуЗскНй, Канско-Ачйи-
ский) е передачей больших потоков
энергии от них в европейские районы и
на Урал.
Создание Единой энергетической систе-
мы обеспечивает ряд важных преиму-
ществ. При объединении энергосистем сни-
жается требуемая мощность электростан-
ций за счет Использования разновременно-
сти наступления максимальных нагрузок в
отдельных энергосистемах. Суточный
график электрической нагрузки заметно вы-
равнивается. Взаимопомощь энергосистем в
аварийных ситуациях позволяет уменьшить
общие размеры оперативных резервов мощ-
ности. Облегчаются условия проведения ре-
монтов, создаются предпосылки для взаим-
ной компенсации непредвиденных отклоне-
ний потребляемой мощности отдельных
районов. В ЕЭС СССР снижение мощности
электростанций по сравнению с необходи-
мой при изолированной работе отдельных^
энергосистем составляет уже боЛее
12 млн. кВт.
Создается возможность за счет опти-
мальной загрузки с-овМеёТно работающих
электростанций И увеличения выработки
электроэнергии на наиболее совершенном
оборудовании повысить экономичность ра-
боты объединения в целом. За 1971—
1978 гг. удельный раеход топлива на отпу-
щенную От ТЭС электроэнергию в ЕЭС
СССР снизился с 364 до 329 г/(кВт-ч), что
даЛЬ экономию условного топлива около
70 млн. т. БОЛее 60% этого снижения обес-
печивается систематическим улучшением
структуры выработки электроэнергии эВ
12
Общие вопросы энергетических систем
[Разд. 28
счет оптимизации режимов — повышения
использования высокоэкономичны;: агрега-
тов и снижения выработки иа устаревшем
малоэкономичном оборудовании.
Наличие электрических связей между
энергосистемами значительно повышает на-
дежность электроснабжения народного хо-
зяйства. Работа большого количества тер-
риториально разобщенных электростанций
на общую электрическую сеть создает усло-
вия многостороннего электроснабжения рай-
онов страны. Создаются возможности осу-
ществления особо надежных схем электро-
снабжения наиболее ответственных потре-
бителей. На случай любых чрезвычайных
обстоятельств имеется возможность пере-
броски значительных количеств электро-
энергии из удаленных районов.
Совместная работа электростанций в
Единой энергосистеме СССР уже в настоя-
щее время обеспечила возможность установ-
ки на электростанциях агрегатов наиболь-
шей мощности, которую может изготовить
эиергомашиностроительная промышлен-
ность, и укрупнения электростанций. Увели-
чение единичной мощности агрегатов по-
зволяет снизить их металлоемкость, лучше
использовать производственные мощности
энергомашиностроительных заводов, умень-
шает объемы, и трудоемкость строительно-
монтажных работ, повышает производи-
тельность труда в эксплуатации. Увеличение
мощности электростанций дает дополни-
тельную экономию за счет использования
общей строительной базы, одних и тех же
коммуникации, общего поселка строителей,
что ускоряет строительство электростанций.
Работа гидроэлектростанций в Единой
энергосистеме позволяет полностью исцоль-
зовать водные ресурсы и регулировать сток
рек в интересах всех отраслей народного
хозяйства.
В ЕЭС наиболее рационально исполь-
зуются топливно-энергетические ресурсы
страны и обеспечивается оперативное мане-
врирование ими с оптимальным распределе-
нием выработки электроэнергии между
электростанциями различных районов и со-
ответствующим перераспределением транс-
портных потоков топлива. Полностью ис-
пользуются гидроэнергетические ресурсы в
период многоводья и компенсируется недо-
выработка каскадов гидроэлектростанций в
маловодные годы. В последние годы четко
определилось оперативное взаимодействие
Единой энергосистемы с системой газоснаб-
жения, железнодорожным транспортом в
части перевозки топлива, работой нефтепро-
водов и нефтеперерабатывающих заводав.-
Реализация преимуществ объединения
энергосистем в ЕЭС связана со значитель-
ным обменом электроэнергией между энер-
госистемами, который составляет более
25% всей выработки электростанциями ЕЭС
СССР.
Для научно-технического анализа энер-
госистему удобно разделить на четыре круп-
ных группы элементов: потребители элек-
троэнергии; электростанции; электрические
сети; средства диспетчерско-технологическо-
го управления.
Характеристики этих элементов даны
ниже.
Потребители электроэнергии
Потребление электроэнергии по отрас-
лям народного хозяйства показано в
табл. 28-2. Главвым потребителем электро-
энергии является промышленность. За по-
следние 10 лет в структуре электробаланса
страны более чем удвоилась доля электро-
энергии, потребляемой в сельском хозяйст-
ве и на коммунальио-бытовые нужды сель-
ского населения.
Таблица 28-2
Электробаланс народного хозяйства СССР
Показатели
Электроэнер-
гия, %
Выработано электроэнергии
электростанциями
Израсходовано для собствен-
ных нужд электростанций
Израсходовано при передаче
и распределении по электричес-
кой сети общего пользования
Всего полезно отпущенной
электроэнергии
Экспорт в другие страны
Итого отпущено потребителям
в стране:
в том числе:
промышленности
строительству
транспорту
сельскому хозяйству
100
6,1
8,5
85,4
1,0
84,4
54,8
2,1
7,7
8,0
Наиболее электроемкими отраслями
промышленности являются черная н цвет-
ная металлургия, химическая промышлен-
ность и машиностроение, на долю которых
приходится более половины всей потребляе-
мой в промышленности электроэнергии.
В этих отраслях промышленности электро-
двигатели потребляют 50—70% всей расхо-
дуемой электроэнергии: непосредственно в
различных электротехнологичсскнх установ-
ках - (электропечи, электролизеры и др.)
расходуется 25—35%, а в цветной метал-
лургии даже 70%; на освещение расходует-
ся 5—10% (см. разд. 34, 50 и 51).
Электрические станции
Более 80% электроэнергии в СССР вы-
рабатывается тепловыми электростанциями
на органическом топливе (ТЭС), осталь-
ная— гидравлическими (ГЭС) или атомны-
ми (АЭС) электррстанциямн. Использова-
ние для производства электроэнергии дру-
гих, кроме гидроэнергетических вовобноЕ-
ляемых источников энергии (солнце, ветер,
морские приливы, геотермальные воды
и др.), пока ограничено только опытными
или опытно-промышленными электроуста-
новками.
§28-1] , Основные осабенности электроэнергетических систем
13
По типу первичного двигателя ТЭС
подразделяются на паротурбинные, газотур-
бинные и дизельные. В последнее время на-
ходят применение комбинированные схемы
с паротурбинными и газотурбинными уста-
новками, называемые парогазовыми энерго-
установками. Газотурбинные и парогазовые
ТЭС пока имеют ограниченное применение,
хотя и обладают с позиции энергосистемы
весьма ценным свойством повышенной ма-
невренности по сравнению с' обычными па-
ротурбинными ТЭС. Дизельные электро-
станции в энергосистемах в настоящее вре-
мя для выработки электроэнергии почти не
используются. Они находят применение в
качестве автономных источников для резер-
вирования электроснабжения особо ответ-
ственных потребителей, в частности отдель-
ных потребителей собственных нужд
атомных электростанций, а также для про-
изводства электроэнергии в зонах, где от-
сутствует централизованное электроснабже-
ние от энергосистемы.
Паротурбинные ТЭС являются основ-
ными электростанциями большинства энер-
госистем. Они подразделяются на конден-
сационные (КЭС), предназначенные только
для производства электроэнергии, с турби-
нами чисто конденсационного типа (для
*чфвд£ых КЭС исторически широко иснояь-
зуется~~'чиррмии ГРЭС — Государственная
мйоннаягэлектростаиция) и теплофикаци-
<5hjj|e ^Т&Ц), предназначенные для комби-
ишров^грго производства электроэнергии
Затеяла в виде горячей воды или пара низ-
й£их гйдаметров, получаемого из отборов
SfygSHtl ККПД ТЭЦ может достигать 50—
J?q сравнению с 35—40% для лучших
ЙК^С, «связи с чем они получили широкое
^рй^йостранение— 36% мощности ТЭС).
~ «« Hi современных КЭС работают энерго-
? (стоКй/котел — турбина — трансформатор —
I пвдфетор мощностью 150, 200, 300, 500 и
800 .МВт. Введен первый энергоблок мощ-
ности» 1200 МВт (на Костромской ГРЭС).
’’Нви^гстаревшнх КЭС еще сохранились в ра-
боте малоэкономичные турбоагрегаты с по-
перечными связями по пару между котлами
единичной мощностью 100, 50, 25 МВт и
менее, подлежащие постепенному демонта-
жу или реконструкции. Наиболее крупные
КЭС имеют мощность 3,6 млн. кВт: Запо-
рожская, Углегорская (в Донбассе), Ко-
стромская ГРЭС. Заканчивается строитель-
ство Рефтинской ГРЭС на Урале мощ-
ностью 3,8 млн. кВт. Ведется строительство
двух комплексов еще более крупных КЭС
на углях восточных районов страны: Эки-
бастузского в Казахстане, состоящего из
4—5 электростанций мощностью 4 млн. кВт
каждая с блоками 500 МВт (на первой
ГРЭС этого комплекса первые блоки уже
работают), и Канско-Ачинского в Сибири,
состоящего вз нескольких электростанций
мощностью 6,4 млн. кВт каждая с блоками
800 МВт. Размещение КЭС в принципе
определяется сравнительной эффектив-
ностью передачи электроэнергии и перевоз-
ки топлива: КЭС • на высококачественном
топливе с большой теплотворной способ-
ностью (газ, мазут, лучшие марки угля)
выгодно располагать вблизи центров по-
требления электроэнергии (с учетом, разу-
меется, и таких факторов, как техническое
водоснабжение, наличие площадок для
строительства, экология и др.); КЭС на низ-
кокачественном топливе выгоднее распола-
гать вблизи источника топлива. В связи с
дефицитом минерального топлива в евро-
пейской части СССР и развитием здесь
атомных электростанций новые КЭС в этой
зоне не закладываются.
Мощность и состав агрегатов ТЭЦ
определяются параметрами тепловых на-
грузок (имеются случаи сооружения элек-
тростанций смешанного" типа — как с тепло-
фикационными, так и с конденсационными
агрегатами). Наиболее крупные агрегаты
имеют мощность 100, 135, 175 и 250 МВт
и, как и на КЭС, выполнены по блочной
схеме. Мощности ТЭЦ, как правило, не пре-
вышают 500 МВт, одиако для теплоснабже-
ния крупнейших городов и промышленных
комплексов сооружены ТЭЦ и значительно'
большей мощности. Так, самая крупная
ТЭЦ в стране (ТЭЦ-22 Мосэнерго) имеет
мощность 1250 МВт.
В связи с нецелесообразностью дальней
передачи тепла (50 км н более) ТЭЦ обыч-
но размещаются в непосредственной близо-
сти от городов и промышленных пред-
приятий.
ГЭС предназначены для выработки
электроэнергии и сооружаются часто в со-
ставе гидротехнических комплексов, одно-
временно решающих задачи улучшения су-
доходства, ирригации, водоснабжения, за-
щиты от паводков и др. Агрегаты для каж-
дой ГЭС конструируются индивидуально
применительно к характеристикам выбран-
ного створа. Наиболее мощные гидроагре-
гаты работают на Красноярской (500 МВт)
и Саянской (640 МВт) ГЭС. Указанные
ГЭС являются и наиболее крупными в
СССР: установленная мощность Краснояр-
ской ГЭС — 6 млн. кВт, строящейся Саян-
ской ГЭС — 6,4 мли. кВт. Крупные и круп-
нейшие ГЭС СССР работают и сооружают-
ся в Сибири и Средней Азии, в европейской
части страны наиболее мощными являются
Волжские ГЭС имеии XXII съезда КПСС
(Волгоградская) — 2,5 мли. кВт и имени
Ленина (Куйбышевская) — 2,3 млн. кВт.
Для повышения маневренности энергоси-
стем начата реализация программы строи-
тельства серии крупных гидроаккумулирую-
щих электростанций, участвующих в вы-
равнивании суточного графика нагрузки
ТЭС и АЭС двойной мощностью (покры-
тие пика нагрузки при разряде и заполне-
ние ночного провала за счет заряда). Пер-
вая из этой серии—Загорская ГАЭС мощ-
ностью 1,2 млн. кВт с агрегатами по
200 МВт — будет введена в ближайшие
годы.
На серийных советских АЭС применя-
ются энергетические реакторы на тепло-
вых (или медленных) нейтронах. Наиболее
14
Общие вопросы энергетических систем
[Разд. 28
крупные из строящихся АЭС имеют проект-
ную мощность 6 млн. кВт (Чернобыльская
на Украине и Курская, Игналинская в Ли-
товской ССР). В блоке с реакторами
440 МВт устанавливаются по два турбоаг-
регата по 220 МВт, с реакторами по
1000 МВт—2 по 500 МВт. Начато изготов-
ление турбоагрегатов мощностью по
1000 МВт.
Теоретически в связи с малыми объема-
ми расходуемого топлива АЭС целесооб-
разно размешать вблизи центров потребле-
ния электроэнергии. Однако практически, с
учетом конкретных условий выбора площа-
док для строительства и в первую очередь—
условий технического водоснабжения, АЭС
оказываются удаленными от крупных энер-
гоузлов с передачей электроэнергии на сот-
ни километров.
Балансы мощности и энергии
В силу одновременности процессов про-
изводства и потребления электроэнергии в
энергосистемах ДЛЯ каждого момента вре-
мени должно иметь место соответствие меж-
ду расходной частью баланса мощности, к
которой относится мощность нагрузок с
учетом потерь в сетях и собственных нужд
(с. н.) электростанций, и его приходной
частью, к которой относится располагаемая
мощность электростанций (с учетом обмен-
ных перетоков между энергосистемами).
В условиях эксплуатации баланс мощ-
ности составляется на каждый час СУТОК
(диспетчерский график нагрузки), на каж-
дый месяц следующего квартала (к квар-
тальному плану ремонтов) и т. Д,
При проектировании энергосистем ба-
ланс мощности составляется для определен
ния суммарного необходимого ввода мощ-
ности на электростанциях и обмена пото-
ками мощности с другими энергосистемами.
Форма баланса мощности, используемая
при проектировании энергосистем, приведе-
на в табл. 28-3.
Таблица 28-3
Фщдаа баланса мощности энергосистемы
№
п/п
1
2
3
4
Б
6
7
8
9
10
Наименование
Потребность
Совмещенный максимум нагрузки
энергосистемы
Передача мощности в другие системы
Необходимый резерв
Итого потребная мощровтв влектрв-
станций (1+2+3)
Покрытие
Установленная мощность электростаи-
^Ненспрлрчурмая мщщюрть (ограниче-
ния в использовании)
Располагаемая мощность, в том числе
ГЭС, КЭС, ТЭЦ (5-6)
Получение мощности из других сис-
тем
Итого покрытие (7+8)
Избыток (+) или дефицит (—) мощ-
ности (9—И
Составление балансов производится
для периода прохождения зимнего годового
максимума нагрузки энергосистемы. При
наличии в энергосистеме крупных сезонных
потребителей либо электростанций с суще-
ственным сезонным изменением располагае-
мой мощности (ГЭС, ТЭЦ) производится
проверка баланса для весенне-летнего пе-
риода.
Расходная часть баланса мощности
энергосистем (потребность) складывает-
ся из:
годового максимума нагрузки самой
энергосистемы (включая постоявио присо-
единенную нагрузку смежных районов со-
седних энергосистем и за вычетом нагрузки,
постоянно присоединенной к смежным рай-
онам других энергосистем);
планируемого балансового потока мощ-
ности в другие энергосистемы (включая
экспорт);
расчетного резерва мощности.
Приходная часть баланса мощности
формируется на основании технико-эконо-
мических расчетов по выбору структуры ге-
нерирующих мощностей, т. е. расчетов по
обоснованию состава, местоположения,
основных параметров (типа, единичной
мощности, количества агрегатов), вида ис-
пользуемого топлива и очередности строи-
тельства электростанций на рассматривае-
мую перспективу. Определение оптимально-
го развития генерирующих мощностей про-
изводится в два этапа.
На первом этапе для ЕЭС в целом и
каждой ОЭС в увязке с оптимизацией топ-
ливно-энергетического комплекса (ТЭК)
страны определяется наивыгоднейщая
структура генерирующих мощностей, т, е.
рациональные размеры суммарных мощно-
стей групп электростанций, отличающихся
видом энергоресурса и типом основного
оборудовании. В связи с неоднозначностью
исходной информации результаты опреде-
ления структуры генерирующих мощностей
находятся в виде зоны оптимальных реше-
ний. Указанный этап работы выполняется
централизованно для страны в целом.
В результате оптимизации ТЭК по ЕЭС
в целом и каждой ОЭС определяются опти-
мальные диапазоны „суммарных мощностей
АЭС, КЭС и ТЭЦ иа разных видах органи-
ческого топлива, общая мощность ГЭС и
специализированных пиковых установок, а
также оптимальные размеры перетоков
Мощности и энергии между ОЭС.
На втором этаде для каждой ОЭС в
пределах определившегося диапазона сум-
марной мощности электростанций каждого
типа обосновываются наивыгоднейший со-
став, размещение, основные параметры и
последовательность развития отдельных
абтлктов? При формировании вариантов
развитая электростанции в ОЭС использу-
ются результаты проектных проработок
специализированных организаций по выяв-
лению возможных пунктов сооружения КЭС
и АЭС на территориях соответствующих
ОЭС, по схемам энергетического использо-
§ 28-1]
Основные особенности электроэнергетических систем
15
вания водных ресурсов, по схемам развития
теплофикации, по характеристикам воз-
можного к использованию нового оборудо-
вания.
Выбор состава, размещения, основных
параметров и последовательности развития
электростанций в ОЭС (в пределах зоны
оптимальной структуры генерирующих
мощностей) может производиться либо пу-
тем сопоставления вариантов развития
электростанций ОЭС р целом по годам рас-
сматриваемого периода, либо путем обосно-
вания эффективности и параметров отдель-
ных объектов посредством сопоставления
их с заменяемыми установками.
Задача определения развития генери-
рующих мощностей энергосистем на всех
этапах решается в увязке с анализом пер-
спективных режимов работы электростан-
ций в суточном, недельном и годовом цик-
лах (см. § 28-5).
Для энергосистем, входящих в более
крупные объединения, планируемый обмен
мощностью с другими энергосистемами, а
также расчетный резерв мощности опреде-
ляются по данным баланса мощности и рас-
чета надежности соответствующего объеди-
нения.
Баланс мощности считается удовлетво-
рительным, если отклонение приходной ча-
сти баланса от расходной не превышает по-
ловины мощности наиболее крупного из
вводимых агрегатов. Дефициты или избыт-
ки мощности в указанных пределах рас-
сматриваются как случайные отклонения,
лежащие в пределах точности прогноза.
Необходимая установленная мощность
электростанций энергосистемы на перспек-
тиву определяется с учетом намечаемого
ввода мощности, а также технико-экономи-
чески обоснованного демонтажа физически
и морально изношенного оборудования.
Располагаемая мощность электростан-
ций энергосистемы, учитываемая в балансе
мощности на период годового максимума
нагрузок, принимается равной сумме нх
установленных мощностей за вычетом име-
ющихся ограничений и «разрывен» мощно-
сти оборудования.
При проектировании развития энерго-
систем в составе ограничений учитываются:
снижение мощности из-за неполного
освоения к моменту прохождения максиму-
ма расчетного года головных образцов но-
вого оборудования, а также серийных агре-
гатов, вводимых в IV квартале расчетного
года;
снижение мощности из-за временного
несоответствия между отдельными элемен-
тами технологической схемы электростан-
ций (для них в эксплуатации используется
термин «разрывы мощности»), ограничений
по выдаче мощности, отсутствия' тепловых
нагрузок (для турбин с противодавлением),
снижения напора ГЭС против расчетного
или ограничения режима ГЭС вследствие
удовлетворения требований неэнергетнче-
ских потребителей и т. п.
Сумма ограничений при составлении
перспективных балансов мощности прини-
мается на основании анализа существую-
щих в эксплуатации ограничений с учетом
мероприятий, намечаемых по их устране-
нию. В крупных объединениях при отсутст-
вии более точной информации ограничения
принимаются в среднем равными 6—8%
установленной мощности электростанций.
Баланс электроэнергии энергосистем со-
ставляется:
' для проверки возможности выработки
требуемого количества электроэнергии в те-
чение года электростанциями, учтенными в
балансе мощности;
для определения потребности энергоси-
стемы в топливе;
для определения потоков энергии меж-
ду энергосистемами.
Расходная часть баланса энергии скла-
дывается из электропотребления данной
энергосистемы (с учетом с. н. электростан-
ций н потерь в сетях), расхода энергии на
заряд ГАЭС и планируемой передачи элек-
троэнергии в другие энергосистемы.
Приходная часть баланса энергии
аключает в себя выработку электроэнергии
всемв электростанциями системы и плани-
руемое получение энергив из других энер-
госистем.
Выработка ГЭС учитывается в балансе
по среднемноголетней.
Для энергосистем с большим удельным
весом ГЭС (30% и более) производится
проверка баланса также и для условий га-
рантированной в условиях маловодного го-
да 95 %-ной обеспеченности выработки
электроэнергии гидроэлектростанциями.
Распределение годовой выработки
электроэнергии между тепловыми электро-
станциями производится исходя из нх эко-
номичности, обеспеченности ресурсами,
стоимости различных видов топлива и ма-
невренных характеристик оборудования.
Обычно для этого находится распределение
суточной выработки между электростанция-
ми (§ 28-5) для характерных суток различ-
ных сезонов — зимы, лета и периода павод-
ка — и оценивается длительность сезонов.
Для приближенных расчетов выработ-
ка отдельными типами электростанций мо-
жет оцениваться по годовым числам чаерн
использования их установленной мощности
(см. § 28-5).
Баланс считается удовлетворительным,
если число часов использования среднегодо-
вой располагаемой мощности тепловых
электростанций в среднем не превышает
Напряжения электрических сетей
и установок
Часть энергосистемы, состоящую цз ге-
нераторов, распределительных устройств
электростанций, электрической сети (линий
электропередачи и подстанций) и приемни-
ков электроэнергии, называют электроэнер-
гетической системой. Потоки электроэнер-
гии, передаваемые на разных ступенях
16
Общие вопросы энергетических систем
[Разд. 28
электрической системы от электростанций к
потребителям, весьма различны. Выбор на-
пряжения для передачи и распределения
электроэнергии определяется величиной и
дальностью передачи потоков мощности и
электроэнергии. Поэтому теоретически для
электроснабжения каждого потребителя
может быть выбрано оптимальное напряже-
ние. Однако это потребовало бы создания
неоправданно большого числа типоисполне-
иий электротехнического оборудования и
сделало бы практически невозможным осу-
ществление связи между сетями разных иа.-
пряжевий. Поэтому применяемые в электри-
ческих системах номинальные напряжения
строго регламентированы.
В СССР ГОСТ 23366-78 устанавливает
номинальные напряжения электрических се-
тей постоянного и переменного тока часто-
той 50 Гц, генераторе®, трансформаторов,
приемников электрической энергии и наи-
высшие рабочие напряжения, длительно до-
пустимые по условиям работы изоляции
(см. § 6-2, 18-1, 31-1).
Напряжение 3 кВ для электрических
сетей и приемников электрической энергии
применяется сравнительно редко, главным
образом в действующих установках (на-
пример, для собственных иужд электро-
станций, если напряжение генераторов при-
нято 10 кВ).
Напряжения 6 и 10 кВ наиболее рас-
пространены в распределительных сетях го-
родов, промышленных предприятий и сель-
ских районов. Преимущественное примене-
ние имеет напряжение 10 кВ. Напряжение
6 кВ предпочтительно при преобладании в
распределительной сети конкретного пред-
приятия электродвигателей с номинальным
напряжением 6 кВ; иногда его применение
оправдывается при расширении существую-
щих сетей промышленного назначения.
В городах и сельской местности следует
отдавать предпочтение напряжению 10 кВ
даже при наличии существующих сетей
6 кВ.
Напряжение 20 кВ применяется прак-
тически только в Латвийской энергосистеме.
Напряжение 35 кВ широко применяет-
ся для распределительных сетей (главным
образом для создания центров питания се-
тей 6—10 кВ) при значительных расстоя-
ниях от центров питания — 5—30 км.
Номинальные напряжения первичных
обмоток трансформаторов 3,15; 6,3 и 10,5 кВ
относятся к трансформаторам, присоединяе-
мым непосредственно к шинам генератор-
ного напряжения электрических станций- или
к выводам генераторов. При наличии у об-
мотки трансформатора нескольких ответвле-
ний номинальные напряжения относятся к
основному ответвлению.
Режимы заземления нейтралей генераторов
и трансформаторов'
Сети одного и того же номинального
напряжения при разных способах заземле-
ния нейтралей имеют ряд различий в техни-
ческих и экономических показателях. Все
электрические сети в зависимости от вели-
чины последнего подразделяют на сети с
малым и сети с большим током замыкания
на землю.
При напряжениях выше 1000 В к сетям
с малым током замыкания иа землю отно-
сят сети с изолированной нейтралью гене-
раторов и трансформаторе® и компенсаци-
ей емкостных токов замыкания иа землю.
В сетях с большим током замыкания на
землю все или значительная часть нейтра-
лей трансформаторов заземляются.
Хотя стандартом способ заземления
нейтрали не регламентирован, при проекти-
ровании электрических систем, сетей и уста-
новок он почти однозначно предопределя-
ется практикой эксплуатации действующих
установок, параметрами электрооборудова-
ния и руководящими указаниями по защи-
те от перенапряжений.
Электрические сети 3—35 кВ относятся
к сетям с малыми токами замыкания на
землю и работают с изолированной ней-
тралью или компенсацией емкостной состав-
ляющей тока замыкания на Землю. Компен-
сация рекомендуется в тех сетях 6, 10 и
35 кВ, где токи замыкания на землю пре-
восходят 30, 20 и 10 А соответственно. Для
компенсации применяются специальные ап-
параты — заземляющие дугогасящие реак-
торы. Электрические сети 110—750 кВ ра-
ботают с большими токами замыкания на
землю. При этом в целях снижения токов
замыкания иа землю до значений, опреде-
ляемых параметрами аппаратуры, влиянием
на провода линий связи и т. п.. допускает-
ся у части трансформаторов нейтрали не
заземлять, ’однако заземление нейтралей
остальных трансформаторов должно огра-
ничивать возможное повышение напряже-
ния на разземленных нейтралях трансфор-
маторов до значений, допускаемых классом
изоляции.
При изоляции обмоток трансформато-
ров вблизи нейтрали класса 35 кВ, как это
выполняется в. настоящее время у транс-
форматоров, изготовляемых в СССР, такой
режим практически возможен только в се-
тях ПО кВ. Нейтрали всех трансформато-
ров 220 кВ и выше заземляются.
Выбор режима работы нейтралей в
СССР сложился исторически и объясняет-
ся следующими факторами. В сетях с ма-
лыми токами замыкания на землю обеспе-
чиваются возможности: сохранения в рабо-
те линии, имеющей зам'ыкаиие иа землю, на
срок, в течение которого могут быть приня-
ты меры по включению резерва; снижения
стоимости заземляющих устройств, что
весьма существенно вследствие большого
числа установок 6—35 кВ; уменьшения на
33% количества трансформаторов тока и
сокращения количества реле защиты. В то
же время в этих сетях повышение стоимо-
сти линий и аппаратуры из-за необходимо-
сти выбирать их изоляцию на повышенное
в 1^3 раз напряжение по отношению к зем-.
ле (возникающее в режимах работы двумя
§ 28-1] . Основные особенности электроэнергетических систем 17
здоровыми фазами) относительно невелико.
В сетях напряжением 110—750 кВ
стоимость изоляции линий и аппаратуры по
отношению к земле при заземлении нейтра-
лей снижается весьма значительно, увели-
чение же стоимости заземлений не столь
существенно, так как число установок это-
го напряжения относительно невелико по
сравнению с числом установок 6—35 кВ.
По этой, же причине не столь существенно
и увеличение числа трансформаторов тока
и реле.
Быстрое отключение линий в таких се-
тях способствует повышению безопасности
персонала при соприкосновении с заземлен-
ными частями, нормально находящимися
без напряжения, но попадающими под на-
пряжение при замыканиях на землю. Кро-
ме того, в сетях с заземленной нейтралью
становится особенно эффективным автома-
тическое повторное включение линий.
Выбор режима работы нейтралей в се-
тях до 1000 В связан с электробезопас-
ностью и производится в зависимости от
назначения и характера установки
(см. разд. 8).
Средства диспетчерско-
технологического управления
Развитие энергосистем н эиергообъеди-
неиий сделало их исключительно сложными
и крупными объектами управления: по мощ-
ности, охватываемой территории, количест-
ву элементов и связей между ними. Управ-
ление такими объектами возможно только
с помощью современной управляющей тех-
ники. Основным направлением совершенст-
вования методов и средств управления ре-
жимами является создание и развитие авто-
матизированной системы диспетчерского
управления (АСДУ) ЕЭС СССР. Внедрение
АСДУ обеспечивается на основе современ-
ных средств вычислительной техники, сбо-
ра, передачи й отображения информации.
Оперативно-диспетчерское управление
энергосистемами СССР в настоящее время
осуществляется по иерархической ступенча-
той схеме и имеет следующие уровни уп-
равления:
Центральное диспетчерское управление
(ЦДУ) ЕЭС СССР;
11 территориальных объединенных дис-
петчерских управлений (ОДУ);
диспетчерские пункты 95 районных
энергосистем;
пункты управления электростанций и
предприятий электрических сетей.
АСДУ ЕЭС СССР представляет собой
сложную систему, объединяющую все сту-
пени оперативного управления и обеспечи-
вающую решение задач разных временных
уровней (оперативное управление текущи-
ми режимами и планирование перспектив-
ных режимов).
В состав АСДУ ЕЭС СССР входят ав-
томатизированные системы управления объ-
единенными энергосистемами, районными
энергосистемами, электростанциями, мощ-
2-792
ными энергоблоками, предприятиями элек-
трических сетей, крупными подстанциями.
АСДУ состоит из:
обеспечивающей части, состоящей из
комплекса технических средств сбора ин-
формации, вычислительной техники, отобра-
жения информации, программного обеспе-
чения;
функциональной части, включающей в
себя комплекс экономико-математических
методов решения задач оперативного и ав-
томатического управления, планирования
режимов.
С помощью телемеханики осуществля-
ются сбор и передача информации о поло-
жении коммутационного оборудования (те-
лесигнализация) и о значениях параметров
текущего режима (телеизмерения). Сбор
алфавитно-цифровой информации — техни-
ко-экономические показатели, данные о на-
личии топлива, состояние и характеристики
оборудования и др. — осуществляется с по-
мощью аппаратуры передачи данных
(АПД) с проверкой их достоверности и с
помощью телетайпов. Телефонная связь
обеспечивает обмен информацией между
всеми уровнями оперативного управления.
Для передачи всех видов информации в
энергетике используются каналы связи, ко-
торые могут быть выполнены в виде низко-
частотных, воздушных и кабельных линий
связи, радиорелейных линий, высокочастот-
ных каналов связи по проводам и тросам
линий электропередачи, высокочастотных
кабельных магистралей (арендуются также
каналы Министерства связи).
Средства вычислительной техники в
АСДУ ЕЭС • СССР или ОЭС создаются в
виде четырехмашннного комплекса, состоя-
щего из:
двух малых ЭВМ, к которым подклю-
чены устройства телемеханики, дисплеи
(электронно-лучевые трубки), диспетчер-
ский щит и другие средства отображения
информации;
двух больших или средних ЭВМ, к ко-
торым подключены АПД и дисплеи.
В качестве средств отображения ин-
формации применяются как традицион-
ные — диспетчерские щиты, аналоговые, по-
казывающие и регистрирующие приборы,
так и новые — дисплеи, табло, цифровые
приборы. Наиболее эффективным средством
отображения информации являются дис-
плеи, используемые как для вывода инфор-
мации на экран, так и для ввода с экрана
в ЭВМ алфавитно-цифровой информации
для ее последующей обработки и отобра-
жения (см. также разд. 38 и 40).
Программное обеспечение подразделя-
ется на информационное — входные и вы-
ходные массивы, база данных, классифика-
торы и кодовые словари, и программное,
состоящее из трех видов обеспечения (ком-
плексов программ):
машинного, поставляемого заводом-из-
готовителем ЭВМ;
специального — для решения конкрет-
ных технологических задач;
18
Общие вопросы энергетических систем
[Разд. 28
общесистемного, организующего вза-
имодействие нескольких ЭВМ и периферий-
ных устройств.
Функциональная часть АСДУ ЕЭС
СССР состоит из трех подсистем.
В подсистеме планирования режимов С
помощью ЭВМ решаются практически все
основные задачи планирования режимов
энергосистем, энергообъединеиий и ЕЭС
СССР; выполняются краткосрочный и дол-
госрочный прогнозы нагрузки, рассчитыва-
ются нормальные и аварийные режимы (по-
токораспределеиие активных и реактивных
мощностей, уровни напряжения, токи ко-
роткого замыкания, устойчивость парал-
лельной работы), выбираются параметры
настройки релейной защиты и автоматики,
распределяется активная нагрузка между
электростанциями, определяется оптималь-
ный порядок сработки водохранилищ ГЭС,
определяются оптимальные уровни напря-
жения и др.
Подсистема оперативного управления
осуществляет контроль за работой энерго-
системы, представление диспетчеру обоб-
щенных данных, документирование инфор-
мации. С помощью дисплеев диспетчеру
представляются подробные и структурные
схемы отдельных объектов н участков
энергосистемы с указанием отключенных
элементов оборудования, значения мощно-
стей и напряжений в текущем режиме, па-
раметры, выходящие за установленные пре-
делы, данные для анализа аварийных си-
туаций, ретроспективная информация о
предшествующем режиме и ходе развития
аварии и т. п.
Подсистема автоматического управле-
ния состоит из двух звеньев; управления
нормальным режимом (автоматического ре-
гулирования частоты и мощности — АРЧМ)
и управления аварийными режимами (про-
тивоаварийиая автоматика).
АРЧМ строится как централизованная
иерархическая система и базируется на ма-
лых ЭВМ, установленных в ЦДУ ЕЭС
СССР и в ОДУ. АРЧМ обеспечивает регу-
лирование частоты в ЕЭС СССР, перетоков
обменной мощности по межгосударствен-
ным (внешним) связям, ограничение пере-
тока по перегружающимся внешним и вну-
тренним связям.
Противоаварийная автоматика предна-
значена для предотвращения перегрузки
оборудования, нарушения параллельной ра-
боты электростанций и энергосистем, недо-
пустимых отклонений частоты и напряже-
ния от номинальных значений и в особенно-
сти призвана предотвращать развитие обыч-
ных нарушений режима в общесистемные
аварии, сопровождающиеся дезорганизаци-
ей электроснабжения крупных городов или
больших территорий. Поэтому наряду р
массовым использованием известных ло-
кальных автоматических устройств (АПВ,
АЧР. ЧАПВ, АВР, АРВ н др.) применяют-
ся сложные системы взаимосвязанных авто-
матических устройств, охватывающие де-
сятки объектов с каналами связи протяжен-
ностью в тысячи километров (выявительные
и исполнительные органы таких систем мо-
гут быть удалены друг от друга на сотни
километров), для передачи информации о
состоянии и нагрузках элементов сети и уп-
равляющих команд. Для предотвращения
аварий в энергосистемах установлено при-
мерно 1000 комплектов общесистемной ав-
томатики (кроме АПВ, АВР и т. п.).
Противоаварийная автоматика для со-
хранения устойчивости перегруженных свя-
зей воздействует на отключение (или огра-
ничение мощности) генераторов в передаю-
щей части системы и иа отключение нагруз-
ки (заранее выбранной и допускающей
такое отключение), а также быстрый набор
мощности генераторов в приемной части си-
стемы. При невозможноети сохранения
устойчивости производится автоматическое
разделение системы в заранее выбранных
точках
Влияние энергосистем
на окружающую среду
Все проявления вредного влияния, ко-
торое оказывается на окружающую среду
различными электротехническими объекта-
ми, входящими в состав ЕЭС СССР, мож-
но разделить на следующие большие
группы.
Влияние электрического поля. Электри-
ческое поле, создаваемое электропередача-
ми сверхвысоких напряжений, может ока-
зывать вредное воздействие на человече-
ский организм, а также иа другие живые
организмы (скот, рыба) и растительность *.
Нормами и правилами по охране труда прн
работах на линиях и подстанциях напряже-
нием 400, 500 и 750 кВ в СССР установле-
на допустимая продолжительность пребыва-
ния персонала в электрическом поле. Так,
при напряженности поля 20 кВ/м допуска-
ется пребывание в нем продолжительностью
10 мин в течение суток, при напряженности
10 кВ/м — продолжительностью 3 ч. Напря-
женность поля 5 кВ/м и ниже считается
безопасной для персонала, и длительность
пребывания в нем в течение рабочего дия
не ограничивается. На действующих линиях
500 кВ напряженность поля под проводами
достигает 10—12 кВ/м, на линиях 750 кВ —
15 кВ/м.
Электрическое поле наводит на изоли-
рованных от земли объектах (автомобили,
сельскохозяйственные машины на шинном
ходу) заряды, которые при прикосновении
к этим объектам человека, стоящего на зем-
ле, приводят к протеканию через тело че-
ловека импульсного тока. Этот ток под ли-
нией 750 кВ может достигать нескольких
ампер, вызывать неприятные ощущения и
дйже быть опасным. Учет вредного воздей-
ствия электрического поля оказывает суще-
ственное влияние на принимаемые решения
1 См. ГОСТ 12.1.002-75. Система стандартов
безопасности труда. Электрические поля токов
промышленной частоты напряжением 400 кВ и
выше. Общие требования безопасности.
§ 28-1]
Основные особенности электроэнергетических систем
19
при выборе трасс и конструкций линий на-
пряжением 750—1150 кВ. К вредным про-
явлениям электрического поля можно так-
же отнести помехи радио- и телевизионно-
му приему.
Для защиты от вредного влияния элек-
трического поля предусматриваются специ-
альные заземленные навесы или тросу в ме-
стах, часто посещаемых людьми, экраны и
индивидуальные средства защиту для экс-
плуатационного персонала, а также .меры
организационного характера; предупреди-
тельные плакаты, ограничение длительности
пребывания в зоне действия поля.
Увеличение шума. Источниками щума
являются все энергетические объекты —
электростанции, линии электропередачи и
подстанции. В последнее время в практике
строительства и эксплуатации все чаще при-
ходится сталкиваться с вопросами борьбы
с шумом от подстанций, близких к жилым
массивам. Источниками шума НВ подстан-
циях являются трансформатору, вентиля-
торы и насосы их систем охлаждения, син-
хронные компенсаторы, воздушные выклю-
чатели.
Изъятие из пользования земли и воды.
Сооружение энергетических объектов тре-
бует отчуждения значительных площадей.
При этом нередко из пользования изыма-
ются земли, представляющие интерес для
других отраслей народного хозяйства. Во-
просы отчуждения площадок под строи-
тельство электростанций и сетей в густона-
селенной европейской части СССР являют-
ся сложной государственной задачей. Для
новых крупных конденсационных электро-
станций удельная площадь отчуждаемых
земель составляет 0,1—0,3 га/МВт и даже
более. Для строительства всех сетей напря-
жением 35 кВ н выше под подстанции и
опоры линий электропередачи отводится в
среднем по СССР 0,1—0,2 га на каждый
1 МВт прироста нагрузки. Значительные
площади занимают водохранилища гидро-
электростанций.
Качество электрической энергии
В СССР действует государственный
стандарт ГОСТ 13109-67 «Нормы качества
электрической энергии у ее приемников,
присоединяемых к электрическим сетям об-
щего назначения».
Для количественной оценки качества
электроэнергии используются различные па-
раметры режима питающей сета (табл.
28-4), характеризующие частоту и напря-
жения потребляемого электрического тока.
В реальных условиях работы электри-
ческой сети параметры ее режима изменя-
ются в достаточно широки? пределах вслед-
ствие непрерывного изменения нагрузки
потребителей, плановых И аварийных вклю-
чений и отключений отдельных приемников
электроэнергии, элементов сети и генерато-
ров электростанций.
Отклонения параметров режима питаю-
щей сети от номинальных значений снижа-
2*
Таблица 28-4
Параметры режима сетей, используемые как
показатели качества электроэнергии
Род тока Параметры режима
Частота Напряже- ние ф ё л сх к к 2 Cu« S v м х а й g я g н s л е. и О. К Е
ТрехфавныЙ 4“ + + 4“
Однофазный + + + —
Постоянный — + —.
ют экономичность работы приемников за
счет уменьшения производительности тех-
нологических установок (снижение частоты
вращения электродвигателей, замедление
химических, термических и других процес-
сов), сокращения сроков службы электро-
приемников (при работе с повышенным на
10% напряжением обычные лампы перего-
рают втрое быстрее) и могут наносить пря-
мой материальный ущерб за счет наруше-
ния технологических процессов и брада
продукции (обрывы нцтей на прядильных
машинах и т. п.).
Для наиболее распространенных сетей
трехфазного тока показателями качества
отпускаемой электроэнергии являются:
отклонения (сравнительно медленные
изменения) Ч колебания (достаточно бы-
стрые изменения) частоты;
отклонения и размах изменения напря-
жения;
несииусоидальность кривой напряже-
ния;
несимметрия фазных напряжений и
смещение нейтрали;
неуравновешенность напряжения.
Для сетей однофазного тока использу-
ются те же показатели, за исключением не-
симметрии и неуравновешенности напря-
жения.
Качество электроэнергии в сетях по-
стоянного тока характеризуется:
отклонениями и размахом изменения
напряжения;
коэффициентом пульсации напряжения.
Показатель частоты является единым
для всей электрически связанной сети (ОТ
выводов генератора на Братской ГЭС до
розетки в московской квартире). Остальные
показатели локальны и существенно зави-
сят от места измерения.
Если изменение показателя качества
электроэнергии ВО времени нрецт случай-
ный характер, то приводимые в ГОСТ зна-
чения относятся к тем, которые определя-
ются с интегральной вероятностью 95%
(т. е- не меньше чем в 95% случаев значе-
ние контролируемого параметра не должно
выхолить за заданные пределы)-
Под отклонением частоты понимается
разность между ее фактическим и номи-
нальным значениями, усредненная за
10 мин. В нормальном режиме отклонения
20
Общие вопросы энергетических систем
[Разд. 28
частоты должны находиться в пределах
±0,1 Гц; допускается временная работа
энергосистем с отклонениями усредненной
за 10 мии частоты в пределах ±0,2 Гц.
Размах колебаний частоты характери-
зуется разностью между наибольшим и наи-
меньшим значениями основной частоты за
определенный промежуток времени. Раз-
мах колебаний частоты не должен превы-
шать 0,2 Гц/с сверх указанных выше допу-
стимых отклонений частоты. (Приведенные
нормы не распространяются на период по-
слеаварийного восстановления частоты в
системе.)
Причина глубоких длительных сниже-
ний частоты — дефицитность баланса мощ-
ности или дефицит эиергоресурсов в энер-
госистеме. Для устранения дефицита мош*
нести необходим дополнительный ее ввод
в работу иа электростанциях (либо ограни-
чение нагрузки потребителей). Кратковре-
менные снижения н повышения частоты яв-
ляются следствием недостатка маневренных
мощностей, способных оперативно откли-
каться на изменения баланса мощности
энергосистемы. Для устранения таких от-
клонений частоты необходимо увеличивать
долю маневренных агрегатов в структуре
мощностей энергосистемы. Наличие недо-
пустимых колебаний частоты указывает на
необходимость совершенствования системы
автоматического управления мощностью
электростанций.
Под отклонением напряжения V пони-
мается относительная разность (в процен-
тах) между фактическим и номинальным
значениями напряжения, возникающая при
сравнительно медленном изменении режи-
ма— при скорости изменения напряжения
меньше7! % в секунду:
у = -а~^ном too.
^иом
Отклонения напряжения допускаются:
от мйнус 2,5 до плюс 5% номинально-
го— иа выводах приборов рабочего осве-
щения в производственных и общественных
зданиях, а также прожекторных установок;
от минус 5 до плюс 10% — на выводах
электрических двигателей и аппаратов для
их пуска и управления;
в пределах ±5% — на выводах осталь-
ных элекгроприемников.
В электрических сетях сельскохозяйст-
венных районов, кроме животноводческих
комплексов и птицефабрик, и в сетях, пи-
тающихся от шин тяговых подстанций
электрифицированного транспорта, при на-
личии специальных технико-экономических
обоснований с разрешения Минэнерго
СССР допускаются другие значения откло-
нений напряжения.
В послеаварийных режимах допускает-
ся дополнительное понижение напряжения
на 5% сверх значений, указанных выше.
Глубокие снижения напряжения могут
иметь место при перегрузке сети. Повыше-
ния напряжения могут наблюдаться при
значительном снижении загрузки сети, осо-
бенно на протяженных линиях электропере-
дачи сверхвысокого напряжения, имеющих
значительную зарядную реактивную мощ-
ность.
Отклонения напряжения могут быть
уменьшены:
увеличением степени компенсации реак-
тивной составляющей нагрузки потреби-
телей;
установкой средств компенсации на
подстанциях энергосистем — синхронных
компенсаторов, батарей конденсаторов, ре-
акторов;
повышением оснащенности сети устрой-
ствами регулирования напряжения.
Колебания напряжения характеризуют-
ся размахом изменения напряжения — от-
носительной разностью между наибольшим
Отах и наименьшим О min действующими
значениями напряжения в процессе измене-
ния напряжения со скоростью ие меньше
1 % в секунду, частотой и интервалом меж-
ду следующими друг за другом изменения-
ми напряжения.
Размах изменений напряжения, %,
д.у= 100
Он
Колебания напряжения вызываются ре-
жимами технологических установок —
пусками электродвигателей, работой свароч-
ных агрегатов, дуговых печей, выпрямитель-
ных установок и др. — и практически не-
устранимы. Уменьшить колебания напряже-
ния можно за счет снижения сопротивления
питающей сети путем ее усиления, примене-
ния продольной компенсации, приближения
приемников с резкопеременной нагрузкой к
мощным источникам питания, а также за
счет применения специальных средств без-
ииерционного регулирования (специальные
синхронные компенсаторы, управляемые ре-
акторы).
Несинусоидалыюсть формы кривой на-
пряжения характеризуется составом выс-
ших гармоник й их действующими значе-
ниями (учитываются гармоники по 13-ю
включительно) и допускается в следующих
размерах: действующее значение всех выс-
ших гармоник на выводах любого электро-
приемника не должно превышать 5% дей-
ствующего значения напряжения основной
частоты. На выводах асинхронных двигате-
лей допускается большая несинусоидаль-
ность по условию допустимого нагрева.
Высшие гармонические составляющие
напряжения неблагоприятно сказываются
на работе электроприемпиков и электриче-
ских сетей, средств связи, автоматики, изме-
рительных приборов, вычислительных ма-
шин и других устройств с элементами элек-
троники.
Источниками высших гармоник явля-
ются выпрямительные установки у потреби-
телей, электропередачи постоянного тока,
силовые трансформаторы, дуговые электро-
печи, сварочные агрегаты.
§ 28-2] Расчеты экономической эффективности 21
Снижение влияния высших • гармоник
напряжения достигается рациональным по-
строением схемы электроснабжения (путем
выделения нелинейных нагрузок и их при-
ближения к мощным источникам питания)
и применением специальных фильтров
(фильтры настраивают иа определенные
гармоники, создавая для инх короткозамк-
нутые ветви и тем самым ограждая от иих
остальную сеть).
Кривая напряжения, подводимого к
электроприемиикам, в установившихся, ре-
жимах не должна содержать субгармониче-
ских составляющих.
Несимметрия трехфазиой системы на-
пряжений может возникать не только в ава-
рийных ситуациях — при обрыве или от-
ключении одной фазы, но и в нормальных
режимах — при наличии мощных единич-
ных однофазных нагрузок (печи, электри-
ческий транспорт) при неравномерном рас-
пределении по фазам массовых однофазных
электроприемников, при несимметрии пара-
метров элементов сети. Чаще всего несим-
метричная система напряжений на выводах
электроприемников возникает за счет того,
что несимметричные токи нагрузки вызы-
вают несимметричные падения напряжения
в сети.
При несимметричном режиме ухудша-
ются условия работы как самих электро-
приемников, так и всех элементов сети: сни-
жаются экономичность и срок службы обо-
рудования, уменьшается пропускная спо-
собность сети, увеличиваются потёри
энергии.
В трехфазной распределительной сети
с однофазными осветительными и бытовы-
ми электроприемииками напряжение обрат-
ной последовательности не должно превы-
шать значений, при которых действующие
значения напряжений не выходят за допу-
стимые пределы. Напряжение обратной по-
следовательности в пределах до 2% номи-
нального длительно допустимо на выводах
любого трехфазиого симметричного элек-
троприемника. На выводах асинхронных
двигателей напряжение обратной последо-
вательности определяется по условию до-
пустимого нагрева и может быть больше
2%.
Помимо несимметрии, вызываемой на-
пряжением обратной последовательности,
может возникать несимметрия от наложе-
ния иа систему прямой последовательности
системы нулевой последовательности. В ре-
зультате смещения нейтрали трехфазной си-
стемы возникает несимметрия фазных на-
пряжений при сохранении симметричной
системы междуфазиых напряжений.
В трехфазных сетях без нулевого про-
вода составляющая нулевой-последователь-
ности отсутствует (сумма-линейных напря-
жений равна нулю). В четырехпроводных
сетях напряжением до 1000 В смещение
нейтрали определяется относительно нуле-
вого провода в месте включения 'электро-
приемников. Напряжение- нулевой последо-
вательности не должно превышать значе-
ний, при которых действующие значения
напряжения не выходят за допустимые
пределы.
Степень несимметрии можно умень-
шить за счет более равномерного распреде-
ления по фазам однофазных нагрузок, при-
менения специальных средств симметрирова-
ния сети (компенсации сопротивления от-
дельных фаз, включения в разные фазы
шунтовых батарей конденсаторов разной
мощности), создания специальных схем для
питания несимметричных нагрузок.
Формулы для определения действую-
щих значений напряжения в сетях одно-
фазного н трехфазного тока симметричных
и несимметричных систем, а также дейст-
вующих значений составляющих прямой,
обратной и нулевой последовательностей
гармоник напряжения приведены в прило-
жениях к ГОСТ 13109-67.
Для контроля за качеством электро-
энергии в условиях эксплуатации использу-
ются серийно выпускаемые приборы: пока-
зывающие и регистрирующие частотомеры
и вольтметры, статистический анализатор
качества напряжения, анализатор несинусо-
идальности, осциллографы (для измерения
колебаний напряжения); разработаны ана-
лизатор несимметрии, регистратор искаже-
ния формы кривой и др.
Государственный стандарт на качество
электроэнергии вводится в энергосистемах
постепенно, по мере оснащения соответст-
вующими средствами регулирования и кон-
троля. В период до повсеместного внедре-
ния стандарта действуют положения по ка-
честву электроэнергии, содержащиеся в
«Правилах пользования электрической
энергией», регламентирующих взаимоотно-
шения между энергосистемой и потребите-
лями.
28-2. РАСЧЕТЫ СРАВНИТЕЛЬНОЙ
ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ
ВАРИАНТОВ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ
ЭНЕРГОСИСТЕМ
Задачи расчетов
и критерии сравнительной
экономической эффективности
капитальных вложений
Строительство энергетических объектов
производится по государственным планам
в объеме, соответствующем средствам, вы-
деленным иа развитие энергетики. Эффек-
тивное использование этих средств позво-
ляет обеспечить высокие темпы электрифи-
кации страны. Поэтому при обосновании
основных проектных технических решений
большое внимание уделяется экономиче-
ским расчетам сравнительной экономиче-
ской эффективности капитальных вло-
жений.
Такие расчеты, как правило, обязатель-
ны при решении вопросов оптимизации ге-
нерирующих мощностей в энергосистеме.
К ним относятся такие, как эффективность
22
Общие вопросы энергетических систем
[Разд. 28
сооружения АЭС, ГЭС и ГАЭС по сравне-
нию с КЭС, сооружение ТЭЦ по сравнению
с раздельным строительством КЭС для вы-
работки электроэнергии н котельных для
теплоснабжения, сравнение вариантов типа,
мощности и местоположения КЭС, включая
сравнение передачи электроэнергии и пере-
возки топлива.
При проектировании электрических се-
тей йа основании технико-экономических
расчётов решаются, например, следующие
задачи: обоснование номинального напря-
жения сети; выбор конфигурации сети; вы-
бор средств компенсации реактивной мощ-
ности и их размещение; выбор средств ог-
раничения токов КЗ.
Для обеспечения единого подхода К
проведению техиико-экоиомйчесКих расче-
тов разработана «Типовая методика опре-
деления экономической эффективности ка-
питальных вложений», утвержденная Гос-
планом СССР, Госстроем СССР И Акаде-
мией наук СССР.
Общие положения этой методики кон-
кретизированы в отраслевых инструкциях
по технико-экономическим расчетам, учиты-
вающих специфику своей отрасли [28-7].
Экономическая оценка рассматривае-
мого варианта заключается в определении
капитальных вложений и ежегодных из-
держек. Сравнение вариантов только по ка-
питальным вложениям или по ежегодным
издержкам не позволяет сделать вывод о
наиболее эффективном варианте. Так, в ва-
рианте с большими капитальными вложе-
ниями издержки могут быть значительно
снижены за счет экономии топлива, лучше-
го использования оборудования, снижения
потерь электроэнергии, уменьшения числен-
ности обслуживающего персонала и др.
С другой стороны, снижение себестоимости
может быть достигнуто ценой неоправданно
больших капитальных вложений.
Сопоставление вариантов производится
на основе сравнительной экономической эф-
фективности капитальных вложений, где
критерием являются минимальные приве-
денные затраты.
Сущность этого метода состоит в том,
что для каждого варианта определяются
приведенные затраты 3, руб/год, представ-
ляющие собой сумму ежегодных издержек
и капитальных вложений, приведенных к
одному году путем введения нормативного
коэффициента эффективности капитальных
вложений:
з = Й4-£нК,
где И — ежегодные издержки производства
(себестоимость продукции), руб/год; К— -
капитальные вложения, руб.; Е„ — норма-
тивный коэффициент эффективности.
Нормативный коэффициент подлежит
периодическому пересмотру; в настоящее
время принимается равным 0,12.
Указанная формула используется в тех
случаях, когда капитальные вложения осу-
ществляются единовременно, а ежегодные
издержки неизменны в течение всего рас-
сматриваемого периода эксплуатации объ-
екта.
Однако в практике часто возникает не-
обходимость рассматривать проектные ва-
рианты в последовательном развитии с уче-
том строительства Новых объектов, рекон-
струкции действующих, изменения Выра-
ботки электроэнергии и т. д.
В Этом случае капитальные вложения
могут осуществляться последовательно в
течение нескольких лет, а ежегодные из-
держки изменяться по годам рассматривае-
мого периода.
Приведенные затраты с учетом факто-
ра времени определяются по формуле
3 - 2 Kt + Ыт ) (1 + £нп) ’'пр-',
где 3 — приведенные затраты с учетом
фактора времени руб/год; Kt — капиталь-
ные вложения в год t, руб.; 6Ht — прираще-
ние издержек в текущем году по сравнению
с предыдущим; —Ht-i; Em— нор-
мативный коэффициент приведения разновре-
менных затрат; Т — расчетный период, в те-
чение которого осуществляются капиталь-
ные вложения и изменяются ежегодные из-
держки (год) (последним годом расчетного
периода является год начала нормальной
эксплуатации объекта, в течение которого
капитальные вложения уже не производят-
ся, а ежегодные издержки далее остаются
неизменными); Упр— год приведения.
Затраты по сравниваемым вариантам
должны приводиться к одному и тому же
году расчетного периода.
В качестве года приведения обычно
принимают первый год расчетного периода.
В этом случае формула для 3 принимает
вид:
EnKt + HHt
+£’нп)/~1
где
(1 + £ип/
коэффициент приведения,
значения которого даны в табл. 28-5.
Таблица 28-5
Звачеййя коэффициентов Приведения
ДЛЯ £нп=0,08
1
(i+W
1
(‘+W
1
2
3
4
5
В
7
8
9
10
1,080
1,166
1,200
1,360
1.469
1.587
1,714
1,851
1,999
2,159
0,9259
0,8573
0,7938
0,7350
0.6Й06
0,6302
0,5835
0,5403
0,6002
0,4632
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
2,332
2,518
2,720
2,937
3,172
3,426
3,700
3,996
4,316
4,661
0,4289
0,3971
0,3677
0,3405
0,3152
0,2919
0,2703
0,2502
0,2317
0.2145
§ 28-2]
Расчеты экономической эффективности
23
Из числа рассматриваемых вариантов,
каждый из которых обеспечивает получение
одинакового количества И качества продук-
ции, наиболее экономичным' следует считать
вариант, для которого приведенные затраты
оказались наименьшими, т. е. тот вариант i,
длй которого
3i — min.
При сопоставлении затрат следует учи-
тывать наличие некоторой зоны, обуслов-
ленной точностью исходных данных, в пре-
делах которой варианты могут считаться
равноэкбиоМичныМИ. РаВйбэкбиомичными
считаются варианты, отличающиеся по при-
веденным затратам до 5%.
В пределах зоны равной экономичности
выбор вариантов производится исходя из
дополнительной оценки тех качеств вариан-
тов, которые не могут быть исчислены в
стоимостном' выражении. К ним относятся
перспективность варианта, удобство экс-
плуатации, наличие серийно выпускаемого
оборудования и т. д.
Методика И порядок расчета
Условия сопоставимости вариантов и
порядок расчета. Варианты, подлежащие
технико-эконОмическому сравнению, долж-
ны быть технически сопоставимы и взаимо-
заменяемы, т. е. они должны обеспечивать
требуемую отдачу электроэнергии и качест-
во Электроснабжения соответственно в нор-
мальных и послеаварийных режимах рабо-
ты энергосистемы при удовлетворении всех
нормативных и технических требований.
Вторым обязательным условием выпол-
нения технико-экономических расчетов яв-
ляется экономическая сопоставимость, т. е.,
обеспечивая одинаковый производственный
эффект, варианты должны учитывать все
народнохозяйственные затраты, связанные с
его достижением. При этом должна быть со-
блюдена равноточиость всех используемых
в расчетах материалов, т. е. определение ка-
питальных вложений и ежегодных издержек
производства в сравниваемых вариантах
следует выполнять исходя из сопоставимых
цен и равной достоверности исходных ма-
териалов. Так, капитальные вложения ис-
числяются в зависимости от стадии проекти-
рования по нормативным удельным капита-
ловложениям, сметио-фииансовым расчетам
или расчетам по показателям соответствую-
щих объектов-аналогов.
В тех случаях, когда проектируемый
объект имеет комплексное значение (ТЭЦ,
комплексный гидроузел, энергохимикотехно-
логический цикл производства энергии и
др.), капитальные вложения и ежегодные
издержки производства определяются для
проектируемого объекта и альтернативных
вариантов, изолированно решающих в соот-
ветствующих отраслях народного хозяйства
те же задачи, которые решаются при нали-
чии проектируемого объекта.
Развитие объектов (системы) должно
рассматриваться за одинаковый для всех
вариантов период времени.
После приведения к сопоставимому ви-
ду расчеты по каждому варианту произво-
дятся в следующем порядке: определяются
суммарные капитальные вложения и еже-
годные издержки по годам и этапам разви-
тия объекта (системы); в вариантах, реша-
ющих задачу передачи электроэнергии, оп-
ределяются затраты на возмещение потерь
электроэнергии и мощности в электричееких
сетях; определяются приведенные затраты.
Определение капитальных вложений.
Капитальные вложения определяются по
сравниваемым объектам основного произ-
водственного назначения с учетом сопря-
женных отраслей и объектов, обеспечиваю-
щих их работу. Примером сопряженных от-
раслей и объектов являются топливная ба-
за, ремонтные базы и т. д., а при оценке
затрат на компенсацию потерь электроэнер-
гии — электростанция.
При сооружении объекта в течение не-
скольких Лет, предшествующих началу его
эксплуатации, требуется учет «заморажива-
ния» средств, что осуществляется приведе-
нием капитальных вложений в сооружаемый
объект к году окончания его строительства
по формуле
ГСтР
Кпр = X (1 +
1=1
где Гетр —-срок строительства; ДК: — часть
капитальных вложений в объект, осваивае-
мая в год t, руб. Эти значения обычно оп-
ределяются в соответствии с нормами Гос-
строя СССР.
Капитальные вложения в повторяющие-
ся в каждом варианте объекты, имеющие
одинаковые параметры, в затратах не учи-
тываются.
Оценка капитальных вложений Произво-
дится по укрупненным показателям, приве-
денным в разд. 41.
Стоимость реконструкции, руб., опреде-
ляется по формуле
Крек — Кнов Кдем ^воэвр >
где Лион — стоимость нового оборудования с
учетом затрат иа его установку; Кдсм—за-
траты на демонтаж оборудования; КЕ0зв₽ —
возвратная стоимость, учитывающая реали-
зацию старого оборудования, ие отработав-
шего нормативИый срок службы.
При этом предполагается, что демонти-
руемое оборудование будет эксплуатиро-
ваться до окончания его срока службы на
другом объекте:
К -к (1 аР%‘* \
Лвозвр — Ao I 1 ] 00 I ,
где Ко — первоначальная стоимость демон-
тируемого оборудования, руб., пр — норма
реновации (или полного восстановления —
см. табл. 28-6), %; t— число лет эксплуа-
тации оборудования до его демонтажа ь'а
рассматриваемом объекте, год.
Определение ежегодных- издержек. Еже-
годные издержки состоят из амортизацион-
ных отчислений Ла и затрат на эксплуата-
24
Общие вопросы энергетических систем
[Раед. 28
нию Иа объекта. Издержки Иа складывают-
ся из затрат на топливо, текущий ремонт,
зарплаты производственного персонала и об-
щестаиционных или общесетевых расходов.
Приведенные затраты на возмещение потерь
электроэнергии Зпот в электрических сетях
также включаются в состав ежегодных из-
держек.
Таким образом, ежегодные издержки,
руб/год, определяются формулой
И = + Иа + Зпот.
Амортизационные отчисления предназ-
начены для проведения капитальных ремон-
тов в течение срока эксплуатации энергети-
ческого оборудования и для восстановления
(реновации) его первоначальной стоимости.
Нормы амортизационных отчислений,
зависящие от периодичности и стоимости ка-
питальных ремонтов и срока службы обору-
дования, установлены Госпланом СССР
(см. табл. 28-6).
Амортизационные отчисления определя-
ются суммой отчислений от капитальных
вложений по группам однотипного оборудо-
вания. Если капитальные вложения осуще-
ствляются в период эксплуатации объекта,
то амортизационные отчисления в каждом
Таблица 28-6
Норма амортизационных отчислений и затрат иа эксплуатацию
Группы И Виды ОСНОВНЫХ фондов Нормы отчислений от капитальных вложений, %
Общая норма амортизаци- онных отчис- лений в том числе Затраты иа экс- плуатацию Всего
на полное восстановле- ние на капиталь- ный ремонт
Воздушные линии электропереда- чи: а) на металлических и железобе- тонных опорах: до 20 кВ 3,6 3,0 0,6 2,0 5,6
до 35 кВ и выше 2,4 . 2,0 0.4 0,4 2,8
б) на деревянных опорах из про- питанной древесины и непрописан- ной лиственницы: до 20 кВ 5,7 4,0 1,7 2.0 7,7
от 35 до 220 кВ 4,9 3,3 1.6 0,5 5,4
в) на' деревянных опорах из не- пропитанной древесины: до 20 кВ 8,0 6,0 2,0 2,0 10,0
Силовое электротехническое обо- рудование и распределительные устройства: до 160 кВ 6,4 3,5 2,9 3,0 , 9,4
от 220 кВ и выше 6,4 3.5 2,9 2,0 8,4
Гидравлические турбоагрегаты 2,9 2,0 0,9
всех типов с комплектующим и вспомогательным оборудованием Паровые турбоагрегаты комп- 6,5 3,5 3,0
лектно с вспомогательным оборудо- ванием Кабельные линии электропереда- чи со свинцовой оболочкой: до 10 кВ, проложенные в земле и 2,3 2,0 0.3 2.0 4,3
помещениях до 10 кВ, проложенные под во- дой Кабельные линии электропереда- чи с алюминиевой оболочкой: до 10 кВ, проложенные в земле 4,6 4,0 0,6 2,0 6,6
4.3 4,0 0,3 2,0 6,3
до 10 кВ, проложенные в помеще- 2,3 2,0 0,3 2,0 4,3
НИЯХ Кабельные линии до 10 кВ с 5,3 5,0 0,3 2,0 7,3
пластмассовой изоляцией, проло- женные в земле или помещениях Кабельные линии 20—35 кВ со свинцовой оболочкой: проложенные в земле и помеще- 3,4 3,0 0,4 2,0 5,4
НИЯХ проложенные под водой 5,8 5,0 0,8 2,0 7,8
Кабельные линии 110—220 кВ: проложенные в земле и помеще- 2,5 2,0 0,5 2,0 4,5
НИЯХ проложенные под водой 3,0 2.0 1.0 2,0 5,0
Электродвигатели: мощностью до 100 кВт 12,6 • 9,5 3,1 м
мощностью более 100 кВт 8,1 5,3 2,8 —-
Выпрямители селеновые и крем- 8,6 5,0 3,6 1— —*
нневые Аккумуляторы: стационарные кислотные 9,1 5,9 3,2
стационарные щелочные 12,6 12,5
переносные кислотные 33,3 33,3
§ 28-2]
Расчеты экономической эффективности
25
текущем году эксплуатации определяются
по суммарным фондам, введенным' в экс-
плуатацию на начало этого года. Для боль-
шинства расчетов допускается принимать
вместо стоимости фондов суммарные капи-
тальные вложения, осуществленные в тече-
ние всех лет, предшествующих рассматри-
ваемому году, илиг
i=l /=1
где я,- — норма амортизационных отчислений
по группе I, %/год; Ktj — суммарные ка-
питальные вложении в сооружение объек-
тов (элементов) группы i за период t—1
лет, руб.
В технико-экономических расчетах за-
траты на эксплуатацию электрических сетей
Й3 допускается определять в процентах ка-
питальных вложений (табл. 28-6).
Определение затрат на возмещение по-
терь мощности и электроэнергии в электри-
ческих сетях. Цотери мощности, как прави-
ло, увеличивают максимум нагрузки и всег-
да вызывают дополнительную выработку
электроэнергии. Это связано с затратами в
энергосистеме иа ввод дополнительных ге-
нерирующих мощностей и расширение топ-
ливной базы в размере, необходимом для
обеспечения выработки дополнительной
электроэнергии.
Для определения ЗПОт используются за-
мыкающие затраты иа электроэнергию 3,
которые являются дифференциальным пока-
зателем, характеризующим удельный при-
рост затрат в энергосистеме иа 1 кВт-ч до-
полнительного потребления электроэнергии
Так как показатели замыкающих за-
трат иа электроэнергию зависят от числа ча-
сов использования нагрузки в максимум
энергосистемы, суммарные потери электро-
энергии в сети подразделяются в расчетах
на переменные и постоянные, обусловлен-
ные соответственно потерями мощности, за-
висящими и не зависящими от нагрузки.
В составе переменных потерь учитыва-
ются потери в активном сопротивлении про-
водов линий и обмоток трансформаторов;
в составе постоинных — потери холостого
хода в трансформаторах, потерн на корону
в линиях электропередачи 220 кВ и выше,
диэлектрические потери в кабелях и кон-
денсаторах, потери в шунтирующих реак-
торах.
Суммарные потери электроэнергии,
кВт-ч/год, определяются по формуле
г 1 1
i : i
где т — время максимальных потерь, ч;
— время работы оборудования в году, ч;
п t п „
и s APZ — суммарные потери
1 1
мощности в элементах сети, соответственно
зависящие и не зависящие от нагрузки, кВт.
Суммарные приведенные затраты
руб/год, на возмещение потерь активной
мощности и электроэнергии определяются
по формуле
3пот = 3э2Д4+3э2Д4.
1 1
где Зэ и Зэ —соответственно замыкаю-
щие затраты, руб/(кВт-ч), на перемен-
ные и постоинные потери энергии, опреде-
ляемые по зависимостям 3n0I=f (т/«м), при-
веденным на рис. 28-2.
Рис. 28-2. Удельные показатели стоимости потерь
мощности и электроэнергии в электрических сетях,
отнесенные на 1 кВт-ч потерь, коп/(кВТ-ч).
Оценка стоимости потерь внепиковой
электроэнергии, коп/(кВт-ч)
О к
та О. £ й ш и S я й 5 2 ш та Осо та ио“
С ® О л О° 5- бП а ogs
ООиЕ о ОйЕ о>»
0,80 0,72 0,7 0,75 0,5 0,7
Продолжение
ОЭС Закав- казья ОЭС Сибири л ф о н о к гт Я я 60 и О яХа ОЭС Средней Азии ОЭС Дальнего Востока
0.7 0,75 0,3 0.55 0,55
I — Районы ЕЕЭС (ОЭС Центра, Поволжья, Юга»
Северо-Запада. Урала, Северного Кавказа, Закав-
казья); II— Восточные районы (ОЭС Северного
Казахстана; Средней Азии, Дальнего Востока);
III — районы ОЭС Сибири.
Оценка стоимости потерь реактивной
мощности. Проектные варианты, подлежа-
щие технико-экономическому сопоставле-
26
Общие вопросы энергетических систем
[Разд. 28
нию, как правило, различаются уровнем по-
терь (потребления) реактивной мощности.
Учет различия в потерях реактивной мощ-
ности в технико-экономических расчетах не-
обходим, если энергосистемы или энерго-
узел дефицитны по реактивной мощности.
Дополнительные потери реактивной
мощности прв сравнении вариантов оцени-
ваются приведенными затратами на их воз-
мещение. В качестве источников реактивной
мощности рекомендуется принимать батареи
конденсаторов.
Потери реактивной мощности принима-
ются по последнему году расчетного пе-
риода.
Усредненные удельные приведенные за-
траты на компенсацию потерь реактивной
мощности составляют 2,1 руб/(квар-год).
Расчет замыкающих затрат
иа электроэнергию
Замыкающие затраты З3, коп/(кВт-ч),
являютси удельными приведенными затра-
тами, определяемыми по формуле
з =-2*-
э т
(3pae Рбаз Тбаз + Зпии РшшТцик) t
где Ом — коэффициент попадания макси-
мальных потерь мощности в максимум энер-
госистемы (ам=^м ’ где klt — коэффициент
попадания максимума нагрузки в максимум
энергосистемы); т — время максимальных
потерь, ч; Збаз и ЗПИк — приведенные затра-
ты, отнесенные на 1 кВт-ч отпущенной
электроэнергии на базисной н пиковой элек-
тростанциях, определяемые для их опти-
мального числа часов использования Т6ел и
7пвк) ₽в»з и рПик — удельные веса мощно-
стей соответственно базисных и пиковых
электростанций, участвующих в покрытии
потерь мощности в максимум нагрузки энер-
госистемы, определяемые из соотношений,
вытекающих соответственно нз балансов
электроэнергии и мощности в энергосистеме;
(Рбаз ^баз Ар Рпик ’’пик Ар
аМ __ J
Т
Рбаз 4“ Рпик — 1J
Ар И Ар—коэффициенты, учитывающие ре-
зервы мощности на базисных и пнковых
электростанциях.
Из решения этих уравнений следует:
Рбаз —
Т/«м Т Щ]к
’’бая ftp Тпик
Рпик —
Ар т/ам
’’баз Ар Тпик
В качестве базисных принимаются со-
временные мощные конденсационные элек-
тростанции на органическом1 топливе. За-
траты Збаэ или Зпвк, коп/(кВт-ч), опреде-
ляются по формуле
о I Ас,п Ем КвсАс.ц/7gG \
3 — I -j- bv Зт j X
\ ‘ уст 1
ь£нКс + Дс
А /?р<от Г 7, •
1 уст
где соответственно дли базисной или пико-
вой электростанции Кав н Кс — удельные
капиталовложения на 1 кВт установленной
мощности в электростанцию и электрические
сети для выдачи ее мощности на шины рас-
пределительного напряжения подстанции
энергосистемы; Изо и Ис — затраты на
амортизацию, ремонт и обслуживание элек;
тростаиции н электросети; Ь? — удельный
расход условного топлива на 1 кВт-ч, отпу-
щенный с шин электростанций; Зт —замы-
кающие затраты на топливо в энергосисте-
ме; ^е.н и Апот — коэффициенты, учитываю-
щие расход на с. и- и потери в сетях.
В качестве пиковых для энергосистем
европейской части страны учитываются га-
зотурбинные электростанции с числом ча-
сов использовании 7пИн = 1000 ч. Для
энергообъединений восточных районов
страны принимается размещение пнковой
мощности на гидроэлектростанциях и прн
расчете замыкающих затрат учитывается
участие их только в покрытии дополни-
тельной мощности (7Пив = 0), дополнитель-
ная электроэнергия ' вырабатывается на
конденсационных электростанциях. Затра-
ты на увеличение мощности гидроэлектро-
станций определяются по стоимости уста-
новки дополнительного киловатта мощно-
сти.
Расчетные значении стоимости потерь
мощности и электроэнергии в электрических
сетях, отнесенные на 1 кВт-ч потерь, при-
ведены на рис. 28-2.
Эта значения являются исходными для
определения 3П0» в технико-экономических
расчетах.
В тех случаях, когда сезонные потре-
бители не участвуют в формировании сум-
марного максимума графика нагрузок, за-
траты на компенсацию потерь оцениваются
по стоимости потерь внепиковой электро-
энергии (см. таблицу в подписи к рис.
28-2).
28-3. ПОТРЕБЛЕНИЕ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И ГРАФИКИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ НАГРУЗКИ
Прогнозирование
потребления электроэнергии
Одним из ответственных и важных
этапов проектирования энергосистемы яв-
ляется оценка роста потребления электро-
энергии (электропотребления) по ее рай-
онам и энергоузлам на среднесрочную н
долгосрочную перспективу.
При решении этой задачи в целом по
стране или по крупным экономическим рай-
онам учитываются такие факторы, как:
темпы развития народного хозяйства;
§ 28-3]
Потребление электроэнергии и графики нагрузки
27
пропорции в развитии отдельных от-
раслей народного хозяйства;
условия межотраслевого и межрайон-
ного распределения труда;
повышение электрификации отраслей
народного хозяйства;
развитие и внедрение новых техноло-
гий;
темпы роста населения, его благосостоя-
ния, обеспеченности жилплощадью и т. п.
Основным методом определения пот-
ребности в электроэнергии на перспективу
по ЕЭС и ОЭС являются расчеты, основан-
ные на укрупненных удельных нормах рас-
хода электроэнергии [28-1, 28-2] и данных
об объемах производства по отраслям про-
мышленности, по развитию сельского хо-
зяйства, транспорта и коммунального хо-
зяйства. Для получения этик данных ис-
пользуются директивные материалы по
основным направлениям развития народно-
го хозяйства страны, пятилетние плановые
материалы Госпланов, министерств, техни-
ко-экономические доклады проектных и
научно-исследовательских институтов о раз-
витии отраслей промышленности и народ-
ного хозяйства, а также проекты крупных
предприятий, схемы развития производи-
тельных сил областей, краев, республик,
районные планировки, схемы размещения
промышленных комплексов и т. д.
Наряду с расчетами на основе анализа
указанных материалов используются и раз-
личные экономико-статистические методы и
математические модели.
Независимо от методов расчета прихо-
дится считаться с тем, что вероятность по-
лучения достаточно надежных результатов
неизбежно снижается по мере удлинения
рассматриваемого периода времени. Поэто-
му результаты оценки размера электропот-
ребленин на долгосрочную перспективу
обычно представляются в виде диапазона
его значений.
Нормы удельного потребления электро-
энергии на перспективу также изменяются.
Для ряда отраслей, особенно электроемких,
будет иметь место снижение норм в связи
с более рациональным использованием
электроэнергии, совершенствованием техно-
логии и оборудования, увеличением единич-
ной мощности агрегатов. В других отраслях
будет иметь место постоянное увеличение
удельных норм электропотребления, свя-
занное с повышением механизации работ,
увеличением глубины переработки сырья и
т. д. И в том и в другом случае установле-
ние нормы удельного потребления электро-
энергии требует специальных исследований
с анализом изменения технологий, энерго-
носителей н степени электрификации от-
дельных отраслей.
Электропотребление коммунально-бы-
товых потребителей в проектах ЕЭС и ОЭС
определяется на основе укрупненных удель-
ных норм расхода электроэнергии, отнесен-
ных на одного сельского н городского жи-
теля, дифференцированных по экономичес-
ким районам страны (см. разд. 34).
В итоге определяется размер годового
электропотребления (кВт-ч/год) по рас-
четным годам рассматриваемого периода
(обычно последний год каждой пятилетки),
включающий нужды промышленности и
строительства, сельскохозяйственного про-
изводства, электрифицированного транспор-
та, городских и сельских потребителей бы-
та и сферы обслуживания (полезное эле-
ктропотребление) .
Результаты расчетов анализируются
путем' сопоставления намечаемых темпов
роста с отчетными за прошедшие годы, а
также путем анализа динамики изменении
укрупненных показателей электропотребле-
ния (электровооруженность труда, электро-
потребление на единицу валовой продукции
по отдельным отраслям народного хозяйст-
ва и промышленности и т. п.) и в случае
надобности корректируются.
Помимо этого учитывается необходи-
мость получения электроэнергии на покры-
тие потерь в электрических сетях и на
удовлетворение собственных нужд электро-
станций.
Расход электроэнергии на собственные
нужды электростанций зависит от структу-
ры генерирующих мощностей.
При отсутствии отчетных или проект-
ных данных для определения годового рас-
хода электроэнергии на собственные нуж-
ды электростанций можно пользоваться
данными табл. 28-7, где приведены средние
значения расхода электроэнергии на соб-
ственные нужды электростанций в процен-
тах их суммарной выработки.
Потери электроэнергии в сетях общего
пользования в среднем по стране составля-
Таблица 28-7
Расход электроэнергии на собственные нужды
электростанций, % выработки
Тип Уголь Газ Мазут Прочие |
Конденсационные электростанции: К-160-130 6,6—6,8 4,9 5,2
К-200-130 6,1—6.8 4,6 5,7 >—•
К-300-240 3,7—4,4 2,4 2,6 —
К-500-240 3,7—4,4 —— —. «—•>
К-800-240 3,7—4,2 2,3 2,5 —
Атомные, мощностью — — — 5,0-7,0
более 200 кВт Теплоэлектроцентра- ли с протнводавле- нием: 0,08 МПа 13,1 10,8 10,8
0,12 МПа 9,6 7,8 7,8 •
с отбором и кон- 8,0 6,6 6,6 —
денсацией Газотурбинные: до 25 МВт 3,0—4,0
свыше 25 МВт —. 0,6—1,7 •—’
Гидравлические: до 200 МВт — —- 0,5—2,0
свыше 200 МВт —. — — 0,3-—0,5
28
Общие вопросы энергетических систем
[Разд, 28
ют 9% отпуска электроэнергии в сеть или
8% общей выработки электроэнергии. По
отдельным энергосистемам эта величина
может изменяться в большом диапазоне
(до 15%) в зависимости от плотности на-
грузки, числа ступеней трансформации
и т. п.
Ориентировочные значения потерь в се-
тях различных напряжений в процентах
суммарного потребления:
Напряжение,
кВ......... 20—35 110—150 220—330 500—750
Потери, %. . 0,5—1 3,5—4 2,5—3 0,5—1
При разработке схем внешнего элек-
троснабжения отдельных предприятий или
промышленных узлов размер ожидаемого
электропотребления может быть оценен
пообъектно. В этом случае для действую-
щих предприятий могут быть использованы
данные о росте выпуска продукции и до-
стигнутом удельном электропотреблении иа
единицу продукции, а также использованы
отчетные данные о темпах роста электро-
потреблеиия предприятия или узла за про-
шедший период. Для реконструируемых и
вновь вводимых предприятий ожидаемое
электропотребление может быть определе-
но на основании материалов специализиро-
ванных проектных институтов.
При оценке размера полезного электро-
потребления по территории с большим чис-
лом потребителей пообъектный расчет мо-
жет быть затруднен. В этом случае расчет
ведется по группам однородных потребите-
лей, в том числе:
для промышленности и транспорта на
основании норм расхода электроэнергии на
годовой выпуск основных видов продук-
ции;
для производственных нужд сельского
хозяйства по нормам расхода электроэнер-
гии по основным видам сельскохозяйствен-
ной продукции (см. § 34-2);
для коммунально-бытового хозяйства н
сферы обслуживания по нормам на душу
населения (см. § 34-12).
Необходимые для расчетов нормативы
имеются в соответствующих литературных
источниках, в том числе [28-1, 28-2].
Графики электрических нагрузок
Графики электрических нагрузок отра-
жают колебания спроса на электроэнергию
во- времени (рис. 28-3 н 28-4).
Нагрузка энергосистем и отдельных
потребителей электроэнергии постоянно из-
меняется во времени под влиянием большо-
го числа факторов. Эти колебания могут
быть разделены на регулярные и случайные.
В суточном разрезе нагрузка регулярно
снижается в ночные часы и повышается ко
времени прохождения утреннего и вечерне-
го пиков нагрузки.
В недельном разрезе регулярные сни-
жения нагрузки имеют место в нерабочие
(выходные и праздничные) дни, в годовом
разрезе регулярное снижение нагрузки на-
блюдается в летний период.
Указанные колебания определяются
устойчивыми циклами природных явлений
(ночь, лето и т. п.) технологическими осо-
бенностями, а также организационными
Рис. 28-3. Характерные суточные графики элект-
рической нагрузки энергосистемы.
а — зимние месяцы; б — летние месяцы.
Рис. 28-4. Годовой график месячных максимумов,
факторами (длительностью рабочих смен,
числом н регулярной последовательностью
нерабочих дней и т. п.).
На эти регулярные колебания обычно
накладываются нерегулярные колебания,
вызываемые случайными изменениями элек-
трических нагрузок, возникающими вслед-
ствие одновременного включения или от-
ключения мощных приемников электроэнер-
гии (резкого похолодания илн потепления,
интересной телепередачи и др.). Эти коле-
бания, не изменяя общего характера регу-
лярного режима электропотребления, при-
водят к дополнительной изменчивости по-
требительской нагрузки и в частности, к
случайным набросам нагрузки.
Методы разработки перспективных гра-
фиков нагрузки предусматривают получе-
ние суточных графиков нагрузки (как ми-
нимум за зимний и летний рабочие дни) й
годовых графиков нагрузки (месячных
§ 28-3]
Потребление электроэнергии и графики нагрузки
29
максимумов и месячного электропотребле-
ння). Кроме того, предусматривается полу-
чение системы показателей, характеризую-
щих все виды неравномерности электро-
потребления.
Плотность суточного графика электро-
потребления характеризуется коэффициен-
том kcyt'.
рсут
,_______-Дсут______ср
СУТ" 24Ррут ~ Р^ ’
где ДСут — электроэнергия, потребляемая
за сутки, кВт-ч; Р^—максимальная су-
точная нагрузка, кВт; Р^— среднесуточ-
ная нагрузка (Р^т=Дсут/24), кВт.
Плотность недельного графика суточ-
ного электропотреблевия характеризуется
коэффициентом
Ь _ рнед/рсут наиб*
нед~ ср г ср ’
где Р"рД — средненедельная нагрузка, кВт.
Плотность месячного графика недель-
ного электропотребления характеризуется
коэффициентом
ь _ рмес /риед наиб*
"мес ср /'ср ’
где Р“рС —среднемесячная нагрузка, кВт.
Плотность годового графика месячного
электропотребления определяется коэффи-
циентом
>, _ ргод/рмес наиб*
год ср Г ср •
где Ргс°д — среднегодовая нагрузка, кВт.
Основным показателем режима электро-
потребления за год в целом является про-
должительность (или число часов) исполь-
зования наибольшей нагрузки, ч/год:
7"м — АГ1Рм>
где Аг — электроэнергия, потребляемая за
год, кВт-ч; Рн — годовой максимум нагруз-
ки, кВт.
Произведение коэффициентов плотно-
сти, исчисленных применительно к периоду
прохождения максимума' (как правило —
декабрь), умноженное на число часов в го-
ду, также определяет Тм:
TM=8WyTKCPS^n-
Помимо этого для характеристики ре-
жимов электропотребления используются
следующие коэффициенты.
Коэффициент суточной неравномерности
электропотребления
где Р^п—минимальная (ночная) суточная
нагрузка, кВт.
• Наибольшая средняя нагрузка за неделю,
месяц, год.
Коэффициент летнего снижения макси-
мальных нагрузок
*л = ^/Рм«
где ря — летний максимум суточной на-
грузки, кВт.
Коэффициент годового роста нагрузки
^ргм0Д/рГ>ь
где Ры — максимальная нагрузка на нача-
ло года (январь).
Проектные суточные графики строятся
по средним часовым значениям (24 ордина-
ты), каждое из которых представляет собой
математическое ожидание нагрузки в дан-
ный час суток н отражает только регуляр-
ные колебания нагрузки. (Нерегулярные ко-
лебания нагрузки и связанный с ними нере-
гулярный наброс нагрузки учитываются от-
дельно при определении нагрузочного
резерва системы, см. § 28-5).
Представление графиков нагрузки в виде
нх математического ожидания обеспечивает
не только ориентацию проектных решений
на наиболее характерные, средние условия,
но и возможность их почасового суммирова-
ния для получении совмещенных графиков
нагрузки при переходе от отдельных узлов
к системам и от систем к объединениям.
Обеспечивается при этом и возможность
строгой балансировки мощности в системах
во все часы суток.
В то же время следует иметь в виду, что
расчетные значения нагрузок (в силу их
осредненности), как правило, отличаются от
конкретно наблюдаемых, которые представ-
ляют собой частные реализации возможной
величины и включают в себя нерегулярную
составляющую. Нерегулярная составляющая
тем больше (относительно), чем меньше на-
грузка рассматриваемой системы или энер-
гоузла. Поэтому отклонения наблюденных
значений нагрузки от регулярных (особен-
но по максимуму) для меньших систем и уз-
лов проявляются заметнее:
рнерег _ ррег j. др ,
м м 1 нери»
рнерег __-Лг
рнерег
где Р”ерег —нерегулярнаи максимальная
нагрузка, учитывающая превышение расчет-
ного по графику (регулярного) максимума
Ррег за счет нерегулярного (случайного)
иаброса нагрузки /^Рнерег; 7’“ерер — про-
должительность использования нерегулярно-
го максимума нагрузки, ч/год; АРверег —
вероятный наброс нагрузки за счет случай-
ных (нерегулярных) колебаний, кВт (см.
§ 28-5).
Прн проектировании могут быть ис-
пользованы различные методы и способы
получения необходимой информации о гра-
фиках нагрузки энергосистем.
30
Общие вопросы энергетических систец
[Разд, 28
Для близкой перспективы при незначи-
тельном изменении структуры электропо-
требления может быть использован метод
аналогии, по которому за основу принима-
ются отчетные графики нагрузки с уточне-
ниями, вытекающими из анализа тенденции
предыдущего периода н условий сведения
баланса мощности системы.
Для более отдаленной перспективы, а
также для систем, обеспечивающих энерго-
снабжение новых или особенно быстро раз-
вивающихся районов, определение расчет-
ных максимальных нагрузок н графиков на-
грузки осуществляется на основе данных о
размере электропотребления основных от-
раслей народного хозяйства (структура
электропотребления). Для каждой отрасли
народного хозяйства разработаны типовые
графики и коэффициенты, характеризующие
режим электропотребления отрасли в су-
точном, недельном и годовом разрезах.
Используемые в проектной практике ме-
тоды определения перспективных режимов
электропотреблення энергосистем и их объ-
единений базируются на суммировании
графиков нагрузки отдельных отраслей на-
родного хозяйства. Онн обеспечивают до-
статочно надежный учет планируемых сдви-
гов в структуре электропотреблення и осо-
бенностей совмещения нагрузки отдельных
отраслей народного хозяйства.
Ввиду сложности и трудоемкости по-
добных расчетов они обычно производятся
с помощью ЭВМ. Для практических расче-
тов в институтах «Энергосетьпроект» и
ЭНИН им. Г. М. Кржижановского разрабо-
таны специальные универсальные про-
граммы. Эти программы позволяют полу-
чать характерные суточные графики нагруз-
ки, годовой график месячных максимумов
нагрузки и месячного электропотреблення.
Программами предусмотрены возмож-
ности: определения графиков нагрузки как
для современной продолжительности рабо-
чего дня и рабочей недели (8 и 41 ч), так и
для сокращенной рабочей недели (35 и
30 ч); учета последовательного снижения
загрузок ночных и повышения загрузки ве-
черних смен в промышленности; учета прин-
ципиально новых видов потребителей, та-
ких, как электромобили, аккумуляционное
электроотопление и электроводоподогрев,
кондиционирование воздуха и т. п.
На предварительных стадиях проектиро-
вания для упрощения расчетов используют-
ся «обобщенные характеристики режима
электропотреблення», разработанные в ин-
ституте «Энергосетьпроект» с помощью
указанных выше программ. Отклонение ре-
зультатов в этом случае по сравиеиию с-
детальными расчетами на ЭВМ не превыша-
ет ±5%.
Использование метода «обобщенных
характеристик» базируется на той же исход-
ной информации, которая нужна для более
детальных расчетов, т. е. годовом электро-
потреблении по отраслям народного хозяй-
ства Ari н коэффициенте годового роста на-
грузки kf.
Для каждой отрасли народного хозяйства
разработаны характерные значения Про-
должительности использования совмещенно-
го' отраслевого максимума нагрузки Тм<
(табл. 28-8) при условии отсутствия роста
Таблица 28-8
Расчетные значения продолжительности
использования совмещенного максимума нагрузки
отраслей народного хозяйства при £р=1
Наименование отрасли
''мР ч/год
Горнорудная (открытые разработ-
ки)
Горнорудная (закрытые разработ-
ки)
Нефтедобыча
Нефтепереработка и нефтеперекач-
ка
Химия (непрерывные производства)
Химия (полунепрерывные производ-
ства)
Химия прочная
Металлургия (непрерывные произ-
водства)
Производство глинозема и ферро-
сплавов
Металлургия прочая
Машиностроение тяжелое
Машиностроение прочее
Целлюлозно-бумажная и гидролиз
Деревообработка
Текстильная и легкая
Пищевая
Цементная
Строительные материалы
Прочие отрасли промышленности
Производственная нагрузка сельско
го хозяйства
Магистральный электрифицирован-
ный транспорт
Пригородный транспорт
Депо и железнодорожные узлы
Механизированное строительство
6500
7600
7400
8150
8500
7600
6600
8500
8300
8009
6900
5800
7900
5600
5903
7000
7500
6'300
5300
5900
8000
5200
47.00
5300
нагрузки в течение года (k$ — 1). Зная годо-
вое электропотребление отраслей народного
хозяйства и продолжительности использо-
вания совмещенного отраслевого максимума
нагрузки можно определить расчетные
максимальные нагрузки отраслей:
= Атс/Тмь
Средневзвешенное значение продолжи-
тельности использования совмещенного
максимума нагрузки всех отраслей народно-
го хозяйства, за исключением ком му на ль-
ио-бытового сектора, определяется по фор-
муле
^ = 2^/2^.
Максимальная нагрузка коммунально-
бытового сектора, как правило, не совпада-
ет по времени с моментом прохождения
максимальных нагрузок остальных отраслей
народного хозяйства. Для учета этого об-
стоятельства разработаны номограммы, поз-
воляющие определить значение продолжи-
тельности использования совмещенного мак-
симума нагрузки по системе в целом Ум,с в
зависимости от удельного веса коммуналь-
но-бытового электропотреблеиия в суммар-
§ 28-3]
Потребление электроэнергии и графики нагрузки
31
ном электропотреблеиии системы а»б и сред-
невзвешенного значения продолжительности
использования совмещенного максимума
нагрузки остальных отраслей народного хо-
зяйства (рис. 28-Б)з
______Лнб
а"б~ XXri + ^K6 ’
Пример определения Тк,е приведен на
рис. 28-5: при Гм2 =7400 ч и удельном Be-
Соответственно летний максимум на-
грузки может быть определен как
рл -- р L
М — гм,с кл‘
Характерная конфигурация суточного
графика нагрузки рабочего дня для зимы и
лета может быть получена на основе дан-
ных о плотности суточных графиков Лсут по
их типовым характеристикам.
В табл. 28-9 приведены типовые харак-
теристики зимнего и летнего суточных гра-
Рнс. 28.6. Зависимость продолжительности использования совмещенного максимума нагрузки си-
стемы 7М с от удельного веса коммунально-бытового электропотреблення aKg и средневзвешенного
ьначеиия продолжительности испольаования совмещенного максимума нагрузки остальных отраслей
народного хозяйства
се коммунально-бытового электропотребле-
ния акб=12% имеем 7'м,с-=7000 ч. По най-
денной Тм,с могут быть определены: стати-
ческий совмещенный максимум нагрузки
системы (при ftp=l)
Ъ _ 2лг; + 71Кб .
* М,С~ »
* М,С
динамический годовой максимум нагрузки
системы (прн £р>1)
р =р
м’с м,с kj> +1
и значения основных характеристик режи-
ма электропотреблеиии по кривым рис. 28-6,
где оии даны в зависимости от Ты,о.
Рнс. 28-6. Зависимость коэффициентов, характери-
зующих ПЛОТНОСТЬ суточных недель“
пых (^нед)» годовых (£Год) графиков нагрузки,
а также коэффициентов летнего снижения макси-
мума нагрузки (/гл) от продолжительности исполь-
зования максимума ZM>C.
32
Общие вопросы энергетических систем
[Разд. 28
Таблица 28-9
Типовые характеристики суточных графиков
иагрулки (мощности) зимнего й летнего рабочих
дней в зависимости от их плотности ^ут , ^сут
в относительных единицах
Зима Лето
S'?
0 1 98ft, — 0,98 l,85ft2 —0,85
1 2.05ft, — 1,05 2,02ft2 — 1,02
2 2,lAi — 1,1 2,22ft2 — 1,22
3 2.17ft, — 1,17 2.3fts — 1,3
4 2,17ft, — 1,17 2,3ftj — 1,3
5 2.1ft, — 1,1 2,3ft2 — 1.3
6 1.93ft, — 0,93 2,20ft2 — 1,2
7 1,35ft, — 0,355 l,60fe2 — 0,6
8 0,705ft,+0,295 0,952ft, + 0,048
9 0,3fti+0,7 0.175ft2 + 0,825
10 0,4ft,+0.6 1,0
П 0,67 ft,+0,33 0,275ft2 + 0,725
12 0,877ft,+0,123 0,550ft-, + 0,450
13 0,775ft,+0,225 0,425ft2 + 0,575
14 0.575ft, +0,425 0,225ft2 + 0,775
13 0,625ft,+0,375 0.423ft2 + 0,577
16 0.77ft,+0,23 0,677ft2 + 0,323
17 0,1ft,+0.9 0,400ft2 + 0,600
18 1,0 0,500ft2 + 0,500
19 0.Г75Л, +0,825 0.625ft2 + 0.375
20 0,25ft,+0,75 0 575ft2 + 0,425
21 0,375ft,+0,625 0.350fts + 0,650
22 0.758ft,+0,242 0,275ft2 + 0,725
23 1,35ft,—0,35 0 952ft2 + 0,048
* В таблице обозначено £<.
** В таблице обозначено k&
фиков нагрузки рабочего дня для районов
Центра СССР.
Для построения суточных графиков на-
грузки'(зимы и лета) по данным табл. 28-9
в зависимости от /г® и /г* вычисляются
•“ J 1 v у 1
нагрузки каждого часа в относительных
единицах. Полученные значения умножают-
ся на рассчитанные ранее зимний и летний
максимумы нагрузки Рм,с, ₽м,л, кВт.
Годовой график месячных максимумов
и месячный максимум любого /-го месяца
могут быть получены по уравнению
+ icos —(2/ —1),
где /— текущая ордината годового графи-
ка с отсчетом, ведущимся от начала янва-
ря: для начала января /==0, для конца ян-
варя и начала февраля /=1, для конца де-
кабря /=12; —коэффициент годового
роста нагрузки, пересчитанный по отноше-
нию к оси косинусоиды годового графика:
ь
k
Ь — Рм.с
^м.с
2Лр
kp 4~ 1
а — ^м,с
р
2
1 + ^л
2
Категории электроприемииков
Оценка надежности при выборе вариан-
тов, едем электрических сетей и схем элек-
троснабжения потребителей в проектной
практике осуществляется на основе реко-
мендаций «Правил устройства электроуста-
новок» (ПУЭ). Последние являются обоб-
щением практического опыта проектирова-
ния и эксплуатации электроэнергетических
систем и установок. Необходимая степень
надежности электроснабжения согласно
ПУЭ в основном определяется характером
потребителей, их ролью и важностью в на-
родном хозяйстве, масштабом морального и
материального ущерба прн перерывах элек-
троснабжения. Некоторые потребители
(предприятия) могут иметь разные элек-
троприемники (нагрузки), требующие обес-
печения различной степени надежности пи-
тания. Поэтому в отношении надежности
электроснабжения ПУЭ подразделяют все
электроприемники на три категории, причем
категории относятся именно к виду электро-,
приемника, а не к потребителю (предприя-
тию) в целом.
Электроприемники первой категории —
электроприемники, перерыв электроснабже-
ния которых может повлечь за собой: опас-
ность для жизни людей, значительный
ущерб народному хозяйству, повреждение
дорогостоящего основного оборудования,
массовый брак продукции, расстройство
сложного технологического процесса, нару-
шение функционирования особо важных
элементов коммунального хозяйства при на-
рушениях электроснабжения.
Из состава электроприемников первой
категории выделяется особая группа элек-
троприемников, бесперебойная работа кото-
рых необходима для безаварийного остано-
ва производства с целью предотвращения
угрозы жизни людей, взрывов, пожаров и
повреждения дорогостоящего основного
оборудования.
Электроприемники первой категории
должны обеспечиваться электроэнергией от
двух независимых источников питания, и пе-
рерыв их электроснабжения при нарушении
электроснабжения от одного из источников
питания может быть допущен лишь на вре-
мя автоматического восстановления пи-
тания.
Для электроснабжения особой группы
электроприемников первой категории долж-
но предусматриваться дополнительное пита-
ние от третьего независимого источника пи-
тания.
В качестве третьего независимого ис-
точника питания для особой группы элек-
троприемннков и в качестве второго незави-
симого источника питания для остальных
электроприемников первой категории могут
быть использованы местные электростанции,
электростанции энергосистем (в частности,
шины генераторного напряжения), специ-
альные агрегаты бесперебойного питания,
аккумуляторные батареи н т. п.
Если резервированием электроснабже-
§ 28-4]
Резервы генерируемой мощности и пропускной способности
33
ния нельзя обеспечить необходимой непре-
рывности технологического процесса или ес-
ли резервирование электроснабжения эконо-
мически нецелесообразно, должно быть
осуществлено технологическое резервирова-
ние, например, путем установки взаиморе-
зервирующих технологических агрегатов,
специальных устройств безаварийного оста-
нова технологического процесса, действую-
щих при нарушении электроснабжения.
Электроснабжение электроприемников
первой категории с особо сложным непре-
рывным технологическим процессом, требу-
ющим длительного времени,на восстановле-
ние рабочего режима, при наличии технико-
экономических обоснований рекомендуется
осуществлять от двух независимых источни-
ков питания, к которым предъявляются до-
полнительные требования, определяемые
особенностями технологического процесса.
Независимым источником питания
электропрнемннка или группы электропрн-
емников называется источник питания, на
котором сохраняется напряжение в преде-
лах, регламентированных для послеаварий-
ного режима, при исчезновении его на дру-
гих источниках питания этих электропри-
емников.
К числу независимых источников пита-
ния относятся две секции или системы шин
одной или двух электростанций и подстан-
ций при одновременном соблюдении следу-
ющих двух условий?
1. каждая из секций или систем шин, в
свою очередь, имеет питание от независимо-
го источника питания;
2. секции (системы) шнн не связаны
между собой или имеют связь, автоматиче-
ски отключающуюся при нарушении нор-
мальной работы одной из секций (систем)
шин.
При выборе независимых взаиморезер-
вирующих источников питания, являющих-
ся объектами энергосистем, следует учиты-
вать вероятность одновременного зависимо-
го кратковременного снижения или полного
исчезновения напряжения на время дейст-
вия релейной защиты и автоматики при по-
вреждениях в электрической части энерго-
системы, а также одновременного длитель-
ного исчезновения напряжения на этих ис-
точниках питания при тяжелых системных
авариях.
Электроприемники второй категории —
электроприемники, перерыв электроснабже-
ния которых приводит к массовому недоот-
пуску продукции, массовым простоям рабо-
чих, механизмов и промышленного транс-
порта, нарушению нормальной деятельно-
сти значительного количества городских и
сельских жителей.
Для электроприемников второй катего-
рии при нарушении электроснабжения от
одного из источников питания допустимы
перерывы электроснабжения на время, не-
обходимое для включения резервного пита-
ния действиями дежурного персонала или
выездной оперативной бригады.
Допускается питание электропрнемнн-
3—792
ков второй категории по одной воздушной
линии, в том числе с кабельной вставкой,
если обеспечена возможность проведения
аварийного ремонта этой линии за время
не более одних суток. Кабельные вставки
этой линии должны выполняться двумя ка-
белями, каждый из которых выбирается по
длительно допустимой нагрузке линии.
Допускается питание электроприемни-
ков второй категории по одной кабельной
линии, состоящей не менее чем из двух ка-
белей, присоединенных к одному общему
аппарату.
При наличии централизованного резер-
ва трансформаторов и возможности замены
повредившегося трансформатора за время
не более одних суток допускается питание
электроприемников второй категории от од-
ного трансформатора.
Электроприемники третьей категории —
все остальные электроприемники, не подхо-
дящие под определения первой и второй ка-
тегорий.
Для электроприемников третьей катего-
рии электроснабжение может выполняться
от одного источника питания при условии,
что перерывы электроснабжения, необходи-
мые для ремонта или замены поврежденно-
го элемента системы электроснабжения, не
превышают одних суток.
28-4. РЕЗЕРВЫ
ГЕНЕРИРУЕМОЙ МОЩНОСТИ
И ПРОПУСКНОЙ СПОСОБНОСТИ
ОСНОВНОЙ СЕТИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ
Определение расчетного резерва мощности
в энергосистемах
Для обеспечения оптимальной надежно-
сти энергоснабжения потребителей необхо-
димо учитывать плановые и неплановые
простои оборудования электростанций и
электропередач, а также возможность повы-
шения нагрузки, т. е. в энергосистемах дол-
жен быть резерв располагаемой мощности
электростанций и пропускной способности
электропередач.
Поскольку многие факторы, влияющие
на электробалаис энергосистемы, представ-
ляют собой случайные события, для опреде-
ления оптимальной надежности электро-
снабжения используются методы теории ве-
роятностей. На их основе определяются
ряды распределения вероятностей возникно-
вения различных дефицитов мощности в
системе, математическое ожидание недоот-
пуска электроэнергии и ущерба потребите-
лей в зависимости от состава и характерис-
тик ненадежности оборудования, а также
от характеристик режима электропотреб-
ления.
Экономическая оптимизация надежно-
сти электроснабжения может быть осуще-
ствлена путем минимизации целевой функ-
ции:
32=Зр + Зс + М(У)=п1Ш,
34
Общие вопросы энергетических систем
[Разд. 28
где 32 , Зр, Зс— приведенные затраты, со-
ответственно суммарные, на резерв мощно-
сти, на развитие системообразующей сети,
руб.; Л1 (У) — математическое ожидание
ущерба потребителей при возникновении
дефицитов мощности в системе, руб.
Включение в целевую минимизируемую
функцию не только -затрат на резерв, но и
на развитие системообразующих связей об-
условлено тем, что повышение надежности
электроснабжения может быть обеспечено
как за счет увеличения резерва мощности,
так и за счет увеличения пропускной спо-
собности межсистемных линий электропе-
редачи.
Подобными расчетами можно устано-
вить, в частности, количественный критерий
для расчета резерва мощности в виде интег-
ральной вероятности отсутствия любых де-
фицитов мощности в системе:
J=l-e'p/Ty,
где зр—удельные затраты на резервирова-
ние (с учетом составляющей по системооб-
разующей сети), руб/кВт; у — удельный
ущерб потребителей от вынужденного не до-
отпуска электроэнергии, руб/(кВт-ч); 7==
=8760 ч — число часов в году.
Фактические соотношения з_ и и соот-
р
ветствуют обычно принимаемому численно-
му значению критерия для расчета резерва
мощности /=0,999.
В практически применяемых методах
расчетный резерв мощности в период про-
хождения годового максимума нагрузки
энергосистемы определяется отдельно для
трех его составляющих: ремонтный резерв,
аварийный резерв и нагрузочный резерв (см.
пример расчета).
Кроме расчетного резерва, обеспечиваю-
щего нормальную эксплуатацию энергоси-
стемы при темпах развития, соответствую-
щих планируемым, в системах должен пре-
дусматриваться дополнительно народнохо-
зяйственный резерв РВ1, предназначенный
для обеспечения возможности перевыпол-
нения плановых заданий по развитию отрас-
лей народного хозяйства. При отсутствии
конкретных данных народнохозяйственный
резерв принимается в размере 1—2% мак-
симума нагрузки.
Ремонтный резерв необходим для ком-
пенсации снижения рабочей мощности си-
стемы при выводе основного оборудования
электростанций в плановый (текущий и ка-
питальный) ремонт. Текущие ремонты ос-
новного оборудования электростанций про-
водятся равномерно в течение всего года и
резерв для этих целей Рт,р принимается
равным математическому ожиданию сниже-
ния мощности системы из-за простоя обору-
дования в текущем ремонте:
1
где Ni — мощность i-й группы оборудова-
ния электростанций, кВт;
at — среднегодовое относительное сни-
жение мощности i-й группы обору-
дования в связи с проведением
текущих ремонтов, %.
При отсутствии более точных данных
значения at могут приниматься в следую-
щих размерах, %:
ТЭС с поперечными связями (без ре-
зервных котлов) ........ 3,0
КЭС с блоками:
100-300 МВт.......... 5,0—5,5
500—1200 МВт ............. 6,0—7,0
АЭС.............................. 6,5
Для ГЭС, ГАЭС, а также КЭС с резерв-
ными котлами резерв для проведения теку-
щих ремонтов не предусматривается, по-
скольку текущие ремонты на них могут
быть осуществлены во время остановок обо-
рудования, обусловленных режимом работы
станции.
Капитальный ремонт основного обору-
дования электростанций осуществляется в
основном во время сезонных (летних) сни-
жений нагрузки системы. Резерв мощности
для проведения капитальных ремонтов не
требуется в тех случаях, когда летнее сни-
жение нагрузки (летинй провал годового
графика месячных максимумов нагрузки)
позволяет провести все капитальные ремон-
ты в этот период. Если площадь провала
графика месячных максимумов нагрузки
оказывается недостаточной для проведения
капитальных ремонтов, то в системе требу-
ется специальный резерв для капитальных
ремонтов. Этот резерв Рк,р определяется с
учетом его круглогодового использования:
р .___ $рем — ^пр Кпр ____
*к.р— —
п
У NI *к,р( — snp КПр
_ 1=1_______________________
“ 12
где Spew, Snp — площади годового графика
месячных максимумов необходимая и распо-
лагаемая для проведения капитальных ре-
монтов, кВт-мес/год; 4j.pi—среднегодовая
длительность простоя i-й группы оборудова-
ния системы в капитальных ремонтах, мес;
Кпр — коэффициент использования площади
провала графика (принимается равным
0,9—0,95).
Ориентировочная среднегодовая дли-
тельность простоя агрегатов в капитальном
ремонте iH,p, мес:
Гидроагрегаты......................... 0,5
ТЭС с поперечными связями ...... 0,5
Энергоблоки мощностью, МВт:
50—200 0,6
300 . 0,8
500-800 1,0
1200 ............................. 1.2
АЭС.................................... 1.5
Площадь провала годового графика ме-
сячных максимумов нагрузки для объеди-
ненных энергосистем определяется ^ак сум-
§ 28-4]
Резервы генерируемой мощности и пропускной способности
35
ма разностей между условной располагае-
мой мощностью системы и ее максимальной
нагрузкой за каждый месяц года.-Расчетная
(условная) располагаемая мощность элек-
тростанций в период прохождения годового
максимума нагрузки (обычно декабрь) при-
нимается равной максимуму нагрузки.
В остальные месяцы значения условной рас-
полагаемой мощности электростанций опре-
деляют с учетом ввода новой мощности по
кварталам года.
Аварийный резерв мощности необходим
для восполнения потери рабочей мощности
при вынужденных (аварийных и других не-
плановых) простоях основного оборудова-
ния электростанций.
Для его расчета используются зависи-
мости удельного резерва мощности от отно-
сительной крупности агрегатов, входящих в
электроэнергетическую систему (ЭЭС), и
показателей их аварийности (рис. 28-7). Эти
зависимости получены на базе обобщения
экспериментальных расчетов, выполненных
на ЭВМ по детальной программе, позволяю-
щей определять аварийный резерв мощности
в зависимости от состава генерирующих
мощностей и показателей его аварийности,
характера графика электрической нагрузки,
экономических показателей резерва мощно-
сти и ущерба потребителей от вынужден-
ных перерывов электроснабжения. Они рас-
считаны, исходя из обеспечения вероятности
отсутствия дефицитов мощности 7=0,999.
Под удельным резервом гуд подразуме-
вается та часть (доля) суммарного резерва
мощности системы, которая необходима для
отдельного агрегата или их совокупности.
Суммарный аварийный резерв мощности си-
стемы Ра,р определяется как сумма отдель-
ных составляющих:
К
Ра.р = 2 п‘ ^ед О
1=1
где «г — число агрегатов в i-й группе одно-
типного оборудования электростанций, шт.;
К — число групп однотипного оборудования
электростанций, характеризующегося равен-
ством единичной мощности Ne„t и аварий-
ности qt.
Полученный таким образом аварийный
резерв соответствует условию, когда за-
траты на создание пропускной способности
межсистемных электропередач малы по
сравнению с затратами на создание резерва
мощности. Он является минимальным зна-
чением оптимального аварийного резерва
энергообъединення, которое ввиду отсутст-
вия сетевых ограничений по использованию
резервной мощности принято называть
«концентрированным».
При объединении энергосистем расчет-
ный аварийный резерв энергообъединении в
целом всегда меньше суммы его расчетных
значений для каждой отдельной энергосис-
темы. Этот эффект совмещения аварийного
резерва является одним из главных преиму-
ществ создания крупных энергообъединений.
На практике, однако, могут встретиться
случаи, когда затраты на развитие электри-
ческой сети либо соизмеримы, либо даже
превышают затраты на резерв мощности
(при объединении удаленных друг от друга
систем). В этом случае полная реализация
эффекта совмещения аварийных резервов
оказывается экономически неоправданной и
размер резерва объединения энергосистем
^а.р.о = ^а.Р.к Н- (^^а.р.кг ?а.р.к) >
где Ра.р.о — оптимальный резерв мощности
объединения энергосистем, кВт; Ра,р,к —
оптимальный резерв мощности объединения
при отсутствии сетевых ограничений (кон-
центрированное объединение), кВт; Ра.р.к;—
оптимальный резерв мощности отдельных
систем объединения, кВт; — коэффици-
ент, учитывающий долю возможной эконо-
мии резерва при объединении, реализовать
которую экономически нецелесообразно:
k0 — f J —— | — 0 -J- 1. При —— 2
\ Зр / 3Р
й0->1;
Зг, и зв — удельные приведенные затраты на
увеличение пропускной способности систе-
мообразующих связей и создание резерва
мощности, руб/кВт.
При расчетах аварийного резерва струк-
тура генерирующих мощностей, обеспечи-
вающих покрытие регулярного максимума
нагрузки, является заданной исходной ин-
формацией. Показатели аварийности агрега-
тов q определяются как среднестатистиче-
ское отношение времени вынужденного про-
стоя оборудования ко времени его работо-
способного состояния (за вычетом плановых
простоев) и могут приниматься в разме-
ре, %!
ГЭС............................. . 0,5
ТЭС с поперечными связями ...... 2,0
ТЭС с блоками:
150—200 кВт..................4,0—6,0
250—300 кВт..................5,0—9,0
500—800 кВт ..................7,0—12,0
Большая из указанных цифр относится
к первым серийным агрегатам данного типа,
меньшая — к агрегатам, выпущенным через
5 лет и более.
Нагрузочный резерв необходим для вос-
приятия случайных колебаний нагрузки и
регулирования частоты в энергосистеме. Он
определяется превышением нерегулярного
максимума нагрузки над расчетным регу-
лярным, который, как это указывалось в
§ 28-4, представляет собой математическое
ожидание максимальной нагрузки системы.
Анализ нерегулярных колебаний на-
грузки по отношению к ее математическому
ожиданию показал, что онн подчиняются
нормальному закону распределения вероят-
ностей, основной характеристикой которого
является среднеквадратичное отклонение <т.
Относительное среднеквадратичное от-
клонение нагрузки о* уменьшается по мере
перехода к более крупным энергосистемам в
связи с возрастающими возможностями
взаимокомпеисации случайных событий.
36
Общие вопросы энергетических систем
[Разд. 28
Рис. 28-7. Зависимости удельного резерва ГуД от относительной крупности агрегатов Муд и пока-
зателей их аварийности q.
§ 28-4]
Резервы генерируемой мощности и пропускной способности
37
При определении расчетной вероятности
такого отклонения нагрузки, которое долж-
но резервироваться, учитывается вероят-
ность несовпадения случайных набросов на-
грузки со случайными (аварийными) сни-
жениями мощности в энергосистемах. Усло-
виям оптимального сочетания аварийного и
нагрузочного резервов отвечает учет разме-
ра нерегулярных набросов нагрузки в раз-
мере 2а* •* (вероятность непревышения 0,977).
В соответствии с этим размер нагрузоч-
ного резерва мощности
Рц,р — ДРнерег — 0>01^м,с 4” 1,26V ₽м,с >
где Рм,с — регулярный максимум нагрузки,
МВт.
Полученный нагрузочный резерв может
арифметически суммироваться с аварийным
резервом, определенным' по отношению к
регулярному максимуму нагрузки.
При выполнении более строгих расчетов
с помощью специальных программ для ЭВМ
нагрузочный резерв может отдельно не вы-
деляться, а определяться совместно с ава-
рийным резервом. В этом случае графики
нагрузки должны закладываться в расчет в
вероятностном виде, отражающем как регу-
лярные, так и нерегулярные колебания на-
грузки.
Пример определения
расчетного резерва мощности
Регулярный максимум нагрузки систем
29 100 МВт, коэффициент годового роста нагрузки
£р = 1,1. состав обор удов аиия, обесэечква ющего
покрытие максимума нагрузки, приведен в табл.
28-10, в которой представлен пример определения
аварийного резерва мощности.
Нагрузочный резерв
ри р = 0,01Рм с + 1.26 VРМ' с = 0,01 -29 100 +
+ 1,26 У 29 100 = 506 МВт.
Ремонтный резерв;
для текущего ремонта
Р n = S7V, = 800— + 300-30— +
т’р 1100 100 100
+ 200-40 + 100-38 — = 740 МВт;
100 100
для капитального ремонта
р __ 5рем “ 5пр *пр ,
«•Р й ’
SpeM = t. = 800-1-1 +300-30,0-0,8 + 200-40 X
X 0,6+ 100-38-0,6 + 50-40-0,5 + 250-6-0,5 + 200 X
X 16-0,5 +100-8-0,5 = 18 830 МВт-мес;
Snp определяется по расчету, приведенному в
табл. 28-11.
Годовой прирост мощности в примере распре-
делен в следующих соотношениях; I квартал —
15%, II—20%, III —30%, IV —35%.
Соответственно условная располагаемая мощ-
ность системы (без резервов) распределяется по
кварталам года следующим образом:
W =р! +0.15 (Рхп — Р1 \=26 455 +
I м.с \ м.с м,с)
+ 0,15 (29 100 — 26 455) = 26 850 МВт;
А'.т = Л'1+°-20(₽ХП — Р1 )= 26 850 +
II I м.с м.с) '
+ 0,20 (29 100 — 26 455) = 27 380 МВт;
,=W,.+0,30 (РХН — Р1 1=27380 +
III II 1 \ м.с м.с)
+ 0,30 (29 100 — 26 455) = 28 175 МВт;
MIV=29100 МВт.
Snp *пр = 30 860 0-9 = 27 774 > 5рем =18 «И-
т. е. резерв для проведения капитальных ремонтов
в данном случае ие требуется.
В целом расчетный резерв мощности для рас-
сматриваемого примера определяется в размере:
^р,р “ ' н,Р + Ра.р Рт,р Рк,р в
506 4-2228+ 740 4-0 ==3474 МВт.
Таблица 28-10
Пример определения аварийного резерва мощности
Исходные данные Расчет
Тип станции Единичная мощность аг- регатов м f, МВт Число агрега- тов п., шт. Суммарная мощность Ncnt пР МВт Ава- рий- ность, Удельная единичная мощность агрегатов *удр%-‘ Удельный резерв, *« ГУД1 Необходимый резерв А,едЛг1Х ХКГ~?, МВт
ТЭС. ТЭЦ 800 1 800 0,08 2,75 24,5 196
300 30 9000 0,05 1,03 11.3. 1017
200 40 8000 0,04 0,69 8,5 680
100 38 3800 0,02 0,34 4,0 152
50 40 2000 0,02 0,17 3,4 68
ГЭС, ГАЭС 250 6 1500 0,005 0,86 2,5 37,5
200 16 3200 0,005 0,69 2,1 67,1
100 8 800 0,005 0,34 КЗ 10,4
Всего: 29100 2228
* Л УД i ~ ^еД1’/^м, с •
•* Находится по кривым рис. 28-5 в зависимости от и
38
Общие вопросы энергетических систем
[Разд. 28
Таблица 28-11
Определение площади провала графика 3Пр, МВт-мес
Месяцы I II III IV V
Условная рас- полагаемая мощ- ность, МВт 26 850 26 850 26 850 27 380 27 380
Месячный мак- симум РК' ci, МВт 26 455 26 000 25 400 24 700 23 700
«Ремонтная» площадь МВт-мес 395 850 1450 2680 3680
VI VII VIII IX X XI XII
27 380 28 175 28-175 28 175 29100 29100 29 100 —
23 000 23 000 23 500 24 800 26 000 28 000 29100 —
4380 5175 4675 3375 3100 1100 — 30 860
Расчетные условия и требования
к пропускной способности основной
электрической сети энергообъединения
Основная электрическая сеть ОЭС
должна обеспечивать с надлежащей на-
дежностью как передачу мощности и энер-
гии от электростанций к потребителям вну-
три отдельных энергосистем в различных
режимах, так и перетоки мощности между
ними.
Количество возможных режимов элек-
трических сетей чрезвычайно велико и не
может быть полностью проанализировано.
Поэтому все стационарные режимы работы
энергосистем обычно подразделяют на две
категории. К первой относятся наиболее
характерные, часто повторяющиеся в су-
точном и сезонном разрезах режимы, ко-
торые кладутся в основу выбора схемы
электрических сетей. Выбранная схема
должна обеспечивать возможность осуще-
ствления этих режимов в соответствии с
[28-4] с заданной степенью надежности без
помощи средств противоаварийного управ-
ления.
Ко второй категории режимов относят
все остальные, менее вероятные режимы,
которые могут возникать в процессе экс-
плуатации энергосистем.
Сюда входят режимы, возникающие
при авариях более тяжелых, нежели рас-
четные, при различного рода нерасчетных
сочетаниях системных аварий и ремонтов
оборудования. На обеспечение таких режи-
мов электрические сети не рассчитываются.
В этих случаях сохранение устойчивой ра-
боты энергосистем возлагается на устрой-
ства противоаварийной автоматики.
Выбор схемы и параметров основных
системообразующих сетей объединенных
энергосистем производится:
по потокам мощности в основном пла-
нируемом режиме, характеризующемся
средними условиями нахождения основно-
го оборудования электростанций в плано-
вом и аварийном ремонте;
по предельным потокам мощности, ко-
торые могут иметь место при различных
наиболее неблагоприятных сочетаниях про-
стоя в послеаварийном ремонте основного
оборудования электростанций в разных ча-
стях ОЭС.
Потоки мощности в основном плани-
руемом режиме определяются для часа го-
дового максимума нагрузки (балансовые
потоки), а также для характерных перио-
дов суток и года, в том числе в паводко-
вые периоды на ГЭС, вне часа годового
максимума нагрузки (режимные потоки).
При определении указанных потоков
мощности суммарная мощность оборудова-
ния, находящегося в плановом и послеава-
рийном ремонте, принимается в соответст-
вии с нормами аварийного и ремонтного
простоя различных типов оборудования
электростанций. Распределение суммарной
мощности между эиергоузлами производит-
ся с учетом числа и мощности агрегатов в
каждом узле и их удельной аварийности.
Потоки мощности вне часа годового
максимума нагрузки в различные периоды
суток и года (режимные потоки) определя-
ются с учетом экономики выработки и пе-
редачи электроэнергии. Эти потоки могут
являться расчетными для выбора пропуск-
ной способности сети в тех случаях, когда
превышение режимных потоков над балан-
совыми определяется техническими или
энергетическими ограничениями либо когда
усиление сети по условиям режимных пото-
ков обосновано экономически.
Если учесть возможную неточность в
определении перспективных балансов мощ-
ности энергосистем, то балансовые потоки
между частями ОЭС должны приниматься
не менее мощности наиболее крупного агре-
гата, вводимого в меиьшей из соединяемых
частей ОЭС, и не менее (в процентах мощ-
ности меньшей из соединяемых частей
ОЭС): 5% прц мощности 10 млн. кВт; 7%
при мощности 5 млн. кВт и 10% при мощ-
ности 2 млн. кВт.
Предельные потоки мощности опреде-
ляются путем добавления к потокам основ-
ного планируемого режима потоков резерв-
ной мощности (аварийного резерва). При
определении предельных расчетных потоков
мощности последовательно рассматривают-
ся участки основной сети, делящие ОЭС на
две, каждый раз различные части. В тех
случаях, когда связь между частями ОЭС
осуществляется по нескольким участкам
основной сети, расчетный поток определя-
ется для всей совокупности сетевых связей
в соответствующем «сечении».
§ 28-4]
Резервы генерируемой мощности и пропускной способности
39
Поток резервной мощности может при-
ниматься равным разности
1»2Ра,р,к — Ра,р>
где Ра, р, к — необходимый расчетный ава-
рийный резерв генерирующей мощности
рассматриваемой части ОЭС при ее изоли-
рованной работе, определяемый согласно
методике, изложенной в предыдущем пара-
графе; Ра, р — аварийный резерв мощности,
размещаемый в рассматриваемой части
ОЭС.
В случаях, когда ОЭС входит в состав
более крупного энергообъединения (ЕЭС),
при определении резервных потоков по ос-
новным сетям данной ОЭС должны быть
рассмотрены также режимы обмена резерв-
ной мощности с другими ОЭС.
Пропускная способность и надежность
основных сетей ОЭС должны удовлетворять
следующим требованиям:
а) в основном планируемом режиме
должно обеспечиваться нормальное элек-
троснабжение потребителей при норматив-
ных уровнях устойчивости и при надлежа-
щем качестве электроэнергии у потребите-
лей как при полной схеме основной сети,
так и в послеаварийной схеме при отклю-
чении любого одного из ее элементов (ли-
нии электропередачи, трансформатора
связи);
б) при совпадении аварийного отклю-
чения одной линии с плановым ремонтом
другой (при сезонном снижении нагрузки)
электроснабжение приемной части ОЭС
должно обеспечиваться не менее чем на
90% ее максимальной нагрузки;
в) в режимах предельных перетоков
мощности при полной схеме основной сети
должно обеспечиваться нормальное элек-
троснабжение при надлежащем качестве
электроэнергии и нормативных уровнях
устойчивости. При отключении одной из ли-
ний электроснабжение в приемной части
ОЭС должно обеспечиваться ве менее чем
на 80% максимума нагрузки этой части
ОЭС.
В режимах отключения линий, указан-
ных в пп. «б» и «в», должны соблюдаться
нормативы устойчивости и качества элек-
троэнергии, соответствующие послеаварий-
ному режиму.
Схемы присоединения к основной сети
ОЭС крупных электростанций должны
обеспечивать возможность выдачи к узло-
вым пунктам основной сети всей распола-
гаемой мощности станции (за вычетом на-
грузки собственных нужд и выдачи мощ-
ности в распределительную сеть) в любой
период суток или года при работе всех от-
ходящих линий.
При отключении одной из отходящих
линий, как правило, должна быть обеспече-
на выдача всей мощности станции в часы
максимальной нагрузки системы. В отдель-
ных случаях в указанном режиме может
быть допущено ограничение выдачи мощ-
ности от электростанции в размерах, ие
приводящих к ограничению потребителей
энергосистемы.
При определении требований к пропу-
скной способности основных сетей Единой
энергосистемы страны, т. е. связей между
ОЭС *, учитываются также потоки в основ-
ном планируемом режиме и предельные по-
токи мощности. Но в отличие от связей
внутри ОЭС, где потоки основного плани-
руемого режима определяются либо как
балансовые, либо как отклонения от пла-
нируемого развития (по большему из них),
для межсистемных связей ЕЭС поток в ос-
новном планируемом режиме определяется
как сумма трех составляющих.
1. Потоков мощности, обусловленных
экономической эффективностью передачи
электроэнергии взамен транспорта топлива
или целесообразностью использования гид-
роэнергии и пиковой мощности крупных гид-
роэлектростанций. Расчетные значения этих
потоков устанавливаются при оптимизации
топливно-энергетического баланса, структу-
ры и размещения генерирующих мощностей.
2. Потоков мощности, связанных с
совмещением максимумов нагрузки различ-
ных ОЭС. Расчетные значения этих перето-
ков определяются на базе анализа в основ-
ном зимних суточных графиков нагрузки
рабочего дня и условий их покрытия.
Мощность совмещения максимумов на-
грузки
ДР = 2Р — Р'овм,
где ХРм — сумма максимальных нагрузок
ОЭС, объединенных данной связью;
Р“вм —совмещенный максимум нагрузки
ЕЭС.
Расчетный поток в зависимости от ус-
ловий размещения источников генерирова-
ния может находиться в пределах ДР-е-
0.5ДР.
3. Потоков мощности, обусловленных
отклонением балансов ОЭС от плановых
предположений, которые принимаются рав-
ными мощности наиболее крупного агрега-
та, вводимого в меньшей из групп ОЭС, со-
единяемых рассматриваемой связью, но не
менее (в процентах мощности меньшей из
соединяемых групп ОЭС) : 4% при мощно-
сти менее 25 млн. кВт; 3% при 25—50 млн.
кВт; 2% при мощности более 50 млн. кВт.
Предельные расчетные потоки по ма1и-
стралям ЕЭС находятся путем добавления
к расчетным потокам основного планируе-
мого режима потоков резервной мощности,
определяемых исходя из условия, что для
каждой части ЕЭС должны быть обеспе-
чены:
получение другой частью ЕЭС расчет-
ной дополнительной резервной мощности,
определяемой так же, как для сечеиия вну-
три ОЭС;
• С развитием энергосистем границы между
объединенными энергосистемами становятся все
более условными, поэтому, рассматривая связи
между ОЭС, как правило, учитывают основную
часть сети ОЭС, имеющую наибольшее значение
для формирования ЕЭС.
40
Общие вопросы энергетических систем
[Разд. 28
выдача в. другую часть ЕЭС всего из-
бытка мощности, определяемого исходя из
условия, что суммарная мощность агрега-
тов электростанций данной части ЕЭС, на-
ходящихся в послеаварийном ремонте, не
превышает среднегодового аварийного про-
стоя соответствующего оборудования.
В качестве среднегодового аварийного
простоя условно принимается 'ZNiniqi, где
Ni — единичная мощность агрегата; nt —
число однотипных агрегатов; qt — средне-
годовая относительная продолжительность
внеплановых простоев («аварийность») обо-
рудования.
Пропускная способность магистралей
основной части ЕЭС должна удовлетворять
следующим требованиям:
в основном планируемом режиме долж-
на обеспечиваться устойчивость в соответ-
ствии с нормативными требованиями, вклю-
чая сохранение синхронной динамической
устойчивости при отключении двух наибо-
лее мощных генераторов в приемной части
ЕЭС или любой из линий основной сети
ЕЭС;
при предельных потоках мощности ста-
тическая устойчивость должна быть обеспе-
чена в соответствии с нормативными тре-
бованиями; синхронная динамическая
устойчивость должна обеспечиваться при
отключении наиболее мощного блока (или
двух спаренных блоков) в приемной части
ЕЭС.
В тех случаях, когда сочетания исход-
ных режимов и аварийных возмущений ока-
зываются более тяжелыми (по сравнению с
указанными выше), обеспечение устойчиво-
сти объединения возлагается на устройства
противоаварийной автоматики.
28-5. РЕЖИМЫ РАБОТЫ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
Режимом энергетической системы на-
зывается ее состояние, определяемое значе-
ниями мощностей электростанций, напря-
жений, токов и других физических перемен-
ных величин, характеризующих процесс
производства, передачи и распределения
электроэнергии и называемых параметрами
режима. Параметры режима должны обес-
печивать выполнение энергосистемой госу-
дарственного плана выработки энергии по
количественным и качественным показа-
телям.
При проектировании энергосистем их
режимы рассчитываются для:
выявления требований к маневренным
свойствам оборудования электростанций;
выбора структуры генерирующих мощ-
ностей и определения типа необходимых к
сооружению электростанций;
оценки годовой выработки энергии раз- '
личных типов электростанций и последую-
щего расчета потребности в отдельных ви-
дах топлива;
выбора схемы развития электрических
сетей.
Для анализа условий и показателей ра-
боты электростанций обычно рассчитыва-
ются суточные режимы работы энергосисте-
мы за ряд характерных суток. При этом
определяются участие ГЭС и ГАЭС в со-
ответствии с их водноэнергетическими1 по-
казателями, экономичнее распределение на-
грузки между группами агрегатов тепловых
электростанций, необходимые пределы регу-
лирования мощности ТЭС и перетоки мощ-
ности по межсистемным электропередачам.
Для выбора структуры генерирующих
мощностей на отдаленную перспективу
(15—20 лет) и определения типа необходи-
мых к сооружению электростанций доста-
точно рассмотрение суточного режима ра-
бочего дня декабря с последующим прибли-
женным переходом от суточных к годовым
показателям по числу часов использования
различных типов электростанций.
Для выявления требований к маневрен-
ным свойствам оборудования электростан-
ций рассматриваются четыре суточных ре-
жима (суббота, воскресенье, понедельник и
рабочий день), представляющих неделю,
наиболее «тяжелую» для работы оборудо-
вания. Как правило, это неделя декабря.
Рассмотрение четырех названных режимов
позволяет проверить техническую необходи-
мость и экономическую целесообразность
останова части агрегатов, определить коли-
чество останавливаемых агрегатов в от-
дельных районах (или на отдельных элек-
тростанциях) и рассчитать необходимую
скорость их нагружения при последующих
пусках.
Для оценки годовой выработки энергии
различными типами электростанций (кроме
ГЭС) при составлении балансов энергии и
последующего, расчета потребности в от-
дельных видах топлива, а также для выбо-
ра расчетных режимов сетей при выборе их
схемы, как правило, рассматриваются три
характерных суточных режима (зима, лето
и паводок — рабочие дни) с последующим
переходом от них к годовым показателям.
Распределение, нагрузки энергосистемы
между электростанциями производится по
критериям минимума расхода топлива, ми-
нимума затрат на топливо или минимума
расхода наиболее дефицитных видов топ-
лива.
В крупных эиергообъединениях нахож-
дение экономического распределения суточ-
ного графика нагрузки между электростан-
циями является трудоемкой задачей, в свя-
зи с чем при проектировании для этой цели
рекомендуется проведение расчетов на ЭВМ
по программе оптимизации суточных режи-
мов электростанций «Режим-М», разрабо-
танной ЭНИН им. Кржижановского сов-
местно с Северо-Западным отделением
Энергосетьпроекта и предназначенной для
использования при перспективном проекти-
ровании энергосистем.
При расчете суточных экономически
целесообразных режимов работы энергоси-
стем необходим большой объем исходной
информации! так как должны быть заданы;
§ 28-5]
Режимы работы энергетических систем
41
1) соответствующие суточные графики
электрической нагрузки;
2) технические минимумы нагрузки
конденсационных агрегатов различных па-
раметров, использующих различные виды
топлива (включая АЭС);
3) режим загрузки ТЭЦ по тепловому
графику;
4) энергетические характеристики (ха-
рактеристики относительных приростов) от-
дельных агрегатов или их групп для ГРЭС,
а также для ТЭЦ при работе в конденса-
ционном режиме;
5) расходы топлива на пуск агрегатов
после остановов разной продолжительности;
6) располагаемая и среднесуточная
мощность (или среднесуточная выработка)
ГЭС для лет разной обеспеченности (как
правило, рассчитывается для среднего по
водности года 50%-ной обеспеченности);
7) эквивалентная схема замещения
электрических сетей, которые должны быть
учтены в расчете;
8) мощность электростанций, участвую-
щих в покрытии максимума нагрузки (ра-
бочая мощность).
Рабочая мощность электростанций
определяется исключением из установлен-
ной мощности разрывов, ограничений, а
также плановых и аварийных ремонтов.
Распределение ремонтов по типам обо-
рудования (и по электростанциям) прини-
мается различным при решении разных за-
дач. Например, при определении рабочей
мощности для расчета суточных экономиче-
ски целесообразных режимов работы энер-
госистем ремонт между отдельными типа-
ми агрегатов тепловых электростанций
(включая АЭС) распределяется в среднем
пропорционально аварийным и ремонтным
простоям каждого типа агрегата.
Фактическое размещение аварийных и
ремонтных простоев оборудования может
существенно отличаться от среднего расчет-
ного. Поэтому для решения ряда задач про-
веряются и другие, более «тяжелые» вари-
анты размещения резерва. Например, для
выявления требований к маневренным ха-
рактеристикам оборудования электростан-
ций, для выбора схемы электрических сетей
проверяются варианты, когда все оборудо-
вание наиболее экономичных электростан-
ций находится в работе.
В результате расчетов по определению
суточных экономически целесообразных ре-
жимов работы энергосистем получается
следующая информация о режимах систем:
суточный режим и расход топлива всех
выделенных групп’ конденсационных агре-
гатов;
суточный режим и расход топлив.а на
ТЭЦ различных параметров, в том числе и
при работе в конденсационном режиме;
информация о количестве, типе и раз-
мещении (в каком из рассматриваемых уз-
лов) агрегатов, останов которых экономи-
чески целесообразен илн технически необ-
ходим, а также о длительности останова н
последующей скорости нагружения;
суточный режим использования гидро-
электростанций;
суточный режим использования специ-
альных пиковых и полупиковых электро-
станций (ГАЭС, ГТУ, полупиковые агре-
гаты) ;
суточный режим межсистемных (меж-
узловых) связей во всех рассматриваемых
направлениях.
Пример покрытия суточного графика
нагрузки и загрузки межсистемной связи
приведен на рис. 28-8.
График межсистемных
потоков мощности,
100D
гооо
Рис. 28-8. Пример по-
крытия суточного,
графика нагрузки
объединенной энерго-
системы.
1 — АЭС; 2 — ТЭЦ;
3 — КЭС с блоками
К-1200-240; К-800-240;
4 — КЭС с блоками
К-300-240; 5 — КЭС с
блоками К-200-130;
6 — полупкковая
ГАЭС; 7 — получение
мощности из других
ОЭС; 8 —ГЭС (уча-
стие в пике); 9—ГАЭС
(участие в пике);
10 — ГЭС (базисная
мощность); 11 — за-
ряд ГАЭС; (2—вы-
дача мощности в дру-
гие ОЭС.
Полученные результаты позволяют по-
лучить необходимую информацию для реше-
ния перечисленных выше энергетических за-
дач, а также выявить характерные часы,
для которых проводятся расчеты режимов
электрических сетей.
При расчете ограниченного числа су-
точных режимов для перехода к годовым
показателям проводится предварительный
анализ, позволяющий обосновать количест-
во рассматриваемых сезонов и их календар-
ную длительность. Календарная длитель-
ность каждого сезона определяется в ос-
новном двумя показателями:
1) длительностью отопительного перио-
да, в течение которого загрузка ТЭЦ по
42
Общие вопросы энергетических систем
[Разд. 28
тепловому графику на перспективу считает-
ся постоянной;
2) продолжительностью зимы, лета и
паводка на гидроэлектростанциях, которая
выявляется на основании анализа режимов
речного стока, с учетом регулирующих воз-
можностей водохранилищ отдельных ГЭС.
При выборе числа характерных сезонов
для каждой энергосистемы выявляется
основной фактор, и именно он учитывается
при определении количества рассматривае-
мых сезонов.
В качестве примера на рис. 28-9 при-
ведено 12 месячных режимов ГЭС и ТЭЦ
по ряду крупных объединенных энергоси-
стем. Из рис. 28-9 следует, что в указан-
ных системах может быть выделено пять
сезонов. Однако длительность промежуточ-
Рис. 28-9. Характерные режимы ГЭС и ТЭЦ не-
которых ОЭС.
ных сезонов, т. е. совпадения паводка на
ГЭС с отопительным периодом н паводка
с летним режимом ТЭЦ, является кратко-
временной. Эти периоды не могут считать-
ся характерными сезонами, по которым сле-
дует, например, повышать требования к
оборудованию или изменять схему сети, т. е.
правомерно рассматривать три характер-
ных сезона с заданной календарной дли-
тельностью.
Анализируя удельный вес ГЭС и ТЭЦ
в структуре генерируемых мощностей, а
также плотность суточных графиков на-
грузки отдельных энергосистем, можно
«промежуточные» месяцы отнести к одному
из трех характерных сезонов. Например,
для ОЭС Северного Кавказа-и Закавказья,
учитывая достаточно высокий удельный
вес ГЭС в структуре генерирующих мощ-
ностей, календарная длительность сезона
определяется режимом ГЭС. Для ОЭС Се-
веро-Запада, Центра и Урала безусловна
ведущая роль ТЭЦ, и длительность сезона
определяется именно их загрузкой. В ре-
зультате анализа, аналогичного изложенно-
му, по любой ОЭС могут быть намечено ко-
личество характерных сезонов и их прибли-
женная календарная длительность. В табл.
28-12 приведена в качестве примера при-
ближенная календарная длительность сезо-
нов для ряда объединенных энергосистем.
Годовое число часов использования
располагаемой мощности отдельных типов
оборудования электростанций (кроме
ГЭС)1 определяется:
суточным режимом использования от-
дельных типов агрегатов, отражающих их
сравнительную экономичность (если необ-
ходимо — с учетом стоимости топлива);
месячной и недельной неравномер-
ностью режимов электропотребления;
составом оборудования, участвующего
в покрытии максимума нагрузки2 каждых
1 ГЭС, как правило, в балансе энергии учи-
тываются по среднемноголетней выработке, с про-
веркой необходимого увеличения выработки ТЭС
при наступлении маловодного года.
2 Состав оборудования, участвующего в по-
крытии минимальных нагрузок, определяется прн
покрытии суточных графиков нагрузки (при опти-
мизации суточных режимов работы энергосистем)
и отражается в суточном числе часов использо-
вания оборудования.
Календарная длительность сезона в
Таблица 28-12
объединенных энергосистемах (дни)
Сезоны Продолжится ьность характерных сезонов
* м о КС 1 & i & 1 О О КС
ж о CQ сЗ о о О Н СО GJ СО <Д S О О » сЗ
го к го к С ч К го ч к
ОЭС Центра 151 30 122 31 31 151 153 61
ОЭС Средней Волги 151 30 122 31 31 151 153 61
ОЭС Урала 151 31 62 30 91 —- 151 153 61
ОЭС Юга 120 122 31 61 31 151 153 61
ОЭС Северо-Запада 151 30 122 31 31 151 153 61
ОЭС Закавказья 90 —’ 122 61 62 30 151 152 62
§ 28-5]
Режимы работы энергетических систем
43
рассматриваемых суток, отражающим все
виды резерва мощности на отдельных ти-
пах электростанций и их размещение.
Поэтому переход от суточных к годо-
вым режимам использования отдельных ти-
пов электростанций (кроме ГЭС) может
быть с достаточной для практических вы-
водов точностью осуществлен, если наряду
с суточными режимами использования учи-
тывать календарную длительность сезонов,
месячную и недельную неравномерность ре-
жимов электропотреблення и отношение
мощности, участвующей в покрытии макси-
мума (рабочей мощности), к располагае-
мой мощности агрегатов каждого типа на
конец года.
В результате для каждого типа агрега-
тов сезонное число часов использования h,
может быть определено по следующей рас-
четной формуле:
Рм Рн —
где hfcyr — суточное число часов использо-
вания мощности, участвующей в покрытии
максимума рассматриваемых характерных
суток сезона; Ns уч — мощность, участвую-
щая в покрытии максимума рассматривае-
мых суток для каждой J-й группы агрега-
тов; Nj раса — располагаемая на конец года
мощность каждой группы агрегатов; п —
календарное число дней в сезоне; ₽м; рн —
месячная и недельная неравномерность
электропотребления энергосистемы;
^сут,ср
суттаясут
Эсут.ер — суточное электропотреблеиие си-
стемы, среднее за сезон; ЭСуг max сп — су-
точное электропотреблеиие максимальных
суток сезона.
Годовое число часов использования
определяется как сумма сезонных. По от-
дельным объединенным энергосистемам
РмРн колеблется в следующих пределах:
зимний период 0,921—0,974, период павод-
ка 0,900—0,922, летний период 0,921—0,957,
среднее за год 0,914—0,952.
Различные типы электростанций имеют
существенно отличающиеся друг от друга
режимы работы. Гидроэлектростанции евро-
пейской зоны ЕЭС рассчитаны, как прави-
ло, на пиковый режим работы в условиях
маловодного года с кратковременным — до
2—6 ч в сутки использованием полной мощ-
ности в часы максимумов нагрузки и глу-
бокой разгрузкой — до нуля — в остальные
часы. Годовое число часов использования
установленной мощности ГЭС, как правило,
не превышает 3000; при этом следует учи-
тывать, что большая доля годовой выра-
ботки электроэнергии на ГЭС приходится
на период паводка. В связи с тем что боль-
шинство ГЭС сооружено при гидроузлах
комплексного назначения, решающих наря-
ду с выработкой электроэнергии вопросы
судоходства, орошения, водоснабжения, ры-
боводства, защиты от паводков, режимы ра-
боты ГЭС в значительной мере зависят от
требований других водопользователей, а
нередко и полностью определяются ими.
Эта зависимость не позволяет полностью
использовать широкие возможности регули-
рования мощности ГЭС в интересах созда-
ния наиболее благоприятных режимов ра-
боты для других электростанций ЕЭС.
Режим работы теплофикационных агре-
гатов в наиболее напряженный зимний пе-
риод практически полностью определяется
условиями теплоснабжения. Изменение по-
требности в тепловой энергии, а следова-
тельно, и мощности ТЭЦ в течение суток в
среднем по системам ограничивается 5—
15% в зависимости от типа потребителей
тепла и уровня загрузки ТЭЦ по теплово-
му графику.
Использование теплофикационных аг-
регатов по тепловому графику в годовом
разрезе характеризуется годовым числом
часов использования: для отопительных
ТЭЦ 3500—5000, для промышленных 6000—
7000 ч.
Для атомных электростанций характер-
на работа в базисном режиме с высоким го-
довым числом часов использования — до
6000—6500; некоторое снижение его для
вновь введенных агрегатов объясняется их
недостаточной освоенностью.
Энергоблоки тепловых электростанций
рассчитаны на базисный режим работы.
Однако в последнее время они вынужденно
все шире привлекаются к регулированию
суточного графика нагрузки, причем для
блоков 150—200 МВт характерен рост чис-
ла ежесуточных остановов на ночь с после-
дующим пуском к утреннему максимуму.
Предельно допустимая разгрузка блоков иа
ночные часы колеблется в широких преде-
лах в зависимости от вида сжигаемого топ-
лива и составляет 20—30% при работе на
угле и 40—50% при работе' на газе и мазу-
те. Наибольшие фактически достигнутые
разгрузки и наибольшие числа ежесуточных
остановов характерны для энергообъедине-
ннй Северо-Запада, Центра и Юга, отли-
чающихся относительно большей неравно-
мерностью суточного графика нагрузки и
высоким удельным весом базисных электро-
станций.
Использование блоков в годовом разре-
зе для недефицитных видов топлива может
достигать 6000—6500 ч в год; для видов
топлива, по которым баланс складывается
напряженно, оно может снижаться до
4000—5000 ч.
Для группы неблочных малоэкономич-
ных КЭС характерно низкое использование
мощности (2000—4000 ч) с предельной раз-
грузкой в ночные часы (до технического
минимума, составляющего 30—50% для
станции в целом) и при возможности кон-
сервации на летний период.
Режим работы электростанций ЕЭС
определяется стремлением достигнуть мак-
симальной экономичности системы в целом
при наиболее рациональном использовании
имеющихся топливно-энергетических ресур-
44
Общие вопросы энергетических систем
[Разд. 28
сов в условиях складывающейся топливной
конъюнктуры.
На режимы работы блоков тепловых
электростанций решающее влияние оказы-
вают условия покрытия переменной части
графика нагрузки, которые постоянна ус-
ложняются под действием двух факторов:
роста неравномерности потребления
электроэнергии, проявляющегося в увели-
чении абсолютной величины переменной ча-
сти суточного графика нагрузки, относи-
тельном уменьшении ночной нагрузки, уг-
лублении провала нагрузки в выходные
дни, увеличении скорости нарастания, на-
грузки в утренние часы;
повышения доли мощности электро-
станций, рассчитанных на работу в базис-
ном режиме.
Достигнутый к настоящему времени ре-
гулировочный диапазон различных видов
оборудования тепловых электростанций
обеспечивается в основном следующим об-
разом.
Энергоблоки 300 МВт регулируют вы-
даваемую мощность преимущественно за
счет разгрузки, что обусловлено слож-
ностью технологии пуска агрегатов этого
типа.
Достигнутый на сегодня на электро-
станциях европейской зоны ЕЭС СССР тех-
нический минимум нагрузки энергоблоков
300 МВт составляет в реальных эксплуата-
ционных условиях не ниже:
1) 75% на блоках с котлами, работаю-
щими на АШ и тощем угле при жидком
шлакоудаленнн; при подсветке факела ма-
зутом (газом) в количестве до 5—10% сум-
марного расхода топлива минимум нагруз-
ки может быть снижен до 60—65%;
2) 60% на блоках с котлами, работаю-
щими на каменных н бурых углях с сухнм
шлакоудалением;
3) 50% на газомазутных блоках.
Эти данные примерно соответствуют
нормативам для расчетов на перспективу.
Для блоков 500 и 800 МВт имеющийся
опыт невелик. Разработаны требования к
маневренности, в соответствии с которыми
должна допускаться их ежесуточная раз-
грузка на 30 и 50%, соответственно при ис-
пользовании твердого и газомазутного топ-
лива.
Разгрузка блоков неизбежно приводит
к снижению их экономичности. Уже при на-
грузках 50% их экономичность ухудшается
на 5—6% при газомазутном топливе н на
7—8% прн пылевидном. Дальнейшая раз-
грузка блоков и станции в целом связана
с резким возрастанием пережога топлива,
достигающим 9—12% при нагрузках 40%
и 15—17% прн нагрузках 30%.
Энергоблоки 200 и 150 МВт регулиру-
ют выдаваемую мощность как -за счет раз-
грузки, так и за счет останова в резерв на
нерабочие дни и на периоды суточных про-
валов нагрузки.
Отдельные пылеугольные электростан-
ции с блоками 200 МВт освоили режим раз-
грузки до 25—30% (т, е, на 70—75%) ну-
том перевода котлоагрегатов иа растопоч-
ное топливо.
Однако, учитывая экономическую неце-
лесообразность длительной работы энерго-
блоков на частичных нагрузках, особенно
ниже 70% > для регулирования нагрузки
используются остановы в резерв энергобло-
ков 150 и 200 МВт.
Следует обратить внимание на слож-
ную взаимосвязь режимов работы электро-
станций с обменными потоками мощности
и энергии. Энергосистема, имеющая в
структуре генерирующих мощностей значи-
тельный удельный вес пиковых ГЭС, может
в часы максимума нагрузки располагать
избытками мощности, а в остальные часы
суток в связи с остановом ГЭС быть дефи-
цитной. Для такой энергосистемы баланс
мощности на годовой максимум нагрузки
оказывается избыточным, а годовой баланс
энергии — дефицитным. С другой стороны,
энергосистема с неравномерным графиком
потребления и большим удельным весом
высокоэкономичных базисных электростан-
ций, будучи сбалансированной в максимум
нагрузки, может иметь значительный избы-
ток в годовом балансе электроэнергии за
счет технических трудностей и экономиче-
ской нецелесообразности разгрузки своих
электростанций в ночные часы, в выходные
дни, в летнее время. Приведенные качест-
венные характеристики годовых режимов
работы электростанций могут быть проил-
люстрированы следующими количественны-
ми соотношениями. В энергосистеме с Ты—
=5000 ч работа пиковой ГЭС с Густ=
=2000 ч создает дефицит электроэнергии
примерно в 3 млрд. кВт-ч на каждый
1 млн. кВт мощности. Работа в той же си-
стеме базисной КЭС или АЭС с Густ=
=6500 ч будет приводить к избыткам элек-
троэнергии в 1,5 млрд. кВт-ч в год на
1 млн. кВт мощности.
28-6. ОПТИМИЗАЦИОННЫЕ МОДЕЛИ
ДЛЯ ВЫБОРА РЕЖИМА,
ПОИСКА СТРУКТУРЫ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
И РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ
СТАНЦИЙ
Оптимизация режимов
Оптимальное распределение суммарной
активной нагрузки между тепловыми
станциями прн постоянных или нулевых по-
терях в сети должно удовлетворять равен-
ству удельных приростов затрат на произ-
водство электрической энергии на станциях
ег- удельному приросту затрат в энергетиче-
ской системе 8с:
Cf = 8g — • • • = 8j ’ • • - Cq,
где ег=5Иц/ЗР{ — удельный прирост за-
трат по активной мощности на i-й станции;
ЙТг — затраты на выработку электрической
мощности Pi на i-й станции.
§ 28-6]
Модели энергетических систем
45
Рис. 28-10. Оптимальное распределение активной нагрузки между станциями при постоянных по-
терях мощности в сети.
Это условие дополняется уравнением
баланса активной мощности* 1
Pi + P2+-'+A- + ”- +Рп = 2Лр
Решение задачи можно производить
графически путем построения по имеющим-
ся характеристикам 6i=f(P<) характеристи-
ки ec=f(Pc) для системы (рис. 28-10).
С учетом переменных 2 потерь активной
мощности в сети ДР оптимальное распреде-
ление активной нагрузки 2РН должно удов-
летворять условиям
ci е2 ег
=г ------- ... - fig,
01------------------------------02
Pi + P8+ •••+/’« + •••+Л1 = 2РН+ДР.
где о(=1—а(ДР)/аР4; — удельный при-
рост системы при учете потерь мощности в
сети.
В энергетической системе, содержащей
кроме тепловых н гидростанции, имеющие
регулируемый сток воды3, для каждого мо-
мента времени t
Oit Ojt
где e,jt=dQjtldPn — удельные приросты
расхода воды: i — индекс тепловых стан-
ций; / — индекс гидростанций; Kj — число-
вой коэффициент, значение которого явля-
ется для данной /-й гидростанции во все
моменты времени t рассматриваемого перио-
да Т (t=l, 2, ..., Т) одним и тем же. Его
значение выбирается таким, чтобы выдер-
жать условие заданного расхода воды дан-
ной гидроэлектростанцией за период Т-
т
У Qu --= Qj'f
t=i
Если окажется, что при выбранном Zj
расход воды превышает заданный Qjr, то
Ху увеличивают, н наоборот.
Оптимальное распределение суммарной
реактивной нагрузки между источника-
ми реактивной мощности должно удовлет-
ворять условиям
d(&P)fdQj _ d(&P)/dQs
l-5(AQ)/0Qi 1 —a(AQ)/OQ2
= а(др>/а<а
__________’
1 Постоянные потери АР включены в SPH,
2 Зависящих от мощностей станций.
8 При постоянном напоре.
Qi + Qe 4----Ь Qi 4-----Юп — 2Qh + М}-
При выполнении первого условия поте-
ри активной мощности ДР в сети минималь-
ные. Затраты на производство реактивной
мощности при этом не учитываются.
При выборе точки i в качестве баланси-
рующей вместо первого условия использу-
ется
а (др) а (ДР)
dQi 0Q2
Одновременное (комплексное) распре-
деление активной и реактивной нагрузки
между тепловыми станциями энергетической
системы с учетом затрат на производство
реактивной мощности и зависимости нагруз-
ки от напряжения производится по усло-
виям
6j + &1N1/D1 _ е2 + Q2N2/D2 _
Mi —^Cj/Di ~ М2 — N2C2/M2 :
Oi -f- BiCi/Му 02 62С2/Л42
. Щ - ^С1/М1 О2-ЛГ2С2/Л12 = ’
где Oi=a/<n/aQ( —удельный прирост на
i-й электростанции по реактивной мощности;
1 = 1- aspH а(ДР)
dPi apf
дЪР„ а(др)
Cj -- dQi dQi ’
d%QB d(&Q)
«г — dPi S dPi ’
1 - dSQH d(AQ)
dQi dQi
При выборе-точки / за балансирующую
н неучете затрат на производство реактив-
ной мощности используются условия
__________еу___________= =
aspH а (ДР) " е/’
aPi dPi
d^Pf а(др) =
а<?1 dQi
При постоянстве нагрузки вне зависи-
мости от изменения напряжения применя-
ются условия
46
Общие вопросы энергетических систем
[Разд. 28
а (др) а (ДР)
•----- =----- — • • • = .
dQi dQ2
Потери в сети
п—1 п—2 п—1
2МрН<$+2 2 2 ви*
1=1 1=1 j=2
^^7
п—2 п—1
Х(РгР, + 0г0Я-2 2 2 CijkPiQj-
i=l j=2
i+i
-QiPj);
n— 1 n—2 n—1
aq=2Mp*+<$+22 2 d1}x
i=l i=l /=2
n—2 n—1
X (Pi Pj + Qi Qj) -222 Fu (Pi Qi -
l’==l /=1
7
-QiPf),
где коэффициенты потерь B(t- = cu!U2i',
Du = xiil^
Bij — Tij cos £>ij/Ut Uj\ Cjj—sin 6ijlUiU
Dii — xij COS Uj".
Fij = xi]sin8ij/UiUj-, rti, rih
xa, Xij — собственные и взаимные активные
и реактивные сопротивления схемы; U,,
U, — модели узловых напряжений; 6, j — уг-
лы сдвига векторов узловых напряжений Ut
и U,.
При малых углах сдвига 6;,- потери мо-
гут быть определены по более простым вы-
ражениям:
др=2Мр/+<$ +
i=l
п—2 п~1
+ 22 2 Bu(PiPj + QiQj')->
i=l j—2
i+i
п—1
д<э=2 (*?+<$ +
п—2 п—1
+ 2 2 2 Bi}(PiPj + QiQ})>
i=l i=2
где Bi j Dij ~ Xij/UjU j.
Удельные приросты потерь в сети могут
быть найдены по выражениям
а (ДР)
ар.
п-4 п—2
js2^SBo’Pi“2Sc°'Qi'’
1=1
i+i
д(ЬР)
dQj
которые являются приближенными ’, по-
скольку не учитывают зависимость коэффи-
циентов потерь Вц и Сц от узловых мощ-
ностей Pij и Сц. Если принять, что 6;j»0,
то можно определять удельные приросты
д(ДР)
dPj
а (ДР)
dQ}
BijQi-
Оптимизационные модели для поиска
структуры энергетических систем
Задача решается для всей страны на
период 15—20 лет и имеет динамический
характер. Для учета динамики весь период
развития разделяется на этапы. На каждом
этапе задача решается как статическая, а
затем результаты решения, полученные для
смежных этапов, согласуются между собой.
В процессе решения рассматривается
Единая энергетическая система страны
(ЕЭС), причем в ней выделяются отдель-
ные ОЭС в виде подсистем. Технико-эконо-
мические характеристики задаютси в виде
эквивалентных характеристик отдельных
подсистем. В результате решения определя-
ются оптимальные соотношения в развитии
мощностей обобщенных групп однотипных
электростанций.
Для поиска зоны оптимальных решений
допустимо использовать линейные оптими-
зационные модели, когда целевая функция
и все ограничения линеаризованы. Для
поиска решения используется симплексный
метод, который позволяет найти глобальное
оптимальное решение за конечное число
шагов. Время, необходимое для решения за-
дачи, намного меньше, чем при использова-
нии нелинейной оптимизационной модели.
Кроме того, линейные модели позволяют
учесть ряд нелинейных зависимостей, если
их представить в виде кусочно-линейных
функций и повторить несколько раз реше-
ние линейной задачи. Прн использовании
линейной модели все экономические и энер-
гетические характеристики объектов, все ус-
ловия ограничений и целевая функция пред-
ставляются в виде линейных или кусочно-
линейных зависимостей. В частности, линеа-
ризуется зависимость затрат на сооружение
электростанций от ее мощности по линии
н т. д.
Динамика роста нагрузки и электропо-
требления отдельных узлов задается по от-
дельным годам рассматриваемого периода.
Для каждого энергоузла рассматрива-
ются уравнения баланса мощности для мо-
1 Более точные выражения см, в [28-13].
§ 28*6]’
Модели энергетических систем
мента максимальных нагрузок [28-14]
2 Prfi 4- 2Л> ~ 2 РЦ Ъз > РМ + Ррезг
Г’Г
где Prfi — искомая мощность электростан-
ции типа г, работающей на топливе вида
размещенной в узле i; Pt,— мощность, пе-
редаваемая нз узла i в узел /; Рц— мощ-
ность, передаваемая нз узла j в узел i;
<f>ts — коэффипиент учета потерь активной
мощности в воздушных линиях между уз-
лами I и /; Ptsi — максимум нагрузки узла i;
Ррезг — потребности узла I в резервной мощ-
ности.
Для каждого узла должно выполняться
условие баланса энергии
2 %- TMrfi+^wtj - 2 wj£ ъ,- > ГГ1.,
r.f
где TMr/i — годовое число часов использова-
ния мощности электростанции в узле i;
Wij н Wji — межузловые потоки энергии;
<pt-y —коэффициент учета потерь энергии
при передаче; IFr, — годовая потребность в
электроэнергии в узле i.
Уравнение баланса энергии линейно
только в том случае, если режим работы
электростанций известен, а значит известна
характеризующая его величина Тмгу<.
В действительности режим работы электро-
станций подлежит оптимизации одновре-
менно с оптимизацией структуры генерируе-
мых мощностей, а это означает, что Ткгц
является неизвестной переменной величиной.
Для того чтобы баланс энергии учесть
в виде линейного ограничения н в то же
время приближенно учесть оптимизацию ре-
жима электростанций, применяют такой
прием. Искомая мощность электростанции
задается в виде суммы, нескольких состав-
ляющих
Р rfi = Р rfi + Prfi 4->
каждая из которых характеризуется задан-
ным числом использования годового макси-
мума PMrfi —
В таком случае годовой баланс энергии
узла i запишется таким образом:
2 (Prfi Pwfi 4“ Prfi PMrfi 4" • • •) 4-
+ 2r..-SH7..<Pt>B7r.
В результате решения задачи оптималь-
ная мощность каждой электростанции опре-
деляется суммированием составляющих ви-
да Ргц, а годовое число часов использова-
ния мощности можно найти как средневзве-
шенное значение на основе соотношений
rfi 4- Prfi 4- • • •) 'Pmrfi ~ Prfi TMrfi 4*
+ рФГм^4-.«;
Prfi TMrfi 4- Prfi Twfi 4-
Тци-fi — , „
prfi + prfi+-
Технические ограничения, накладывае-
мые на использование электростанций,
учитываются весьма грубо — задается пре-
дельное число часов использования мощно-
сти электростанций разных типов. Так, для
блочных КЭС число часов использования
лежит в пределах 1500—2000 и не выше
7200 ч.
Учитывается ряд ограничений:
по предельной мощности н отпуску
энергии электростанцией
Prfi < Pyfinpea»
Prfi Tur fl < Ч^ггДпред!
по пропускной способности существую-
щих и вновь вводимых линий между узлами
i и / по мощности и энергии
Рц 4" Pji Рцпоъ Pi у сущ*
W{j + Wji T’iJhob Tuij < Pij’cyni Tuij.
где PijHOB — искомая пропускная способ-
ность вновь вводимой воздушной линии
между узлами i и /; Рцсуш, — пропускная
способность существующих линий между
этими узлами; Ткц — годовое число часов
использования пропускной способности;
ограничение по энергоресурсам
2 Р rfi brfi Pf’
r.f
где brft — удельный расход топлива f
электростанции г узла I при числе часов ис-
пользования ее мощности TMr/i; В/— задан-
ное значение ограниченного энергоресурса.
Ограничения по размерам капиталовло-
жений, выделенных на ввод новых энерго-
объектов в ЕЭС,
2 krft Рrfi < £иред>
i.r.f
где krfi — удельные капиталовложения по
электростанции г на топливе f, расположен-
ной в узле i.
Составляющие целевой функции также
должны быть линейными. Для вновь вводи-
мых электростанций удельные приведенные
затраты вычисляются следующим образом:
3rfi ~ pR^rfi 4" Urfi 4“ 3rifi brft Pturfi.
где £н — нормативный коэффициент эффек-
тивности капитальных вложений; —
удельные постоянные ежегодные издержки;
Зтц — замыкающие затраты на топливо ви-
да f в узле i.
Для существующих электростанций в
целевую функцию входит лишь составляю-
щая затрат на топливо.
В рассматриваемой модели использует-
ся кусочно-линейное представление зависи-
мости удельного расхода условного топлива
электростанции от годового числа часов ис-
пользования ее мощности 6=f(TM) (рис.
28-11). Можно определить средневзвешен-
ный удельный расход электростанции, при-
чем ее искомая мощность задается в виде
48
Общие вопросы энергетических систем
[Разд. 28
I
суммы нескольких составляющих:
Р = Р' ---------------------;
6 =-----Т~.----------------
Р ты +Р К+ •"
Рис. 28-11. Зависимость удельного расхода услов-
ного топлива от годового числа часов использова-
ния мощности агрегата.
В целевую функцию включаются за-
траты на вновь вводимые воздушные линии.
Удельные приведенные затраты на вновь
вводимые линии вычисляются так:
3ij ~ (Рц “Ь йвл)
где kt, — удельные капиталовложения на
1 кВт пропускной способности линии между
узлами i и /; Двл — суммарные отчисления
на амортизацию, ремонт и обслуживание от
удельных капиталовложений по линиям.
В энергосистемах с существенной не-
равномерностью графиков нагрузки нужно
пользоваться более сложными моделями, в
которых могут быть учтёны условия впи-
сывания источников с ограниченными запа-
сами энергоресурсов в график нагрузки
энергосистемы и технические ограничения
на допустимые режимы работы электро-
станций. [28-15].
В линейных моделям может быть учтена
большая часть требований, накладываемых
на развитие энергосистемы, за исключением
свойства дискретности развития энергети-
ческих объектов. Поэтому линейные модели
находят применение там, где фактор дис-
кретности не может повлиять на результа-
ты оптимизации. Такая возможность возни-
кает, когда решается задача оптимизации
развития групп однотипных объектов. Это-
му же условию отвечает задача оптимиза-
ции структуры мощностей станций ЕЭС
страны по видам энергоресурсов и предва-
рительно по типам и параметрам оборудова-
ния электростанций [28-14, 28-16].
Оптимизация развития электростанций
Задача решается вслед за задачей опти-
мизации структуры энергосистемы. В каче-
стве исходных данных используются найден-
ное для каждого энергоузла соотношения
генерируемых мощностей, отличающихся
энергоресурсами и типом оборудования.
Считаются заданными располагаемые объ-
емы для каждого вида энергоресурса н за-
мыкающие затраты на топливо. Необходи-
мо определить места сооружения, мощности,
моменты ввода, число часов использования
мощности каждой электростанции, межси-
стемные перетоки мощности с учетом необ-
ходимых технических и экономических огра-
ничений. Для каждого года рассматривае-
мого периода должен быть выполнен баланс
по-мощности и энергии.
Данная задача решается на более низ-
ком иерархическом уровне по территориаль-
ному признаку, чем задача оптимизации
структуры генерируемых мощностей. Она
решается для отдельных ОЭС страны.
В настоящее время создано большое
число оптимизационных и оценочных моде-
лей, которые различаются рядом допуще-
ний, положенных в их основу, и находят
применение в практике планирования разви-
тия различных ОЭС страны. Так, известны
модели, применяемые в ОЭС с большим чис-
лом гидростанций, а также модели, исполь-
зуемые для анализа развития систем, не
имеющих ГЭС [28-15, 28-17].
В [28-17] приведена упрощенная линей-
ная модель, ориентированная на оптимиза-
цию сооружения КЭС и АЭС. Модель ис-
пользует следующие исходные данные. Для
каждого узла нагрузки заданы место рас-
положения и мощность в период максимума
системы для каждого интервала периода оп-
тимизации Т.. Для сокращения числа пере-
менных длительность каждого интервала
принимается равной th лет, причем
н
fi=l
Для каждого узла нагрузки задана
продолжительность использования максиму-
ма нагрузки Тмеь. Считаются известными
места сооружения электростанций. Для
каждого из пунктов надо иметь предельную
установленную мощность, которая ограни-
чивается наличием' воды на охлаждение, са-
нитарными нормами, техническими возмож-
ностями энергостроительства и т. д.
Предполагаются известными места рас-
положения топливных баз и предельно до-
пустимые объемы потребления топлива от
бассейнов с ограниченными запасами топли-
ва или дефицитными для энергетики вида-
ми топлива.
Для энергосистемы задаются ориенти-
ровочные потери активной мощности в сетях
как некоторая доля суммарной потребляе-
мой мощности. Резерв на электростанциях
задается в долях суммарной установленной
мощности. Для электростанций задаются
расход на с.н. в долях установленной мощ-
ности станции, удельный расход топлива и
число часов использования установленной
мощности, а также удельные капиталовло-
жения и эксплуатационные расходы на про-
изводство электроэнергии. Топливная со-
ставляющая затрат вычисляется отдельно на
основе известных капиталовложений по до-
быче и транспортировке топлива и удель-
ной себестоимости добычи и транспортиров-
ки топлива от каждой топливной базы до
§ 28-6] '
Модели энергетических систем
49
электростанции, получающей топливо. За-
траты в линии передачи учитываются при-
ближенно, так же как и в описанной выше
модели оптимизации структуры системы.
Для сокращения времени счета заранее
намечаются целесообразные электрические и
топливные связи. Это делается на основе
предварительного анализа, связанного с вы-
явлением экономических зон влияния топ-
ливных бассейнов и с выбором направлений
передачи электроэнергии. Критерием опти-
мальности служит минимум приведенных за-
трат на сооружение и эксплуатацию энерго-
системы.
Приведенные затраты записываются в
виде трех слагаемых
3 = За с -{- Зт 4- Злэп,
где 3Э1С — приведенные затраты на соору-
жение и эксплуатацию электростанций
(без топливной составляющей); Зт — при-
веденные затраты по добыче и транспор-
тировке топлива из топливных баз на
электростанции; 3Лзп — приведенные за-
траты на передачу электрической энергии
от электростанций в районы потребления.
Отдельные составляющие приведен-
ных затрат вычисляются по выражениям,
аналогичным приведенным ранее.
Условия ограничений, налагаемые на
решение задачи, практически не отличают-
ся от тех, что рассмотрены в предыдущей
модели. Некоторое различие обусловлено
тем, что направления потоков электроэнер-
гии заданы заранее. Поэтому для каждой
электростанции записывается условие, по
которому ее установленная мощность дол-
жна быть достаточной, чтобы обеспечить
требуемую передачу мощности в линию:
F
2 Р Jfh (1 > У Pfijeh (14* Ф]с) >
f ' I
где j — пункт возможного сооружения
электростанции; е — место расположения
нагрузки; Рые/1 — мощность нагрузки в пе-
' рнод максимума; h — номер интервала
рассматриваемого периода планирования;
ac,H/i — расход мощности на собственные
нужды в долях установленной мощности
f — места расположения топливных
баз (f=l, 2...... F); — коэффициент,
характеризующий потери активной мощно-
сти в сетях в долях суммарной мощности
потребления.
'Для решения задачи применяется
симплексный метод.
Для решения этой же задачи может
быть использована оптимизационная мо-
дель на базе метода динамического про-
граммирования [28-17]. Этот метод поз-
воляет учесть нелинейные ограничения и
нелинейность целевой функции, а также
целочисленность искомых параметров. Кро-
ме того, метод позволяет учесть динами-
ческий характер решаемой задачи.
Существенным недостатком метода
динамического программирования являет-
ся то, что прн его реализации необходим
4—792
большой объем памяти, а также большие
затраты машинного времени. До настоя-
щего времени не удалось создать программ,
которые позволили бы решить задачу опти-
мального развития электрических станций
для энергосистемы с большим числом иско-
мых параметров.
Еще одним недостатком метода дина-
мического программирования является то,
что целевая функция должна обладать
свойством аддитивности относительно пе-
ременных, т. е.
н
3_£ = 2 3h(P jfh* РWjfh)’
h=l
где 3h — затраты на сооружение и экс-
плуатацию электростанций для h-ro года
рассматриваемого периода оптимизации 7;
Wjfh — энергия, вырабатываемая электро-
станцией, расположенной в узле j и полу-
чающей топливо от бассейна f на этапе h.
Это означает, что целевая функция за весь
период оптимизации может быть опреде-
лена как сумма целевых функций для
каждого этапа. Для разомкнутой электри-
ческой сети такое требование всегда вы-
полняется. Для замкнутых сетей сложной
конфигурации это требование оказывается
невыполнимым. Поскольку при решении
задачи оптимизации развития электростан-
ций допустимо приближенно учитывать
затраты на сеть, можно предусматривать
лишь радиальные варианты сети. В даль-
нейшем конфигурация сети уточняется при
решении задачи выбора оптимальной кон-
фигурации сети.
Для определения приведенных затрат
должны быть заданы следующие экономи-
ческие характеристики.
1. Экономические характеристики топ-
ливных баз и перевозки топлива, которые
могут быть заданы в виде
HJF
Зт = s 2 2
ft==l /—1 f—1
где
3lfh~ aKh Kfjh + аид ^fjh.'
Kfjh — капиталовложения в топливные ба-
зы и транспорт; ДТ/д —эксплуатационные
расходы с учетом амортизации в топлив-
ные базы н транспорт; aKh — коэффициент
приведения капиталовложений (с учетом
норм эффективности); аил — коэффициент
приведения текущих издержек (также с
учетом норм эффективности).
2. Экономические характеристики элек-
тростанций. Они представляют собой зави-
симости капиталовложений на сооружение
электростанций н эксплуатационных издер-
жек от установленной мощности. Прини-
мают следующие обозначения:
период оптимизаций Т разделяется на
Л=1, 2, ..., Н этапов. Капиталовложения
в строительство электростанции /, получа-
50
Общие вопросы энергетических систем
[Разд. 28
ющей топливо от базы f на этапе h с уче-
том «замораживания» в процессе строитель-
ства, обозначают как ДКэ.сз/ь (Pj/л,
Pjyn-i). Полные капиталовложения к на-
чалу этапа h обозначают Kacjjt(Pjfh). Го-
довые издержки эксплуатации (без рено-
вационных отчислений) на этапе h обозна-
чают H}fh(Pifh. Wjfh).
Суммарные приведенные затраты на
этапе h по электростанции j, получающей
топливо от бассейна f, можно представить
так:
н J F
Зэ.с = 2 2 2 Зэ.сЯЛ (рjfhi Pjfh—ft
Ь=1 /=1 f=l
wjfli)>
где Wj/h — энергия, вырабатываемая дан-
ной электростанцией на рассматриваемом
этапе.
3. Экономические характеристики элек-
трической сети. Для их определения на-
мечается некоторая конфигурация сети.
Для того чтобы выполнить требование ад-
дитивности, накладываемое на целевую
функцию, эта конфигурация принимается
радиальной. Напряжения электрических се-
тей намечаются заранее. Это можно сде-
лать, если известны расстояния и потоки
мощности по линиям. С помощью метода
экономических интервалов оказывается
возможным представить экономическое се-
чение линии функцией передаваемой по
ней мощности н напряжения. Для каждой
линии строится заранее характеристика
приведенных затрат, учитывающая затра-
ты на сооружение и эксплуатацию линии,
в виде функции длины линии и передавае-
мой по ней мощности.
При известной конфигурации сети по-
токи мощности по линии могут быть вы-
ражены в виде функции мощностей элек-
тростанций. Это позволит снизить число
независимых переменных и представить
приведенные затраты в виде функции
только мощностей электростанций.
Учитывая все сказанное выше об эко-
номических характеристиках, суммарные
приведенные затраты по энергосистеме
можно записать в виде функций мощно-
стей электростанций на двух соседних эта-
пах h—1 и h н энергии, вырабатываемой
электростанциями:
3 = Зт + 3Э С 3ЛдП =
Н J F
= 2 S Рifiii Wjfh),
h=l /=i p=i
На переменные, входящие в целевую
функцию, накладываются ограничения:
1. Установленная мощность новых и
расширяемых электростанций в начале
этапа h должна быть не менее требуемой
по системе и не более некоторой заданной
максимальной мощности
J
P£mh < S Pjh < PSMh-
i=*
2. Суммарная выработка энергии в год
рассматриваемыми электростанциями долж-
на лежать в заданных пределах
J
< 2 Wjh <
f=l
3. Для бассейнов с ограниченным объ-
емом добычи топлива для выработки элек-
троэнергии должно быть выполнено соот-
ношение
J
2 < BjiiM-
4. Установленная мощность каждой
электростанции не должна превышать пре-
дельной
Pjh < PjM
5. Прирост установленной мощности
электростанций на этапе не должен превы-
шать предельно допустимого по условиям
строительства
]h JCTpht 1
где ДРу-д = pjh — pjh-i-
6. Число часов использования установ-
ленной мощности каждой электростанции
должно лежать в заданном диапазоне
Tjmh < Tjfh = Wjfh/Pjfh < TjMh-
7. Все переменные должны быть неот-
рицательными.
Минимизация функции приведенных
затрат при учете этих ограничений осуще-
ствляется последовательно по этапам ft=
= 1, 2, ..., Н с использованием на каждом
этапе метода динамического программи-
рования. На каждом шаге рассматривает-
ся один пункт сооружения (или расшире-
ния) электростанции при условии, что она
получает топливо от бассейна f (f=l, 2,
..., F). После того как будет рассмотре-
на возможность снабжения топливом от
каждого нз допущенных к рассмотрению
топливных бассейнов, осуществляется пе-
реход к следующему (/+1)-му пункту.
Задача формулируется в двухмерной
постановке. В качестве параметров состоя-
ния принимаются суммарная необходимая
установленная мощность рассматри-
ваемой части системы на начало каждого
этапа и годовая выработка электроэнергии
Ограничения по топливу учитывают-
ся по методу Лагранжа.
После того как оптимизация выполне-
на по всем местам возможного расположе-
ния всех электростанций j, на последнем
шаге оказываются полученными оптималь-
ные планы для ряда значений суммарной
установленной мощности в системе
и годовой выработки энергии По
окончании оптимизации для одного года
переходят к следующему году. При этом в
расчете используются данные, которые бы-
§ 29-1]
Выбор схем
51
ли получены в результате оптимизации
предыдущих лет развития.
Как правило, оптимизационные моде-
ли являются упрощенными, поэтому в них
оказываются неучтенными некоторые важ-
ные параметры, влияющие на развитие.
Этот недостаток оптимизационных моделей
привел к широкому внедрению оценочных
моделей. В настоящее время разработано
достаточно много разнообразных оценоч-
ных моделей, пригодных для решения за-
дачи развития электрических станций
[28-15]. Наиболее перспективно двухэтап-
ное решение задачи, когда с помощью оп-
тимизационной модели определяются гра-
ницы области оптимальных решений, а за-
тем с помощью оценочных моделей анали-
зируется ограниченное число вариантов,
принадлежащих этой области.
Список литературы
28-1. Волькеиау И. М., Зейлигер А. Н-, Хаба-
чев Л. Д. Экономика формирования электроэнер-
гетических систем. — М.: Энергия, 1981. — 320 с.
28-2. Справочник по электропотреблению в
промышлениости/Под ред. Г. П. Минина, Ю. В. Ко-
пытова. — М.: Энергия, 1978. — 496 с.
28-3. Бесчинский А. А., Коган Ю. М. Эконо-
мические проблемы электрификации.—М.: Энер-
гия, 1976. — 424 с.
28-4. Справочник по проектированию электро-
энергетических систем/Под ред. С. С. Рокотяна,
И. М. Шапиро. — М.: Энергия, 1977. — 288 с.
28-5. Автоматизация управления эиергообъе-
динениями/Под ред. С. А. Сова лова. — М.: Энер-
гия, 1979. — 432 с.
28-6. ГОСТ 13109-67. Нормы качества элект-
рической энергии у ее приемников, присоединяе-
мых к электрическим сетям общего назначения.
28-7. Инструкция по определению экономичес-
кой эффективности капитальных вложений в раз-
витие энергетического хозяйства (генерирование,
передача и распределение электрической н тепло-
вой энергии). — М.г Энергия, 1973. — 56 с.
28-8. Руководящие указания к использованию
замыкающих затрат на топливо и электрическую
энергию.—М.: Наука, 1974.
28-9. Маркович И. М. Режимы энергетических
систем. — М.: Энергия, 1969.— 352 с.
28-10. Мельников Н. А., Рокотян С. С., Ше-
ренцис А. Н. Проектирование электрической час-
тя воздушных линий электропередачи 330—
500 кВ. — М.: Энергия, 1974.—472 с.
28-11. ГОСТ 19431-74. Энергетика и электри-
фикация народного хозяйства. Термины и опреде-
ления.
28-12. ГОСТ 21027-75. Системы энергетические.
Термины н определения.
28-13. Электрические снстемы/Под ред. В. А.
Веникова. Электрические расчеты, программирова-
ние и оптимизация режимов. — М.: Высшая шко-
ла, 1973. — 312 с.
28-14. Зейлигер А. Н., Лисочкина Т. В., Хаба-
чев Л. Д. Экономические основы оптимизации и
проектирования энергетических систем. Ленингр.
политехнический ин-т, 1977. — 72 с.
28-15. Математические модели для анализа и
экономической оценки вариантов развития элект-
роэнергетических систем/Под ред. Л. С. Беляе-
ва. — Иркутск (СЭИ), 1971. — 132 с.
28-16. Зейлигер А. Н. Вопросы совершенство-
вания технологии и организации проектирования
развития электроэнергетических систем. — Тр.
ин-та ЭСП, вып. 9. — М.: Энергия, 1977, с. 3—20.
28-17. Арзамасцев Д. А., Лнпес А. В., Мы-
зин А. Л. Модели и методы оптимизации развития
энергосистем. — Свердловск: Уральский политех-
нический ин-т, 1976. — 144 с.
28-18. Вопросы построения автоматизирован-
ных информационных систем управления развити-
ем электроэнергетических систем. Вып. П/Под
ред. Л. С. Беляева и А. Н. Зейлигера. — Иркутск
(СЭИ), 1975, — 161 См
Раздел 29
СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ
СОДЕРЖАНИЕ
29-1. Выбор схем ......
Общие положения (Б1). Норматив-
ные материалы (52). Выбор главных
схем (52). Выбор схем собственных
нужд (53)
29-2. Схемы КЭС .
Общие сведения (53). Схемы на ге-
нераторном напряжении (53). Схемы
на повышенных напряжениях (54)
29-3. Схемы ТЭЦ . . .
Особенности ТЭЦ (56). Выбор транс-
форматоров (66). Схемы на генера-
торном напряжении (59). Схемы и а
повышенных напряжениях (59)
29-4. Схемы АЭС .
29-5. Схемы ГЭС и ГАЭС . . .
51 29-6. Схемы подстанций v »
Общие сведения (61). Схемы на
высшем напряжении (61). Схемы иа
низшем напряжении (62)
29-7. Собственные нужды электростанций
53 и подстанций.....................
Общие сведения (65). Собственные
нужды КЭС (66). Собственные нуж-
ды ТЭЦ (68). Собственные иужды
56 АЭС (69). Собственные нужды ГЭС
и ГАЭС (73). Собственные нужды
подстанций (73)
29-8. Методы н средства ограничения то-
ков короткого замыкания
59 Список литературы
61
65
84
86
29-1. ВЫБОР СХЕМ
Общие положения
Выбор схемы электрических соедине-
ний является важным и ответственным
4*
этапом проектирования электростанций и
подстанций. Различают главные схемы и
схемы собственных нужд. От выбранной
схемы зависят надежность работы электро-
установки, ее экономичность, оперативная
52
Схемы электрических станций и подстанций
[Разд. 29
гибкость (т. е. приспособляемость к изме-
няющимся условиям работы) и удобство
эксплуатации, безопасность обслуживания,
возможность расширения.
На выбор схем электрических соеди-
нений электростанций н подстанций влия-
ет ряд факторов:
1) тип, назначение и месторасположе-
ние электростанции (подстанции) в энер-
госистеме;
2) число н мощность генераторов, си-
ловых трансформаторов н линий;
3) наличие н* мощность местной на-
грузки;
4) требуемая степень надежности
электроснабжения потребителей (катего-
рия электропрнемннков);
5) схемы и напряжения прилетающих
сетей энергосистемы;
6) уровень токов КЗ;
7) наличие оборудования нужных па-
раметров н надежность его работы;
8) размер ущерба при нарушении
электроснабжения и недоотпуске электро-
энергии потребителям, а также системного
ущерба из-за ухудшения режимов работы
энергетических систем прн отказе нх эле-
ментов.
Нормативные материалы
При проектировании электростанций
и подстанций следует руководствоваться
следующими нормативными материалами:
1) Правила устройства электроустано-
вок (ПУЭ);
2) Правила технической эксплуатации
электрических станций н сетей (ПТЭ);
3) Правила техники безопасности при
эксплуатации электроустановок электриче-
ских станций и подстанций (ПТБ);
4) Нормы технологического проекти-
рования (НТП) электрических станций и
подстанций [29-1 — 29-4];
5) Руководящие указания по проекти-
рованию контрольно-измерительной систе-
мы на электростанциях;
6) Руководящие указания и нормати-
вы по проектированию развития энергоси-
стем [29-5];
7) Руководящие указания по опреде-
лению устойчивости энергосистем;
8) Руководящие указания по расчету
коротких замыканий.
Выбор главных схем
Выбор главных схем электрических со-
единений электростанций н подстанций
производится на основании утвержденных
схемы развития энергосистемы и схемы
развития электрических сетей прилегающе-
го района на планируемое пятилетие с
перспективой на 5—10 лет.
В схеме развития энергосистемы ука-
зываются напряжения сетей, в которые вы-
дается электроэнергия электростанций,
графики нагрузки в рабочие н выходные
дни на каждом из напряжений (зимний,
летний, паводковый, число часов использо-
вания максимум?), предварительные дан-
ные о расчетных перетоках мощности меж-
ду сетями различных напряжений и рас-
пределении' генераторов по сетям; схема
сетей н число линий на каждом напряже-
нии; уровни токов КЗ в РУ повышенных на-
пряжений; требования к схеме электриче-
ских соединений с точки зрения устойчиво-
сти энергосистемы, предельно допустимая
по условию резерва в системе н пропуск-
ной способности внутрисистемных и межсн-
стёмных связей теряемая мощность при по-
вреждении любого выключателя схемы
(включая секционные н шиносоединитель-
ные).
Перечисленные данные указываются
для каждого из характерных этапов разви-
тия электростанций и энергосистемы.
В схеме развития электрических сетей
определяются: номинальные напряжения
сетей; район размещения подстанций; чис-
ло, мощность и номинальные напряжения
трансформаторов, а также пределы регу-
лирования напряжения; уровни напряже-
ний на шинах подстанции; уровни токов
КЗ; число, назначения и нагрузки отходя-
щих от подстанции линий; предваритель-
ная принципиальная схема электрических
соединений подстанций; необходимость в
источниках реактивной мощности, а также
их тнп, количество н мощность.
На электростанциях устанавливаются,
как правило, трехфазные двухобмоточные
трансформаторы, а также трех- и одно-
фазные автотрансформаторы. Для круп-
ных блоков допускается параллельное
включение под одни выключатель двух
трехфазных двухобмоточных трансформа-
торов. В схемах укрупненных блоков, ког-
да необходимо ограничить уровень токов
КЗ, используются трансформаторы с рас-
щепленной обмоткой низшего напряжения.
Автотрансформаторы, на электростанциях
устанавливаются для связи между РУ по-
вышенных напряжений или, что реже, при-
меняются в качестве блочных элементов.
Использование трехобмоточных трансфор-
маторов (промышленность в настоящее
время выпускает трансформаторы мощно-
стью до 80 МВ-А) обосновывается техни-
ко-экономическими расистами.
Мощность повышающих трансформа-
торов должна быть достаточной для выда-
чи всей избыточной мощности электростан-
ции в сети повышенных напряжений в ча-
сы минимума местной нагрузки (включая
выходные дни н ночные часы). Отступле-
ние от этого правила обосновывается тех-
ннко-экономическими расчетами. При вы-
боре трансформаторов связи ТЭЦ с энер-
госистемой должны учитываться требова-
ния обеспечения надежности питания на-
грузок генераторного напряжения и выда-
ча мощности по тепловому графику в не-
рабочие дни.
На подстанциях устанавливаются,
как правило, трехфазные двухобмоточные
н трехобмоточные трансформаторы или
автотрансформаторы.
§ 29-2]
Схемы КЭС
53
Прн проектировании схем электриче-
ских соединений электростанций опреде-
ляетси оптимальный вариант (в наиболь-
шей степени удовлетворяющий изложен-
ным выше требованиям).
В общем случае выбор схем произво-
дится на основе сравнения вариантов по
формуле полных приведенных затрат с
учетом вероятного ущерба (см. разд. 28).
Прн сравнении целесообразно учиты-
вать приведенные затраты только по раз-
личающимся элементам в вариантах схем.
Вероятный ущерб исчисляют по условному
недоотпуску электроэнергии потребителям
и условиям функционирования энергоси-
стемы, используя показатели надежности
элементов энергосистем и характеристики
удельных ущербов. При этом используются
соответствующие материалы Минэнерго
СССР.
Варианты схем, отличающиеся по при-
веденным затратам на 3—5%, считаются
равноэкономнчными.
Выбор схем собственных нужд
Схемы собственных нужд (с. н.) зави-
сят от типа, мощности и характеристик
электроустановки, ее главной схемы, соста-
ва и мощности механизмов с. и., требова-
ний и надежности электроснабжения. Прн
выборе схем с. н. руководствуются НТП
соответствующих электроустановок с уче-
том конкретных условий проектируемых
электростанций и подстанций. Оптималь-
ный вариант схемы определяется по мини-
муму приведенных затрат.
29-2. СХЕМЫ КЭС
Общие сведения
Конденсационные электростанции
(КЭС) исторически получили наименова-
ние государственных районных электриче-
ских станций (ГРЭС). Онн проектируются
с агрегатами мощностью 100, 150, 200,
300, 500, 800, 1200 МВт с номинальными
напряжениями 10,5—24 кВ. Основными се-
рийными агрегатами, используемыми на
большинстве сооружаемых и проектируе-
мых КЭС, являются агрегаты 300, 500 и
800 МВт. Установленная мощность типо-
вых электростанций составляет 2400—
6400 МВт. Ввод в работу таких электро-
станций возможен только в мощных энер-
госистемах.
Прн проектировании электрических
схем КЭС учитывается, что они всю выра-
батываемую энергию, за исключением соб-
ственных нужд, выдают в сеть повышенно-
го напряжения.
Схемы на генераторном напряжении
Схемы КЭС на генераторном напря-
жении строятся по блочному принципу с
питанием собственных нужд (с. н.) блока
от сети своего генераторного напряжения.
Параллельная работа блоков осуществля-
ется на повышенном напряжении. С учетом
наличия оборудования и ограничений, на-
лагаемых системой, блоки выполняются
простыми, укрупненными и объединен-
ными.
Рис. 29-1. Варианты блоков.
Варианты блоков приведены на рнс.
29-1, где а—е — простые блоки; ж, з—
укрупненные блоки; и — объединенный
блок- Количество выключателей на высшем
и среднем напряжении блока зависит от
принятой схемы РУ на этих напряжениях.
Установка выключателя между генератором
н двухобмоточиым трансформатором блока
должна иметь технико-экономическое обо-
снование.
Мощность трансформаторов (авто-
трансформаторов) блоков согласовывается
с мощностью генераторов так, чтобы обес-
печить выдачу всей установленной мощно-
сти генераторов за вычетом собственных
нужд в сеть повышенного напряжения.
Номинальная мощность автотрансфор-
маторов связи между сетями ВН и СН вы-
бирается по расчетной проходной мощно-
сти с учетом допустимых перегрузок авто-
трансформаторов.
54
Схемы электрических станций и подстанций
[Разд. 29
Блочные двухобмоточные трансформа-
торы принимаются без регулирования на-
пряжения под нагрузкой. У трехобмоточ-
ных трансформаторов и автотрансформа-
торов (как блочных, так и связи) преду-
сматриваются устройства регулирования
напряжения под нагрузкой на одном из
повышенных напряжений. Регулирование
напряжения на другом повышенном напря-
жении осуществляется при необходимости
с помощью линейного регулировочного
трансформатора.
При установке в блоках трехфазных
трансформаторов предусматривается один
резервный неприсоединенный трансформа-
тор иа восемь и более рабочих трансфор-
маторов. При установке в блоках групп
однофазных трансформаторов предусмат-
ривается один резервный неприсоединен-
ный однофазный трансформатор на девять
н более рабочих (на три и более рабочие
группы). В отдельных случаях, например
при одной группе автотрансформаторов
связи, допускается установка резервных
фаз (трансформаторов) и при меньшем
числе рабочих фаз. Резервные трансформа-
торы устанавливаются на фундаменте и
должны иметь возможность перекатки иа
место поврежденного трансформатора.
На КЭС должно быть, как правило, не
более двух РУ повышенных напряжений,
связанных между собой с помощью трех-
обмоточиых трансформаторов или авто-
трансформаторов, если мощность, отдавае-
мая на одном напряжении, составляет не
менее 15% мощности, отдаваемой на дру-
гом напряжении. Указанные трансформато-
ры (автотрансформаторы) могут включать-
ся как по схеме блока генератор — транс-
форматор (автотрансформатор), так и в
виде отдельных трансформаторов (авто-
трансформаторов) связи. Рекомендуется
рассматривать возможность отказа от ав-
тотрансформаторов связи, а также воз-
можность применения на КЭС двух РУ од-
ного напряжения с параллельной работой
этих РУ через районную сеть.
Схемы на повышенных напряжениях
В соответствии с действующими НТП
к схемам РУ 35—750 кВ КЭС предъявля-
ются следующие требования по надежно-
сти электроснабжения:
1. На электростанциях с агрегатами
300 МВт н выше повреждение или отказ
любого яз выключателей (за исключением
секционного или шиносоединительного) не
должен, как правило, приводить к отклю-
чевию более одного энергоблока и одной
или нескольких линий, если при этом обес-
печивается устойчивость энергосистемы
или ее части.
2. Повреждение или отказ секционно-
го или шиносоединительного выключателя,
а также совпадение отказа нли поврежде-
ния одного из выключателей с ремонтом
любого другого не должны приводить к
отключению более двух энергоблоков и ли-
ний, если при этом сохраняется устойчи-
вость энергосистемы или ее части. В от-
дельных случаях при специальном обосно-
вании допускается одновременная потеря
более двух блоков 300 МВт и ниже, если
это допустимо по условиям устойчивости
энергосистемы или ее части, не приводит
к полной остановке электростанции и не
нарушает нормальную работу остальных
блоков.
3. Повреждение нли отказ любого вы-
ключателя не должны, как правило, приво-
дить к отключению более одной цепи
(двух линий) двухцепного транзита ПО кВ
и выше.
4. Отключение линий электропередачи
должно, как правило, производиться не
более чем двумя выключателями; повыша-
ющих трансформаторов, трансформаторов
(автотрансформаторов) связи и трансфор-
маторов собственных нужд—не более чем
тремя выключателями РУ каждого повы-
шенного напряжения. При прочих равных
условиях предпочтение следует отдавать
схеме, в которой отключение отдельных це-
пей осуществляется меньшим числом вы-
ключателей.
5. Должна быть обеспечена возмож-
ность ремонта выключателей НО кВ и вы-
ше без отключения соответствующих при-
соединений.
6. При питании от данного РУ двух
пускорезервных трансформаторов собствен-
ных нужд блочных электростанций долж-
на быть исключена возможность потери
обоих трансформаторов в случае повреж-
дения или отказа любого выключателя, в
том числе секционного илн шиносоедини-
тельного.
При прочих равных условиях пред-
почтение должно отдаваться варианту бо-
лее простому и экономичному как по ко-
нечной схеме, так и по этапам ее развития,
требующему меньшего числа операций вы-
ключателями и разъединителями при ре-
жимных и ремонтных переключениях, а
также при отключении поврежденных уча-
стков в аварийных режимах. При выборе
схем рекомендуется проверять возмож-
ность присоединения одного или несколь-
ко блоков по схеме генератор — трансфор-
матор — линяя (ГТЛ) к шинам районных
подстанций с установкой генераторного
выключателя, а также с установкой или
без установки выключателя ВН.
В РУ с небольшим числом присоедине-
ний (до четырех) применяются следующие
схемы,- мостик; треугольник; четырехуголь-
ник. Допускаются присоединения к маги-
стральным линиям 220 кВ и выше (пря
наличии достаточных обоснований). Ком-
поновка РУ с указанными схемами дол-
жна предусматривать возможность перехо-
да на схемы полного развития.
Для РУ с большим числом присоедине-
ний рекомендуются следующие схемы.
При напряжениях 35—220 кВ: две си-
стемы шин с обходной — рис. 29-2, а—в,
одна секционированная система шин с об-
§ 29-2]
Схемы КЭС
55
Рис. 29-2. Схемы КЭС на
повышенных напряжениях.
ходной — рис. 29-2, г, блочные схемы гене-
ратор — трансформатор — линия (ГТЛ) —
рис. 29-2, д, е.
На напряжении 35 кВ обходная систе-
ма шнн не предусматривается.
В РУ с двумя системами сборных шин
с обходной шины не секционируются при
числе присоединений (линии, трансформа-
торы). менее 12, секционируется выключа-
телем на две части одна из систем шин
56
Схемы электрических станций и подстанций
[Разд. 29
при числе присоединений от 12 до 16, при
большем числе присоединений обе рабочие
системы шин секционируются выключате-
лями на две части.
Обходная система шин в РУ ПО—
220 кВ охватывает выключатели всех ли-
ний и трансформаторов. В схеме с одной
секционированной системой сборных шин
используются отдельные обходные выклю-
чатели на каждой секции шин. В схеме с
двумя системами сборных шии при отсут-
ствии секционирования используется от-
дельной обходной выключатель, а при на-
личии секционирования — совмещенные об-
ходной и шиносоединительный выключате-
ли на каждой секции. В закрытых РУ
(ЗРУ) допускается иметь отдельные шино-
соединительные и обходные выключатели,
если их совмещение конструктивно невоз-
можно.
На напряжениях 330—750 кВ приме-
няют:
блочные схемы (генератор — трансфор-
матор — линия — РУ понижающей подстан-
ции);
две системы шии с четырьмя выключа-
телями на три цепи (схема 4/3) (рис.
29-2, ас);
две системы шин с тремя выключате-
лями иа две цепи (схема 3/2) (рис. 29-2, з);
блочные схемы ГТЛ с уравнительно-
обходным многоугольником (рнс. 29-2, и);
схемы многоугольников с числом при-
соединений до шести (рис. 29-2, к);
схемы связанных многоугольников с
двумя связывающими перемычками с вы-
ключателями в них (рис. 29-2, л);
другие схемы — при надлежащем об-
основании.
29-3. СХЕМЫ ТЭЦ
Особенности ТЭЦ
При проектировании электрической
части ТЭЦ необходимо учитывать следую-
щие их особенности:
1. ТЭЦ сооружаются около или в чер-
те промышленных объектов и городов, воз-
можно ближе к тепловой нагрузке.
2. Большую или значительную часть
вырабатываемой электроэнергии ТЭЦ вы-
дают местной нагрузке (в радиусе до 5—
10 км) на генераторном напряжении. Ис-
ключение составляют ТЭЦ блочного типа
с крупными агрегатами.
Структурная схема ТЭЦ приведена иа
рнс. 29-3. На схеме показаны генераторы
Г, система С, РУ высшего и низшего на-
пряжений (РУ ВН, РУ ЯН), нагрузка ИГ,
потребители собственных иужд СН, коглы
Л, турбины Т, питательная вода ПВ. Блоч-
ная часть схемы (показана пунктиром) по-
является на действующих ТЭЦ при их
расширении крупными агрегатами по 100—
250 МВт. Блочная схема принимается так-
же -при проектировании новых мощных
ТЭЦ с крупными агрегатами.
С учетом необходимости питания ме-
стной нагрузки геиераториое напряжение
ТЭЦ с поперечными связями по пару при-
нимается равным 10 или 6 кВ. В блочной
части генераторное напряжение определя-
ется параметрами устанавливаемых серий-
ных генераторов.
Рис. 29-3. Структурная схема ТЭЦ.
Схемы ТЭЦ проектируются в увязке
со схемами электроснабжения соответству-
ющих промышленных предприятий нли го-
родов и схемами распределительных сетей.
Отказ любого из выключателей схемы не
должен приводить к нарушению устойчи-
вости работы энергосистемы, к нарушению
электро- н теплоснабжения потребителей
ТЭЦ.
Выбор трансформаторов
Для связи ТЭЦ, имеющих РУ НН, с
энергосистемой обычно устанавливаются
два или большее число трансформаторов.
Суммарная мощность трансформаторов вы-
бирается по условию
ST « |SryCT Sc,Hmax —farmin |,
где Sr,y« — установленная мощность гене-
раторов; Sc.emax — максимальная нагруз-
ка собственных нужд; SHrm<n — минималь-
ная по суточному графику нагрузка потре-
бителей генераторного напряжения:
Sgr = Рцг1 jQiw
При выборе мощности трансформаторов
учитывается следующее:
а) если мощность на тепловом потреб-
лении меньше установленной мощности ге-
нераторов и выдача всей мощности ТЭЦ
в систему при минимуме нагрузки генера-
торного напряжения требуется только при
кратковременных режимах в системе, то
при выборе трансформаторов может быть
учтена их допустимая перегрузка;
б) трансформаторы должны быть про-
Рис. 29-4. Схемы ТЭЦ на генераторном напряжении.
10000/35
10,5/8, ЗкВ
58
Схемы электрических станций и подстанций
[Разд 29
Рнс. 29-4. Продолжение.
версии на режим питания нагрузки гене-
раторного напряжения как в нормальном
режиме, так и при отказе одного из гене-
раторов. Мощность трансформаторов вы-
бирается с учетом их нагрузочной способ-
ности в нормальном режиме и работы с
допустимой аварийной перегрузкой прн
отказе одного из генераторов или транс-
форматоров;
в) в период паводка возможно сниже-
ние загрузки генераторов ТЭЦ за счет
большей загрузки агрегатов ГЭС.
§ 29-5]
Схемы ГЭС и ГАЭС
59
Блочные трансформаторы выбираются с
учетом мощности генератора блока, на-
грузки собственных нужд и местной на-
грузки, если она подключена на ответвле-
нии к блоку.
Схемы на генераторном напряжении
Распределительные устройства генера-
торного напряжения (ГРУ) выполняются,
как правило, с одной системой сборных
шии (рис. 29-4,а), при этом рекомендует-
ся использовать КРУ и групповые сдвоен-
ные реакторы для питания потребителей
(рис. 29-4, б, в). Ранее при проектирова-
нии ТЭЦ, особенно при большом числе
присоединений генераторного напряжения,
широко использовали схему с двумя си-
стемами сборных шин (рис. 29-4. г, <Э). В от-
дельных случаях была использована так-
же схема звезды с уравнительной системой
шин (рис. 29-4, е).
Трансформаторы связи ТЭЦ с систе-
мой принимаются с регулированием напря-
жения под нагрузкой (с РПН). Для огра-
ничения токов короткого замыкания в сети
генераторного напряжения рекомендуется
использовать сдвоенные реакторы.
На реактированных линиях должна,-
как правило, применяться следующая схе-
ма соединения элементов: шины — реак-
тор — выключатель — линия. Схема ши-
ны — выключатель — реактор — линия до-
пускается к применению при расширении
действующих ТЭЦ, ранее выполненных с
такой же схемой.
При необходимости глубокого ограни-
чения уровней токов КЗ допускается раз-
дельная работа секций ГРУ с обеспечени-
ем параллельной работы агрегатов ТЭЦ
на повышенном напряжении, при этом, од-
нако, должно быть обеспечено надежное
питание потребителей ТЭЦ.
Блочная часть ТЭЦ выполняется ана-
логично схемам КЭС (рис. 29-4, в).
Схемы на повышенных напряжениях
На повышенных напряжениях ТЭЦ ре-
комендуются к использованию те же схе-
мы, что и для КЭС (см. § 29-2) с соответ-
ствующими номинальными напряжениями
сетей. С учетом единичных мошностей ис-
пользуемых агрегатов высшее напряжение
ТЭЦ обычно принимается равным 110 или,
220 кВ.
29-4. СХЕМЫ АЭС
Атомные электростанпии (АЭС) могут
быть как конденсационными (АКЭС).так
и теплофикационными (АТЭЦ). В настоя-
щее время преимущественно сооружаются
АКЭС.
К схемам АЭС предъявляются те же
общие требования, что н к схемам КЭС
и ТЭЦ (см. § 29-2, 29-3). Повышенные
требования предъявляются к надежности
работы системы собственных нужд, а так-
же систем контроля и управления техно-
логическим процессом, безопасности обслу-
живания.
Схемы АЭС строятся по блочному
принципу. Мбжду генератором и транс-
форматором блока устанавливается вы-
ключатель. Отказ от его установки должен
иметь обоснования. В целях повышения
надежности работы системы с. н. и блока
в целом между генератором и трансфор-
матором блока возможна установка двух
последовательно включенных выключате-
лей с ответвлением между ними к транс-
форматору с. н. блока.
Мощность блочных трансформаторов
согласуется с мощностью генератора бло-
ка. На шесть блочных трехфазных транс-
форматоров предусматривается один ре-
зервный неприсоединенный, заказываемый
одновременно с оборудованием второго
блока. При установке на АЭС групп од-
нофазных блочных трансформаторов пре-
дусматривается резервная фаза, заказы-
ваемая одновременно с оборудованием
первого блока. При установке на АЭС од-
ной группы однофазных автотрансформа-
торов связи предусматривается резервная
фаза, при двух группах резервная фаза не
предусматривается.
Для высших напряжений АЭС реко-
мендуются те же схемы, что и для КЭС
(см. § 29-2).
29-5. СХЕМЫ ГЭС И ГАЭС
Гидроэлектростанции (ГЭС) по усло-
виям технологического процесса, режиму
работы в энергосистеме, параметрам обо-
рудования, компоновочным решениям и
другим параметрам существенно отличают-
ся от тепловых электростанций.
При проектировании электрической ча-
сти ГЭС учитываются следующие их осо-
бенности:
1) вся вырабатываемая электроэнер-
гия обычно (на ГЭС средней и большой
мощности) выдается в сеть повышенного
напряжения;
2) простой технологический процесс с
высокой степенью автоматизации работы
оборудования;
3) высокая маневренность — разворот,
синхронизация и набор нагрузки требуют
1—5 мин; при необходимости автоматиче-
ский ввод в работу отключившихся по той
или иной причине исправных агрегатов мо-
жет быть осуществлен за 10—30 с.
Электрические схемы ГЭС строятся,
как правило, по блочному принципу. Учи-
тывая режим работы ГЭС в системе, ма-
невренность агрегатов и необходимость
уменьшения капиталовложений, помимо
одиночных блоков широко применяют ук-
рупненные блоки с подключением несколь-
ких генераторов к одному повышающему
трансформатору (простому или с расщеп-
ленными обмотками), а также объединен-
ные блоки (см. § 29-2). В укрупненных и
объединенных блоках в цепях генераторов
60
Схемы электрических станций и подстанций
[Разд. 29
устанавливаются выключатели или выклю-
чатели нагрузки. В отдельных случаях при
обеспечении условий групповой синхрони-
зации возможна установка только разъ-
единителей. На генераторном напряжении
блоков выполняются ответвления для пи-
тания собственных нужд.
Выключатели или выключатели на-
грузки устанавливаются в цепях генерато-
ров в следующих случаях:
при подключении генераторов к авто-
трансформаторам или трехобмоточным
трансформаторам;
при подключении блоков к РУ на сто-
роне высшего напряжения через два вы-
ключателя, когда отключение блока изме-
няет схему подключения других присоеди-
нений (схема 3/2, 4/3, многоугольники
и др.);
в укрупненных и объединенных блоках,
когда это диктуется режимными условия-
ми или условиями пуска, останова и син-
хронизации генераторов. Отказ от установ-
ки указанных аппаратов в этих блоках
должен быть обоснован.
К схемам ГЭС на повышенных напря-
жениях предъявляются практически те же
требования, что и к схемам КЭС (см.
§ 29-2).
Главные схемы ГЭС проектируются на
основании следующих работ: «Схема раз-
вития объединенной энергосистемы» и
«Схема присоединения проектируемой ГЭС
к энергосистеме».
Согласно НТП ГЭС [29-3] схема дол-
жна предусматривать отключение линий
электропередачи с одного конца, как пра-
вило, не более чем двумя выключателями,
отключение блока — не более чем тремя
выключателями РУ повышенного напряже-
ния, отключение трансформаторов (авто-
трансформаторов) связи РУ различных на-
пряжений — не более чем четырьмя вы-
ключателями в РУ одного напряжения, но
не более чем шестью выключателями в РУ
двух повышенных напряжений.
Должна быть предусмотрена возмож-
ность вывода в ремонт выключателей по-
вышенных напряжений без отключения со-
ответствующих присоединений. Исключение
из этого правила допускается только для
ГЭС местного значения с высшим напря-
жением 110 кВ при стесненных условиях
размещения ОРУ вблизи здания ГЭС.
Отказ любого выключателя, даже в
период ремонта любого другого выключа-
теля, не должен приводить к потере тако-
го числа блоков и линий электропередачи,
которое может вызвать нарушение устой-
чивости параллельной работы или нару-
шение системных и межсистемных перето-
ков. Отказ любого выключателя ие дол-
жен приводить к отключению двух линий
одного направления двухцепного транзита.
Для РУ 110 кВ и выше НТП ГЭС ре-
комендуют следующие сх&мы:
на напряжениях НО—220 кВ: мостик:
сдвденный мостик (см. § 29-6) ; одна сек-
ционированная система шин с обходной;
две иесекционированные системы шин с
обходной; две секционированные системы
шин с обходной; ответвления от проходя-
щих линий электропередачи;
на напряжениях 220—-500 кВ: тре-
угольник; четырехугольник; связанные че-
тырехугольники; ГТЛ (с одним или не-
сколькими блоками, подсоединенными к
одной линии); ГТЛ с уравнительной си-
стемой шин;
на напряжениях 330—500 кВ: две сек-
ционированные или иесекционированные
системы шин с тремя выключателями на
две цепи (схема 3/2); две секционирован-
ные или иесекционированные системы шин
с четырьмя выключателями на три цепи
(схема 4/3); схемы 3/2 и 4/3 (с секциони-
рованными или несекционнрованными ши-
нами) с подклйэчением линий через два
выключателя, а блоков к сборным ши-
нам — через выключатель, выключатель на-
грузки или через разъединитель (схема
трансформатор — шины). Последнее под-
ключение допускается при наличии в бло-
ках генераторных выключателей.
Кроме перечисленных схем на ГЭС в
зависимости от конкретных условий могут
использоваться и другие схемы при надле-
жащем технико-экономическом обоснова-
нии. При технико-экономическом анализе
схем должны быть учтены оперативные и
ремонтные свойства схем, надежность
электроснабжения, количество потребной
аппаратуры, стоимость РУ, удобство деле-
ния схемы противоаварийиой автоматикой,
количество операций с разъединителями,
потери электроэнергии в трансформаторах,
в том числе на холостом ходу, и другие
существенные свойства схем.
Г идроаккумулирующие электрические
станции (ГАЭС) сооружаются по возмож-
ности вблизи мощных узлов нагрузки
энергосистем, с которыми они соединяют-
ся относительно короткими линиями 220—
750 кВ. Оправдано сооружение ГАЭС
вблизи мощных АЭС и КЭС, работающих
в базисном режиме.
Главные схемы ГАЭС строятся по
блочному принципу. Применяют простые,
укрупненные и объединенные блоки. Тип
блока зависит от мощности генераторов,
типа гидроагрегатов (двухмашинный,
трехмашинный или четырехмашинный аг-
регат), способа пуска в насосном режиме
(прямой асинхронный, асинхронный при
пониженном напряжении, частотный, с по-
мощью вспомогательного разворотного
асинхронного электродвигателя). При на-
порах до 500 м в зарубежной практике
получили распространение двухмашинные
обратимые агрегаты, требующие измене-
ния направления вращения вала агрегата
при переходе от турбинного режима к на-
сосному и наоборот. При больших напо-
рах используются трёхмашинные агрегаты
с неизменным направлением вращения в
турбинном и насосном режимах.
В цепях генераторов устанавливаются
выключатели или выключатели нагрузки,
§ 29-6]
Схемы подстанций
61
которыми производятся операции включе-
ния и' отключения агрегатов. На ГАЭС с
двухмашинными обратимыми агрегатами
в цепях генераторов для изменения на-
правления вращения устанавливаются ли-
бо два реверсивных разъединителя и вы-
ключатель, либо два реверсивных выклю-
чателя, либо реверсивный пятиполюсный
выключатель.
На высшем напряжении ГАЭС исполь-
зуются наиболее простые схемы, рекомен-
дованные для ГЭС.
29-6. СХЕМЫ ПОДСТАНЦИЙ
Общие сведения
Главные схемы подстанций выбирают-
ся на основании схемы развития энергоси-
стемы йлн схемы электроснабжения
района.
На подстанциях 35—750 кВ обычно
устанавливаются один или два трансфор-
матора (автотрансформатора). Выбор чис-
ла и мощности трансформаторов произ-
водится с учетом требований к надежно-
сти электроснабжения, характера графиков
нагрузки и допустимых систематических н
аварийных перегрузок трансформаторов по
ГОСТ 14209-69.
При постепенном росте нагрузки до-
пускается установка одного трансформа-
тора на начальный период эксплуатации,
если обеспечивается резервирование пита-
ния потребителей по сетям среднего и низ-
шего напряжений. Аппараты и проводники
(ошиновка) в цепях трансформаторов под-
станций с учетом перспективы должны
быть, как правило, рассчитаны по номи-
нальному току, току перегрузки и току КЗ
на установку более мощных трансформато-
ров следующей по стандартной шкале но-
минальной мощности.
Выбор аппаратов и проводников под-
станций производится с учетом нагрузочной
способности основного оборудования
(трансформаторы, реакторы, синхронные
компенсаторы).
Установка одного трансформатора на
подстанции допускается, если обеспечива-
ется требуемая степень надежности элек-
троснабжения потребителей.
Устанавливаются трансформаторы и
автотрансформаторы со встроенным регу-
лированием напряжения под нагрузкой.
Дополнительная установка линейных регу-
лировочных трансформаторов для незави-
симого регулирования напряжения в раз-
личных сетях требует обоснований. При
этом учитываются характер нагрузки по-
требителей, требования к качеству элект-
роэнергии й параметры трансформаторов
(автотрансформаторов). Отключение линий
должно производиться не более чем дву-
мя выключателями, трансформаторов до
500 кВ — не более чем четырьмя, а транс-
форматоров 750 кВ — не более чем тре-
мя выключателями в РУ одного напря-
жения.
Схемы на высшем напряжении
Подстанции делятся на тупиковые (кон-
цевые), ответвительные, проходные и узло-
вые. В соответствии с НТП подстанций 35—
750 кВ разработаны типовые схемы, поз-
воляющие максимально унифицировать
проектные решения. Перечень схем и об-
'ласть их применения даны в табл. 29-1, а
изображение — на рис. 29-5. Схемы под-
станций обозначаются двумя цифрами,
указывающими напряжение сети и номер
схемы (например 35—1, НО—6 и т. п.).
Т а б л иц а 29-1
№ схемы Наименование схемы Рису- нок 29-5 Область применения схем в сетях различ- ного напряжения, кВ
35 по 220 330 500 750
1 Блок (линия — трансформатор) с разъединителем а + + + + —
2 Блок (линия — трансформатор) с пре- дохранителем б + — — — —
3 Блок (линия ~ трансформатор) с от- делителем в + + 4- — — —
4 Два блока с отделителями и неавто- матической перемычкой со стороны линий г + 4- + — —
5 Мостик с выключателем в перемычке н отделителями в цепях трансформато- ров д +♦ + + * —
6 Сдвоенный мостик с отделителями в цепях трансформаторов е — + — —
62
Схемы электрических станций и подстанций
[Разд. 29
Продолжение
№ схемы Наименование схемы Рису- нок 29-5 Область применения схем в сетях различ- ного напряжения, кВ
35 110 220 330 500 75₽
7 Четырехугольник ж — — 4- 4- 4- 4-
8 Расширенный четырехугольник 3 — — 4- + — —
9 Одна секционированная система шин (до 10 присоединений) и + — — —
10 Одна секционированная система шин с обходной с отделителями в цепях трансформаторов и совмещенными сек- ционным и обходным выключателями (до шести присоединений) к — 4- — — —
и Одна секционированная система шнн с обходной с совмещенными секцион- ным и обходным выключателями Л — + 4“ — — —
12 Одна секционированная система шии с обходной с отдельными секционным н обходным выключателями — + + — —
13 Две иесекционнрованные системы шнн с обходной (от 7 до 15 присоеди- нений) н + 4“ — —
14 Две секционированные системы шнн с обходной (более 15 присоединений) 0 — 4- 4“ — — —
15 Трансформаторы — шины с присоеди- нением линий через два выключателя (до четырех линий 330—500 кВ и трех при 750 кВ) п — — — + 4“ +
16 Трансформаторы — шины с полутор- ным присоединением линий (до шести линий) D — — + + +
17 Полуторная схема (восемь и более присоединений) С — — — 4- + +
* Ремонтная перемычка не предусматривается.
Примечание. Для РУ 150 кВ рекомендуются те же схемы, что и для РУ 110 кВ.
Схемы на низшем напряжении
На низшем напряжении 6—10 кВ под-
станций применяется одиночная секциони-
рованная система шин с раздельной рабо-
той секций. При необходимости глубокого
ограничения уровня токов КЗ применяют-
ся трансформаторы с расщепленной об-
моткой, а также простые и сдвоенные
групповые реакторы в цепи трансформато-
ров. Отходящие линии, как правило, не
реактнруются. На подстанциях секционные
реакторы малоэффективны и поэтому не
применяются. Допустимый уровень токов
КЗ зависит от параметров электрообору-
дования и параметров распределительной
кабельной сети. Снижение уровня токов
КЗ электрически отдаляет потребителей
от источников энергии и при прочих рав-
ных условиях ухудшает условия работы
комплексной нагрузки при переходных
процессах.
При наличии на подстанции синхрон-
ных компенсаторов (СК) последние вклю-
чаются непосредственно после трансформа-
торов. Пуск СК в зависимости от мощно-
сти — прямой или реакторный. Батареи
конденсаторов (БК) обычно включаются
непосредственно на секции РУ НН. Ли-
нейные регулировочные трансформаторы
включаются между трансформатором (ав-
тотрансформатором) и реактором.
Типовые схемы подстанций на низшем
напряжении приведены на рис. 29-6. Во-
прос об установке синхронных компенса-
торов, батарей конденсаторов или линей-
ных регулировочных трансформаторов ре-
шается на основании технико-экономиче-
ских расчетов с учетом требований к ка-
честву электроэнергии у потребителей,
§ 29-6]
Схемы подстанций
63
Рис. 29-5. Типовые схемы подстанций на повышенных напряжениях.
Примечания: 1. Вместо двухобмоточных трансформаторов в схемах отдельных иапряже-
иий могут использоваться трехобмоточные трансформаторы, автотрансформаторы и трансформа-
торы с расщепленной обмоткой низшего напряжения.
2. В схеме д на напряжение 35 кВ ремонтная перемычка не предусматривается.
3. В схеме в на напряжение 35 кВ разъединитель не предусматривается.
64
Схемы электрических станций и подстанций
[Разд. 29
§ 29-7]
Собственные нужды электростанций и подстанций
65
уровней напряжения иа стороне высшего
напряжения подстанции в различных ре-
жимах, уровня токов КЗ, надежности ра-
боты оборудования и т. п.
29-7. СОБСТВЕННЫЕ НУЖДЫ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ
Общие сведения
Установка собственных нужд (с. н.) —
важный элемент электростанций и под-
станций. Повреждения в системе с. н. элек-
тростанций неоднократно приводили к на-
рушению работы электростанций в целом
и развитию аварий в энергосистемах.
Состав электроприемников с. н., по-
требляемая ими мощность и энергия зави-
сят от типа электростанции (подстанции),
вида топлива, мощности агрегатов и т. п.
В табл. 29-2 приведены ориентиро-
вочные максимальные нагрузки с. н. по от-
ношению к установленной мощности элек-
тростанций, расход энергии на с. н. в про-
центах годовой выработанной энергии и
установленная мощность с. н. подстанций.
Таблица 29-2
Максимальные нагрузки и расход электроэнергии
установок собственных нужд
Тип электроустановки р с.н max р усг О/ /0 W О •5 я
ТЭЦ: пылеуголь- 8—14 8—13
ная газом азут- 5—7 6—10
ная КЭС: пылеуголь- 6-8 4—7
ная газом азут- 3—5 3—6
ная АЭС: с газовым 5—14 3—12
теплоносц^ телем с водным 5-8 5—9
теплоноси- телем ГЭС: малой и 3—2 2—1.5
средней мощ- ности большой 1—0,5 0,5—0,2
мощности Подстанция: тупиковая 50—200 кВт
узловая 200—500 кВт —
При проектировании необходимо зиать
состав электроприемннков с. и., их мощ-
ность и категорию.
Электроприемники с. н. делятся На от-
ветственные и неответственные. К ответ-
ственным относят электроприемники, вы-
ход из строя которых может привести к
5—792
нарушению нормальной работы или ава-
рии на электростанции или подстанции.
Такие электроприемники требуют надеж-
ного питания.
Основным приводом механизмов с. н.
являются асинхронные двигатели раз-
личных исполнений с прямым пуском.
Для тихоходных механизмов (ша-
ровые мельницы), а также для очень мощ-
ных механизмов находят применение син-
хронные двигатели. Для механизмов, тре-
бующих регулирования частоты вращения
в широких пределах, применяют двигатели
постоянного тока и асинхронные двигате-
ли с тиристорным преобразователем в це-
пи статора.
На электростанциях обычно имеются
два напряжения с. и.: высшее (6 или
10 кВ) и низшее 0,4 кВ. Может использо-
ваться также напряжение 660 В.
На КЭС, ТЭЦ, а также на АЭС на-
пряжение с. н., как правило, принимается
равным 6 кВ. На расширяемых электро-
станциях, уже имеющих напряжение 3 кВ,
а также на электростанциях средней мощ-
ности с генераторным напряжением 10 кВ
может быть принято напряжение 3 кВ. На
КЭС и АЭС с мощными агрегатами и со-
ответственно крупными механизмами с. н.
оправдано (при наличии оборудования)
применение напряжения 10 кВ.
На ГЭС основные механизмы питаются
от сети 0,4 кВ, а отдельные крупные ме-
ханизмы — от сети 6 или 10 кВ.
На подстанциях напряжение с. н.
0,4 кВ.
При выборе напряжения с. н. следует
иметь в виду, что электродвигателе с
меньшим номинальным напряжением име-
ют несколько лучшие технико-экономиче-
ские показатели, чем двигатели той же
мощности на более высокое напряжение.
С другой стороны, более высокое напряже-
ние с. н. уменьшает номинальные токи це-
пей, облегчает кабели, уменьшает, при
прочих равных условиях, токи КЗ в. систе-
ме с. н.‘ и облегчает условия самозапуска
механизмов.
В системе с. и. на всех напряжениях
применяется одиночная секционированная
система сборных шии, причем рабочее пи-
тание электроприемников одного элемента
(котел, гидроагрегат) производится на на-
пряжениях 6—10 кВ и 0,4 кВ по блочной
схеме от одного первичного источника, а
резервное — от другого.
Предельная мощность трансформато-
ров с. н. 6—10/0,4 кВ принимается равной
1000 кВ-А при напряжении КЗ равном
8%- При меньшей мощности трансформа-
торов принимаются сниженные напряже-
ния КЗ 4,5—5,5%- В цепях двигателей и
питающих линий сборок 0,4 кВ устанав-
ливаются автоматы. Установка предохра-
нителей допускается только в цепях осве-
щения, сварки и неответственных двигате-
лей, не связанных с основным технологи-
ческим процессом (мастерские, лаборато-
рия и т. п.).
66
Схемы электрических станций и подстанций
[Разд. 29
Собственные нужды КЭС
Потребители с-н, делятся на блочные
н общестанционные. Блочная нагрузка пи-
тается от трансформаторов с. н. блоков,
общестанцнонная по возможности равно-
мерно распределяется между блоками (на
первой стадии строительства КЭС обвде-
стаиционную нагрузку питают либо от сек-
ций собственных нужд 1-го и 2-го блоков,
либо от местной сетц 6—35 кВ, имеющейся
в районе строительной площадки).
Собственные нужды блоков 6 кВ по-
лучают питание от блочных трансформато-
ров с. и., подключаемых на ответвлении
между генератором и силовым трансфор-
матором (автотрансформатором). Каждый
блок мощностью 160 МВт и выше имеет
две секции с. н. 6 кВ. Блоки до 120 МВт
включительно имеют по одной секции на
котел, необходимость двух секций должна
быть обоснована. Резервирование питания
секций осуществляется автоматически от
спаренных резервных магистралей 6 кВ,
получающих питание от резервных транс-
форматоров. Резервные магистрали сек-
ционируются выключателями через два-
три блока н имеют выключатели на вводе
от резервных трансформаторов. Согласно
действующим НТП число резервных транс-
форматоров 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, гене-
раторного напряжения, не подключен к ис-
точнику, но готов к транспортировке и
включению в работу) — пря числе блоков
семь и более.
В схемах, где блоки имеют генератор-
ные выключатели, принимается: один ре-
зервный трансформатор, присоединенный к
источнику питания — при числе блоков
один или два; один присоединенный и
один неприсоединенный трансформатор ге-
нераторного напряжения — при числе бло-
ков три и более. На каждый блок преду-
сматриваются две секции с. н. 0,4 кВ.
Каждая секция 0,4 кВ имеет рабочее и
резервное питание; последнее включается
автоматически. Рабочее питание секций
0,4 кВ блока осуществляется от сек-
ций 6 кВ своего блока через трансформато-
ры 6/0,4 кВ, резервное — от секций 6 кВ од-
ного из других блоков.
Применяются две принципиально раз-
личные схемы питания и резервирования
потребителей с. и. в зависимости от нали-
чия в блоке генераторного выключателя.
В схеме рис. 29-7, а две секции каждого
блока питаются от блочного трансформа-
тора с. н., присоединенного к ответвлению
от выводов генератора. Резервирование
питания осуществляется от резервных ма-
гистралей 6 кВ, питающихся от пускоре-
зервных трансформаторов собственных
нужд ПРТ. Мощность рабочего трансфор-
матора с. н. выбирается по мощности
блочной нагрузки с учетом доли обще-
станционной нагрузки, подключенной к
секциям блока. Если общестанциоиная на-
грузка в основном подключена к сек-
циям с. н. первых двух блоков, то их
рабочие трансформаторы с. н. могут быть
большей мощности, чем рабочие трансфор-
маторы с. н. других блоков. Рабочие транс-
форматоры с. н. в данной схеме не могут
обеспечить питание с. н. блока при пуске и
остановке. Последние функции передаются
на специальные пускорезервные трансфор-
маторы с. н., каждый из которых должен
обеспечить замену рабочего трансформато-
ра с. н. одного блока и одновременный
пуск или аварийную остановку второго
блока. На КЭС с блоками, имеющими пус-
корезервные питательные насосы с элек-
троприводом, принимаютси следующие
расчетные условия прн выборе резервных
трансформаторов с- н.: а) замена рабочего
трансформатора с. н. блока, работающего
со 100%-ной нагрузкой (при работе блока
на турбопитательном насосе), с одновре-
менным пуском второго блока; б) замена
рабочего трансформатора с. н. блока (при
работе на электропитательном насосе) с
одновременным пуском второго блока или
одного котла при дубль-блоке.
Резервные трансформаторы подключа-
ются к сети более низкого из повышенных
напряжений КЭС, к третичным обмоткам
автотрансформаторов связи или к другим
независимым источникам питания. Они
могут также подключаться на ответвлении
к блокам, имеющим генераторные выклю-
чатели (рис. 29-7,6).
Резервный трансформатор с. н. должен
обеспечивать самозапуск электродвигате-
лей ответственных механизмов с- н. (допу-
стимо отключение неответственных меха-
низмов) при расчетном времени перерыва
питании 2,5 с, определяемом временем дей-
'ствия релейных защит, временем отключе-
ния выключателей, временем действия си-
стемы автоматического включения резерва
(АВР) и взаимодействия электрических и
технологических защит и блокировок.
На электростанциях всех типов дол-
жен быть обеспечен самозапуск механиз-
мов с. и. без мероприятий по ступенчатому
включению электродвигателей. Мощность
ПРТ практически выбирается на ступень
выше мощности рабочих трансформаторов
с. н.
Мощность трансформаторов с. и. со-
гласуется с допустимым уровнем токов
короткого замыкания в сети 6 кВ по от-
ключающей способности выключателей и
параметрам кабелей. Ток короткого замы-
кания следует определять с учетом тока
подпитки от Электродвигателей.
В схеме рис. 29-7, в в цепях генерато-
ров установлены выключатели, а рабочие
трансформаторы с. н. присоединены к от-
ветвлению между выключателем и транс-
форматором блока. Здесь рабочие транс-
форматоры с. н. могут обеспечить пуск и
остановку своего блока. Мощность рабо-
чих трансформаторов с. н. выбирается по
§ 29-7]
Собственные нужды электростанций и подстанций
67
Рис. 29-7. Схемы собственных нужд 6 кВ КЭС.
а — без генераторных выключателей блоков; б — частично с генераторными выключателями блоков;
в — с генераторными выключателями блоков.
мощности блочной и общестанционной
нагрузок своих секций. Мощность резерв-
ных трансформаторов принимается равной
мощности рабочих трансформаторов с. и.
Вариант схемы питания с. н. по рис.
29-7, в обладает определенными техноло-
гическими преимуществами по сравнению
с вариантом схемы по рис. 29-7, а. Весьма
высокие требования предъявляются к схе-
ме с. и. 0,4 кВ. Принципиальная схема с. в.
0,4 кВ блока 300 МВт приведена на рис.
29-8. Разъединители и рубильники цепей
присоединений в схеме не показаны. На
блочных электростанциях система резерви-
рования питания секций 0,4 кВ должна
обеспечивать запуск электродвигателей
0,4 кВ ответственных механизмов, а также
питание средств пожаротушения и освеще-
ния в случае потери электроснабжения с. н.
6—10 кВ резервируемых блоков. •
68
Схемы электрических станций и подстанций
[Разд. 29
Рнс. 29-8. Схема с. н. 0.4 кВ КЭС с блоками 300 МВт.
Собственные нужды ТЭЦ,
Распределительные устройства с. н.
6—10 кВ принимаются с одной системой
сборных шин с числом секций, равным
числу котлов. На ТЭЦ смешанного типа
с неблочной (с поперечными связями по
пару) и блочной частями число секций в
первой части принимается равным числу
котлов, а во второй части —Лак же, как
на КЭС, т. е. одна-две секции на блок в
зависимости от мощности блока.
Рабочее питание с. н. неблочной части
осуществляется от сборных шин генера-
торного напряжения, а блочной части —
ответвлениями от соответствующих бло-
ков. Не рекомендуется питание собствен-
ных нужд осуществлять ответвлениями от
блоков с турбинами типа Р с противодав-
лением. Резервирование питания с. н. про-
изводится от шин генераторного напря-
жения.
Число резервных трансформаторов или
линий (на ТЭЦ с напряжением с. н., рав-
ным генераторному напряжению) на элек-
тростанциях с поперечными связями при-
нимается по одному на каждые шесть ра-
бочих трансформаторов с. н. или линий.
При этом к одной секции шин генератор-
ного напряжения (ГРУ) не должно при-
соединяться более двух рабочих трансфор-
маторов с. н. Рабочие н резервные источ-
ники (трансформатор, линия) присоединя-
ются к. разным секциям ГРУ. При двух
системах сборных шин в ГРУ резервный ис-
точник вместе с трансформатором связи
может быть подключен к резервной си-
стеме шин, а в случае одной системы сбор-
ных шин в уРУ — к ответвлению от
трансформатора связи. Рабочие транс-
форматоры с. н. должны обеспечивать без
перегрузки питание всех потребителей1 со-
ответствующих секций.
Мощность резервных источников пита-
ния с. н. выбирается с учетом следующего:
1.. При питании рабочих и резервных
источников от шин ГРУ и подключении к
секции ГРУ одного рабочего источника
мощность резервного источника принима-
ется не менее мощности наиболее крупного
рабочего источника.
2. При питании рабочих и резервных
источников от шин ГРУ и подключении к
секции ГРУ двух рабочих источников мощ-
§ 29-7]
Собственные нужды электростанций и подстанций
69
ность резервного источника должна быть на
50% выше мощности наиболее крупного ра-
бочего источника.
3. При питании рабочих источников от-
ветвлениями от блоков без генераторных вы-
ключателей мощность резервного источника
должна быть достаточной для замены наи-
более крупного рабочего источника и одно-
временного пуска одного котла или тур-
бины.
4. При питании рабочих источников от
блоков, имеющих выключатели генераторно-
го напряжения, мощность резервного источ-
ника должна быть равна мощности рабочего
источника.
Для каждого котла (или турбины, ес-
ли число турбин превышает число котлов)
предусматривается секция РУ 0,4 кВ глав-
ного корпуса. Необходимость двух секций .
на котел должна быть обоснована. При
блочной тепловой схеме должно, быть не ме-
нее двух секций 0,4 кВ на блок в главном
корпусе. Общестанционная нагрузка по
возможности равномерно распределяется
между секциями РУ 0,4 кВ. Допускается
иметь в главном корпусе отдельные обще-
станционные секции 0,4 кВ; при этом число
секций должно быть не менее двух.
Резервные источники питания РУ 0,4 кВ
должны обеспечивать самозапуск ответст-
венных механизмов, от работы которых за-
висит сохранность в работе основного обо-
рудования, а также обеспечивать надеж-
ным питанием системы пожаротушения и ос-
вещения в случае потери Питания с. н.
6—10 кВ. Часть секций 0,4 кВ блоков сек-
ционируется автоматами на две полусекции,
к одной из которых подключаются ответст-
венные потребители. При длительном ис-
чезновении напряжения 0,4 кВ защита ми-
нимального напряжения отключает секцию
с неответственными потребителями, а секция
с ответственными потребителями автомати-
чески подключается к резервному источнику.
На каждые шесть рабочих трансформато-
ров с. н. 6/0,4 кВ принимается один резерв-
ный трансформатор.
Для электростанций с блочной тепловой
схемой принимается один резервный транс-
форматор 6—10/0,4 кВ на два блока (при
числе рабочих трансформаторов до шести)
или один резервный трансформатор иа блок
(при числе рабочих трансформаторов более
шести).
На тепловых электростанциях на слу-
чай полной длительной (более 30 мин) по-
тери напряжения промышленной частоты
при авариях на станции и системных/ава-
риях должно быть предусмотрено надежное
питание ответственных потребителей 0,4 кВ
от иеблочной части (если она имеется), от
ближайших электростанций или от аварий-
ных дизель-генераторных установок следу-
ющих потребителей: электродвигатели вало-
поворотных устройств, подзарядные агрега-
ты аккумуляторных батарей, аппаратура
КИП и автоматики, аварийное освещение и
пожаротушение. Примеры схем' с. н. ТЭЦ
приведены на рис. 29-9, а, б.
Собственные нужды АЭС
Состав потребителей с. н., их мощность
и потребляемая электроэнергия зависят от
типа электростанции и параметров основно-
го оборудования. Расход электроэнергии на
с. н. наиболее высок на АЭС с газовым теп-
лоносителем при электроприводе газодувок;
на станциях с водным теплоносителем он
существенно ниже (см. табл. 29-2).
Потребители с. н. АЭС делятся по тре-
бованиям к надежности нх питания на три
группы.
К потребителям 1-й группы относятся
система управления и защиты реактора
(СУЗ), система контрольно-измерительных
приборов и устройств автом-атики реактора,
система дозиметрического контроля, часть
аварийного освещения, маслонасосы посто-
янного тока турбогенераторов и т. п. По ус-
ловиям безопасности перерыв питания до-
пускается только на доли секунды во всех
режимах, включая режим полного исчезно-
вения переменного напряжения от рабочих
и резервных трансформаторов с. н. Эти по-
требители требуют обязательного наличия
питания после срабатывания аварийной за-
щиты (АЗ) реактора.
К потребителям 2-й группы относятся
механизмы расхолаживания реактора (ава-
рийные питательные насосы, аварийные на-
сосы технической воды, насосы промежу-
точного контура), насосы вентиляционных
систем охлаждения помещений первого кон-
тура, маслонасосы переменного тока турбо-
генераторов, валоповоротные устройства, пе-
регрузочная машина и т. п. Перерыв пита-
ния, определяемый условиями безопасности,
допустим в зависимости от типа реактора
и технологической схемы на время от десят-
ков секунд до десятков минут. Эти потре-
бители также требуют обязательного нали-
чия питания после срабатывания АЗ реак-
тора.
Для потребителей 1-й и 2-й групп соз-
дается специальная система надежного пи-
тания с числом секций, равным числу систем
безопасности. В нормальном режиме потре-
бители 1-й и 2-й групп переменного тока по-
лучают питание от общей сети с. н. АЭС, а
потребители постоянного тока — от аккуму-
ляторной батареи. В аварийных режимах
при потере питания от общей сети с. н. все
потребители 1-й группы получают питание
от аккумуляторной батареи либо непосред-
ственно, либо через специальные преобразо-
ватели — обратимые двигатель-генератор-
ные агрегаты или вентильные преобразова-
тели. Потребители 2-й группы в аварийных
режимах обеспечиваются питанием либо от
дизель-генераторов, либо от газотурбинных
установок с быстродействующим автомати-
ческим запуском, а также от ГЭС, располо-
женных вблизи АЭС.
К потребителям 3-й группы относятся
главные циркуляционные насосы (ГЦН) и
газодувки (на АЭС с газовым теплоносите-
лем). Потребители 3-й группы — наиболее
мощные среди электропрнемников с. и., од-
Рис. 29-9. Схемы с. н. ТЭЦ.
а — с поперечивши связями по пару; б — смешанного типа.
§ 29-7]
Собственные нужды электростанций и подстанций
71
Ко Второму блоку Ко второму блоку
72
Схемы электрических станций и подстанций
[Разд. 29
нако они не требуют повышенной степени
надежности питания, допускают перерыв пи-
тания на время действия АВР и не требуют
обязательного наличия питания после сра-
батывания АЗ реактора.
На АЭС с реакторами на тепловых ней-
тронах наиболее высокие требования к на-
дежности питания ГЦН предъявляются в
случае использования насосов бессальнико-
вого типа с малой инерцией маховых масс.
Допустимый перерыв питания зависит от
параметров реактора, типа и числа ГЦН.
При работе реактора с номинальной нагруз-
кой потеря всех ГЦН без срабатывания
аварийной защиты допустима на доли се-
кунды. Потеря питания части ГЦН без сра-
батывания АЗ допустима, если обеспечено
автоматическое снижение мощности реак-
тора до уровня, соответствующего новому
уровню расхода теплоносителя. Требования
к надежности питания ГЦН указываются в
технических условиях на реактор. После
срабатывания АЗ необходима работа части
ГЦН для аварийного расхолаживания ре-
актора.
В качестве источников питания ГЦН в
режиме аварийного расхолаживания могут
быть использованы специальные вспомога-
тельные генераторы с. н. на общем валу с
основным турбогенератором, энергия выбега
основных турбогенераторов АЭС, независи-
мые по сети линии от ближайших электро-
станций.
В нормальном режиме резервирование
питания потребителей переменного тока 1-й
и 2-й групп осуществляется от зависимых
источников питания (трансформаторы с. н.,
линии 0,4 кВ), а потребителей постоянного
тока — от аккумуляторной батареи, от вен-
тильных преобразователей или от обрати-
мых агрегатов.
Все независимые источники должны
иметь 100%-ный резерв. Выбор независимых
источников со 100%-ным резервированием
производится с учетом технологии производ-
ства, надежности работы, обеспечивающей
ядерную безопасность, и технико-экономй-
ческих показателей.
Перечисленным условиям удовлетворя-
ют схемы с. н. ранее запроектированных
АЭС (рнс. 29-10,о—в).
Опыт проектирования и эксплуатации
АЭС позволил уточнить требования к их
главным схемам и системам с. н. и разрабо-
тать нормы технологического проектирова-
ния. Согласно НТП иа АЭС принимаются
три 100%-ные системы безопасности, реко-
мендуются к установке ГЦН с маховиками,
секций 6 кВ потребителей 2-й группы соеди-
няются с секциями 6 кВ потребителей 3-й
группы через два выключателя. Нсфмальное
рабочее и резервное питание осуществляется
от рабочих и резервных трансформаторов
с. н. В аварийных условиях питание потре-
бителей 1-й и 2-й групп осуществляется от
аварийных источников питания (аккумуля-
торная батарея, аккумуляторная батарея с
преобразователями, обратимые двигатель-
генераторы, дизель-генераторы, ГТУ, ГЭС и
другие возможные автономные источники
питания).
Сборные шины 6 кВ делятся на секции,
число которых зависит от числа ГЦН на
энергетический реактор, допустимого числа
одновременно отключаемых ГЦН без сра-
батывания АЗ реактора, а также от количе-
ства и мощности рабочих трансформаторов
с. н. К одной секции 6 кВ, как правило, не
должно подключаться более двух ГЦН при
шести ГЦН на блок и не более одного ГЦН
при общем числе ГЦН на блок не более
четырех. На энергетический реактор должно
быть не менее двух секций 6 кВ, подклю-
чаемых к рабочему источнику через свой
выключатель. Рабочие трансформаторы с. н.
подключаются на ответвления генераторно-
го напряжения электрического блока. Они
должны покрывать нагрузку своих секций,
включая общестанционную нагрузку, без
перегрузки отдельных обмоток. Резервные
трансформаторы сети с. н. 6 кВ подключа-
ются к РУ низшего из повышенных напря-
жений АЭС или к РУ близлежащих элект-
ростанций и подстанций. Число резервных
трансформаторов принимается таким же,
как и на КЭС Суммарная мощность резерв-
ных трансформаторов с. н. должна обеспе-
чивать замену рабочего трансформатора од-
ного электрического блока (генератор —
трансформатор) и одновременный пуск или
остановку реакторного блока. При наличии
в электрическом блоке (включая случай
объединенного блока) генераторного выклю-
чателя мощность резервного трансформато-
ра с. н. должна обеспечивать остановку ре-
акторного блока. При моноблоках (реак-
тор— турбина-—генератор — трансформа-
тор) и наличии генераторного выключателя
мощность резервного трансформатора с. н.
принимается равной мощности рабочего
трансформатора с. н.
§ 29-7] Собственные нужды электростанций и подстанций 73
Магистрали резервного питания с. и.
6 кВ секционируются выключателями через
3—4 блока генератор — трансформатор при
одном резервном трансформаторе с. н. и че-
рез 2—3 блока при двух резервных транс-
форматорах, присоединенных к источнику
питания.
Требованиям НТП удовлетворяют схе-
мы с. н. АЭС, показанные на рис. 29-11, а—г.
Собственные нужды ГЭС и ГАЭС
Потребители с. н. ГЭС и ГАЭС делятся
на агрегатные и общестанционные и на две
группы в отношении требований к надеж-
ности работы. К 1-й группе относятся элек-
троприемники, нарушение электроснабжения
которых может привести к повреждению или
отключению гидроагрегата, снижению выра-
ботки электроэнергии, разрушению гидросо-
оружений. Такими электроприемниками
являются: техническое водоснабжение агре-
гатов (водная смазка турбинного подшип-
ника, маслоохладители подпятников и под-
шипников агрегата, воздухоохладители гене-
ратора); маслоохладители трансформа-
торов; вспомогательные устройства си-
стем возбуждения; маслонапорные уста-
новки; аварийное освещение; система
пожаротушения; механизмы закрытия
дроссельных затворов напорных трубо-
проводов; насосы промышленных и город-
ских водозаборов, если они расположены в
здании ГЭС и питаются от сети с. н. Ко 2-й
группе относятся все прочие менее ответст-
венные потребители. Электроприемники с. н.
ГЭС питаются обычно от сети 0,4 кВ. На
мощных ГЭС может быть ограниченное чис-
ло приемников, требующих питания от сети
6 (10) кВ.
Согласно НТП ГЭС для электроснаб-
жения потребителей с. н. должно быть пре-
дусмотрено не менее двух независимых ис-
точников питания. На время остановки всех
гидрогенераторов допускается осуществлять
питание с. н. от одного источника с исполь-
зованием в качестве второго источника ре-
зервного гидрогенератора, обеспечивающего
при запуске автоматическую подачу напря-
жения в сеть с. н. Питание ответственных
электроприемников должно быть осуществ-
лено от двух независимых источников, пере-
рыв питания этих потребителей допустим
только на время действия АВР. Шины РУ
0,4 кВ, от которых питаются ответственные
электроприемники, должны быть секциони-
рованы автоматами на две секции, каждая
из которых должна получать питание от
своего независимого щеточника питания. Не-
обходимость устройств АВР на этих сек-
циях должна быть обоснована. Допускается
резервировать питание поселка ГЭС и шлю-
зов от системы с. н. Схема с. н. должна
обеспечивать самозапуск ответственных ме-
ханизмов.
Применяются две основные схемы пита-
ния с. н. ГЭС: с общим' и с раздельным пи-
танием агрегатных и общестанционных
электроприемников. Первая схема нашла
применение на ГЭС малой и частично сред-
ней мощности. Вторая схема применяется
на ГЭС большой мощности. Примеры схем
собственных нужд ГЭС даны на рис.
29-13, а—г. К агрегатным потребителям с. н.
относятся маслонасосы и компрессоры за-
рядки маслонапорных установок, насосы от-
качки воды с турбины, компрессоры тор-
можения агрегатов, лекажные насосы, вен-
тиляторы и насосы системы охлаждения
трансформаторов блоков. Мощность транс-
форматоров агрегатных с. н. выбирается по
суммарной нагрузке с. н. соответствующих
агрегатов. Трансформаторы рассчитываются
на работу без перегрузки с явным резервом.
Главные трансформаторы с. н. принимаются
со скрытым' резервом с возможностью ава-
рийной перегрузки. Для электроснабжения
агрегатных и большинства общестанционных
потребителей с. н. 0,4 кВ применяются сухие
трансформаторы, включенные по схеме глу-
бокого ввода. Единичная мощность транс-
форматоров не выше 1000 кВ-А при ик=
=8%.
Схемы с. и. ГАЭС строятся по тем же
принципам, что и схемы ГЭС, однако оии
более сложны ввиду особенностей техноло-
гического режима,- параметров оборудова-
ния н компоновок ГАЭС (насосный н тур-
бинный режимы, пуск в этих режимах и пе-
ревод гидроагрегатов из одного режима в
другой, наличие регулируемого водохрани-
лища, маневренность, режим работы в си-
стеме).
Собственные нужды подстанций
В зависимости от типа, назначения и
размещения подстанций, мощности транс-
форматоров (автотрансформаторов), нали-
чия синхронных компенсаторов, типа элек-
трооборудования и т. п. подстанции проек-
тируются с обслуживанием дежурным пер-
соналом или без него (централизованное об-
служивание, дежурство на дому), с посто-
янным, выпрямленным илн переменным
оперативным током.
Постоянный оперативный ток должен
применяться на всех подстанциях 330—
750 кВ, на подстанциях ПО—220 кВ с чис-
лом масляных выключателей НО или
220 кВ три и более, на подстанциях 35—
220 кВ с воздушными выключателями.
В остальных случаях должны применяться
переменный или выпрямленный оперативный
ток в соответствии с указаниями по области
применения различных видов оперативного
тока.
Потребители с. н. подстанций делятся
на ответственные и неответственные. К пер-
вым относятся электропрнемники системы
охлаждения трансформаторов (автотранс-
форматоров), системы охлаждения синхрон-
ных компенсаторов и смазки их подшипни-
ков, аварийное освещение, система пожаро-
тушения, система подогрева выключателей
и приводов, электроприемники компрессор-
ной, система связи и телемеханики.
74
Схемы электрических станций и подстанций
[Разд. 29
Тр-р блочный.
1030-1000/10
6/0,4-0,23
_ РУСИ СкЁ
нормальной,
эксплуатации
Шины D,4kB
надежного
питания 1кат.
5500кВт
В/ОА
а—с. реактором ВВЭР-1000; б —
с
Тр-р
ДЭС
Рис. 29-11. Примерные
реактором РБМК-1000; в — схема надежного
РУСИ 0,4кВ
нормальной,
эксплуатации
1000/10 ф
6/0,4-0,23^
,г г СУЗ
тсзс-то/10-
6/0,4-0, 23
Л \\\
РУСИ ВкВ
надежного
питания JL кат
писи
7СЗС-1000/10 6/0,4-0,23\
РУСИ о,ш''
надежного
Питания ДкаМ
§ 29-7]
Собственные нужды электростанций и подстанций
75
Отпайка.
ст блока.
КРУСНБкВ
другого блока.
Резервный,
трансформатор
7РДЦН-Б3000/220
/Б.З-Б.бкВ
4; 'к
г-4-
Силовая
нагрузка
СУЗ
х/' блоЧ-р
схемы с. н. АЭС.
питания блока с реактором РБМК-1000; г — с реактором ВВЭР-440.
ТРДНС-БХООО/35 Н
2Щб,з-б,зкв я
блочный.
О\ Резервный. \
OS' трансфер- «£
Л матор’ ^4-
ТСЗС-1000/10 £
4- Б/од-дгвкВ \
Л'торов
объема.
АБС
ТСЗС-
1000/10
Б/ОА
Тр-р
СУЗ
матору
другого
блока.
Диэель-
генератор
тр-р
АЭС
К сосед нему блоку
76
Схемы электрических станций и подстанций
[Разд. 29
АКОРУЗЖМ
Рис. 29-11. Продолжение.
§ 29-7]
Собственные нужды электростанций и подстанций
77
78
Схемы электрических станций и подстанций
[Разд. 29
Гт
3
I
I
:
I
I
5^-п-п
’ ДГ 5500кВт
Общеблочная устаноВка. - „
надежного питания ьк“
____L—_________
I
1
1
тсз-1бо!ю\
uk=5j5%
звонов
I
I
1
1
1
1
1
1
1
1
1
Потребители
категории ТБ
W7T
I НН
s______С
Потребители катего-
рии ТБ (общеблочные)
ТСЗСЧООО/Ю 'тсзс-woolio
Uk = 8% Ur — 8%
V___—у. .
Потребители категории
ТБ (общеблочные)
1
I
I
f
1
1
I
I
НН IIн
НН 1111
t
1
Потребители категории ТА (общеблочные)
380?220Ё
!Потреби-
। тели
^катего-
I рии ТА
НН
220В
t
К выводу
на шину,,—
^253В I | [
=232В —t—j-----л-} - д' s—
I I К Выводу
\\ на шину,—
I
1
। Потребители
I. постоянново
। тока. ,
ПЛ
Т г X \ Потребители Потребители ] Г X X
° ° 1 1 постоянного постоянного ° ° 1 ]
—I тока 232В тока N'I'I'1'Н
1
Рис. 29-11. Продолжение.
§ 29-7]
Собственные нужды электростанций и подстанций
79
АГ
п-п
Потребители
категории IA
7W-
1000/10
I
г
i
I
I
i
’л\ТСЗ-1Б0/1П
ик=5.5%
Потребители
Категории 15
ЗВОНОВ
Потребители
постоянного тока.
Потребители
категории IA
1
I
X
а
а
а
1
1
а
а
t
I
j
I
I
i
I
i
а
а
а
SkB
I Г i 1
ф лф i ф
Т } II
зео/ггов
7C3-460I1Q
Uk — 6j5%
АГ
«
I
•)
н
SBOjseoB
*&ов
Потребители,
категории, IB
Потребители
категории 1Б
(обш^блочные)
Потребители
постоянного тока
Потребители а
категории!A J
к
1
а
к
а
а
а
а
а
а
а
а
а
а
а
а
а
а
а
а
а
I
а
I
1
80
Схемы электрических станций и подстанций
[Разд. 29
Рис. 29-11. Продолжение.
§ 29-7] Собственные нужды электростанций и подстанций 81
82
Схемы электрических станций и подстанций
[Разд. 29
На двухтрансформаторных (многотранс-
форматорных) подстанциях 35—750 кВ
устанавливаются не менее двух трансформа-
торов С. н. со скрытым резервом. Транс-
форматоры выбираются с учетом их пере-
тр-узочиой спосоСпостн в аварийных режи-
мах. Каждый нз трансформаторов работает
на свою секцию сборных шин, на секцион-
ный выключатель воздействует устройство
АВР. Мощность трансформаторов с. н. дол-
жна быть ие более 630 кВ-А. При технико-
экономическом обосновании допускается
применение трансформаторов 1000 кВ*А ирн
Ык=8%- На однотрансформаторных под-
станциях 35—220 кВ при наличии на них
синхронных компенсаторов, воздушных вы-
ключателей и автотрансформаторов с при-
нудительной системой охлаждения также
устанавливаются два трансформатора с. н.
со скрытым резервом, причем один из ннх
Рис. 29-12. Схемы с. и. подстанций.
а — с переменным и выпрямленным оперативным
током; б — с постоянным оперативным током.
подключается к линии 6—35 кВ, питающей-
ся от другой подстанции. На прочих одно-
трансформаторных подстанциях устанавли-
вается один трансформатор с. н.
Трансформаторы. с.н. на подстанциях с
постоянным оперативным током подключа-
ются на шнны РУ 6—35 кВ, а прн отсутст-
вии РУ — к обмоткам низшего напряжения
трансформаторов (автотрансформаторов).
На подстанциях с переменным и выпрям-
ленным оперативным током трансформаторы
с. и. включаются на ответвления между вы-
водами НН трансформатора (автотрансфор-
матора) н выключателем.
На подстанциях напряжение сети с. и.
принимается равным 380/220 В с заземлен-
ной нейтралью. Питание сети оперативного
переменного тока должно осуществляться от
шнн с. н. 0,4 кВ через стабилизаторы с на-
пряжением на выходе 220 В.
Переменный оперативный ток должен
применяться на подстанциях 35—220 кВ
везде, где это возможно по условиям рабо-
ты приводов выключателей.
Примеры схем с. н. подстанций приведе-
ны на рис. 29-12, а, б.
Рис. 29-13. Схемы с. и. ГЭС.
а — малой мощности; б — средней мощности; в —
большой мощности с-общим питанием агрегатных
и общестанционных электропрнемников; г — боль-
шой мощности с раздельным питанием агрегатных
и общестанционных электропрнемников.
§ 29-7]
Собственные нужды электростанций и подстанций
83
РнС. 29*13. Продолжение.
84
Схемы электрических станций и подстанций
[Разд. 29
29-8. МЕТОДЫ И СРЕДСТВА
ОГРАНИЧЕНИЯ ТОКОВ
КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ
Выбор электрических аппаратов и про-
водников электроустановок производится с
учетом возможного электродинамического
и термического воздействия токов короткого
замыкания (КЗ).
. В последнее время в связи с развитием
энергосистем, укрупнением мощностей агре-
гатов и электростанций существенно возрос-
ли уровни токов КЗ в высоковольтных се-
тях. Максимальные уровни токов трехфаз-
ного КЗ в сетях 35—500 кВ достигли 30—
55 кА. В значительном числе узлов сетей
ПО—750 кВ токн однофазного КЗ превыси-
ли значения токов трехфазиого КЗ. Вопросы
воздействия токов КЗ стали весьма актуаль-
ными не только для проводников (кабелей,
шин) и аппаратов, но и для силовых транс-
форматоров, а также для гибкой ошиновки
РУ. Согласно ПУЭ гибкие шииы РУ долж-
ны проверяться на возможность схлестыва-
ния или опасного с точки зрения пробоя
сближения фазных токопроводов в резуль-
тате их раскачивания от электродинамиче-
ского воздействия при токах КЗ 20 кА и
более.
Согласно ГОСТ 11677-75 силовые транс-
форматоры должны быть электродинамиче-
ски стойки в условиях, когда ток КЗ в точ-
ках их подключения к сети составляет 80,
65, 60 кА соответственно в сетях ПО—150,
220, 330—750 кВ.
Максимальное электродинамическое воз-
действие пропорционально ударному* току:
ВД max ~ 1УД = 2АУД
При значительной длительности проте-
кания тока КЗ (отключение поврежденного
элемента резервной защиты) следует учи-
тывать возможность кумулятивного эффек-
та электродинамического воздействия.
Максимальное термическое воздейст-
вие пропорционально квадрату действующе-
го значения периодической составляющей
тока КЗ в начальный момент и времени про-
текания тока КЗ:
*откл готкл
Вттах~ J j +
*откл
J a' 1 т*п т,а
o
^no Соткл + ^a)-
Для уменьшения результирующего элек-
тродинамического и термического воздейст-
вий тока КЗ на проводники и аппараты не-
обходимо ограничивать как ток КЗ, включая
ударный ток, так и длительность его проте-
кания по сети.
Принципиальные пути решения этой за-
дачи — повышение быстродействия высоко-
вольтных выключателей, ограничение тока
КЗ, безынерционный разрыв поврежденной
цепи — непосредственно следуют из рас-
смотрения характера изменения тока КЗ це-
пи, показанного на рис. 29-14, где А, Б, В —
момент’ы отключения цепи 4-периодиым,
Рис. 29-14. Значение и длительность тока корот-
кого замыкания в поврежденной цепи прн различ-
ных способах ее отключения.
2-периодным и синхронизированным выклю-
чателями или тиристорным выключателем
с естественной коммутацией; 1 — ограниче-
ние тока КЗ безынерционным резонансным
токоограничивающим устройством; 2—
безынерционный разрыв цепи тиристорным
выключателем с принудительной коммута-
цией, токоограничивающим предохраните-
лем или ограничителем ударного тока взрыв-
ного действия.
Для ограничения токов КЗ на электро-
станциях и в сетях в зависимости от кон-
кретных условий применяются различные
методы, а именно:
схемные решения (обычно на стадии
проектирования);
деление сети стационарное (СДС);
деление сети автоматическое, с каскад-
ным отключением КЗ (АДС);
использование токоограничивающих уст-
ройств различного типа;
оптимизация режима заземления ней-
тралей силовых трансформаторов.
В качестве средств ограничения токов
КЗ в отечественной и зарубежной практике
используются или внедряются:
реакторы с линейной характеристикой
без ферромагнитного сердечника (простые и
сдвоенные), устанавливаемые между сек-
циями сборных шин (секционные реакторы)
или в цепях силовых трансформаторов и от-
ходящих от сборных шин линий (линейные
реакторы);
управляемые реакторы с нелинейной
характеристикой с ферромагнитным сердеч-
ником и с подмагничиванием постоянным
током;
управляемые реакторы с нелинейной ха-
рактеристикой с вращающимся магнитным
полем;
трансформаторы и автотрансформато-
ры с расщепленной обмоткой низшего на-
пряжения;
§ 29-8] Методы и средства ограничения токов КЗ
85
сверхбыстродействующие, в том числе
«синхронизированные», выключатели с соб-
ственным временем отключения 0,5—2 пе-
риода;
тиристорные выключатели с естественной
и искусственной коммутацией;
ограничители ударного тока взрывного
действия; безынерционные токоограничива-
ющне устройства на базе резонансных схем
с нелинейными и пороговыми элементами;
иные токоограничивающие устройства,
состоящие нз комбинаций линейных, нели-
нейных и пороговых элементов, в том числе
многоцелевые вставки постоянного тока и
устройства со сверхпроводящими элемен-
тами.
Схемные решения, как правило, состоят
в переходе от связанных схем со сборными
шинами электроустановок к блочным нли
полублочным (смешанным) схемам, в опти-
мизации структуры и параметров сети при
ее развитии, а также в согласовании схем
выдачи мощности электростанций со схема-
ми прилегающих сетей энергосистем.
На электростанциях типа ТЭЦ, тради-
ционно работавших со сборными шниами
генераторного напряжения, укрупнение аг-
регатов до 100—250 МВт потребовало пе-
рехода к блочным схемам генератор —
трансформатор. На электростанциях типа
КЭС электрические схемы всегда строились
по блочному принципу. С внедрением на
таких электростанциях, а также на АЭС
агрегатов мощностью 500—800—1200 МВт
при доведении установленной мощности
отдельных электростанций до 4000—
6400 МВт возникла необходимость расши-
рить зону применения блочных схем, де-
лить сборные шииы высшего напряжения
на части, создавать два независимых РУ
ВН, связанных между собой иа узловых
подстанциях энергосистемы, и даже пере-
ходить к схемам удлиненных блоков гене-
ратор— трансформатор — линия с парал-
лельной работой агрегатов иа шинах
узловых подстанций. Эта тенденция, оче-
видно, будет соблюдаться и при дальней-
шем росте мощностей агрегатов до 1500 —
2000 МВт и электростанций до 9000 —
12 000 МВт.
Деление сети, в том числе на сборных
шинах электростанций и подстанций, мо-
жет быть стационарным (постоянным при
данном рабочем режиме) или автомати-
ческим при возникновении КЗ. В первом
случае необходимо считаться с возможным
неоптимальным распределением нагрузки
по сети в продолжительном рабочем режи-
ме, повышенными потерями в сети, а так-
же со снижением уровня устойчивости и
надежности работы энергосистемы. Извест-
но, что искусственное деление сети с целью
снижения потерь эффективно только в рез-
ко неоднородных сетях. Для ограничения
токов КЗ энергосистемы вынужденно де-
лят высоковольтные сети в значительном
числе точек (до пятидесяти и более в от-
дельных энергосистемах).
Деление сети является локальным
средством, позволяющим ограничить ток
КЗ в данном узле и в прилегающих узлах
соответствующей сети.
При недостаточной отключающей спо-
собности сетевых выключателей применя-
ется каскадное отключение КЗ с автомати-
ческим, без выдержки времени, делением
сети секционным, шиносоединительным или
установленным в цепи автотрансформато-
ров связи распредустройств различного на-
пряжения электроустановки выключателем.
Подобные устройства автоматического де-
ления сети (АДС) могут эффективно при-
меняться только в том случае, если сете-
вые выключатели способны выдержать во
включенном положении полный сквозной
ток КЗ, а также включаться без повреж-
дения на КЗ в своей цепи. Для выполне-
ния этих требований необходимо, чтобы
для параметров выключателей соблюдались
условия
Л(ин max = Iпр.с max — /вкл.ном max ~
Л! 4/откл,Н0м1
ZfiTtJl.HOM555 1 "Б/оТКЛ.НОМ-
Токоограничивающие устройства под-
разделяются на устройства с линейными и
нелинейными характеристиками, неуправ-
ляемые и управляемые. Неуправляемые
устройства с линейной характеристикой
постоянно включены в цепь и имеют не за-
висящее от режима эквивалентное сопро-
тивление. Прочие устройства нелинейно
или скачком меняют свое эквивалентное
сопротивление в зависимости от режима
работы сети.
Особый интерес представляют быстро-
действующие устройства, способные огра-
ничивать ток КЗ в течение первого полу-
периода после его возникновения, т. е. спо-
собные ограничить как установившийся,
так и ударный ток КЗ. К токоограннчиваю-
щнм устройствам (ТОУ) в общем случае
должны быть предъявлены следующие тре-
бования:
a) K.jOy—>0 при J Zpp;
б) АХЦГ;
ДТОу Айиг!
в) Zrp > А1Г,ДОП"
прн I > Zrp;
где Z — ток в цепи с ТОУ; Zrp — граничный
ток, прн котором «срабатывает» ТОУ;
ДЛнг, АКнг — изменения реактивного и ак-
тивного сопротивлений нагрузки за ТОУ
при КЗ; Znr.non — допустимый расчетный
ток перегрузки цепи с ТОУ;
г) минимум нелинейных искажений па-
раметров режима в основной цепи в нор-
мальном режиме;
д) стабильность характеристики прн
изменении схемы сети,
Практически в отечественных энергоси-
стемах для ограничения токов КЗ в на-
стоящее время используются ' простые и
сдвоенные бетонные реакторы 6—10 кВ,
86
Конструкции распределительных устройств
[Разд. 30
масляные реакторы 35—220 кВ (относи-
тельно редко), а также трансформаторы и
автотрансформаторы с расщепленными об-
мотками низшего напряжения. Другие типы
токоограничивающнх устройств находятся
в стадии исследования, оценки технических
и технико-экономических характеристик и
параметров, проектной н конструкторской
проработки, создания опытно-промышлен-
ных образцов.
Сдерживающим фактором внедрения
новых типов токоограничивающих устройств
является их относительно высокая стои-
мость.
Для ограничения токов КЗ иа землю в
сетях ПО—220 кВ используется частичное
разземлеиие нейтралей силовых трансфор-
маторов, включением в нейтрали резисто-
ров (или реакторов). Использование этого
способа в сетях 330—750 кВ требует по-
вышения уровня изоляции нейтрали сило-
вых трансформаторов.
Для ограничения токов КЗ на землю
в сетях НО—750 кВ возможно использо-
вать:
замену автотрансформаторов связи РУ
НО—1150 кВ соответствующими трансфор-
маторами;
размыкание при КЗ третичной обмотки
автотрансформаторов или вообще отказ от
иее;
трехфазные реакторы нулевой последо-
вательности, включаемые со стороны линей-
ных выводов трансформаторов и автотранс-
форматоров.
Список литературы
29-1. Нормы технологического проектирования
тепловых электрических станций и тепловых се-
тей. — М.: Минэнерго СССР, 1980. — 179 с.
29-2. Нормы технологического проектирования
атомных электростанций. — М.: Минэнерго
СССР, 1980. — 141 с.
29-3. Нормы технологического проектирования
гидроэлектростанций. — М.: Минэнерго СССР,
1977. — 134 с.
29-4. Нормы технологического проектирова-
ния подстанций с высшим напряжением 35—
750 кВ. — 3-е изд. — М_: Минэнерго СССР,
1979. — 40 с.
29-5. Руководящие указания и нормативы по
проектированию развития энергосистем. — М_:
Минэнерго СССР, СЦНТИ ОРГРЭС, 1973. —68 с.
29-6. Электрическая часть станций и подстан-
цнй/Под ред. А. А. Васильева. —- М.: Энергия,
1980. — 608 с.
29-7. Электрическая часть электростанций и
подстанций/Под ред. Б. Н. Неклепаева. — М.:
Энергия, 1978. — 456 с.
29-8. Неклеиаев Б. Н. Координация и оптими-
зация уровней токов короткого замыкания в элект-
рических системах. — М.: Энергия, 1978. — 152 с.
29-9. Электрическая часть гидроэлектростан-
ций. Главные схемы электрических соединений/
/Г. С. Лисовский, Б. 3. Уманский, Б. С. Успен-
ский, М. Э. Хейфиц.—-М.: Энергия, 1965. — 368 с.
29-10. Лисовский Г. С-, Хейфиц М. Э. Главные
схемы н электротехническое оборудование под-
станций 35—750 кВ. — М.: Энергия, 1977. — 464 с.
29-11. Фельдман М. Д., Чериовец А. К. Осо-
бенности электрической части атомных электро-
станций. — М.: Энергия, 1972. — 167 с.
29-12. Сборник директивных материалов
по эксплуатации энергосистем. Электротехниче-
ская часть — 2-е изд. — М.: Энергоиздат, 1981.—
632 с.
Раздел 30
КОНСТРУКЦИИ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ
СОДЕРЖАНИЕ
30-1. Введение............................ 86
Общие сведения и требования (86).
Требования к конструкциям закры-
тых РУ (87). Требования к конструк-
циям открытых РУ (90)
/30-2. Типовые конструкции закрытых РУ 92
Закрытые РУ 3—20 кВ (92). Закры- •
тые РУ -35—220 кВ (99)
30-3. Типовые конструкции открытых РУ 99
Список литературы 143
30-1. ВВЕДЕНИЕ
Общие сведения и требования
Распределительные устройства (РУ)
электрических станции и подстанций вы-
полняются внутренней и наружной уста-
новки и соответственно называются закры-
тыми с расположением оборудования (за-
крытого, защищенного или открытого) в
зданиях (ЗРУ) и открытыми с расположе-
нием всего или основного оборудования на
открытом воздухе (ОРУ). РУ могут быть
комплектными для внутренней установки
(КРУ) и для наружной установки (КРУН)
(см. разд. 25).
При проектировании рекомендуется по
возможности шире применять комплектные
ячейки 6—10 кВ, комплектные РУ, а также
отдельные узлы заводского исполнения.
Закрытые РУ применяются в основном
на напряжениях 3—20 кВ, а также на на-
пряжениях 35—220 кВ при ограниченности
площадей под РУ, в случае повышенной
§ 30-1]
Введение
87
загрязненности атмосферы и при особо тя-
желых климатических условиях (Крайний
Север); РУ 330, 500, 750 и 1150 кВ выпол-
няются открытыми.
РУ должны удовлетворять поставлен-
ным техническим требованиям в части на-
дежности работы, удобства эксплуатации,
безопасности обслуживания, возможности
расширения, а также противопожарным
требованиям. Они должны допускать воз-
можность использования средств механиза-
ции для производства ремонтных работ.
Выбор той или иной конструкции РУ про-
изводится на основании технико-экономи-
ческих расчетов и сравнений вариантов.
Распределительные устройства выполняют-
ся в соответствии с требованиями Правил
устройства электроустановок (ПУЭ), Норм
технологического проектирования электри-
ческих станций и подстанций (НТП), стро-
ительных и противопожарных норм, руко-
водящих указаний по проектированию ме-
ханизации ремонтных работ и других нор-
мативных материалов.
РУ должны выполняться таким обра-
зом, чтобы прн нормальных условиях работы
электроустановки не создавалось явлений,
опасных для обслуживающего персонала.
Нормальные условия работы электроуста-
новки не должны приводить к повреждению
оборудования, возиикновеиию КЗ и замы-
каний на землю. При аномальных условиях
работы электроустановки должна быть
обеспечена локализация повреждений вслед-
ствие коротких замыканий. При снятом на-
пряжении с какой-либо цепи должны быть
обеспечены безопасный осмотр и смена или
ремонт элементов этой цепи без нарушения
нормальной работы соседних цепей. Кон-
струкции, на которых закреплено оборудо-
вание, должны выдерживать усилия от
веса оборудования, ветра, гололеда и
электродинамических сил при коротких
замыканиях. Строительные конструкции,
находящиеся вблизи токоведущих частей,
доступные и недоступные для прикоснове-
ния обслуживающего персонала, не дол-
жны нагреваться соответственно выше 50
и 70° С.
В РУ должна быть предусмотрена ус-
тановка разъединяющих устройств с види-
мым разрывом для отсоединения всех ап-
паратов электрической цепи от сборных шин
и других источников напряжения. Должна
быть предусмотрена блокировка (электри-
ческая или механическая) между выклю-
чателем и разъединителями одной цепи для
предотвращения производства ошибочных
операций. Оперативная блокировка в РУ
3 кВ и выше должна исключать:
включение выключателей, отделителей
и разъединителей на заземляющие ножи и
короткозамыкатели;
включение заземляющих ножей на
ошиновку, не отделенную разъединителями
от ошиновки, находящейся под напряже-
нием;
отключение и включение отделителями
и разъединителями тока нагрузки, если
это ие предусмотрено конструкцией аппа-
рата.
РУ напряжением выше 1000 В должны
быть оборудованы стационарными заземля-
ющими ножами, обеспечивающими заземле-
ние аппаратов н ошиновки без использова-
ния переносных заземлений. Ножн окраши-
ваются в черный цвет, а рукоятки их при-
водов — в красный цвет.
Разъединители 3 кВ и выше устанав-
ливаются с одним или двумя стационарны-
ми заземляющими ножами, сблокирован-
ными с основными ножами. В ОРУ, КРУН
и в неотапливаемых ЗРУ, где температура
окружающего воздуха может быть ниже
—25° С, должен быть предусмотрен подо-
грев масла масляных выключателей. Кроме
того, независимо от минимальной темпера-
туры должен быть предусмотрен подогрев
механизмов приводов масляных и воздуш-
ных выключателей, блоков клапанов воз-
душных выключателей и их агрегатных
шкафов.
Шины РУ должны, как правило, вы-
полняться из алюминиевых, сталеалюминие-
вых и стальных проводов, полос, труб и
шин профильного сечения из алюминия и
алюминиевых сплавов электротехнического
назначения.
Для снятия механических напряжений
в проводниках и изоляторах вследствие
температурных деформаций н вибрации
должны предусматриваться температурные
компенсаторы, ослабление тяжения прово-
дов и т. п.
Сетчатые и смешанные ограждения то-
коведущих частей и электрооборудования
должны иметь высоту для ОРУ и открыто
установленных трансформаторов 2 или
1,6 м, а над уровнем пола для ЗРУ и
трансформаторов, установленных внутри
здания, 1,9 м; при этом сеткн должны
иметь отверстия размером не более 25 X
Х25мм, а также приспособления для запи-
рания их на замок. В ЗРУ при входе в ка-
меры выключателей, трансформаторов и
других аппаратов непосредственно за
дверью допускается применение съемных
барьеров иа высоте 1,2 м для осмотра ка-
мер прн наличии напряжения на токоведу-
щих частях.
Металлические конструкции ЗРУ, ОРУ
н подстанций, а также подземные части
металлических и железобетонных конструк-
ций должны быть защищены от коррозии.
Требования к конструкциям
закрытых РУ
Расстояния в свету между неизолиро-
ванными токоведущнми частями разных
фаз, расстояния от неизолированных токо-
ведущих частей до заземленных конструк-
ций и ограждений, пола и земли, а также
между неогражденными токоведущими ча-
стями разных цепей должны быть не менее
приведенных в табл. 30-1 применительно к
рис. 30-1.
88
Конструкции распределительных устройств
[Разд. 30
Рис. 30-1. Продолжение.
Рис. 30-1. Наименьшие расстояния в свету от то-
коведущих частей до различных элементов ЗРУ.
При токах трехфазиого КЗ более 20 кА
гибкие шины в ЗРУ следует проверять на
их сближение под действием токов КЗ. Не-
изолированные токоведущие части во избе-
жание случайных прикосновений к ним дол-
жны быть помещены в камеры или ограж-
дены сетками и т. п. Неизолированные то-
коведущие части вне камер, расположенные
над полом ниже размера Д, должны ог-
раждаться сетками, причем высота прохода
под сеткой должна быть не менее 1,9 м.
Токоведущие части, расположенные выше
ограждений до высоты 2,3 м от пола, но
ниже размера Д, должны -располагаться
от ограждения на расстоянии В. Аппара-
ты, у которых нижняя кромка фарфора
изоляторов расположена над уровнем по-
ла на высоте 2,2 м и более, разрешается
не ограждать, если выполнены изложенные
выше требования. Применение барьеров
для ограждения токоведущих частей в от-
крытых камерах не допускается. Неограж-
денные неизолированные токоведущие части
различных цепей, находящиеся от пола на
высоте, большей размера Д, должны быть
расположены на таком расстоянии друг от
друга, чтобы при отключении какой-либо
цепи (например, секции шин) обслуживание
ее было безопасно при наличии напряже-
ния на соседних цепях; в частности, между
неограждениыми токоведущими частями,
расположенными с двух сторон коридора
обслуживания, должно быть расстояние не
менее размера Г.
Ширина коридора обслуживания долж-
на обеспечивать удобное обслуживание
электроустановки и перемещение оборудо-
вания и должна быть (в свету между ог-
раждениями) не менее 1 м при односторон-
нем и 1,2 м при двустороннем расположе-
нии оборудования. Ширина коридора уп-
равления, где находятся приводы выключа-
телей или разъединителей, соответственно
должна бькъ 1,5 н 2 м. При длине коридо-
ра до 7 м допускается уменьшение ширины
§ 30-1]
Введение
89
Таблица 30-1
Наименьшие расстояния в свету от токоведущих частей до различных элементов ЗРУ
Рисунок 30-1 Наименование расстояний Обозна- чение Изоляционные расстояния, мм, для номинального напряжения, кВ
3 1 6 10 20 35 110 .150 220
а От токоведущих час- тей до заземленных кон- струкций и частей зда- лф—3 65 90 120 180 290 700 1100 1700
а Между проводниками ^ф—ф 70 100 130 200 ' 320 800 1200 1800
6 разных фаз От токоведущих частей до сплошных ограждений Б 96 120 150 210 320 730 1130 1730
в От токоведущих частей до сетчатых ограждений В 165 190 220 280 390 800 1200 1800
в Между неогражденны- ми токоведущими частя- ми разных цепей Г 2000 2000 2000 2200 2200 2900 3300 3800
г От неогражденных то- коведущих частей до по- ла Д 2500 2500 2500 2700 2700 3400 3700 4200
г От неогражденных вы- водов из ЗРУ до земли при выходе их не на тер- риторию ОРУ и прн от- сутствии проезда под выводами Е 4500 4500 4500 4750 4750 5500 6000 6500
в От контакта и ножа разъединителя в отклю- ченном положении до ошиновки, присоединен- ной ко второму контакту Ж 80 110 150 220 350 900 1300 2000
коридора при двустороннем обслуживании
до 1,8 м. Ширина взрывного коридора дол-
жна быть не менее 1,2 м. Допускается
местное сужение коридора обслуживания и
взрывного коридора строительными конст-
рукциями не более чем иа 0,2 м.
Количество выходов из РУ наружу или
в другие помещения с несгораемыми сте-
нами и перекрытиями зависит от длины РУ;
при длине до 7 м — одни выход; при длине
от 7 до 60 м — два выхода по концам; до-
пускается располагать выходы из РУ на
расстоянии до 7 м от его торцов; при дли-
не более 60 м — два выхода по концам и
дополнительные выходы с таким расчетом,
чтобы расстояние от любой точки коридо-
ров РУ до выхода не превышало 30 м. Две-
ри из РУ должны открываться в направле-
нии других помещений или наружу и иметь
самозапирающиеся замки, открываемые без
ключа со стороны РУ. Взрывные коридоры
большей длины следует разделять несгора-
емыми перегородками иа отсеки длиной ие
более 60 м.
Баковые масляные выключатели с ко-
личеством масла более 60 кг должны уста-
навливаться в отдельных взрывных каме-
рах с выходом наружу или во взрывной
коридор. Баковые масляные выключатели с
количеством масла 25—60 кг могут уста-
навливаться как во взрывных, так и в от-
крытых камерах. В последнем случае, а так-
же при выходе камеры во взрывной кори-
дор выключатели должны выбираться с
20%-ным запасом по предельно отключае-
мому току. Баковые масляные выключате-
ли с количеством масла до 25 кг, маломас-
ляные выключатели, а также выключатели
без масла следует устанавливать в откры-
тых камерах. При установке маломасляных
выключателей с количеством масла в од-
ной фазе более 60 кг в каждой камере дол-
жен предусматриваться порог, рассчитан-
ный иа удержание полного объема масла.
Выключатели, устанавливаемые в открытых
камерах, должны быть отделены друг от
друга перегородками. Такими же перего-
родками или металлическими щитами они
должны быть отделены от привода. Верхняя
кромка перегородки или щита должна
быть на высоте не менее 1,9 м от пола. При
установке воздушных выключателей за-
щитный щит не требуется. При установке
в РУ трансформаторов, выключателей и дру-
гих маслонаполненных аппаратов со зна-
чительным объемом масла в зависимости
от количества масла и местоположения
указанных элементов (1-й этаж, 2-й этажи
т. д.) согласно ПУЭ в камерах выполняют-
ся приямки, пороги, пандусы, маслоприем-
ники или маслоотводы в дренажную сис-
тему.
Реакторы устанавливаются в камерах,
размеры которых определяются условиями
монтажа, удобством размещения реакто-
ров и шин, условиями нагрева металличес-
ких и железобетонных конструкций в маг-
нитном поле реактора. Вентиляция поме-
щений трансформаторов и реакторов долж-
на обеспечить отвод выделяемого ими теп-
ла с тем, чтобы при номинальной нагрузке
(с учетом перегрузочной способности) и
при максимальной расчетной температуре
окружающей среды их нагрев не превышал
максимально допустимых значений. Взрыв-
ные коридоры, а также коридоры для об-
90
Конструкции распределительных устройств
[Разд. 30
служивания открытых камер или КРУ, со-
держащих оборудование, залитое маслом
или компаундом, должны быть оборудованы
специальной аварийной вытяжной вентиля-
цией, включаемой извне, не связанной с
другими вентиляционными устройствами и
рассчитанной на пятикратный обмен возду-
ха в час.
Требования к конструкциям
открытых РУ
Расстояния в свету от жестких токо-
ведущих частей до различных элементов
ОРУ должны быть не менее приведенных
в табл. 30-2 применительно к рнс. 30-2.
При гибких шинах расстояния в свету
между токоведущнми и заземленными ча-
стями, а также между токоведущими ча-
стями при их расположении в одной гори-
зонтальной плоскости должны быть не ме-
нее:
(ЛФ-з)г “ ЛФ-з й;
(лф-ф)г = лф-ф +й;
Таблица 30-2
Наименьшие расстояния в свету от токоведущих частей до различных элементов ОРУ
я Изоляционные расстояния, мм, для номинального
и Наименование расстояния Обозна- чение напряжения, кВ
ей? До 10 | 20 35 по 150 220 330 500
а—в От токоведущих частей или от элементов обору- дования и изоляции, на- ходящихся под напряже- Лф-3 200 200 400 900 1300 1800 2500 3750
ннем, до заземленных конструкций или посто- янных внутренних ограж- дений высотой не менее
а» 6 2 м Между проводниками разных фаз лф-ф 220 зго 440 юоо 1400 2000 2800 4200
е, д, и От токоведущих частей или от элементов обору- дования и изоляции, на- ходящихся под напряже- нием, до постоянных внутренних ограждений высотой до 1,6 м, до га- баритов транспортируе- мого оборудования Б 950 1150 1150 1650 2050 2550 3250 4500 5000
е Между токоведущим ч В 950 1050 1650 2050 3000 4000
частями разных цепей в разных плоскостях при обслуживаемой нижней
цепи и неотключенной
г, к верхней От неогражденных то- коведущнх частей до земли нли до кровли зда- ний при наибольшем Г 2900 3000 3100 3600 4000 4500 5000 6450
ж, зч к провисании проводов Между токоведущими частями разных цепей в разных плоскостях, а также между токоведу- п 2200 2300 2400 2900 3300 3800 4500 5750
щими частями разных цепей по горизонтали прн обслуживании одной це- пи и неотключенной дру- гой, от токоведущих час- тей до верхней кромки внешнего забора, между токоведущими частями и
зданиями нли сооруже-
и НИЯМИ От контакта и ножа разъединителя в отклю- ченном положении до ошиновки, присоединен- ной ко второму контакту ж 240 265 485 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 прини-
мать прямолинейный закон падения потенциала вдоль изоляции от полного номинального напряже-
ния (со стороны токоведущих частей) до нуля (со стороны заземленных частей).
2, Расстояние от токоведущих частей или от элементов изоляции (со стороны токоведущих
частей), находящихся под напряжением, до габаритов трансформаторов, транспортируемых по же-
лезнодорожным путям, уложенным на бетонном основании сооружений гидроэлектростанций, допу-
скается принять менее размера Б, но не менее размера /1ф„3 .
3. Расстояния /ф_>3 и ф в электроустановках напряжением 220 кВ и выше, расположен-
ных и а высоте более 1000 м над уровнем моря, должны быть увеличены в соответствии с требова-
ниями ГОСТ 1516.1-76.
Рис. 30-2. Наименьшие расстояния в свету от токоведущнх частей до различных элементоа ОРУ.
92
Конструкции распределительных устройств
[Разд. 30
где c=f sin a; f — стрела провеса провода,
м, при +15° С; a=arctg P/Q-, Р — давле-
ние ветра на провод, Н/м; Q=mg — вес
провода, Н/м; m — масса провода, кг/м;
£=9,81 м/с2.
Скорость ветра принимается равной
60% учтенной при расчете строительных
конструкций. Прн токах трехфазиого КЗ
20 кА и более гибкие шины следует прове-
рять на возможность схлестывания или
опасного в отношении пробоя сближения в
результате динамического воздействия то-
ков КЗ. В ОРУ 110 кВ и выше должен
быть предусмотрен с габаритом 4 м по ши-
рине и высоте проезд вдоль выключателей
для передвижных монтажно-ремонтных ме-
ханизмов н приспособлений, а также для
передвижных лабораторий. Расстояние от
неогражденных токоведущих частей до га-
баритов i/ашнн, механизмов и транспорти-
руемого оборудования должно быть не ме-
нее размера Б.
Соединение гибких проводников в про-
летах должно выполняться опрессовкой, а
соединение в петлях у опор, присоединение
ответвлений в пролете (без разрезания про-
вода) и присоединение к аппаратным за-
жимам— сваркой или опрессовкой. Пайка
и скрутка проводов не допускаются. Болто-
вые соедииеиия допускаются только на ап-
паратных зажимах и на ответвлениях к раз-
рядникам, конденсаторам связи и трансфор-
маторам напряжения, а также на временных
установках, когда применение неразъемных
соединений требует большого объема работ
по перемонтажу шин.
Гирлянды изоляторов для подвески шин
в ОРУ напряжением до 220 кВ включитель-
но должны быть, как правило, одинарными,
а свыше 220 кВ двухцепными с раздель-
ным креплением цепей к конструкциям..
При определении нагрузок на элементы
РУ должны учитываться вес элементов, на-
грузка от ветра и гололеда и механические
напряжения при изменении температуры.
ОРУ должны выполняться с учетом требо-
ваний взрывобезопасности (склады водо-
рода) и пожаробезопасности (маслонапол-
ненное оборудование).
Для предотвращения растекания масла
и локализации возможного пожара прн по-
вреждениях маслонаполненных силовых
трансформаторов (реакторов) с количеством
масла более 1000 кг в единице (баке) и ба-
ковых масляных выключателей ПО кВ и
выше должны быть выполнены маслопри-
емники, маслоотводы и маслосборники,
удовлетворяющие соответствующим требо-
ваниям ПУЭ.
Токоограничивающие реакторы наруж-
ной установки 6—10 кВ устанавливаются у
стены ЗРУ, а шунтирующие реакторы.— на
территории ОРУ.
30-2. ТИПОВЫЕ КОНСТРУКЦИИ
ЗАКРЫТЫХ РУ
Закрытые РУ 3—20 кВ
Наибольшее распространение на практи-
ке получили РУ 6—10 кВ, выполняемые из
сборных модульных элементов н из комп-
лектных ячеек. заводского исполнения
(КРУ). В РУ 3—10 кВ систем с. н. элект-
ростанций также, как правило, используются
ячейки КРУ. На напряжениях 10—24 кВ
экранированными токопроводами выполня-
ются соединения между мощными генера-
торами и блочными трансформаторами с от-
ветвлениями к трансформаторам собствен-
ных нужд (возможны также ответвления
для питания потребителей местной сети 6—
10 кВ).
Ниже приводятся характерные типовые
конструкции ЗРУ.
• Распределительное устройство 6—
10 кВ без реакторов на 'Отходящих линиях
(рис. 30—3) выполнено одноэтажном с
двухрядной установкой ячеек КРУ с одним
коридором и -двумя отсеками по числу сек-
ций. Выводы отходящих кабельных линий
осуществляются в трубах, выходящих из
ячеек наружу в соответствующую сторону
от здания РУ. Ввод от трансформаторов
осуществляется через проходные изоляторы
в наружной стене здания. Пролет здания
6 м.
РУ 6—10 кВ понижающей подстанции
с групповыми сдвоенными реакторами
(рнс. 30-4) выполнено одноэтажным с двух-
, рядной установкой ячеек КРУ с четырьмя
секциями, одним коридором и двумя отсе-
ками. Групповые реакторы устанавливают-
ся в пристройках к зданию РУ. Для досту-
па в реакторное помещение между ячейками
Рис. 30-3. План РУ 6—10 кВ с КРУ.
It
s-я секция
16
18
375
3000g
3000
зойс
7-я секция
2-я секция
А
v
Шинный корой
Шинный корой
над проходом
Стальная
труда
Ограждение перемычек
секционных Выключателей
______________КОРО
z-я секция
Рис. 30 4. РУ 6—10 кВ понижающей подстанции с групповыми сдвоенными реакторами н КРУ» ТЭП, 1957.
а — схема заполнения; б — план.
5
X
1-я секция
7-я секция
?Z I 74 [?g j 7g I ^g | 2Z I I £» I \?g I jg | 3Z7 I 52 I J» I
1500 375\^PS 1500, j000*3~3000~ . 1500*2=3000
| Jg | 38 | 40 - | 42
1000*8" 8000
1000*6^6000
s-я секция
b-я секция
§ 30-2] Типовые конструкции закрытых РУ
Es3zs^ iS izi: izi
У777/Й
Шинный
корой
Шинный
корой над
проходом
- 77/77/7/.
|8ЙЙИЙ!
94
Конструкции распределительных устройств
[Разд. 30
6 и 8, а также 34 и 36 имеются проходы.
Кабельные линии непосредственно нз ячеек
КРУ выводятся наружу. Пролет здания 6 м.
РУ 6—10 кВ понижающей подстанции
с групповыми одинарными реакторами и
КРУН (рис. 30-5) выполнено с установкой
предыдущей схеме. Шаг ячейки 3 м, пролет
здания 18 м.
ГРУ 6-10 кВ с двумя системами сбор-
ных шин, двухэтажное, с тремя коридорами
на каждом этаже (рис. 30-8), рассчитано на
ударный ток 300 кА. Пролет здания 15 м,
реакторов в отдельно стоящих будках и с
применением ячеек КРУН. В случае уста-
новки реакторов для наружной установки
необходимость в будках отпадает. Кабель-
ный канал располагается между будками и
ячейками КРУН.
Генераторное распредустройство (ГРУ)
6—10 кВ с одной системой сборных шин
(рис. 30-6) на ударный ток 300 кА выпол-
нено одноэтажным; пролет здания 18 м,
имеются три прохода. В центральной части
здания располо?кеиы блоки сборных шин н
шинных разъединителей, далее следуют
ячейки генераторных, трансформаторных и
секционных выключателей, групповых и
секционных реакторов и шинных трансфор-
маторов напряжения. У стены здания рас-
поло?кены ячейки КРУ- Имеются два под-
земных кабельных туннеля и два венти-
ляционных канала. Ячейки ГРУ рассчитаны
на установку выключателей МГ-20; шаг
ячеек 3 м.
ГРУ 6-10 кВ с одной системой сборных
шин (рис. 30-7) на ударный ток 300 кА
выполнено одноэтажным. Оно разработано
в трех вариантах для ТЭЦ с четырьмя ге-
нераторами по 60 МВт: I — с групповыми
реакторами; II — с групповыми реакторами
и мощными токопроводами; III — с группо-
выми и индивидуальными реакторами. Ком-
поновочное решение подобно принятому в
шаг по длине 6 м, шаг ячеек 2,4 м. Блоки
шин и шинных разъединителей расположе-
ны иа 2-м этаже, выключатели (МГ-10 и
МГ-20), секционные (до 4 кА) и групповые
линейные реакторы (до 1,5 кА) — на
I этаже. Ячейки КРУ примыкают к ячейкам
реакторов. Имеются два подземных кабель-
ных туннеля.
' Более совершенное ГРУ 6—10 кВ (ис-
полнение на 10 кВ), двухэтажное, с двумя
системами сборных шин изображено на
рис. 30-9. Оно рассчитано иа ударный ток
300 кА, установку выключателей МГ-10 и
МГ-20, секционных реакторов на 2,5—
4 кА, групповых одинарных линейных ре-
акторов 0,63—1,6 кА н сдвоенных линейных
реакторов 2x0,63 и 2x1 кА. ГРУ разрабо-
тано для схемы из четырех секций, соеди-
ненных в «кольцо» с подключением к каж-
дой секции по одному генератору до
63 МВт (6 кВ) или до 120 МВт (10 кВ) и
с подключением к первой и третьей секци-
ям трансформаторов связи мощностью до
80 МВ-А.
На I этаже располагаются выключатели
генераторов и трансформаторов, шиносое-
динительные и секционные выключатели,
секционные и линейные реакторы. На
11 этаже размещаются шкафы сборных шин,
шинных разъединителей и трансформато-
ров напряжения.
§ 30-2]
Типовые конструкции закрытых РУ
95
Рис. 30-6. ГРУ 6—10 кВ одноэтажяое с одной системой сборных «дин, ТЭП,
а — поперечный разрез; € — схема заполнения.
•аинэж1готгос1ц -g-Qg эиа
г?
тр шт'пхээ
тЛаП 1 дашг!
?1??Н {' । । 1 । ! । *|*i 1 («11 IT! Il'lin* *Т»
। hi । И1 JI *н It li iiW]
Л 0_i 1111 I I i'It пи
О
сп
М
Ъммидэ
хмнжтинон
апнъдонаюгон
ПХПЗЬИ Э1ЯН(?0(р
" этдодд п
GI-LMQ
нэиашяноштд о
faiX ivtoHin
хаам
хиншим/инох ajf
QQ&odU ~~
Ol-_Wi VOZ-JW
тш/ашшоиличд n
aV9d‘V2d
gotfouimad кйвд
GZ-Xffd W-Wd
n^unnngaunxi зин
нпттчнтп а/янйадэ
' изана Усамой
нэаьа ураном
п/аигпнпдэшк! ат
нпт п !чнпт amtiogj
Ol-JIH 7} oz-Jl't
xai/aiuwhoiuxng n
' OV3d‘V2d £od
-oujMvad NdaniM
ewodu ~
яддьи ma
-iuhwumm ajf
nwnahu wiKfoga
Э1чндодд n
Ol-tMQ
wauaiuohoiumg a
/?фпя/77
‘ггпнпда
хпнжгнинон
апнудонэютон
Рис. 30-7. ГРУ 6—10 кВ одноэтажное с одной системой сборных шин, Промэнергопроект, 1967.
а—план и схема заполнения по I варианту; б — план и схема заполнения по III варианту; в— поперечный разрез.
98
Конструкции распределительных устройств
[Разд. 30
Рис. 30-7. Продолжение.
§ 30-2]
Типовые конструкции закрытых РУ
99
Контактные соединения шин, как пра-
вило, сварные. Пролет здания 15 м, про-
дольный шаг колонн 6 м, шаг ячеек 2,4 м.
Закрытые РУ 35—220 кВ
В СССР ЗРУ с обычным электрообо-
рудованием, предназначенным для наруж-
ной установки, спроектированы и выполне-
ны иа 35, ПО и 220 кВ.
Разработано, освоено промышленно-
стью и находится в опытной эксплуатации
комплектное оборудование с элегазовой
изоляцией на ПО и 220 кВ (КРУЭ-110 и
КРУЭ-220), осваивается элегазовое обору-
дование иа 330, 500, 750 кВ. Разработай
комплекс электрооборудования для КРУЭ-
1150.
Ниже даиы типовые решения по ЗРУ
35—220 кВ с обычным оборудованием,
предназначенным для наружной установки.
ЗРУ 35 кВ с двумя системами сборных
шин (рис. 30-10) выполнено одноэтажным
с пролетом здания 12 м и шагом колонн
по длине здания 6 м. Имеются два кори-
дора обслуживания и коридор управления.
Закрытое РУ рассчитано иа установку вы-
ключателя ВВН-35 и МГ-35; шаг ячейки
3 м. Сборные шины рассчитаны на номи-
нальный ток 2 кА и ударный ток 82 кА.
Сборные шины расположены в вертикаль-
ной плоскости и имеют междуфазные пе-
регородки. Вводы линейных и трансформа-
торных цепей расположены с одной сторо-
ны здания ЗРУ. У стены здания со стороны
линейных выводов располагаются панели
релейной защиты. Подземный кабельный
туннель расположен у стены здания сна-
ружи.
ЗРУ ПО кВ с двумя системами сбор-
ных шин (рис. 30-11) выполнено двухэтаж-
ным, с пролетом здания 12 м н шагом ко-
лонн по длине здания 6 м. ЗРУ рассчитано
на установку выключателей ВВН-110. Об-
ходная система шин располагается вне
здания. На втором этаже имеются два ко-
ридора обслуживания, а на первом — ко-
ридор обслуживания (в нем расположены
панели релейной защиты) и коридор управ-
ления. Под ячейками выключателей соору-
жается совмещенный туннель для проклад-
ки контрольных кабелей и воздухопрово-
дов воздушных выключателей.
На рис. 30-12 показан разрез ЗРУ
ПО кВ зального типа с двумя системами
сборных шин и с обходной системой, на-
ходящейся в помещении ЗРУ. Выключате-
ли ВВН-110. Возможна установка выклю-
чателей ВВБ-110 и ВНВ-110, а также ма-
ломасляных выключателей. Пролет здания
18 м, шаг ячейки 6 м.
На рис. 30-13 приведен разрез двух-
этажного ЗРУ 220 кВ с двумя системами
сборных шин и с обходной системой, нахо-
дящейся в помещении ЗРУ. Выключатели
ВВБ-220 нли ВВН-220. Пролет здания 24 м,
шаг ячейки 12 м. В 1974 г. ТЭП несколько
модернизировал конструкцию данного ЗРУ.
7*
30-3. ТИПОВЫЕ КОНСТРУКЦИИ
ОТКРЫТЫХ РУ
Конструкции ОРУ определяют следую-
щие факторы: схема электрических соеди-
нений, уровень номинального напряжения,
тип и габариты электрооборудования, чис-
ло и порядок подключения присоединений,
возможность расширения, компоновка ОРУ
и его элементов, взаимосвязь с ОРУ дру-
гих напряжений.
Ниже приведены характерные типовые
конструкции ОРУ, позволяющие в совокуп-
ности оттенить (продемонстрировать) влия-
ние указанных факторов.
В настоящее время все конструктивные
элементы ОРУ выполняются, как правило,
из сборных железобетонных элементов.
В отдельных случаях при отсутствии желе-
зобетонных конструкций или при больших
нагрузках на колонны и траверсы (в ОРУ
330 кВ и выше) могут быть использованы
металлические конструкции.
Однопор1-альное ОРУ 35 кВ с одной
секционированной системой сборных шин
(рис. 30-14) рассчитано на установку вы-
ключателей ВМД-35 или ВМП-35, шаг
ячейки 4,6 м. Жесткие сборные шины рас-
положены на опорных изоляторах, укреп-
ленных на консолях основной несущей кон-
струкции. Под сборными шинами располо-
жены шинные и линейные разъединители
со своими заземляющими ножами, а еще
ниже — выключатели с приводами, шкафы
релейной защиты и автоматики.
ОРУ ПО кВ понижающих подстанций
(рис. 30-15). Конструкция ОРУ должна
предусматривать возможность расширения
с минимальным объемом строительно-мон-
тажных работ. На рнс. 30-15 показаны по-
следовательные этапы развития ОРУ
ПО кВ подстанции от схемы блок — ли-
ния — трансформатор до схемы одна сек-
ционированная система сборных шин с
обходной системой. Во исех схемах
принята однорядная установка выключа-
телей.
ОРУ ПО кВ с двумя системами сбор-
ных шин и обходной системой (рнс. 30-16)
с использованием металлических или уни-
фицированных железобетонных конструк-
ций запроектировано «Энергосетьпроектом»
в 1963 г. Две рабочие системы шин примы-
кают друг к другу; обходная система шин
отнесена за линейные порталы. Выводы к
трансформаторам пересекают две рабочие
системы шин. Выключатели устанавливают-
ся в один ряд; перед выключателями име-
ется автодорога для проезда ремонтных
механизмов, провоза оборудования и т. п.
Соединение между выключателями и транс-
форматорами тока над проездом выполне-
но жесткой ошиновкой. Во всех цепях уста-
новлены однополюсные двухколонковые
разъединители. Под внутренней рабочей си-
стемой шин принято асимметричное килевое
расположение разъединителей.
Конструкции распределительных устройств [Разд. 30
§ 30-2] -
Типовые конструкции закрытых РУ .
101
102
Конструкции распределительных устройств
[Разд. 30
'Наименование монтаж-
ных единиц
Номера, ячеек
Проход Трансфор- матор ан^ резервный. шсв 1-секции. Трансфор- маторс.р Ns1 Групповой, реактор Генератор ПИ • 120тыс.кВг
1 3 5 7 3
и
Е
X
а
Е
<4
Шкафы
КРУ
K-XZ
Камеры реакторов
РБ-10,РБС-10, РБДГ-10
выключателей.
МГ~10,МГ-20„
Сборные шины
и шинные
разведи наглели.
РВРЗ-16-20/8000
РВРЗгЮ/2500УЗ
Камеры реакторов
РБ-10,РБС-10,РБДГ-10
выключателей.
МГ-10, МГ-20
Шкафы
КРУ
K-XZ
Комера ячеек
Наименование монтаж-
ных единиц
1 J s i зФз L J , ff V J i [Id Lcj ф
О о ф : : S ф О Ф -Р-Р йй йй i i я A R H п "Ь*
Ю08 Г г
2 к в 8 10 I
Проход Групповой, реактор Групповой, реактор Тр-р трех- обмоточ- ный. №1 ВОтыс.кВ-А Выключа- тель секци- онного ре- акт ора сек- ций. X-JZ
Рис. 30-9. ГРУ 6—10 кВ (исполнение на 10 кВ) двухэтажное с двумя
а — схема заполнения; б — план 1-го этажа;
§ 30-2]
Типовые конструкции закрытых РУ
103
_ 1 « 14- 16' 18 20 22 24 | 26 28
Секционный реактор секций. I-JL Заземляющ. разъеди- нитель Тр-Р напряже- ния Выключа- тель сек- ционного Групповой реактор Групповой реактор Секционный, реактор секциш>Е-Ш Заземляющ разъеди- нитель
секцийТ-Ц
системами сборных шин, ТЭП, 1974.
в — поперечный разрез.
104
Конструкции распределительных устройств
[Разд. 30
: шо в
гШЬекцищ
Проход >
29
о
и
Групповой
.реактор
Групповой
реактор
Групповой^
рерктор
Групповой
реактор
ПеЗ
НЮтыс.кВг
Траяррер-
матврисл.
N°3
Генератор Групповой,
“°7 реактор.
39
JL
3
то
40
54
зв
30
32
3
3
3
3
г 'Ч-ИЦ 1 8000 pj' i§k i Jj^T х . 1 ~ §1 \ 3-- VP? | wH
—( fe I QSP8 ||| зд. t- , - Г~гооо~'1' Г-2’—11' 2500 1 L I 2500 ' Г -4'—II» . 0008 —< )
3
□
5000
J7000
Тр-р
напряже-
ния
Шинная
пере-
мычка.
Проход
Выклюнет
тель секци-
онного
-Гектора.
сещийД-Ш
3
3
3
3
3
3
3
3
Тр-р трех-
обмоточ-
ный. №2
ВОтыс.кВ-А
IjjfftmoEail. 'Гру'пп'аЯой
реактор реактор
Секционный,
реактор
секций itS
Заземляют
разъеди-
нитель
°-}
§ 30-21-
Типовые конструкции закрытых РУ
105
Генератор NS4 120тыс.кВт Групповой реактор Групповой реактор Групповой реактор
55 57 59 61
Проход
48 50 58 54
Тр'р напря- жения Выключа- тель сек- ционного реактора секцийШЕ Групповой, реактор Групповой реактор
56 | 58 . ’ 60 62
Секционный реактор секции, t-Ц Заземляющ- разъеди- нитель Тр-р напря- жения
Проход
Проход тнчн -gdasad Рошон Зо&нлхц шс.в Тсекции Трансфор- матор с.н. Групповой реактор Генератор №1 120ть‘1с.кВт Групповой реактор Групповой реактор \ Групповой ^реактор ш СВ К секции. Трансфор- матор №2 Групповой! реактор Групповой реактор L Генератор №2 120тыс.кВт Групповой реактор Групповой реактор
1 -3 5 7 9 11 13 15 • 17 19 21 23 25 27 29
Сторона, маиизала
sati' оозг' *'ootisl' ооэ?^ oops
500 1900 — >- 2400 „ 1200 1200 '2400~ Гьп..1] 2400 ~2400 ~ 2400 1200^200 J400. 2400 _ 2400 2400 1200 1200 2400 '2400 _ 2400
г 4 в 8 10 12 14 1B 18 20 22 24 28 28 30
ггз I Групповой, реактор Групповой. doujtniad Трансформа- тор трех- обмоточный, №1.80тыс.кВ-А ig р’ч Illi s Секционный реактор Секций I-П. »;S if1 Jdi C Q) cqO О do шит) ad nogouufidj Групповой реактор Секционный реактор секций Х-Ш
© (?)@ §) ~ © (б) Сторона. ОРУ ~(7)
Конструкции распределительных устройств [Разд. 30
^2400 ? 1200 1200 2400 < “> ^2400^ '2400 _ . 2400 „ 12001200 ^2400 2400 _ 2400 2400 _ 12001200 2400 _2400 _ '2400^ 2400 5 120Q_
32 34 36 38 40 42 44 46 48 50 52 54 56 58 60 62
Шинная пере- мычка I Выключатель I 1 naullllnuuflofi I П 70 V реактора. секцийЖ-Ш Трансформа- тор трех- обмоточный. №2.80 Груп побей, реактор Групповой, реактор Секционный реактор секций JIL-JZ. Выключатель секционного реактора секций Ш~Ж 'Групповой реактор dounmed •nogou'ufidj Секционный реактор секций I~]Z Проход
Проход
(8) ® (®) ® S
Рис. 30-9. Продолжение.
108
Конструкции распределительных устройств
[Разд. 30
Рис. 30-9. Продолжение.
В 1965 г. типовые компоновки ОРУ
ПО—500 кВ для схемы с двумя системами
сборных шин и с обходной системой уни-
фицированы (рис. 30-17). ОРУ выполняют-
ся с использованием железобетонных кон-
струкций, линейные порталы имеют оттяж-
ки. Габариты элементов ОРУ различного
напряжения даны в табл. 30-3.
Пример конструкции ОРУ 220 кВ уни-
фицированной компоновки показан на
рнс. 30-18. Подобную конструкцию имеют
также ОРУ ПО, 150, 330, 500 кВ с анало-
гичной системой сборных шин.
В последние годы, по предложению
М. Л. Зеликина (ТЭП) в ОРУ стали ши-
роко использовать подвесные разъедините-
ли (рис. 22-79), установка которых позво-
ляет существенно уменьшить площадь
ОРУ, количество изоляторов и расход про-
водникового материала.
На рис. 30-19 показано ОРУ 330 кВ,
выполненное по полуторной схеме (схема
3/2). В нем использованы выключатели
ВНВ-330 и подвесные разъединители
РПГ-330. Шаг ячеек 24 м, установка вы-
ключателей трехрядная, высота шинных
порталов 18 м, а линейных 25 м.
На рис. 30-20 приведено ОРУ 500 кВ
по схеме 3/2 с подвесными разъединителя-
ми н трехрядной установкой выключателей.
В ОРУ устанавливаются выключатели
ВНВ-500 нли ВВБК-500 и разъединители
РПД-500. Шаг ячейки 28 м. высота шинных
порталов 24 м, а линейных 34,5 м.
§ 30-2] ' Типовые конструкции закрытых РУ
Рис. 30-10. ЗРУ 35 кВ с двумя системами сборных шин, ТЭП, 1962.
а — схема заполнения; б — поперечный разрез.
110
Конструкции распределительных устройств
[Разд. 30
Рис. 30-10. Продолжение.
Рис. 30-11. ЗРУ ПО кВ с двумя системами сборных шин, ТЭП, 1969.
а — поперечный разрез; б — разрез по А-А.
§ 30-2] . Типовые конструкции закрытых РУ
112
Конструкции распределительных устройств
[Разд. 30
Рис. 30-12. ЗРУ ПО кВ зального типа с двумя системами сборных шин и с обходной системой,
ТЭП, 1967.
Рис. 30-13. ЗРУ 220 кВ двухэтажное с двумя системами сборных шин и с обходной системой, ТЭП,
1971.
§ 30-3]
Типовые конструкции открытых РУ
113
На рис. 30-21 приведены план и схема
заполнения ОРУ 500 кВ по схеме шины —
трансформаторы с подключением линий по
схеме 3/2 и с однорядной установкой вы-
ключателей. Здесь шаг ячейки также 28 м,
но габариты ОРУ, условия монтажа и об-
служивания электрооборудования иные,
чем в компоновке по схеме 3/2 с трехряд-
ным расположением выключателей.
ОРУ 500 кВ по схеме 4/3 с двухрядной
установкой выключателей показано на
рис. 30-22, а с однорядной установкой — на
рис. 30-23. В ОРУ устанавливаются выклю-
чатели ВНВ-500 и подвесные разъедините-
ли РПДБ-500. Шаг ячейки 28 м, высота
шинных порталов 24 м, а линейных 34,5 м.
ОРУ 500 кВ по схеме шестиугольника
(рис. 30-24) выполнено с использованием
металлических конструкций с двухрядной
8—792
установкой выключателей. Шаг выходных
ячеек линий и трансформаторов 24 м; шаг
ячеек выключателей шестиугольника 28 м;
расстояние между фазами выключателя
12 м; расстояние от оси выключателя до
автодороги 10 м. Выключатели воздушные
ВВ-500, разъединители рубящего типа.
Шинные порталы образуют два прямо-
угольника 48X56 м. В ОРУ предусмотрены
два кольца автодорог.
ОРУ 750 кВ по схеме два связанных
четырехугольника с выключателями в пере-
мычках (рис. 30-25) выполнено с двухряд-
ной поперечной установкой выключателей
четырехугольников; один из выключателей
перемычек находится в третьем ряду. Вы-
ключатели ВВБ-750; разъединители obvxyo-
лонковые РЛНД-750. Площадь ОРУ 174,5Х
Х411 м.
114
Конструкции распределительных устройств
[Разд, 30
Рис. 30-16. Планы и схемы заполнения ОРУ ПО кВ
§ 30-3]
Типовые конструкции открытых РУ
115
понижающей подстанции при ее расширении.
116
Конструкции распределительных устройств
[Разд. 30
§ 30-3]
Типовые конструкции открытых РУ
117
Рис. 30-16. ОРУ НО кВ с двумя системами сборных шин и с обходной системой, разрезы, «Энергосетьпроект», 1963.
ячейка линии; б — ячейка силового трансформатора; в — ячейка обходного выключателя; г — ячейка шиносоединительного выключателя.
ooos ooos
118
Конструкции распределительных устройств
[Разд. 30
Рис. 30-17. Компоновка и размеры типовых ОРУ 110—500 кВ с двумя системами сборных шин н
с обходной системой, «Эиергосетьлроектэ, 1965.
Таблица 30-3
Размеры, м (рис. 30- 17)
^ном • кВ а б в г а 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 И,5 9,5 15 16 11,1 3 2,55 8 13 4,25 2,13
220 11.75 12 18,25 20,5 15,4 4 3 7 11 16,5 4 3,25 —
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
§ 30-3]
Типовые конструкции открытых РУ
119
Рис. 30-18. ОРУ 220 кВ с двумя системами сбориых^шии н с обходной системой, «Энергосетьпроектж,
о —разрез по ячейке линии; б —разрез по ячейке трансформатора; в — план ячеек.
120
Конструкции распределительных устройств
[Разд. 30
Наименование ячеек'
ЛЭП
ЛЭП
№ ячеек
Н КФ-330
ВЧ заградитель
и конденсатор
связи
ЗТ-500У1
№ ячеек
Наименование ячеек
АТ1
ЛЭП
ЛЭП
ЛЭП
Резерв
В Ч заградитель
и конденсатор
связи.
АТ2
Резерв
а)
Рис. 30-19. ОРУ 330 кВ по схеме ®/2 с подвесными
а — схема заполнения^
Сборные ишны
2АС-Б00/72, ГОСТ839-74
РПГ-330-3200,330кВ,3200А
Привод ПД-2У1
ВНВ-330-3200У1
330кВ,3200А
ТРН-330, ЗЗОкВ, Р/Р/Р/Р/ОД
3000Ц/1/1/1/1А__________
рпг-ззо-згоо, ззокВ,згооА
Привод ПД-2У1
РПГ-330-3200,ЗЗОкВ,3200А
Привод ПД-2У1
рпг- ззо-згоо, ззокв,згоол
Привод ПД-2У1
ТРН-330,ЗЗОкВ,Р/Р/Р/Р/ОД
3000/1/1/1/1/1А
ВНВ-330-3200У1
330кВ,3200А
РПГ-330-3200., 330кВ,3200А
Привод ПД-2У1
РПГ-330-3200,330кВ^200А
Привод ПД-2У1
РПГ-330-3200,330кВ,3200А
Привод ПД-2У1
ТРН-330,330кв,Р/Р/Р/Р/0,5
3000/1/1/1/1/1А
ВНВ-330-3200У1
330кВ,3200А
РП Г-330-3200,330кВ, 3200А
Привод ПД-2У1
Сборные ишны
2ACS00/72, ГОСТ 039-74
их
г
КЧ*
(It
1
. ।
§ 30-3]
Типовые конструкции открытых РУ
121
— — —— ЛЭП лап лзп Резерв лап Резерв
6 7 8 9 10 11 12
< / < 1 J X ч^ф ч^Чп Рч чЧь ч'Чь ч'Нс * <4 г — чЧ’ [ ( — Z ( И. < = * Ч^ЧН ч^Чь £ чКц, ч'Нь L 1— Ы£>- ^•н-1 /хлл—X 1 kw- tAZT -4Л- ri 1 ( 1 -N-lh Г ч^Чь ч'Чь ч\|1" к ч'Чо ч^Ч1, -1 +L — « I! i II к <; d X ... =ф _Z н-1 S_=4_Z. Л.4-’ _ Я ? Г-Г"Г 2 Г" Т~Ьнн“ U Z = Г,..-- .-У 5. _.- ~ ~„—.,1.1 Z
е , 7 8 9 10 11 12
Блок Ни 1 Блок №2 — Пусковой, mp-p — —
разъединителями, ТЭП, 1978.
6 — плав; в — разрез по ячейке № 4.
122
Конструкции распределительных устройств
[Разд. 30
§ 30-3]
Типовые конструкции открытых РУ
123
. Рис. 30-19. Продолжение.
25000
Наименование присоединений. ВЛ ВЛ ВЛ ВЛ ВЛ ВЛ
Реактор - Реактор Трансформ. Трансформ. ВЛ
№ячеек 12 3 4 5 6 7 8 9
Разрядник РВМК-500П 1 »||4ШП><£ - X ± 1 1 >4i> let -Mil- Vi"
Конденсаторы 3(СМБ-46б1т&-14У1)+(ОМР-15-0,107У1)
ВЧзагради тр-ное устройство ВЗ~2000~1,2+(НДЕ-500-72У1) f® f® £
Заземлитель телескопический ЗТ-500У1
V4 __ »z4
1 L r>4 rzHi 'Sh'1 Ju r f>oG) t Jr г к
Разъединитель подвесной РПД-500-1/3200У1
Заземлитель телескопический ЗТ-500У1
Выключатель ВНВ-500-3200-Ц0У1 ВВБК-500-3200-50У1 K4
Трансформатор напряжения НКФ-500У1+ЗТ-500У1
Трансформатор токй ТРН-500У1+(ЗТ-500У1)
Разъединитель подвесной РПД-500-2/3200У1
РПД-500-1/3200У1+(ЗТ-750У1) \ \ V ''
РПД-500-2/3200У1 K4 \ |i*4 \ \ K4 K4
Заземлитель телескопический ЗТ-500У1
Выключатель ВНВ-500-3200-Ч0У1 ВВБК-500-3200-50У1 J>4 \ \ K4
Трансформатор тока ТРЦ-500У1
Заземлитель телескопический ЗТ-500У1
Разъединитель подвесной РП.Д-500-2/3200У1 К-4 О К4 К4 i i— In* o= fzH'
РПД-500-1/3200У1+СЗТ-750У1)
РПД-500-2/3200У1 (> L
Заземлитель телескопический ЗТ-500У1
Трансформатор тбка ТРН-500У1
Трансформатор напряжения ККФ-500У1 Tz4 liH1, pHi1 Л-. .5 i -
Выключатель ВНВ-500-3200-40У1 В В БК-500-3200-50У1 fizHh
Заземлитель телескопический ЗТ-500У1 Система сборных шин ЗТАС-600/72) + ТЗТ-750У1)
Конструкции распределительных устройств [Разд. 30
Заземлитель телескопический ЗТ—500У1
ВЧзагбад.и тр-ное устройство ВЗ-2000-1,2+(НДЕ-500-72У1) H^HI-
Конденсаторы 3(СМБт16Б1тТЗ'-ЩУ1)+(омР-15-0,107У1)
Разрядник РВМК-500П i , а)
. § 30-3]
Типовые конструкции открытых РУ
125
268000
126
Конструкции распределительных устройств
[Разд. 30
§ 30-3]
Типовые конструкции открытых РУ
127
Рис. 30-20. Продолжение.
128
Конструкции распределительных устройств
[Разд. 30
Номера ячеек 1 2 «7 5 6
Наимено- вание присоеди- нений вл ВЛ
Реактор Трансформатор НКФ-50031
324000
Наименование аппаратов
РВМК-500П
3(СМБ— 166//S~1431) ;
ОМР-15-0,10731___________
HfiE-500-7631; ВЗ-2000-1,2
3T-50Q31_________
РПД6т500-1/3200У1________
3T-7S031_________________
3(АС-600172)_____________
РПДБ-500-1/3200 31_______
3T-50031_________________
ВНВ-500-3200-4031(ВВБК-500',
ТРН-50031_____________
ЗТ-50031_________________
РОД Б-500-1/320031_______
3(АС-600/72)_____________-
ЗТ-750У1_________________
РП/Б-500-1/320031________
ЗТ-50031_________________
ВНВ-500-3200- 4031(ВВБК-500)
РВМГ-500
Рис. 30-21. ОРУ 500 кВ по схеме шины — трансформатор с полуторным присоединением линий
а — схема заполнения н .-общий план;
§ 30-3]
Типовые конструкции открытых РУ
129
и однорядным расположением выключателей.
6—разрез ячейки; в — план ячейки.
9—792
130
Конструкции распределительных устройств
[Разд. 30
Рис. 30-21. Продолжение.
§ 30-3]
Типовые конструкции открытых РУ
131
Номера, ячеек в 5
Наименование присоединений. B/INeB BJHS5-
Тип оборудования ==4 ЯПШ]|1
РВМК-500Л ft
0МРН~К~0,107У1 чннь ЧНН1 ч''-ii
CMH-iee/ft-wvi НДЕ-500-72У1
ЗТ-500У1
.ВЗ-2000—1,2 '• • <
3(АС-600/72)
ННФ -500У1
ЗТ-500У1'
РПДБ-500-1/3200У1 н^Чи
3(АС-600/72)
РЛДБ-500-1/3200У1 I -Nil /
ЗТ-500У1
ВНВ-500-3200-ЧОУ1 • 44b i4—
ТРН-500У1
ЗТ-500У1
РПДБ-500-2/3200У1 -и-j-Nh
ЗТ-500У1 - РПДБ-500-1/3200У1
ЗТ-500У1. РПДБ-500-2/3200У1
ТРН-500У1
ВНВ-Б00-320О-Ч0У1
ЗТ—500У1 KHi' fpSi'
РПДБ-500-1/3200У1
3(АС-В00/72) 'Ibx*-
РЛДБ-500-1/3200У1
ЗТ-500УР
•
Наименование присоединений Блок№3 Реактор
Реактор
Блок Це 2
Блок №1
Рис. 30-22. ОРУ 500 кВ по схеме 4/s с двухрядным расположением выключателей, ТЭП, 1979.
а — схема заполнения; б — общий план; в — разрез ячейки.
132
Конструкции распределительных устройств
[Разд. 30
Номера .
ячеек
Наиме-
нование ’
присое-
динении
6
вл же
Блок Ж 3
А
з
2
1
5
ВЛ №5
Реактор
У
ВЯЖУ
Реактор
3
ВЛ№3
Блок №2
2
ВЛ№2
Блок N-1
1
ВЛ№1
А А А
5000 k
зооо
W |8 |А
28000 ,
[С |А
28000 ,
1 I I
[С tfi М
28000 ,
! I I
|8 [А
28000
180000 3
1 1 г.
[С |8 |Л
28000
28000
8000
5000
*)
Рнс. 30-22. Продолжение.
§ 30-3]
Типовые конструкции открытых РУ
133
Рнс. 30-22. Продолжение.
134
Конструкции распределительных устройств
[Разд. 30
Номера ячеек 1 2 3 ч ' • ^5 6
Наименование присоединении Трансформатор nwipmewHK$-50(li 1 BP ВЛ
Трансформатор АТ-1 Блок N!2 Трансформаторна прн>кенияИКф-50В31 Блок NS3
—1-—— 4—J 5200 8800 ,88001 5200 4J-L
j. 1—~ q_. 4 =rp-t-L[ — I-
'Наименование
аппаратов
Р8МК-500П
6500
28000
Ml'
Ч Блок N03
Блок №2
' HMI
Трансформа-
тор АТ-1
РПДБ~500-1/320081
3TS0081
888-500'3200-4081
(ВВБК-500)
ТРИ-500 81
ЗТ-50081
РПДБ-500-1/320081
3(АС~600/72)
ЗТ~ 75081
РПДБ-500-1/320081
ЗТ -.50081
\НКФ-50081
Рис. 30-23. ОРУ 500 кВ по схеме 4/з с однорядным
а—общий план; б — схема заполнения;
8000\
28000
fe ус
28000___
28000
28000
ЧА |В |С
28000
а)
>||—спт->
3(СМ6-166/*в-1481);
0МР-15-0,10781
НДЕ-500~7281
83-2000-1,2
ЗТ-50081
3(АС-600/72)
Ml.
§ 30-3]
Типовые конструкции открытых РУ
135
расположением выключателей, ТЭП, 1979.
в — разрез ячейки; г—план ячейки.
136
Конструкции распределительных устройств
[Разд. 3Q
16
17
18
п
ВЛ (резерв')
ВЛ
Реактор
Блок №6
6000
5000
КОО
7500,
Транаркрмшпщйш-1
гряженияНКФ~500У1
:3000
2500
6000
6000
8000
6000
Трансформатор на:
тяженияВКф-БООН
15
ВЛ
IT t
5000
3000
28000
28000
28000
♦a Is »с
28000
ТА ts ft
грооо
28000
45000
Рис. 30-23. Продолжение.
§ 30-3]
Типовые конструкции открытых РУ
137
Рнс. 30-23. Продолжение.
138
Конструкции распределительных устройств
[Разд. 30
Рис. 30-24. ОРУ 500 кВ по схеме многоугольника, ТЭП, 1965.
§ 30-3]
Типовые конструкции открытых РУ
139
Рис. 30-25. ОРУ 750 кВ по схеме два связанных четырехугольника с выключателями в перемычках,
ТЭП, 1964.
а — план; б — разрезы.
140
Конструкции распределительных устройств
[Разд. 30
§ 30-3] • Типовые конструкции открытых РУ
WOOD
60000 .
18000
32000
18000
13500
13500
13500
13500
32000
S0007000i\
85500_______
32000 ., . 32000
30000 10000
_________95500
32000
над
Компрессорная
Здание релейных панелей.
78000
35000
85000
360000
Sj
Рис. 30-26. ОРУ 750 кВ по схеме 8/2 с трехрядной установкой выключателей, ТЭП, 1976.
а — схема заполнения; б — общий план; в — разрез ячейки № 3 II очереди.
-N Площадка для
размещения
ремонтного
оборудования
177000
^!i
1<
I
h
142
Конструкции распределительных устройств
[Разд. 30
SI 8Z
§ 31-1]
Режимы работы электрических сетей энергосистем
143
На рис. 30-26 показано ОРУ 750 кВ по
схеме 3/2 с двухрядной установкой выклю-
чателей для второй очереди электростанции
с указанием порядка его дальнейшего рас-
ширения. Выключатели ВВБ-750, подвесные
разъединители РПНЗ-750, шаг ячеек 41 м,
высота шинных порталов 32 м, а линей-
ных 42 м.
Список литературы
30-1. Правила устройства электроустановок
ПУЭ-76. — 5-е изд.» раздел IV. — М.: Атомнздат,
1978. — 94 с.
30-2. Правила технической эксплуатации
электрических станций и сетей. — 13-е изд. — М.:
Энергия, 1977. — 288 с.
30-3. Пособие по изучению правил техничес-
кой эксплуатации электрических станций и сетей.
Разд. 6, 7. — М.: Энергия, 1979. — 398 с.
30-4. Двоскин Л. И. Схемы и конструкции
распределительных устройств. — 2-е изд. — М.:
Энергия, 1974. — 224 с.
30-5. Джилз Р. Л. Компоновки распредели-
тельных устройств высокого напряжения.—М.:
Энергия, 1973. — 184 с.
30-6. Неклепаев Б. Н. Электрическая часть
электростанций. — М.: Энергия, 1976. — 552 с.
30-7. Электрическая часть электростанций/
Под ред. С. В. Усова. —Л.: Энергия, 1977. — 558 с.
Раздел 31
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
СОДЕРЖАНИЕ
31-1. Режимы работы электрических сетей
энергосистем............................
Структура электрических сетей (143).
Графики нагрузки линий и трансфор-
маторов (146). Загрузка элементов
сети (148). Уровни напряжения (150).
Потери электроэнергии (150)
31-2. Расчетные схемы сетей и параметры
входящих в них элементов
Схемы замещения линий (150). Схе-
мы замещения трансформаторов и
автотрансформаторов (154). Характе-
ристики нагрузки (159)
31-3. Расчетные схемы разомкнутых и про-
стейших замкнутых сетей
Расчеты режима разомкнутых сетей
( ). Расчеты режимов замкнутых
сетей (161). Упрощающие преобразо-
вания схем замещения (164)
31-4. Расчет режимов сетей большой
сложности...............................
Прямой метод расчета сети (165). Ис-
пользование узловых уравнений
(166). Использование контурных
уравнений (166). Итерационные спо-
собы решения узлового уравнения
(167)
31-5. Проектирование электрических сетей
энергосистем
Организация и стадийность проекти-
143 рования (168). Содержание проектов
развития электрических сетей (170).
Принципы построения схем электри-
ческой сети (172). Размещение и схе-
мы присоединения к сети понижаю-
щих подстанций (173). Выбор номи-
нального напряжения электрической
152 сети (174). Выбор сечений проводни-
ков воздушных и кабельных линий
(175). Выбор трансформаторов (177).
Компенсация реактивной мощности в
сетях энергосистем (179). Примеры
расчетов (182)
160 31-6. Оптимизационные модели для выбора
конфигурации сети .... 184
31-7. Регулирование напряжения в элект-
рических сетях......................184
31-8. Оценка надежности схем систем
электроснабжения ..... 487
165 Общие положения и допущения (187).
Метод анализа вероятностей состо-
яния системы (|89). Определение по-
казателей надежности схем электри-
ческих соединений с использованием
структурного анализа (190). Расчет
народнохозяйственного ущерба от
перерывов электроснабжения (195)
168 Список литературы..........................196
31-1. РЕЖИМЫ РАБОТЫ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
ЭНЕРГОСИСТЕМ
Структура электрических сетей
Передача электроэнергии от электро-
станций энергосистем и ее распределение по
территории осуществляются по электриче-
ским сетям общего пользования. Они нахо-
дятся в ведении Минэнерго СССР и обра-
зуют сеть централизованного электроснаб-
жения практически на всей обжитой терри-
тории пашей страны.
Суммарная протяженность только ли-
ний электропередачи напряжением 35 кВ и
выше этой сети уже превысила 600 тыс. км
(табл. 31-1), а протяженность эксплуати-
руемых Минэнерго СССР линий 20 кВ и
ниже, образующих сеть общего пользова-
ния в сельской местности и в части горо-
дов, достигла 3,5 млн. км. Ежегодно вво-
дится 5—7 тыс. км линий напряжением
220 кВ и выше, примерно 10 тыс. км линий
110 кВ и 13 тыс. км линий 35 кВ.
144
Электрические сети высокого напряжения
[Разд. 31
Таблица 31-1
0J
й
CJ
*
ГК
сх
с
xS
750
500
330
220
Протяженность
в одноцепном
исчислении
на 1.01.81 г
тыс. км %
3,5 0,5
27,0 3,5
24,5 3,2
94,0 12,2
Примечания
Включая 475 км ВЛ
800 кВ постоянного тока
Включая 553 км ВЛ
400 кВ
110 316.0 41,0 Включая 6,9 тыс. км
ВЛ 150 кВ
35 307,0 39,6
Установленная трансформаторная мощ-
ность на понижающих подстанциях сети
общего пользования составляет 2,5 кВ-А
на 1 кВт установленной мощности электро-
станций, притом в среднем равными доля-
ми между подстанциями напряжением 110
(150) кВ и ниже и подстанциями 220 кВ и
выше. Относительно небольшая суммарная
установленная мощность подстанции ПО кВ
и ниже в сети общего пользования обу-
словлена тем, что значительная часть (так
называемые «абонентские» подстанции)
эксплуатируются другими министерствами
и ведомствами. Так, мощность подстанций
напряжением ПО кВ, принадлежащих Мин-
энерго СССР, составляет немногим более
половины общей по стране, а трансформа-
торных пунктов 6—20/0,4 кВ около 10%.
Сети напряжениями 110/35/6—10/0,4 кВ
применяются практически во всех энер-
госистемах страны, только в Латв-
энерго применяется сочетание напряжений
110/20/0,4 кВ. Сети более высоких напря-
жений имеют определенное райониро-
вание:
в ОЭС Юга, ОЭС Северо-Запада ч за-
падной части ОЭС Центра развивается си-
стема напряжений 750/330 кВ (в этих объ-
единениях имеется ряд линий 220 кВ);
в восточной части ОЭС Центра, в ОЭС
Средней Волги, Урала, Казахстана, Сиби-
ри, Средней Азии и Востока развивается
система 500/220 кВ;
в ОЭС Северного Кавказа и Закав-
казья значительное развитие получили сети
220 и 330 кВ и начато создание сети
500 кВ:
Основной для Днепровской и части
Одесской энергосистемы является сеть
150 кВ; отдельные линии 150 кВ имеются
в соседних с ними Харьковской, Киев-
ской и Крымской энергосистемах, а так-
же Кольской и Челябинской энергосисте-
мах.
Напряжение /50 кВ является наивыс-
шим для сетей переменного тока в СССР
(в табл. 31-1 учтена опытно-промышленная
линия постоянного, тока Волгоград — Дон-
басс напряжением 800 кВ между полюса-
ми). В 1977 г. работали первые электропе-
редачи 750 кВ Донбасс — Днепр — Винни-
ца — Западная Украина и Ленинград —
Москва. Создается кольцевая сеть 750 кВ,
связывающая энергообъединения Северо-
Запада, Юга и Центра, к которой будут
присоединены крупные АЭС. На напряже-
нии 750 кВ в 1978 г. создана межгосудар-
ственная связь СССР — ВНР. На линиях
750 кВ применяются две конструкции фа-
зы: четыре провода сечением 400—600 мм2
или 5 проводов сечением 240—300 мм2.
Наибольшая существующая протяженность
линии 750 кВ между двумя подстанциями
составляет 525 км. Автотрансформаторы
750 кВ — однофазные, с двумя сочетания-
ми напряжений обмоток ВН и СН:
750/330 кВ мощностью 1000 МВ-А в трех-
фазной группе (3X333) и 750/500 кВ
1-250 МВ-А в группе (3X417)—для связи
сетей 750 и 500 кВ. Применяется прямое
присоединение к сети 750 кВ крупных ге-
нераторов АЭС путем установки блочных
двухобмоточных трансформаторов 750 кВ.
Сеть напряжением 500 кВ является ос-
новной сетью значительной части ЕЭС
СССР и изолированно работающей ОЭС
Средней Азии. Широко применяются блоч-
ные двухобмоточные трансформаторы
500 кВ для прямого присоединения круп-
ных генераторов к сети. На напряжении
500 кВ выдается в энергосистему большая
часть мощности крупнейших в стране
ГЭС — Красноярской (6,0 млн. кВт), Брат-
ской (4,2), Усть-Илимской (3,6), Нурекской
(2,7), Волжских им. В. И. Ленина (2,3) и
им. XXII съезда КПСС (2,5 млн. кВт), и
ряда мощных ГРЭС — Рефтинской
(3,3 млн. кВт), Костромской (3,6), Троиц-
кой (2,5), Заинской, Кармановской, Ири-
клинской и Ермаковской (по 2,4 млн. кВт
каждая). На линиях 500 кВ применяется
фаза из трех проводов сечением 300—400—
500 мм2 (имеются случаи использования
фазы из двух проводов). Максимальная
длина линии между двумя подстанциями в
настоящее время не превышает 420 км.
На подстанциях 500 кВ устанавлива-
ются однофазные автотрансформаторы
500/220/НН мощностью 801 и 501 МВ-А в
трехфазной группе (имеется несколько дей-
ствующих единиц устаревших конструкций
другой мощности) и трехфазные 500/110/НН
мощностью 250 МВ-А. Мощность АТ
500/220 кВ составляет примерно 3/4 общей
мощности АТ напряжением 500 кВ. В 1979 г.
введен первый АТ с сочетанием напряже-
ний 500/330 кВ мощностью 501 МВ-А в
группе, предназначенной для редких случа-
ев организации непосредственной связи се-
тей напряжением 500 и 330 кВ.
Сети 400 кВ применяются только для
связей с энергосистемами стран—членов
СЭВ, протяженность их составляет 2%
протяженности сетей 500 кВ.
Сети 330 кВ получили широкое распро-
странение в ОЭС Юга и ОЭС Северо-Запа-
§ 31-1]
Режимы работы электрических сетей энергосистем
145
да, на долю которых приходится около 80%
общей протяженности линий этого напря-
жения. Линии 330 кВ выполняют функции
основных межсистемных связей также в
ОЭС Северного Кавказа и ОЭС Закав-
казья. В ОЭС Юга н ОЭС Северо-Запада
(а также в западных районах ОЭС Цент-
ра) сеть 330 кВ выполняет и распредели-
тельные функции. Передача сети 330 кВ'
этих функций усиливается с вводом элек-
тропередач 750 кВ. На линиях 330, кВ, как
правило, применяется фаза из двух прово-
дов сечением 300—400—500 мм2. Имеются
линии и с другими конструкциями фазы —
из двух проводов по 240 мм2, из трех про-
водов по 150 мм2, из двух проводов по
600 мм2 и с одиночными проводами сече-
нием 500 мм2 (запроектированные как ли-
нии 220 кВ и позднее переведенные на ра-
боту при напряжении 330 кВ). Максималь-
ная протяженность линии между двумя
подстанциями — около 300 км. На подстан-
циях 330 кВ применяются трехфазные авто-
трансформаторы (АТ) с тремя сочетания-
ми напряжений:
330/220/НН кВ мощностью 250 МВ-А.
В 1977 г. введен первый АТ 400 МВ-А
(3X133);
330/150/НН кВ мощностью 250
(240) МВ-А;
330/110/НН кВ мощностью 125 (120)
и 200 МВ-А (имеется несколько АТ
60 МВ-А).
Третий тип преобладает — свыше 60%
общей мощности, автотрансформаторы для
связи сетей 330 и 220 кВ составляют при-
мерно 20% общей мощности. Средняя мощ-
ность АТ 330 кВ на подстанциях составляет
около 200 МВ-А. Как правило, на подстан-
ции работает 1—2 АТ 330 кВ, однако су-
щественно и количество подстанций с тре-
мя и более АТ. Третичная обмотка исполь-
зуется для питания нагрузок на напряже-
ниях 6—10—35 кВ и для присоединения
компенсирующих устройств.
Сетевые объекты напряжением 220 кВ
имеются практически во всех энергосисте-
мах страны, однако в зоне применения на-
пряжения 330 кВ их распространение огра-
ничено. Сети 220 кВ выполняют в основном
распределительные, но в ряде энергосистем
и системообразующие функции. Около
10% (по протяженности) линий 220 кВ вы-
полнено двухцепйыми (применением двух-
цепных опор на линиях более высоких на-
пряжений ограничено специальными случа-
ями). Длина линии между двумя подстан-
циями обычно до 100—150 км, но иногда и
более 300 км. Как правило, на линии под-
вешивается 1 провод в фазе сечением 240—
300—400—500 мм2, имеются отдельные ли-
нии с фазой из двух проводов и с одним
проводом сечением 600 мм2. Суммарная
длина кабельных линий 220 кВ составляет
около 20 км. На подстанциях 220 кВ об-
щим количеством более 600 шт. работает
более 1000 трехфазных трансформаторов и
АТ единичной мощностью от 20 до
200 МВ-А с сочетаниями напряжений:
10—792
220/110/НН, 220/35/НН, 220/27/НН и
220/НН кВ. Более 80% трансформаторной
мощности 220 кВ составляют АТ
220/110/НН кВ. Имеются случаи установки
АТ 220/150 кВ. Наиболее распространен-
ной единицей является АТ 220/110/НН мощ-
ностью 125 (120) МВ-А (35% по количест-
ву и более 40% по мощности). Широко при-
меняются и более мелкие единицы — АТ
63 МВ-А и трансформаторы 20 (25), 30
(32) и 40 (40,5) МВ-А. Как правило, на
подстанции установлены два трансформа-
тора (или АТ).
Существенное влияние на режим рабо-
ты прилегающей сети оказывает примене-
ние на АТ 330 и 220 кВ третичной обмотки
напряжением 35 кВ. Трехобмоточные АТ
имеют схему соединения обмотки А/А/А,
и в сети 35 кВ, присоединенной к таким
АТ, появляется сдвиг фаз в 30° по отноше-
нию к вторичному напряжению ПО кВ.
В то же время на трехобмоточных транс-
форматорах 110/35/6—10 кВ, также имею-
щих схему соединений А/А/А, фазового
сдвига между напряжениями ПО и 35 кВ
(а следовательно, и между напряжениями
220 и 35 кВ) нет. В итоге участки сети
35 кВ, присоединенные к АТ 330/110/35 кВ
и 220/110/35 кВ, должны работать изоли-
рованно от остальной сети 35 кВ.
Сети 150 кВ по своим характеристикам
практически не отличаются от сетей ПО кВ,
их протяженность составляет около 3%
протяженности сетей ПО кВ.
Сети ПО кВ применяются во всех энер-
госистемах страны, в основном как рас-
пределительные. Около 15% (по протяжен-
ности) линий ПО кВ выполнено двухцеп-
ными. Максимальная длина линии между
двумя подстанциями около 130 км. Как
правило, используются провода сечением от
70 до 240 мм2, имеются случаи использо-
вания сечений 300—400—500 мм2. Наибо-
лее распространены сечения 120—150—
185 мм2 — около 75% общей протяженно-
сти. Суммарная длина кабельных лнннй
ПО кВ составляет примерно 250 км. На
подстанциях 110 кВ общим количеством по
стране около 10 тыс. шт. устанавливаются
трехобмоточные трансформаторы с сочета-
нием напряжений П0/35(20)/6—10 кВ и
110/27/6—10 (для электроснабжения же-
лезных дорог, электрифицируемых на пере-
менном токе) и двухобмоточные 110/6—
10 кВ. Имеется ряд трансформаторов
110/0,4 кВ. Около половины общей мощно-
сти составляют трансформаторы 110/6—
10 кВ. Наиболее распространены единич-
ные мощности от 10 до 40 МВ-А—около
75% (по мощности), применяются и более
крупные единицы (60 МВ-А и выше). До-
ля мелких трансформаторов мощностью до
10 МВ-А — составляет около 8%.
Обеспеченность сетей средствами регу-
лирования режима характеризуется сте-
пенью оснащенности автотрансформаторов
устройствами регулирования напряжения
под нагрузкой (РПН) и объемом имеющих-
ся компенсирующих устройств:
146
Электрические сети высокого напряжения
[Разд. 31
Оснащенность АТ устройствами РПН и режим
использования этих устройств
Из общего в том числе % исполь-
Высшее на- количест- зовання
пряжение АТ, ва имеют еже- 1 раз в не-
кВ РПН, % суточно делю и
реже
750 100 100
500(400) 91 17 74
330 87 50 37
220 80 41 39
Итого 83 40 43
Устройства РПН имеют более 80%
всех АТ напряжением 220 кВ и выше,
причем половина из них используется еже-
суточно.
В ряде энергосистем вольтодобавочные
трансформаторы для продольного регули-
рования напряжения (по модулю) включа-
ются со смещением фаз для получения про-
дольно-поперечной добавочной ЭДС — под
углом в 60° к вектору основного напряже-
ния. На подстанциях 750 кВ электропере-
дачи Донбасс—Западная Украина установ-
лены специальные трансформаторы для по-
перечного регулирования напряжения,
включенные в нейтраль главных автотранс-
форматоров.
В электрических сетях страны уста-
новлено 40 млн. квар устройств компенса-
ции реактивной мощности, в том числе
10 млн. квар синхронных компенсаторов
(СК) и 30 млн. квар батарей конденсато-
ров (БК). Удельная обеспеченность ком-
пенсирующими устройствами составляет
0,17 квар на 1 кВт установленной мощно-
сти электростанций. Этот показатель в
2,5—3 раза ниже экономически целесооб-
разного уровня и в настоящее время при-
нимаются меры к повышению степени ком-
пенсации реактивной мощности. Из общей
мощности БК более 80% установлено в
потребительских установках в виде мелких
единиц и менее 20% в сети общего пользо-
вания. Синхронные компенсаторы установ-
лены в основном на подстанциях энерго-
систем, наиболее распространенная едини-
ца мощности 50 Мвар, имеются также СК
мощностью 75; 37,5; 30 и 15 Мвар, введены
первые образцы мощностью 100 и 160 Мвар.
Кроме обычных шунтовых батарей,
предназначенных для компенсации реактив-
ных нагрузок, имеется несколько крупных
уникальных конденсаторных батарей спе-
циального назначения: установки продоль-
ной компенсации на подстанции 500 кВ
Арзамас, на переключательном пункте
500 кВ Тыреть в Сибири, на подстанции
400 кВ Вулканешты в Молдавии и шунто-
вая батарея для обеспечения потребности
в реактивной мощности преобразовательной
подстанции электропередачи постоянного
тока Волгоград—Донбасс.
Для компенсации избыточной реактив-
ной мощности линий сверхвысокого напря-
жения используются реакторы мощностью
330 Мвар (3X110) напряжением 750 кВ,
180 Мвар (3X60) напряжением 500 кВ, а
также ряд типов трехфазных реакторов на
напряжении 6—НО кВ, используемых для
компенсации избыточной реактивной мощ-
ности протяженных ВЛ ПО и 220 кВ.
Графики нагрузки линий
и трансформаторов
Характер изменения потоков активной
мощности по отдельным элементам сети
определяется тремя основными факторами:
графиками нагрузки потребителей в
отдельных узлах сети;
режимами работы электростанций;
условиями обмена мощностью рассмат-
риваемой энергосистемы с соседними.
В общем случае потоки активной мощ-
ности по сети энергосистемы являются
сложной функцией всех трех перечислен-
ных факторов. Лишь условно для выбора
характерных режимов и их анализа в слож-
ной сети можно выделять участки или от-
дельные линии и трансформаторы, для ко-
торых влияние одного фактора будет пре-
обладающим;
сеть, питающую близкие по режиму
потребления узлы;
линии выдачи мощности электростан-
ций;
межсистемные связи.
В пределах территории одной энерго-
системы встречаются узлы с самым раз-
нообразным составом потребителей и, как
следствие, с резко различными графиками
нагрузки (рис. 31-1). Графики перетоков
Рис. 31-1. Примеры суточных графиков нагрузки
подстанции.
а — при преобладании непрерывных промышлен-
ных производств; б — при большом удельном весе
коммунально-бытового потребления.
по линиям электропередачи могут резко
отличаться от графиков нагрузки (рис. 31-2).
Обменные потоки мощности между энерго-
системами также имеют разнообразные
графики, характер которых определяется
различием в структуре электропотребления
и в режимах работы электростанции
(рис. 31-3). Суточный трафик нагрузки от-
дельного элемента сети — линии или транс-
форматора — может иметь конфигурацию,
либо совпадающую с одним из приведен-
ных примеров, либо представлять слож-
ную комбинацию любого их сочетания.
Годовые графики нагрузки элементов
сети по продолжительности также являют-
§ 31-1]
Режимы работы электрических сетей энергосистем
147
Рнс. 31-2. Примеры графиков обменных потоков
мощности между энергосистемами.
Рнс. 31-3. Характерные суточные графики нагруз-
ки различных типов электростанций.
а —ТЭЦ; б —ГРЭС; в —ГЭС; г — ГАЭС.
ся сложной функцией соответствующих
графиков нагрузки, электростанции или
межсистемной связи, однако по природе
своей значительно менее разнообразны
(рис. 31-4). Основной показатель годового
графика (Га max) для потока активной
мощности по линии определяется так же,
как и для нагрузки системы (как частное
от деления перетока энергии на максимум
нагрузки).
На формирование потоков реактивной
мощности кроме факторов, определяющих
характер потоков активной мощности, зна-
чительное влияние оказывают потери реак-
тивной мощности," зарядная мощность ли-
ний напряжением 220 кВ и выше, возмож-
ность работы генераторов электростанций
и синхронных компенсаторов в режимах
как производства, так и потребления реак-
10*
Рис. 31-4. Примеры годовых графиков по про-
должительности.
тивной мощности, уровни напряжения в
узлах сети.
Время наступления максимумов в су-
точных графиках активной и реактивной
составляющих нагрузки может отличаться,
и иногда довольно существенно, но в боль-
шинстве практических задач этими разли-
чиями пренебрегают. Годовое число часов
использования максимума реактивной со-
ставляющей нагрузки потребителей Гр max
можно определить по соотношению коэф-
фициентов мощности в максимум и сред-
невзвешенного за год:
„ __ т tg Фс.взв
7 р так — т а тах
I". Фта.х
В большинстве случаев cos<pCB3B^cos<pmax,
а Гр max /тa max можно принимать равным
0,8—0,9.
Потери реактивной мощности в транс-
форматорах составляют в среднем 30—40%
реактивной составляющей нагрузки потре-
бителей на шинах 6—10 кВ и (так же как
и потери активной мощности) состоят из
потерь холостого хода AQ>;, не зависящих
от нагрузки, и потерь короткого замыкания
bQx, пропорциональных квадрату загрузки
трансформатора. Влияние этих двух со-
ставляющих потерь на годовой график
перетока реактивной мощности по питаю-
щей трансформатор сети противополож-
ное: первая увеличивает годовое число
часов использования максимума перетока
реактивной мощности, вторая — уменьшает.
Площадь годового графика потерь реактив-
ной мощности в трансформаторе опреде-
ляется как
8760
AQt d/— AQx• 8760-J-Тр,
о
где тР — время потерь реактивной мощно-
сти, определяемое в функции Ттах перето-
ка через трансформатор.
148 Электрические сети высокого напряжения > [Разд. 31
Для практических расчетов можно счи-
тать, что Ттах перетока реактивной мощ-
ности за счет трансформации не изменя-
ется.
Влияние потерь в линиях электропере-
дачи на график перетоков реактивной мощ-
ности более сложно и приводит к сущест-
венным изменениям этого графика.
В линиях 35—ПО кВ потери реактив-
ной мощности в максимум относительно
невелики —10—20% реактивной состав-
ляющей нагрузки потребителей на шинах
6—10 кВ — и близки к зарядной мощности
этих линий. Однако в течение года соот-
ношение между потерями реактивной мощ-
ности и зарядной мощностью резко меняет-
ся. Площадь годового графика потерь
реактивной мощности в линии определяет-
ся как
8760
j (Д<2Л — Qc) dt = Д<2Л т — • 8760.
0
При равенстве Д<2л=<2с и обычном
для сетей 35—ПО кВ. значении т=
=3000->4000 ч вторая составляющая в
2—3 раза больше первой. Таким образом,
при протекании потока реактивной мощ-
ности по линиям 35—ПО кВ максимальное
значение этого потока практически не из-
меняется, а годовой график существенно
разуплотняется.
В целом для сетей 35—110 кВ Ттах
перетоков реактивной мощности на 20—30%
меньше, чем для перетоков активной мощ-
ности. Эти соотношения можно распрост-
ранять и на сети 220 кВ, не содержащие
протяженных линий.
. Графики перетоков реактивной мощности
по сетям напряжением 330 кВ и выше оп-
ределяются режимами работы электростан-
ций, компенсирующих устройств и степенью
загрузки (а как следствие — соотношением
между зарядной мощностью линий и по-
терями реактивной мощности в них). В ре-
жиме максимальных нагрузок потоки реак-
тивной мощности в таких сетях определя-
ются балансами мощности отдельных узлов
и, как правило, невелики. Значительные по-
токи реактивной мощности имеют место в
режимах малых нагрузок, характер их из-
менения определяется загрузкой генерато-
ров и синхронных компенсаторов реактив-
ной мощностью, количеством и размещени-
ем отключаемых реакторов и батарей кон-
денсаторов, положением регуляторов
напряжения.
Для отдельной линии любого напряже-
ния изменения нагрузки от нуля до мак-
симума приводят к изменению ее баланса
реактивной мощности по соотношению
@бал ~ Qc ~ Qc (1 Р2)»
где р — загрузка лийии в долях Натураль-
ной мощности. При увеличении загрузки
линии примерно до половины натуральной
мощности избыток реактивной мощности
меняется незначительно.
При превышении .перетоком натуральной
мощности в линии имеет место дефицит
реактивной мощности, резко возрастающий
с увеличением перетока. Так, при перетоке
по линии 750 кВ длиной 400 км в
2700—2800 МВт она будет потреблять
700—800 Мвар реактивной мощности. Од-
нако загрузка сетей возникающими при
этом перетоками реактивной мощности в
годовом разрезе характеризуется очень ма-
лым числом часов, так как снижение нагруз-
ки линии 750 кВ только на 10% высвобож-
дает примерно 300 Мвар и резко изменяет
условия работы прилегающей сети. К та-
ким же резким изменениям потоков реак-
тивной мощности в сетях сверхвысокого
напряжения приводит включение (отклю-
чение) реакторов в связи с их большой
мощностью 330 Мвар в сети 750 кВ,
900 Мвар в сети 1150 кВ. Поэтому выяв-
ление закономерностей в графиках перето-
ков реактивной мощности по линиям элек-
тропередачи крайне затруднительно.
Загрузка элементов сети
Для линий напряжением 750—500 кВ
пропускная способность определяется усло-
виями устойчивости, для линий 110 кВ—
допустимым нагревом проводов. Для линий
330—220 кВ определяющим может быть
как первое условие, так и второе. Для
действующих протяженных, загруженных
линий условием, ограничивающим переток
мощности, может быть допустимое сниже-
ние напряжения на шинах приемной под-
станции. Однако такое ограничение отно-
сительно легко ликвидируется установкой
компенсирующих устройств, и поэтому его
нельзя считать характерным.
Длительно допустимый по нагреву ток
для провода данной марки и сечения легко
определяется по специальным справочным
таблицам и практически не зависит от осо-
бенности конкретной линии электропереда-
чи. В отличие от него предел передавае-
мой мощности по устойчивости существен-
но зависит от конкретных условий схемы
сети, распределения мощностей между эле-
ктростанциями и т. д. и может довольно
резко отличаться для двух линий с одина-
ковыми параметрами. Поэтому если при оп-
ределении загрузки конкретной линии, как
правило, используется допустимый по на-
греву ток или предел устойчивости, то для
сравнительного анализа загрузки отдельных
элементов больших схем можно применять
косвенные показатели использования про-
пускной способности линий: плотность то-
ка или нагрузка линии в долях натураль-
ной мощности.
Сеть 756 кВ находится в стадии фор-
мирования, и поэтому режимы линий этого
напряжения за прошлые годы не являются
показательными. Наибольшие и средневзве-
шенные по сетям страны значения плотно-
стей тока в проводах линий электропереда-
чи напряжением 500, 330, 220 кВ по отчет-
§ 31-1]
Режимы работы электрических сетей энергосистем
149
ным данным за предыдущие годы были
следующие:
Напряжение, кВ . .
Плотность тока.
А/мм2:
наибольшая . .
средневзвешен-
ная (по протя-
женности) . .
500 330 -220 ПО
1.0 1,6 2,8 3,5
0.5 0,7 0,8 0,9
Примерно 95% общей протяженности
линий 500 кВ работает с плотностью тока
до 0,6 А/мм2. В сети 330 кВ 85% линий
имеют плотность тока менее 1 А/мм2. В се-
ти 220 кВ доля таких линий существенно
меньше — около 70%. Следует иметь в ви-
ду, что наименее загружены протяженные
линии, поэтому доля более загруженных
линий по передаваемой мощности больше,
чем в общей протяженности. Так, по сети
330 кВ более 30% всей передаваемой мощ-
ности, а по сети 220 кВ более 40% пере-
дается при плотности тока более 1 А/мм2.
т. е. на уровне или более той нормирован-
ной экономической плотности тока, по ко-
торой выбирались сечения проводов при
проектировании этих линий (более 70%
всей установленной мощности электростан-
ций страны присоединено к сетям 220—
330 кВ).
В сетях ПО кВ плотность тока нередко
достигает допустимой по нагреву. При этом
учитывается, что регламентируемый спра-
вочниками длительно допустимый ток со-
ответствует температуре окружающего
воздуха +20° С и отсутствию ветра, а в
действительности в период прохождения
максимума в большинстве энергосистем
СССР условия охлаждения проводов ока-
зываются более благоприятными.
Наибольшие фактические загрузки ли-
ний, выраженные в долях натуральной
мощности, характеризуются следующими
цифрами по ступеням напряжения:
^НОМ’ кВ- • • • 750 500 330 220 110
Р/Рнат........... 0,8 1,5 2,5 3,0 4,0
Загрузка трансформаторов и авто-
трансформаторов характеризуется отно-
шением их наибольшей нагрузки к номи-
нальной мощности. Для автотрансформато-
ров 500, 330 и 220 кВ средневзвешенные
по стране коэффициенты загрузки близки
и составляют около 55%, некоторые наибо-
лее загруженные АТ работают с перегруз-
кой в 5—10%.
Имеющиеся источники реактивной мощ-
ности в среднем используются примерно
на 70%. По ряду генераторов, выдающих
мощность на большие расстояния по лини-
ям напряжением 330 кВ и выше, полное
использование реактивной мощноств эко-
номически нецелесообразно (стоимость по-
терь электроэнергии, связанных с дальней
передачей реактивной мощности, больше,
чем затраты на установку и эксплуатацию
дополнительных компенсирующих устройств
на приемных 1подстанциях), а во многих
случаях и технически невозможно из-за
появления недопустимых перепадов напря-
жения. Неполное использование реактивной
мощности остальных генераторов и ком-
пенсирующих устройств объясняется рядом
технических причин, связанных с конструк-
тивными недостатками подстанций в целом
йли отдельных видов оборудования, не-
удовлетворительным эксплуатационным
состоянием, строительно-монтажными недо-
делками, а также ограничениями по допу-
стимым токам генераторов, недостаточной
мощностью трансформаторов, сниженными
уровнями изоляции отдельных элементов
схемы и т. п. При принятом порядке проек-
тирования шунтовые батареи конденсато-
ров рассчитываются на наибольшее допу-
стимое напряжение данной ступени с неко-
торым запасом, т. е. примерно на напряже-
ние, на 20% превышающее номинальное,
А устанавливаются на подстанциях, где
фактические уровни напряжения на 10—
20% ниже номинального. В итоге батарея
с паспортной установленной мощностью
55,7 Мвар генерирует только 35—40 Мвар,
т. е. используется на 60—70%.
Большинство элементов сети имеет
максимальную нагрузку при прохождении
годового максимума нагрузки энергоси-
стем— чаще всего в 18—19 ч рабочего
дня в середине недели последней декады
декабря (в некоторых энергосистемах в
10—11 ч)—’когда возникают потоки мощ-
ности, связанные с наибольшим потреблени-
ем электроэнергии и наиболее полным ис-
пользованием мощности электростанций.
Однако по многим линиям электропередачи
и автотрансформаторам нагрузка достига-
ет максимальных значений в других харак-
терных режимах:
при дневном снижении нагрузки в зим-
ние суткв, когда полностью останавлива-
ются пиковые электростанции (ГЭС), газо-
турбинные установки, а нагрузка приле-
гающих к ним потребителей незначительно
отличается от максимальной (на 10—15%);
в минимум нагрузки зимних суток
(1—3 ч ночи), когда возникают потоки,
связанные с появлением местных избытков
мощности в районе расположения элек-
тростанций с недостаточной регулировоч-
ной способностью (из-за недопустимости
разгрузки, например, угольных энергобло-
ков ниже 70% при снижении нагрузки
потребителей прилегающего района на
50%);
в максимум нагрузки летних суток,
когда возникают потоки, связанные с вы-
водом в капитальный ремонт агрегатов со
значительными мощностями на электро-
станциях в зонах с малым сезонным сни-
жением нагрузки;
при авариях и ремонтах крупных эле-
ментов электростанций и сетей.
Для устранения имеющихся перегрузок
могут быть предложены следующие меро-
приятия:
ввод новых линий и трансформаторов;
замена сечений проводов (применяет-
ся на линиях напряжением ПО кВ и ниже)
150
Электрические сети высокого напряжения
[Разд. 31
или включаемых последовательно с линией
элементов (выключатели, разъединители,
трансформаторы тока, заградители для то-
ков высокочастотной связи);
замена трансформаторов и автотранс-
форматоров;
повышение пределов устойчивости за
счет применения специальных средств уп-
равления и противоаварийной автоматики.
Уровни напряжения
Средние по всем объектам каждой сту-
пени уровни напряжения в сети общего
пользования по отчетным данным показа-
ны в табл. 31-2 отдельно по всей сети в
целом и по опорным точкам сети — шинам
электростанций и подстанций более высо-
кого напряжения.
Таблица 31-2
Нормированные нап- ряжения Фактические средние значения напряжения
Номи- наль- ное, кВ Наибольшее рабочее Сеть в целом Опорные ТОЧКИ
кВ % ^НОМ кВ % ^ном кВ % ^НОМ
500 330 220 525 363 252 105 ПО 115 493 332 223 93,6 100,6 101,3 505 345 230 101 104,5 104,5
Прн средних по сети в целом напря-
жениях на уровне номинала напряжения в
опорных точках были значительно ниже
допустимых значений. В отдельных уда-
ленных точках сети снижение напряжения
Рис. 31-5. Распределение количества узлов по
диапазонам фактических напряжений в развитой
сети 1—10 кВ.
достигает 20% в сетях 330—220—ПО кВ
и 6—8% в сетях 500 кВ. Характерная кри-
вая распределения общего числа точек се-
ти ПО кВ крупной энергосистемы по диа-
пазону фактических напряжений дана иа
рис. 31-5. Это пример низких уровней на-
пряжения, требующий принятия мер по их
повышению. Размах отклонений напряже-
ния в одних и тех же точках сетей всех
ступеней напряжения в течение суток до-
стигает 12—15%, что также не соответ-
ствует нормативам, применяемым при про-
ектировании новых сетей. Основные меро-
приятия по улучшению режима напря-
жений:
установка новых компенсирующих уст-
ройств — синхронных компенсаторов, ба-
тарей конденсаторов, реакторов;
установка новых средств регулирования
напряжения;
повышение использования действующих
источников реактивной мощности — гене-
раторов электростанций и компенсирующих
устройств — и действующих устройств ре-
гулирования на электростанциях и подстан-
циях;
реконструкция участков сети, ограни-
чивающих возможности повышения напря-
жения.
При разработке мероприятий необходи-
мо стремиться к тому, чтобы:
в опорных точках сети в часы макси-
мума напряжение отличалось от наиболь-
шего рабочего не более чем на 2,5%;
на шинах высшего напряжения наибо-
лее удаленных понижающих подстанции в
часы максимума поддерживалось такое на-
пряжение, при котором на вторичной сто-
роне автотрансформаторов напряжение бу-
дет не ниже 1,05 номинального;
на крупных электростанциях полностью
использовался допустимый диапазон регу-
лирования напряжения с помощью генера-
торов;
в районах с большим размахом суточ-
ных отклонений напряжения генераторы и
синхронные компенсаторы имели возмож-
ность перевода в режим потребления ре-
активной мощности, а реакторы имели воз-
можность ежесуточного отключения (для
операций по присоединению и отсоедине-
нию реакторов напряжения 500 кВ и ниже
используются обычные выключатели, а на
напряжении 750 кВ- применяется специаль-
ный аппарат «включатель—отключатель»).
Потери электроэнергии
Плановый показатель потерь электро-
энергии в сетях определяется в процентах
от электроэнергии, поступившей в сеть дан-
ной энергосистемы, которая в свою очередь
определяется как отпуск с шин электро-
станций энергосистемы плюс электроэнер-
гия, приобретенная у электростанций дру-
гих ведомств, плюс сальдо обмена элект-
роэнергией с другими энергосистемами (раз-
ность между суммарной годовой выдачей
электроэнергии в другие системы и сум-
марным получением за тот же период). От-
четные значения этого показателя по от-
дельным энергосистемам лежат в пределах
от 4—5 до 14—15%. В целом по электри-
ческим сетям общего пользования процент
потерь электроэнергии уже длительное вре-
§ 31-1]
Режимы работы электрических сетей энергосистем
151
мя находится примерно на одном уровне:
Годы....... 1973 1974 1975 1976 1977 1978 1979
Потери элек-
троэнергии,
%.......... 9,0 9,0 9,0 9,2 9.0 9.0 9,1
Учитывая, что абсолютные потери
электроэнергии в сетях энергосистем. со-
ставляют более 100 млрд. кВт-ч, следует
отметить, что сам термин «потери» уже не-
точно передает технический смысл этого
показателя.
Объективно он представляет собой не-
обходимый технологический расход элект-
роэнергии в энергосистеме, связанный с ее
передачей и распределением по электри-
ческим сетям. Поэтому в настоящее время
вместо «потерь» начал применяться термин
«технологический расход на передачу элект-
роэнергии».
Распределение общих потерь по ступе-
ням напряжения и ориентировочные разме-
ры годовых потоков электроэнергии через
сети разных ступеней напряжения показа-
ны в табл. 31-3.
В структуре потерь по элементам сети
основная часть потерь приходится на линии
электропередачи — примерно 65%. Из них
около 5% составляют потери на корону.
Потери в трансформаторах составляют
около 30% суммарных потерь в сети дан-
ной ступени напряжения, около половины
из них — потери в стали, потери в осталь-
ных элементах сети (в реакторах, генера-
торах, работающих в режиме синхронного
компенсатора, компенсирующих устройст-
вах, измерительных приборах, трансформа-
торах тока и напряжения) незначительны и
могут быть оценены в 3% суммарных по-
терь. В потери включается также электро-
энергия, расходуемая на собственные нуж-
ды подстанций, около 2%.
Примерно 1/4 общих потерь составля-
ют потери, практически не зависящие от на-
грузки, так называемые условно-постоян-
ные, и 3/4 — условно-переменные потери.
Из общих потерь техническому анали-
зу поддается только часть, называемая тех-
ническими потерями, остальная — примерно
10%, так называемые коммерческие поте-
ри, — связана с несовершенством системы
учета электроэнергии.
В условиях параллельной работы энер-
госистем в составе объединенных энерго-
систем н Единой энергосистемы СССР для
реализации межсистемного эффекта и ра-
ционального использования эиергоресурсов
и мощностей электростанций различных ти-
пов возникает необходимость передачи зна-
чительных количеств электроэнергии тран-
зитом через сети энергосистем. При этом
имеют место дополнительные потери элек-
троэнергии, однако экономия от реализации
межсистемного эффекта, как правило, зна-
чительно превышает затраты, связанные с
потерями от транзитных перетоков.
Поскольку транзитные перетоки и по-
тери электроэнергии от них не зависят от
деятельности персонала энергосистемы, эти
потери планируются и учитываются отдель-
но (при финансовых расчетах между энер-
госистемой и объединенным диспетчерским
управлением потери электроэнергии от тран-
зитных перетоков относятся на ОДУ).
Удельный вес потерь от транзитных пере-
токов в общих потерях составляет 2—5%.
Во всех эксплуатационных подразделе-
ниях регулярно разрабатываются и осущест-
вляются мероприятия по снижению потерь,
которые могут быть разделены на три
группы:
режимные — обеспечение оптимальной
загрузки генераторов и синхронных ком-
пенсаторов реактивной мощностью, свое-
временное переключение устройств РПН и
трансформаторов поперечного регулирова-
ния напряжения, отключение реакторов в
режимах больших нагрузок, перевод гене-
раторов в режим синхронного компенса-
тора, отключение трансформаторов в се-
тях низкого напряжения на периоды ма-
лых нагрузок, выбор оптимальных точек
деления сети;
Таблица 31-3
Перетоки по сетям разных напряжений и потери электроэнергии в них за 1977 г., млрд. кВт-ч
Номиналь- ное напря- жение се- ти, В 1 Выработка электро- энергии иа ириииеди- нениых к сети элек- тростанциях Расход электроэнер- гии на собственные нужды Поступление элект- роэнергии в сеть Всего переток электроэнергии через сеть Потери энергии То же, %
от присое- диненных электро- станций из сетей других напряже- ний от пропу- щенной через сеть энергии от сум- марных потерь
500—750 220—330 110—150 35 6—10—20 0,4 170 530 260 40 140 7 32 23 4 10 163 498 237 36 130 17 192 583 274 860 800 180 690 820 310 990 800 5 21 26 9 25 7 2,8 3,0 3,2 2,9 2,5 0,9 5,5 22,5 28 9,5 27,0 7,5
Итого 1140 76 1064 — — 93 100
152
Электрические сети высокого напряжения ' '
[Разд.'31
организационные — сокращение сроков
ремонта основного оборудования и сов-
мещение ремонтов последовательно вклю-
ченных элементов, ремонт линий под на-
пряжением, временное использование недо-
строенных объектов (например, участка
линии, как источника реактивной мощно-
сти), совершенствование учета электро-
энергии. сокращение расхода электроэнер-
гии на собственные нужды подстанций,
контроль за использованием компенсирую-
щих устройств у потребителей, контроль- за
использованием источников реактивной
мощности в энергосистеме и выполнением
графика напряжений на объектах, внедре-
ние новых программ для анализа режимов
и их оптимизации с помощью’ ЭВМ;
строительство и реконструкция объек-
тов — ввод новых компенсирующих уст-
ройств, замена проводов на линиях электро-
передачи, замена трансформаторов и ав-
тотрансформаторов, перемещение действу-
ющих синхронных компенсаторов и бата-
рей конденсаторов на подстанции с наи-
более низким напряжением, реконструктив-
ные работы по устранению ограничений в
повышении располагаемой реактивной мощ-
ности действующих источников и уровней
напряжения, автоматизация регулирования
напряжения.
Годовой эффект от внедрения по пер-
вым двум группам мероприятий по сниже-
нию потерь по стране в целом составляет
1—2% общих потерь, по отдельным энер-
госистемам он может достигать 5—6%.
В отличие от первых двух групп меро-
приятия третьей группы требуют значитель-
ных затрат материально-технических ресур-
сов и большого времени на подготовку и
реализацию. В отчетных материалах в эту
группу мероприятий обычно включаются и
вводы новых энергетических объектов, хотя
эти объекты специально для снижения по-
терь не предусматриваются, а целесооб-
разность их сооружения определяется не-
обходимостью увеличения пропускной спо-
собности сети, повышения надежности ее
работы и качества реализуемой электро-
энергии.
31-2. РАСЧЕТНЫЕ СХЕМЫ СЕТЕЙ
И ПАРАМЕТРЫ ВХОДЯЩИХ В НИХ
ЭЛЕМЕНТОВ
Схемы замещения линий
В расчетах режимов электрических се-
тей каждая фаза воздушной линии обычно
представляется П-образной схемой замеще-
ния (рис. 31-6, а). Параметры этой схемы
замещения при длине воздушной линии до
300 км определяются выражениями
г=га1, х = х„1, g = gol, b = bol,
где rD, хс, gD, b0 — сопротивления и прово-
димости, Ом/км и См/км; I — длина линии,
км.
rot находится в зависимости от температу-
ры провода t по гО2о при +20° С, приведен-
ному в соответствии с ГОСТ 839-80 в
табл. 12-51, а также в табл. 31-4:
гы = г0 г0 [1 + 0,004 {t - 20° С)[.
Рис. 31-6. Схемы замещения линий.
Индуктивное сопротивление х0 и ем-
костная проводимость Ьо
п
Drr, 0,0157
х0 = 0,1445 1g+-----------
Rg
7,58 R
b0 = —1----• IO-6
!g ~~~
7<э
где Оср — среднегеометрическое расстояние
между фазами
Номинальное иа-
, пряжение, кВ 35 110 150 220 330 500 750
Л м............. 3,5 5. 6,5 8 11 1419.5
ср
— эквивалентный радиус расщепленного
провода:
Rg^fr nRpn~1;
п — число проводов расщепленнбй фазы;
7? — радиус провода; р — радиус расщеп-
ления:
- л
р = а/2 sin — ;
п
а — расстояние между проводами в фазе.
Для некоторых значений п эквивалент-
ный радиус /?э равен:
при п=1 7?э = 7? (нерасщепленный провод);
при п=2 /?э = ;
при п=3 Кэ = 1^Ra2;
4 г--------------------—-
при /г=4 /?э = г Ra3V .2 и т. д.
Активная проводимость g0 определя-
ется максимальными либо среднегодовыми
потерям! иа короиу ДРкор, кВт/км, и но-
минальным напряжением линии 77НОМ, кВ:
So ~ А^кор/^ном"
Значения х0, Ьо, а также г020 для неко-
торых сечений проводов приведены в табл.
31-4 и 31-5.
§ 31-2]'
Расчетные схемы сетей и параметры элементов
153
/ Таблица 31-4
Сопротивление и проводимости воздушных линий с нерасщепленными пр оводам и
Сечение про- вода, мм2 Го 2,„ Ом/км, при 20° С 35 кВ НО кВ 220 кВ
х0, Ом/км Ьы 10-“ См/км Хи Ом/км Ь„. 10—“ См/км Хо, Ом/км Ьо. Ю-® См/км
35/6,2 0,773 0,438 2,59
50/8 0,592 0,429 2,65 —
70/11 0,420 0,418 2,72 0,441 2,57
95/16 0,299 0,408 2,79 0,430 2,64
95/15 0,314 0,408 2,79 0.430 2,64 —
120/19 0,245 0,400 2,85 0,423 2,69 -
150/24 0,194 0,393 2,90 0,415 2,74 __
185/29 0,159 —— 0,409 2,78 .
205/27 0,140 —- — 0,406 2,80 — ——
240/32 0,118 — 0,401 2,84 0,430 2,64
300/39 0,096 — —— — 0,424 2,68
400/51 0,073 —— — 0,415 2,74
450/56 0,067 — — — — 0,412 2,76
Т а б л и ц а 31-5
Сопротивления и проводимости воздушных линий с расщепленными проводами (на фазу)
Сечение провода, мм2 Число про- водов в фазе Го20. Ом/км, при 20° С 330 кВ 500 кВ ' 750 кВ
х0, Ом/км Ьо, 10—“ См/км х0, Ом/км 5», 10~“ См/км х0„ Ом/км 10-® См/км
240/32 2 0,059 0,329 3,41
300/39 2 0,043 0.326 3,44 —— — — -—.
330/43 3 0,029 — — 0,301 3,71 ~~ —
2 0,036 0,321 3,49
400/51 3 0,024 —• — 0,299 3,73 —— —.
4 0,018 • • — 0,282 3,94
2 0,033 0,320 3,51
450/56 3 0,022 —— •— 0.298 3,74 ——
4 0,017 — — • — 0,281 3,95
500/64 3 0,020 0,297 3,76
4 0.015 — —’ —’ — 0,280 3,97
550/71 4 0,013 — — — — 0,279 3,98
600/72 4 0,012 — - — 0,279 3,99
Таблица 31-6
Зарядная мощность зависит от напря-
жения, емкостной проводимости и длины
линии:
Средние значения ее на 1 км при U—
= 1,05 t/№M для ВЛ 35—330 кВ и при
L/= t/ном для ВЛ 500—750 кВ приведены
в табл. 31-6.
Зарядной мощностью воздушных линий
35 кВ и ниже в расчетах обычно пренебре-
гают.
При длине воздушных линий свыше
300 км сопротивления и проводимость П-
образной схемы замещения получаются пу-
тем умножения на поправочные коэффици-
Средние значения зарядной мощности ВЛ
35—750 кВ на 1 км
^н. кВ 35 110 220 330 500 750
qc> 10 ?Мвар 0,37 3,6 14 41 93 223
енты Кг, Кх и Кс соответственно для актив-
ного и индуктивного сопротивлений и ем-
костной проводимости. Если длина линий
не превышает 1000 км, то эти поправочные
154
Электрические сети высокого напряжения ‘'
[Разд. 31
,.v Таблица 31-7
Сопротивления и зарядная мощность кабелей с бумажной изоляцией и вязкой пропиткой [31-1]
1 Сечение жи- лы, мм2 Ом/км 6 кВ 10 кВ 20 кВ 35 кВ
Медь Алю- миний х0, Ом/км %0’ квар/км х0, -Ом/км ’со- квар/км х„, Ом/км ’со квар/км Хо, Ом/км ’со’ квар/км
10 1,84 3,1 0,11 2,3 . =
16 1,15 1.94 0,102 2,6 0,113 5,9 1- 11 г 11 *_
25 0,74 1,24 0,091 4,1 0,099 8,6 0,135 24,8 1—_
35 0,52 0,89 0,087 4.6 0,095 10*7 0,129 27*6 <
50 0,87 0,62 0,083 5,2 0,09 11,7 0,119 31,8 —.
70 0,26 0,443 0,08 6,6 0.086 13.5 0,116 35,9 0,137 86
95 0,194 0,326 0,078 8,7 0,083 15,6 0,110 40,0 0,126 95
120 0,153 0,258 0,076 9,5 0,081 16,9 0,107 42,8 0,120 99
150 0,122 0,206 0,074 10,4 0,079 18,3 0,104 47,0 0,116 112
185 0,099 0.167 0,073 11,7 0.077 20,0 0,101 51,0 0,113 115
240 0,077 0,129 0,071 13,0 0,075 21,5 — —
Таблица 31-8
Сопротивления и зарядная мощность
маслонаполненных кабелей с медными жилами
[ЗЫ]
Сечение жилы, мм2 с0» Ом/км НО кВ 220 кВ
Xq» Ом/км ’с- Мвар/км Хо, Ом/км ’с Мвар/км
150 0,122 0,2 1,18 0,16 3,6
185 0,099 0,195 1.21 0,155 3,65
240 0,077 0.19 1,25 0,162 3,78
270 0,068 0,185 1,27 0,147 3,85
300 0,061 0,18 1,3 0,145 3,93
350 0,051 0,175 1,33 0,14 4,07
400 0,046 0 17 1,36 0,135 4,2
425 0,042 0,165 1,37 0,132 4,26
500 0,037 0*16 1,42 0,128 4,45
550 0,032 0,155 1,45 0,124 4,6
625 0,029 0*15 1,5 0,12 4,77
700 0,026 0,145 1,55 0,116 4,92
800 0,022 0,14 1.6 0,112 5,03
вычислены по
коэффициенты могут быть
упрощенным формулам1
Р
Кг — 1 q Хо Ьф
О
р
R" — 1 — (v h г2 .
KX~l R Vo-rO
*0
6
X
В ряде случаев воздушные линии на-
пряжения 500 кВ и выше представляются
в расчетах не П-образной схемой замеще-
ния, а пассивным симметричным четырех-
полюсником с константами А, В, С, D
(рис. 31-6, б). Константы четырехполюсни-
ка связаны с параметрами П-образной схе-
мы замещения выражениями
1 Более точные выражения приводятся в
разд. 32.
ZY
A=D—1 +== ;
- - 2
B = Z;
где Z = r+yx; Y = g — jb, где Ь — — а>С.
В большинстве расчетов сетей ПО—
330 кВ могут быть использованы П-образ-
ные схемы замещения в виде, указанном
на рис. 31-6, в. Кабельные линии также
представляются П-образной схемой заме-
щения. Они обладают большими значения-
ми емкостной проводимости, нежели воз-
душные. В табл. 31-7 указаны сопротивле-
ния г0 и Хо, а также зарядная мощность
q<a Для кабелей с бумажной изоляцией и с
вязкой пропиткой. В табл. 31-8 представле-
ны аналогичные данные для маслонапол-
ненных кабелей с медными жилами.
Параметры схемы замещения кабель-
ных линий длиной до 50 км определяются
умножением данных табл. 31-7 и 31-8 на
длину. При больших длинах необходимо
вводить поправочные коэффициенты Кг,
Кх, Кс. Активная проводимость g учитыва-
емся для кабельных линий 110 кВ и выше
по значению реактивной проводимости b
н tg6:
g=fetg6.
Значение tg б берется по данным за-
водов-изготовителей и находится в преде-
лах 0,003—0,006.
Схемы замещения трансформаторов
и автотрансформаторов
Крупные силовые трансформаторы
(см. разд. 17) изготовляются на номиналь-
ную мощность в соответствив с § 6-2.
§ 31-2]
Расчетные схемы сетей и параметры элементов
155
Рис. 31-7. Схема замещения двухобмоточного
трансформатора.
Рис. 31-8. Схема замещения трехобмоточного
трансформатора.
Для трехобмоточных трансформаторов
каталожные данные обычно содержат одно
значение потерь короткого замыкания
ДрвН—сн> причем мощности обмоток
ВН и СН одинаковы и равны номинальной.
В этом случае активное сопротивление каж-
дой из обмоток равно:
дрВН—CHz/2
~к“ном
ZOHOM
. id-8.
Активное сопротивление обмотки НН
определяется по соотношению мощностей
-НН _ „вн ^ном
' Т 'т *
°НН
где 5ЯЯ — мощность обмотки НН.
До определения индуктивного сопро-
тивления схемы замещения трехобмоточно-
го трансформатора по каталожным данным
находят напряжения КЗ каждого луча
схемы:
„вн-сн о/ । „вн—НН о/'
„ВН 0/ = < %+Цк %~
“к /0 о
_исн-нно/о
2
«сн % = „вн-сн % _ „вн
Схемы замещения двух- и трехобмо-
точных трансформаторов представлены на
рис. 31-7 и 31-8. Для двухобмоточных
трансформаторов параметры схемы заме
щения гт. Ом; хт, Ом; gT, См; Ьт, См
AQx, квар:
ДР Ц1 10“3
1; НОМ
"" 3
Ид %
= 100
д2
ном
^ном
ёт -
АР*
• 10-®;
—
AQx
^ном
-IO-®
AQx :— lOl’o% Дном
где ДРК и ДРх, кВт; AQX, квар; Дном, кВ;
Suom, МВ-А,
После того как найдены эти значения,
индуктивные сопротивления лучей схемы
замещения рис. 31-8 определяются по фор-
мулам, приведенным для двухобмоточного
трансформатора. Определение активной и
индуктивной проводимостей трехобмоточ-
ного трансформатора ие отличается от
определения этих параметров для двухоб-
моточного.
При определении AQX однофазных
трансформаторов, соединенных в трехфаз-
ную группу, в качестве Дном берется мощ-
ность трехфазной группы, т. е. утроенная
мощность однофазного трансформатора.
Точно так же ДРХ, соответствующие ката-
ложным данным однофазного трансформа-
тора, в схеме замещения рис. 31-7, б утраи-
ваются.
Схема замещения автотрансформатора
принимается такой же, как для трехобмо-
точного трансформатора (рис. 31-8). Поэто-
му параметры схемы замещения автотранс-
форматора определяются по тем же форму-
лам. Отлнчие состоит в необходимости в
некоторых случаях предварительного приве-
дения к номинальной мощности каталож-
ных значений напряжений короткого замы-
кания и потерь короткого замыкания, отне-
сенных к мощности обмотки НН автотранс-
156
Электрические сети высокого напряжения^
[Разд. 31
Таблица 31-9
Трехфазные двухобмоточные трансформаторы
35 кВ
Тип SH0M’ мв.д ^ном’ обмоток ио х Ом т< Л«х- 1 кв ар 1
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 3,1'5; 6,3; 10,5; 11 2,56 23 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 И,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
тдн 80 38,5 6,3; 10,5 0,06 1,76 240
Таблица 31-10
Трехфазные трехобмоточные трансформаторы
35 кВ
Тип СО £ г^, Ом Ом т AQX, - кв ар
ВН СН НН ВН СН НН
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 0,3 0.3 0,3 7,38 0 6,54 152
Таблица 31-11
Трехфазные двухобмоточные трансформаторы
ПО кВ
Тип с НОМ’ МВ-А 17иок4, кВ, НОМ’ обмоток г_, Ом Т» ИО 'Lx । квар
ВН | НН
ТМН 2,5 но 6,6; 11 42,6 508 37,5
тмн 6,3 115 6,6; 11 16 220 50.4
тдн 10 115 6,6; 11 7,9 139 70
тдн 16 115 6,6; 11 4,4 86,8 112
ТДН: ТРДН 25 115 6,3—6,3; 10,5—10,5; 6,3—10,5; 38,5 2,54 55,5 175
ТДН; ТРДН 32 115 6,3—6,3; 10,5—10,5; 6,3—10,5; 38,5 1,87 43,4 224
ТДН; ТРДН 40 115 6,3—6,3; 10,5—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—6,3; 10,5—10,5; 6,3—10,5; 38,5 0,82 22 378
ТДЦН: ТРДЦН 80 115 6,3—6,3; 10,5—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—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
форматора. Это . приведение производится
по выражениям
„СН—НН _ ,,'СН—НН
“к ~ ик
ДрВН-НН = Др'ВН-НН/а2;
ApCH-HH = ApXH-HH/a2t
где коэффициент а = Э»н/8ИОМ характери-
зует отношение мощности обмотки НН к
номинальной мощности автотрансформато-
ра; штрихами обозначены величины, отне-
сенные к мощности обмотки НН, без штри-
хов— величины, отнесенные к номинальной
мощности; и^н““сн и ЛР^Н“СН приве-
дению не подлежат, так как в опытах ко-
роткого замыкания они даны по отношению
к номинальной мощности.
В табл. 31-9—31-21 приведены пара-
метры схемы замещения трансформаторов
и автотрансформаторов 35—750 кВ. Сопро-
тивления Гт и в этих таблицах приведе-
ны к номинальному напряжению обмотки
высшего напряжения.
Т а б л и ц а 31-12
Трехфазные трехобмоточные трансформаторы
ПО кВ
Тип с НОМ’ МВ.А гт. Ом *т, Ом AQX, 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 31-13
Трехфазиые двухобмоточные трансформаторы
150 кВ
Тип с НОМ’ МВ-А ипом- обмоток ГТ’ Ом Ом квар
ВН НН
ТМН 4 158 6,6; 11 54,6 655 48
ТДН 16 158 6,6; 11 8,6 172 128
ТРДН 32 158 6,3—6,3; 10,5—10,5; 10,5—6,3 3,53 81,9 224
ТРДН 63 158 6.3—6,3; 10,5—10,5; 10,5—6,3 1,48 41*6 409
ТДЦ 125 165 13,8; 10,5 0,66 24 625
ТДЦ 250 165 10,5; 13,8; 15,75 20 0,28 12 1250
ТДЦ 400 165 0*16 7,5 2000
§ 31-2]
Расчётные схемы сетей и параметры элементов
157
Потери активной й реактивной мощно-
сти ДРТ и AQT в п параллельно работаю-
щих одинаковых трансформаторах
Потерн энергии в п параллельно вклю-
ченных трансформаторах
ДРТ =
ЛРВ S2
“ном
пЛРх;
1 / S \2
ДДТ = пДРх-8760 4------A Рк I ——
Я \ *^ном /
AQT =
£
и
«к % S2
100 SHOM
+• pAQx.
где SH6 — наибольшая нагрузка подстан-
ции; т — время потерь.
где S — нагрузка подстанции, на которой
установлены трансформаторы; SH0M — но-
минальная мощность каждого из них;
Д<2х — по данным табл. 31-9—31-21*.
Таблица 31-15
Трехфазные двухобмоточные трансформаторы
220 кВ
* ик%. ДРК, Д₽х см. разд. 17.
Т а б ли ц а 31-14
Трехфазные трехобмоточные трансформаторы
и автотрансформаторы 150 кВ
Тип 6’ттом’ МВ-А Гт. ОМ Хт, Ом д<?х. 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 70,2 0 67,4 225
тдтн 40 1,44 1,44 1,-44 0 42,1 320
тдтн 63 0,9 0,9 0,9 44,5 0 26,7 441
ЛТДЦТН 100 —• —• — —
Тип с ном’ МВ А инОМ- кВ- обмоток о ч* ио Лх ! AQX, । квар
вн НН
ТРДН 32 230 6,6—6,6; 11—11; 6,6—11; 38,5 8,63 198 288
ТРДЦН 63 230 6,6—6,6; 11—11; 6,6—П; 38,5 4 100 504
тдн 80 242 6,3; 10,5; 13,5 2,93 80,5 480
ТРДЦН 100 230 11—11; 38,5 1,9 63,5 700
ТДЦ 125 242 10,5; 13,8 1,42 51,5 625
ТРДЦН 160 230 11—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 31-16
Трехфазные трехобмоточиые трансформаторы и автотрансформаторы 220 кВ
Тип С НОМ’ МВ-А г_, Ом т »т. Ом AQX. 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 бзо
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 62,5
АТДЦТН 160 0,39 0,39 0 78 38 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 31-17
Трехфазные двухобмоточные трансформаторы
330 кВ
Тип s< со g ^ном’ кВ’ обмоток I rt’ Ом ИО AQX, квар
вн НН
ТРДН 32 330 6,3—6,3; 6,3—10,5; 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; 10,5—10 5 7,27 190 441
тдн 63 330 38,5 7,27 190 441
ТДЦ 125 347 10,5; 13,8 2,77 106 625
ТРДЦН 125 330 10,5—10,5 2,93 95,8 625
Продолжение
Тип с ° НОМ’ МВ.А ином' кВ- обмоток ио | ио Лх &QX, квар
вн НН
ТДЦ 200 347 13,8; 15,75; 18 1,68 65,2 900
ТРДЦН 200 330 10,5—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 — — —
158
Электрические сети высокого напряжения
[Разд. 31
Т а б л и ц а 31-18
Трехфазиые автотрансформаторы 330 кВ
Тип е °Н0М’ МВ-А Гт, Ом Хт, Ом Д£?х, 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 58 0 127 1000
Таблица 31-19
Трехфазные и однофазные автотрансформаторы 500 кВ
Тип S, МВ-А Гт. ом Хт, Ом AQX. квар
С ном обмот- ки НН ВН СН НН ВН СН НН
АТДЦТН 125 50 2,64 2,54 6,6 215 0 265 625
АОДЦТН 167 33 0,48 0,48 2,46 38,7 8,7 296 2000 для трехфазной группы
АОЦТН 50 67 83 1,62 1.21 0,98 52,4 0 92,3
ATUTH 250 100 1,1 1,1 2,75 107 0 132 1125
АОДЦТН; АОЦТН 267 67 83 120 0,24 0,24 0,98 0,8 0.55 29,6 0 42.1 2800 для трех фазной группы
Таблица 31-20
Трехфазные и однофазные днухобмоточные
трансформаторы 500 и 750 кВ
Тип с НОМ’ МВ-А ^ном* кВ’ обмоток ио ‘1-' г Ом Т’ AQX, квар
ВН НН
тдц, тц 250 525 525 13,8; 15,75; 20 15,75—15,75; 2,6 143 1125
ОРЦ, ОРДЦ 333 20—20: 24—24 0,79 34,5 3496
ТДЦ, ТЦ 400 525 525 13,8; 15,75: 20 15,75—15,75; 1,38 89,6 1600
ОРЦ 417 /т 525 20—20; 27—27 18—18; 0,62 28,6 3753
ОРЦ 533 24—24; 24-24//J* 0,42 23,3 4797
TU 630 525 787 15,75; 20; 24; 36,75 0.9 56,9 2205
он 417 кт 20 1.07 64,3 6255
Таблица 31-21
Однофазные автотрансформаторы 750 кВ
Тип v-aw ‘W0Hs гт. Ом’ Ом т & ей ье
ВН СН НН ВН сн НН
АОДЦТН 333 0,66 0,66 1,46 59,4 0 99,4 3397
АОДЦТН 417 0,5 0,5 2,1 48,7 0 235 6255
Характеристики нагрузки
Обобщенные статические характеристи-
ки нагрузки могут быть представлены
[81-2] в виде
[ / и \2 и 1
Р = Р0 «/>(— +Ьр — + ср X
V, Л , J f /ном
х 1 +dp——---- ;
\ /ном 1
Г / и V и 1
<2-<20рЦ +*Q Ue +cQ]x
§ 31-2]
Расчетные схемы сетей и параметры элементов
159
Таблица 31-22
Значения коэффициентов b с &
Характеристика узла нагрузки Статические характеристики нагрузки
пологие средние крутые поло- гие сред- ние крутые
ЬР СР ЬР ср ЬР ср
Преобладают крупные про- мышленные предприятия 0/3 0,7 0,6 0,4 0,9 0.1 1 1,3 1,6
В среднем 0,4 0.6 0,9 ОД 1,4 0,4 0,5 1.0 1,5
Крупных предприятий иет 0,9 0,1 1,2 —0,2 1,5 —0,5 0,4 0,7 1.0
Таблица 31-23
Значения коэффициентов а п , bn , , d ч ч ч ч
Статические характеристики нагрузки COS (р
0,83—0,87 0,88—0,9 0,91—0,93
“q 10 П.9 14,1
—18 —21,8 —26,2
Пологие Ч
CQ 9 10,9 13,1
aQ 9,6 11,4 13,5
По напряже- „ нию Средине Q —15,3 —18,5 —22,2
CQ 6,7 8,1 9,7
aQ 10 11,9 14.1
• —14,4 —17,4 —21
Крутые Q
CQ 5.4 6,5 7.9
Пологие dq —0,5 —0,7 —1
По частоте Средние —1,1 —1,5 —2
КРУтые dQ —1,7 —2,3 —3
(. , . f /ном \
1+dQ~]------ •
/Ном /
где Ра, Qo, Uo — активная и реактивная
мощности н напряжение узла нагрузки в
исходном режиме; /ном — номинальное зна-
чение частоты.
Обычно принимается аР=0, т. е. линей-
ная зависимость активной мощности на-
грузки от напряжения. Коэффициенты ЬР,
сР it dp в зависимости от характеристики
узла нагрузки можно взять нз табл. 31-22.
Коэффициенты с<з, b<j, c<j и dq берутся в
зависимости от коэффициента мощности
нагрузки из табл. 31-23.
Значения регулирующего эффекта на-
грузки вблизи режима с номинальным на-
пряжением и номинальной частотой
{ дР\
\ dU /и=^ном;
/ дР \
\ df jf—fuma
представлены в табл.
( dQ\
\ dU )и=ином;
/ dQ \
\ df /WHoM
31-24 и 31-25.
160
Электрические сети высокого напряжения
[Разд. 31
Таблица 31-24
Регулирующий эффект активной мощности
нагрузки
Характер узла
нагрузки
Преобладают
крупные промыш-
ленные предприя-
тия
В среднем
Крупных пред-
приятий нет
Статические характерис-
тики нагрузки
6 Ч Si g£ сред- ние кру- тые поло- гие сред- ние кру- тые
d 0,3 P/dV 0,6 0,9 1 dP/df 1.3 1.6
0,4 0.9 1 4 0,5 1 1,5
0.9 1.2 1,5 0,4 0,7 1
Таблица 31-25
Регулирующий эффект реактивной мощности
нагрузки
co s <р Статические характерис- тики нагрузки
поло- гие сред- ние поло- гие сред- ние кру- тые
0,83—0,87 2 iQ/dlj 3,9 5,6 —0.6 dQ/dj —1,1 —1,7
0,88—0,9 2 4,3 6,4 — 0,7 —1,5 —2,3
0,91—0,93 2 4,8 2,2 — 1 —2 —3
и потери мощности
Средние статические характеристики
примерно соответствуют такому ‘ составу
нагрузки:
Крупные асинхронные двигатели . . . . 15 %
Мелкие асинхронные двигатели .... 35 %
Крупные синхронные двигатели .... 9 %
Печи и выпрямители.............. . . П %
Освещение и бытоиая нагрузка .... 22 %
Потери в сетях........................ 8 %
Упрощенно можно считать, что актив-
ная мощность нагрузки не зависит от изме-
нения напряжения (Р—const), а реактив-
ная пропорциональна квадрату напряже-
ния (х=const). В ряде случаев привимают,
что не только активная мощность нагруз-
ки, ио и реактивная не зависят от напря-
жения (Р—const, Q—const).
31-3. РАСЧЕТНЫЕ СХЕМЫ
РАЗОМКНУТЫХ И ПРОСТЕЙШИХ
ЗАМКНУТЫХ СЕТЕЙ
Расчетная мощность подстанции Spacq
(рис. 31-9) представляет собой мощность
нагрузки с учетом потерь мощности в
трансформаторах и зарядной мощности
линий:
«расч = «ном + ДРт + ~ ~ &СР
где
Qc1 = ^homV2; Qc2 = ^omV2’
Расчеты режима разомкнутых сетей
«Расчет по данным конца» имеет целью
определение напряжения Uа и потока мощ-
ности в начале линии SA по заданным на-
пряжению Un и нагрузке Sn в конце
(рис. 31-10). Расчет выполняется по участ-
кам сети, начиная с последнего (n-го). Для
этого участка определяются падение напря-
жения
t/„_1=/((7n + AUn)2 + St/*,
где продольная и поперечная 6(7П со-
ставляющие падения напряжения
... Pnrn~\~Qnxn
„ ;
ип
г.,,?П ХП ~~~ Qn Гп
После этого определяется мощность в
конце предыдущего п — 1-го участка:
«й-i = «и + дрп + /Д(?п + «п-i
и таким же образом находятся падение на-
пряжения и потери мощности на п—1-м
участке и т. д.
Рнс. 31-9. Определение расчетной мощности под-
станции.
Рис. 31-10. Расчет режима разомкнутой сети.
§ 31-3]
Расчетные схемы разомкнутых и замкнутых сетей
161
«Расчет по данным начала» отличается
от «расчета по данным конца» тем, что в
первом случае задается напряжение не в
конце линии, а в начале UA. Этот расчет
выполняется в два этапа. На первом этапе
находят только потери мощности по тем
же формулам, принимая, что во всех уз-
лах нагрузки напряжение равно номиналь-
ному Ином. Первый этап заканчивается
определением мощности головного участка
Sj и SA. На втором этапе по найденным
на первом этапе значениям потоков мощ-
ности определяются падения напряжения
по участкам, начиная с первого (рис. 31-10):
Ux = V(УА - AUJ2 + Wj,
где
Д14 =
--=
p'i xi - <2'1 ri
иА
«Расчет по данным начала» заканчива-
ется определением напряжения Un.
В местных сетях потерн мощности р
поперечная составляющая падения напря-
жения не учитываются и потери напряже-
ния определяются по номинальному напря-
жению. Суммарная потеря напряжения в
местной сети с двумя участками в соответ-
ствии с обозначениями рнс. 31-11 равна:
Д1/ = — [(Pj + Р2 r2) + (Q, Xj +
с, ном
+ <2а -Ч)] = ~Г. [(Рг Pi + Р» рг) + (?г +
f-'H
+
Рис. 31-11. Определение потери напряжения в
местных сетях.
Суммарная потеря напряжения в мест-
ной сети с п участками определяется вы-
ражением
11—792
йг
-12
-г
7,г
I г- 1 с=~1 '
~j^C1 fa ~j®C2 ~j&CZ
«л7 0ц2
Рис. 31-12. Расчет режима разомкнутой сети ме-
тодом систематизированного подбора.
$1
Метод систематизированного подбора
является графоаналитическим методом
[31-3] и применяется при необходимости
более строгого учета нелинейности характе-
ристик в расчетах разомкнутых сетей, на-
грузки, зависимости потерь на корону от
напряжения промежуточных точек линии
и т. д.
Расчет этим методом режима сети, по-
казанной на рис. 31-12, а и имеющей в уз-
ловых точках 1 и 2 нагрузку, заданную
статическими характеристиками по напря-
жению, проводится для разных значений
напряжения 172 в следующем порядке.
Задаются Vaco. Находят по статиче-
ским характеристикам Рн2(1>=[ (П) и
Qa2(ii=f (U). Определяют
<?С2(1) — ^2(1) &2^2’
S-2 = ^*2(1) + 1^2(1) ~ Лг2(1) + /<?и2(1)
№с2(1)5
^2(1) — ^2(1> + лр2(1) + 1AQ2(1);
^1(1) = ^2(1) +
По напряжению Ul(l1 и статическим
характеристикам определяют PBi(iy=f(U)
« Qni(D=f(H),затемQp2><2ci> S1 и> наконец,
напряжение Нац). После этого расчет по-
вторяется для других значений Й2(2), Йг<з>
и т. д. и по Йлзад и кривым рис. 31-12,6
находят искомые напряжения (Ушек и С/2Иок.
Расчеты режимов замкнутых сетей
Кольцевая схема с одним питательным
пунктом и тремя нагрузками, взятая в ка-
честве примера (рис. 31-13, а), разрезается
162
Электрические сети высокого напряжения
[Разд. 31
Рнс. 31-13. Расчет режима кольцевой сети с одной
точкой потокораздела.
в точке А. Потокораспределение в такой
схеме находится в два этапа.
На первом этапе расчет производится
без учета потерь мощности. Сначала опре-
деляются потоки мощности на головных
участках по следующим формулам, а затем
с помощью первого закона Кирхгофа — и
на других участках:
(?12 + ^23 + £л'.з)
= ~ +
, —2 (^23 + %А'з) + «3 £л'3
_|----------------------.
£лл'
с ^51+^(51 + 50
^А» - 7 I
£лл'
, §,(51+5 + 50
+ 5а'
где ZAA, — Zzl + Z12 + Z23 + ZA,^
Проверкой правильности проделанных
расчетов служит выполнение условия
Хд + SA, = Sj + S2 + S3 ,
При одинаковых сечениях иа всех уча-
стках вместо сопротивлений подставляются
соответствующие длины.
На втором этапе приближенно учиты-
ваются потери мощности на участках сети.
Расчет начинается от точки потокораздела
(рис. 31-13,6). При этом найденные на пер-
вом этапе значения Sa и Sis принимаются
за исходные, а потери мощности определя-
ются по номинальному напряжению сети.
Например, для участка 1-2 (рис. 31-13, а)
A^12 —
Р12 + Q12
1/2
ином
. „ Р12 + Q12
AQ12 “ 9 Х12<
(72
WHOM
мощность в начале участка 2-3 (рис.
31-13, в)
^23 = S12 + ар12 + /AQ12 + S2.
Далее находят потери мощности на
участке 2-3, мощность в начале участка А'-З
и т. д. Аналогично проводится расчет для
того случая, когда точки потокораздела
для активной и реактивной мощностей не
совпадают друг с другом (рис. 31-14, а).
Для наглядности можно представить, что
сеть распадается на два участка, питаю-
щихся от точек А и А', и в конце участков
включены нагрузки Sj и Х2 (рис. 31-14,6):
5; = ^ + 7(^12 + Д(212);
?2=^з + ДР12 + /Чз.
Приближенные расчеты потокораспре-
делення в замкнутых сетях могут произво-
диться по методу «расщепления сети». Он
заключается в том, что сеть разбивается на
Рис. 31-14. Расчет режима кольцевой сети с двумя
точками потокораздела.
две самостоятельные: одну — с реактивны-
ми сопротивлениями и активными нагруз-
ками и вторую — с активными сопротивле-
ниями и реактивными нагрузками. По пер-
вой схеме с реактивными сопротивлениями
находится потокораспределение активной
мощности, по второй с активными сопро-
тивлениями — потокораспределение реак-
тивной мощности. Найденные потоки на-
кладывают друг на друга, получая распре-
деление полных мощностей. Погрешность
метода «расщепления сети» тем меньшая,
чем более однородной, т. е. имеющей оди-
наковые отношения г\х, является сеть.
Для расчета сети с двусторонним пи-
танием при различающихся напряжениях
по концам применяется принцип наложения
(рис. 31-15). Потоки мощности на голов-
ных участках без учета потерь
U*a~~Vb
^А = иА~Г-Я- +
_ЛВ
§ 31-3]
Расчетные схемы разомкнутых и замкнутых сетей
163
gigi+&(gi + g)
+ Z*
_лв
где = Zj + za + z3.
Рис. 31-16. Сеть с двусторонним питанием.
вей задаются единичным током и путем
простейших расчетов находят получающие-
ся при этом напряжения в точках присоеди-
нения источников. Деля токн ветвей тип
на напряжение в узле т, получают значе-
ния искомых проводимостей:
Xjnm ^тпт ~
Для сети с двусторонним питанием, по-
казанной на рис. 31-17, расчет выполняют
в такой последовательности:
(Д Z2
{7s = /2Z2 = Za;
Если представить нагрузки в сети с
двусторонним питанием постоянными со-
противлениями, то потоки мощности по
принципу наложения
Р1 = «п sin “п + U1 и2 «12 sin (6 — “la);
Q1 = U1 «11 C0S “11 — U1 V2 «12 cos (6 - “12);
Р2 = Ul ^2Sin “22 “ U1 U2 «12 Sil1 (6 + “12);
$2 = U2 «22 C°S “22 ~ U1 U2 «12 C0S (6 + “12).
Здесь положительные направления по-
токов мощности отвечают указанным на
рис. 31-16; г/ц, у12, У22 — собственная и вза-
Рис. 31-16. Положительные направления потоков
мощности.
имная проводимости схемы замещения
(см. § 4-5);
1
— 7 — у "Фи;
fii
1
~ 7 —У12^ Ф121
z _12
1
^22 ~ 7 ~ У2г-^ 'Фгг!
-22
Xjj ^'12
4’н = arctg----; 4>12 = arctg--------;
Г11 Г12
ip22 = arctg ;
Г22
аи = 90° — ч]>и; а12 =90° — 4>12;
ct22 “ 90 1^22'
Собственные н взаимные проводимости
могут определяться в общем случае мето-
дом единичных токов. При этом ветви всех
источников, кроме одного, соединяются с
обратным проводом, в одной из этих вет-
11*
Z + Z
йъ = и 5 + /з Л = Ъ + и т. д.
Рис. 31-17, Определение собственных и взаимных
проводимостей.
В конце расчета
Г12 = ^Л=^1: Ги = ^1/Л-
Для определения У21 узел 1 соединя-
ется с обратным проводом, в этой ветви
задаются единичным током /1=1 и расчет
повторяется. В результате его находят:
^22 = ^2’ Г21 = ^/4=1)2'
Равенство Yi2=Y2l может служить про-
веркой правильности проделанных рас-
четов.
Для сети с двусторонним питанием,
сводящейся либо н Т-образной схеме заме-
щения (рис. 31-18, а), либо к П-образной
(рнс. 31-18,6), значения собственных и вза-
имных проводимостей:
для Т-образной схемы
1
Y = Y =-------------
—12 _21 7 7
^1 ^2
?1 + ?2+-~
Рнс. 31.18. Т-образная (с) и П-образная (б) схемы
замещения сети.
164
Электрические сети высокого напряжения
[Разд. 31
Lu
1____
?2?3
" Z2 + S
у =------------!-----
-22 Z z,
7 J------ '
^2 7 -4- 7
Перенос нагрузки S=Хл+Дв из точки
О в точки А и В (рис. 31-20,а):
Z^ Zj
X . ==---=— 5- S„ =--------=----X
z; + z2 -B Zx+?2 ~
_з
д -о %г в
I
I I
К
у &
Л}
е 2г в
£в
Рис. 31-20. Перенос нагрузки.
ИЗ
f22
для П-образной схемы
у — у — .
-12 ±21 Z12 ’
у _ -и -12
-U== ?10?12 5
Z20 + —12
-20—12
Выражения для Р и Q могут быть рас-
пространены на сети с любым числом ис-
точников питания. Для сети с п источника-
ми питания активная и реактивная мощно-
сти, отдаваемые i-м источником в сеть,
Перенос нагрузок SA и ^л(ХА+Хв=Х)
точек А и В в точку О (рис. 31-20,6)
X*
Z, = (Z, + Z\ ~ . •
-1 1 —2/ С I C ’
_л + ов
Дд
?2 = (?1+22)-^7-г.
P. - U} y.. sin a.£ + 2 Ut U} y{J sin (6y -
Преобразование звезды в треугольник
н обратно (рис. 31-21):
Q, = v\ уа cos a., - 2 Uj Уи cos (6£. -
?12 = ?l + Za + Z1Z2/Z3;
—23 = -2 + Z3 + ?2 ?3^"Ь
~аи)-
?12?13
Упрощающие преобразования
схем замещения
?1 Z12 + Zl3 + Z23
7 7
у. = ~12 ~23
-2 Z..4-7..-U7.
Замена нескольких источников ЭДС,
присоединенных к одному узлу (рис. 31-19),
одним:
J______L , _L
Ъ ~ 11 + ?2
Z
Ёэ-Е1-^
*•12 "Г *-13 Т г.2з
7 _ ZM Z28
-3“WV
Z3 +--H
- Z
+ E2^+£3^
-2 ±3
ZS
+ En~-
—n
1
Z
—п
•+
Рис. 31-21. Преобра-
зование звезды в тре-
угольник.
Рис. 31-19. Замена нескольких источников ЭДС
одним.
Универсальные преобразования схем
замещения могут быть показаны на приме-
ре схемы рис. 31-22, а, в которой необхо-
димо преобразовать часть схемы с двумя
источниками напряжения левее узла при-
мыкания 1 в схему, содержащую только
один источник. При этом режим остальной
части схемы правее узла 1 не должен из-
мениться, а мощность эквивалентного ис-
точника должна равняться сумме мощно-
§ 31-4]
Расчет режимов сетей большой сложности
165
стей источников в преобразованной части
схемы:
Получаются два значения напряжения
эквивалентного источника: служащее
для определения мощности в ветви примы-
Рис. 31-22. Универсальные преобразования схемы
замещения.
кания 1 эквивалентной схемы рис. 31-22,6,
и > служащее для определения мощно-
сти в ветви эквивалентного источника:
^1)=yL(t/iru+f7nhn);
— 1Э
&э9> = /-(й,Уи+ии кш),
—13
где Via может взята произвольно.
Проводимость У_аэ ветви эквивалентно-
го источника
В этих выражениях:
М — первая матрица соединений, или
матрипа. соединений в узлах. Строки этой
матрицы отвечают узлам схемы, кроме ба-
лансирующего. Столбцы отвечают ветвям
схемы. Элементы матрицы представляют
собой 4-1, если ток ветви выходит из дан-
ного узла, и —1, если ток входит в данный
узел. Если цетвь не связана с данным уз-
лом, то соответствующий элемент матрицы
М равен нулю.
N — вторая матрица соединений, или
матрица соединений в контурах. Строки
этой матрицы отвечают независимым кон-
турам схемы, а столбцы, так же как и в
матрице М, отвечают ветвям схемы. Если
направление тока в ветви совпадает с на-
правлением обхода контура, то соответст-
вующий элемент матрипы равен +1, если
направление тока противоположно направ-
лению обхода, то соответствующий элемент
равен —1. Если же ветвь не входит в рас-
сматриваемый контур, то соответствующий
элемент матрицы N равен нулю.
До составления матриц М и N необхо-
димо выбрать положительные направления
токов в ветвях и обходов в независимых
контурах.
I — столбцевая матрица токов в m
ветвях;
J — столбцевая матрица задающих то-
ков в п — 1 узлах:
Собственная проводимость ветви при-
мыкания в эквивалентной схеме замещения
принимается той же, что и в исходной схе-
ме замещения:
Ц?=Гп«
Преобразованная часть схемы может
быть представлена в виде П-образной схе-
мы замещения с параметрами
^1Э=1/У1Э;
^о = Гп-у1э; Гэо = Гээ-Ггэ.
31-4. РАСЧЕТ РЕЖИМОВ СЕТЕЙ
БОЛЬШОЙ СЛОЖНОСТИ
Прямой метод расчета сети
В прямом методе расчета используются
уравнения состояния сети, т. е. первый и
второй законы Кирхгофа
MI = J; NUBZ - Ёк.
За положительное направление 'задаю-
щего тока принимается его направление к
узлу._
Ubz — столбцевая матрица падений на-
пряжений в сопротивлениях ветвей *;
йвг —
U1Z
U2Z
Umz
Ек — матрица контурных ЭДС.
Число независимых контуров к и чис-
ло узлов у связаны с числом ветвей в в
схемах замещения соотношением
в = к + у— 1-
1 Здесь и ниже под напряжениями и ЭДС под-
разумеваются нх фазные значения.
166
Электрические сети высокого напряжения
[Разд. 31
Токи в ветвях находятся с
уравнений состояния сети
I = А-1 ,
Ек
М I
- NZB| ’
помощью
где
Z1 0 0 ... 0
0 Z, 0 ... 0
0 о zs ... 0
0 0 0
— квадратная матрица сопротивлений
ветвей.
В том случае, когда схема не содер-
жит магнитно-связанных ветвей, матрица
имеет только диагональные элементы,
равные сопротивлениям tn ветвей. Если же
в схеме имеются магнитно-связанные вет-
ви, то соответствующие элементы матри-
цы. находящиеся на пересечении этих вет-
вей, должны содержать сопротивлении вза-
имоиндукции этих ветвей.
Использование узловых уравнений
Узловые уравнения могут быть запи-
саны через матрицу узловых проводимо-
стей _Yy и матрицу узловых сопротивлений
YyUa = j— MZ^’e,
или
иЛ = Z j — ZMZ"1 fe,
где йд =Uy—Uo — матрица-столбец разно-
сти напряжений в п — 1 узлах Uy по отно-
шению к напряжению базисного узла £70;
Е — матрица-столбец ЭДС в ветвях; Yy —
квадратная матрица узловых проводимо-
стей, в общем случае равная:
Yy = mzj1 mJ.
Здесь —транспонированнаи матри-
ца М', представляющая собой первую мат-
рицу соединений, но записанную для того
случая, когда базисный и балансирующий
узлы в схеме замещения не совпадают.
Матрица М', так же как и матрица М, для
схе,мы с совпадающими друг с другом ба-
лансирующим и базисным узлами являет-
ся прямоугольной. Отличие состоит в том,
что в матрице М отсутствует строка, отве-
чающая балансирующему (совпадающему
с базисным) узлу, а в матрице М' отсутст-
вует строка, отвечающая базисному узлу.
Если базисный и балансирующий узлы сов-
падают, то вместо М, употребляется мат-
рица М'.
Матрица Z называется матрицей узло-
вых сопротивлений и является обратной
матрицей по отношению Yy:
Z = Y—J.
При несовпадении балансирующего уз-
ла с базисным
Ги Г12 Г13 •••
YT == Г21 У22 К23 • • узлы без балан-
У JSi V f_32 Гзз ••• сирующего узла.
. • • ... ... ...
узлы без базисного узла
По главной диагонали матрицы Yy на-
ходятся элементы Yn, Y22 и т. д., представ-
ляющие собой собственные проводимости
узла или сумму проводимостей всех ветвей,
связанных с данным узлом. Например,
Yh=Yj-J-Y2+... Остальные элементы этой
матрицы представляют собой проводимости
ветвей между соответствующими узлами,
взятые с обратными знаками.
Напряжения в узлах и токи в ветвях
определяются при отсутствии ЭДС в вет-
вях и несовпадении балансирующего н ба-
зисного узлов:
Uy — Z j -f- UqJ
i = Z71m'/ua.
Использование контурных уравнений
Контурные уравнения с использовани-
ем матрицы контурных сопротивлений име-
ют вид:
Z / = Е — NZB
-К К К —в
Здесь ZK — квадратная матрица кон-
турных сопротивлений:
ZK = NZBNf;
Ма—подматрица первой матрицы сое-
динений М, характеризующая связь ветвей
дерева схемы с ее узлами:
M = llMaMP II;
Мр—также подматрица матрицы М,
показывающая связь между хордами схе-
мы и ее узлами.
При составлении матрицы М сначала
записываются столбцы, отвечающие ветвям,
образующим дерево схемы, а затем — вет-
вям, являющимся ее хордами;
1К —- матрица контурных токов.
Токи в ветвях
М»1
о
i = N< 1К +
j.
§ 31-4]
Расчет режимов сетей большой сложности
167
Итерационные способы решения
узлового уравнения
Простая итерация. Напряжения в уз-
лах на итерации п
ii£n) = + Айуг),
где при отсутствии ЭДС в ветвях матрица
поправок
Д£^п) = 11-4-1 (j+Yvlj0-Yvlj<0>),
1
Y,
здесь
= ZH — диагональная мат-
1д —
рица, обратная по отношению к матрице
узловых проводимостей, у которой отсутст-
вуют все элементы, кроме диагональных.
Другими словами, элементами этой матри-
цы являются обратные значения узловых
проводимостей, находящихся на главной
диагонали матрицы Yy. ’
Итерационный расчет заканчивается на
fe-й итерации, если
где е — малое наперед заданное значение,
определяющее точность расчета.
После окончания расчета находят токи
в ветвях.
Ускоренная итерация или итерация по
Зейделю. Этот метод [31-4] отличается, как
правило, лучшей сходимостью, чем простая
итерация. В нем найденные поправки к уз-
ловому напряжению какого-либо узла сра-
зу используются в остальных узловых
уравнениях.
Метод Зейделя можно показать на
примере схемы, имеющей четыре узла, из
которых последний является балансирую-
щим и базисным, и ЭДС в ветвях отсутст-
вуют.
Узловые уравнения -для такой схемы
Y Y Y
±n ±12 ±1з
Y Y Y
£-21 ±22 ±23
Y Y Y
±31 ±32 ±33
01 —Uo
0% — Оо
Оз — Оо
J,
j3
Нулевые приближения узловых напря-
жений принимаются равными 17р,17<0),
Поправка к напряжению узла 1
W = ₽; - а121/<°) - ор - 0[°>,
где
₽;=^р1+(гп+Г12+Г1М]:
«12 = 1л2^2л1» «13 ~ Х.13^—11>
Скорректированное напряжение узла 1
йр = c7J°> + At/p).
Поправка к напряжению узла 2
At7<J) = ₽2 - %i Ор - «23 0^ - 0^,
где
й=^[^Я^1+К22+г2МЬ
«21 = —21^—22» «23 = Гг8^„22-
Скорректированное напряжение узла 2
0^ = 0£} + АСЦ1’-
Поправка к напряжению узла 3
&0р = ₽; - а31 г/}1’ - «32 с#’ - 0^,
где
₽з= г^рз+(Гм + Гз2 + ГзМ];
К31 = Гз1/Гзз; «32 = «33-
Скорректированное напряжение узла 3
0^ = 0^> + А^1’.
Найденные скорректированные значе-
ния напряжений узлов служат исходными
данными для следующей итерации и т. д.
Метод Ньютона — Рафсона применяет-
ся для решения систем нелинейных урав-
нений. Суть метода заключается в после-
довательной замене системы нелинейных
уравнений некоторой системой линейных
уравнений.
В узловые уравнения после разделения
действительной и мнимой частей вводят
вместо задающих токов узловые (задаю-
щие) мощности Р и Q:
PU'y + QUy
J'~ p;)2+p;r5
PU-QU'
Одним штрихом обозначены действи-
тельные составляющие, а двумя — мнимые.
После этого узловые уравнения представ-
ляют в виде нелинейной системы
где
f(uy)=o,
иу
иу
и”
Задаваясь начальным приближением
f (Uy0)) и линеаризуя в этой точке систему,
получаем линейную систему уравнений от-
носительно поправок:
f (и£°>) + Г (и<°>) AU«,0) = О,
где AU<,°> = йу — U<0) — поправка; f (U<,0>)
матрица Якоби для точки начального при-
ближения.
168
Электрические сети высокого напряжения
[Разд. 31
Система решается любым из известных
методов, например методом Зейделя. После
получения поправок находят новые значе-
ния узловых напряжений, которые снова
принимают за исходные, и т. д.
Метод разрезания контуров. Определе-
ние узловых напряжений можно произво-
дить по тбкам в хордах направленного гра-
фа схемы замещения сети. Одним из спосо-
бов определения токов в хордах является
метод разрезания контуров. Расчеты вы-
полняются итеративным путем. Сначала,
предполагая, что токи во всех хордах схе-
мы равны нулю: находят узловые
напряжения
где Zaa — матрица сопротивлений ветвей
дерева; Ёа — матрица ЭДС в ветвих де-
рева.
Находят напряжения на хордах
i j(0) — м ij(O)
и токи в хордах
= (“bP-’M’
где Zpp —матрица сопротивлений хорд;
Ер — ЭДС в хордах.
Далее выполняется следующая ите-
рация:
Г(1) = j + jp = j-Mp/р;
l#’ = Zaa M-1 Г <» - M-1 Ёи;
и т- Д-
31-5. ПРОЕКТИРОВАНИЕ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
ЭНЕРГОСИСТЕМ
Электрическая сеть энергосистем со-
стоит из основной и распределительной.
Основная сеть энергосистем обеспечивает
связь между электростанциями и передачу
мощности от них в районы потребления
электроэнергии. Электропередачи в составе
основной сети, осуществляющие функции
формирования и объединения энергосистем,
представляют собой системообразующие
связи.
Распределительная сеть энергосистем
обеспечивает передачу электроэнергии от
подстанций основной сети и шин электро-
станций к потребителям.
Задачами проектирования развития
электрических сетей являются: выбор на-
пряжения и схемы сетей; определение мест
размещения новых подстанций; предвари-
тельный выбор схем электрических соеди-
нений электростанций и подстанций; опре-
деление сечений проводов линий электро-
передачи, числа и мощности трансформато-
ров на подстанциях; выбор способов регу-
лирования напряжения и распределения
мощностей в сетях, определение типа, мощ-
ности и размещения компенсирующих уст-
ройств; разработка мероприятий по огра-
ничению токов КЗ; определение объема ка-
питаловложений и очередности сооружения
сетевых объектов.
Организация и стадийность проектирования
Проектирование развития электриче-
ских сетей энергосистем осуществляется в
иерархической последовательности. На
уровне проектирования Единой энергоси-
стемы страны (ЕЭС) обосновывается раз-
витие системообразующих связей ЕЭС,
включающих в себя межсистемные связи
между ОЭС н наиболее, важные магистра-
ли внутри отдельных ОЭС, загрузка кото-
рых определяется режимом работы ЕЭС в
целом.
На уровне объединенных энергосистем
осуществляется обоснование развития си-
стемообразующих связей ОЭС, включаю-
щих сети для выдачи мощности крупных
межрайонных электростанций, межсистем-
ные связи между энергосистемами и наибо-
лее важные внутренние связи энергосистем,
загрузка которых определяется режимом
работы ОЭС в целом.
На уровне районных энергосистем осу-
ществляется обоснование развития осталь-
ной части основных сетей энергосистем, а
также распределительных сетей напряже-
нием 110 кВ и выше.
Более подробная разработка распреде-
лительных сетей ведется при выполнении
схем развития сетей сельских районов, го-
родов, отдельных сетевых районов крупных
энергосистем, а также в схемах внешнего
электроснабжения электрифицирова иных
участков железных дорог, магистральных
нефте- и газопроводов, отдельных энергоем-
ких объектов народного хозяйства и др.
В процессе проектирования осущест-
вляются взаимный обмен информацией и
увязка решений по развитию электрических
сетей различных уровней.
Схемы развития Единой, объединенных,
районных энергосистем и распределитель-
ных электрических сетей относятся к так
называемым «внестаднйным» проектным
работам.
Проектирование схем развития энерго-
систем и некоторых схем развития распре-
делительных сетей ведется циклично — один
раз в 5 лет и должно заканчиваться не
позднее, чем за год до начала очередного
пятилетнего планового периода. После раз-
работки Государственного плана экономи-
ческого и социального развития СССР на
соответствующее пятилетие и уточнения не-
обходимой информации о размещении и на-
грузках потребителей, очередности и сро-
ков строительства электростанций и ранее
намеченных электросетевых объектов про-
§ 31-5]
Проектирование электрических сетей энергосистем
169
Таблица 31-26
Рекомендуемые сроки продолжительности проектирования линий электропередачи и подстанций, мес
Наименование и характеристика объекта Технический проект (ТП) Рабочие чертежи (РЧ)
Общая продолжи- тельность в том числе: Общая продолжи- тельность в том числе:
изыскания проекти- рование изыскания проекти- рование
Линии электропередачи Воздушные линии электропередачи напряжением 110—150 кВ, протя- женностью, км: до 20 2.5 2,0 1,0 3,0 2,0 2,0
свыше 20 ДО 100 4,0 2,5 2,0 5,0 2,5 3,0
свыше 100 до 200 4,5 3,0 2,5 6,0 3.0 3,5
То же напряжением 220 кВ, протя- женностью, км: до 50 4,5 3,0 2,5 5,5 2,5 3,5
-свыше 50 до 200 6,0 4,0 3,0 8,0 4,0 5,5
свыше 200 до 400 8,0 5,5 4.0 8,5 5.5 7.0
То же напряжением 330 кВ, протя- женностью, км: до 250 7,0 4,5 3,5 7,0 4,5 5,0
свыше 250 до 500 10,0 7,0 б.о 8,0 6,5 7.0
То же напряжением 500 кВ, протя- женностью, км: до 100 6,5 4,0 3,5 8,5 4,0 5.0
свыше 100 до 350 10,5 6,0 5,0 8,0 5,0 7,0
свыше 350 до 700 11,0 7,5 6,0 10,0 6,5 9,0.
Понижающие подстанции Напряжением ПО—150/6—10 кВ 3,0 1.5 2.0 4,0 4.0
То же напряжением 110—150/35/6— 4,5 2,0 3,5 , 6.0 6.0
10 кВ То же напряжением 220—330/6— 4,0 2,0 3.0 б.о . 6,0
10 кВ То же напряжением 220—330/110— 150/6—10 кВ: без синхронных компенсаторов 6,0 2,5 4,5 8,0 8,0
с синхронными компенсаторами 7,0 . 3,0 5.0 10,0 1,0 10.0
То же напряжением 500/110—220/10— 35 кВ: без синхронных компенсаторов 7,0 3,0 6,0 7,0
с синхронными компенсаторами 7.5 2,5 6,5 9,0 — —
Примечания: 1. Продолжительность разработки технорабочего проекта принимается сум-
мированием продолжительности разработки РЧ с коэффициентом до 1.2 и продолжительности
изыскательских работ к ТП с коэффициентом до 0,5 на совмещение.
2. Продолжительность проектирования для объектов, подлежащих строительству в районах с
сейсмичностью 7 баллов и более, вечной мерзлоты, просадочных грунтов и оползневых явлений, уве-
личивается на 10% на стадии ТП и на 20% на стадии РЧ.
водится корректировка схем развития ЕЭС,
ОЭС, районных энергосистем и распредели-
тельных сетей в сельской местности.
Выполнение «внестадийных» работ по
распределительным электрическим сетям
определяется намеченными сроками строи-
тельства объектов народного хозяйства
(промышленные предприятия, нефте- и га-
зопроводы), электрификацией участков же-
лезных дорог, разработкой генеральных
планов развития городов и др.
На основании схем развития ЕЭС, ОЭС,
районных энергосистем, а также схем раз-
вития распределительных сетей разрабаты-
ваются пятилетние и годовые планы строи-
тельства линий электропередачи и подстан-
ций и составляются титульные списки на
проектирование указанных электросетевых
объектов.
Начало проектирования электросетево-
го объекта определяется с учетом намечен-
ного срока его ввода в работу, продолжи-
тельности проектирования и строительства.
Сроки проектирования зависят от количест-
ва стадий проектирования, их рекоменду-
ется принимать по табл. 31-26. Продолжи-
тельность строительства электросетевых
объектов, установлена Госстроем СССР и
приведена в табл. 31-27 и 31-28.
Количество стадий проектирования, со-
став, оформление задания на проектирова-
ние, согласование и утверждение проектов
и сметной документации регламентируются
«Инструкцией по разработке проектов и
смет для промышленного строительства»
(СН-202-76).
Стадийное проектирование . объектов
электрических сетей должно осуществлять-
ся на основе технико-экономических обо-
снований (ТЭО), подтверждающих эконо-
мическую пелесообразность и хозяйствен-
ную необходимость их проектирования и
170
Электрические сети высокого напряжения
[Разд. 31
Таблица 31-27
Нормы продолжительности строительства
воздушных линий электропередачи напряжением
35—500 кВ (СН-440-72)
Напряжение ВЛ, кВ Норм/ про- должитель- ности, мео
110—150 220 330 | 500
Одно- цеп- ная Двух- цеп- иая Одио- цеп- иая Двух- цеп- ная Одноцеп- ная к га ЕГ о е . й' О fe«« О О Л гг Село
Протяженность ВЛ, км
15 100 180 10 80 150 15 100 180 270 10 80 150 220 90 170 250 330 250 340 430 515 3 6 9 12 15 18 21 1 1 1 1 2 2 2
Примечания: 1. В нормах продолжитель-
ности строительства ВЛ предусматривается, что
10% протяженности сооружается в болотистой,
горной и сильно пересеченной местности и 20%-—
на залесенной территории, требующей расчистки
просек, а также строительства переходов ВЛ че-
рез реки, каналы, железные и автомобильные до-
роги и другие препятствия с опорами высотой до
50 м.
2. Продолжительность строительства ВЛ С
учетом условий, отличающихся от предусмотрен-
ных, определяется проектом организации строи-
тельства (ПОС) с введением коэффициентов, учи-
тывающих фактические длины болотных, горных
и залесенных участков.
3. Продолжительность строительства ВЛ пе-
ременного тока напряжением 750 кВ и выше и
постоянного тока 800 кВ и выше определяется
ПОС.
строительства. Для объектов сметной стои-
мостью до 25 млн. руб. технике-эко комиче-
ским обоснованием являются утвержден-
ные в установленном порядке схемы раз-
вития ОЭС, районных энергосистем и рас-
пределительных сетей.
Для наиболее сложных электросетевых
объектов, как правило, напряжением 500—
1150 кВ, сметной стоимостью 25 млн. руб.
и больше разрабатываются специальные
тэр. В них обосновываются необходимость
и сроки строительства, основные техниче-
ские решения, приводятся материалы согла-
сования трасс ВЛ и площадок подстанций,
а также устанавливается сметная стоимость
сооружения объекта.
Как правило, проекты линий электро-
передачи и подстанций выполняются одно-
стадийно, путем разработки технорабочего
проекта. Проектирование в две стадии —
технический проект и рабочие чертежи —
допускается для крупных электросетевых
объектов, в случаях применения новых об-
разцов основного оборудования, сложных
строительных решений и при особо слож-
ных условиях строительства.
Решение о стадийности проектирова-
ния электросетевых объектов принимается
инстанцией, утверждающей ТЭО.
На объекты капитального строительст-
ва следующего года рабочие чертежи долж-
ны быть выданы строительной организации,
как правило, до 1 июля текущего года.
Таблица 31-28
Нормы продолжительности строительства
подстанций (СН-440-72)
Нормы продол жительности, мес
Характеристика в том числе
подстанции Общая подготови- тельный период передача оборудо- вания в монтаж продолжи- тельность монтажа оборудо- вания
Напряжением 110/10 кВ (ком- плектные) с од- ним нли двумя трансформа-, торами мощ- ностью каждо- го до 2,5 МВ-А Напряжением 110/35/10 кВ (комплектные) с одним нлн двумя транс- форматорами мощностью каждого: 2 0,5 1,5
0,5—2
2,5—6,3 МВ-Л 2 0,5 1
10—2Э МВ-А 2 0,5 1—2 2 1—2 4
Напряжением 110/35/10 кВ с одним или дву- мя трансфор- маторами мощ- ностью каждо- го до 40 МВ-А Напряжением 220/110/10—35 кВ: 9 16 2 2,5 4—6 5—13 6—9 9
с двумя тран- сформато- рами до 250 МВ-А 18 3 4—14 8—16 10
то же с дву- мя синхрон- ными ком- пенсаторами 9—18
Напряжением 330/150—110/10 кВ: 19 2,5 5—16 13
С двумя тран- сформато- рами до 250 МВ-А 22 3 5—1S 7—19 17
с двумя син- хронными компенсато- рами 26 6—20 6—22 15
Напряжением 500/220/110 кВ с двумя группа- ми трансфор- маторов мощ- ностью по 500 МВ-А и двумя синхронными компенсато- рами 10—.4
Примечания: 1. В графе «передача обо-
рудования в монтаж» указаны порядковые меся-
цы начала и окончания передачи оборудования
от начала строительства.
2. В числителе дроби указана общая продол-
жительность монтажа, в знаменателе — порядко-
вые месяцы начала и окончания монтажа обору-
дования от начала строительства.
§ 31-5]
Проектирование электрических сетей энергосистем
171
Содержание проектов развития
электрических сетей
Проект развития электрической сети
выполняется в качестве самостоятельного,
именуемого «Схема развития электриче-
ской сети энергосистемы (района, города,
объекта)», либо как составная часть «Схе-
мы развития энергосистемы».
Состав и объем задач, решаемых’ на
разных этапах проектирования развития
электрических сетей, не совпадают, вместе
с тем указанные работы включают, как
правило, рассмотрение следующих основ-
ных вопросов:
анализ существующей сети энергоси-
стемы (района, города, объекта) с точки
зрения ее загрузки, надежности электро-
снабжения потребителей, уровней напря-
жения, выявления «узких» мест в работе;
определение электрических нагрузок
потребителей, составление балансов актив-
ной мощности по подстанциям н энергоуз-
лам, обоснование необходимости сооруже-
ния новых понижающих подстанций;
определение загрузки проектируемой
сети с учетом принятых режимов работы
электростанций и перетоков мощности, по
основной сети энергосистемы;
выбор и обоснование схемы построе-
ния (усиления) сети, предложения по строи-
тельству новых линий электропередачи,
выполнение электрических расчетов раз-
личных режимов работы сети;
расчеты статической и динамической
устойчивости параллельной работы элек-
тростанций (выполняются, как правило,
при проектировании ОЭС), выявление ос-
новных требований к системной противо-
аварийной автоматике;
расчеты мощностей КЗ в проектируе-
мой сети, разработка предложений по огра-
ничению мощностей КЗ;
определение очередности и объемов
строительства (реконструкции) электросе-
тевых объектов, натуральные показатели,
капиталовложения в развитие сети, технн-
ко-экоиомические показателй разработан-
ной схемы.
Объем и содержание схем развития
электрических сетей нормированы соответ-
ствующими эталонами или методическими
указаниями. Эталон определяет состав, со-
держание, порядок размещения и объем
представляемого материала, перечень и
глубину проработки отдельных вопросов,
устанавливает единообразие оформления
табличного и графического материала.
При нанесении элементов электроэнер-
гетической системы на картографической
основе (карта-схема сети) используются
условные графические обозначения (рнс.
31-23).
В составе ТЭО электросетевого объек-
та (стоимостью 25 млн. руб. и больше) рас-
сматриваются:
обоснование необходимости и срока
ввода объекта;
выбор района размещения и площадки
Наименование: объекта. O&wttrKHwe дбъекта. Стан- дарт ЕСКА
сущест- вующего проекти- руемого намеча- емого
Электростанция. Общее обозначения ЦЦ | ] । 1 1 ) । 1 г.748-68
Электростанция тепло- вая. Общее обозначение В 1 1 । 1 2.748-68
Электростанция теп- ловая с выдачей, теп- ловой энергии. потребителю BI lJLj 2748-68
Электростанция гид- равлическая. • Общее обозначение И и R—1 1 \ 1 L-U 2.748-68
Электростанция атомная [о] 2.748-68
Подстанция. Общее обозначение (j 2.748-68
Подстанция перемен- ного тока. 750кВ © © О
Подстанция перемен- ного тока 500кВ HI ф
Подстанция перемен- ного тока 330 кВ о ф ф
Подстанции тяговые © сг:3
Подстанция выпрямительная HI (ы) (Ы)
Линия электропере- дачи. Общее обозначе- ние. Примечание. В ГОСТе дано только обозначение сущест- вующей линии. — — — — — 2.751-68
Линия электропереда- чи постоянного тока +750кВ ±75ОкВ ±750кВ
Кабельная линия электропередачи.
Рнс. 31-23. Графические обозначения электростан-
ций и подстанций иа картах-схемах.
подстанции (ПС), включая подходы (кори-
доры) ВЛ и трассы внешних коммуника-
ций к ней, с оформлением необходимых со-
гласований по отводу площадки ПС и ко-
ридоров ВЛ к ней;
обоснование выбора трассы линии с
оформлением согласований с заинтересо-
ванными организациями;
выбор основных технических решений,
в том числе: по линии электропередачи —
напряжение, количество цепей, сечение про-
вода, материал и тип опор, основные реше-
ния по фундаментам, изоляции, линейной
арматуре, вопросам эксплуатации, связи,
организации строительства; по подстан-
циям — количество, мощность, сочетание
напряжений трансформаторов, необходи-
мость установки, тип, мощность, количест-
во компенсирующих устройств, количество
ВЛ всех напряжений на расчетный период
и перспективу, схема электрических соеди-
нений ПС, основная аппаратура и оборудо-
вание, генплан ПС и основные строитель-
ные решения, объем внутренней и внешней
связи, водоснабжение, канализация, тепло-
снабжение, пожаротушение, тип покрытия
172
Электрические сети высокого напряжения
[Разд. 31
подъездной и внутриплощадочных дорог,
штат ПС, объем жилищного строительства;
расчет стоимости строительства и опре-
деление технико-экономических показате-
лей проектируемого объекта;
определение стадийности дальнейшего
проектирования объекта.
Стадийное проектирование ведется на
основе утвержденного задания. Состав за-
дания на проектирование и его утвержде-
ние регламентируются СН-202-76.
При двухстадийном проектировании —
ТП и РЧ—ТП выполняется в составе про-
ектно-сметной документации и материалов
изысканий.
Проектная документация может со-
стоять нз нескольких томов, количество ко-
торых зависит от объема проектных мате-
риалов н задания на проектирование. Так,
проектная документация для линии элек-
тропередачи может состоять из томов: ли-
ния электропередачи, реконструкция под-
станций А и Б, релейная защита и линейная
автоматика, противоаварийная и режимная
автоматика и др. Сметная документация
состоит из сводной сметы и сметно-финан-
совых расчетов па отдельные объекты или
отдельные виды работ.
В томе ТП «линия электропередачи»
прорабатываются следующие основные во-
просы: обоснование выбранного направле-
ния и описание трассы ВЛ, расчетные кли-
матические условия, выбор проводов и тро-
сов, плавка гололеда, опоры и фундамен-
ты, изоляция и линейная арматура, пересе-
чение препятствий, специальные переходы,
защита от перенапряжений и заземляющие
устройства, транспозиция проводов, орга-
низация эксплуатации, средства связи, за-
щита линий связи от влияния ВЛ, органи-
зация строительства, пусковая схема, тех-
нико-экономические показатели (стоимость
1 км и др.).
Технический проект понижающей под-
станции включает, как правило, ряд томов:
материалы выбора площадки для строи-
тельства подстанции, проект подстанции,
релейная защита и линейная автоматика,
сметы на строительство подстанции и др.
В составе проекта подстанции разрабаты-
ваются следующие разделы: электротехни-
ческий и строительный, диспетчерское уп-
равление, телемеханика и связь, организа-
ция строительства.
В электротехнической части прораба-
тываются: присоединение подстанции
к энергосистеме; выбор числа и мощности
трансформаторов; питание собственных
нужд; пусковая схема, расчет токов КЗ и
выбор аппаратуры; управление, измерения
и учет электроэнергии, релейная защита и
противоаварийная и режимная автоматика;
изоляция, защита от перенапряжений и за-
земление; освещение; устройства для плав-
ки гололеда; организация эксплуатации.
В составе строительной части техниче-
ского проекта ПС разрабатывается гене-
ральный план ПС и подъездная дорога,
объемно планировочные и конструктивные
решения зданий и сооружений, водоснабже-
ние, канализация и аварийные маслотоки,
теплоснабжение, отопление и вентиляция.
Организация строительства включает
решение следующих основных вопросов: ка-
лендарный план строительства, объемы ос-
новных строительных и монтажных работ,
потребность в материальных ресурсах н ра-
бочих кадрах, организация производства
работ и потребность в строительных меха-
низмах, оборудовании и транспорте.
Принципы построения схем
. электрической сети
Выбор схемы и параметров сетей про-
изводится на перспективу 5—10 лет. При
решении вопроса целесообразности введё-
ния высшего напряжения в сетях следует
рассматривать период, соответствующий
полному использованию пропускной способ-
ности линий более высокого напряжения.
При проектировании основных сетей
энергосистем следует обеспечивать:
требуемую пропускную способность в
надежность;
экономичность развития и функциони-
рования сети с учетом рационального соче-
тания сооружаемых электрических сетей с
действующими при обеспечении оптималь-
ных уровней токов КЗ и потерь энергии;
возможность сохранения принятых ре-
шений по развитию сети при небольших от-
клонениях балансов мощности узлов от
планируемых;
возможность выполнения релейной за-
щиты, противоаварийной и режимной ав-
томатики.
Схема и параметры основйых сетей
энергосистемы должны удовлетворять сле-
дующим требованиям к суммарной пропу-
скной способности и надежности в каждом
рассматриваемом сечении этих сетей:
а) передача расчетных длительных по-
токов мощности должна обеспечиваться при
полной схеме сети и, как правило, при от-
ключении одного из элементов сети (одной
цепи линии электропередачи или одного
трансформатора) при нормативных уров-
нях напряжения и запасах устойчивости.
В процессе роста нагрузки сети допускает-
ся неполное резервирование отдельных уз-
лов, дефицит которых, образующийся пос-
ле отключения одного любого из элемен-
тов сети, в длительных режимах (с учетом
использования резервных источников) не
превышает 500 МВт при резервировании
узлов, питающихся на напряжении 750 кВ,
300 МВт —на 500 кВ, 200 МВт —на
330 кВ и 100 МВт — на 220 кВ (при усло-
вии сохранения питания наиболее ответст-
венных потребителей). При последующем-
росте нагрузки таких узлов сооружение ли-
ний или подстанций, рассчитанных на пол-
ное резервирование питания узла в дли-
тельных режимах, является обязательным;
б) передача расчетных максимальных
потоков мощности должна обеспечиваться
при полной схеме сети при нормативных
§ 31-5]
Проектирование электрических сетей энергосистем
173
уровнях напряжения и запасах устойчи-
вости.
В случаях, когда потоки мощности в
каком-то сечении основной сети за преде-
лами расчетного года уменьшаются, требо-
вания к их пропускной способности и на-
дежности могут быть временно снижены
(на 1—3 года).
Целесообразность усиления основной
сети при временном увеличении расчетного
потока должна быть обоснована экономи-
чески путем сопоставления затрат на уси-
ление сети с достигаемым при этом сниже-
нием математического ожидания ущерба от
недоотпуска энергии за весь период.
Между двумя узлами основной сети по
одной трассе следует сооружать, как пра-
вило, не более двух линий электропередачи
одного напряжения. При необходимости
дополнительного усиления сети следует
рассматривать целесообразность сооруже-
ния линий по другим направлеиям или вы-
полнение электропередачи на более высо-
ком напряжении.
При выборе схемы присоединения элек-
тростанций и подстанций к основной сети
энергосистемы все большее значение при-
обретает «системный фактор», т. е. одно-
временное сохранение или обеспечение не-
обходимой надежности и живучести основ-
ной сети в целом.
Схемы присоединения крупных элек-
тростанций должны обеспечивать возмож-
ность выдачи к узловым пунктам основной
сети всей располагаемой мощности станции
(за вычетом нагрузки собственных нужд и
выдачи мощности в распределительную
сеть) в любой период суток или года при
работе всех отходящих линий. При отклю-
чении одной из отходящих линий, как пра-
вило, должна быть обеспечена выдача всей
мощности станции в часы максимальной на-
грузки системы. В отдельных случаях в
указанном режиме допускается ограниче-
ние выдачи мощности от электростанции в
основную сеть в размерах, не превышаю-
щих мощности наиболее крупного блока.
Схема присоединения к энергосистеме круп-
ной атомной электростанции на этапе до-
стижения ее проектной мощности должна
обеспечивать выдачу всей мощности элект-
ростанции в любое время года при отклю-
чении одной из отходящих линий.
При -проектировании распределительных
сетей энергосистем следует обеспечивать:
комплексное электроснабжение всех по-
требителей в зоне действия электрических
сетей независимо от их ведомственной при-
надлежности;
максимальное использование сущест-
вующих сетей с учетом их возможной ре-
конструкции;
надежность электроснабжения потре-
бителей в соответствии с ПУЭ при обеспе-
чении нормируемого качества электроэнер-
гии в соответствии с ГОСТ;
возможность сохранения принятых ре-
шений по развитию сети при небольших от-
клонениях нагрузок от планируемых;
экономичность развития и функциони-
рования сети при обеспечении оптимальных
уровней токов КЗ и потерь энергии;
. возможность выполнения релейной за-
щиты, противоаварийной и режимной авто-
матики.
В районах с малым охватом террито-
рии сетями при близких значениях технико-
экономических показателей вариантов раз-
вития сети следует отдавать предпочтение
сооружению линий распределительных се-
тей по новым трассам. Строительства мало-
загружеиных линий, используемых только
во время отключения элементов сети, сле-
дует избегать (см. также разд. 34 и 50).
Питание подстанций распределительной
сети в перспективе следует предусматри-
вать, как правило, по двум цепям; при
этом отключение одной цепи не должно
приводить к ограничению потребителей.
В отдельных случаях допускается ограни-
чение потребителей при обеспечении резер-
вирования электроприемников первой кате-
гории. При- отсутствии данных нагрузки
первой категории рекомендуется принимать
в размере 10—15% общей нагрузки под-
станции.
При питании подстанции с потребите-
лями первой категории применение двух
одноцепных линий вместо одной двухцеп-
ной допускается при наличии обоснований.
Временное использование ВЛ основной
и распределительной сети иа номинальном
напряжении более низкой ступени допу-
скается, если длительность эксплуатации на
низком напряжении не превышает пяти лет.
Протяженность намечаемых линий при
отсутствии более точных данных принима-
ется на 15—20% больше воздушной пря-
мой. В районах городской и промышленной
застройки, а также в других случаях слож-
ного прохождения трассы длину линии сле-
дует принимать с учетом конкретных ус-
ловий.
При развитии основных н распредели-
тельных сетей должны учитываться требо-
вания охраны окружающей среды.
Размещение и схемы присоединения
к сети понижающих подстанций
Место размещения ПС выбирается
вблизи центра электрических нагрузок, ав-
томобильных дорог и железнодорожных
станций для подвоза тяжеловесного o6onv-
дования и материалов, населенных пунк-
тов, в которых возможно размещение жи-
лых домов эксплуатационного персонала,
существующих инженерных сетей (водопро-
вода, канализации, связи и др.). Подстан-
ция должна располагаться, как правило;
на непригодных для сельскохозяйственно-
го использования землях (расположение на
орошаемых, осушенных и пахотных землях
допускается только в исключительных слу-
чаях при наличии технико-экономических
обоснований); на незалесенной или заня-
той кустарниками и малоценными насаж-
дениями территории; по возможности вне
174
Электрические сети высокого напряжения
[Разд. 31
зон интенсивных природных (морское по-
бережье, засоленная почва и др.) и про-
мышленных загрязнений; иа незатопляемых
местах и участках, не подверженных раз-
мывам, оползням, обвалам, осыпям, камне-
падам, лавинам и др.; на площадках, рельеф
которых не требует трудоемких и больших
планировочных работ, дорогостоящих ос-
нований и фундаментов под здания и со-
оружения; на безопасном расстоянии от
складов взрывчатых и горюче-смазочных
материалов, нефтепроводов, газопроводов,
радиостанций, телевышек, каменных карье-
ров, разрабатываемых с помощью взрывов,
определяемом соответствующими нормами
и правилами. Важным требованием при
размещении ПС является обеспечение удоб-
ных заходов ВЛ.
Главная схема электрических соедине-
ний ПС выбирается на основании схемы
развития энергосистемы или схемы электро-
снабжения района и других работ по раз-
витию электрических сетей и должна
(см. также разд. 28):
обеспечивать требуемую надежность
электроснабжения потребителей ПС в соот-
ветствии с категориями электропрнемников
и транзита мощности через ПС в нормаль-
ном, ремонтном и послеаварийном ре-
жимах;
учитывать перспективу развития ПС;
допускать возможность постепенного
расширения РУ всех напряжений;
учитывать требования противоаварий-
иой автоматики;
обеспечивать возможность проведения
ремонтных и эксплуатационных работ на
отдельных элементах схемы без отключения
смежных присоединений;
обеспечивать наглядность, простоту,
экономичность и автоматичность (восста-
новления питания потребителей в послеава-
рийной ситуации (осуществляется средст-
вами автоматики без вмешательства персо-
нала).
Выбор номинального напряжения
электрической сети
Выбор номинальных напряжений линий
электропередачи и подстанций производит-
ся в проекте по схеме развития электриче-
ской сети в целом и при проектировании
конкретных объектов; как правило, номи-
нальные напряжения указываются в числе
исходных данных в задании на проектиро-
вание. Области применения отдельных но-
минальных напряжений электрических се-
тей, установленных действующим стандар-
том (ГОСТ 721-77), регламентированы по
технико-экономическим соображениям
(см. § 28-1).
Технико-экономическое сравнение по
выбору напряжения участка сети должно
производиться путем сопоставления вариан-
тов в пределах шкалы, принятой в данной
ОЭС.
Известей ряд попыток определить обоб-
щенные экономические зоны применения
электропередач разных напряжений в зави-
симости от длины и передаваемой мощно-
сти с учетом капитальных затрат и ежегод-
ных расходов.
Выбор наивыгоднейшего напряжения
(Uax) может быть предварительно опреде-
лен по формуле *
USK
1000
/500 , 2500
L + Р
где L — длина линии, км; Р — передавае-
мая мощность, МВт.
В отличие от рекомендованных ранее,
имевших ограниченную область примене-
ния, формула дает удовлетворительные ре-
зультаты для всей шкалы номинальных на-
пряжений переменного тока в диапазоне
35—1150 кВ. Полученные области примене-
Рис. 31-24. Области применения электрических се-
тей разных номинальных напряжений. Указаны
границы равноэкономичности.
/—1150 и 500 кВ; 2 — 500 и 220 кВ; 3 — 220 и
110 кВ; 4 — ПО и 35 кВ; 5 — 750 и 330 кВ; 5 — 330
и 150 кВ; 7 — 150 и 35 кВ.
Таблица 31-29
Пропускная способность электропередачи
110—1150 кВ
Натуральная мощ-
ность, МВт, при
волновом сопро-
тивлении, Ом
ПО
220
330
500
750
1150
300—315 250—275
30
120
270
600
160
350
900
2100
5200
25—50
100—200
300—400
700—900
1800—2200
4000—6000
50—150
150—250
200—300
800—1200
1200—2000
2500—3000
* Формула предложена канд. техн, наук
Г. А. Илларионовым.
§ 3J-5]
Проектирование электрических сетей энергосистем
175
ния стандартных номинальных напряжений
в зависимости от мощности и дальности
электропередачи приведены на рис. 31-24 и
в табл. 31-29.
Выбор сечений проводников воздушных
и кабельных линий
Для линий напряжением до 500 .кВ
включительно при выборе сечения проводов
технико-экономический расчет по определе-
нию оптимального соотношения расхода
проводникового материала и потерь элек-
троэнергии, как правило, не производится,
так как эта задача решается с использова-
нием нормируемых обобщенных показате-
лей. В качестве таких показателей исполь-
зуются нормированные значения экономи-
ческой плотности тока для воздушных и ка-
бельных линий в основных районах страну.
Практическая возможность использования
такого метода определяется тем, что в до-
статочно широком диапазоне изменений се-
чения проводов суммарные приведенные за-
траты по линии с учетом затрат на возме-
щение потерь мощности и электроэнергии
изменяются незначительно. Так, в диапа-
зоне изменения плотности тока от 0,6 до
1,3 А/мм2 суммарные приведенные затраты
по ВЛ 35—330 кВ отличаются от минималь-
ных всего до 3%. Несколько выше они для
ВЛ 500 кВ в районах с дорогим топливом.
Для линий электропередачи 750 и
1150 кВ переменного тока и линий посто-
янного тока экономическое сечение прово-
дов определяется технико-экономическими
расчетами одновременно с выбором типа
провода и числа проводов в фазе (полюсе).
Дл-я современных условий строительст-
ва воздушных линий на унифицированных
опорах более правильно нормировать не
экономическую плотность тока, а экономи-
ческие токовые интервалы каждой марки
провода. При этом в зависимости от прин-
ципов, закладываемых при унификации
опер, зона экономичности одних марок
проводов расширяется, других — сокраща-
ется. Экономические токовые интервалы
разрабатываются одновременно с конструк-
торскими работами по оптимальной унифи-
кации линий в увязке с конкретными за-
дачами электросетевого строительства и
суммарным расходом проводникового ма-
териала. Для применяемых в настоящее
время унифицированных конструкций воз-
душных линий электропередачи напряжени-
ем 35—500 кВ экономические токовые ин-
тервалы не нормированы, в связи с чем
этот метод, несмотря иа его прогрессив-
ность, пока не получил распространения.
Сечение проводников, выбранное по
нормированной экономической плотности
тока, далее проверяется на соответствие
другим условиям (корона иа линии, уро-
вень радиопомех, допустимая длительная
токовая нагрузка по нагреву, потери и от-
клонения напряжения, термическая устой-
чивость при токах короткого замыкания).
Выбор сечения проводников по эконо-
мической плотности тока. Суммарное сече-
ние проводников проектируемой линии
электропередачи
F — at /б/^эк>
где h — расчетный ток линии на пятом го-
ду ее эксплуатации. Расчетными для выбо-
ра экономического сечения проводов явля-
ются:
для линий основной сети — расчетные
длительные потоки мощности;
для линий распределительной сети —
совмещенный максимум нагрузки подстан-
ций, присоединяемых к данной линии.
При определении расчетного тока не
следует учитывать увеличения тока при
авариях или ремонтах в каких-либо элемен-
тах сети;
/эк — нормированное значение эконо-
мической плотности тока, выбираемое по
табл. 31-30;
а,- — коэффициент, учитывающий фак-
тор разновременности в технико-экономиче-
ских расчетах. Расчетное выражение для
ai имеет вид:
р ,ч л
+1П Ч _______Чо
Jgi(l+EHn)z+ (1+£нп)10’
где £Нп — коэффициент приведения разно-
временных затрат; и —
расчетные токи нагрузки соответственно в
t-м и 10-м годах, отнесенные к току пято-
го года эксплуатации.
При отсутствии данных о намечаемой
токовой нагрузке по годам эксплуатации
для линий напряжением 330 кВ и ниже
аг = V0,15+0,25(i х+0,3) ?+0,35( i иС +-0,1 )2,
Таблица 31-30
Экономическая плотность тока, А/мм2
Голые провода и кабели с бумажной изоляцией Продолжительность использования макси- мума нагрузки, ч
юоо— 3000 3000— 5000 Более 5000
Алюминиевые и стале- алюминиевые голые провода
Европейская часть СССР, Закавказье, Забай- калье и Дальний Во- сток 1,3 1,1 1.0
Центральная Сибирь, Ка- захстан и Средняя Азия 1,5 1,4 1,з
Кабели с медными жи- лами То же с алюминиевыми: 3,0 2,5 2*0
Европейская часть СССР, Закавказье, Забай- калье и Дальний Во- сток 1,6 1,4 1,2
Центральная Сибирь, Ка- захстан и Средняя Азия 1,8 1,6 1,6
176
Электрические сети высокого напряжения
[Разд. 31
где ii=/i//5 и iHC=/HC//5—расчетные токи
нагрузки соответственно первого года, а
также наибольшего за пределами пятого
года эксплуатации линии, отнесенные к то-
ку пятого года эксплуатации.
Значения аг, определенные по этому
выражению, приведены на рис. 31-25, где
Рис. 31-25. Кривые поправок к расчетному току
для выбора экономических сечений проводов с
учетом изменения нагрузки во времени.
показано, что может принимать в прак-
тических расчетах значения от 0,6 до 1,4.
Ток /пб принимается не более 1 при
длине линии, превышающей следующие
значения: .
Напряжение, кВ . 35 НО 150 220 330
Длина линии, км 15 50 70 ПО 200
При меньшей длине линии iH6 может
при наличии обоснований приниматься бо-
лее 1, но не выше 2.
Сечение, полученное в результате рас-
чета, округляется до ближайшего стандарт-
ного сечения. Для крупных городов реко-
мендуется использование сечения проводов
линий на одну-две ступени выше расчет-
ного.
При пользовании нормированными зна-
чениями экономической плотности тока не-
обходимо также руководствоваться сле-
дующим.
Приведенные значения относятся толь-
ко к проектируемым линиям и не являются
критерием экономической нагрузки сушесг-
тзующих линий. На таких линиях по срав-
нению с прокладкой дополнительных линий
нли заменой проводов проводами больших
сечений допускается превышение (вплоть
до двукратного) нормативных значений
плотности тока.
Увеличение числа цепей сверх необхо-
димого по условиям надежности электро-
снабжения в целях удовлетворения эконо-
мической плотности тока обосновывается
технико-экономическим расчетом. При этом
во избежание увеличения числа линий или
цепей также допускается превышение нор-
мативных -значений плотности тока вплоть
до двукратных значений.
При максимуме токовой нагрузки в ноч-
ное время сечение провода принимается по
большему из значений, выбираемых по мак-
симальной нагрузке и увеличенной на 40%
нормативной плотности тока и по нагрузке
в час максимума энергосистемы и нормиро-
ванной плотности тока.
Для линий одинакового сечения с п на-
грузками, ответвляющимися по длине, эко-
номическая плотность тока в начале линии
умножается на коэффициент распреде-
ления:
„ -if tj.
где /ц /2. In — нагрузки отдельных уча-
стков линии; ..., 1п — длины участков;
L — полная длина линии.
Выбору сечений по экономической
плотности тока не подлежат сети напряже-
нием до 1000 В, рассчитываемые по потере
напряжения, сборные шины электроустано-
вок всех напряжений, сети временных со-
оружений, а также устройств со сроком
службы 3—5 лет.
Проверке по условиям, короны подле-
жат воздушные линии напряжением 35 кВ
и выше, прокладываемые по трассам с от-
метками выше 1500 м над уровнем моря.
При более низких отметках проверка по
условиям короны и уровню радиопомех не
производится, если количество проводов в
фазе и их диаметр равны или более значе-
ний, приведенных в табл. 31-31.
Таблица 31-31
Минимальные сечения и диаметры провода
по условиям короны
Номиналь- ное напря- жение, кВ Количество проводов в фазе Диаметр провода, мм Марка стале- алюминиевого провода
НО 1 11,3 АС-70
154 1 15,2 АС-120
220 1 21,6 АС-240
330 2 23,5* АС-300
500 3 25,2* АС-330
750 4 29* АС-400
* При расстоянии между проводами в фазе
400—600 мм.
Увеличение числа проводов в фазе и
расстояния между проводами в фазе сверх
указанных значений (табл. 31-31) допуска-
ется только при наличии технико-экономи-
ческих обоснований.
Условия проверки по допустимой токо-
вой нагрузке по нагреву
1р,н ‘С Лгоп»
где 7р,н — расчетный ток для проверки про-
водов и кабелей по нагреву; в качестве та-
кового принимается средняя токовая на-
грузка за полчаса (расчетными режимами
§ 31-5]
Проектирование электрических сетей энергосистем
177
могут являться нормальные или аварийные
режимы, а также периоды ремонтов других
элементов сети, возможных неравномерно-
стей распределения токов между линиями,
секциями шин и т. п.); /ДОп — допустимые
длительные токовые нагрузки, принимаются
с учетом поправочных коэффициентов иа
условия прокладки и температуру окру-
жающей среды.
Проверке по допустимым потерям и от-
клонениям напряжения не подлежат линии
электропередачи напряжением 35 кВ и вы-
ше, так как повышение уровня напряжения
увеличением сечеиия проводов таких линий
по сравнению с применением трансформа-
торов с РПН или средств компенсации ре-
активной мощности экономически ие оправ-
дывается. Проектируемая сеть 6—10—20 кВ
подлежит проверке на максимальную поте-
рю напряжения от центра питания до уда-
ленной подстанпии. Допустимые потери на-
пряжения в сети устанавливаются с учетом
расчета сети НН на допустимые отклоне-
ния напряжения. Увеличение сечения про-
водов на питающих линиях 6—10—20 кВ
по условиям потери напряжения допускает-
ся при наличии технико-экономического
обоснования по сравнению с применением
на отдельных удаленных подстанциях
трансформаторов с РПН. Сеть 6—10 кВ,
идущая к приемникам электроэнергии это-
го напряжения, проверяется на допустимые
отклонения напряжения.
Сети напряжением до 1000 В подлежат
проверке на допустимые отклонения на-
пряжения у потребителей. Отклонения на-
пряжения для этих сетей являются опреде-
ляющими при выборе сечения проводников.
В расчетах городских сетей до 1000 В до-
пускается исходить из заданной допусти-
мой потери напряжения от шин низкого на-
пряжения ТП до наиболее удаленного
электроприемника, считая ее равной. 5—6%.
При этом доля потери напряжения, прихо-
дящаяся на внутридомовые магистрали и
групповую сеть квартир, может принимать-
ся в пределах 1—2,5% в зависимости от
этажности жилых домов.
Проверке по термической стойкости
при токах короткого замыкания подлежат
кабельные линии, сборные шины, шинопро-
воды. Проверке не подлежат провода воз-
душных линий, а также кабельных линий,
защищаемых плавкими предохранителями.
Температура нагрева проверяемых провод-
ников при коротком замыкании должна
быть не выше следующих предельно допу-
стимых значений:
Алюминиевая часть сталеалюминиевых 200 °C
проводов и алюминиевые шины . .
Кабели до 10 кВ включительно с бу- 200 °C
мажной пропитанной изоляцией . .
То же с поливинилхлоридной или ре- 150 °C
зиновой изоляцией .......
То же с полиэтиленовой изоляцией . . 120 °C
Кабели 20—220 кВ.................... 125 «С
Предельные значения установившегося
тока КЗ, соответствующего термической
стойкости кабелей 10 кВ, приведены на
рис. 31-26.
12—792
Рис. 31-26. Термическая стойкость кабелей 6—
10 кВ сечением 95—240 мма.
Выбор трансформаторов
Электрическая нагрузка понижающей
подстанции обычно возрастает с течением
времени. С точки зрения организации строи-
тельства и условий эксплуатации жела-
тельно, чтобы период между вводом под-
станции и ее последующим расширением
длился как можно дольше. Однако с уве-
личением этого периода растет недоисполь-
зование установленной трансформаторной
мощности и наблюдается омертвление за-
трат в первые годы работы подстанции.
Теоретические исследования и опыт экс-
плуатации показывают, что решения, близ-
кие к оптимальным, обеспечиваются, если
при выборе трансформаторов расчетная на-
грузка подстанции принимается равной • ее
ожидаемому значению на пятом году экс-
плуатации.
На подстанциях, как правило, устанав-
ливаются два трансформатора, что обеспе-
чивает достаточную надежность .при про-
стой схеме подстанции. Для крупнейших
подстанций наиболее высоких номинальных
напряжений может рассматриваться уста-
новка трех и четырех трансформаторов, так
как это позволяет обеспечить более точное
соответствие установленной мощности
трансформаторов нагрузке подстанции на
всех этапах ее развития, облегчает условия
транспортировки (при той же суммарной
мощности используются меньшие трансфор-
маторы), снижает общую необходимую
мощность за счет более легких режимов от-
ключения отдельных трансформаторов.
Установка более двух трансформато-
ров может также применяться при исполь-
зовании иа подстанции двух вторичных на-
пряжений, если это целесообразнее, чем
установка трехобмоточных трансформато-
ров. В некоторых случаях применение трех
и более трансформаторов может быть вы-
178
Электрические сети высокого напряжения
[Разд. 31
нужденным: по условиям обязательного
выделения специфических нагрузок (элек-
тропечи, например) при использовании трех
и более вторичных напряжений, при недо-
статочности предельной мощности выпу-
скаемых трансформаторов, при ограничении
габаритов или массы трансформаторов ус-
ловиями доставки и т. д.
Сооружение однотраисформаторных
подстанций следует рассматривать как пер-
вый этап их развития, возможный при на-
личии достаточного резерва по сетям вто-
ричного напряжения. Допускается также
установка одного трансформатора иа под-
станциях небольшой мощности при наличии
передвижных подстанций, включение кото-
рых взамен поврежденного трансформато-
ра обеспечивается в течение суток.
Вследствие необходимости обеспечения
электроснабжения потребителей при отклю-
чении одного трансформатора и допусти-
мости перегрузки до 40% мощность каж-
дого из двух трансформаторов выбирается
равной 0,65—0,7 расчетной нагрузки под-
станции.
Возможности резервирования аварий-
ных отключений устанавливаемых на под-
станции трансформаторов определяются на
основе анализа режимов сетей вторичного
напряжения. Такой анализ при наличии в
этих сетях генерирующих источников мо-
жет и увеличивать расчетную нагрузку
подстанции за счет необходимости учета
аварийных отключений крупных энерго-
блоков.
При отсутствии трансформаторов соот-
ветствующей мощности в трехфазиом ис-
полнении на подстанциях устанавливаются
группы из однофазных трансформаторов,
при этом с первой группой устанавливает-
ся резервная фаза.
Для связи сетей с номинальными на-
пряжениями ПО кВ и выше выпускаются
автотрансформаторы. При выборе авто-
трансформаторов решаются две специфиче-
ские задачи: выбор напряжения третичной
обмотки и проверка загрузки общей об-
мотки.
Третичная обмотка автотрансформато-
ров выполняется на напряжения 35, 10 и
6 кВ, а также иа нестандартные для сетей,
но принятые для синхронных генераторов
и компенсаторов напряжения 13,75; 15,75
и 20 кВ. Для органичения токов нулевой
последовательности (вредных как для са-
мого автотрансформатора, так и для связы-
ваемых сетей) третичная обмотка авто-
трансформаторов обязательно выполняется
по схеме треугольника, так как автотранс-
форматорная связь обмоток ВН и СН пред-
определяет их выполнение по схеме Y/Y *.
* Для некоторых типов автотрансформаторов
330 кВ разработаны конструкции без третичной
обмотки при выполнении их магнитопроводов пя-
тнстержиевымн, что создает возможность замы-
кания магнитных потоков, связанных с токами
нулевой последовательности, по крайним стерж-
ням. Первый такой автотрансформатор с напряже-
ниями 330/150 кВ установлен в 1979 г. в Днепров-
ской энергосистеме..
Особой проверки требует также загруз-
ка общей обмотки автотрансформатора в
условиях, когда возможны потоки мощно-
сти из сети СН и ВН в сеть НН, и в слу-
чаях присоединения к обмотке НН синхрон-
ного компенсатора.
В таких режимах через общую обмот-
ку протекает часть мощности, передаваемая
из сети ВН в сеть СН электромагнитным
путем (остальная часть потока из обмотки
ВН в обмотку СН через электрическую
связь этих обмоток), и мощность, переда-
ваемая из обмотки НН в сеть СН (тоже
электромагнитным путем). Проверка мо-
жет производиться по приближенной фор-
муле
So — aSj "Ь S3 ’С а^ном>
где сс=((7|—1/2)//Л— коэффициент выгод-
ности автотрансформатора; U\ и U?—пер-
вичное и вторичное номинальное напря-
жение.
Более точные характеристики допусти-
мых режимов автотрансформаторов приво-
дятся в их паспортных данных.
При установке трехобмоточных транс-
форматоров ПО и 220 кВ иногда возника-
ет дополнительная задача выбора напряже-
ний короткого замыкания, так как часть
таких трансформаторов имеет два исполне-
ния с различным взаимным расположением
обмоток иа стержнях магнитопровода и,
как следствие, с различными ия для обмот-
ки соответственно ВН и СН, ВН и НН.
Так, трансформатор 115/38, 5/6,6—11 кВ
может иметь два варианта реактивностей
между обмотками:
"к %
Варианты Б—С В—Н
1-й.......... 10,5 17,0
2-й . ..... 17,0 10,5
Большее значение ик следует
сматривать там, где необходимо
чить токи короткого замыкания и
нее остро стоят вопросы регулирования на-
пряжения и обеспечения устойчивости.
На электростанциях устанавливается
три типа трансформаторов, резко отличаю-
щихся своим назначением и режимами ра-
боты: блочные трансформаторы, трансфор-
маторы собственных нужд и трансформа-
торы (автотрансформаторы) связи между
шинами имеющихся на станции номиналь-
ных напряжений. Выбор трансформаторов
первых двух типов полностью определяется
характеристиками станционного оборудова-
ния. Условия работы трансформаторов свя-
зи существенно зависят от режимов приле-
гающей части энергосистемы и их выбор
аналогичен выбору трансформаторов на
подстанциях. При этом учитываются режи-
мы аварийных и плановых выходов из ра-
боты устанавливаемых на данной электро-
станции генераторов.
Характерна динамика изменения пото-
ка мощности через трансформаторы связи.
С пуском всех генераторов, присоединяе-
мых на наиболее низкое напряжение, воз-
никают избытки мощности, которые иеоб-
6,0
преду-
ограни-
где ме-
§ 31-5]
Проектирование электрических сетей энергосистем
179
холимо передать в систему на более высо-
ком напряжении, и трансформатор связи
работает как повышающий. С течением вре-
мени местная нагрузка растет (тогда как
последующие генераторы присоединяются
иа более высокое напряжение) и трансфор-
матор связи начинает работать как пони-
жающий. Третичная обмотка траисфорхма-
торов связи может использоваться для при-
соединения генераторов.
Компенсация реактивной мощности
в сетях энергосистем
Потребителями реактивной мощности в
энергосистеме являются электроприемники
промышленных предприятий, электрифици-
рованный железнодорожный и городской
транспорт, электроприемники сельскохо-
зяйственных производств, а также мелко-
моторная нагрузка населенных мест. Ши-
рокое применение различных бытовых при-
боров и люминесцентных светильников при-
вело к увеличению реактивной мощности
нагрузки коммуиальио-бытовых потреби-
телей.
Реактивная мощность нагрузки опреде-
ляется на основании данных о значениях
активной мощности нагрузки и cos ср. Есте-
ственные cos ср промышленных предприятий
определяются по данным специализирован-
ных проектных институтов. При отсутствии
таких данных можно воспользоваться ори-
ентировочными значениями по отраслям
промышленности.
Предприятия со$ ф
Тяжелого машиностроения . . < w . 0,73
Станкостроения . ......... 0,68
Инструментальные.............. 0,69
Шарикоподшипниковые............. 0,83
Подъемно-транспортных машин . . . 0,75
Автотракторные............. . « ш 0,79
Сельскохозяйственных машин .... 0,79
Приборостроения . ........ 0,79
Авторемонтные - ......... 0,65
Вагоноремонтные . ........ 0,69
Электротехнического оборудования . • 0,82
Металлообрабатывающие . ..... 0.87
Органической химии ........ 0,75—0,8
Резинотехнических изделий ..... 0,65—0,7
Анилинокрасочные............... 0,7
Искусственных волокон (капроновое,
кордное, штапельное производство) 0,7—0,75
Нефтеперерабатывающий завод ... 0,9
Горнорудные . ........ ш . 0,65—0.7
Металлургические’
без термической сварки .... 0,7
с термической сваркой . . . » . 0,85
При разработке схем развития электри-
ческих сетей на перспективу реактивные на-
грузки на шинах 6—10 кВ подстанций
110 кВ и выше должны приниматься с уче-
том:
обеспечения допустимых уронией на-
пряжения в расчетных режимах работы
сети;
требований «Указаний по компенсации
реактивной мошиости в распределительных
сетях» (М.: Энергия, 1974).
Первое из указанных условий опреде-
ляется техническими ограничениями (уров-
ни напряжения, пропускная способность
сети в нормальных и послеаварийных режи-
12*
мах) и учитывается при проведении элек-
трических расчетов сети. В расчетах реко-
мендуется принимать коэффициент реак-
тивной мощности (tg ср) на шннах 6—10 кВ
подстанций иа основании отчетных данных,
но не выше 0,48, т. е. такого значения, ко-
торое реально обеспечивается уже в на-
стоящее время. При выполнении расчетов
стационарных режимов рекомендуется ру-
ководствоваться следующим:
в питающих пунктах сети наибольшие
расчетные напряжения при отсутствии бо-
лее точных данных следует принимать ни-
же максимальных рабочих по ГОСТ: на 1%
для сетей 500 и 750 кВ и на 2,5% для сетей
330 кВ и ниже;
на шинах понижающих подстанций в
режиме максимума нагрузки рекомендуют-
ся такие уровни напряжения, при которых
на вторичной стороне трансформаторов с
учетом использования РПН напряжение не
будет ниже 1,05 номинального, а в после-
аварийных режимах — номинального;
в режиме минимума нагрузки напряже-
ние на шинах высшего напряжения под-
станций 35—220 кВ, как правило, не долж-
но превышать более чем на 5% номиналь-
ное напряжение сети, более высокое напря-
жение иа стороне ВН трансформаторов
допускается при условии, что на шинах 6—
10 кВ не будет превышено номинальное;
в расчетах распределительных сетей на-
пряжение на шинах СН и НН опорных под-
станций при отсутствии исходных данных
рекомендуется принимать равным: для ре-
жима максимальных нагрузок 1,05 номи-
нального, а для режима минимальных на-
грузок — номинальному напряжению сети.
При этом необходимо учитывать ис-
пользование имеющихся возможностей ре-
гулирования напряжения:
генераторами электростанций в преде-
лах ±5% иомииального;
трансформаторами и автотрансформа-
торами в пределах их диапазона регулиро-
вания;
изменением реактивной мощности, вы-
рабатываемой генераторами и синхронны-
ми компенсаторами, включая 'перевод их в
режим потребления реактивной мощности;
включением (отключением) шунтовых
реакторов и батарей конденсаторов.
Второе условие предполагает установ-
ку в сети дополнительных компенсирующих
устройств (КУ) сверх необходимых по ба-
лансу реактивной мощности и обосновыва-
ется экономическими соображениями, когда
затраты на установку и эксплуатацию КУ
перекрываются экономией затрат за счет
достигаемого при этом снижения потерь
электроэнергии в сети. Целесообразная к
установке мощность КУ по экономическим
соображениям, как правило, превышает
мощность КУ, необходимую по техническим
ограничениям.
Основные методические положения
определения экономически обоснованных
значений реактивной мошиости, передавае-
мой из сети энергосистемы на шины под-
180
Электрические сети высокого напряжения
[Разд. 31
Рис. 31-27. Обобщенные расчетные кривые для определения оптимального tg <р для европейской ча-
сти СССР, т — время наибольших потерь; L — удаленность ЦП (220—330 кВ) от источника питания
500—750 кВ; I— удаленность подстанции ПО кВ от ЦП. Параметр кривых где Sд— допу-
стимая по иагреву передаваемая мощность, MB-A; Sn— нагрузка головного участка ВЛ, МВ-А.
станций, изложены в «Указаниях...». В ус-
ловиях эксплуатации при фиксированной
схеме сети, измеренных значениях активных
и реактивных нагрузок, установившихся
режимах работы энергосистемы решение
этой задачи может быть выполнено с высо-
кой степенью точности при использовании
вычислительных машин. Известей ряд про-
грамм, разработанных во ВНИИЭ и других
организациях, с помощью которых обеспе-
чивается получение необходимых значений
реактивной мощности.
При перспективном проектировании
энергосистемы, характеризующемся относи-
тельно большой погрешностью и неопреде-
ленностью исходной информации, получили
распространение более простые методы оп-
ределения значений реактивной мощности,
передаваемой из сети на шины подстанций.
Используемые в этих случаях рекомендации
полностью соответствуют основным поло-
жениям и принципам упомянутых' выше
«Указаний...» и вместе с тем обеспечивают
условия для принятия в проектах развития
энергосистем и электрических сетей реше-
ний, гарантирующих сохранение в энерго-
системе баланса реактивной мощности при
нормативных уровнях напряжения в рас-
четных режимах независимо от фактической
реализации предложений по оптимальной
степени компенсации реактивных нагрузок
у потребителей.
Определение экономически обоснован-
ных коэффициентов реактивной мощности
tg tp на шинах подстанций при перспектив-
ном проектировании ведется с использова-
нием обобщенных показателей (рис. 31-27—
31-29). Они дифференцированы для евро-
пейской части, Сибири и восточной части
страны из-за разных значений замыкающих
затрат иа электроэнергию и удельных по-
казателей стоимости КУ.
Порядок выполнения расчетов сводит-
ся к следующему:
1. Для рассматриваемой .сети на рас-
четный период выполняются расчеты пото-
кораспределения мощностей в нормальном
и послеаварийных режимах в час максиму-
ма нагрузки. При этом исходный коэффи-
циент реактивной мощности нагрузки на
шинах 6—10 кВ подстанций 110 кВ прини-
мается на основании анализа отчетных или
проектных данных, но не выше tg<p=0,48,
что соответствует приведенному к шинам
ПО кВ значению tg <р=0,55-^0,57. В расче-
тах учитываются также существующие, со-
оружаемые и реально запланированные КУ.
По результатам упомянутых расчетов вы-
§ 31-5]
Проектирование электрических сетей энергосистем
181
Рнс. 31-29. То же, что рис. 31-27 для Сибири.
182
Электрические сети высокого напряжения
[Разд. 31
является минимально необходимая мощ-
ность КУ, устанавливаемых иа подстанци-
ях 110 кВ и выше, обеспечивающая нор-
мативные уровни напряжения в сети во
всех расчетных режимах. Полученная мощ-
ность соответствует требованиям техниче-
ских ограничений.
2. Оптимальное значение tg <р иа шииах
6—10 кВ рассматриваемой подстанции
110 кВ определяется по расчетным кривым,
для чего следует предварительно опреде-
лить:
удаленность рассматриваемой под-
станции НО кВ от центра питания (ЦП)
220—330 кВ (/);
удаленность ЦП от электростанции или
подстанции 500—750 кВ (£);
загрузку головного участка ВЛ ПО кВ,
к которой присоединена подстанция.
3. При радиальной схеме сети опреде-
ление показателей по удаленности и загруз-
ке не требует специальных пояснений.
При определении оптимального tg <р
для подстанций 110 кВ в замкнутой сети
рекомендуется принимать значения / и £ в
соответствии с потокораспределением мощ-
ностей в нормальном режиме. При этом, ес-
ли в ЦП установлены синхронные компен-
саторы или батареи конденсаторов, они
условно приравниваются к ВЛ 220—330 кВ
с протяженностью L—0. Для ЦП, получаю-
щего мощность по нескольким ВЛ 220—
330 кВ, эквивалентную удаленность от
источника питания £ рекомендуется опре-
делять как среднеарифметическое значение
длин питающих ВЛ 220—330 кВ (включая
ветвь КУ с £=0), по каждой из которых
к рассматриваемому ЦП притекает ие ме-
нее^30% суммарной реактивной нагруз-
Для подстанции ПО кВ, находящейся
в точке потокораздела реактивных мощно-
стей, оптимальное значение tg ср определя-
ется отдельно для каждой питающей ВЛ,
а затем для нагрузки подстанции 110 кВ в
целом находится его общее значение.
При распределении суммарной мощно-
сти намеченных к установке КУ между се-
тями разных напряжений следует исходить
из того, что на подстанциях распредели-
тельной сети 35 кВ и выше, как правило,
должны устанавливаться батареи конден-
саторов, а на подстанциях основной сети
при необходимости использования КУ для
повышения устойчивости электропередачи
или осуществления глубокого регулирова-
ния напряжения — синхронные компен-
саторы.
Для сетей с короткими линиями 35—
150 кВ, в которых могут быть допущены
значительные потоки реактивной мощности
без больших перепадов напряжений, могут
оказаться целесообразными отказ от уста-
новки КУ в сетях 35—150 кВ и сосредото-
чение их на опорных подстанциях 220 кВ
и выше.
Примеры расчетов
Па рис. 31-30 приведен участок сети 110—
330 кВ» расположенный в европейской части стра-
ны. Потокораспределение активных и реактивных
мощностей соответствует нормальному режиму в
максимум нагрузки. Число часов использования
максимума нагрузки 7’м=5200 ч, время наиболь-
ших потерь т=32ОО ч.
Определить оптимальный tg Ф для подстанций
110 кВ № 1—4, 6, 9, 10, 14 и 17.
Исходное значение tg ф на шинах 6—10 кВ
подстанций принято 0,48, что соответствует 0,55
на шннах ПО кВ.
Пример 1. Для подстанции № 1 L=0, 1=
-“45 км.
Загрузка головного участка ВЛ 110 кВ соста-
вит:
S 35 4- /19
“ Хд 88,8
где Sn—нагрузка питающей ВЛ НО кВ на Го-
ловном участке, MB-A; Sy—длительно допустима
мощность по нагреву для АС-150, МВ-А.
По рис. 31-27 оптимальный tg <р на шинах
10 кВ подстанции равен 0,48. Дополнительная
компенсация реактивной мощности нагрузки не
требуется.
Пример 2. Для подстанций № 2—4 L=
= 130 км и соответственно /2=70, /З=35 и /<=
= 15 км.
Загрузка головного участка ВЛ ПО кВ с про-
водом АС-120 составит:
s = | 55 + М 1 =0 84
I 75,8 i 75,8
По рис. 31-27 находим оптимальный tg ф на
шннах 10 кВ подстанций, значение которого для
подстанций № 2—4 соответственно составит: 0,16;
0,22 н 0,25.
Пример 3. Для подстанции № 6, располо-
женной в точке потокораздела мощностей, опре-
деляем предварительно оптимальное значение
tg ф для потоков мощности по ВЛ 110 кВ 5—6 и
7—6.
Для ВЛ 1Ю кВ 5—6 tg ф' находится при усло-
вии Ь'=0, V=55 км и загрузке головного участка
У = _«_ = 01б7.
( 75,8 | 75.8
По кривым рис. 31-27 находим tg ф'=0,42.
Реактивная нагрузка ЦП А покрывается за
счет перетока по ВЛ 330 кВ ГРЭС — ЦП A, L"—
= 120 км и /"=55 км. Загрузка головного участка
ВЛ 110 кВ от ЦП А составит:
<T=|2-5±ZL3| 2^5^
| 75,8 I 75,8
По кривым рис. 31-27 находим tg ф"=0,42.
Оптимальное значение tg ф на шинах 6—
10 кВ подстанции № 6 принимается равным 0,42.
Пример 4, Подстанция № 9 получает пи-
тание от ЦП Б, суммарная реактивная нагрузка
которого равна 154 Мвар. К ЦП Б по ВЛ 330 кВ
А—Б поступает 35 Мвар, а по ВЛ ПС 750 — Б
29 Мвар, что составляет менее 30% реактивной
нагрузки ЦП по каждому из направлений. Основ-
ной поток реактивной мощности на шины ПО кВ
ЦП Б поступает от СК (90 Мвар). Таким образом,
для ЦП Б £=0, /=50 км. Загрузка головного
участка ВЛ НО кВ составляет:
j^^o.44.
| 103 I 103
По кривым рнс. 31-27 находим tgф=0,48, т. е.
дополнительной компенсации реактивной мощно-
сти нагрузки подстанции № 9 не требуется.
Подстанция № 10 получает питание от ЦП Б
и ЦП Г. Определяем значение tg ф' для потока
мощности по ВЛ 110 кВ между подстанциями
№ 9—10 при условии L'—O, l'—7§ км и S'=0,44. По
кривым рис. 31-27 находим 1£ф=0,48.
Для потока мощности по ВЛ ПО кВ 11—10
находим tg ф' при условии £"=330 км,
§ 31-5]
Проектирование электрических сетей энергосистем
183
184
Электрические сети высокого напряжения
[Разд. 31
30 + /18,5 I 35
88.8 I 88.8
Г-65 км и s"=
По кривым рис. 31-27 находим tg ср=0,28.
Оптимальное значение tg <р на шинах
подстанции Л° 10 составит:
«= 0.4.
10 кВ
tg<p =
25-0,48 4-15-0.28 16,2 Л.
-----------!---------------- *<0,4.
40 40
Пример 5. Подстанция Л® 14 питается от
ЦП А, ЦП Б и ЦП В. Определяем tg <р' для пото-
ка мощности по ВЛ ПО кВ 15—14, £'=120 км (см.
пример 3), Z=95 км.
Загрузка головного участка ВЛ ПО кВ со-
I 75,8 j 75.8
По кривым рис. 31-27 находим tg ф'”"0,17.
Для потока мощности по ВЛ 110 кВ 13—14
L"—0 (см. пример 4), Z"=90 км,
s.=| 44+/23 1.50.^0.49.
I 103 I 103
По кривым рис. 31-27 tg ф/,в-0.33.
Для потока мощности по ВЛ ИО кВ 17—14
£'"=130 км, Z'"=80 км,
75,8 75,8
По кривым рис. 31-27 находим tg q/”——0,21.
Знак минус соответствует направленным встречно
потокам активной и реактивной мощности.
Оптимальный tg ф на шинах 6 кВ подстанции
№ 14 равен:
. 7-0,17 4- 18-0,33 + (— 5)«(— 0,21)
tB4>==-----------77^----------------------
= 8^. = 0.41.
20
Пример 6. Реактивная нагрузка подстан-
ции № 17 покрывается полностью от ЦП В. При
этом £==130 км, /=45 км, 5=0,64 (см. пример 5).
По кривым рис. 31-27 находим оптимальный tg <р==
-0,26.
31-6. ОПТИМИЗАЦИОННЫЕ МОДЕЛИ
ДЛЯ ВЫБОРА КОНФИГУРАЦИИ СЕТИ
При ряде упрощений для поиска кон-
фигурации сети может быть применен ме-
тод решения транспортной задачи линейно-
го программирования.
Пусть имеется m источников питания
с мощностями Pt, Р2, ..., Рт. В качестве
стоимости передачи единицы потока Рц
можно принять либо расстояние между
пунктами i и j, либо коэффициенты сц,
найденные при аппроксимации функции за-
трат на сооружение линии при известном
сечении провода прямой, выходящей из на-
чала координат:
' В таком случае задача формулируется
следующим образом. Найти сеть, соответ-
ствующую минимуму функции
m п
3z=2 2 сц рц
i=l 7—1
при ограничениях
m
%ptj = pBp I-1’2..........
i=l
iPii = Pt’ 1 = 1,2, ,m-,
1=1
i = l,2,...,m; /=1,2, ...n.
Эти ограничения представляют собой
условия выполнения первого закона Кирх-
гофа в узлах с источниками и потреби-
телями.
При решении транспортной задачи мо-
жет быть найдена сеть с транзитом мощно-
сти через узлы, могут быть учтены ограни-
чения по пропускной способности отдель-
ных линий. Могут быть учтены условия
прохождения трассы линии.
Однако такая модель является доста-
точно грубой. В ней не учитываются затра-
ты на покрытие потерь активной мощности.
Рассматривается сеть на одном номиналь-
ном напряжении. Схемы подстанций не учи-
тываются. При выборе схемы сети ие уш-
тывается существующая сеть. В связи с
этим схема сети, найденная с помощью та-
кой модели, может рассматриваться лишь
как предварительная.
Очень перспективным оказалось при-
менение метода «ветвей и границ» для со-
здания оптимизационной модели.
В модели [31-11], которая является на
сегодняшний день наиболее совершенной,
учтены все необходимые технические огра-
ничения на развитие сети. Учтены различ-
ные режимы, которые могут возникать при
работе сети, требования к надежности элек-
троснабжения, требования к пропускной
способности отдельных участков. Учтена су-
ществующая сеть. Задача поиска .сети рас-
сматривается в динамике. В качестве урав-
нений ограничений рассматривается первый
и упрощенно .второй законы Кирхгофа. Це-
левая функция является нелинейной. Недо-
статком данной модели является то, что
она достаточно сложна и позволяет найти
сеть небольшого размера. Поэтому она мо-
жет быть использована лишь для поиска
схем основных сетей сверхвысокого, напря-
жения.
В связи с тем что оптимизационным
моделям присущи недостатки, широкое рас-
пространение получили оценочные модели
для поиска конфигурации сети. Они широ-
ко применяются в практике проектирования
энергосистем.
31-7. РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ
В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ
ГОСТ 13109-67 регламентирует пре-
дельные значения отклонений напряжения
от номинального в нормальных режимах
(см. § 28-1):
а) на вводах приборов рабочего осве-
щения, установленных в производственных
помещениях и общественных зданиях:
-2,5%, +5%,
б) на выводах электродвигателей и ап-
паратов для пуска и управления: —5%,
+ 10%,
§ 31-7]
Регулирование напряжения в электрических сетях
185
в) на выводах остальных электропри-
емников: ±5%.
В послеаварийных режимах допускает-
ся дополнительное снижение напряжения
на 5%.
При этом под отклонением напряжения
V понимается разность между фактическим
значением напряжения U и номинальным
t/иом, отнесенная к номинальному напря-
жению:
v = t/-t/H0M 100%j
, ^ном
С целью удовлетворить требованиям
ГОСТ 13109-67 ПУЭ предписывает поддер-
живать с помощью устройств регулирова-
ния напряжение на тех шинах 6—20 кВ
электростанций и подстанций, к которым
присоединены распределительные сети, в
пределах не ниже 105% номинального в пе-
риод наибольших нагрузок н не выше 100%
номинального в период наименьших нагру-
зок этих сетей.
Для регулирования напряжения следу-
ет широко применять трансформаторы с
РПН (табл. 31-7—31-19). При выборе от-
ветвлений трансформаторов ПО, 150,
220 кВ можно использовать следующие
данные:
Напряжения ответвлений трансформаторов 110 кВ
с РПН ±9X1,78% (±16%)
Ступень Н а пр я же - регулиро- ние ответ- Ступень регулиро- вания Напряжение ответвления, кВ
вання вления, кВ
0 115 0 115
—1 112,95 1-1 117.04
—2 110,91 -2 119,09
—3 108 86 -3 121,14
4 106,82 -4 123,19
—5 104,77 125,23
—6 102,72 -6 127,28
>—7 100,67 -7 129,33
♦—8 98,63 -8 131,37
—9 96,58 -9 133,42
Напряжения ответвлений трансформаторов 150 кВ
с РПН ±8X1,5% (±12%)
Ступень Напряже- Ступень Напряжение
регулиро- ние ответ- регулиро- ответвления.
вания вления, кВ вания кВ
0 158 0 158
—.1 155,63 1—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
К 143,78 г6 172,22
—7 141,41 -7 174,59
—8 139,04 -8 176г96
Напряжения ответвлений трансформаторов 220 кВ
с РПН ±8X1,5% (±12%)
Ступень Напряже- Ступень Напряжение
егулиро- ние ответ- регулиро- ответвления.
ваиия вления, кВ вания кВ
0 230 0 230
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
Рис. 31-31. Выбор ответвлений трансформатора.
Выбор ответвления трансформатора
(рис. 31-31) производится по формуле
П И г ;жел
где t/g™— искомое значение напряжения
ответвления; С/^ел— желаемое напряжение
на вторичной стороне трансформатора;
^Н°М— номинальное напряжение вторичной
обмотки; t/H —напряжение на вторичной
стороне трансформатора, приведенное к
первичной.
Автотрансформаторы обычно снабжены
РПН на стороне СН. При необходимости
регулирования напряжения и на стороне
НН в нейтраль автотрансформатора вклю-
чаются последовательные регулировочные
трансформаторы (рис. 31-32 и табл. 31-32).
Желаемые напряжения на стороне НН
регулировочного трансформатора и на от-
ветвлении на стороне СН, имеющей РПН,
и$ел = и’
П Хт
г/НОМ
17|ом — ДЕ
U^B — ДЕ
с Суном_д£
где ДЕ — дополнительная ЭДС; L7gOM — но-
минальное напряжение обмотки ВН; Uc—
напряжение на стороне СН, приведенное к
стороне ВН; ^тв — искомое напряжение
ответвления на стороне СН; и™ел — желае-
мое напряжение на стороне СН; 1/н—на-
пряжение на стороне СН, приведенное к
стороне ВН; (7™м — номинальное напряже-
ние обмотки НН.
Рис. 31-32. Схема включения последовательного
регулировочного трансформатора (РТ) в нейтраль
автотр ансф орм атор а.
186
Электрические сети высокого напряжения
[Разд. 31
Таблица 31-32
Последовательные регулировочные трансформаторы. Каталожные данные в соответствии
с ТУ 16-517.474-71, ТУ 16-517.542-71
Тип
кВ, обмо-
ток автотран-
сформатора
НН
Пределы регу-
лирования, кВ
«к- %
ВРТДНУ-240000/35/35
121
230
330
330
330
347
230
347
121
121
165
242
165
242
121
242
13,8
11
11
И
40,4
11
38,5
38,5
13,8
11
11
11
40,4
11
38,5
38,5
—24,2; —24,0
—24,2; —24,2
—33,77; —33,77
—31,4; —31,1
—32,2: —33,9
—38,3; —40,4
—24,8; —26,2
—38,3; —40,4
40
40
40
30
40
29
47
29
3,8 178
3,8 154
3,8 183
4,0 85
3,8 210
3,8 132
3,8 178
3,8 132
11,9—0—11,9
10,9—0—10,9
11,8—0—11,8
10,0—0—10,1
13,5—0—13,2
12,8—0—13,0
11,1—0—11,3
13,3—0—13,5
В РТД НУ-480000/35
242
330
347
330
121
242
242
165
15 75
11
38,5
И
—18,2;
—40,4;
—38,3;
—21,6;
—18,2
—40,4
—40,4
—21,6
4,5 242
4 202
4,5 198
3,5 295
14,5—0—13.8
13,85—0—13,85
12.2—0—12,4
17.4—0—16,6
Рис. 31-33. Принципиальная схема линейного ре-
гулировочного трансформатора ЛТДН.
/ — последовательная обмотка; 2—возбуждающая
обмотка; 3 — регулировочная обмотка с предызби-
рателем 4, положение которого определяет повы-
шенное или пониженное напряжение вывода А
относительно вывода X, и с избирателем 5 по типу
устройства РПН (см. § 17-14), обеспечивающим
ступенчатое регулирование напряжения между
выводами а и к (и А н X),
Кроме последовательных регулировоч-
ных трансформаторов для регулирования
используются линейные регулировочные
трансформаторы (табл. 31-33 и рис. 31-33).
Эти трансформаторы включаются в рассеч-
ку линии и вводят в сеть дополнительную
ЭДС.
Линейные регулировочные трансфор-
маторы могут быть использованы для регу-
лирования напряжения на стороне ВН
трансформаторов, не имеющих РПН, а тай-
же для регулирования напряжения на сто-
роне НН автотрансформаторов взамен упо-
мянутых выше последовательных регулиро-
вочных трансформаторов. Помимо транс-
форматоров с РПН для регулирования
напряжения могут применяться синхрон-
ные компенсаторы (табл. 19-41), синхрон-
ные двигатели, регулируемые батареи кон-
денсаторов (табл. 16-20), другие регули-
руемые источники реактивной мощности.
Таблица 31-33
Линейные регулировочные трансформаторы 10—35 кВ [31-1]
Тип v • aw ‘“s PQ X д ДРК, кВт ДРХ, кВт | %
Положения переклю ч ателя
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 40 11 70 38' 20 7 0,62 0,44
ЛТДН-63000/35 63 35 110 60 28 12 0,55 0,37
ЛТДН-100000/35 100 35 140 75 43 16 0,62 0,21
Примечания: 1. Каталожные данные приведены к проходной мощности.
2. Положения переключателя 1 и 23 отвечают соответственно максимальному и минимальному
напряжениям ±10X1,5% ^ном •
3. Положения переключателя 11—13 нулевые.
§ 31-8]
Оценка надежности схем систем электроснабжения
187
31-8. ОЦЕНКА НАДЕЖНОСТИ СХЕМ
СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
Общие положения и допущения
Под надежностью понимается свойство
системы выполнять заданные функции, со-
храняя показатели в заданных условиях
эксплуатации. Надежность системы обеспе-
чивается такими ее свойствами и свойства-
ми элементов, как работоспособность, без-
отказность, ремонтопригодность, долговеч-
ность. В настоящее время в технике и в
энергетике наибольшее распространение по-
лучили так называемые элементные методы
оценки надежности систем, которые исхо-
дят из предположения, что система состо-
ит из самостоятельных (в смысле анализа
надежности) элементов, при этом не рас-
сматриваются, как правило, или рассматри-
ваются очень приближенно функциональ-
ные зависимости между параметрами режи-
мов отдельных элементов системы. При
таком подходе считается, что отказ систе-
мы в выполнении заданных функций насту-
пает в результате отказа элементов, отка-
зов противоаварийной автоматики. Разде-
ление на «элемент» и «систему» носит ус-
ловный характер. В зависимости от
решаемой задачи одни и те же физические
объекты или их совокупности могут рас-
сматриваться н как «система», и как «эле-
мент».
Например, при оценке надежности си-
стемы электроснабжения промышленного
предприятия в целом линии электропереда-
чи, выключатели, трансформаторы счита-
ются как элементы системы. С другой сто-
роны, например, при оценке надежности
линии или выключателя их следует рас-
сматривать как системы, состоящие из от-
дельных элементов ( опор, гирлянд изоля-
торов, контактов выключателя, привода
и т. д.).
Наиболее часто в расчетах надежности
классификация элементов производится по
конструктивному признаку с учетом их наз-
начения, в качестве таковых обычно прини-
мают: генераторы, выключатели, трансфор-
Таблица 31-34
Параметры потока отказов элементов электрических сетей,
1/год (в числителе), и средней частоты преднамеренных отключений, 1/год (в знаменателе)
Элемент Напряжение, кВ
750—500 I 330 | 220 | 150—110 35 I 6—10 | До 1
Воздушные линии’; 0,4 0,5 0,6 1,1 1,4 4 20
одноцепные двухцепные (от- каз одной цепи) двухцепные (от- каз двух цепей) кабельные линии 10 0,04 12 0,04 13 °,5 о,1 0,02 15 0,9 0,2 0,02 9 1,1 0,3 0,01 in SI 1 12 3
Трансформаторы2 и автотрансформа- торы Воздушные выключа- тели3: 6,3 0,2 6,3 0,2 6,3 0,15 6,3 0,1 6,3 0,08 6,3 0,04
в цепях ВЛ 2,2 0,08 2,2 0,07 2,2 0,06 2,2 0,05 2,2 0,04 2,2 0,02 0,01
в других цепях Масляные выключа- тели: 2,2 2,2 2,2 0,07 2,2 0,03 2,2 0,02 2,2 0,004 3
в цепях ВЛ — 2,2 0,01 2,2 0,01 2,2 0,01 2,2 0,005 —
в других цепях 0,01 0,01 2,2 0.01 2,2 0,01 2,2 0,01 2,2 0,02 •—
Сборные шины1 Отделители и корот- козамыкатели 1,0 0,01 1,0 0,01 1,0 0,04 0,01 1,0 0,02 3 0,01 1,о 0,01 3 0,01 1.0 0,015 —
Разъединители Предохранители 1 1 1 1 1 1 0,02
1 На 100 км, в числителе.
2 На единицу, для однофазных на фазу.
3 На единицу.
4 На присоединение.
Примечание. Отказы выключателей, приводящие к отключению смежных цепей, составля-
ют 60% общего числа отказов. Вероятность отказа защиты 0,01; АПВ —- 0,08; АВР —0,1; АЧР—0,002.
Параметр потока неустойчивых отказов ЛЭП в 2,5—3 раза больше, чем устойчивых.
188
Электрические сети высокого напряжения
[Разд. 31
маторы, линии электропередачи, разъеди-
нители, отделители, предохранители, все-
возможные преобразователи. Каждый
элемент может находиться в трех различ-
ных (с точки зрения надежности системы)
состояниях: рабочем, когда он включен,
отказа, когда он отключен вследствие по-
вреждения или аварии, т. е. воздействия
случайных факторов, и преднамеренного
отключения, т. е. когда он отключен для
проведения профилактических, капитальных
ремонтов, по заявкам различных организа-
ций, например отключение ЛЭП и др.
В общем все три состояния являются слу-
чайными и поэтому в расчетах использу-
ются вероятностно-статистические методы.
Потребителей электрических систем и
систем электроснабжения разделяют с точ-
ки зрения последствий отказов на две
группы. Первая группа — потребители, пе-
рерыв в питании которых не может быть
оценен в виде экономического эквивалента
(ущерба) в денежном выражении. К ним
относятся объекты, у которых потеря
электроснабжения связана с опасностью
для жизни и здоровья людей, нарушением
деятельности государственных учреждений
особой важности и т. д. Вторая группа —
потребители, для которых недоотпуск элек-
троэнергии вследствие перерывов электро-
снабжения может быть оценен экономиче-
ски в виде народнохозяйственного ущерба.
Как правило, вторая группа по мощности
является преобладающей в электрических
системах. В качестве показателей надеж-
ности как отдельных элементов, так н си-
стем в практических инженерных расчетах
принимаются следующие характеристики:
Среднее время восстановления элементов
параметр потока отказов (среднее коли-
чество отказов) со, 1/год, — для отдельных
элементов электрических сетей данные при-
ведены в табл. 31-34; среднее время вос-
становления (табл. 31-35) Тв, лет/отказ;
вероятность отказа в течение года или
средний коэффициент вынужденного про-
стоя q. Для характеристики системы,
снабжающей потребителей второй группы,
дополнительным показателем является на-
роднохозяйственный ущерб. Ущерб за год
обычно подсчитывается при выборе схем
сетей, питающих потребителей второй груп-
пы, он включается в состав приведенных
затрат, так же. как ежегодные издержки.
При расчете показателей надежности
систем электроснабжения элементы системы
дополнительно характеризуются парамет-
ром потока преднамеренных отключений
<вп, 1 /год, среднегодовым временем пред-
намеренных простоев или средней продол-
жительности их Та, лет/отключение. По-
следний показатель в относительных еди-
ницах приведен в табл. 31-36. В расчетах
надежности схем электрических соединений,
в которых кроме автоматических коммута-
ционных аппаратов (выключателей) есть
аппараты с ручным переключением (разъ-
единители, рубильники и т. д.), вводится
еще среднее время оперативных переклю-
чений т, лет/переключение.
В методах оценки показателей надеж-
ности н недоотпуска электроэнергии ис-
пользуются два подхода: первый, учиты-
вающий взаимосвязь характеристик режи-
мов отдельных элементов, т. е. содержа-
щий количественную оценку ограничений
пропускной способности элементов (по то-
_ Таблица 31-35
электрических сетей 7В, 10—3 лет/отказ
Элемент Напряжение, кВ
750—550 330 220 150—110 35 6—10 до 1
Воздушные линии: одноцепные 1,7 1.3 1,1 1,0 1,0 1.3 0,6
двухцепи ые (отказ —- —« 0,2 °,4 0,8 —. —
одной цепи) двухиепные (отказ 4,0 3,0 2.5 . .
двух цепей) кабельные линии .—. — 1,5 3
Трансформаторы и авто- трансформаторы: при отсутствии ре- 300 250 80 60 45
зервного трансфор- матора в системе при наличии резерв- __ 25 20 10 7
кого трансформато- ра в системе Выключатели 10 7 4,8 2,8 1.3 1,0 0,5
Отделители и короткоза- — — 0,4 0,4 0.4 •— —
мыкатели Сборные шины 0,7 0,6 0,4 0,25 0,25 0,2
Разъединители 0,6 0,5 0,3 0,2 0.2 0,2
Предохранители — — — — — 0,2 —’
Примечания: 1. Среднее время восстановления поврежденной фазы однофазного трансфор-
матора (при установленной на подстанции резервной фазе) составляет 1,1 •10~'8 лет/отказ без пе-
рекатки и 9-10 8 лет/отказ с перекатной фазы.
2. Время восстановления электроснабжения прн повреждении выключателей в схемах с обход-
ной системой 0,06-10 8 лет/отказ, а в схемах многоугольников, полуторных и мостиковых 0,0и-10 8
лет/отказ. *
3. При обслуживании подстанций выездными бригадами время восстановления питания путем
переключения в РУ следует увеличивать на 0,06-10 3 лет/отказ.
4. Продолжительность оперативных переключений (0,2—0,4) 10--3 лет/переключенне.
§ 31-8]
Оценка надежности схем систем электроснабжения
189
Таблица 31-36
Среднегодовое время преднамеренных простоев
на одну цепь ВЛ или единицу оборудования
«п-10-з
Напряжение, кв
Элемент
Воздушные линии
Кабельные линии
Трансформаторы
и автотранс-
форматоры
Воздушные вы-
ключатели
Масляные выклю-
чатели
Сборные шины
(на одно при-
соединение)
Разъединители
Отделители и ко-
роткозамыка-
тели д
кам нагрева, потерям напряжения, стати-
ческой устойчивости); второй, количест-
венно не учитывающий характеристики ре-
жимов, в частности ограничения пропускных
способностей элементов. Расчет показате-
лей надежности выполняется обычно пос-
ледовательно относительно каждого узла
нагрузки схемы: определяются характери-
стики, соответствующие полным отказам
системы относительно каждого узла. Пер-
вый подход позволяет определить также
характеристики частичных отказов системы.
Метод анализа
вероятностей состояния системы
В этом методе используется первый
подход. Выделяются в системе расчетные
элементы с учетом логики функциониро-
вания сети, т. е. объединяется в расчетный
элемент группа реальных элементов систе-
мы, отказ которых не локализуется в них
самих, а приводит к отключению всех
смежных. Это, как правило, группа эле-
ментов, не разделенных в схеме автомати-
ческими коммутационными аппаратами.
В смысле надежности они оказываются
соединенными последовательно. При необ-
ходимости учета вероятности перехода ава-
рии через автоматические коммутационные
аппараты -добавляются еще элементы, от-
деленные от рассматриваемой цепи пере-
дачи энергии автоматическими коммутаци-
онными аппаратами (более подробно см.
ниже)
Для таких расчетных элементов опре-
деляются эквивалентные показатели на-
дежности Юэ, TBt9‘
nj-m
®Э =
1»1
?э — У (0i TBi 4~ т„ У, со$;
i=l i=i
Тв,э ” <7В/б>э»
где п — число элементов в цепи передачи
электроэнергии и примыкающих к ней эле-
ментов, не отделенных от нее какими-либо
коммутационными аппаратами; tn — число
элементов, примыкающих к цепи передачи
энергии и отделенных от нее неавтоматиче-
скими коммутационными аппаратами, на-
пример разъединителями.
В частном случае может быть zn+n=l.
Показатели преднамеренных отключе-
ний группы элементов подсчитываются сле-
дующим образом. Пусть в группу входят
k элементов с периодичностями отключений
-1/<Вп1, 1/<Вп2> —> 1/ыпа и продолжительно-
стями fni, Та2, ..., Tah. Определяется наи-
меньшее общее кратное чисел _l/®ni, l/oim,
..., l/oinfc, которое обозначим Т’пр.в, являю-
щимся наименьшим интервалом времени, в
течение которого производится целое чис-
ло преднамеренных отключений каждого
элемента, т. е. цикл преднамеренных отклю-
чений.
Выбирается элемент с наибольшей про-
должительностью отключений Tni.
Параметр потока преднамеренных от-
ключений такого эквивалентного элемента
1
тп,э — yf. X
* пр,э
' k _
X 2 (^пр,эип^-------- 1) "Ь G>nt Т’пр.Э
/=1
*~i+i
' Средняя вероятность преднамеренных
отключений
1
?п,э — ™ X
• пр,э
X 2 О’пр ,э —1) Тaj + co„i TaiTпр,э •
/=1
. i+i
Средняя расчетная продолжительность
преднамеренного отключения
Тп — ?п.э/<вп.э-
В результате выявления таким обра-
зом расчетных элементов в преобразован-
ной схеме анализируются различные ее со-
стояния: с одним и двумя аварийно отклю-
ченными расчетными элементами, затем со-
стояния с наложением на каждый
преднамеренно отключенный элемент аварии
другого.
В двух последних случаях необходимо
контролировать, чтобы каждый реальный
элемент при подсчете показателей надеж-
ности учитывался 1 раз.
Состояния с тремя и более отключен-
ными элементами в практических расчетах
не рассматриваются как маловероятные.
190
Электрические сети высокого напряжения
[Разд. 31
Общее число К рассматриваемых со-
стояний в схеме с N расчетными элемента-
ми выражается через число сочетаний
K=C'N + C2n + N (N—l) = (3Nz—N)/2.
Для каждого такого состояния систе-
мы i, определяются частота его возникнове-
ния coct, вероятность qci Й среднее время
восстановления Тв,с<.
Например, для состояния с одним от-
ключенным элементом
COci = G>Bi <йп£ Wai ^г.э/ “1“ •Wn.ai ^г.э/>
^ci ^в1 + ^ni %l ^г.э/ ^n.si ^'r.sy ’
в,ci = ?c/7' B,ci.
Для состояния с двумя отключенными
элементами i, /
<всУ=иво+мпО=(иа£ ^+ю8/ ?э/) kr.ai] +
(Ии,э; ^э] Ini + Ип,а/ ^ai ^пу)
^cij ~~ ^вЦ + ^nij ^ai Qaj kpfiij
(9ai ^n,aj "^nj ^aj ^n,ai ^ni) ^r.aij’
ai/ ' ^cij^cij'
Здесь
1 ^aj .
1 ^n.aj
r.aij
1=1
l+i + j
1 q-il qn,al
k
тП.Э/ __________?Ц
• П,Э1 I * B,8J 1 H,Qj i 1 E,8,i
kT,ai j — соответственно коэффициенты го-
товности оставшейся части схемы после
исключения из нее i-ro и /-го элементов.
Для каждого состояния рассчитываются
режимы работы элементов схемы (потоко-
распределение) и сравниваются с допуска-
емыми. При этом следует учитывать воз-
можные мероприятия (изменение схем,
коммутаций, форсировка регулирующих
и компенсирующих устройств и т. п.), ко-
торые позволяют снизить нагрузку пере-
груженных элементов сети без отключения
потребителей в узлах. Затем определяется
отключенная мощность в узлах с целью
обеспечения существования режима. По от-
ключаемой мощности оценивается значение
недоотпущенной энергии для каждого со-
стояния. Суммарная недоотпущенная энер-
гия равна сумме недоотпусков по всем со-
стояниям. Метод отличается значительной
трудоемкостью расчетов, в особенности для
сложнозамкнутых схем коммутаций. Коли-
чество расчетов можно сократить, если в
результате предварительного анализа ис-
ключить из рассмотрения состояния с низ-
кой вероятностью существования н состоя-
ния с отключением малозагруженных эле-
ментов схемы.
Выявить эти состояния в сложных элек-
трических схемах можно на основе струк-
турного анализа схемы (см. ниже), но при
этом в схеме следует объединить все ис-
точники в один источник, а узлы нагруз-
ки — в один узел потребления, и определить
группы элементов, при отказе которых воз-
никает наибольший дефицит мощности
[31-12].
Существенного сокращения количества
расчетов, в частности, при оценке иедоот-
пуска электроэнергии в каждом состоянии
можно достигнуть, если использовать обоб-
щенные параметры схем замещения элект-
рической сети: матрицу собственных н вза-
имных проводимостей
Y == (С М + 1) Г"1;
матрицу коэффициентов распределения
с = — Z"1 Mf У”1;
матрицу узловых проводимостей
Мр
где М — первая матрица инциденций;
зиак транспонирования; Z-—матрица со-
противлений ветвей схемы замещения,
обычно диагональная.
По наиболее значимым элементам в
матрице YB выделяется «зона» влияния
каждого отключенного элемента на осталь-
ные, т. е. группа возможных перегруженных
ветвей в каждом состоянии. По наиболее
значимым элементам матрицы С выявляет-
ся группа узлов, оказывающих наибольшее
влияние на перегрузку ветвей, а по элемен-
там матрицы Yy группа узлов, оказываю-
щих наибольшее влияние на падение напря-
жений. Тем самым размерность задачи
обеспечения существования режима и
оценки недоотпуска электроэнергии для
сложных схем существенно сокращается.
Определение показателей
надежности схем
электрических соединений
с использованием структурного анализа
Этот метод применяется для оценки по-
казателей надежности схем относительно
узлов нагрузки (потребителей) без учета
характеристик режимов работы отдельных
элементов, т. е. оценивается надежность
структуры схемы. С этой целью реальная
схема относительно узлов нагрузки заменя-
ется эквивалентной структурной последова-
тельно-параллельной (пути) и параллельно-
последовательной (сечения). Пути — сово-
купности минимального набора элементов,
нормальное функционирование которых
обеспечивает нормальное функционирование
схемы (передачу энергии) от источника пи-
§ 31-8]
Оценка надежности схем систем электроснабжения
191
тания до узла нагрузки. Сечения — совокуп-
ности минимального набора элементов, от-
каз котсоых в любой из совокупности при-
водит к отказу системы относительно рас-
сматриваемого узла. В настоящее время
существует достаточно много способов опре-
деления минимальных путей и сечений как
аналитических, так и логико-цифровых, лег-
ко реализуемых на ЭВМ. Но для относи-
тельно небольших схем пути и сечения оп-
ределяются непосредственно по схеме.
Алгоритмы целесообразно строить та-
ким образом, чтобы вначале определять все
пути в схеме, представляя их в виде матри-
цы путей Р, в которой столбцы соответству-
ют элементам схемы, а строки — путям.
В результате логического сложения столб-
цов определяются все сечения схемы отно-
сительно рассматриваемого узла. Указанная
последовательность расчета позволяет оце-
нить показатели надежности с учетом на-
дежности промежуточных узлов. Алгоритмы
определения самих путей и расчет показа-
телей надежности по сечениям отличаются
простотой и наглядностью.
Рис. 31-34. Расчетная схема по надежности элект-
рической сети.
Например, для схемы рис. 31-34 матри-
ца путей между вершиной источника пита-
ния / и узлом нагрузки IV (рис. 31-35, а)
записывается в виде
1 2 3 4 5 I II III IV
10 10 0 110 1
0 10 10 10 11
0 110 11111'
10 0 111111
Для определения сечений по матрице
путей анализируются каждый столбец мат-
А
Р3
Pi
рицы Р и их сочетания по два, по три и т. д.,
т. е. в порядке возрастания числа элементов,
входящих в сечение (одноэлементные, двух-
элементные, трехэлементные и т. д.).
Если для некоторого элемента схемы р
составляющие векторы-столбцы матрицы
Ppi = 1 для 1» 2,..., k, где k — число путей
(в нашем примере fe=4), то элемент р яв-
ляется одноэлементным сечением. Если в
векторах-столбцах матрицы Р имеется хотя
бы одна составляющая, равная нулю, то в
схеме не существует одноэлементных сече-
ний и можно сразу перейти к отысканию
двухэлементных. В рассматриваемом приме-
ре из анализа матрицы Р видно, что одно-
элементных сечений два: узлы I и IV.
После решения вопроса об одноэлемент-
ных сечениях определяются двухэлемент-
ные, т. е. анализируются сочетания по два
вектора-столбца, соответствующие двум эле-
ментам схемы Рц[ и Pvf. Если логическая
сумма Р - VPv/=1 (i=l>2,то эле"
менты р и v образуют двухэлементное сече-
ние. Здесь V — знак логической суммы —
дизъюнкция. Значение истинности составля-
ющих Рц( и Pv, определяется по следую-
щей таблице:
ovo=o
0v0=l
1VO=I
1V 1 = 1
Применяя это правило к рассматривае-
мому примеру, видим, что семь сочетаний
удовлетворяют условию, когда логическая
сумма столбцов равна 1. Такими сочетания-
ми являются (1,2); (3,4); (11,111); (11,2);
(11,4); (111,1); (111,3). Например, складывая
логически первый и второй столбцы матри-
цы Р (элементы 1,2), третий и четвертый
(элементы 3,4), получаем:
Аналогично определяются трехэлемент-
ные сечения, при этом анализируются соче-
Рис. 31-35. Минимальные пути схемы рис.
31-35 (а) и минимальные сечения относительно узла
IV (б).
192
Электрические сети высокого напряжения
[Разд. 31
тания трех столбцов (например, 1,4,5), ло-
гическая сумма, равная 1, образует сечение
(рис. 31-35,6). Обычно анализ оканчивает-
ся на рассмотрении двухэлементных сечений,
так как вероятность отказа трех и более
элементов в электрических системах можно
считать пренебрежимо малой. Для исключе-
ния неминимальных сечений не анализиру-
ются те сочетания элементов, которые в
предыдущих комбинациях уже образовали
минимальные сечения.
В сложнозамкнутых схемах с большим
количеством элементов число минимальных
путей может быть очень велико, что услож-
няет расчеты даже с применением ЭВМ.
Поэтому специальными приемами [31-11]
можно ограничить количество путей в схе-
ме, выделяя только те, которые образуют
одно, двухэлементные сечения.
Каждый элемент может входить в сече-
ния тремя различными вероятностями, об-
условленными состояниями аварийного вос-
становления _на время Тв, оперативного пе-
реключения тп и преднамеренного отключе-
ния ТП.
Для системы, надежность которой необ-
ходимо определить относительно узлов на-
грузки, задается схема ее электрических со
единений со всеми элементами, влияющими
на ее работоспособность. Схема электриче-
ских соединений подразделяется на ветви и
узлы. Под узлами понимаются физические
пункты cxetabi, которые непосредственно
связаны не менее чем с тремя направления-
ми передачи энергии; обычно это сборные
шины или секции сборных шии распред-
устройств, трехобмоточные трансформаторы,
пункты ответвления ЛЭП и т. д.
Узел представляется в виде одного
расчетного элемента. Совокупности элемен-
тов, связывающих узлы, образуют ветви. От-
каз узла приводит к потере работоспособ-
ности всех примыкающих к нему ветвей, а
отказ ветви (или ее элемента) по-разному
влияет на работоспособность граничных с
ней узлов. Если отказ ветви не влияет на
работоспособность граничных узлов, то рас-
четная схема по надежности совпадает с
электрической, в противном случае — отли-
чается.
Отказ любого элемента электрической
системы приведет к отказу узла i на время
восстановления данного элемента, если в
схеме нет коммутационного аппарата, с по-
мощью которого можно отсоединить отка-
завший элемент от узла I, или отказавший
элемент сам является узлом i. Узел i поте-
ряет работоспособность на время неавтома-
тических оперативных переключений т0, ес-
ли между ним и отказавшим элементом от-
сутствует коммутационный аппарат, кото-
рый может автоматически разорвать связь
между узлом i и отказавшим элементом
вследствие действия на него релейной за-
щиты или автоматики, но есть коммутацион-
ный аппарат, который может быть отключен
оперативным персоналом. Если между уз
лом i и отказавшим элементом находится
коммутационный аппарат, снабженный ре-
лейной защитой и автоматикой, то отказав-
ший элемент будет отсоединен от узла, а
узел i потеряет свою работоспособность
лишь в случае отказа коммутационного ап-
парата с вероятностью дл.
Для упорядочения и формализации про-
цесса расчета все элементы рассчитываемой
сети записываются в матричном виде.
В матрицу В в i-ю строку записываются
все номера элементов, которые не отделены
от узла i какими-либо коммутационными
аппаратами, т е. их отказ приводит к отка-
зу узла на время восстановления тв.
В матрицу П в i-ю строку записывают-
ся все номера элементов, отделенные от уз-
ла i неавтоматическими коммутационными
аппаратами, т. е. элементы, отказ_которых
приводит к отказу узла на время Тп. Счита-
ется, что вероятность перехода аварии бо-
лее чем за один коммутационный аппарат
пренебрежимо мала. Поэтому аналогично
В и П формируется еще одна матрица А,
в i-й строке которой записываются номера
элементов, отделенных от узла i одним и не
более чем одним коммутационным аппара-
том, снабженным релейной защитой и авто-
матикой. Число строк в этих матрицах рав-
но числу узлов схемы электрической сети.
На рис. 31-36 представлен участок электри-
ческой сети, а в табл. 31-37 —соответствую-
Таблица 31-37
Содержание матриц В, П и А для схемы рис. 31-36
Номер строки матрицы (узла схемы) Содержимое строк матриц
В П А
/ 49. 55, 56, 81 45, 53, 63, 64 41, 37, 33, 29, 82, 2, 50, 46, 57, 65, 58, 66, 71, 72, 79
2 50, 57, 58, 82 46, 65, 66, 53 42, 38, 34, 30, 74, 73, 80, 81, 1, 49, 45, 55, 63, 56, 64
3* — — 79, 72, 64, 80, 73, 65
4 51, 59, 60, 83 47, 43, 39, 35, 31, 67, 68, 54 27, 7, 17, 12. 25. 29, 20, 24, 22, 75, 76, 28, 26
5 52, 61, 62. 84 48, 44, 40. 36,32, 69, 70, 54 21, 6, 23, 22, 15, 13, 14, 18, 30, 77, 78, 16, 19
6 15, 18, 21, 23, 14, 16, 19 13 , 22. 30, 32 9, 11, 36, 40, 44. 48, 54, 52, 5, 84, 61, 69, 62, 28, 70, 34. 38, 42, 46, 24, 26, 7, 17, 12, 25, 29, 27, 31, 20
7 17, 25, 27, 24, 20, 26, 28 12, 22, 29, 31 8, 10, 33, 37, 41, 45, 54, 35, 39, 43, 47, 51, 4, 14, 59, 67. 60, 68, 83. 23, 16, 6, 15, 13, >1, 32, 18, Зо, 19
* Узел 3 — абстрактный узел нагрузки.
§ 318]
Оценка надежности схем систем электроснабжения
193
гцие ему номера элементов матриц В, П, А.
Последовательным анализом всех ответвле-
ний от каждого узла эти матрицы достаточ-
но просто формируются программным путем
на ЭВМ.
По электрической схеме сети определя-
ются указанным выше способом все мини-
мальные сечения относительно каждого узла
нагрузки; эти сечения состоят только из тех
элементов, по которым непосредственно пе-
редается энергия от источников питания к
рассматриваемому узлу нагрузки. При отка-
зе элементов этих сечений узел нагрузки
теряет питание на время восстановления, по-
этому все элементы в таких минимальных
сечениях учитываются в расчетах показате-
лей надежности со временем восстановления
Тк. Такие сечення называются основными.
Показатели надежности такого сечения j
п1 nJ
Wj —2 Wi Г1 ?в/;
i=i i=i
i+i
Рис. 31-36. Фрагмент, сложной электрической сети.
13—792
0=1
Tnj = •
где п; — число элементов в сечении /.
Например, параметр потока отказов и
вероятность отказа сечения (37, 38) на рис.
31-36 относительно узла 1
и37,38 — ®37 ®38 Л)38 ®37 ^в37'"
<737.38 = ®37 Лз37 ®38 ^в38‘
По основным сечениям и информации,
заключенной в матрицах В, П, А, получают-
ся сечения, отражающие логику функциони-
рования электрической схемы, обусловлен-
ную автоматическими и оперативными пере-
ключениями в схеме. Из каждого основного
сечения, содержащего хотя бы один узел,
формируются дополнительные сечения заме-
ной узла на элементы из строк матриц В,
П, А, соответствующих этому узлу. Напри-
мер, из основного сечения (8, 6) формируют-
ся дополнительные сечения (8,14); (8,16);
(8,18); (8,19); (8,21); (8,23), которые учи-
тываются в расчетах со временами восста-
новления соответствующих элементов. Из
основного сечения (8, б) и матрицы 11 фор-
мируются дополнительные, например сече-
ние (8, 32), которое учитывается со време-
нем переключения; его параметры:
®8.32 — и8 ®32 тп "Ь ®32 “б
<78.32 — ®8 м32 Чо
^в8,32 = ^в8 тп/(^в8 + тп) •
Из основного сечения (8,6) и матрицы
А также формируются дополнительные, на-
пример (8,36); (8,40); (8,44); (8,48)
и т. д., которые учитываются со временем
переключения, в частности, параметры сече-
ния (8,36);
ы8,36 — ЧА (®8Ио6 тп + ®36 w8 ^bsJ 5
4s,36 — Чл (®8 ^в8 ®36 тп) >’
Лй.Зб — 7 в8 тп/(тп + Т’вв) •
В сетях с очень сложными схемами
коммутаций возникает необходимость учета
вероятности перехода аварии за два и бо-
лее автоматических коммутационных аппа-
рата. В этом случае расчетные зоны отказов
относительно узлов значительно расширяют-
ся, хотя вероятности отказов дополнитель-
ных сечений (при условии, если защита по-
следующих автоматических коммутацион-
ных аппаратов резервирует предыдущие)
уменьшаются. В частности, если учитывается
возможность перехода аварии за два авто-
матических коммутационных аппарата, то
аналогично матрице А формируется еще од-
194
Электрические сети высокого напряжения
[Разд. 31
на матрица Ab в i-й строке которой запи-
сываются элементы схемы, отделенные от
узла не более, чем двумя коммутационными
аппаратами, снабженными релейной защи-
той. На основе матрицы А, формируются
дополнительные сечения, например, сечение
(8,78) относительно узла 1, в частности
его параметры,
м8,78 — Ча ЧЛ1 (ш8 ®78 гп + ш78 Лй) 5
%,78 ~ Ча Ча1 (®8 Те& <°78 гп) 5
^8,78 = 'Л18 'гп/(гп + Твв) ’
где </л и Qai — соответственно вероятности
перехода за первый и второй коммутацион-
ный аппарат.
При осуществлении этих операций не-
обходимо контролировать, не является ли
сечение, образованное с использованием ин-
формации в матрицах В и П, основным, на-
пример сечение (S, 18) относительно узла 1,
и не включается ли какой-либо элемент в
дополнительное сечение более одного раза.
Например, из основного сечения (6, 7) схемы
рис. 31-36 относительно узла 1 может быть
образовано дополнительное (22,22)-, в этом
случае порядок сечения следует уменьшить,
т. е. следует сформировать одноэлементное
сечение (22). Если коммутационный аппа-
рат, снабженный релейной защитой, в нор-
мальном режиме включев, то через него воз-
можен переход аварии и его следует учи-
тывать при формировании матрицы А; в
противном случае (если на аппарат не воз-
действует устройство АВР) переход аварии
невозможен и элементы, отделенные от узла
i этим аппаратом, не могут влиять на узел
i. При наличии устройства АВР на отклю-
ченном аппарате вероятность его отказа
равна сумме вероятностей отказа аппарата
и АВР и следует считаться с возможностью
перехода аварии через него.
Если элементы схемы оборудованы
АПВ, то при включении таких элементов в
сечения, образованные с использованием
матрицы А, подсчет показателей надежно-
сти следует производить по параметру по-
тока неустойчивых повреждений, поскольку
любое повреждение может «перейти» через
коммутационный аппарат и стать устойчи-
вым.
Вероятность отказа коммутационного
аппарата, снабженного устройством АПВ
при заявке на срабатывание принимается
равной произведению вероятности отказа
коммутационного аппарата без АПВ на
двойную кратность АПВ, так как число
срабатываний увеличивается в соответству-
ющее число раз.
Если в схеме есть пары взаиморезерви-
рующих элементов с зависимыми отказами
(например, двухцепная ЛЭП на одних опо-
рах), то их целесообразно вводить в расчет-
ную схему эквивалентными расчетными
элементами.
По показателям надежности, рассчитан-
ным для каждого основного и дополнитель-
ного сечений относительно узла, определя-
ются результирующие (без учета преднаме-
ренных отключений) относительно узла на-
грузки:
п lin i Nfrni ___
®у.в=2 “1 2 п +
1=1 k=l /=1
ft
+ 2
1=1 /г=1
^kmi __ _
ft “л«{^вйй: +
Z=1
M
+ 2 2 ча
i=i й=1
л'/.-ЛД _ _
ft {TBilii' Tn}’
Z—1
n h —
?y,B= 2 ft ”r
fc=l 1=1
NkM _ _
ft “zzZ P вы* гп}’
Z=1
kM
+ 2 4 a
fe=i
^в.у.в ^у,в/^у,в»
где n — число расчетных элементов схемы в
основных сечениях и дополнительных, обра-
зованных из матрицы В; kni — число сече-
ний в схеме после исключения из нее z-ro
элемента (общее число их п); Nkni —число
элементов в каждом из kn-i сечений; m —
число элементов в дополнительных сечениях,
образованных с использованием матрицы П;
km i — число сечений в схеме после исключе-
ния из нее (-го элемента с общим числом их
m; Nkmi—число элементов в каждом из
kmt сечений; М — число элементов в допол-
нительных сечениях, образованных с исполь-
зованием матрицы A; kMi — число сечений
в схеме после исключения из нее z-ro эле-
мента С обЩИМ ЧИСЛОМ ИХ М\ NkMi — число
элементов в каждом из kMi сечений;
{ТкмГ, Тп} — символическое изображение ум-
ножения <м.и либо на Твьи, либо на тп— в
зависимости от номера i-ro элемента и при-
знака его образования из основных сечений
с использованием матрицы П или A; kn, Nk,
km, Nkm, kra, NkM—показатели, аналогич-
ные kni, Nkni, kmi, Nkmi, kMi, NkMi HO
полученные из схемы без исключения i-ro
элемента.
Расчеты показателей надежности с вы-
делением групп сечений по трем составляю-
щим: основные и дополнительные по матри-
це В; дополнительные по матрице П; допол-
нительные по матрице А (и А,) позволяют
дифференцировать вклад в результирующие
показатели продолжительности времени вос-
становления (т. е. количественно оценить
организацию аварийных ремонтов в систе-
ме), продолжительности оперативных пере-
§ 31-8]
Оценка надежности схем систем электроснабжения
195
ключений (т. е. оценить оперативную гиб-
кость схемы и организацию управления в
системе), а также автоматической коммута-
ционной аппаратуры с релейной защитой и
автоматикой. Эта дифференциация позволя-
ет обоснованно наметить мероприятия для
повышения надежности в каждом конкрет-
ном случае.
Прн расчетах показателей надежности
схем без учета конкретных схем коммутаций
в приближенных проектных расчетах целе-
сообразно рассматривать только основные
сечения, пользоваться приближенным спосо-
бом оценки надежности узлов в сечениях и,
например, для i-ro узла:
«в+пп «А
“.y = wi+ 2 % + <7д 2%-;
/-1 /=1
"в + Пп "п
^у = сй(ГВг + S “j 'ГВ/+ги +
/=1 /=‘
"А
+ 9а гп 2
ГВ.У ~ ? iy/wiy’
где пв , пп , пА — числа элементов в соот-
ветствующих строках матриц В, П, А.
Преднамеренные отключения элементов
схемы, на которые могут накладываться
аварийные отключения других элементов,
существенно влияют на показатели надеж-
ности. Технико-экономическая оценка недо-
отпущенной электроэнергии вследствие та-
ких перерывов электроснабжения отличает-
ся от таковой при внезапных перерывах,
методика расчета показателей которых при-
ведена выше. Поэтому целесообразно пока-
затели надежности для таких состояний
схемы определять отдельно, но используя
результаты структурного анализа для схем
со всеми включенными элементами, т. е. ин-
формацию о составе основных и дополни-
тельных сечений.
Составляется список групп преднаме-
ренно отключаемых элементов и для каж-
дой k-к группы определяются эквивалентные
показатели преднамеренных отклю^ний.
Например, для схемы рис. 31-36 такими
группами могут быть (6,16,14,18,19,21);
(31,35,39,43,47) и т. д.
Полученные показатели преднамерен-
ных отключений присваиваются всем эле-
ментам, ВХОДЯЩИМ В группу Сйп; = С0п, аг,
<7пг = <7п, as, Tai = Tn,at. Затем с учетом пони-
жающих коэффициентов yni рассчитывают-
ся показатели надежности сечений, а по ним
узлов нагрузки, в которых отдельные эле-
менты сечений учитываются временем и
продолжительностью преднамеренных от-
ключений (в процессе расчета следует ис-
ключить неминимальные сечения). Напри-
13*
мер, показатели надежности основного се-
чения /
J 1 _
“п, П ;
1=1 1=1
l + i
nj n i
in ^’ni Wni ni Л Ш1^ иГ
i=l 1=1
l+i
1 vjn ~
где yni~Tnil(Tni + Ta,i)', Твц — эквивалент-
ное время восстановления сечения j, в кото-
ром исключен i-й элемент.
По показателям надежности сечений
рассчитываются показатели надежности
схемы относительно узлов нагрузки.
Результирующие показатели надежно-
сти для узлов нагрузки
СОу = ®у,в ~Ь ^у,п>
q — а -l-о. ;
'у 'у.н 'у,г
^в.у = Я-у^у*
На основе информации о показателях
надежности совокупности узлов нагрузки
можно выделить те сечения, которые оказы-
вают доминирующее влияние на надежность
всей схемы и существенно сократить число
рассчитываемых состояний в методе анализа
вероятностей состояния.
Расчет народнохозяйственного ущерба
от перерывов электроснабжения
При использовании первого метода, ко-
гда учитываются ограничения пропускных
способностей элементов схемы, а следова-
тельно, и ограничения потребителей е (от-
ношение нагрузки, вынужденно отключае-
мой в данном режиме, к суммарной нагрузке
нормального режима), математическое ожи-
дание ущерба системы с k расчетными со-
стояниями
k
У~Рmax Рм (^1 ^вг П И Pi Яп[ Ь1)»
1=1
где Ртах — максимальное значение актив-
ной мощности системы; Гм — число часов ис-
пользования максимума нагрузки; qBi и
qni — значения средних вероятностей систе-
мы с аварийным и преднамеренным отклю-
чением элементов; ai=f(e<) —удельное зна-
чение ущерба в зависимости от аварийного
ограничения а,- в t-м состоянии системы
(рис. 31-37,0, б); (\i=f(ei) — удельное зна-
чение ущерба при преднамеренном отклю-
чении элементов в этом состоянии (рис.
31-37,в, г).
При использовании второго метода, ко-
гда не учитываются ограничения пропуск-
ных способностей, т. е. е= 1 (что соответст-
вует полному прекращению питания), значе-
ние ущерба для каждого узла рассчитыва-
196
Электрические сети высокого напряжения
[Разд. 31
"руб/(кВт-ч)
о о,г о,ц це о,е 1
о.)
Рис. 31-37. Зависимость удельного ущерба потребителям подстанций с различными структурами
электропотребления от степени ограничения.
/ — 50% промышленной, 40% коммунально-бытовой, 10% прочей нагрузки; 2 — 70% промышленной,
25% коммунально-бытовой. 5% прочей нагрузки (строительство, транспорт, сельское хозяйство);
—43% промышленной, 50% коммунальио-бытовой, 7% прочей нагрузки; 4 — 43% промышленной,
32% коммунально-бытовой, 25% прочей нагрузки; 5—15% промышленной, 52% коммунально-быто-
вой, 33% прочей нагрузки; 6 — 43% промышленной, 10% коммунально-бытовой, 47% прочей нагруз-
ки; 7 — 10% промышленной, 25% коммунально-бытовой, 65% прочей нагрузки; 8—40% промышлен-
ной, 25% коммунально-бытовой, 35% прочей нагрузки; а — при внезапных нарушениях электроснаб-
жения'длительностью до 3 ч; б —то же, но длительностью более 3 ч; в —с предупреждением в те-
чение суток; г — при плановых ограничениях.
ется с учетом состава потребителей, дли-
тельности перерыва электроснабжения из-за
аварийного отключения и перерыва вследст-
вие преднамеренных отключений элементов
в схеме (предполагается, что потребители
предупреждаются о таких перерывах элект-
роснабжения).
Ущерб целесообразно рассчитывать по
показателям надежности каждого сечения
в зависимости от расчетного времени вос-
становления сечения и согласно данным
(табл. 31-38):
п
&j ^irnax (t^Oib ^Oi'n ^jn)*
i=l
где — доля i-ro вида потребителя в сум-
ft
марной нагрузке узла^ Pi = 1; Ртах—мак-
г=1
симальная активная мощность i-ro вида по-
требителя, кВт; Тцл — время использования
максимума нагрузки i-ro потребителя, ч;
</oiB=f(7,Bj)—удельный ущерб от внезап-
ных перерывов i-ro потребителя в зависи-
мости от длительности перерыва, руб/ (кВтХ
Хч); „ yoin=f(TBjn) —удельный ущерб от
перерывов, связанных с преднамеренным
отключением- элементов, в зависимости от
длительности перерыва, руб/(кВт«ч); q&—
средняя вероятность отказа /-го сечения
относительно узла; q$n — средняя вероят-
ность отказа /-го сечения, обусловленная
преднамеренными отключениями в схеме.
Суммарный ущерб потребителей узла
рассчитывается как сумма ущербов для
всех сечений М относительно этого узла:
М
Уъ = 2 у}-
Список литературы
197
Таблица 31-38
Удельные ущербы от внезапных н с предупреждением перерывов электроснабжения
Потребители
Внезапные перерывы. длительностью Перерывы с преду- преждением
ДО з ч >3 ч в течение суток за сутки и более
Длительные
перерывы
Угледобыча:
открытая
закрытая
Нефтедобыча
Нефтепереработка
Горнорудная
Металлургия:
черная
цветная
производство алюминия
Машиностроение и металлообработка:
тяжелое
общее
автомобильная промышленность
Целлюлозно-бумажная промышленность
Деревообра ботка
Химическая промышленность:
производство удобрений
производство пластмасс
производство искусственного волокна
Цементная промышленность
Стройматериалы
Текстильная промышленность
Легкая промышленность
Пищевая промышленность
Прочие отрасли промышленности
Строительство
0,7
0,26
3,0
25
0,55
1,0
0,36
0,50
7,5
1,5
2,2
1,5
0,87
0,42
2,3
И
0,90
0,8
4,5
0,55
2,5
0,15
0в95
0,42 0,34 0,26 0,42
0,16 0,16 0,30 U, 42
1,4 0,64 0,30 0,77
8,0 2,0 0,50 0,81
0,32 0,16 0,12 0,20
0,72 0,46 0,26 0,20
0,34 0,13 0,11 0.20
0,43 0,14 0,06 0,20
4,0 0,83 0,60 0,70
0,70 0,40 0,20 0,70
0,92 0,48 0,40 0,70
0,70 0,30 0,25 0,16
0,57 0,57 0,5 1.0
0,26 0,02 0,02 0,2
1,6 0.74 . 0,5 0,2
4,0 2,9 0,64 0,2
0,50 0,40 0,26 0,37
0,42 0,27 0,26 0,9
1.8 0,9 0,7 2,0
0,5 0,35 0,3 0,7
1,3 1,3 0,6 0,85
0,1 0,1 0,1 0,1
0.75 0,72 0,70 1,2
Электрифицированные железные дороги
Газопроводы
Жилищно-коммунальный сектор городского
хозяйства
Сельское хозяйство
Список литературы
проектированию электри-
С. С. рокотяна и И- М.
1977. — 286 с.
положения по расчетам
энергосистем. — Энерго-
31-1. Справочник по
ческих систем/Под ред.
Шапиро. — М.: Энергия, :
31-2. Методические
устойчивости сложных
сетьпроект, 1966. — 106 с.
31-3. Электрические системы/Под ред. В. А.
Веникова. Т. 2. Электрические сети. — М.: Выс-
шая школа, 1971.—437 с.
31-4. Электрические системы/Под ред. В. А.
Веникова. Режимы работы электрических систем
и сеуей. — М.: Высшай школа. 1975. — 343 с.
31-5. Лазебник А. И., Цаллагова О. Н. Вы-
бор оптимального варианта развития электричес-
кой сети с учетом ее многорежимности. — Изв.
АН СССР. Энергетика и транспорт, 1974, № 6,
с. 3-9.
31-6. О введении в действие гл. 1-2 «Электро-
снабжение и электрические сети» новых Правил
устройства электроустановок. — Электрические
станции, 1978, № 3, с. 92.
0,25—0,5
0,2—0,45
2,7-4,5
0,8—2,2
31-7. Справочник по электропотреблению в
промышленности/Под ред. Т. П. Минина и КХ В.
Копытова. — М.: Энергия, 1978.
31-8. Фокин Ю. А. Вероятностные методы в
расчетах надежности систем электроснабжения. —
М.: МЭИ, 1977. — 83 с.
31-9. Непомнящий В. А. Учет надежности прн
проектировании энергосистем. — М.: Энергия,
1978. — 200 с.
31-10. Гук Ю. Б. Основы надежности электро-
энергетических установок. — Л.: Изд-во ЛГУ»
1978. — 192 с.
31-11. Фокин Ю. А., Харченко А. М. Метод
построения расчетной схемы н расчета показате-
лей надежности сложных систем с большим чис-
лом элементов. — Изв. вузов. Энергетика, 1978,
№ 8, с. 35—39.
31-12. Фокин Ю. А., Чаи Дииь Лонг. Метод
оценки пропускной способности сложных систем
электроснабжения и определение ожидаемого де-
фицита мощности у потребителей. — Электричест-
во, 1978, № 8, с. .21—27.
31-13. Надежность систем энергетики. Торми-
нология/АН СССР — М.: Наука, 1980. — 44 с.
198
Электропередачи переменного и постоянного тока
[Разд. 32
Раздел 32
ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ ПЕРЕМЕННОГО
И ПОСТОЯННОГО ТОКА высокого НАПРЯЖЕНИЯ
СОДЕРЖАНИЕ
32-1. Основные параметры ЛЭП СВН и их
технико-экономическое обоснование 198
32-2. Поперечная и продольная компенса-
ция параметров ЛЭП. Компенсирую-
щие и регулирующие устройства . 202
32-3. Схемы замещения электропередач
переменного тока.....................204
32-4. Расчеты установившихся режимов 206
32-5. ЛЭП СВН как элементы сложных
электроэнергетических систем . . 209
32-6. Особые режимы электропередач
переменного тока СВН , . . 21<0
32-7. Мероприятия по увеличению про-
пускной способности электропередач
сверхвысокого напряжения . . 211
32-8. Электропередачи постоянного тока
Области применения (212). Преобра-
зователи н режимы их работы (214).
Вентили для ППТ (218). Системы уп-
равления и регулирования (218).
Воздушные и кабельные линии'(219).
Преобразовательные подстанции и
схемы выполнения ППТ (220) « * 212
Список литературы ж 220
32-1. ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ
ЛЭП СВН И ИХ ТЕХНИКО-
ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ
Основными параметрами ЛЭП являют-
ся: пропускная способность, номинальное
напряжение, число цепей, сечение проводов
в фазе и ее конструктивное выполнение.
Выбор этих параметров при учете роли н
назначения ЛЭП [32-1—32-3] обосновыва-
ется соответствующими технико-экономиче-
скимй расчетами по типовой методике
[33-4, 32-5]. Задача эта в силу многих при-
чин сложная. Расчеты ведутся в два этапа.
Первый этап предусматривает разработку
технически возможных вариантов исполне-
ния ЛЭП как элемента энергосистемы. Па-
раметры каждого из вариантов, подлежа-
щих сравнению, должны быть обоснованы.
Все варианты должны иметь одинаковый
энергетический эффект, одинаковую степень
надежности электроснабжения, быть вза-
имозаменяемы.
На втором этапе ведутся технико-эко-
номические расчеты применительно к вари-
антам предыдущего этапа. Целью этих рас-
четов является нахождение экономически
целесообразного сочетания основных пара-
метров электропередачи.
Пропускная способность электропереда-
чи — это та наибольшая мощность, кото-
рую с. учетом всех ограничивающих факто-
ров целесообразно передавать по линии.
Расчетной пропускной способностью опре-
деляют мощность ЛЭП, в соответствии с
которой выбираются основные параметры
электропередачи, а статическая устойчи-
вость оценивается по нормативному коэф-
фициенту запаса. Пропускная способность
ЛЭП СВН зависит от ее назначения и роли
в энергосистеме. По мере развития энерго-
системы функции ЛЭП как элемента систе-
мы усложняются, что создает трудности
в определении расчетной пропускной спо-
собности. Во всех случаях нельзя оценивать
расчетную пропускную способность ЛЭП
лишь на основе составления баланса мощ-
ностей по отдельным частям энергосистемы.
Здесь немалую роль играет повышение эко-
номичности работы энергосистемы в связи
с сооружением новой ЛЭП СВН за счет
рационального использования оборудова-
ния, обеспечения наивыгоднейшего распре-
деления активных мощностей между объ-
единенными электростанциями системы, со-
кращения резерва мощности, выравнивания
суммарного графика нагрузки и т. д.
Расчетная пропускная способность
ЛЭП тем выше, чем короче линия, больше
различие в стоимости топлива и характери-
стиках относительных приростов объеди-
няемых электростанций (частей энергоси-
стемы). Увеличение относительного приро-
ста потерь активной мощности из-за роста
длины ЛЭП приводит к большей зависи-
мости стоимости сооружения ее от пропу-
скной способности электропередачи. Послед-
нее подтверждает необходимость учета по-
вышения экономичности режимов объеди-
ненной энергосистемы при решении задачи,
связанной с оценкой пропускной способно-
сти ЛЭП, с помощью которой осуществля-
ется это объединение. Межсистемные связи
создают энергообъединения и формируют
ЕЭС, поэтому и требования к их пропуск-
ной способности н надежности повышаются.
Тем не менее рациональность создания
энергообъединений должна быть обоснова-
на сопоставлением экономического эффекта
за счет создания межсистемных связей с за-
тратами на сооружение и эксплуатацию
этих ЛЭП, связывающих энергосистемы.
Здесь как экономию средств, так и затра-
ты относят к одному и тому же промежут-
ку времени. Так, экономический эффект при
§ 32-1]
Основные параметры ЛЭП СВН и их обоснование
199
сооружении энергетической энергопередаю-
щен межсистемной связи (характеризуется
относительно спокойным графиком передачи
энергии от энергосистемы с более йизкой
стоимостью электроэнергии в другую) реа-
лизуется за счет различия в стоимости
электроэнергии передающей и приемной си-
стем. Чем больше разница в стоимости
электроэнергии, тем большей пропускной
способностью должна обладать рассматри-
ваемая питательная межсистемная связь.
Маневренные межсистемные связи име-
ют реверсивный график работы с относи-
тельно небольшим числом часов использова-
ния максимума (2,5—3 тыс. ч/год). Эконо-
мический эффект здесь выявляется за счет
реализации межсистемных свойств, заклю-
чающихся: в улучшении режимов работы
всех станций, работающих параллельно,
уменьшении суммарного резерва мощности,
возможности использования сезонных де-
шевых ресурсов энергии и т. д.
Прн оценке расчетной пропускной спо-
собности межсистемных связей того илн
иного типа учитывают также возможные
нерегулируемые потоки мощности, возни-
кающие из-за быстрых изменений мощно-
стей как узлов нагрузок, так и электриче-
ских станций.
Следует подчеркнуть, что по своей су-
ти задача выбора пропускной способности
межсистемных связей носит вероятностный
характер из-за того, что внеплановые, ава-
рийные и другие перетоки мощности, равно
как и рост нагрузок в расчетный период,
освоение нового оборудования, повышение
аварийности в первый период эксплуатации
являются случайными событиями. Возмож-
ности учета вероятностных характеристик
отмеченных случайных событий пока неве-
лики из-за ограниченности статистических
данных'.
Определение номинального напряжения
ЛЭП, соответствующего стандарту ГОСТ
721-77, является сложной технической и
экономической задачей, на решение которой
влияют многочисленные факторы, выявляе-
мые в процессе конкретного проектиро-
вания.
Наиболее характерными величинами,
определяющими.выбор номинального напря-
жения ЛЭП, являются ее расчетная пропу-
скная способность н длина. С целью опре-
деления оптимального напряжения ЛЭП
составляется ряд возможных схем, отлича-
ющихся номинальными напряжениями и
другими параметрами. Для каждой из" них
определяются и сравниваются между собою
приведенные затраты. Задача выбора но-
минального напряжения является комплекс-
ной, так как связана с оценкой числа цепей,
сечения проводов фазы и ее конструкции.
Опыт проектирования и эксплуатации
ЛЭП в нашей стране показывает, что важ-
но не только правильно выбрать номиналь-
ное напряжение каждой ЛЭП, но и удо-
влетворить экономически и технически оп-
тимальной системе напряжений ПО—220—
500 или 150—330—750 кВ, принятой в объ-
единенной энергосистеме (или данном тер-
риториальном районе). Выбор оптимальной
системы напряжений требует проведения
технико-экономических сопоставлений на
перспективу 15—20 лет при учете вариаций
в исходных данных и межсистемных связей
| 32-1, 32-4].
Зависимости на рис. 32-1 иллюстриру-
ют возможности ЛЭП различных номиналь-
ных напряжений. При известной расчетной
Рис. 32-1. Границы равной экономичности обла-
стей номинальных напряжений.
1 — 1150 н 500 кВ; 2 — 500 и 220 кВ; .1 — 220—
ПО кВ; 4 — 750 и 330 кВ; 5 — 330 и 150 кВ.
пропускной способности и длине линии с
помощью рис. 32-1 можно на первом этапе
сделать упрощенную оценку номинального
напряжения линии.
Число цепей обычно стремятся иметь
возможно меньшим (обеспечивается эконо-
мия капиталовложений, металла и других
материалов, сокращается полоса отчужде-
ния). Сооружение одноцепных ЛЭП допу-
стимо, если передаваемая по ним мощность
не превышает 15—20% мощности системы.
При определении оптимального числа
цепей учитывают то обстоятельство, что
увеличение их резко повышает капитальные
затраты на линии; при этом затраты на
подстанции меняются мало, снижаются рас-
ходы на средства по увеличению пропуск-
ной способности, одновременно увеличива-
ются затраты на установку реакторов и на
ячейки линейных выключателей. Для од-
ной и той же передаваемой по линии мощ-
ности увеличение числа цепей ухудшает
технико-экономические характеристики
электропередачи из-за увеличения потерь
активной мощности от емкостных зарядных
токов линии и коронирования проводов. Ес-
ли число цепей в связи с теми или иными
требованиями оказывается равным трем и
более, то целесообразно рассмотреть вари-
анты выполнения ЛЭП на более высокое
номинальное напряжение.
Выбор суммарного сечения проводни-
ков в фазе ЛЭП [32-1, 32-4, 32-6, 32-7]
с номинальным напряжением до 500 кВ
включительно производится по нормирован-
ной экономической плотности тока /эк
(см. § 31-5). Расчетное суммарное сечение
F = a,
200
Электропередачи переменного и постоянного тока
[Разд. 32
где at — коэффициент, учитывающий по-
степенный рост нагрузки линии. В практи-
ческих расчетах принимают а,=0,89 для
линий 330 кВ и аг=0,85 для линий 500 кВ;
/5 — расчетный ток линий (по условиям
нормальной работы) на пятом году ее экс-
плуатации.
Расчетное сечение проводников
F' = F/m,
где m — число проводов в фазе (пг—14-2
для линий 330 кВ и щ=2-т-3 для 500 кВ).
Сечение проводов F', полученное из
расчетов, округляется до ближайшего стан-
дартного сечения.
Выбранное стандартное сечение прове-
ряется по условиям отсутствия обшей коро-
ны в хорошую погоду и уровню радиопомех
в соответствии с неравенствами
Есртет/Ео^О,9; Еср max £рп,доп>
где Eq — начальная напряженность, соот-
ветствующая возникновению общей коро-
ны; Еср max — максимальная напряжен-
ность поля на средней фазе; Ерп, доп — до-
пустимая напряженность поля по условиям
радиопомех.
Проверка выбранного сечения прово-
дов по допустимой токовой нагрузке по на-
греву делается обычным путем (как и для
линий с умеренными номинальными напря-
жениями).
Все необходимые нормативные величи-
ны, стандартные сечения проводов, таблиц
цы минимальных сечений и диаметров про-
водов и т. п. приведены в [32-4] (см. так-
же разд. 14 настоящего справочника).
Суммарное сечение проводов фазы
ЛЭП напряжением выше 500'кВ выбирают
на основании сопоставления приведенных
затрат рассматриваемых вариантов
(см. § 28-2), используя выражение
3 = (Еи + ра) К+ ...(РИ)2Г .2-10~3Зу,э +
(<7номсозф)?
“Ь 3у,э»,
где К, ра — стоимость и амортизационные
отчисления от стоимости 1 км линии соот-
ветственно; Р — расчетная пропускная спо-
собность, кВт; С/цом — номинальное напря-
жение ЛЭП, кВ; г — активное сопротивле-
ние 1 км линии, Ом; ДРИ — средние годо-
вые потери мощности на корону для
проводов данного сечения, кВт; Зуэ, Зу э—
удельные расчетные затраты на производ-
ство энергии, покрывающей потери соответ-
ственно на нагрев и корону, коп/(кВт-год);
а — коэффициент, учитывающий постепен-
ный рост нагрузки до расчетной за и лет,
определяемый как.х
здесь £н — нормативный коэффициент эф-
фективности; п — первый год эксплуатации
линии ,с расчетной нагрузкой; /, й — год
эксплуатации и соответственно ток (в до-
лях от расчетного) линии в период роста
нагрузки.
При одинаковом числе проводов в фазе
с ростом их сечения первое слагаемое в
формуле для приведенных затрат растет,
тогда как второе и третье уменьшаются.
В этих условиях для двух соседних марок
проводов Ft и E,+5(Fi+i>Ei) можно найти
мощность Pt.i+t, определяющую верхний
экономический предел загрузки провода се-
чением Ft.
При условии 3t=3t+i
В _ ^НОМ CoS ф
X
(£Н + Ра)(^+1-^) +
+ (ДЕк(Ж)-АРк(О)8760С;,э
(Г*~Г‘+1)^Су.э
где т — время наибольших потерь для го-
да; ам — коэффициент попадания макси-
мальных потерь ЛЭП в максимум нагруз-
ки; cos <р=0,95=1 для линий 750 кВ и вы-
ше; Су>э, Су s— стоимости потерь энергии
соответственно на нагрев и от коронирова-
ния проводов (принимаются в зависимости
от района сооружения ЛЭП по рис. 32-2).
Рис. 32-2. Удельная стоимость потерь энергии в
электропередаче.
1 — единая европейская энергосистема СССР;
2 — ОЭС восточных районов; 3 — ОЭС Сибири.
Коэффициент попадания максимальных по-
терь на корону в максимум нагрузки элек-
тропередачи оценивается как 0,2, поэтому
при определении Су э принимают т/ам =
=8760 ч.
Для сечения проводов Ft можно найти
и нижний предел экономической мощности.
§ 32-1]
Основные параметры ЛЭП СВН и их обоснование
201
При этм используют замену индексов i+1
на i, a i на i—1, т. е. рассматриваются
смежные сечения проводов Fi и Fj_I(F1>
Такой подход позволяет найти ин-
тервалы мощностей для каждого из воз-
можных сечений проводов фазы. Подобные
зависимости имеют вид, аналогичный при-
веденным на рис. 32-3, где на осн абсцисс
Рнс. 32-3. Эконо-
мические интерва-
лы линии Б00 кВ.
------—европей-
ская часть СССР;
------— районы
Сибири.
отложено время использования наибольшей
нагрузки линии.
При решении практических задач, свя-
занных с выбором проводов, сечение Ft
примерно оценивают по расчетной пропуск-
ной способности и экономической плотно-
сти тока при учете условий, определяющих
допустимые потери на корону и уровень
радиопомех. После этого, рассматривая это
сечение совместно со (смежным, подтверж-
дают попадание расчетной пропускной спо-
собности в экономический интервал мощно-
сти для сечения Ft или одного из смежных
с ним сечений.
Современные мощные ЛЭП СВН име-
ют большие токовые нагрузки. При этом
сечения проводов лежат в пределах 500—
2500 мм2 и более. По конструктивным со-
ображениям и условиям монтажа примене-
ние одиночных проводов сечением более
500—700 мм2 затруднительно. Кроме того,
внешний диаметр проводов должен обеспе-
чивать снижение потерь на корону, уровень
радиопомех. В силу этих причин и для сни-
жения индуктивного сопротивления в на-
шей стране и за рубежом линии СВН
(330 кВ и выше) сооружаются с расщеп-
ленными проводами. В фазе имеется два —
четыре и более параллельных проводов,
расстояние между которыми фиксируется
линейной натяжной н поддерживающей ар-
матурой, а также дистанционными распор-
ками в пролетах. В общем случае выбор
суммарного сечения проводов должен осу-
ществляться одновременно с определением
числа проводов в фазе и расстояний между
ними при расположении проводов по вер-
шинам правильного многоугольника.
Растепление проводов увеличивает их
эквивалентный радиус, который в основном
определяется не сечением одиночного про-
вода, а расстоянием между проводами в
фазе. При этом емкостная проводимость
линии, которая остается однородной, уве-
личивается, а индуктивное сопротивление
уменьшается. В табл. 32-1 показано изме-
нение основных характеристик линии
(удельные реактивные сопротивление и про-
водимость, волновое сопротивление Zc, на-
туральная мощность Рс при б/ВОм=500 кВ),
связанное с эффектом расщепления прово-
дов при одном и том же суммарном сечении
[32-8].
Таблица 32-1
Величина Число проводов в фазе
I 2 5
%0, Ом/км Ьд, 10— , См/км Zc, Ом Р МВт 0,408 2,79 391 649 0,33 3,38 312 803 0f301 3,70 285 880 0,279 3,98 2S5 944 0,262 4,21 250 1000
Из данных табл. 32-1 следует, что
наиболее эффективно изменяет параметры
ЛЭП растепление на 2—3 провода. Влия-
ние перехода от трех проводов в фазе к че-
тырем менее заметно.
Изменение основных электрических ха-
рактеристик линии в зависимости от рас-
стояния между проводами в фазе показано
на рис. 32-4. Пропускная способность ЛЭП
растет с увеличением числа проводов в фа-
зе и расстояния между ними. Тем не менее
расстояние между проводами в фазе нель-
зя брать большим из-за существенного уве-
личения потерь мощности на корону и удо-
рожания конструктивной части линии. Как
в нашей стране, так и за рубежом расстоя-
ние между цронодами в фазе принимается
в пределах 40—60 см. Число проводов в
фазе для линий напряжением 500—750 кВ
принимается три — пять.
При выборе числа и сечения проводов
в фазе путем сопоставления приведенных
затрат возможных вариантов (z) необходим
Рис. 32-4. Зависимости основных характеристик
ЛЭП 500 кВ в функции расстояния между прово-
дами фазы. ^тах — максимальная напряжен-
ность поля на поверхности проводов.
202
Электропередачи переменного и постоянного тока
[Разд. 32
учет затрат . на установку реакторов Qp,
средства повышения пропускной способно-
сти (условно рассматривается установка
продольной емкостной компенсации, мощ-
ность конденсаторов Qy.n) и источников
реактивной мощности на подстанциях
(синхронные компенсаторы Qc,K) из-за из-
менения индуктивного сопротивления и ем-
костной проводимости линии в рассматри-
ваемых схемах.
В этих условиях приведенные затраты,
отнесенные к 1 км линии, могут быть запи-
саны в виде
3t
(Ен + ра)К,+
Ра
Ином COS Ф,
х ~10-3 Су,э+кры *7бо с;,э+
Т Qoi (Ен “1" Ра,р} Ар “Ь Qy.nj (Ац4"Ра,у,п)
Ку,н Qc,k (Ен Ч- Ра,с,к) К<.,„,
где АР, Ку,а, Ке.к — стоимость установлен-
ного 1 квар реакторов, 1 квар установки
продольной компенсации, 1 кВ-А синхрон-
ных компенсаторов; ра,р, Ра,с,к, Ра,у,п — от-
числения на амортизацию соответственно
от стоимости реакторов, синхронных ком-
пенсаторов и установок продольной компен-
сации.
Смысл остальных обозначений был рас-
крыт выше.
32-2. ПОПЕРЕЧНАЯ
И ПРОДОЛЬНАЯ КОМПЕНСАЦИЯ
ПАРАМЕТРОВ ЛЭП.
КОМПЕНСИРУЮЩИЕ
И РЕГУЛИРУЮЩИЕ УСТРОЙСТВА
Технические трудности, связанные с пе-
редачей электроэнергии на расстояние, воз-
растают по мере увеличения длины и номи-
нального напряжения линии. Эти трудности
в основном связаны с ростом перенапряже-
ний в режимах малых нагрузок, снижени-
ем КПД ЛЭП вследствие увеличения по-
терь мощности и энергии от зарядных то-
ков линии и на корону, снижением естест-
венной пропускной способности линии, огра-
ничиваемой пределом мощности. Экономи-
ческая целесообразность передачи энергии
по длинным линиям, наоборот, может быть
обоснована лишь в случае повышения пере-
даваемой по ним мощности, с тем чтобы
увеличение затрат на сооружение ЛЭП
могло окупиться снижением удельной стои-
мости передачи энергии. Обеспечить прием-
лемые технические и экономические харак-
теристики ЛЭП можно, предусмотрев ком-
пенсацию параметров линии. Для компен-
сации параметров (индуктивного сопротив-
ления и емкостной проводимости) линии на
ней размещают дополнительные устройства,
придающие ЛЭП необходимые свойства.
Эти устройства называют компенсирующи-
ми (КУ), а ЛЭП — компенсированной. Ком-
пенсация параметров может быть полная
(компенсация или настройка на нулевую
длину), частичная и с целью настройки
ЛЭП на полуволновую длину (см. также
§ 32-7).
Компенсирующие устройства могут
включаться последовательно и параллельно
на передающей, приемной, промежуточной
подстанциях, переключательных пунктах и
непосредственно на линии.
Компенсация параметров ЛЭП может
осуществляться статическими неуправляе-
мыми и'управляемыми устройствами, а так-
же вращающимися машинами. В качестве
КУ используют шунтирующие реакторы,
батареи конденсаторов, синхронные компен-
саторы, статические компенсаторы и бы-
стродействующие источники реактивной
мощности. Все средства компенсации име-
ют свои характеристики, особенности и об-
ласти использования, поэтому обоснование
способов компенсации параметров ЛЭП ве-
дется на основе сравнения приведенных за-
трат различных вариантов и выявления
среди них наиболее экономичных.
Выполняя подобного рода расчеты, не-
обходимо иметь в виду, что целью компен-
сации является не само по себе изменение
волновых свойств линии, а улучшение и ре-
гулирование основных показателей режи-
мов. В этом смысле все КУ являются и ре-
гулирующими устройствами. Так, компенса-
ция емкостной проводимости линии шунти-
рующими реакторами снижает зарядную
мощность линии, что ведет к изменению
напряжений в узлах ЛЭП, потерь мощно-
сти и других параметров режима. Эффект
компенсации параметров линии зависит от
режима передачи активной мощности.
Шунтирующие реакторы. Мощность
места и схемы включения. ЛЭП 330 кВ и
выше имеют большую зарядную мощность
Qc (табл. 32-2), поэтому на линиях такого
класса необходимо применение шунтирую-
щих реакторов.
Таблица 32-2
Номинальное на- пряжение, кВ Зарядный ток, А/ км Зарядная мощ- ность, Мвар/км
400 0,72 0.5
500 1,13 0,98
750 1.77 2,3
Реакторы, являющиеся средством по-
перечной компенсации, улучшают распреде-
ление напряжения вдоль линии, снижают
внутренние перенапряжения, уменьшают
перетоки реактивной мощности и, следова-
тельно, потери энергии в линии; способст-
вуют обеспечению особых режимов линии,
таких, как синхронизация, самовозбужде-
ние генераторов, холостой ход, включение
ЛЭП, и др.
Мощность реакторов на линии (или се
участке) можно грубо оценить, исходя из
небаланса реактивной мощности Qc по фор-
муле
§ 32-2]
Поперечная и продольная компенсация параметров ЛЭП
203
[/ хат
\ *с / J
где Р» — передаваемая активная мощность,
отнесенная к натуральной; при cos <р=
=0,95-^1, что характерно для ЛЭП СВН;
Pc==t/^0M/Zc — натуральная мощность;
Z — длина линии.
Общая удельная мощность шунтирую-
щих реакторов [32-1] на линиях 750 кВ
длиною до 1000 км составляет 1 —
1,25 Мвар/МВт, а для ЛЭП 500 и 400 кВ
соответственно 0,7—0,9 и 0,6 Мвар/МВт.
Наличие на ЛЭП 750 кВ установок про-
дольной емкостной компенсации увеличива-
ет мощность реакторов по условиям нор-
мальных режимов до 2 Мвар/МВт.
Часть реакторов устанавливается непо-
средственно на линии, остальные на вторич-
ном напряжении промежуточных подстан-
ций. Эти соотношения зависят от принято-
го расчетного уровня внутренних перена-
пряжений. Для ЛЭП нашей страны с низ-
ким уровнем перенапряжений доля реакто-
ров на линии достигает 70%, из которых
30% присоединяется наглухо на передаю-
щем конце линии, а остальные (отключае-
мые) размещаются на промежуточных под-
станциях.
На линиях СВН Швеции реакторы на
высшем и вторичном напряжении проме-
жуточных подстанций распределяются при-
мерно поровну.
Если Р* — активная мощность, соответ-
ствующая режиму максимальных нагрузок,
то последнее выражение дает мощность ре-
акторов, которые могут наглухо присоеди-
няться к линии. Суммарная мощность реак-
торов выбирается по режиму холостого хо-
да ЛЭП из условия поддержания напряже-
ния на открытом конце линии в допустимых
пределах.
Из зависимостей рис. 32-5 нетрудно
установить, что на линиях (или участках)
Рис. 32-5. Распределение напряжения (U —
=UX/U^ вдоль естественной линии, включенной
с одного конца. Без учета потерь на корону.
/, 2, 3 — линии 500, 750, 1000 км соответственно;
4 — напряжение на открытом конце линии (б/*2==
— t/s/f/i) в функции длины.
длиною около 500 км необходима установ-
ка реакторов на открытом конце линки
Рисунок 32-6 дает возможность определить
мощность реакторов в зависимости от дли-
ны линии для поддержания равенства на-
пряжения по концам линии. На линиях
Рис. 32-6. Мощность реакторов открытого конца
линии, обеспечивающая равенство напряжений по
ее концам в зависимости от длины (/), и распре-
деление напряжения вдоль линии длиною 1000 км
в этих условиях (2).
750 кВ реакторы устанавливают по обоим
концам участков линии, длина которых из-
за возможных перенапряжений не должна
превышать 500—550 км [32-8]. Характер-
ной особенностью реакторов таких ЛЭП
является включение их с помощью специ-
альных аппаратов — включателей, обеспе-
чивающих искровое присоединение или
предварительное включение. Нижний пре-
дел пробивного напряжения искрового про-
межутка 3 (рис. 32-7) принимается равным
1,2 1/ф.
Рис. 32-7. Схема включении реактора через искро-
вой промежуток.
1 — рабочие контакты ВВ-500; 2 — отъединитель
ВВ-500; 3 — искровой промежуток; 4 — комбиниро-
ванный разрядник.
Числовые примеры, связанные с выбо-
ром реакторов, приведены в [32-9].
Установки продольной емкостной ком-
пенсации (УПК) являются одним из целе-
сообразных средств повышения пропускной
способности н устойчивости ЛЭП СВН. Ем-
костное сопротивление конденсаторов УПК,
включенных последовательно в линию,
204
Электропередачи переменного и постоянного тока
[Разд. 32
Рис. 32-8. Схемы включения УПК.
а — на двухцепных линиях; б — на электропередаче Братск—Иркутск (ПП— переключательный
пункт, ШВ — шунтирующий выключатель; ШР — шунтирующий разрядник, УУ — успокаивающее
устройство).
уменьшает суммарное индуктивное сопро-
тивление линии. УПК с некоторой услов-
ностью эквивалентна уменьшению волновой
длины линии. Эффективность компенсации
параметров длинной линии с помощью УПК
зависит от ее мощности и места включения
(начало, середина, конец линии).
Число и мощность УПК выбираются на
основе технико-экономического сопоставле-
ния возможных вариантов. При высокой
степени компенсации сопротивления линии
(более 50%) УПК размещают в двух и бо-
лее местах. Сосредоточение в одном месте
слишком большой мощности батарей УПК
приводит к увеличению кратности внутрен-
них перенапряжений, создает трудности в
обеспечении правильного действия релейных
защит. Наличие УПК на линии создает до-
полнительные избытки реактивной мощно-
сти, что приводит к повышению напряже-
ния в местах включения конденсаторов.
С целью ограничения перенапряжений в
установившихся нормальных режимах на
выводах УПК включают реакторы. УПК
должна быть изолирована относительно
земли на фазное напряжение ЛЭП, что для
отечественных линий обеспечивается под-
весным вариантом конструктивного ее ис-
полнения. Схемы включения УПК на двух-
цепных ЛЭП приведены на рис. 32-8. Каж-
дая из этих схем имеет свою специфику и
особенности [32-1, 32-6, 32-8]. Размещение
конденсаторов иа линии имеет недостаток,
заключающийся в том, что мощность бата-
рей конденсаторов в этих схемах должна
выбираться по послеаварийному режиму
(отключение участка), когда ток участка,
оставшегося в работе, увеличивается при-
мерно вдвое. Подобного положения нет при
размещении УПК на переключательном
пункте илн промежуточной подстанции, так
как независимо от числа включенных це-
пей на участках ток УПК остается неизмен-
ным. Однако при отключении какого-либо
участка степень емкостной компенсации в
такой схеме уменьшается. Этот недостаток
можно устранить, разделяя всю установку
на несколько параллельных мостов (рис.
32-8,6). УПК на ЛЭП Братск — Иркутск
располагается на переключательном пункте,
мощность батарей конденсаторов 260 Мвар
при компенсации 30% реактивного сопро-
тивления.
Передаваемая мощность увеличена на
38% и достигает 1600 МВт на цепь. Опыт
эксплуатации УПК в нашей стране под-
твердил их высокую надежность. Нормаль-
ная работа конденсаторов и установки в
целом обеспечивается различными видами
защитных устройств [32-1, 32-6, 32-8].
32-3. СХЕМЫ
ЗАМЕЩЕНИЯ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ
ПЕРЕМЕННОГО ТОКА
Протяженная естественная ЛЭП в рас-
четной схеме электроэнергетической систе-
мы может быть представлена (рис. 32-9)
П-образной схемой замещения, четырехпо-
люсником с пассивными параметрами и схе-
мой с обобщенными параметрами в форме
собственных и взаимных проводимостей.
Параметры схемы вычисляются по со-
противлениям и проводимостям.
Сопротивление, Ом/км,
= го 1хо >
где г0 — активное сопротивление, принима-
ется в соответствии с данными [32-4];
хе — реактивное удельное сопротивление,
вычисляется по формулам, приведённым в
§ 31-2, или принимается по табличным дан-
ным [32-4].
Удельная проводимость линии, См/км,
*о = £о —/V
Активная проводимость линии go опре-
деляется в основном потерями на корону,
которые являются нелинейной функцией на-
пряжения на линии в рабочих режимах. Ес-
ли известны удельные (средние) потери
мощности на корону АРко (сМ. разд.-37); то
приближенно
g0 = APKi 7^ном.
Отметим, что даже при очень больших
потерях на корону из-за плохой погоды
вдоль трассы линии их влияние на пара-
§ 32-3]
Схемы замещения электропередач переменного тока
205
P1+J&1
щ йг
1 ro;^ojffo;pg
Рг+тО-г,,
°)
Рис. 32-9. Линия с распределенными параметрами (а) и ее схемы замещения: П-образная (б), че-
тырехполюсник (б), с помощью собственных и взаимных проводимостей (г).
метры режимов сравнительно мало, поэтому
нередко полную удельную проводимость
учитывают лишь ее емкостной составляю-
щей
Ьо = 7,58-10—61g —- .
гэ
Для уточнения параметров ЛЭП вслед-
ствие необходимости учета влияния тросов
или параллельных цепей могут быть исполь-
зованы соотношения, приведенные в [32-1].
Для длинной линии характерными па-
раметрами являются: •
Волновые сопротивления, Ом,
коэффициент распространения волны,
км-1,
То = 20У0 = а0 4- jp0,
для линии длиною I
У — Уо1 = ао 14- /₽о I == «о /+ /А,
где А=2л//Л — волновая длина линии;
Л — длина волны, км;
натуральная мощность
^ = 62HOM/Ze.
При представлении протяженной линии
четырехполюсником; его пассивные парамет-
ры определяют по формулам
А -= ch у0 /; В = Zc sh у>0 Z;
С = ~ sh yn 1; D = ch у01.
Приведем формулы, устанавливающие
связь между параметрами различных схем
длинной липни (рис. 32-9) — как естествен-
ной, так и компенсированной:
Д=1-|-/Г; B = Z; С=(£Г4-Г2);
О=1+£У; Л1 = б/Я; У21=У12=1/Я;
У22 = л/в.
Другие соотношения, связывающие па-
раметры схем, приведены в [32-8].
В этих выражениях
Z=Z0/Kz; У=У0/К9/2,
где
I/ к sh уо 1 sh IZY0
JjZ — — (JL, , Уо/
thTo//2 thzKZoro/2
Ку = Ky^Py= =-------... " „Т-
~ “ М2 ZVX3/2
— коэффициенты (комплексные величины),
учитывающие распределенность параметров
ЛЭП, которые при условии [Zo^o/2! =С0,36
могут быть найдены по соответствующим
номограммам, а в общем случае должны
быть рассчитаны.
Изменение параметров эквивалентной
П-образной схемы линии длиною до 3000 км
показано на рис. 32-10, из которого следует,
Рее. 32-10. Изме-
нение параметров
П-образной схемы
замещения линии
в функции длины
при go-о.
что учет распределенности параметров ли-
нии (выше 1500—1700 км) существенно
трансформирует представления о парамет-
рах схемы и. соотношениях между ними, ха-
рактерные для линии умеренной длины. От-
меченная особенность является следствием
того, что параметры схемы замещения свя-
зывают между собой параметры режимов
начала и конца линии.
Выражения длЯ-Z и У можно упростить,
если длина линии не более 500—600 км.
Тогда для схемы рис. 32-9, а
r^rolkr-, x = xolkx- g = 0, b = btjlkbl’l.
Поправочные коэффициенты (действи-
тельные числа) параметров г, х, b соответ-
ственно равны:
kr== 1— х0Ь0/ЧЗ;
6Ж = 1—х0М2/б|1 —(-Г-
L \Ьй,
206
Электропередачи переменного и постоянного тока
[Разд. 32
Упрощенная математическая модель
ЛЭП СВН. В соответствии с [32-10] разло-
жим Кг и Ку в ряд и, пренебрегая членами
второго порядка малости, найдем, следуя
[32-11]:
А == D » cos X + jai К sin Z.;
В = Zc (а। X cos х 4- а2 sin X) + jZc S1*n К
I 1
С — — (at X cos X — а2 sin X) +/ — sin X,
с
где принято
„ ''о , go
О, --------Г Z-- » — ----- -----’ *,
2л'о 2Z?0 2х0 2Ь0
Ъ ~ Ьр’, 2^= J^Xo/by
Параметры других схем (см. рис 32-9)
замещения находятся в соответствии с при-
веденными ранее формулами. Упрощенная
математическая модель исключительно про-
ста и удобна. Использование ее по сравне-
нию с полными уравнениями дает погреш-
ность менее 0,5% в абсолютном большинст-
ве практически возможных случаев.
При учете в модели активной проводи-
мости необходим расчет потерь иа корону,
который делается в соответствии с [32-12]
(см. также разд. 37). Эти данные могут
быть приняты и своими средними значения-
ми [32-4].
При условии go=O получаем щ=П2=
—а—Го/2хо, поэтому соответственно стано-
вятся проще и уравнения модели.
При составлении схемы замещения ком-
пенсированной линии каждый ее элемент
или участок удобно представить той или
иной схемой (см. рнс. 32 9). Это дает воз-
можность определить напряжения во всех
узловых точках и токи (мощности) в вет-
вях. Однако иногда приходится составлять
эквивалентную схему замещения компенси-
рованной линии. В этих случаях отдельные
элементы ЛЭП объединяют. Проиллюстри-
руем это объединение примерами, когда ис-
пользуются параметры пассивных четырех-
полюсников. Параметры эквивалентного че-
тырехполюсника (Д, В, С, D), представляю-
щего линию с УПК (рис. 32-11), найдем,
учитывая каскадное соединение трех четы-
рехполюсников
ДВ
ср
вг
Cj Dj
I] ’ — М Р—2
1'0 I (|’||с2р2
где Ar, Bi, С,, Di — параметры некомпенси-
рованной липни длиною l = lt + K.
При наличии иа линии длиною I шунти-
рующего реактора с проводимостью Ур пас-
и Г -;t -----------
--------II—------? о— А,В,С,В
^-->1 1г >1»; ~
Рис. 32-11. «Линия с УПК (а) и ее эквивалентная
схема (б).
сивные параметры эквивалентного четырех-
полюсника
|1ДВ
|| СП
||А- + А^Гр
1!& + Д£гГР
£г£г
II 1 °1|
И ’I £а£2
«i + МУрП
Р1+^£1Гр|
Для линии с УПК и реакторами на ее
выводах будем иметь:
др
с р
лгвл 1 °|| Р -м
адГ ГррГЬ 1 II
1
—Р2
II-2 -2
о
1
X
В общем случае для матрицы эквива-
лентных параметров линии, содержащей k
элементов, представленных четырехполюсни-
ками, соединенными каскадно, справедливо
правило
k
i=i
где Fj — соответственно матрицы объединя-
емых четырехполюсников.
Отметим, что в сложных электрических
системах ЛЭП СВН является одним из эле-
ментов всей схемы, поэтому, вычислив с не-
обходимой точностью его параметры, даль-
нейшие преобразования схемы делают, со-
образуясь с целями, для которых она тре-
буется.
32-4. РАСЧЕТЫ
УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМОВ
Установившиеся режимы линии элек-
тропередачи характеризуются параметрами,
соотношения между которыми существенно
зависят от длины, номинального напряже-
ния линии передачи, передаваемой активной
мощности, нагрузок промежуточных под-
станций и др.
При выполнении расчетов установив-
шихся режимов ЛЭП СВН приходится учи-
тывать, что с ростом длины линии и ее но-
минального напряжения все больше прояв-
ляются емкостная проводимость и зарядная
мощность линии. Это усложняет обеспече-
ние условий баланса реактивной мощности.
Так, при передаче активной мощности, рав-
ной половине натуральной, избыток реак-
§ 32-4]
Расчеты установившихся режимов
207
тивной мощности в линии составляет при-
мерно 3/4 зарядной мощности (см. табл.
32-2). Передавать такую значительную ре-
активную мощность в конец липин недопу-
стимо из-за больших потерь напряжения,
мощности и энергии, поэтому на линии
устанавливают шунтирующие реакторы,
компенсирующие ее избыточную реактивную
мощность. И, наоборот, в случае передачи
мощности больше натуральной на линии не-
обходимы источники реактивной мощности,
так как зарядной мощности линии не хва-
тает на покрытие потерь, а передавать реак-
тивную мощность от источника питания не-
возможно по тем же соображениям.
Необходимо учитывать, что длительно
допустимое напряжение ЛЭП по условиям
нормальной работы изоляции относительно
небольшое: в сетях 330 кВ а сетях
500 кВ и выше 1,05ПНом. Это ограничивает
пределы допустимых перепадов напряжения
на линии, а следовательно, и перетоки ре-
активной мощности.
Потери от короны, существенно зави-
сящие от погодных условий Вдоль трассы,
могут быть значительными. Так, для ЛЭП
750 кВ длиною 400 км средние потери на
корону составляют 4 МВт, а при плохой по-
годе они возрастают до 25 МВт. Потери иа
нагрев проводов этой же линии равны 11 и
44 МВт, соответственно при нагрузках 1000
и 2000 МВт и номинальном напряжении.
Учет потерь на корону нелинейными ха-
рактеристиками, зависящими от напряже-
ния, приводит к необходимости использова-
ния итеративных методов расчета режимных
параметров.
Определенные трудности возникают при
работе ЛЭП СВН параллельно с сетями
220 кВ и ниже. Неоднородность приводит к
недоиспользованию ЛЭП СВН и снижению
техиико-экоиомических показателей сети в
целом. Устранение этих неблагоприятных
явлений требует разработки соответствую-
щих мероприятий, нуждающихся в свою
очередь в технико-экономическом обосно-
вании.
Анализ режимов ЛЭП сводится к тех-
нико-экономическому обоснованию наиболее
целесообразных соотношений между пара-
метрами режимов и выявлению их опти-
мальных значений при учете требований и
возможных ограничений технического ха-
рактера. Расчеты режимов на стадии проек-
тирования позволяют найти и обосновать
экономически рациональные решения, с точ-
ки зрения необходимого оборудования.
При выборе расчетных режимов исходят
из необходимости выявления наибольших
ограничений по тем. или иным параметрам и
наиболее высоких требований к оборудова-
нию электропередачи. В связи с этим рас-
сматриваются основные нормальные режи-
мы, а также наиболее тяжелые послеава-
рийные.
По режиму наибольших нагрузок выби-
раются основные параметры ЛЭП СВН и
определяется необходимая пропускная спо-
собность. При этом решаются вопросы уста-
новки дополнительных источников реактив-
ной мощности и средств повышения устой-
чивости. В целом задачи расчета режимов
максимальных нагрузок, когда известна пе-
редаваемая активная мощность, сводятся к
выбору средств повышения пропускной спо-
собности (в случае необходимости), уровню
напряжения в начале линии, обоснованию
экономического перепада по ее концам
(участкам), определению мощности источ-
ников реактивной мощности (или реакто-
ров) на промежуточных подстанциях и в на-
чале линии. Проверяетси напряжение на вы-
водах УПК и в промежуточной точке наи-
более длинного участка линии. При этом
следует иметь в виду, что повышение напря-
жения по концам линии способствует повы-
шению пропускной способности ЛЭП и ус-
тойчивости, а увеличение перепада напря-
жений по концам линии (участка) ведет к
росту потока реактивной мощности.
Все реакторы, выбранные по этому ре-
жиму, могут не иметь выключателей (при-
соединяться наглухо). В целях повышения
экономичности ЛЭП СВН (включая 750 кВ)
на их приемном конце устанавливают син-
хронные компенсаторы, которые могут рабо-
тать в режимах выдачи (перевозбуждение)
и потребления (невозбуждеиие) реактивной
мощности.
Основной вопрос, который приходится
решать, рассматривая режим наименьших
нагрузок, это способы снижения избыточной
реактивной мощности линии и компенсации
ее. Активная мощность, выдаваемая в этом
режиме, определяется графиком нагрузки.
Из-за снижения активной мощности потери
реактивной мощности в линии уменьшают-
ся, а избыточная реактивная мощность ли-
нии близка к полной зарядной мощности
линии. С целью ее компенсации рационально
уменьшать напряжение на линии по сравне-
нию с режимами максимальных нагрузок,
отключать УПК, являющиеся источниками
реактивной мощности.
Расчеты режима минимальных нагрузок
связаны с определением целесообразного
уровня напряжений по концам линии, выяв-
лением возможностей потребления избыточ-
ной реактивной мощности линии генерато-
рами передающей станции и синхронными
компенсаторами приемного конца ЛЭП,
расстановкой на линии дополнительных ре-
акторов и проверкой напряжения в проме-
жуточных точках линии.
Реакторы, которые используются в ре-
жиме минимальных нагрузок, целесообразно
устанавливать через выключатели, с тем
чтобы в соответствии с требованиями режи-
ма наибольших нагрузок их отключать.
Обоснование оптимальных режимных
параметров ЛЭП — задача трудоемкая, тре-
бующая использования ЭВМ из-за необхо-
димости выполнения серии расчетов режима
при вариации одного или нескольких его
параметров.
В связи с этим метод расчета режимов
должен обеспечивать при прочих равных
условиях получение результатов с мини-
208
Электропередачи переменного и постоянного тока
[Разд. 32
мальными затратами машинного времени.
Способы задания исходных данных. Ре-
жим можно рассчитать, если задана актив-
ная мощность иа передающем (Pi) или при-
емном (Рг) концах ЛЭП и напряжения по
концам (Ut, Uz) линии (участка).
При этом' реактивная мощность (см.
рис. 32-9, б)
*4
где Р^ = Pj/S6; S6 = — = -
z V г* 4- Xi
— базовая мощность; Utllh — перепад
напряжений по концам линии или участка;
г, х — активное н реактивное сопротивле-
ния в схеме замещения ЛЭП.
Если расчет ведется по мощности Р2, то
а базовая мощность
Более подробные рекомендации по рас-
чету режимов имеются в [32-8, 32-6]. При-
меры расчета режимов и выбора оборудова-
ния на ЛЭП даны в [32-9].
Расчеты режимов преследуют цель не
только определения основных параметров,
но и выявления возможностей улучшения
экономических показателей ЛЭП. Повыше-
ние экономичности рабочих режимов протя-
женных ЛЭП СВН является частью комп-
лексной задачи оптимизации режимов ЭЭС,
пока еще в общем плане не решенной. При
рассмотрении ограниченных критериев оп-
тимизации режимов ЛЭП нх нередко сводят
к выявлению условий минимума потерь ак-
тивной мощности, которые в абсолютных
единицах оказываются достаточно боль-
шими.
Применительно к магистральным лини-
ям при учете потерь на корону постоянной
активной проводимостью подобная задача
решается в линейной интерпретации на ос-
новании рассмотренной выше упрошенной
модели ЛЭП СВН.
Передать в приемную систему активную
мощность P^z—Pz/Pc с минимальными по-
терями можно, если: *
в середине лиини включить реакторы
мощностью
_ 2а2(1 — у —cosl) _ Qp .
*р аг X, + п2 sin Л Р2
в конце линии поддерживать напряже-
ние
После определения реактивной мощно-
сти в начале или конце линии расчет дру-
гих параметров режима ведется обычным
путем.
Последующая проверка условий балан-
са реактивной мощности иа шинах высшего
напряжения передающего и приемного кон-
цов линии, а также промежуточных подстан-
ций позволяет решить вопрос о необходимо-
сти установки в этих узловых точках ком-
пенсирующих устройств.
Другой подход к расчету режимов пред-
полагает задание активной и реактивной
мощностей, а также напряжения в начале
(конце) линии. По этим данным последова-
тельно проводится расчет режима по участ-
кам линии и контролируются напряжения
всех подстанций, включая и приемную. Вы-
ход напряжения на одной из них за допусти-
мые пределы х указывает на необходимость
изменения потока реактивной мощно-
сти на участке, что осуществляется размеще-
нием компенсирующих устройств на преды-
дущей по ходу расчета узловой точке ЛЭП.
При совпадении направления потоков актив-
ной н реактивной мощностей в начале ли-
нии (участка) напряжение в конце линии
(участка)
Uz Ч--(1—у) sin с- Р2 =
V L а!
При этом напряжение в начале линии
Ui, реактивная мощность в конце Qz и по-
тери мощности в линии
U-i^e U2 1 + kPr.tnin '>
Л а2 [1 — (1 — у) cos XI
Qz = —-------—=-----------1Р2 = KQ Р,-,
агУ N
ЬР* mtn = = 2fll (KV + OjN).
‘ 2
В этих выражениях
W = X2— — sinX
\«i
/ а2 \2
I—I (1—У — cos Л)2,
\ а1 /
у=ф/о2, причем ф— величина (в долях еди-
ницы), характеризующая потери активной
мощности в реакторах. Остальные обозна-
чения те же, что и ранее. .
Зависимость оптимальных параметров
ЛЭП в функции Рг приведены в [32-11].
Анализ уравнений, записанных выше,
показывает, что минимум потерь активной
§ 32-5]
ЛЭП СВН как элементы сложных систем
209
мощности в линии можно достигнуть, если
регулировать напряжение по концам в соот-
ветствии с нагрузкой Рг, погодными усло-
виями вдоль трассы и характеристиками
ЛЭП. Регулирование напряжения должно
вестись специальными устройствами (или
трансформаторами е широким диапазоном
изменения коэффициента трансформации
трансформаторов), повышающими напряже-
ние (выше t/ном) в режимах больших нагру-
зок и глубоко снижающими его при осуще-
ствлении режимов с малыми перетоками
мощности. Из-за ограниченности верхнего
уровня напряжения пределом 1,05 t/пом по-
добное регулирование практически осущест-
вимо лишь в случае необходимости сниже-
ния напряжения (режимы относительно ма-
лых нагрузок до 0,3 Рс). При этом попереч-
ная компенсация параметров реакторами
облегчает условия регулирования напряже-
ния в целях оптимизации режимов [32-8,
32-11].
При плохой погоде потери от короны
сильно растут, поэтому область режимов,
где целесообразно снижение напряжения на
линии, расширяется и может быть близка
к режимам передачи натуральной мощности.
Однако в этих условиях задача оптимиза-
ции режимных параметров должна рассмат-
риваться как нелинейная из-за учета зави-
симости g»=f(U), отражающей истинные
характеристики потерь на короиу. В такой
постановке задача аналитически не решает-
ся, поэтому оптимальные значения парамет-
ров определяют с помощью формул, приве-
денных выше, при описании применения ите-
ративных методов.
Вообще потери иа короиу и нагрузка ли-
нии Р имеют вероятностный характер, по-
этому решение задачи оптимизации пара-
метров режимов должно базироваться на
методах, учитывающих это обстоятельство.
В [32-13] показано, что учет вероятностно-
го характера потерь на корону сушествеино
снижает целесообразный диапазон регулиро-
вания напряжения, ограничивая его глав-
ным образом, пределами (+5ч—10%)1/ном.
Регулирование напряжения в соответ-
ствии с нагрузкой линии улучшает условия
баланса реактивной мощности ЛЭП, не-
сколько уменьшает установленную мощ-
ность реакторов, обеспечивая минимум по-
терь активной мощности.
Рассмотренный здесь подход к оптими-
зации параметров режима принципиально
соответствует сведению любого режима
ЛЭП к режиму натуральной мощности, по-
скольку изменение напряжения в зависимо-
сти от передаваемой мощности ведет к из-
менению как зарядной мощности линии и
потерь на нагрев, так и расчетной натураль-
ной мощности Pc=t/2/Zc.
Однако осуществление основных режи-
мов ЛЭП на уровне режимов натуральной,
мощности в условиях стохастических изме-
нений погоды на трассе линии и ее нагрузки
требует установки на ЛЭП как управляемых
средств поперечной компенсации, так и уст-
ройств, имеющих широкий диапазон регули-
14—792
рования напряжения. Подобная задача, во-
первых, требует разработки и практического
осуществления таких устройств, а во-вто-
рых, нуждается в каждом конкретном слу-
чае в технико-экономическом обосновании.
32-5. ЛЭП СВН
’как элементы сложных
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
К ЛЭП, работаюшим в составе слож- .
ных электроэнергетических систем, предъ-
являются требования, связанные как с пере-
дачей и распределением энергии, так и обес-
печением параллельной работы источников
питания, что обусловливает необходимость
передачи по ЛЭП соответствующих потоков
мощности.
Межснстемные ЛЭП кроме функций,
свойственных энергоснабжающим линиям,
должны способствовать повышению эконо-
мичности работы электроэнергетической си-
стемы за счет улучшения режимов электро-
станций; реализации эффектов совмещения
графиков нагрузок и резерва мощности в
системе; передаче энергии из районов с бо-
гатыми энергоресурсами в районы, где их не
хватает; эффективному использованию меж-
системиых электростанций и т. д. Для того
чтобы межсистемные ЛЭП могли выпол-
нять свои основные функции, необходимо
обосновать их пропускную способность (см.
§ 32-2). Однако при решении этих задач
возникают трудности в связи с тем, что та-
кие сети СВН выполняют не одну, а не-
сколько функций, среди которых четко вы-
явить главную практически невозможно, кро-
.ме того, сети могут иметь не одно, а
несколько номинальных напряжений, различ-
ные схемы электрических соединений и дру-
гие особенности. Так, первый участок h
ЛЭП СВН (рис. 32-12) является энерго-
снабжающим, ее второй участок /2 при вы-
полнении тех же функций должен удовлет-
ворять целям межсистемиой связи, т. е. быть
звеном формирования объединенной энерго-
системы. Этот участок ЛЭП работает па-
Рис. 32-12. Линия электропередачи, связывающая
удаленную электростанцию с объединенной энер-
госистемой.
210'
Электропередачи переменного и постоянного тока
[Разд. 32
раллельно с линиями сетей более низких на-
пряжений. Подход к оценке пропускной спо-
собности и стратегии развития в будущем
подобной ЛЭП должен учитывать отмечен-
ные особенности. Нередко эта сложная за-
дача решается итерациями поэтапно.
Вторая особенность сложнозамкнутых
сетей, содержащих линии сверхвысокого и
высокого напряжений, свизана с недостат-
ками, возникающими при осуществлении ре-
жимов неоднородных сетей и трудностями
их анализа.
Неоднородность — различие в отноше-
нии реактивного сопротивления к активному
в ветвях замкнутой сети. В данном случае
неоднородность может быть существенной
(ЛЭП ПО—220 кВ хД?=1ч-4, а в ЛЭП
500 кВ и выше это отношение достигает
14—19), что в условиях естественного рас-
пределения мощностей ведет к перегрузке
сетей более низкого напряжения и слабой
загрузке линий СВН. Предельная мощность,
которую можно передавать в такой сети,
ограничена условиями нагрева проводов бо-
лее низкого номинального напряжения. Про-
пускная способность ЛЭП СВН здесь (без
соответствующих дополнительных мероприя-
тий) не может быть реализована.
Неоднородность линий замкнутых кон-
туров ощутимо влияет на экономичность се-
ти из-за повышенных потерь активной мощ-
ности и энергии.
Неблагоприятные эффекты неоднород-
ности замкнутых сетей могут быть уменьше-
ны или полностью устранены мероприятия-
ми, рассмотренными далее.
Деление сети в одном из узлов сети низ-
шего номинального напряжения, ие требуя
значительных дополнительных вложений
средств, при правильном выборе узла деле-
ния сети (ближе к точке потокораздела),
устраняет неоднородность и снижает потерн
мощности, при наличии АВР ие приводит к
заметному ухудшению надежности работы,
снижает токи короткого замыкания в сети
низшего напряжения, создавая предпосыл-
ки облегчения работы выключателей. К не-
достаткам мероприятия относят: возможное
увеличение источников реактивной мощно-
сти из-за роста потерь реактивной мощно-
сти, зависимость узла деления от режима
сети, некоторое ухудшение режима напря-
жений. При ограничениях потоков мощно-
сти условиями сохранения устойчивости эта
мера не дает эффекта увеличения пропуск-
ной способности ЛЭП СВН.
Включение в линию высшего напряже-
ния установок продольной компенсации сни-
жает или устраняет неоднородность сети.
Прн этом повышается и пропускная способ-
ность сети по условиям устойчивости.
Недостатки этого мероприятия связаны
с увеличением токов короткого замыкания,
установкой дополнительных реакторов, ком-
пенсирующих избыточную реактивную мощ-
ность батарей конденсаторов; возможно-
стью возникновения, всякого рода резо-
нансных явлений (см. разд. 35 и § 32-7).
Применение трансформаторов с комп-
лексными параметрами обеспечивает про-
дольно-поперечное регулирование в сети в
зависимости от режимов. Такое регулирова-
ние можно осуществлять автоматически.
Дополнительные затраты в сети здесь свя-
заны с установкой и эксплуатацией вольто-
добавочных трансформаторов и системы ав-
томатического регулирования напряжения
под нагрузкой. В случае установки таких аг-
регатов в сети достигается экономически
целесообразное распределение мощностей,
улучшаются условия регулирования напря-
жения в сети низшего напряжения.
В отечественных энергосистемах про-
дольно-поперечное регулирование напряже-
ния пока широкого применения ие нашло.
Однако использование специальных вольто-
добавочных трансформаторов в ОЭС Юга
[32-6] при изменении фазового угла сдвига
между напряжением 750 и 330 кВ до 12’
позволило увеличить нагрузку участков ли-
нии высшего напряжения иа 300—400 МВт
н снизить годовые потери энергии иа 60 млн.
кВт-ч.
Подход к определению параметров про-
дольно-поперечного регулирования напря-
жения в сложнозамкиутой сети изложен в
[32-14]. Мероприятия, связанные с разме-
щением в сети батарей конденсаторов и
вольтодобавочных агрегатов, требует до-
полнительных капитальных вложений в
сеть, поэтому целесообразность их приме-
нения должна быть обосиоваиа технико-
экономическими расчетами.
32-6. ОСОБЫЕ РЕЖИМЫ
ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ
ПЕРЕМЕННОГО ТОКА СВН
С определенной условностью к особым
режимам ЛЭП СВН относят несимметрич-
ные режимы, режимы асинхронного хода и
ресинхронизации синхронных машин, режим
установившегося холостого хода, самовоз-
буждения генераторов, синхронных компенса-
торов и самораскачивание в режимах малой
загрузки линий электропередачи. Основные
вопросы расчета особых режимов изложены
в разд. 35. Отметим, что режим односто-
роннего включения ЛЭП для синхронизации
удаленной станции с приемной системой или
двух энергосистем часто является определя-
ющим при выборе суммарной мощности ре-
акторов, их числа и места установки.
В этом режиме напряжение в узле
включения ЛЭП Uf не должно превышать
1,15 f/ном, а вдоль линии и иа ее открытом
конце {72 быть ие выше (1,154-1,2) (7Ном.
Проверяется также сток реактивной
мощности (?л в примыкающую систему (ге-
нераторы передающей станции) с целью
проверки повышения напряжения в системе,
на оборудовании близлежащих подстанций
и изоляции линий СВН.
Напряжение на открытом конце линнн
при наличии на ием шунтирующего реакто-
ра мощностью Q.p (в долях натуральной
мощности)
§ 32-7]
Увеличение пропускной способности электропередач
211
Ui
=--------1------
cos sin X
При этом напряжение в узле подключе-
ния линии находится из соотиошеиия
и^Е' =
\ Хд-|-хвх/ -Тд i -Tpx
где Е' — неизменная эквивалентная ЭДС си-
стемы за сопротивлением х3 (определяется
по режиму, предшествующему включению
линии); хэ — эквивалентное сопротивление
системы до узла включения ЛЭП (в практи-
ческих расчетах принимается равным реак-
тивному сопротивлению системы при корот-
ком замыкании в начале линии); хВх —
входное сопротивление линии с реактором
на открытом конце:
_ _ 1 + CUp tg X
Хвх~ е Q*P-tgA ’
где Zc, Z — волновое сопротивление и вол-
новая длина линии.
После включения линии поток реактив-
ной мощности в систему равен:
Хвх (*э Ч- л"вх)2
Если по условиям осуществления этого
режима необходима установка реакторов по
обоим концам линии электропередачи, то
могут быть использованы формулы, приве-
денные в разд. 35. Примеры расчетов особых
режимов имеются в [32-9].
32-7. МЕРОПРИЯТИЯ
ПО УВЕЛИЧЕНИЮ ПРОПУСКНОЙ
СПОСОБНОСТИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ
СВЕРХВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
Ограничения по пропускной способности
ЛЭП связаны как со свойствами линий пе-
ременного тока, так и необходимостью обес-
печения запасов по устойчивости объединя-
емых электроэнергетических систем. При по-
стоянстве напряжений по концам ЛЭП
передаваемая по естественной линии мощ-
ность
р _----------sin §
Zc sin Л
Максимальное значение активной
ностц, определяемое как предел статической
устойчивости (см. разд. 35),
L\U3 ^ном
мощ-
р ______________________
п₽ Zc sin Д. Zc sin X ’
откуда следует, что с увеличением длины
линии (до 1500 км), РПр уменьшается. Про-
пускная способность протяженных ЛЭП
GBH в основном ограничивается условиями
устойчивости (Рпр).
В настоящее время известны средства,
в той или иной степени снимающие ограни-
14*
чения по пропускной способности вследствие
необходимости сохранения устойчивости
электроэнергетических систем (см. также
разд. 35). Применение этих средств (из-
менение характеристик и параметров основ-
ных элементов ЛЭП, применение устройств
автоматического управления и регулирова-
ния; использование специальных схем и
конструкций машин) в большинстве случаев
связано с дополнительными затратами, по-
этому требует углубленного технико-эконо-
мического анализа. Обычно за счет дорого-
стоящих средств увеличения пропускной
способности обеспечивают статическую
устойчивость ЭЭС, тогда динамическую
устойчивость стремятся поддержать устрой-
ствами автоматического регулирования и
управления.
Повышение номинального напряжения
ЛЭП является основным фактором, увели-
чивающим ее пропускную способность. В на-
стоящее время высшее номинальное напря-
жение ЛЭП равно 1150 кВ. Максимальное
рабочее напряжение 1200 кВ, кратность
внутренних перенапряжений принята равной
1,8 £'ном (см. разд. 37). При этом между-
фазиые расстояния лежат в пределах 22—
30 м. По условиям радиопомех возможна
конструкция фазы из восьми проводов се-
чением 300—500 мм2. Суммарное сечение
проводов 2800—3800 мм2 (8ХАС-400). Оп-
тимальная экономическая нагрузка, соответ-
ствующая минимуму приведенных затрат на
передачу 1 кВт-ч, составляет 5000 —
6000 МВт при плотности тока 0,8—0,9 А/мм2,
натуральная мощность 4400—5200 МВт
[32-1]. В дальнейшем рост номинального
напряжения ЛЭП может быть ограничен
возможностями изоляционных свойств воз-
духа при воздействиях очень высоких на-
пряжений и перенапряжений, проблемами,
возникающими вследствие необходимости
глубокого ограничения перенапряжений,
трудностями создания силового оборудова-
ния и аппаратуры, сложностями конструк-
тивного исполнения линий таких напряже-
ний [32-15]. Там же отмечается, что проб-
лема глубокого ограничения внутренних пе-
ренапряжений для линий электропередачи
1500 кВ разрешима, тогда как для ЛЭП
1800—2000 кВ ограничение кратностей пере-
напряжений до 1,3—1,2 оценивается как
проблем этичное.
Установки продольной емкостной ком-
пенсации (УПК) являются надежными, как
показала эксплуатация, средствами повыше-
ния пропускной способности линий электро-
передачи. Реактивное сопротивление хк УПК
определяется на основании расчетов устой-
чивости объединенной энергосистемы. Прин-
ципиально хк может выбираться даже рав-
ным реактивному сопротивлению линии.
Практически здесь могут возникнуть труд-
ности, связанные с появлением чрезмерно
высоких напряжений на выводах УПК и на
участках линии, примыкающих к УПК. ус-
ловиями работы релейной защиты в совре-
менном исполнении. По мере увеличения
сопротивления УПК снижается КПД пере-
212
Электропередачи переменного и постоянного тока
[Разд. 32
дачи и повышается вероятность возникно-
вения самовозбуждения синхронных машин.
Если по расчетам устойчивости хк оказыва-
ется 40—45% и более реактивного сопро-
тивления линии, то предусматривают разме-
щение УПК в нескольких местах. При от-
ключении неповрежденных фаз в условиях
несимметричных коротких замыканий на
ЛЭП с УПК повышаются коммутационные
перенапряжения, что усложняет систему за-
щиты от перенапряжений в линиях напря-
жением 750 кВ и выше. Последнее ограни-
чивает возможности использования УПК в
линиях таких классов напряжений. Подход
к выбору параметров УПК имеется в
[32-8].
Средства поперечной регулируемой
компенсации линий электропередачи повы-
шают ее пропускную способность. В качест-
ве средств поперечной компенсации могут
использоваться промежуточные синхронные
компенсаторы (ПСК) или быстродействую-
щие управляемые источники реактивной
мощности (ИРМ).
Сихрониые компенсаторы при их доста-
точно большой мощности поддерживают на-
пряжение в местах их присоединения. При
этом ЛЭП как бы делится на участки. Про-
пускная способность всей электропередачи
определяется длиной наиболее протяженно-
го участка. Одиако необходимая по услови-
ям устойчивости суммарная мощность син-
хронных компенсаторов оказывается очень
большой (0,85—0,95 квар на 1 кВт переда-
ваемой активной мощности при пропорцио-
нальном регулировании возбуждения ПСК).
Допуская кратковременные перегрузки ПСК
и применяя АРВ сильного действия, можно
несколько уменьшить их установленную
мощность. Установка синхронных компенса-
торов на ЛЭП снижает установившиеся и
коммутационные перенапряжения. Недостат-
ки СК связаны с их особенностями, прису-
щими вращающимся машинам (возможность
выпадения из синхронизма, сложность в
эксплуатации, необходимость источников
водоснабжения для охлаждения, повышен-
ные потери активной мощности и др.). Во
всех возможных режимах СК работает с
внутренним углом, близким к нулю, поэтому
регулирование возбуждения по любому па-
раметру не может способствовать демпфи-
рованию качаний машины (отсутствуют со-
ответствующие электромагнитные моменты).
Использование вместо ПСК статических
ИРМ обеспечивает высокий уровень стати-
ческой и динамической устойчивости систе-
мы. Разница здесь по сравнению с ПСК по-
лучается за счет практически мгновенного
действия регулирующих устройств при из-
менении режима электропередачи.
Исследования, проведенные в послед-
ние годы, показали техническую реализуе-
мость мощных управляемых (тиристорами)
реакторов, которые в сочетании с шунтовы-
ми конденсаторными батареями или УПК,
можно рассматривать как управляемые
статические тиристорные компенсаторы ре-
активной мощности (СТК). Отдельные об-
разцы основных элементов таких компен-
саторов в виде управляемых шунтирующих
реакторов (УШР) изготовлены и применя-
ются в ряде стран. Исследованиями доказа-
но, что воздействие СТК на режим может
опережать развитие электромеханических
переходных процессов в энергосистеме. По-
этому СТК можно рассматривать как эф-
фективное средство повышения пропускной
способности электропередач по условиям
сохранения устойчивости. Для обеспечения
возможностей использования СТК в непол-
нофазных режимах необходимо их пофазное
регулирование.
Настроенные электропередачи. При
электрической длине линии, равной полувол-
не, ее реактивное сопротивление практиче-
ски равно нулю, а предельная передавае-
мая мощность во много раз больше нату-
ральной.
Путем компенсации параметров линий
любой длины ей можно придать свойства,
характерные для полуволновой линии. Дру-
гими словами, любую линию можно настро-
ить на полуволновую длину. Идея настрой-
ки известна давно, одиако практического
применения она пока не получила. Исследо-
ваниями {32-16] показано, что применение
настроенных электропередач целесообразно
при длинах линии 1500—3500 км. Настройка
иа полуволну линии осуществляется на-
страивающими устройствами (НУ), которые
могут быть продольными и поперечными,
состоящими из индуктивностей и емкостей.
Характеристики НУ должны соответствую-
щим образом изменять волновую длину ли-
нии, способствовать выравниванию напря-
жения вдоль линии, изменять потоки реак-
тивной мощности с целью обеспечения высо-
кого КПД линии. Схемы настройки выбира-
ют так, чтобы обеспечить минимальный рас-
ход НУ при заданной пропускной способно-
сти. Вопросы настройки ЛЭП изложены в
[32-16]. Другие мероприятия, способствую-
щие увеличению пропускной способности
ЛЭП, рассмотрены в [32-1, 32-6, 32-8 и др.].
Проблемам передачи энергии в буду-
щем посвящена [32-15].
32-8. ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
ПОСТОЯННОГО ТОКА
Области применения
Процесс передачи электрической энер-
гии по линии постоянного тока носит прин-
ципиально иной характер, чем по линии пе-
ременного тока, так как не сопровождается
электромагнитными волновыми процессами
(в установившемся режиме). Благодаря это-
му линии постоянного тока обладают каче-
ственно иными характеристиками, нежели
линии переменного тока. К их числу преж-
де всего следует отнести отсутствие зависи-
мости пропускной способности лилии от ее
длины, а также возможность соединения
двух систем, работающих несинхронно или
с различными частотами.
§ 32-8]
Электропередачи постоянного тока
213
Именно поэтому электропередачи по-
стоянного тока рассматриваются как одно
нз средств для передачи больших мощно-
стей иа расстоянии в тысячи километров.
При этом снимаются понятия предела пере-
даваемой мощности и статической устойчи-
вости, характерные для передач переменно-
го тока.
Следует также отметить, что в кабель-
ных линиях постоянного тока отсутствует
зарядная мощность, которая для кабелей пе-
ременного тока ограничивает их допустимую
длину прн заданной передаваемой мощно-
сти. Благодаря этому обстоятельству ка-
бельные линии постоянного тока таких огра-
ничений не имеют, что позволяет делать их
достаточно длинными.
Электропередачи постоянного тока (со-
кращенно иногда их называют ППТ) могут
примениться для решения достаточно широ-
кого круга задач электроэнергетики, таких,
как:
а) транспорт энергии от удаленных
электростанций;
б) связь систем, работающих несин-
хронно илп с различной частотой;
в) пересечение больших водных прост-
ранств с помошью кабельных линий;
г) глубокие кабельные вводы в города
и промышленные центры;
д) межгосударственные связи.
Структурная схема ППТ приведена на
рис. 32-13. Постоянный ток здесь использу-
Рис. 32-13. Структурная схема ППТ.
жения передачи обычно прибегают к после-
довательному соединению отдельных мос-
тов. При этом напряжение линии равно сум-
ме напряжений последовательно соединен-
ных мостов. Если желаемая мощность ие
может быть достигнута только за счет по-
следовательного соединения Ыреобразовате-
лей, то последние могут включаться, парал-
лельно.
Для фиксации потенциалов мостов пре-
образовательной подстанции одна из ее то-
чек заземляется. Это может быть или сред-
няя точка передачи или одни из ее полюсов.
В зависимости от того, какая точка за-
землена, и от способа возврата тока разли-
чают две разновидности схем ППТ — уни-
полярные и биполярные.
В униполярных ППТ заземлен один из
полюсов (рис. 32-14, а). Передача имеет
лишь одни провод, изолированный от зем-
ли; второй провод либо отсутствует, либо
заземлен с двух сторон передачи. Возврат
тока по заземленному проводу применяется
в случаях, когда необходимо исключить рас-
текание тока по земле, например при вво-
дах в крупные города.
Область применения униполярных
ППТ — передача относительно малых мощ-
ностей до 100—200 МВт иа небольшие рас-
стояния. Униполярные передачи, целесооб-
разно применять при пересечении больших
водных пространств. В этом случае переда-
ча осуществляется по одножильному кабе-
лю, роль обратного провода играет земля
(вода).
В биполярных передачах (рис. 32-14,6)
заземлены средние точки обеих преобразо-
вательных подстанций, а полюсы изолиро-
ваны. Это позволяет разделить передачу на
две независимые полуцепи. При равной на-
грузке полуцепей ток в земле близок к ну-
лю. Это свойство повышает надежность пе-
ется лишь для транспорта энергии. Выра-
ботка электроэнергии н ее распределение
производятся на переменном токе.
Для преобразования переменного тока в
постоянный иа отправном конце передачи и
постоянного тока в переменный иа прием-
ном конце служат преобразователи П1 и
П2. Преобразователь П1 является выпрями-
телем, преобразователь П2 — инвертором.
Выпрямитель-преобразует энергию перемен-
ного тока в энергию постоянного тока и пе-
редает ее в линию; инвертор преобразует
энергию постоянного тока, получаемую из
линии, в энергию переменного тока и отдает
ее приемной системе.
В качестве преобразователей использу-
ются мощные вентильные преобразователи
рода тока. Из большого количества извест-
ных преобразовательных схем наиболее при-
годной для ППТ является трехфазиая мо-
стовая схема (см. разд. 27).
Поскольку отдельный преобразователь
(мост) имеет ограниченные мощность и вы-
прямленное напряжение, определяемые па-
раметрами вентилей, то для увеличения пе-
редаваемой мощности и повышения напря-
Рис. 32-14. Схемы включения ППТ.
а — униполярная ППТ; б — биполярная ППТ.
214
Электропередачи переменного и постоянного тока
[Разд. 32
редачи, поскольку при повреждении одного
из полюсов передача в целом не выходит
яз строя, так как вторая полуцепь продол-
жает работать с возвратом тока через зем-
лю. При этом передаваемая мощность сни-
жается вдвое.
Область применения биполярных ППТ—
передача больших мощностей на большие
расстояния. По этой схеме выполняются все
мощные ППТ как в нашей стране, так и за
рубежом.
Преобразовательные подстанции, буду-
чи сложными и дорогими устройствами, зна-
чительно увеличивают стоимость всей пере-
дачи. При экономическом сопоставлении с
передачей переменного тока равной длины и
пропускной способности стоимость конце-
вых подстанций ППТ оказывается сущест-
венно выше. В то же время стоимость самой
линии постоянного тока несколько меньше
за счет меньшего количества проводов, изо-
ляторов, линейной арматуры, более легких
опор.
С увеличением длины передачи разница
в стоимости линий переменного и постоян-
ного тока становится соизмеримой с разни-
цей в стоимости концевых подстанций. В ре-
зультате этого передача постоянного тока
становится конкурентоспособной с аналогич-
ной передачей переменного тока лишь при
больших длинах, когда избыточные затраты
на преобразовательные подстанции компен-
сируются меиыцей стоимостью линии.
Для каждого значения передаваемой
мощности существует своя экономическая
граница применения передач переменного и
постоянного тока. Проведенные расчеты по-
казывают, что эта граница определяется пе-
редаваемой мощностью, количеством цепей,
схемой передачи (блочная, связанная). Эко-
номическая граница между переменным и
постоянным током лежит в диапазоне 800—
1100 км для передач без промежуточных от-
боров мощности и 1100—1400 км для пере-
дач с промежуточными подстанциями в диа-
пазоне мощностей от 600 до 3000 МВт.
Для кабельных линий ввиду высокой
стоимости кабеля эта граница резко снижа-
ется и составляет 70—80 км.
Приведенные данные справедливы для
передач, предназначенных лишь для транс-
порта электроэнергии. При сооружении меж-
системных связей необходимо исходить не
только из экономических, но и технических
предпосылок, учитывать тот эффект, кото-
рый может дать сооружение той или иной
связи.
Таким образом, основная область при-
менения ППТ — передача больших мощно-
стей на дальние расстояния. Однако особый
свойства ППТ позволяют с успехом исполь-
зовать их и в других случаях. Например,
ППТ оказываются вне конкуренции при не-
обходимости пересечения больших водных
пространств (морские проливы), а также
при связи несинхронных систем или систем,
работающих с разной частотой.
В последние годы разрабатываются
проекты ввода больших мощностей в круп-
ные города с помощью ППТ. Преимущество
такого решения в том, что одновременно
не увеличиваются мощности коротких за-
мыканий, что потребовало бы весьма доро-
гих мероприятий по их ограничению и за-
мены аппаратуры распределительных сетей.
Преобразователи и режимы их работы
Преобразователи — выпрямитель и ин-
вертор — являются основными элементами
ППТ, и режимы их работы определяют ре-
жим всей передачи. Схема преобразователя
приведена на рис. 32-15.
Рис. 32-15. Принципиальные схемы преобразова-
теля.
а — многолинейная; б — однолинейная.
Преобразователь связан с сетью через
трансформатор, который выполняет две
функции:
а) создает необходимое выпрямленное
напряжение на выходе моста, что обеспечи-
вается выбором соответствующего коэффи-
циента трансформации;
б) электрически разделяет цепь вы-
прямленного напряжения от сети переменно-
го тока, что важно для многомостовых под-
станций, где потенциалы отдельных мостов
по отношению к земле существенно раз-
личны.
Обмотку трансформатора, присоединен-
ную к сети переменного тока, называют се-
тевой обмоткой; обмотку, подключенную к
преобразователю, — вентильной.
Изменение режима ППТ осуществляет-
ся как вручную дежурным персоналом,
так и с помощью автоматических регуля-
торов.
Характеристики мостовой схемы, усло-
вия работы вентилей и другого оборудова-
ния, а также требования к ним' могут быть
найдены путем анализа электромагнитных
процессов в этой схеме в различных режи-
мах ее работы. Этот анализ позволяет най-
ти параметры режима преобразовательного
моста, получить расчетные выражения для
I выбора параметров оборудования, опреде-
лить характеристики схемы и ее энергетиче-
ские показатели.
§ 32-8]
Электропередачи постоянного тока
215
В зависимости от тока нагрузки Id мо-
стовая схема может работать в одном из
следующгх режимов, характеризуемых чис-
лом одновременно работающих вентилей:
режим 0—1—режим прерывистых токов,
режим 2—3 — нормальный режим, режимы
3 и 3—4 — перегрузочные режимы.
Для преобразователей, работающих в
ППТ, нормальным рабочим режимом явля-
ется режим' 2—3. В этом режиме поперемен-
но работают два и три вентиля: два —
в межкоммутациониом интервале и три — в
процессе коммутации. Ниже приводятся рас-
четные выражения, справедливые для этого
режима.
Среднее значение выпрямленного напря-
жения одномостового выпрямителя опреде-
ляется уравнением его внешней характери-
стики
33 3
Етпв cos а 1 /j ^к.в»
ЗТ ЗТ
где Етв — амплитудное значение фазной эк-
вивалентной ЭДС передающей системы, при-
веденное к вентильной обмотке трансформа-
тора; а — угол включения вентилей выпря-
мителя; хк,в — сопротивление контура ком-
мутации на фазу, равное:
*-к,в = xsb *т,в!
Хзв — сопротивление системы, от которой пи-
тается выпрямитель; хт,в — сопротивление
короткого замыкания трансформатора.
Когда выпрямитель питается не от си-
стемы, а от отдельного генератора,
*к,в=хт,в+ (xd + x2)/2,
где x"d и х2 — сверхпереходное сопротивле-
ние и сопротивление обратной последова-
тельности генератора.
Угол коммутации преобразователя опре-
деляется выражением
cos (а+т) = cos а —
2/j xKiB
Действующее значение тока фазы моста
По этому же выражению может быть
определено действующее значение тока в
вентильной обмотке транрформатора при
соединении ее звездой. Ток, потребляемый
из сети, определяется с учетом коэффициен-
та трансформации и схемы соединения обмо-
ток трансформатора. На рис. 32-16 приведе-
ны токи и напряжения, характеризующие
работу преобразователя в выпрямительном
режиме.
При увеличении угла управления вен-
тилями напряжение на выходе моста сни-
жается и при а=90°—у/2 становится рав-
ным нулю (в предположении непрерывно-
сти выпрямленного тока). Это граница вы-
прямительного режима. При дальнейшем
увеличении угла управления преобразова-
тель переходит в инверторный режим. При
этом меняется полярность выходного напря-
жения преобразователя, иными словами,
преобразователь в инверторном режиме соз-
дает протнво-ЭДС в цепи выпрямленного
тока.
Эта противо-ЭДС определяется углом
управления вентилями инвертора Р:
, зУ~з 3
Udii — ^тпи C°s Р “Ь Id xKta*
п л
Угол коммутации возрастает при увели-
чении тока нагрузки, что обусловливает сни-
жение выпрямленного напряжения и в не-
которых случаях изменение режима работы
выпрямителя.
Для преобразователя, работающего в
режиме 2—3, диапазон изменения углов
коммутации лежит в пределах 0 Су <60®;
его внешняя характеристика представляет
собой прямую линию.
Мощность выпрямителя, отдаваемая в
линию постоянного тока, и мощность инвер-
тора, получаемая из линии,
PdB = UdB Iti’,
Pda = Vda Id-
Рис. 32-16. Токи и напряжения выпрямителя.
а — ЭДС передающей системы; б — токи венти-
лей; е — выпрямленное напряжение; г —напряже-
ние на вентиле.
С учетом потерь мощности в линии
РdB — Р dn “Ь Д^л
216
Электропередачи переменного и постоянного тока
[Разд. 32
Это выражение является уравнением
внешней характеристики инвертора при р =
—const. Угол р называют углом опережения,
поскольку он отсчитывается в сторону опе-
режения от точки пересечения фазных ЭДС
(рис. 32-17). Он связан с углом а выра-
жением
Рис. 32-17. Токи и напряжения инвертора.
а — ЭДС приемной системы; б — токи вентилей;
в — противо-ЭДС инвертора; г — напряжение иа
вентиле.
Из рис. 32-17 следует, что для инверто-
ра справедливо соотношение, определяющее
связь между углами, характеризующими ре-
жим его работы при р<60°:
Р = т+<5.
Здесь 6 — угол восстановления. Он ха-
рактеризует собой время, в течение которо-
го напряжение на закончившем работу вен-
тиле имеет отрицательное значение. В тече-
ние этого времени должно закончиться вос-
становление управляющей способности вен-
тиля. Для нормальной работы инвертора не-
обходимо выполнение условия
> 6кр>
где бКр — минимально допустимое значение
угла восстановления. Невыполнение этого
условия приводит к аварийному процессу,
называемому опрокидыванием инвертора.
При совместно работающих выпрямите-
ле и инверторе ток в линии определяется
выражением
3 И 3
(^тв eoS ОС eoS Р)
Id =
3 '
КП “Ь (*К,В “Ь и)
Л
где Rn — сопротивление линии.
Воздействуя на системы управления
вентилями выпрямителя и инвертора, мож-
но изменять углы а и 0 и тем самым регу-
лировать ток и передаваемую мощность.
Анализ электромагнитных процессов
позволяет также найти параметры, характе-
ризующие режим работы вентилей, и на
этой основе сформулировать требования
к ним.
Среднее значение тока вентиля за пери-
од частоты сети
/ср — 1d/3 •
При работе преобразователя на вен-
тиль воздействует напряжение сложной
формы, содержащее постоянную и перемен-
ные составляющие (рис. 32-16 и 32-17).
Максимальное значение напряжения,
воздействующего на вентиль в непроводя-
щий период его работы, с учетом колебаний,
возникающих при погасании вентилей, при-
нимается равным:
Пвент max ~ 1^3 Ет.
Первоначальный скачок восстанавлива-
ющегося напряжения на вентиле, закончив-
шем работу,
/7ск = V 3 Era (ос “Ь Т)»
где kR — коэффициент демпфирования, оп-
ределяемый высокочастотными колебаниями,
возникающими при выключении вентилей из-
за наличия собственных емкостей оборудо-
вания. Обычно принимают £д= 1,24-1,3.
Единичная мощность моста определяет-
ся главным образом типом используемых
вентилей. Конструкция высоковольтных вен-
тилей, существующих в настоящее время,
позволяет получить мощность моста в не-
сколько сот мегаватт.
Энергетические характеристики одно-
мостового преобразователя определяются
формой тока, потребляемого им из сети, а
также значениями углов управления и ком-
мутации.
Из рис. 32-16 и 32-17 видно, что преоб-
разователи потребляют из сети ток явно не-
синусоидальной формы, содержащий высшие
гармоники. При этом из-за наличия углов
управления и коммутации первая гармони-
ка тока отстает от напряжения своей фазы.
Это свидетельствует о потреблении преоб-
разователем реактивной мощности из сети.
Амплитуда тока основной гармоники
Imi — Id’
Л
§ 32-8]
Электропередачи постоянного тока
217
Полная мощность преобразователя оп-
ределяется выражением
р^ + с^ + Л,
где Pi — активная мощность по основной
гармонике; Qi — реактивная мощность по
основной гармонике; 7\ — мощность иска-
жения, определяемая наличием высших гар-
моник в токе преобразователя.
Коэффициент мощности преобразова-
теля
Х = vcos<Pi,
где v — коэффициент искажения, определя-
емый по выражению
S л \ 4л 24/
Угол сдвига между первыми гармони-
ками тока и напряжения определяется выра-
жениями ,
<pt« а + у/2 для выпрямителя;
<pt г» 180 — (6-]- -у/2) для инвертора.
При значениях углов, характеризующих
режим работы преобразователя, которые
обычно встречаются в практике (а=5—10°,
у=20~-25°, 6=15°), реактивная мощность,
потребляемая преобразователем, достигает
значений:
= (0,4 т- 0,5) Р для выпрямителя;
Ql — (0,5 -+ 0,6) Р для инвертора.
Столь рысокие значения потребляемой
реактивной мощности требуют применения
специальных средств для ее компенсации.
С этой целью на преобразовательных под-
станциях предусматривается установка син-
хронных компенсаторов или батарей конден-
саторов. Причем последние могут одновре-
менно выполнять роль фильтров высших
гармоник.
Одиночный преобразовательный мост
потребляет из сети несинусоидальный ток,
содержащий гармоники ряда
п = 6k ± 11
где k=\, 2, 3, 4...
Токи высших гармоник зависят от уг-
лов управления и коммутации, с которыми
работает преобразователь. Однако в пер-
вом приближении можно принять:
In ~ Ii/n.
Это выражение дает максимально воз-
можные значения токов высших гармоник,
соответствующие прямоугольно-ступенчатой
форме тока сетевой обмотки трансформато-
ра. В реальных случаях из-за наличия угла
коммутации токи высших гармоник будут
несколько ниже. Эго снижение определяет-
ся углом коммутации и в нормальных режи-
мах составляет 10—20%.
Проникая в сеть, эти гармоники приво-
дят к увеличению потерь активной мощно-
сти, ускоряют старение изоляции электриче-
ских машин и аппаратов, вызывают наруше-
ния в работе устройств автоматики и ре-
лейной защиты. Серьезную опасность могут
представлять резонансные явления на час-
тоте какой-либо гармоники нли группы гар-
моник, которые могут вызвать перегрев кон-
денсаторных батарей, пробой изоляции и
выход оборудования из работы.
Для компенсации гармоник, имеющих
наибольшую амплитуду (5-й и 7-й), исполь-
зуется 12-фазный режим работы преобразо-
вателей. При этом каждая пара соединен-
ных последовательно мостов включается
через трансформаторы с различными груп-
пами соединений обмоток — Y/Y-12 и Y/A-l 1.
При работе в 12-фазном режиме пре-
образователь генерирует в сеть гармоники
ряда
п 12й± 1.
С целью компенсации оставшихся гар;
моник на шины переменного тока преобразо-
вательной подстанции, как правило, включа-
ются резонансные фильтры на 11-ю и 13-ю
гармоники, а также широкополосный фильтр
на более высокие частоты. В ряде случаев
включаются также фильтры 5-й и 7-й гар-
моник, которые необходимы для компенса-
ции этих частот при выходе из работы ча-
сти мостов, когда 12-фазный режим может
быть нарушен.
Уравнения внешних характеристик пре-
образователей, работающих в 12-фазном ре-
жиме, имеют внд:
6 КТ
= ^-пгвСОЗСХ
л
. 6
— — Id хк в для выпрямителя;
л '
6 кт
Uda ~ Рта coS Р ~Ь
Л
, 6
4----Id хка для инвертора.
л
При работе в 12-фазном режиме и от-
сутствии фильтров высших гармоник мос-
ты, входящие в преобразователь, могут ока-
зывать взаимное влияние друг на друга.
Это’ влияние проявляется в появлении ком-
мутационных искажений наприжения на об-
щих шннах. Эти искажения (за счет комму-
таций в соседнем мосте) накладываются иа
напряжения вентилей, в результате чего из-
меняются условия их работы (изменяются
моменты включения, уменьшается угол вос-
становления инвертора).
Взаимное влияние мостов (при раздель-
ных трансформаторах) оценивается коэффи-
циентом
А = xs/(xs +хт).
При у <30°, а также при установке
фильтров высших гармоник, когда напряже-
ние на шинах преобразовательной подстан-
ции практически синусоидально, взаимное
218
Электропередачи переменного и постоянного тока
[Разд. 32
влияние мостов не проявляется, и им мож-
но пренебречь.
Учитывая, что наличие фильтров выс-
ших гармоник на преобразовательной под-
станции является непременным условием,
при расчетах режимов ППТ напряжение иа
ее шинах принимается синусоидальным и
расчеты ведутся по уравнениям 6-фазного
режима преобразования.
Вентили для ППТ
Основными элементами ППТ, определя-
ющими ее мощность и надежность, являют-
ся вентили. Прогресс в области полупровод-
никовой техники позволил создать конструк-
ции высоковольтных тиристорных вентилей
(ВТВ), резко увеличивших надежность ППТ.
Параметры одиночного тиристора (ток
сотни ампер, напряжение несколько кило-
вольт) недостаточны для работы его в пре-
образовательном мосту ППТ (тысячи ам-
пер и сотии киловольт). Поэтому ВТВ соби-
рают из отдельных тиристоров путем после-
довательного и параллельного их соедине-
ния. В принципе возможно создание преоб-
разователей с ВТВ практически на любые
номинальные напряжения и токи.
Основным элементом ВТВ является мо-
дуль, состоящий из нескольких десятков ти-
ристорных ячеек, соединенных последова-
тельно. В каждую ячейку входят один или
несколько параллельно соединенных тирис-
торов. Количество параллельно работающих
тиристоров определяется рабочим током пе-
редачи, заданными кратностями перегрузок
и током отдельного тиристора. Для равно-
мерного распределения напряжения между
ячейками применяются резистивно-емкост-
ные делители, а для защиты от перенапря-
жений — встречно-включенные лавинные
диоды.
Каждый ВТВ состоит из нескольких
модулей, которые могут соединяться после-
довательно и параллельно. Модули разме-
щены в специальной изолирующей конструк-
ции, являющейся каркасом и предусматри-
вающей достаточно быструю замену элемен-
тов, вышедших из строя. Каждый модуль
имеет свей блок управления тиристорами.
Передача управляющих импульсов на
потенциал вентиля осуществляется с помо-
щью световых каналов.
Охлаждение тиристоров в зависимости
от конструкции предусматривается или при-
нудительное воздушное, или водяное —•
деионизированной водой. В последнем слу-
чае тиристоры, входящие в тиристорную
ячейку, крепятся на поверхности металличе-
ской трубы, по которой циркулирует охлаж-
денная вода.
Одно из основных преимуществ ВТВ за-
ключается в том, что он состоит из одинако-
вых взаимозаменяемых узлов, что повышает
его технологичность, ремонтопригодность и
надежность.
Для размещения вентилей и другого
оборудования (системы управления регули-
рования, охлаждения) обычно сооружаются
закрытые помещения — вентильные залы.
Необходимость обеспечения соответствую-
щих изоляционных промежутков при значи-
тельных напряжениях относительно земли
приводит к тому, что эти помещения имеют
весьма большие объемы и площади. При ис-
пользовании ВТВ внутренней установки
удельные показатели вентильных залов со-
ставляют: удельная площадь 1,5—2 м2/МВт;
удельный объем 25—30 м3/МВт.
Большие перспективы сулит применение
элегазовой изоляции. По зарубежным дан-
ным, площадь вентильного зала при приме-
нении элегаза уменьшается в 28 раз, что
имеет важное значение при использовании
ППТ для глубоких вводов в крупные
города.
Полный отказ от вентильных залов и
тем самым сокращение стоимости цреобра-
зовательных подстанций могут быть получе-
ны при использовании вентилей открытой
установки. В настоящее время разработаны
конструкции ВТВ, где тиристоры размещены
в баке, охлаждаемом маслом. В открытом
РУ такие вентили устанавливаются на изо-
ляторах, обеспечивающих их изоляцию от-
носительно земли. В одном баке размещены
по два плеча преобразовательного моста,
т. е. каждый мост состоит из трех ВТВ на-
ружной установки. Однако опыта эксплуа-
тации таких вентилей пока еще нет.
Системы управления и регулирования
Управление режимом моста осуществля-
ется с помощью системы импульсного управ-
ления вентилями. Эта система представляет
собой комплекс устройств, которые генери-
руют управляющие импульсы, создают не-
обходимый сдвиг их по фазе относительно
питающего напряжения в соответствии с
сигналами, поступающими от системы авто-
матического регулирования, обеспечивают
передачу импульсов на потенциал моста,
распределение их между вентилями и от-
дельными тиристорами. Воздействуя на си-
стему управления можно практически безы-
нерционно изменять передаваемую мощность
и ее направление.
Система управления вентилями в общем-
случае состоит из устройства генерации пер-
вичных импульсов, устройства, обеспечиваю-
щего фазовый сдвиг импульсов, канала пе-
редачи импульсов на потенциал ВТВ, уст-
ройства формирования импульсов на потен-
циале ВТВ, устройства распределения им-
пульсов по тиристорам.
В настоящее время предложено много
различных типов систем управления.венти-
лями.' Выбор той или иной схемы зависит
от конкретных условий.
Современные ППТ оснащены системой
автоматического регулирования, которая ав-
томатически поддерживает режим передачи
при изменении внешних условий.
Основным регулятором выпрямителя яв-
ляется регулятор тока, который, воздейст-
вуя на угол а, поддерживает неизменным
ток в линии /d=Const, который задается
§ 32-8]
Электропередачи постоянного тока
219
установкой регулятора и не превышает но-
минального тока передачи. Поэтому ток ко-
роткого замыкания в линии не превышает
номинального, а ППТ не подпитывает ко-
роткие замыкания в связываемых системах.
Работа выпрямителя с регулятором тока ха-
рактеризуется крутопадающей частью внеш-
ней характеристики выпрямителя (рис.
32-18).
Помимо регулятора тока на выпрями-
теле устанавливается также регулятор мощ-
lipal
Рис. 32-18. Внешние
характеристики регу-
пирусмых выпрямите-
ля и инвертора.
ности, который поддерживает неизменной
передаваемую мощность, воздействуя на
уставку регулятора тока.
Инвертор снабжается автоматическим
регулятором угла запаса б. Этот регулятор
реагирует или на ток передачи и напряже-
ние приемной сети (компаундирование ин-
вертора) или же непосредственно на угол
запаса вентилей и изменяет угол Р таким
образом, чтобы сохранить неизменным этот
угол (б ~ const). Закон регулирования опре-
деляется уравнением
cos 6 — cos Р
Кз Ema
Уравнение внешней характеристики ре-
гулируемого инвертора имеет вид:
з]/~3 3
Udn ~ О Id
ЗТ ЗТ
Инвертор помимо регулятора угла вос-
становления оснащен также регулятором
Минимального тока РМТ, который не позво-
ляет току передачи снизиться ниже тока его
установки при снижении ЭДС выпрямителя,
вызванном аварией в передающей системе.
Благодаря системе регулирования ток в
линии при различных повреждениях в ППТ
или в связываемых системах не превышает
номинального тока и определяется точкой
пересечения характеристик выпрямителя и
инвертора (рис. 32-18).
Воздушные и кабельные линии
Габариты и конструкции воздушных ли-
ний ППТ определяются уровнем внутренних
перенапряжений н длиной гирлянд изоля-
торов.
Уровень внутренних перенапряжений
относительно земли в ППТ благодаря быст-
родействующим системам управления и ав-
томатики снижен до 1,7 (/полюса.
Длина гирлянды зависит от распреде-
ления напряжения по изоляторам. В отличие
от линий переменного тока в ППТ распре-
деление напряжения по изоляторам опреде-
ляется сопротивлениями утечки, а не собст-
венными емкостями. Благодаря этому рас-
пределение напряжения по гирлянде сухих
чистых изоляторов более равномерно, неже-
ли для линий переменного тока. В то же
время загрязнение поверхности изоляторов
и их увлажнение приводят к тому, что эта
равномерность нарушается, что может при-
вести к частичному перекрытию изоляторов
или к перекрытию всей гирлянды. Особенно
сильно это проявляется в районах с загряз-
ненной атмосферой и вблизи морских побе-
режий. Это обстоятельство требует сущест-
венного увеличения пути утечки. На осно-
вании имеющегося опыта проектирования и
эксплуатации ППТ длина пути утечки при-
нимается 26 м/МВ для районов с чистой су-
хой атмосферой и 36 м/МВ для районов с
загрязненной атмосферой. Для линий пере-
менного тока — соответственно 13 и
18 м/МВ.
В результате длина гирлянды изолято-
ров для линии постоянного тока больше,
чем для линии переменного тока того же
класса напряжения. Однако, если учесть,
что на линии ППТ всего две гирлянды
(вместо трех на линии переменного тока),
то суммарный расход изоляторов оказыва-
ется меньше.
Провода на линиях постоянного тока
применяются, как правило, сталеалюминие-
вые. Большие токовые нагрузки, а также
необходимость снижения потерь на корону
требуют применения расщепленных прово-
дов. Количество проводов в полюсе и их се-
чения определяются в каждом конкретном
случае путем технико-экономических сопо-
ставлений.
Для линий постоянного тока, работаю-
щих с заземленной средней точкой, при-
меняются или одностоечные свободностоя-
щие металлические опоры или опоры на
оттяжках. На опоре подвешиваются прово-
да двух полюсов и грозозащитный трос.
Меньшее количество проводов линии и гир-
лянд изоляторов приводит к снижению
массы опор. Масса опоры линии постоян-
ного тока на 40—50% меньше, чем для
линии переменного тока того же класса на-
пряжения и равной пропускной способно-
сти. Все сказанное приводит к снижению
стоимости линии на 20—25% по сравнению
с линией переменного тока.
Для кабельных линий постоянного то-
ка могут использоваться одножильные ка-
бели с бумажно-масляной изоляцией и
вязкой пропиткой, а также маслонаполнен-
ные и газонаполненные кабели с алюмини-
евой или медной жилой.
Условия работы кабельной изоляции
на постоянном токе более благоприятны,
чем на переменном, так как в этом случае
более нагруженной оказывается бумага,
электрическая прочность которой выше.
Поэтому электрическая прочность кабеля
220
Электропередачи переменного и постоянного тока
[Разд. 32
с бумажно-масляной изоляцией на посто-
янном токе в 2—3 раза выше, чем на пе-
ременном. Благодаря этому номинальное
напряжение кабеля может быть в несколько
раз меньше, чем напряжение передачи.
У кабеля, работающего на постоянном токе,
отсутствуют диэлектрические потери, в ре-
зультате чего старение его изоляции проис-
ходит значительно медленнее. Отсюда су-
щественное увеличение срока его службы.
В то же врейя рабочая температура жилы
кабеля должна быть снижена до 50° С про-
тив 70° С у кабеля на переменном токе,
что требует снижения плотности тока. Это
объясняется распределением напряженностн
поля в изоляции. Напряженность поля в
прогретом кабеле возрастает в слоях, при-
легающих к его оболочке, которые обычно
имеют больше дефектов, в результате чего
увеличивается вероятность пробоя.
В ряде зарубежных ППТ при пересе-
чении водных пространств используются
масло- и газонаполненные кабели.
Преобразовательные подстанции
и схемы выполнения ППТ
Количество мостов на преобразователь-
ных подстанциях определяется мощностью
и напряжением ППТ. Как правило, коли-
чество мостов принимается четным для
обеспечения 12-фазного режима преобразо-
вания. Все мосты включены последователь-
но. Для очень мощных ППТ может приме-
няться последовательно-параллельное вклю-
чение мостов. Каждый мост включается че-
рез разъединители, предназначенные для
вывода его из работы в случае ремонта.
Кроме того, каждый мост снабжен шунти-
рующим аппаратом, который включается
при аварийном или плановом выводе моста
из работы с тем, чтобы не прерывать цепь
выпрямленного тока (рис. 32-19).
В многомостовых схемах подстанций
потенциал мостов возрастает по мере уда-
ления их от заземленной точки. Помимо
постоянного напряжения на оборудование
моста воздействует также напряжение со
стороны вентильной обмотки трансформато-
ра. Изоляция моста должна быть рассчи-
тана на воздействие этих напряжений, а
также на возможные перенапряжения в
различных аномальных режимах работы.
Для защиты от возможных перенапряже-
ний в силовых цепях моста устанавлива-
ются разрядники. Следует отметить, что
вопросы изоляции, перенапряжений и за-
щиты от них для современных ППТ имеют
первостепенное значение.
На выходе преобразовательной под-
станции в линию включаются реакторы, ин-
дуктивность которых обычно близка к 1 Гн.
Эти реакторы предназначены для сглажи-
вания пульсаций выпрямленного тока, ог-
раничения скорости нарастания аварийных
токов, защиты подстанции от волн перена-
пряжений, приходящих с линии. Благодаря
наличию реакторов в цепи выпрямленного
тока обеспечивается его непрерывность во
всех рабочих режимах преобразователей, в
том числе и при глубоком регулировании
напряжения передачи. Реактор защищен
от перенапряжений линейным разрядником.
В некоторых случаях для защиты его про-
дольной изоляции используется шунтирую-
щий разрядник. '
Для управления режимом передачи, а
также для контроля исправности оборудо-
вания, в частности ВТВ, в современных
ППТ применяются вычислительные маши-
ны. Связь между выпрямительной и инвер-
торной подстанциями, необходимая для це-
лей оперативного управления, а также для
систем защиты и регулирования, осущест-
вляется по проводным каналам и порадио-
релейным линиям.
Рис. 32-19. Схема преобразовательис/й подстанции
ППТ.
1—преобразовательные трансформаторы; 2— вы-
соковольтные тиристорные вентили; 3—разъедини-
тели; 4 — шунтирующие устройства; 5 — сглажи-
вающие реакторы; 6 — выключатели; 7—фильтры.
Список литературы
32-1. Мельников Н. А., Рокотян С. С., Ше-
ренцис А. Н. Проектирование электрической части
воздушных линий электропередачи 330—500 кВ. —
М.: Энергия, 1974. — 472 с.
32-2. Алексенко Г. В. Развитие советской
электроэнергетики (1917—1977 гг.). — Электричест-
во, 1977, № II, с. 1—7.
32-3. Попков В. И. Возможные параметры
передач электроэнергии в начале будущего ве-
ка — Изв. АН СССР. Энергетика н транспорт,
1979, № 3, с. 3—5^
32-4. Справочник по проектированию элект-
роэнергетических систем/Под ред. С. С. Рокотя-
на и И. М. Шапиро. — М.: Энергия, 1977. — 286 с.
32-5. Азарьев Д. И., Анисимова Н. Д. Выбор
основных параметров и анализ режимов электро-
передачи. Методические указания. — М.: МЭИ,
1976. —56 с.
32-6. Дальние электропередачи 750 кВ. Ч. 1.
Сб. статей/Под ред. А. М. Некрасова и С. С. Ро-
котяна.— М.: Энергия, 1974.— 223 с.
32-7. Александров Г. Н. Сверхвысокие напря-
жения. — Л.: Энергия, 1973. — 178 с.
32-8. Электрические системы. Т. ГП. Передача
энергии переменным и постоянным током высоко-
го напряжения/Под ред. В. А. Веникова. — М.:
Высшая школа, 1970. —333 с.
32-9. Примеры анализа и расчетов режимов
электропередач, имеющих автоматическое регули-
рование и управление/Под ред. В. А. Веникова. —
М.: Высшая школа, 1967. — 295 с.
§ 33-1]
Исходные материалы и состав основных расчетов
221
32-10. Горев А. А. Расчет длинных линий
передачи электрической энергии с учетом рассея-
ния энергии. — В кн.: Избранные труды по воп-
росам устойчивости электрических систем. — М.—
Л.: Госэнергонздат, I960, с. 157—173.
32-11. Анисимова Н. Д. К вопросу об оптими-
зации режима компенсированных передач сверхвы-
сокого напряжения. — Изв. АН СССР. Энергетика
н транспорт, 1975, № 5, с. 83—88.
32-12. Руководящие указания по учету потерь
на корону и помех от короны при выборе про-
водов воздушных линий электропередачи перемен-
ного тока 330—750 кВ и постоянного тока 800—
1500 кВ. — М.: СЦНТИ ОРГРЭС Минэнерго СССР,
1975. — 84 с.
32-13. Анисимова Н. Д., Тамазов А. И. Оценка
пределов регулирования рабочего напряжения
протяженных линий электропередач. — Изв.
АН СССР. Энергетика и транспорт, 1978, № 6,
с. 67—73.
32-14. Анисимова Н. Д. Математическая мо-
дель сложной сети сверхвысокого напряжения для
анализа режимов и статической устойчивости
электрической системы. — Тр. МЭИ. Вопросы про-
изводства и распределении электрической энер-
гии, 1978, вып. 383, С. 9—17.
32-15. Тиходеев Н. Н. Передача электроэнер-
гии сегодня и завтра. — Л.: Энергия, 1976. —
269 е.
32-16. Настроенные электропередачи/В. К.
Щербаков, Э. С. Лукашов, О. В. Ольшевский,
А. Г. Путилова. — Новосибирск: Изд-во СО АН
СССР. 1963.— 271 с.
32-17. Поссе А. В. Схемы и режимы электро-
передач постоянного тока. — Л.: Энергия, 1973.—
303 с.
32-18. Передачи энергии постоянным током и
оборудование преобразовательных подстанций.
Переводы докладов Международной конференции
по большим электрическим системам СИГРЭ-74/
Под ред. В. В. Худякова. — М.; Энергия, 1977. —
104 с.
32-19. Передачи энергии постоянным током
высокого напряжения. Переводы докладов Между-
народной конференции по большим электрическим
системам СИГРЭ-76/Под ред. В. В. Худякова. —
'М.: Энергия, 1978. — 112 с.
32-20. Электропередачи постоянным током
высокого напряжения. Обзор ВИНИТИ «Итоги
науки и техники», сер. Электрические станции,
сети и системы, 'т. 8/Под ред. А. В, Стукачева. —
М.; ВИНИТИ, 1978. —244 С,
Раздел 33
КОНСТРУКЦИИ ВОЗДУШНЫХ И КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ
СОДЕРЖАНИЕ
33-1. Исходные материалы и состав основ-
ных расчетов проектирования конст-
руктивной части воздушных линий 221
33-2. Расчетные климатические условия . 222
ЬЗ-3. Выбор проводов и грозозащитных
тросов, их физико-механические ха-
рактеристики . . . . . 223
33-4. Удельные механические нагрузка иа
провода и тросы \ . 232
33-5. Стрелы провеса проводов и тросов 233
33-6. Длины проводов и тросов в пролете 234
33-7. Напряжения в проводах и тросах н
тяження по ним в нормальных режи-
мах линий ...... 234
33-8. Критические пролеты проводов .• 235
33-9. Особенности расчета грозозащитных
тросов в нормальных режимах линии 236
33-10. Тяжеиия по проводам и грозозащит-
ным тросам при их обрыве в одном
из промежуточных пролетов « . 236
33-11. Пролеты воздушных линий . . 238
33-12. Расстановка опор по трассе линии 241
33-13. Пересечения воздушными линиями
технических сооружений н естествен- '
иых преград......................242
33-14. Напряжения и стрелы провеса прово-
дов н тросов прн их монтаже . м 244
33-15. Защита проводов н тросов от пов-
реждений вибрацией .... 245
33-16. Основные сведения об унифицирован-
ных и типовых опорах .... 246
33-17. Выбор унифицированных н типовых
опор................................251
33-18. Арматура и изоляторы воздушных
линий...............................255
33-19. Газоизолированиые линии электро-
передачи ...........................256
Газы, пригодные для использования
в качестве основной изоляции элект-
ропередачи (256). Основные типы
конструкций ГИЛ (256). Особенности
теплового режима работы ГИЛ (257).
Основные технические характеристи-
ки ГИЛ с пофазно экранированными
лтоковедущнми элементами (258)
33-20. Криогенные линии электропередачи 260
Общие сведения (260). Характеристи-
ки сверхпроводниковых материалов 1
(260). Конструктивные элементы
сверхпроводящего кабеля (261). Си-
стема криогенного обеспечения и то-
ковводы (262). Технические харак-
теристики С ПК Л (263)
Список литературы 264
33-1. ИСХОДНЫЕ МАТЕРИАЛЫ
И СОСТАВ ОСНОВНЫХ РАСЧЕТОВ
ПРОЕКТИРОВАНИЯ
КОНСТРУКТИВНОЙ ЧАСТИ
ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ
Проектирование конструктивной части
воздушных линий (ВЛ) основывается на:
1) проекте электрической части линии, со-[
держащем ее номинальное напряжение и
марки экономически целесообразных прово-
дов (см. разд. 31); 2) специальном изучении
метеорологических и геологических условий
по трассе линий.
Проектирование конструктивной части
ВЛ, сооружаемых на унифицированных и
типовых опорах, заключается в выборе кон-
кретных конструкций опор всех необходи-
мых типов и в расчетах проводов и грозо-
защитных тросов. Основными разделами
этих расчетов являются: 1) определение ме-
ханических нормативных удельных нагрузок
на провода и грозозащитные тросы; 2) оп-
222
Конструкции воздушных и кабельных линий
[Разд. 33
ределение допустимых напряжений проводов
и тросов; 3) определение критических про-
летов проводов линии; 4) определение габа-
ритного пролета линии; 5) расчеты напря-
жений и стрел провеса проводов и тросов
при габаритном пролете во всех основных
климатических условиях работы линии;
6) расстановка опор по трассе линии;
7) расчеты приведенных, ветровых и весо-
вых пролетов для конкретной расстановки
опор по трассе ВЛ; 8) построение монтаж-
ных зависимостей стрел провеса от длины
пролета и климатических условий; 9) рас-
становка опор и расчеты проводов в про-
летах пересечения линии с естественными
преградами и техническими сооружениями;
10) опредедеоиеу расчетных нагрузок на опо-
ры основных типов ВЛ в расчетных режи-
мах этих опор.
После выполнения указанных расчетов
с учетом всех данных выбираются унифици-
рованные опоры необходимых типов
(§ 33-17). Для этих опор и в соответствии
с геологическими условиями трассы линии
выбираются способы их закрепления в грун-
те, включая выбор фундаментов.
Проектирование ВЛ производится в
строгом соответствии с [33-1 — 33-3] и со-
ответствующими государственными стандар-
тами.
В данном разделе приводятся сведения
для расчетов ВЛ, сооружаемых в климати-
ческих условиях основной части территории
СССР, располагающихся на высоте до
1000 м над уровнем моря в районах без осо-
бенно интенсивного производственного или
природного загрязнения воздуха.
33-2. РАСЧЕТНЫЕ
КЛИМАТИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ
Расчеты конструктивной части линий
проводятся в соответствии с районом трас-
сы линии и картами районирования терри-
тории СССР по скоростным напорам ветра,
размерам гололедных образований, грозовой
активности и интенсивности пляски прово-
дов [33-1, 33-2]. По данным этих карт тер-
ритория СССР разделена на I—VII районы
по скоростным напорам ветра и на I—IV и
Таблица 33-1
Наибольшие нормативные скоростные напоры. Па,
и скорости ветра, м/с, на высоте до 15 м
от поверхности земли
Ветровые районы Номинальное напряжение линии, кВ
До 3 6—330 500
1 270 (21) 400 (25) 550 (30)
II 350 (24) 400 (25) 550 (30)
III 450 (27) 500 (29) 550 (30)
IV 550 (30) 650 ( 32) 800 (36)
V 700 (33) 800 (36) 800 (36)
VI 850 (37) 1000 (40) 1000 (40)
VII 1000 (40) 1250 (45) 1250 (40)
Примечание. Без скобок — скоростные
напоры, в скобках — скорости ветра.
особый районы по толщине стенки гололе-
да, характеристики которых приведены в
табл. 33-1, 33-2.
Таблица 33-2
Нормативная толщина стенки гололеда, мм, J
для высоты 10 м над поверхностью земли
Районы СССР по го- лоледу Номинальное напряжение линии, кВ
До 3 С—330 50Э
I И III IV Особый 5 б 10 15 20 и более с уточнением по наблюдениям 5 10 15 20 22 и более с уточнением по наблюдениям На основе данных наблюде- ний. ио не менее 10 мм
Скоростные напоры на провода
и грозозащитные тросы определяются па
высоте приведенного центра тяжести прово-
дов (тросов):
^т>=^<т>-2^/3,
где h — средняя высота крепления про-
водов (тросов) к изоляторам (опоре) над
поверхностью земли, м; — наибольшая
стрела провеса проводов (тросов), м (см.
§ 33-5). Если >15 м, то данные табл.
33-1 умножаются на соответствующие ко-
эффициенты табл. 33-3. В населенных пунк-
тах, если средняя высота зданий не менее
2/3 высоты опоры, скоростной напор разре-
шается понижать на 30% сравнительно с
максимальным.
Механические нагрузки от
гололедообразований на проводах
и тросах определяются по картам [33-2] и
данным табл. 33-2; при высоте >25 м
вводятся дополнительные поправки по
[33-3].
Расчеты всех конструктивных элементов
ВЛ в основных режимах их работы выпол-
няются при сочетаниях климатических усло-
вий, приведенных в табл. 33-4. Дополни-
тельные указания об учете климатических
воздействий в специфических условиях про-
хождения участков линий см. [33-1, 33-2].
Таблица 33-3
Поправочные коэффициенты к наибольшим
скоростным напорам ветра по высоте опоры
Высота распо-1 ложения цен* тра тяжести проводов (тросов), М 20 40 60 100 200 350 и более
Коэффициент 1,25 1,55 1.75 2,1 2,6 3,1
Примечание. Для промежуточных высот
коэффициенты определяются линейной интерпо-
ляцией.
§ 33-2]
Расчетные климатические условия
Карта районирования территории СССР по скоростным напорам ветра.
Карта районирования территории СССР по скоростным напорам ветра.
Конструкции воздушных и кабельных линий [Разд. 33
15-792
Карта районирования территории СССР по скоростным напорам ветра.
§ 33-2]. Расчетные климатические условия
Черновцы*
ГАЛЛИН
Медвежьегорся
иегрозавогск
Ужгород
Нарьян-Мар
Череповец
Шенкурск
алиями
игов
Усогорск
Винница
Ярославль
КИШИНЕВ
Дудинка
ойзмаил
Горький
Игарка
оронеж
Кудымкар
ЗелеисЕзрск
Ханты-Мансийск
у«ые Челны
III
Курск
Елец
непрспетровск
Запорожье
iv-O/T-
Черкассы
• Кировоград
°дмта Крвмвнчу
Кривой Рог^Полтан
Херсон
оижма
Печора
Ухта
Вукты
Арзамас
Чабоксары
Иошар
МОСКВА
о Иваново
Конструкции воздушных и кабельных линий [Разд. 33
Барановичи0^
Пинск© )
।Ровно
1 II
Бердичев
ВИЛЬНЮС
Гомель
Симферопол
дано!
Белгород
П1
Пенза
Нумтс
Надым
Карта районирования территории СССР по толщине стенки гололеда.
50
30
§ 33-2] Расчетные климатические условия
Краенода
Келлог
Уфа
Нахичевань
Балаково IV
унбышев
лгрград
Средн.Васюган
Ярцеве
Чапаев
Нсо.Васюган
Нарым
Колпашево
IV
Пудина
Петропав
еиинакан
Томек
Павлодар
раоноводс
елекен
Ташауз
Талды-Курган
Бухара
ДУШАНБЕ®
70
амарканд
1
Карши Ленннав
Тюмень о
йассу Челябинск
Курган
__ Коичетав
□ А
льды
©-Жркалык
Кустанай
Дисаковск
Темиртау
Рубцовске
Горно-Алтайск
Семипалатинск
оАндижан
Фергана °0ш
мок
о II оМ"Т
Свердловск
Тавда
ЕРЕВА
„ , оьелнеу
Саи-Утес
IV
Чеякар Ирита
Аральск
Тургай
оНоееказаяииск
,£>айке«ур
ОТуркестан
Кзыл-Срда
°Каражал
Чимкент
0 /
©ТАШКЕНТ
Коканд
Караганда»
Балхаш
Капчагай
ФРУНЗЕф
Нарын
Пржевальс
Карта районирования территории СССР по толщине стенки гололеда.
¥с.1%-
вногорск
оДягуз
Новокузнец с
Абакан
228
Конструкции воздушных и кабельных линий
[Разд. 33
Карта районирования территории СССР по толщине стенки гололеда.
Куаьшвка
Байк
Мирный0
илекм.жк
оьурукад
Калакая
КоМсомольск-на-Амурв'
VNKAH
Биробиджан
акаменск
Уссурийск
Границы районов с различной толщиной стенки гололеда.
Iffl Горк« К малоизученные районы
120
100
140
130
.'(&rnwgy
светская
Гавань
Хабаровск
Светлая
о Муторай
...._оВанавара
Яо;;янОО
Усгь- Immck
_£И\ раснья рек
Тайшет
§ 33-3] Расчетные климатические условия
Карта районирования территории СССР по толщине стенки гололеда.
to
230
Конструкции воздушных и кабельных линий
[Разд. 33
Таблица 33-4
Нормативные сочетания климатических условий для проектирования воздушных линий
Режим работы ВЛ Условие расчетов Температура воздуха, °C Скоростной напор ветра, Па Скорость ветра, м/с Толщина стенки гололеда, мм
Нормаль- ный Высшая температура воз- духа 0 0 0
Низшая температура воз- духа 0 0 0
Среднегодовая температу- ра воздуха ®сг 0 0 0
Наибольший скоростной напор ветра (табл. 33-1) —5 внб РНб 0
То же при <>сг ^—6 °C •**•19 "?нб 0
Провода и тросы покрыты гололедом —5 0,25 по <300 0.5 &нб. но <22 b j, — по наблю- дениям, но не ни- же 5 мм для 330 кВ и 10 мм для ВЛ 500 кВ
То же рпи Оог 5 °C —10 U.2b <7нб °’5 °нб То же
То же при > 15 мм °.2э 4Hf), но >140 и «азоо 0,5 ^нб’ но >1*5 и <22 >15
То же при ^сг<—5®С и 6Г > 15 мм Приближения проводов к опорам и сооружениям: —10 То Же То же >15
при рабочем напряже- нии ^нб °яб 0
при атмосферных н внут- ренних перенапряжени- ях 0,1* НО>62,Б еяб, но >10 0
Обрыв проводов для безопасного подъ- ема на опору под на- пряжением —15 0 0 0
При среднегодовой темпе- ратуре #сг 0 0 0
илй тросов При проводах и тросах, покрытых гололедом 0 0 &г— до обрыва. 0 — после обрыва
Прн низшей температуре 0 0 0
Монтаж проводой и тросов Условия монтажу —15 62.5 10 0
33-3. ВЫБОР ПРОВОДОВ
И ГРОЗОЗАЩИТНЫХ ТРОСОВ.
ИХ ФИЗИКО-МЕХАНИЧЕСКИЕ
ХАРАКТЕРИСТИКИ
Выбор экономически целесообразных и
отвечающих электротехническим условиям'
сечений проводов ВЛ производится при про-
ектировании электрической части сети или
линии электропередачи (см. разд. 31).
Материалы проводов. Как правило,
должны применяться провода алюминиевые,
сталеалюминиевые или из сплавов алюминия
(АН, АЖ — см. разд. 12); применение мед-
ных проводов на ВЛ без специальных об-
оснований не допускается. При обычных ус-
ловиях не рекомендуется применение сталь-
ных проводов.
При прохождении ВЛ в районах с по-
вышенным содержанием сернистого газа,
хлористых солей, по берегам морей, соле-
ных озер, засоленных песков и т. п. необ-
ходимо применение проводов марок АКП,
АСКС, АСКИ и АСК [33-4].
Поперечные сечения проводов. По усло-
виям механической прочности не допускает-
ся: 1) применение проводов с поперечными
сечениями токоведущей части, меньшими
приведенных в табл. 33-5; 2) подвеска про-
водов определенных марок в пролетах боль-
ших, чем указанные в табл. 33-6.
С учетом этих ограничений рекоменду-
ется применение сталеалюминиевых прово-
дов марок: 1) АС25/4.2; 35/6,2; 50/8; 70/11;
95/16—во всех районах по толщине стенки
гололеда; 2) АС120/19, 150/24, 185/29,
240/32, 300/39, 330/43, 400/51, 450/56 и
500/64 — при толщине стенки гололеда до
20 мм; 3) 120/27, 150/34, 185/43, 240/56,
300/66, 400/93, 450/56, 500/64 — при толщине
стенки гололеда более 20 мм; 4) АС185/128,
300/204, 500/336 — в пролетах более 800 м.
Грозозащитные тросы применяются иа
ВЛ с металлическими и железобетонными
опорами при напряжении 35 кВ только на
$ 33-3]
Выбор проводов и грозозащитных тросов
831
Таблица 33-5
Наименьшие допустимые сечена» проводов (токоведущей части), мма
Материалы проводов
Номинальное напряжение линии, кВ Характеристики участиов лини.
Алюминиевые и из сплава АН Сталеалюми- ииевые и из сплава АЖ Стальные
ДО 1 На всех участках, кроме ответвлений к вводам Ответвления к вводам 16 16 10 25 или 10 4 мм 0 3—4 мм
Bortfee 1 Примем На участках без пересечений ВЛ с ины- ми техническими объектами при толщине стенки гололеда: дг^10 мм Ьг>15 мм Пролеты пересечений с судоходными ре- ками при: Ьг<;10 мм мм То же с железными дорогами при: fc>r<:10 мм Ьр>1Б мм То же с линиями связи То же с подземными трубопроводами и канатными дорогами а ни е. В Строке для линий Д6 1 кВ 0 3 и 35 50 70 70 Не допуска- ется То же 70 70 4 1лм — диамбт 25 35 25 35 35 50 35 За |)Ы однопровол 25 26 25 25 Не допуска- ется То же 25 Не допус- кается умных про-
иолов. На этих же линиях не допускаете» применение одНойроволочиых проводов с диаметром
более 5 мм.
Таблица 33-6
Наибольшие допускаемые промежуточные пролеты, м__________
Марка провода Толщина.сменки гололеда, мм Марка провода Толщина стенки гололеда, мм
до 10 15 20 До 10 15 20
А35 140 AC3S/6.2 320 200 140
А50 160 90 60 АС50/8 360 240 160
А70 190 115 76 АС70/11 430 290 200
А95 215 135 90 АС95/16 625 410 300
А120 270 ISO НО АС120/19 660 475 350
А150 335 165 130 ПС25 Б20 220 160
АС26/4.2 230 — *—
Таблица 33-7
Физико-мехаиичесКПе характеристики проводов и тросов
Марки и сечеиия проводов и тросов, мм2 Удельная нагруз- ка ст собствен- ного веса чПй/м Модель упруго- сти провода Е, ГПа Температуриы й коэффициент линейного рас- ширения а, 10~а °С“1 Предел прочиост провода прй растяжении aftj МПа
А, АКП с сечениями: 120—185, 300—400 27,5 63 23 160
95, 240 27,5 63 23 150
Иа сплава АН 27,5 65 23 208
Из сплава АЖ 27,5 65 23 285
АС, АСКС, АСКП, АСК с се- лениями: 10/1,8—50/8, 95/16, 95/15, 34,6 82,-5 19,2 290
120/19, 150/24, 185/29, 240/39. 300/48, 400/64 180/19, 185/24, ‘ 300/39, 33.4 77 19,8 270
330/43, 400/51, 450/66, 500/64 120/27, 150/34, 185/43, 37,1 89 18,3 330
240/56, 300/66, 400/93 185/128, 300/204, 500/336 48,4 114 1Б,5 550
ПС всех сечений 80 200 12 620
Стальные тросы (ТК) всех 80 200 12 1200
СеЧбнйй
Примечание. Пределы прочности для алюминиевых (А, АКИ) и сталеалюминиевых про»
водов указаны при алюминиевой проволоке марки АТ.
232
Конструкции воздушных и кабельных линий
[Разд. 33
Таблица 33-8
Допускаемые напряжения проводов и тросов
Марки и сечения, мм2 Рекомендуемые допускаемые напряжения
МПа в долях предела прочности
При наибольшей нагрузке и низшей темпе- ратуре При среднегодо- вой температуре При наиболшей нагрузке fi низ- шей температуре При средне- годовой темпе- ратуре
А, АКП :
16—35 56 48 0,35- 0,30
50 и 70 64 48 0,40 0,30
95 60 45 0,40 0,30
120 н более 72 48 0,45 0,30
Из сплава АН:
16—95 83 62 0,40 0,30
120 и более 94 62 0,45 0,30
Из сплава АЖ:
16—95 114 85 0,40 0,30
120 и более 128 85 0,45 0,30
АС, АСКС, АСКП и АСК:
16 н 25 102 87 0,35 0,30
35/6,2—95/16 116 87 0,40 0,30
120/19. 150/24. 185/29, 240/39, 300/48 400/64 130 87 0,45 0,30
150/19. 185/24'. 240/32, 300/39. 330/43. 400/51, 122 81 0,45 0,30
450/56, 500/64 120/27, 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
ПС всех сечений яю 216 0,50 0,35
СталВнь'ге тросы (ТК) всех 6Ю 420 0,50 0.35
сечений
Примечания: L Для алюминиевых и сталеалюмиииевых проводов напряжения указаны
при алюминиевой проволоке марки АТ.
2. Для стальных тросов напряжения приведены при пределе прочности 1200 МПа.
подходах к подстанциям, на 110—500 кВ —
по всей длине Плинии. Линии на деревянных
опорах, как правило, не защищаются грозо-
защитными тросами. На ВЛ до 20 кВ гро-
зозащитные тросы не применяются.
В качестве грозозащитных тросов обыч-
но применяются стальные тросы ТК-9,1
(ГОСТ 3063-66) на ВЛ 110—150 кВ и
ТК-11,0 на ВЛ 220—500 кВ.
Уточнения применения различных типов
проводов и тросов, в том числе и из спла-
вов алюминия, см. [33-1, 33-2], а также
разд. 12. Конструктивные параметры прово-
дов ВЛ приведены в разд. 11. Их физико-
механические и нормативные характеристи-
ки приведены в табл. 33-7, 33-8.
33-4. УДЕЛЬНЫЕ МЕХАНИЧЕСКИЕ
НАГРУЗКИ НА ПРОВОДА И ТРОСЫ
Удельные нагрузки иа провода и тросы
определяются отнесенными к единице дли-
ны и единице поперечного сечения. Для ком-
бинированных (например, сталеалюмииие-
вых) проводов учитываются силы, действу-
ющие иа провод в целом, и полное сечение
провода.
Удельные нагрузки используются во
всех расчетах в качестве исходных величин,
отражающих характеристики собственно
проводов н тросов, а "акже влияние соот-
ветствующих климатических условий.
В табл. 33-9 приведены условия и рас-
четные выражения для определения удель-
ных нагрузок. Здесь обозначены: Go — по-
гонная масса провода (см. табл. 12-48—
12-51), кг/м; F — полное действительное се-
чение провода или троса, м2; 9,81 м/с2 —
нормалйное ускорение свободного падения;
Ьт — толщина стенки гололеда (см.' табл.
33-4), м; d — внешний диаметр провода
или троса, м; go=900 кг/м3—плотность го-
лоледа: v — скорость ветра, м/с; qv — ско-
ростной напор (табл. 33-4), Па; а — коэф-
фициент неравномерности скоростного напо-
ра по пролету ВЛ, равный 1 при 270 Па,
0,85 при 400 Па, 0,75 при 550 Па, 0,7 при
760 Па и более (промежуточные эиачения
определяются линейной интерполяцией);
ki—коэффициент влияния длины пролета,
равный 1,2 при пролетах до 50 м, 1,1 при
100 м, 1,05 при 150 м, 1 при 250. м и более
(промежуточные значения определяются
линейной интерполяцией); сх — коэффициент
лобового сопротивления провода (троса),
равный 1,2 для проводов (тросов) с диамет-
ром менее 20 мм и для всех проводов (тро-
сов), покрытых гололедом, 1,1 при диамет-
ре проводов (тросов) 20 мм и более н при
отсутствии гололеда. Более подробные све-
дения об определении удельных нагрузок см.
[33-5, 33-6].
§ 33-5]
Стрелы провеса проводов и тросов
233
Таблица 33-9
Удельные нагрузки на провода и тросы
Условия определения Обозначение Расчетное выражение
.От собственного веса провода (троса) 8,81 G./F
От веса гололеда % 9.8Г&, bp (d + 2br)/F
От собственного веса и веса гололеда Тз V. +Vt
От давления ветра на провод (трос) без v< “ ''' rx % = а сх v~
гололеда
От давления ветра на провод (трос) с Vs а «7„ (d 4- 2b„)/l ,6Г = a k, v- X
гололедом X (d + 2br)/l,6F
Результирующая при ветре без гололеда Та ]/ +
Результирующая при гололеде н ветре V7 ]/ v^ + т?
33-5. СТРЕЛЫ ПРОВЕСА ПРОВОДОВ
И ТРОСОВ
При одинаковой высоте крепления про-
вода (троса) на смежных опорах (рис. 33-1)
его стрела провеса в пролете, м, может
быть определена:
1) при пролетах ВЛ до 500—700 м уп-
рощенно
где I — длина пролета, измеряемая по го-
ризонтали (рис. 33-1 — 33-4), м; у— удель-
ная нагрузка на провод (трос) при конкрет-
ных климатических условиях (табл. 33-9),
Па/м; а — напряжение в низшей точке про-
вода (троса) при удельной нагрузке у и
конкретных климатических условиях, Па
(см. § 33-4);
2) при практических расчетах больших
пролетов ВЛ (переходов через широкие
водные пространства и т. п.) при стрелах
провеса f > (0,05 -г-0,06)/ по выражению
у8/4
' 8о '384а4 ’
где применены те же, что и выше, обозна-
чения отдельных величии.
О расчетах стрел провеса с высокой
точностью и в особых условиях см. [34-5,
Наибольшие вертикальные стрелы про-
веса, определяющие габаритный пролет ВЛ
(при заданных опорах) или высоту опор,
имеют место при высшей температуре воз-
духа
г
т&в
или при наибольшей вертикальной механиче-
ской нагрузке
. ЪР
'S 8а3 ’
где Yi, уз —по табл. 33-9; а3 —напря-
жения провода (троса) в его низшей точке,
соответственно при высшей температуре воз-
духа Ов, у(, и при гололеде без ветра Ог, Уз
(см. § 33-7). .
Климатические условия, при которых
имеет место наибольшая стрела провеса
провода (троса) в вертикальной плоскости,
определяются сравнением высшей темпера-
туры воздуха в районе сооружения линии с
критической температурой:
Рис. 33-1. Пролет воздушной линии с пересече-
нием железной дороги и при одинаковой высоте
подвеса провода на опорах.
аЕ \ Уз'
где помимо приведенных выше обозначений
&г — температура, при которой наблюдают-
ся гололедообразования (табл. 33-4); а,
Е — температурный коэффициент линейно-
го удлинения и модуль упругости провода
(троса) по табл. 33-7; [a] vh6 —допускае-
мое напряжение провода при наибольшей
удельной нагрузке (см. табл. 33-9 и § 33-7).
При высшей температуре воздуха Ок>
>$кр стрела при ®в<в'кр стрела
• Провес провода в поперечном сечении
234
Конструкции воздушных и кабельных линий
[Разд. 33
Рис. 33-2. Пролет воздушной линии при неодина-
ковой высоте подвеса проводов на смежных опо-
рах.
ных опорах (рис. 33-1) и пролетах до 500—
। 700 м упрощенно
или при более длинных пролетах
, = . , У2Р , V416
'Г 24о? 'Г 1920о« ’
Более подробные сведения см. [34-5,
34-6, 34-9). При неодинаковых высотах то-
чек креплении провода (рис. 33-2) его дли-
на в пролете определяется на основе запи-
санных выше выражений и в виде суммы
длин провода в половине пролета U,m(/-ao)
и половине пролета /а,б(ЕВо):
L = 0,5(Lao + Lbo).
пролета ВЛ, например yi на рис. 33-1, удоб-
но определять по выражению
Й_аа./,_Л
' I \ 1
Данное выражение применяется при
расчетах пересечений ВЛ с иными техниче-
скими объектами для определения расстоя-
ния между этим объектом и проводами ВЛ.
Так, на рис. 33-1 /u=(h+f)—(yi+ha), где
h — высота подвески проводов, hi — высота
от плоскости основания опоры до головки
рельса. ..
При иеодииаковой высоте подвеса про-
вода или троса на смежных опорах (отно-
сительно горизонтали) различают (рис.
33-2):
1) малую стрелу провеса — относитель-
но низшей точки подвеса
. _ f _
'м ~~'А 8о0 5
2ЙЛВ°О
yl :
2) большую стрелу Провеса — относи-
тельно высшей точки подвеса
f ~f.
5 'в 8о0 ’
^АВ^О
9,6 * "Т
Провес провода (троса) относительно
верхней точки его крепления в любой точке
пролета вычисляется согласно рнс. 33-2:
33-6. ДЛИНЫ ПРОВОДОВ И ТРОСОВ
В ПРОЛЕТЕ
Длина провода (троса) в пролете при
одинаковой высоте его крепления иа смеж-
При расчете проводов (тросов) иа осно-
ве уравнения параболы
-,2
t==Z+’48^
33-7. НАПРЯЖЕНИЯ В ПРОВОДАХ
И ТРОСАХ И ТЯЖЕНИЯ ПО НИМ
В НОРМАЛЬНЫХ РЕЖИМАХ ЛИНИИ
Согласно [33-1, 33-2] расчеты проводов
и тросов производятся по методу допускае-
мых напряжений, значения которых приве-
дены в табл. 33-6. Расчеты линий с обычной
длиной пролетов (примерно до 700 м) осу-
ществляются по напряжению провода (тро-
са) в его низшей точке, которое не должно
превосходить допускаемое. Вместе с тем
напряжения в точках крепления проводов
не должны превосходить 105% допускаемо-
го напряжения (табл. 33-8) для алюминие-
вых и стальных проводов и 110% для ста-
леалюмиииевых проводов. В точках крепле-
ния на опоре напряжение в проводе (тросе)
больше, чем в его низшей точке. При равной
высоте точек подвеса провода (рис. 33-1)
аА = °в =-- °0 + W >
где f — стрела провеса провода при удель-
ной нагрузке у и напряжении в низшей точ-
ке <т0.
При неодинаковой высоте точек подве-
са провода по рис. 33-2
^ = % + ^б>ол = о0 + у/м.
Комбинированные, в том числе стале-
алюминиевые, провода рассчитываются по
полному тяжению, действующему по прово-
ду, по суммарному сечению алюминиевой и
стальной частей, по модулю упругости, тем-
пературному коэффициенту линейного рас-
ширения и допускаемому напряжению про-
вода в целом (табл. 33-7, 33-8).
При температурах воздуха Фя, отлича-
ющихся от данных табл. 33-4, допускаемое
напряжение сталеалюминиевого провода оп-
§ 33-8]
Критические пролеты проводов
235
ределяется по выражению
Ев
[о]„ = {[о]а — (аа — а0) (fl0 — ©„) fa] ~ »
са
где [а] а, eta, Ея— допускаемое напряжение,
температурный коэффициент линейного рас-
ширения и модуль упругости алюминиевых
проволок (см. разд. 17); ©о — температура
изготовления провода, условно принимае-
мая равной 4-15° С; а0, Ео— температурный
коэффициент линейного расширения и мо-
дуль упругости сталеалюминиевого провода,
приведенные в табл. 33-7.
Напряжение провода (троса) оп при
климатических условиях, характеризуемых
температурой воздуха ©п, и удельной —
грузке у„ определяется по уравнению
стояния провода
£Тп«2
СГ/г — п. ч. П аЕ$п — Kat
24а„
на-
со-
где
Е—модуль упругости материала провода;
, '©'[стj — удельная нагрузка и темпера-
тура -воздуха при допускаемом напряжении
провода.
Это уравнение может применяться н
при неравных высотах точек крепления про-
водов, если tgit>=/iAB//<0,25 (рис. 33-2).
При tgi|?>0,25 уравнение состояния имеет
вид:
Z2
оп —----—- cos3 ф + аЕ~5п cos ф =
24
~ К - frrl — 1 СО®3 t [<n C0S Ф-
п 1 J 24 [о]?
Выбор допускаемого напряжения про-
вода по табл. 33-8 и соответствующих ему
У[о-| и производится на основе опреде-
ления критических пролетов (см. § 33-8).
Решение данного уравнения состояния обыч-
но производится методом подбора.
Тяжение по проводу (тросу) при любых
условиях работы и в каждой его точке на-
правлено по касательной к кривой прови-
сания провода (троса) и определяется вы-
ражением
T = oF,
где F— полное поперечное сечение провода
(троса).
Наименьшее тяжеиие по тросу — в его
низшей точке (То), а в точках крепления
(см. рис. 33-1)
7’д.в=’’о + т^ = 7-0 + о0Р,
где у, F см. выше.
33-8. КРИТИЧЕСКИЕ ПРОЛЕТЫ
ПРОВОДОВ
Допускаемые напряжения [о] с соот-
ветствующими и [табл. 33-8,
33-9], используемыми для расчетов по при-
веденному в § 33-7 уравнению состояния
провода, могут быть:
1) низшая температура воздуха ©в,
удельная нагрузка уь допускаемое напря-
жение провода [а] #н;
2) среднегодовые условия: среднегодо-
вая температура Осг, удельная нагрузка у(,
допускаемое напряжение провода [а] «г;
3) наибольшая внешняя нагрузка иа
провод уЯб (Ye или у7), соответствующая ей
температура воздуха , допускаемое на-
пряжение провода [alyac-
Из приведенных трех сочетаний допу-
скаемого напряжения, удельной нагрузки
провода и температуры воздуха должно
быть выбрано то, использование которого
в уравнении состояния провода обеспечит
для каждой рассчитываемой линии соблю-
дение
а0н 1 °сг Г°^сг ’ °?нб Г°1?нб’
где а#н, аСг и ovhG — реальные для данной
ВЛ напряжения проводов при Он, среднего-
довой температуре и уВб.
Необходимое по указанным условиям
сочетание исходных условий расчета выби-
рается сравнением действительного (см.
§ 33-11, 33-16) и критических пролетов по
табл. 33-10. Критические пролеты определя-
ются по выражению
где — коэффициент упругого удлн-
Таблица 33-10
Выбор исходных условий при расчетах проводов
Соотношение критических пролетов Соотношение действитель- ного и крити- ческих про- летов Исходные условия расчетов
V _ ~ « а э'л a je и ~ V V < 'кр(1) ZKP(1) <l < < 'кр(З) 1 > Znp(3) Низшая темпе- ратура Среднегодовые Наибольшая на- грузка
?кр(1» > z«p(2)> ZHP<3> 1 < ZKP2 1 > ZHP(2) Низшая темпе- ратура Наибольшая на- грузка
236
Конструкции воздушных и кабельных линий
[Разд. 33
нения провода, Па-1, остальные обозначе-
ния см. выше.
Различаются три критических пролета:
1) /кр(1> определяет переход от расчет-
ных условий при низшей температуре к
среднегодовым условиям. При этом уя =
==Y15 ©n~ ©cr; [Cl] я “ [б] 0г1 ©т =
=©« И [о]т=[о]#н;
2) /КР(2) определяет переход от расчет-
ных условий низшей температуры к усло-
виям наибольшей нагрузки: уп=уиб: ©п=
= «^6! k]n = [oiTHe; тга = Т1; ©„ =
3) Л<р(з) определяет переход от расчет-
ных среднегодовых условий к условиям наи-
большей нагрузки: уп = унб; ©п = ©.риб;
[°]n==I°]l>H6,Ym=Yi; ^m==^crl [о]т==1°]сг-
Рекомендуется в первую очередь опре-
делить Zkjksj и сравнить его с действитель-
ным пролетом. Далее при /<1Кр(2) опреде-
ляется /кр(1>, а при Z>ZKp(2) вычисляется
/нр<з). Подробнее см. [33-5—33-7,33-9,33-23].
33-9. ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА
ГРОЗОЗАЩИТНЫХ ТРОСОВ
В НОРМАЛЬНЫХ РЕЖИМАХ ЛИНИИ
Исходным условием расчета грозоза-
щитных тросов в нормальных режимах (в
отличие от расчета проводов) является их
допустимая стрела провеса при климатиче-
ских условиях, соответствующих атмосфер-
ным перенапряжениям (табл. 33-4).
При этом для надежной защиты прово-
дов от непосредственного поражения мол-
нией стрела провеса троса [т<ПВ) должна
быть на 0,5—1,5 м меньше стрелы провеса
проводов [п<пя):
f т(пн) == f п(пн) (0,5-: 1,5),
где меньшие значения разности стрел про-
веса относятся к меньшим пролетам.
Кроме указанного, согласно [33-2] рас-
стояние между верхним из проводов и гро-
зозащитным тросом в середине пролета (без
учета отклонения их ветром) в нормаль-
ных режимах работы линии должны быть
не менее приведенных в табл. 33-11.
Таблица 33-11
Наименьшие допустимые расстояния
между грозозащитным тросом и проводом
в середине пролета
Длина проле- та, м 100 150 200 300 400 500 600 700
Расстояние между тросом н проводом, м 2,0 4,0 5,5 7,0 8,5 10,0 11,5
По стреле провеса троса определяется
его напряжение при климатических услови-
ях, соответствующих атмосферным перена-
пряжениям:
Т1(т) /2
°Т(ПН) — ОС *
°<т<пн)
где уад — удельная нагрузка для троса от
его собственного веса.
По найденному таким образом От(пв) ре-
шением уравнения состояния провода опре-
деляются напряжения троса при любых
иных климатических условиях. При этом в
уравнение состояния, приведенное в § 33-7,
вместо Кп или Кп подставляется
£т Т1(т) /2 ,
— От(пн) 24ц j ‘ а^т ®пн
или
г Ew Vibri I
= СГТ(пн) 94“ cos3 Ф + а£т X
X ©пн cos ф,
здесь Ет — модуль упругости троса (табл.
33-7); ©пв —- температура воздуха при ат-
мосферных перенапряжениях, принимаемая
по табл. 33-4 и [33-2] равной 15° С. Обяза-
тельно определение От при наибольшей
удельной нагрузке, при средиеэксплуатаци-
ониой и низшей температурах воздуха.
Каждое из этих напряжений должно быть
меньше соответствующего допускаемого на-
пряжения.
Приведенные выше формулы критиче-
ских пролетов и их использование неприме-
нимы при изложенной здесь методике рас-
чета троса.
Подробные указания о защите ВЛ’ гро-
зозащитными тросами и подвеске последних
см. в разд. 37 и [33-1, 33-2], а сведения о
расчетах — в [33-5 — 33-7, 33-9].
33-10. ТЯЖЕИИЯ ПО ПРОВОДАМ
И ГРОЗОЗАЩИТНЫМ ТРОСАМ
ПРИ ИХ ОБРЫВЕ В ОДНОМ
ИЗ ПРОМЕЖУТОЧНЫХ ПРОЛЕТОВ
При обрыве провода (проводов одной
фазы) линии в одном из промежуточных
пролетов (рис. 33-3, а) снижаются тяжеиия
и напряжения в проводе (проводах) данной
фазы в неповрежденных промежуточных
пролетах (в рассматриваемом анкерном
пролете). Снижение тяжений по проводу
(проводам) обусловливается отклонениями
гирлянд, изоляторов и гибкостью промежу-
точных опор некоторых конструкций (сво-
бодностоящие деревянные и железобетон-
ные) [33-5, 33-6, 33-8, 33-10]. Обрыв про-
водов рассматривается при среднегодовых
условиях (уь ©Сг). Наибольшие тяжеиия
создаются при обрыве провода (проводов)
в промежуточном пролете, примыкающем к
анкерной опоре.
§ 33-10]
Тяжения по проводам и тросам при их обрыве
237
Рис. 33-3. Схема анкерного пролета воздушной линии с равными длинами промежуточных пролетов
(/|==/2— . с гибкими промежуточными опорами, без грозозащитных тросов и с подвесными
гирляндами изоляторов: а) нормальный режим работы, б) обрыв провода в промежуточном проле-
те /; пролеты между точками крепления проводов 12а< бо’ ба’ “ отклонения
опоры, гирлянды изоляторов, точки крепления провода.
Это наибольшее тяжейие воспринима-
ется промежуточной опорой, ограничиваю-
щей аварийный пролет (ГвСав) на рис.
33-3, б). Примыкающая к данному пролету
анкерная опора воспринимает тяжение
Ty,(aB)=osf или принимаемое по
большей из этих величин, где F — сечение
провода (проводов) оборванной фазы.
Опоры ВЛ до 1000 В не рассчитывают-
ся по нагрузкам аварийного режима [33-1].
Для опор ВЛ напряжением выше 1000 В
нормативные тяжения по проводам, воспри-
нимаемые Промежуточной ОПОрОЙ (7п(ав)),
принимаются равными: а) по табл. 33-12 —
при креплении проводов в глухих зажимах
к подвесным гирляндам’ изоляторов; б) по
паспортным- данным зажимов —.при крепле-
нии проводов в зажимах с ограниченной
•прочностью заделки (но ие более чем по
табл. 33-12); в) 1500 Н — при креплении
проводов к штыревым изоляторам; г) при
необходимости уточненного расчета или рас-
чета, не охватываемого описанными выше
вариантами, определяются на основе спе-
циальной методики по [33-5, 33-6, 33-9].
При обрыве грозозащитного троса в
одном из промежуточных пролетов тяжение
по тросу в соседнем пролете принимается
равным: а) 0,57'Т(Вб)=0,5от(нб)/;т, гдеоГ(Еб) —
наибрлыпее напряжение троса; Fr— по-
перечное сечение троса; б) найденному по
методике, изложенной в [33-6], если требу-
ется уточненное определение данного тя-
жения.
При обрыве проводов на линиях с гиб-
кими опорами тросы оказывают поддержи-
вающее действие, в связи с чем в них воз-
никают дополнительные напряжения. До-
полнительное тяжение по тросу при обрыве
проводов определяют по схеме рис. 33-4, а,
принимая допущения о жестком закрепле-
нии сечеиий стойки опоры на уровне крепле-
ния троса и на уровне земли:
hBC
Н
*т = *с
где hue и Н — высоты точек креплений изо-
ляторов и грозозащитных тросов на опоре.
При одностоечных опорах Кс—Тщшо
(табл. 33-12, негибкие опоры); при проме-
жуточных опорах портального типа с двумя
грозозащитными тросами (рис. 33-4, б)
~ ^п(ав) AID.
Таблица 33-12
Нормативные тяжения по проводам,
действующие в аварийном режиме ВЛ
на промежуточные опоры при подвесных
гирляндах нзоляТоров и креплении проводов
в глухих зажимах
1 Характеристики опор и ВЛ Хар актеристики проводов । Нормативное тяжение гп (ав) в Долях ния по проводу
Число прово- дов в фазе Сечения токо- ведущей части, мм!
Свободностоя- 1 « 185 0,5
щие металличес- кие и любые и а оттяжках (негиб- кие опоры) 1 > 205 0,4
То же до 330 кВ 2 > 205 0,32 ,
3 > 205 0,28
4 > 205 0,24
То же прн 500 кВ >205 0,15, но не менее 18-Ю3 Н
Железобетон- 1 «С 185 0,3
ные свободностоя- щие 1 > 205 0,25
Деревянные сво- 1 О 185 0,25
бодностоящие 1 > 205 0,2
238
Конструкции воздушных и кабельных линий
[Разд. 33
Дополнительное напряжение троса, обу-
словленное силой Дт,
°т(д) = ^т/^-
а полное напряжение троса
&т(ав) = °т(сг) + °т(д) ’
где oner) — напряжение троса при средне-
годовых условиях (У1, Осг).
Это напряжение не должно превосхо-
дить 70% его предела прочности (табл.
33-7).
Рис. 33-4. Схема к расчету дополнительного тя-
жониЯ по тросу при обрыве провода (проводов)
одной фазы.
Детализацию условий и методик опре-
деления нормативных тяжений по проводам
и тросам в аварийных режимах см. в [33-3,
33-5, 33-9].
33-11. ПРОЛЕТЫ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ
Промежуточные пролеты — расстояния
по горизонтали между соседними промежу-
точными опорами (рис. 33-1, 33-2, 33-4,
33-5) —- определяются высотой выбранных
унифицированных или типовых Промежуточ-
ных опор.
Промежуточные габаритные пролеты в
общем случае определяются (рис. 33-5): вы-
Рис. 33-5. Размеры промежуточной опоры, опре-
деляющие длину габаритного промежуточного
пролета линии или высоту опоры.
сотой выбранных промежуточных опор
высотой тросостойки Лт; расстоянием по
вертикали между проводами Лп; длиной
подвесной гирлянды изоляторов X (табл.
33-13); наибольшей стрелой провеса прово-
Таблица 33-13
Основные характеристики изоляции на промежуточных опорах воздушных лнннй
(высота до 1000 м над уровнем моря, не в зонах повышенного загрязнения)
Номиналь- ное нап- ряжение. кВ Тип изолятора Металлические и железобетонные опоры Деревянные опоры
Количе- ство изолято- ров Высота изо- лятора или длина гир- лянды с ар- матурой (от траверсы), м Массы изолято- ров с ар- матурой. кг Количе- ство изолято- ров Высота изолятора или длина гирлянды с арматурой, м Массы изолято- ров с ар- матурой, кг
Д0 1 НС-16 1 0,14 0,8 1 0,17 1,72
6—10 ШФ10-Г I 0,22 2,76 1 0,22 2,75
IUC10-A 1 0,19 2,35 1 0,19 2,35
20 ШФ20-В 1 0,25 5,05 1 0,25 5,05
35 ПФ70-В 3 0.69 19,0 2 0,56 13,0
ПС70-Б 3 0,68 16,0 2 0,55 12.0
110 ПФ70-Б 7 1.25 38,0 6 1,1 33,0
ПС70-Б 8 . 1.35 36,0 7 1.2 32,0
150 ПФ70-В 9 1,5 47,0 8 1.4 43,0
ПС70-Б 10 1.6 45,0 9 1,5 41,0
220 ПФ70-В 13 2,2 72,0 12 2,05 67,0
ПС70-Б 14 2,3 67,0 13 1,9 60,0
зэо ПФ70-В 19 3,0 118,0
ПС70-Б 21 3,2 111.0 —— —.
ПС120-А 17 3,1 130,0 — — *—
500 ПФ120-А 21 4,9 238,0 —
ПС120-А 24 4,5 185,0 — —" “
Примечание. На анкерных опорах линий 110 нВ в натяжных гирляндах изоляторов число
изоляторов на 1 больше указанного в таблице.
§ 33-11]
Пролеты воздушных линий
239
Таблица S3-I4
Наименьшие допускаемые расстояния проводов воздушных линий до земли
и пересекаемых объектов, м
Район прохождения линий или пересекаемые объекты Номинальные напряжения линий, кВ
До 1 6—10 20 35—110 150 2^0 330 500
До земли в ненаселенной местно- сти 6,0 6,0 6,0 6.0 6,5 7,0 7,5 8,0
До земли в труднодоступной мест- ности До земли в населенной местно- сти, на территории промышленных предприятий: 3.5 5,0 5,0 5,0 5,5 6,0 6,5 7,0
в нормальном режиме 6,0 7,0 7,0 7,0 7,5 8,0 8.0 8,0
при обрыве проаодов в соседнем пролете До проводов линии связи и сигна- лизации: прн наибольшей стреле провеса: 4.5 4,5 4,5 5,0 5,5 6,0
в нормальном режиме1 1,25 2—4 3—4 3—5 4—6 4-6 5—7 5—7
в аварийном режиме Железные дорогн общего пользо- вания: 1.0 1,0 1.0 1,5 2,0 2,5 3,5
в нормальном режиме до головки рельса неэлектрифицированной ж. д.2 7,5 7,5 7,5 7,5 8,0 8,5 9,0 9.5
то же при обрыве провода в про- лете, соседнем с пересечением3 6,0 6,0 6,0 Ь.О 6,5 6,5 7,0 —
от провода до троса подвески или до контактного провода электрифи- цированной ж. д. в нормальном ре- О Ч жиме’ 1,0 2—2,5 3—5 3—5 4—7 4—7,0 5—8.0 5—8.0
то же при обрыве провода в со- седнем пролете4 До полотна автомобильных дорог с общей шириной проезжей части 4,5 м и бол^е: 1,0 1,0 1,0 1,0 2,0 2,0 2,5 3.5
в нормальном режиме 7,0 7,0 /,0 7,0 7.5 8,0 8,5 9,0
при обрыве провода в пролете, соседнем с пересечением4 Судоходные реки, каналы, шлюзы и т. п.: 5,0 5,0 5,0 5.0 6,5 5,5 6,0
до уровня самых высоких вод при высшей температуре воздуха 6,0 6.0 6.0 6,0 6,5 7.0 7,5 8.0
до наиболее высоких точек судов или сплава леса при наивысшем судоходном горизонте воды или до габарита сплава Несудоходные н несплавиые реки н каналы: 2,0 2,0 2,0 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0
до уровня высоких вод 2,0 3,0 3,0 3,0 3,5 4,0 4,5 5,0
до уровня льда зимой (при +5° С) 6,0 6,0 6,0 6.0 6,5 7,0 7,5 8,0
1 Меньшая из цифр относится к линиям с грозозащитными устройствами, а также к провер-
кам по условиям гололеда; большая из Цифр — к линиям на деревянных опорах и без грозозащит-
ных устройств.
2 Определение наибольшей стрелы провеса провода на пересечениях железных дорог общего
пользования и дорог электрифицированного транспорта производится с учетом высшей температуры
окружающего воздуха и добавочного нагрева проводов током в нормальном режиме работы линии
(при отсутствии данных о нагрузках линии температура провода принимается +70 °C).
* Указанные расстояния берутся в зависимости от длины пересекающего пролета воздушной
линии и расстояния от места пересечения до ближайшей опоры линии.
4 При пересечениях линий проводами сечением 185 мм2 н более проверка Габаритов не требу»
ется.
240
Конструкции воздушных и кабельных линий
[Разд. 33
дов, не отклоненных ветром, fue (см.
§ 33-5); наименьшим допустимым по усло-
виям безопасности расстоянием от иижней
точки провода до поверхности земли (габа-
рит линии) Лг (табл. 33-14); запасом на не-
ровности почвы h3=0,2-s-0,3 м'. Расчет га-
баритного пролета линии производится на
основе допустимой (габаритной} стрелы
провеса провода’
[f ] — fг= И h3
по выражениям
/-В+Кв2 + 4ДС
2Д
Л = Г[п/8[Л + у(2о]£/24[Ор;
С = 8Е [fp/3,
где Yijfi, 0[/| — удельная нагрузка и темпе-
ратура воздуха при [/]; #[о3 — то же
при климатических условиях, соответствую-
щих [о]; a, Е— температурный коэффици-
ент удлинения и модуль упругости провода.
Климатические условия, соответствую-
щие наибольшей вертикальной стреле прове-
са провода [вв—[[], выбираются после вы-
числения приближенного значения критиче-
ской температуры воздуха и ее сравнения с
©в (см. § 33-5). Климатические условия, со-
ответствующие [о], выбираются после оп-
ределения критических пролетов (§ 33-7) и
их сопоставления с вероятными значениями
габаритных пролетов проектируемой линии,
которые применяются иа основании данных
табл. 33-17.
При толщине стенки гололеда на про-
воде 15 мм и более и наибольшей скорости
ветра 25 м/с и более обычно [о] = [о]^;
Т[с] = ТН6 == V, и ^[О] = 'О'унб = ®г-
После определения Zr по приведенным
выше выражениям необходимо проанализи-
ровать правильность положенных в основу
расчета исходных климатических условий
Т(О]. «'[О]при [а] и yi/j и $!/]. Это выпол-
ет)
1з(вс)
кВ и выше при
h(BT)
1г(вс1
u^S-Li
!*А
Рис. 33-6. Схема анкерного пролета воздушной линии с неравными длинами промежуточных про*
летоа.
няется сравнением полученного пролета 1Г с
/км», /«род и /Кр(з), а также действительной
0Hp с заданной 0в. При расхождении поло-
женных в основу расчета значений TfajI
[о], и Oyj с результатами прове-
рочного анализа расчет следует повторить,
исходя из новых значений климатических ус-
ловий, соответствующих [а] по § 33-8 и [[]
по § 33-5.
Весовым пролетом ВЛ Zbc называется
промежуточный пролет, соответствующий
нагрузке от веса проводов и тросов, вос-
принимаемой опорой, и измеряемый между
нижними точками (0— рис. 33-6). Этот про-
лет может быть равен габаритному, больше
и меньше его — в зависимости от рельефа
трассы линии. На рис. 33-6
Za(Bc) = ^з(вс) > 4-; 4(вс) < 1г-
Ветровым пролетом ВЛ называется про-
межуточный пролег, соответствующий ни-
грузке от давления ветра на провода и
тросы. Этот пролет всегда принимается рав-
ным полусумме длин пролетов, примыкаю-
щих к опоре; на рис. 33-6
^а(вт) — Tri ^s(bt) > 4» Z5(BT) < Zr-
Промежуточные пролеты в населенной
местности выбираются как по условиям нор-
мального режима ВЛ (см. выше), так и по
наибольшему возможному провисанию про-
водов, которое образуется в первом от ан-
керной опоры пролете при обрыве провода
во втором промежуточном пролете. Рас-
стояние от низшей точки провода до поверх-
ности земли или городских технических со-
оружений не должно быть меньше указан-
ных в табл. 33-14, что приводит к сущест-
венному сокращению габаритных пролетов,
при применении опор, предназначенных для
иеиаселеиной местности [33-13,33-18,33-30].
Длина пролета, возможная по условиям
аварийного режима ВЛ, определяется по
[33-6,33-8].
Анкерный пролет — расстояние по гори-
зонтали между соседними анкерными опора-
ми (Ел на рис. 33-6), длина которого не
нормируется для ВЛ 35 "
§ 33-12]
Расстановка опор по трассе линии
241
креплении проводов в глухих зажимах или
зажимах с ограниченной прочностью за-
делки.
При креплении проводов к штыревым
изоляторам на ВЛ 35 кВ и ниже расстоя-
ние между анкерными опорами не должно
быть более 10 км, если расчетная толщина
стенки гололеда составляет 10 мм, и не бо-
лее 5 км при 15 мм и более. Анкерные опо-
ры устанавливаются в местах, определяе-
мых трассой линии, пересечениями с ины-
ми техническими объектами *и иными усло-
виями работы и монтажа ВЛ.
Приведенный пролет — эквивалентный
по условию равенства напряжения проводов
промежуточный пролет, определяемый для
анкерного участка линии с неравными про-
межуточными пролетами по формуле
где h — длина i-ro промежуточного пролета
при п таких пролетах в пределах одного ан-
керного.
По приведенным пролетам производятся
расчеты ВЛ после расстановки опор по
трассе линии. Дополнительные указания см.
§ 33-12, а также [33-6, 33-9].
Длины пролетов переходов ВЛ через
пересекаемые технические сооружения вы-
бираются по условию наименьшего допуска-
емого приближения проводов к определен-
ным частям данного сооружения (см.
§ 33-13).
33-12. РАССТАНОВКА ОПОР
ПО ТРАССЕ ЛИНИИ
Расстановке опор предшествуют изыска-
ния трассы линии, когда фиксируются план,
продольный профиль и геологическая струк-
тура будущей трассы линии. Указанные дан-
ные наносятся на карту трассы. Для от-
дельных мест в сильно пересеченной мест-
ности, при пересечении технических объек-
тов и других подобных обстоятельствах мо-
гут сниматься и поперечвые профили
трассы.
Масштабы плана и профилей обычно
принимаются следующие:
Для плана ......
Горизонтальный — для
профилей нормальных
Вертикальный—для про-
филей нормальных . .
Для профилей переходов
через железные доро-
ги, линии связи и т, п_:
горизонтальный . .
вертикальный . . .
1:10 000—1:25 000
1:5000
1:500
1:1000—1:2000 .
1:100—1:200
На рис. 33-7 приведен пример про-
дольного профиля трассы линии. В нижней
части рисунка приведен спрямленный план
местности (ширина участка 50 м). Еще ниже
указаны отметки профиля, расстояния меж-
16—792
Средняя иасть.чертежа. заполняется данными о типе опор,
номерах опор,пролета.х и.т.д.
п 5-/00 LJ 5" О? г 700 5- L 96,4 г-о to4 35,5^1100 Й U I 53 100 100
7 8 9 860 1 Z 8 4 5 6 Угтр.^дд1 ПК 858+43,7 75Н,30~рааятжи мегкду углами, j Размеры ё метрах
Рис. 33-7. Профиль и план участка трассы воз-
душной липни.
ду пикетами и номера пикетов. На оси
трассы линии указаны углы поворота линии.
При проектировании трассы линии и по-
следующей расстановке опор должны со-
блюдаться наименьшие допускаемые рас-
стояния от ВЛ до иных технических объек-
тов по § 33-13 [33-1, 33-2].
Расстановка опор по Профилю произ-
водится графическим путем при помощи
«шаблонов», вычерчиваемых на кальке. Ис-
ходными пунктами при расстановке опор
являются точки установки опор анкерного
типа.
Шаблон для расстановки опор пред-
ставляет собой изображение кривой про-
висания провода (/ на рис. 33-8) и_двух
Рис. 33-8. Шаблон
для расстановки опор
по профилю трассы
линии.
эквидистантных ей кривых. Шаблон строит-
ся для марки провода проектируемой ли-
нии при расчетном габаритном пролете (см.
§ 33-Н) и наибольшей вертикальной* стре-
ле провода (см. § 33-5) по уравнению
Й-щХ2,
где x = 0^Zr/2; = у<вс/2а/ио; у/иб,
о/кб — удельная нагрузка на провод и на-
пряжение провода при fHc; h-— габаритный
пролет.
242
Конструкции воздушных и кабельных линий
[Разд. 33-
Кривая 2 шаблона строится вычитани-
ем из ординат кривой 1 постоянного наи-
меньшего допускаемого в нормальных ре-
жимах расстояния от низшей точки прово-
да до земли (ftr на рнс. 33-5, табл. 33-14).
Нижняя кривая 3 получается вычитанием
из ординат кривой 2 высоты над поверх-
ностью земли точки крепления низшего
провода (й на рис. 33-5).
Для расстановки опор по сильно пере-
сеченном}' профилю трассы дополнительно
строится кривая 1 шаблона при климати-
ческих условиях низшей температуры воз-
духа, когда имеют место наименьшие стре-
лы провеса проводов и могут появляться
направленные вверх усилия, действующие
на изоляторы и опоры.
Начиная с точки установки опоры ан-
керного типа и следя за строго вертикаль-
ным положением оси шаблона, последний
перемещают вдоль профиля трассы линии
(рис. 33-9). При этом кривая 2 должна в
КриВая провисания
Габаритная
Земляная
Ось симметрии
Ось симметрии
№2
Опора NS1
Рис. 33-9. Расстановка опор по трассе линии с
применением шаблона.
одной из точек касаться профиля, нигде ие
пересекая его. Место установки каждой
следующей опоры укажет точка пересече-
ния кривой 3 с линией профиля трассы.
При нескольких пересечениях кривой 3 с
профилем выбирается место установки опо-
ры, при котором пролет получается наибо-
лее близким к расчетному. Таким обра-
зом, выбираются места установки опор по
всей длине анкерного участка.
Во всех вариантах расстановки опор
необходимо следить, чтобы не были прев-
зойдены весовые и ветровые пролеты (см.
§ 33-11) для промежуточной опоры, габа-
ритный пролет которой (см. выше) был по-
ложен в основу расстановки. При расста-
новке опор они не должны попадать в точ-
ки профиля, где их установка невозможна
или неудобна (крутой склон, непроходимое
болото, дороги и т.п.).
Далее определяется приведенный про-
лет, по которому следует вести дальнейшие
расчеты проводов, тросов и опор (см.
§ 33-11). При совпадении приведенного и
габаритного пролетов (с точностью до
±5—6%) не требуется выполнения про-
верочных расчетов. В случае больших рас-
хождений этих длин пролетов следует
определить напряжение проводов при приве-
денном пролете и сравнить его с напряже-
нием при расчетном пролете. При незначи-
тельном отличии этих напряжений ие тре-
буется корректировки расстановки опор.
В противном случае строят новый шаблон
по приведенному пролету и вновь произво-
дят расстановку опор.
При сильно пересеченной местности
требуется проверка расстановки опор по
шаблону для низшей температуры возду-
ха, когда на некоторых опорах могут поя-
виться направленные вверх усилия (ТА на
рис. 33-10). Признаком направленных вверх
усилий в точках крепления проводов, явля-
ется расположение низшей точки кривой
шаблона провисания проводов вие преде-
Рис. 33-10. Проверка
расстановки опор по
профилю трассы ли-
нии при низшей тем-
пературе воздуха.
лов рассматриваемого пролета (рис. 33-10).
В таких случаях требуются специальные
меры, предотвращающие подъем подвесных
изоляторов, съем штыревых изоляторов со
штырей и т.п. [33-5, 33-6, 33-8, 33-9].
Расстановка опор по трассе связана со
специальными расчетами габаритов пере-
сечений ВЛ с иными техническими объек-
тами и естественными преградами (см.
§ 33-13). Дополнительные сведения о рас-
становке опор см. [33-8, 33-9, 33-15].
33-13. ПЕРЕСЕЧЕНИЯ
ВОЗДУШНЫМИ ЛИНИЯМИ
ТЕХНИЧЕСКИХ СООРУЖЕНИЙ
И ЕСТЕСТВЕННЫХ ПРЕГРАД
Основными задачами расчета или кон-
струирования пересечений является обес-
печение нормативных:
1) допускаемых расстояний от прово-
дов пересекающей ВЛ до конструкций или
нормативных габаритов пересекаемого объ-
екта;
2) тоже от опор пересекающей ВЛ;
3) допускаемых углов пересечений про-
водов ВЛ с трассой пересекаемого объекта;
4) типов опор, изоляторов и зажимов
проводов в пролете пересекающей ВЛ и
иных специальных требований [33-1,33-2].
Кроме указанного должны быть выдер-
жаны допускаемые расстояния сближений
рядом расположенных трасс ВЛ и иных
технических сооружений.
Допускаемые расстояния от проводов
ВЛ до иных объектов и некоторые иные
условия пересечения ВЛ и технических
объектов приведены в табл. 33-14 и 33-15.
Более подробные указания см. в [33-1,
33-2, 33-11—33-14]. Для вновь сооружа*
Таблица 33-15
Ch
Основные требования к воздушным линиям 35—500 кВ, пересекающим некоторые иные технические объекты (в пересекающих пролетах)
Объект Тил опор Вл Тип изоляторов ЕЛ Тип крепленая проводов ВЛ Наименьшее допускаемое сечение прово- дов ВЛ. мм2 Угол пере- сечения трасс Наименьшее допускаемое расстояние до ближай- шей опоры ВЛ, м Наименьшее допу- скаемое расстояние сближения трасс при свободной терри- тории Ииы* требования и уточнения
ВЛ 500 кВ - 330 кВ 110—220 кВ I До 35 кВ > Анкерные Допускаются промежуточ- ные Подвесные » Штыревые Глухие зажимы То же » Двойное крепление 1 111 Не нормиру- ется >10 >6 >6 >6 Не меиее высоты наиболее высокой опоры См. [33-1. 33-2]
Линии связи и ра- диофикации, выпол- ненные неизолирован- ными проводам» Анкерные, допускаются промежуточ- ные Подвесные Глухие зажимы АС35/6.2—95/16 >АС 20/19 Близкий к 90° >7 2—10 м при 20— 500 кВ Не допускается сра- щивание проводов в пролете; см. (33-1, 33-2}
Железные дороги общего пользования, эл ектрифицироаа н- вые Анкерные Подвесные Штыревые Глухие зажимы Двойное крепление — 40—90° Близкий к 90° Высота опоры ВЛ + 3 м 1,5—4,5 м при не- электрифицирован- ных ж. д.; при элект- рифицированных ж. Д- см. выше — сближения ВЛ Запрещается пере- сечение в местах сопряжения анкерных участков контактной сети; см. (33-1, 33-2}
Автомобильные до- роги с шириной про- езжей части: 6—14 м 15 м н более Допускаются промежуточные Анкерные Подвесные Штыревые Глухие зажимы Двойное крепяение — Не норми- руется — Высота опоры При параллельных трассах сближение не менее «высота опоры +5 м»; см. [33-1, 33-2}
Судоходные реки и каналы Анкерные, допускаются промежу- точные — Глухие или специальные зажимы До АС95/16; после AC120/I9 Не нормиру- ется — — [33-1, 33-2]
§ 33-13] Пересечения воздушными линиями сооружений и преград
244
Конструкции воздушных и кабельных линий
[Разд. 33
Ряс. 33-П. Пролет пересечения воздушной линии с электрифицированной железной дорогой, линия-
ми связи ц линиями до 1000 В.
емых пересечений, как правило, пересекаю-
щая линия должна проходить иад пересе-
каемым объектом. При пересечении двух
ВЛ выше должны быть расположены про-
вода линии более высокого напряжения.
На рис. 33-11 приведен схематический
рисунок пересечения ВЛ с электрифициро-
ванной железной дорогой ЛК и ЖД, ли-
ниями связи ЛС и линиями до 1000 В ЛИ.
Пересечение должно быть спроектировано
таким образом, чтобы габариты hc, hK, hB,
ас, а,к, ав не были меньше нормативных
(табл. 33-14, 33-15), а также были выдер-
жаны остальные нормативные требования
для такого пересечения [33-1, 33-2].
Обеспечение необходимых расстояний
в нормальных и аварийном (обрыв прово-
да в соседнем с пересечением пролете) ре-
жимах ВЛ достигается за счет: а) располо-
жения опор пересекающей ВЛ относитель-
но пересекаемого объекта (ас, аж, ак и
т.п.); б) высоты опор ВЛ и применения в
случае необходимости опор повышенного
типа [33-11—33-13, 33-15—33-20]; в) ан-
керного крепления проводов иа опорах ВЛ.
Применяемая иа практике методика
проектирования пересечения ВЛ с иными
объектами заключается в следующем. Опо-
ру ВЛ требуемого по [33-1, 33-2] типа (01
или 02 на рис. 33-11) устанавливают на
наименьшем допускаемом расстоянии от
пересекаемых объектов. Расположение вто-
рой опоры пролета пересечения (пролет /п)
определяется условиями допустимого сбли-
жения проводов ВЛ и верхних точек объек-
та. При этом для определения этих расстоя-
ний применяется расчетное выражение, при-
веденное в § 33-5 (см. рнс. 33-1).
Наименьшая возможная длина пролета /в
(см. рис. 33-7) определяется минимально
допустимыми расстояниями от обеих опор
ВЛ до технических сооружений. Если в та-
ком варианте не соблюдаются наименьшие
допустимые /гс, hlv и h„, то применяются
указанные выше специальные меры (повы-
шение опор, установка дополнительных опор
и т. п.). ' ’
Во многих случаях, например если про-
лет пересечения ВЛ должен осуществлять-
ся на анкерных опорах, обе эти опоры (01
и 02 иа рис. 33-11) устанавливаются на
наименьших допустимых расстояниях от
объекта пересечения. Далее производится
указанная выше проверка вертикальных
расстояний проводов ВЛ до контрольных
точек пересекаемого объекта. Расстановка
промежуточных опор по трассе ВЛ по обе
стороны от пересечения ведется с учётом
выбранных точек установки анкерных опор.
Более подробные сведения см. в [33-8,
33-9, 33-15].
33-14. НАПРЯЖЕНИЯ ,
И СТРЕЛЫ ПРОВЕСА ПРОВОДОВ
И ТРОСОВ ПРИ ИХ МОНТАЖЕ
Монтаж проводов и тросов ВЛ дол-
жен осуществляться с такими механически-
ми напряжениями, при которых ие будут
превзойдены вх допускаемые напряжения
по табл. 33-8. Оценка напряжения проводов
и тросов при монтаже производится по
стрелам провеса, соответствующим кон-
кретным длинам пролетов и климатическим
условиям монтажа и монтажным напря-
жениям.
Так как при расстановке опор по трас-
се ВЛ действительные промежуточные про-
лёты неодинаковы, то монтажные напряже-
ния проводов и тросов (<тм) определяются
по приведенному пролету (§ 33-11) с ис-
пользованием уравнения состояния прово-
§ 33-15]
Защита проводов и тросов от повреждений вибрацией
245
да и учетом конкретных условий монтажа
(или по табл. 33-4):
Eyj /2
°м ----Г- + аЕ0м = Кп или Кт,
24°;
где индекс «м» соответствует монтажным
условиям расчетов (см. § 33-8, 33-9); Кп,
Кт —см. § 33-7 и 33-9.
Так как монта Д^проводов и.тросов мо-
жет производиться при различных клима-
тических условиях (но при отсутствии го-
лоледа и учитываемого скоростного напо-
ра ветра), то определяется ряд значений
<Tmj для диапазона температур воздуха
—40-е- +40° С. По найденным <tmj опре-
деляются монтажные стрелы провеса дли
приведенного пролета:
fui ~У1 ^пр/8°м/-
Для каждого конкретного промежуточ-
ного пролета, имеющего длину k, находит-
ся стрела провеса, соответствующая усло-
виям монтажа:
f Mij = f Mj ) •
'пр 1
Во время эксплуатации сооруженной
ВЛ (начальный период) происходит допол-
нительная вытяжка проводов и тросов. Эту
вытяжку следует предусмотреть при мон-
таже, осуществив некоторую «перетяжку»
стрелы провеса проводов и тросов сравни-
тельно с допускаемыми габаритами ВЛ.
По приближенной методике эта пере-
тяжка может быть рекомендована в долях
расчетной монтажной стрелы провеса про-
вода или троса [33-5, 33-9, 33-16], и, та-
ким образом, действительная монтажная
стрела провеса
fд . = b f
'М'/ fMij'
где kf = 0,94-0,95 для сталеалюминиевых
проводов и kf = 0,974-0,95 для стальных
тросов.
На основании серии соответствующих
расчетов строятся завнсимостн, аналогичные
приведенным на рис. 33-12, которыми и
Рис. 33-12. Монтажные графики проводов.
руководствуются при монтаже проводов и
тросов; такие зависимости строятся для
всех необходимых длин пролетов сооружа-
емой линии. Дополнительно см. [33-7].
33-15. ЗАЩИТА ПРОВОДОВ И ТРОСОВ
ОТ ПОВРЕЖДЕНИЙ ВИБРАЦИЕЙ
Для предотвращения изломов прово-
лок и последующего обрыва проводов и
тросов ВЛ, проходящих по открытой ров-
ной или малопересечеиной местности, не-
обходима подвеска к проводам и тросам
гасителей вибрации при условиях, приве-
денных в табл. 33-16. При прохождении
ВЛ с одним проводом в фазе по пересечен-
ной или застроенной местности, по редкому
и низкорослому лесу длина указанных в
таблице пролетов увеличивается на 20%, а
при линиях с двумя пооводами в фазе — на
10%.
Алюминиевые провода с сечением до
95 мм2 и сталеалюминневые провода с се-
чением до 70 мм2 следует защищать под-
веской на провода (вблизи от мест крепле-
ния к изоляторам) демпфирующих петель
из провода той же марки [33-17], а для
проводов и тросов больших селений и для
стальных тросов — гасителей вибрации с
грузами [33-12].
Таблица 33-16
Условия, при которых необходима защита
проводов и тросов гасителями вибрации
Провода, тросы Число проводов в фазе Сечения прово- дов, мм2 Длины про- летов более, м Среднегодовое на- пряжение более, Па
Алюминиевые провода 1 <95 80 3,5-10е
120—210 100
Сталеалюминневые прово- 1 <95 80 4.10е
да 1' 120—240 100 4-10е
1 > 300 120 4-10е
1 Все сечения 500 При всех
2 То же 150 4.510е
2 » » 500 При всех
3 » » 500 То же
Стальные провода и тросы 1 То же 120 18-Ю6
246
Конструкции воздушных и кабельных линий
[Разд. 33
33-16. ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ
ОБ УНИФИЦИРОВАННЫХ
И ТИПОВЫХ ОПОРАХ
диапазоне изменений климатических и гео-
логических условий территории СССР
[33-10, 33-12, 33-18—33-20]. На рис.
33-13—33-52 приведены схемы основных
Стальные опоры. Основная часть эле-
ментов выполняется из стали СтЗ (по
ГОСТ 380-71). Наиболее напряженные ча-
сти опор могут изготавливаться из низко-
легированных сталей. Отливки для некото-
рых узлов опор выполняются из ковкого
чугуна. Для оттяжек опор применяются
стальные спиральные канаты и тросы. Частя
опор подвергаются заводской горячей оцин-
ковке, сборка опор производится с помо-
щью болтовых соединений. Подробнее см.
[33-9, 33-12, 33-13, 33-18].
Железобетонные опоры. Конические
секции стоек и цилиндрические траверс
опор изготовляются из центрифугированного
бетона марок 400—500. Для стержневой
продольной арматуры прменяется горяче-
катаная сталь. Продольная арматура вы-
полняется из плоских пучков, каждый из
которых состоит из нескольких прядей про-
волоки. Для поперечной арматуры стоек
применяется низкоуглеродистая холодно-
тянутая проволока. Подробнее см. [33-9,
33-12, 33-13, 33-18].
Деревянные опоры изготавливаются из
пропитанных антисептиками бревен сосны
II и III сортов. Рекомендуется применение
лиственницы зимней рубки (в основном для
опор линий 220 кВ в районах массовой
рубки леса) [33-8, 33-9. 33-10, 33-13]. До-
пускается применение ели и пихты для не-
ответственных деталей ВЛ 35 кВ и мень-
шего напряжения.
Опоры из сплавов алюминия. Для этой
цели могут применяться в основном терми-
чески неуплотненные сплавы, содержащие
0,5—0,8% марганца и 6—7% магния, с
пределом прочности 320 МПа [33-18].
На сооружаемых ВЛ должны приме-
няться унифицированные или типовые опо-
ры, разработанные ВГПИ и НИИ Энерго-
сетьпроект, ВГПИ и НИИ Сельэнергопро-
ект, ВНИПИ Тяжпромэлектропроект и пред-
назначенные для использования в широком
Рис. 33-14. Деревянная анкерная одноцепная опо-
ра с железобетонными пасынками н штыревыми
изоляторами ВЛ €—10 кВ (Аб-1).
Рис. 33-15. Деревянная анкерная угловая одноцеп-
ная опора с железобетонными пасынками н шты-
ревыми изоляторами ВЛ 6—10 кВ (УАБ-1).
Рис. 33-13. Деревян-
ная промежуточная
одноцепная опора с
железобетонным па-
сынком и штыревыми
изоляторами ВЛ 6—
10 кВ (Пб-1).
Рис. 33-16. Железобе-
тонная промежуточ-
ная одноцепная опо-
ра со штыревыми
изоляторам ч ВЛ 6—
10 кВ (П10-1Б).
§ 33-16]
Основные сведения об унифицированных и типовых опорах
247
Рис. 33-17. Железобетонная анкерная угловая од-
ноцепная опора со штыревыми изоляторами ВЛ
6—10 кВ (УА10-1Б).
Рис.33-18. Стальная
промежуточная одио-
цепная свободностоя-
щая опора ВЛ 35 кВ
(П35-1).
Рис. 33-19, Стальная
промежуточная двух-
цепная свободностоя-
щая опора ВЛ 35 кВ
(П35-2).
Рис. 33-22. Стальная
промежуточная одно-
цепная свободностоя-
щая опора ВЛ НО кВ
(П110-3).
РИС. 33-20. Стальная
анкерная угловая од-
ноцепная свободно-
стоящая опора ВЛ
35 кВ (У35-1+5).
Рис. 33-21. Стальная
анкерная угловая
двухцепная свободно-
стоящая опора ВЛ
35 кВ (У35-2+5).
Рис. 33-23. Стальная
промежуточная двух-
цепная свободностоя-
щая опора ВЛ НО кВ
(П110-4).
Рис. 33-25. Стальная
анкерная угловая
двухцепная свободно-
стоящая опора ВЛ
НО кВ (У 110-2+9).
Рнс. 33-24. Стальная
анкерная угловая од-
ноцепная опора ВЛ
НО кВ (У 110-1+9).
унифицированных и типовых опор 6—500
кВ. В табл. 33-17 указаны некоторые основ-
ные характеристики их конструкций и об-
ластей применения.
Конструкции унифицированных и типо-
вых опор удовлетворяют требованиям
[33-1—33-3] и. как правило, рассчитаны иа
ветровые нагрузки со скоростным напором
до 500 Па. Анкерные угловые опоры в боль-
шинстве случаев рассчитаны на углы пово-
рота до 60° Стальные анкерные угловые
опоры применяются также в качестве кон-
248
Конструкции воздушных и кабельные линий
[Разд. 33
1,№
Рис. 33-28. Стальная
промежуточная одно-
цепная свободностоя-
щая опора ВЛ 220 кВ
(П220-3).
Рис. 33-27. Стальная
промежуточная двух-
цепная свободностоя-
щая опора ВЛ 220 кВ
(П220 2).
Рнс. 33-32. Стальная
анкерная угловая од-
поденная свободно-
стоящая опора ВЛ
330 кВ (УЗЗО-1+14).
Рис. 33-33. Стальная
анкерная угловая
двухцепная свободно-
стоящая опора ВЛ
330 кВ (УЗЗО-2+14).
Рис. 33-29. Стальная
анкерная угловая
двухцепная свободно-
стоящая опора ВЛ
220 кВ (У220-2+9).
Рнс. 33-28. Стальная
анкерная угловая од-
ноцепиая свободно-
стоящая опора ВЛ
220 кВ (У220-1+9).
Рис. 33-31. Стальная
промежуточная двух-
цепная свободностоя-
щая опора ВЛ 330 кВ
(ПЗЗО-2).
Рнс. 33-30. Стальная
промежуточная одно-
цепная свободностоя-
щая опора ВЛ ЗЗОкВ
(ПЗЗО-З).
Рнс. 33-34. Стальная промежуточная одноцепная
опора на оттяжках ВЛ 500 кВ (ПБ-2).
Ряс. 33-35.Стальные анкерные угловые опоры нс.
оттяжках для одной цепи ВЛ 500 кВ (УБМ-22).
§ 33-16]
Основные сведения об унифицированных и типовых опорах
249
Рис. 33-36. Железобе-
тонная промежуточ-
ная одноцепная сво-
бодностоящая опора
ВЛ 35 кВ (ПБ35-1).
Рис. 33-37. Железобе-
тонная промежуточ-
ная двухцепная сво-
бодностоящая опора
В П 35 кВ (ПБ35-2).
Рнс. 33-41. Желе-
зобетонная анкер-
ная угловая одно-
цепная опора на
оттяжках ВЛ
ПО кВ (УБ110-1).
Рис. 33-38. Желе-
зобетонная анкер-
ная угловая одио-
цепиая опора на
оттяжках ВЛ
35 кВ (УБ35-1).
Рис. 33-42. Железобе-
тонная промежуточ-
ная двухцепная сво-
бодностоящая опора
ВЛ 150 кВ (ПБ150-2).
Рис. 33-39. Желе-
зобетонная про-
межуточная одно-
цепная свободно-
стоящая опора
ВЛ ПО кВ
(ПБ110-1),
Рнс. 33-43. Железобе-
тонная промежуточ-
ная одноцепная сво-
бодностоящая опора
ВЛ 220 кВ (ПБ220-1)-
Рис. 33-40. Железобетонная
промежуточная двухцепная
свободностоящая опора ВЛ
ПО кВ (ПБ110-2).
Рис. 33-44. Железобетонная ачКерная угловая од-
ноцетшая опора на оттяжках ВЛ 220 кВ (УБ220-3).
250
Конструкции воздушных и кабельных линий
[Разд. 33
Рис. 33-45. Железобетонная промежуточная одно-
цепная свободностоящая опора ВЛ 330 кВ (ПБ0-1).
Рис. 33-50. Деревянная анкерная угловая одноцеп-
ная свободностоящая опора ВЛ 35—110 кВ
(УД110-1).
Рис. 33-46. Железобе-
тонная промежуточ-
ная одноцепная опо-
ра на Оттяжках ВЛ
500 кВ (ПБ500-1).
Z7/7ZZ ОПЬре О грПЗШЩйПЖЪШН
Рнс. 33-51. Деревянная промежуточная одноцеп-
на'я свободностоящая опора ВЛ 220 кВ (ПД220-2).
Рис. 33-47. Железобетонные анкерные угловые
опоры на оттяжках для одной цепи ВЛ 500 кВ
Рис. 33-48. Деревян-
ная промежуточная
одноцепная свободно-
стоящая опора ВЛ
8S КВ (ПД35-1).
Рнс. 33-49. Деревян-
ная промежуточная
одиоцепная свободно-
стоящая опора ВЛ
110 кВ (ПД110-1).
Рнс. 33-52. Деревянная анкерная угловая одио-
цепная свободностоящая опора ВЛ 220 кВ
(УД220-1).
§ 33-17]
Выбор унифицированных и типовых опор
2Ы
гис. 33-53. Железобе-
тонный фундамент
для металлических
промежуточных сво-
бодностоящих опор
35—500 кВ (размеры,
м).
Рис. 33-54. Железобе-
тонный фундамент
для металлических
айкерных угловых
свободностоящих
ОПор 35—500 кВ (раз-
меры, м).
Рис. 33-55. Желе-
зобетонная ан-
керная плита для
крепления оття-
жек опор 35—
500 кВ (размеры
м).
цевых; при железобетонных опорах требу-
ются специальные конструкции таких опор
или устанавливаются стальные анкерные
угловые опоры.
Промежуточные опоры 6—10 кВ рас-
считаны на крепление проводов вязкой из
отожженной проволоки, опоры 35—330 кВ—
иа крепление проводов в глухих зажимах,
500 КВ — на крепление проводов в зажимах
с ограниченной прочностью заделки прово-
дов (ио допускается применение и глухих
зажимов).
При выполнении проверочных расчетов
механической прочности, если имеются необ-
ходимые технико-экономические обоснова-
ния, могут быть расширены области приме-
нения унифицированных и типовых опор.
Металлические опоры укрепляются на типо-
вых сборных железобетонных фундаментах
или сваях (рис. 33-53—33-55). В специаль-
ных условиях (горные породы, болота и др.)
применяются особые типы фундаментов та-
ких опор. Стойки железобетонных опор сво-
ей иижней частью погружаются на 2,5—
3,5 м в грунт; для повышения устойчивости
этих опор к нижией части стоек часто при-
крепляются железобетонные ригели. Дере-
вянные опоры, как правило, имеют состав-
ные иоги, состоящие из стойки и пасынка,
который на 2,5—3 м погружается в грунт.
Пасынки могут быть как железобетонными,
так и деревянными антисептированными;
устойчивость этих опор также может допол-
нительно повышаться с помощью железобе-
тонных или деревянных ригелей. Подробнее
см. [33-8—33-10, 33-12, 33-15, 33-18, 33-20,
33-21]. При лиственничных бревнах зимней
рубки длиной 15—18 м стойки деревянных
промежуточных опор могут выполняться из
одного бревна.
33-17. ВЫБОР УНИФИЦИРОВАННЫХ
И ТИПОВЫХ ОПОР
Основной задачей является выбор по
[33-12,33-13,33-20] или иным аналогичным
Источникам конкретных унифицированных
Или типовых опор всех типов и конструкций,
которые необходимы на основании материа-
лов расстановки опор по трассе линии,
включая проработку пересечений ВЛ с инЫ-
ми техническими объектами или естествен-
ными преградами. Выбор производится
Сопоставлением конкретных условий проек-
тируемой ВЛ с каталожными характеристи-
ками опор по: 1) материалу опор, 2) номи-
нальному напряжению ВЛ, 3) маркам про-
водов (и грозозащитных тросов, если Они
Требуются), 4) скоростному напору ветра,
5) толщине стенки гололеда, 6) приведен-
ному (по условиям трассы), габаритному
(по каталогу опор), ветровому и весовому
промежуточным пролетам, а также с уче-
том интенсивности пляски проводов и осо-
бенностей трассы линии (населенная мест-
ность, горные районы,. необходимость плав-
ки гололеда, опоры повышенной высоты
И т. п.).
При выборе конструкций опор следует
выполнить все требования [33-1, 33-2] по
применению опор анкерного, углового и
промежуточного типов. Применение опор на
оттяжках целесообразно по экономическим
соображениям и особенно в горной и боло-
тистой местностях, но их не следует приме-
нять (при напряжениях до 330 кВ) в райо-
нах с интенсивным земледелием или посе-
вами ценных сельскохозяйственных культур.
Расположение проводов и тросов на
опорах может быть различным, ио с учетом
ограничений: при 6г=15ч-20 мм и в районах
с частой пляской проводов предпочтение
должно отдаваться подвеске проводов всех
фаз на одинаковом расстоянии от земли, а
при 6г>20 мм такое расположение прово-
дов обязательно^
Основные целесообразные по экономи-
ческим и эксплуатационным соображениям
схемы расположения проводов и ' грозоза-
щитных тросов иа опорах приведены на
рис. 33-13—33-52.
Выбор материала опор производится
На основании технико-экономических сооб-
ражений с учетом конкретных экономиче-
ских и климатических условий района со-
оружения ВЛ.
Значительная часть ВЛ в настоящее
время сооружается на стальных опорах.
Предпочтение применению стальных опор
перед железобетонными следует отдавать
также при сооружении ВЛ в горной или
иной труднодоступной для транспорта
Таблица 33-17
Основные характеристики унифицированных и типовых опор линий ЗБ—500 кВ
8 «и Условное обозна- чение назначения и характер ее конструкции опоры (прим. 3) 5 Ь Расход материалов Длины пролетов, м
! Номиналы! напряжена кВ Шифр опоры (прим. 2) Сечеиие провода (А или АС) Нормативн толщина стенки гол леда, мм Масса стали, кг Объем железо- бетона, м8 Объем древе- сины, м3 габарит- ного весового ветрового № рисунка
6—10 Пб-1 Пб-8 Аб-1 УАб-1 П10-1Б УА10-1Б П-1Ц-Д-С То же А-Щ-Д-С АУ-Щ-Д-С П-Щ-ЖБ-С АУ-1Ц-ЖБ-С А25-120 ЛС16/2,7-60/8 А50—120 АС25/4.2—50/8 АЗБ—95 АС25/4.2—50/8 То же А25—120 АС16/2.7—50,8 То же 5—10 ~15—20 5—15 5—15 5—15 5—15 2.0 2,0 35,1 68.7 15,65 59,8 0,13 0,29 0,44 0,45 1,35 0,24 0,59 0,92 1,4 60—105 45—65 55-120 75—130 55—80 70—150 85—140 60—90 33-13 33-14 33-15 38-16 33-17
35 П35-1 П35-2 У35-3+5 У35-1+5 У35-4+5 У35-2+5 П-ЩСт-С П-2Ц-СТ-С АУЩ-Ст-С АУЩ-Ст-С АУ2Ц-Ст-С АУ-2Ц-СТ-С АС70/11-150/24 То же АС70/11-95/16 АС120/19—150/24 АС70/11-95/16 АС120/19—150/24 5—20 15-20 5—20 5—20 5—20 5—20 1558 1934 2385 4727 3986 6850 1 1 1 1 I I 1 11 I 11 160—240 235—330 200-300 235—420 225-335 295—335 33-18 33—19 33—20 33—21
ПО ппо-з П110-5 П110-7 П110-4 П110-6 П-Щ-Ст-С П-Щ-Ст-О П-Щ-Ст-С П-2Ц-СТ-С П-2Ц-СТ-С АС120/19—240/32 АС70/11—240/32 АС120/19—240/32 АС120/19—240/32 АС70/11—240/32 5—10 15—20 5—10 5—10 15—20 2558 2686 2820 3336 3942 1 I 1 1 1 I I 1 I 1 1 365—440 200-330 410—505 365—445 200—330 155—555 250-415 515—630 455—555 250—415 435—445 240—330 460—505 435-445 240—330 33-22 33-23
110—150 У110-1 + 9 У110-2+9 АУ-Щ-Ст-С АУ-2Ц-СТ-С То Же » » 5—20 5—20 8544 11 834 — — — — 33-24 33-25
1Б0 П150-1 П150-2 П-Щ-Ст-С П-2Ц-Ст-С АС 120/19—240/32 Тоже 5—20 5—20 2720 4009 — 250-425 250-425 315—525 340—525 350—425 380—425 — -
220 П220-3 П220-1 П220-2 У220-1+9 У220-2+9 П-Щ-Ст-С П-Щ-Ст-О П-2Ц-Ст-С АУ-Щ-Ст-С АУ-2Ц-Ст-С АС300/39—400/51 То же » » » » » » 5—20 5-20 5—20 5—20 5—20 4881 3812 6450 13 078 20 245 — — 380—520 380—520 395—470 475—650 475—650 430—550 520 520 465—470 33-26 33-27 33-28 33-29
330 ПЗЗО-З ПЗЗО-1 П-Щ-Ст-С П-Щ-Ст-О А С300/39—400/51 2ХАС300/39—2Х ХАС400/51 АС300/39—400/51 2ХАС300/39—2Х ХАС400/51 То же 5—10 5—20 6392 5017 — — 365—495 365—495 565—620 565—620 495 ’ 495 33-30
П330-2 УЗЗО-1 + 14 УЗЗО-2+14 П-2Ц-Ст-С АУ-Щ-Ст-С АУ-2Ц-Ст-С 5—20 5—20 5-20 10 475 25 276 38 910 Н 1 325—445 405—555 425—445 33-31 33-32 33-33
Конструкции воздушных и кабельных линий _ [Разд. 33
500 ПБ2 УБМ-22 П-Щ-Ст-О АУ-Щ-Ст-С ЗХАС400/51—ЗХ ХАС500/64 То же 5-20 5—20 6914 15 640 i 1 —- 350—460 437—510 350—460 33-34 33-35
35 ПБ35-1 ПБ35-3 ПБ35-2 ПБ35-4 УБ35-1 П-Щ-ЖБ-С То же П-2Ц-ЖБ-С Го Ж- АУ-Щ-ЖВ-О АС 95/16-150/24 То же » > 5—20 15—20 5—10 15—20 5—20 122 118 299 299 270 1,67 1,67 1,81 •,67 2,1 «« 283—375 185—265 230—290 135—190 350—425 225—320 290—330 175—220 390—465 250—355 265—340 160—210 33-36 33-37 33-38
НО ПБ-110-1 ПБ-110-5 П-Щ-ЖБ-С П-Щ-ЖБ-С АС70/11-150/24 АС70/11—240/32 5—10 15—20 216 255 1,67 1,81 L.. .. 255—340 155—265 320—385 195—325 325-375 205—305 33-39
110—150 ПБ110-2 УБ110-1 ПБ110-6 ПБ150-2 П-2Ц-ЖБ-С АУ-Щ-ЖВ-О П-2Ц-ЖБ-С П-2Ц-ЖБ-С АС70/11—120/49 То же АС70/11—240/32 То же 5—10 5—20 15—20 5—20 522 1586 522 596 1,81 2,1 1,67 2,52 1111 215—275 120—170 175—290 275—325 150—210 220—310 220—280 130-185 195—325 33-40 33-41 33-42
220 ПБ220-1 ПСБ220-1 УБ220-3 П-Щ-ЖБ-С П-Щ-ЖБ-С АУ-Щ-ЖБ-О АС300/39—400/51 То Же > > 5—20 • 5—20 5—20 452 421 1807 2,52 3,62 2,56 — 220—310 270—350 275—360 320—400 275-425 275-425 33-43 33-44
330 ПБЗЗО-1 П-Щ-ЖБ-С 2ХАС300/39-2Х ХАС400/51 5—20 1110 5,03 — 283—360 355—4'20 295—360 33-45
500 ПБ500-1 УБ500-1 П-Щ-ЖБ-О АУ-Щ-ЖБ-О ЗХАС400/51 3XAC300/39—ЗХ ХАС500/64 5—20 5—20 2577 8515 6,18 7,8 — 300—380 365—556 400—558 33-46 33-47
35 ПД35-1 ПД35-5 П-1Ц-Д-С П-Щ-Д-С АС50/8-120/49 АС50/8-150/24 5—20 5—20 39 31 — 2,2 3,1 120—275 120—280 170—600 150—350 150—350 170—340 33-48
110 ПД110-1 ПД110-5 п-щ-д-с П-Щ-Д-С АС70/11—120/49 АС70/11—185/29 5—20 5—20 39 31 — 2,4 3,2 130—260 135—260 227—600 220—600 120—350 190—440 33-49
35—110 35-110 УД 110-1 УД 110-5 АУ-Щ-Д-С АУ-Щ-Д-О АС50/8—185/29 АС50/8—185/29 5—20 264 470 — 6,16 5.7 — — — 33-50
220 ПД220-1 ПД220-2 УД220-1 п-щ-д-с п-щ-д-с АУ-Щ-Д-С х АС300/39—500/64 То же » » 5—20 5—20 5—20 94 76 892 — 5,0 5.8 11,0 160—250 160—250 180—535 200—600 180—400 135—300 33-51 33-52
§ 33-17] Выбор унифицированных и типовых опор
Примечания: 1. Все опоры рассчитаны и а скоростной напор 500 Па (скорость ветра 30 м/с).
2. Шифры опор приведены для опор 6—10 кВ по [33-12]; для стальных н железобетонных опор 35—500 кВ — по [33-20] для деревянных опор — по [33-13].
3. В третьем столбце применены следующие условные сокращенные обозначения характеристик опор: П—промежуточная, А — анкерная, АУ — анкерная угло-
вая, 1Ц — одноцепная, 2Ц — двухцепная, Ст — стальная, ЖБ — железобетонная, Д — деревянная, С — свободностоящая, О — на оттяжках.
4. Диапазоны длин пролетов соответствуют разным сечениям проводов и толщинам стенки гололеда.
254
Конструкции воздушных и кабельных линий
[Разд. 33
местности, а также на линиях 35—500 кВ
tipn расстоянии более 1000 км от заводов
Железобетонных конструкций до железнодо-
рожного пункта, откуда перевозка элемен-
тов опор начинается с применением местных
транспортных средств [33-19].
Железобетонные опоры рекомендуется
применять во всех случаях, когда экономи-
чески не оправдано применение стальных
или деревянных опор, а также в районах с
повышенной влажностью воздуха прн сред-
негодовых температурах 4-5 °C н выше.
Опоры из алюминия могут применяться
в условиях особенно труднодоступных трасс
(горы, топкие болота), когда транспорти-
ровка опор весьма затруднена (например,
осуществляется с применением вертолетов).
Деревянные опоры применяются для
ВЛ, трассы которых прилегают к районам,
богатым строевым лесом, и со значительны-
ми лесоразработками для иных нужд народ-
ного хозяйства. Целесообразно применение
древесины в районах с малой влажностью
воздуха ц среднегодовой температурой не
выше 0-г-+5°С. Как правило, пасынки
должны быть железобетонными, но допуска-
ются н деревянные. Элементы опор могут
выполняться нз круглых и пиленых лесома-
териалов.
Выбор унифицированных фундаментов
К опорам производится по альбомам таких
фундаментов с учетом:
1) материала, типа и конструкции опо-
ры;
2) характеристик грунтов в местах
установки опор;
3) результатов определения вырываю-
щих илн вдавливающих сил на фундамент,
обусловленных действием расчетных нагру-
зок на провода, тросы и опору линии
[33-12, 33-21].
Проверочные расчеты опор выполняются
при расхождениях климатических условий'
или характеристик рассчитываемой ВЛ с
теми, которые соответствуют унифицирован-
ным опорам [33-12, 33-13, 33-20].
Этн расчеты заключаются в:
1) определении необходимых расстоя-
ний между проводами н частями опор, ме-
жду проводами разных фаз, между прово-
дами и грозозащитными тросами; определе-
нии основных размеров опор (высоты креп-
ления проводов, полной высоты опоры, длин
траверс, габаритной ширины опоры);
2) определения нормативных и затем
расчетных нагрузок, действующих на опору
в целом н на отдельные ее элементы (тра-
версы, стойки или ствол опоры, тросостой-
ка);
3) составлении статической схемы опо-
ры и действующих на нее расчетных сил;
4) определении расчетных сжимающих
и растягивающих сил, изгибающих и крутя-
щих моментов, действующих по всем основ-
ным элементам конструкции опоры, а также
расчетных сопротивлений материала этих
элементов. Расчет опор производится по
методу предельных состояний. Подробнее
см. [33-8—33-10, 33-15, 33-18].
Расстояния от проводов до заземленных
частей опоры при подвесных гирляндах изо-
ляторов проверяются на основе схемы рис.
33-56 и завнсимостн
Di > X sin ср, + t/д,
где X — длина гирлянды изоляторов (см.
табл. 33-13); <рв—угол отклонения гирлян-
ды изоляторов прн скоростном напоре q
(см. табл. 33-4); sin <pe=Y4(e>/Ye(Q);
Y4(«). Ye(e)—удельные нагрузки (см. § 33-4),
соответствующие скоростному напору у.
Рис. 33-56. Расстоя-
ния от провода до
заземленных частей
опоры и расстояния
между проводами.
Уд — наименьшее допускаемое расстояние
от провода до заземленных частей опоры по
[33-1, 33-2], см. также разд. 37.
Расстояния между проводами проверя-
ются по условиям [33-1, 33-2]: 1) допускае-
мого их сближения при несинхронном раска-
чивании ветром и пляске — в зависимости
от номинального напряжения ВЛ, схемы
расположения проводов и тросов на опоре,
наибольшей стрелы провеса, расчетной тол-
щины стенки гололеда и интенсивности
пляски проводов; 2) по условиям безопас-
ного подъема на опору при неотключенной
линий; 3j по условию наименьшего допуска-
емого расстояния между точками крепления
гирлянд изоляторов к траверсе деревянных
опор портального типа.
При указанной проверке необходимо
следить как за соблюдением необходимых
расстояний между проводами по горизонта-
ли, так и за смещением проводов разных
ярусов по условиям пляски проводов; по
этому же условию необходимо выдерживать
нормативные расстояния по вертикали меж-
ду проводами различных ярусов на опоре.
Расстояния между проводами и грозо-
защитными тросами на опоре определяются
по условиям защиты от грозовых перена-
пряжений на основе схемы рис. 33-57 н со-
отношения
где а3 — защитный угол троса по отноше-
нию к проводам, равный 30° — для односто-
ечных металлических и железобетонных
опор с одним тросом, 20° — для таких же
опор с двумя тросами и для металлических
опор портального типа.
Взаимное расположение и расстояния
смещений по горизонтали и вертикали про-
водов и грозозащитных тросов определяют-
ся теми же условиями, что и для проводов,
см. [33-1, 33-2].
§ 33-18]
Арматура и изоляторы воздушных линий
255
Проверка высоты опоры производится
по схеме рис. 33-5 н с учетом изложенного
в § 33-11 на основе соотношения
7/>/г + Лп + Л? =
— (Ла + Лг(д) + /нб + М + Лп + Лт.
где Лг(д>—допустимый габарит ВЛ (см.
табл. 33-14).
Расчетными режимами опор являются
нормальные и аварийные режимы ВЛ, при
которых возникают наибольшие изгибающие
Рис. 33-57. Высота
крепления грозоза-
щитного троса.
и крутящие моменты, действующие на опо-
ру, а также наибольшие силы, сжимающие
и растягивающие детали опор.
В нормальных режимах работы учиты-
ваются: 1) наибольший скоростной напор
ветра при отсутствии гололеда, 2) гололед
на проводах и тросах при соответствующем
скоростном напоре. При этом для опор пор-
тального типа и одностоечных железобетон-
ных и деревянных опор учитывается направ-
ление ветра, перпендикулярное к трассе ли-
нии; для опор, имеющих форму пространст-
венной конструкции (рис. 33-18—33-33),
учитывается ветер, направление которого
перпендикулярно к трассе или к вертикаль-
ному сечению тела опоры, имеющему наи-
большую площадь.
В нормальных режимах все опоры рас-
считываются при полном количестве прово-
дов н грозозащитных тросов с учетом наи-
больших весовых и ветровых пролетов.
Кроме того, в таких режимах: 1) анкерные
опоры должны быть рассчитаны на разность
тяжений по проводам и тросам, возникаю-
щих нз-за неодинаковости приведенных про-
летов по обе стороны от опоры; 2) анкерные
и угловые опоры рассчитываются по услови-
ям тяжений по проводам н тросам при низ-
шей температуре воздуха; 3) двухцепные
опоры рассчитываются на условия, когда
смонтирована лишь одна цепь ВЛ; 4) кон-
цевые опоры — на одностороннее тяжение
всех проводов и тросов.
Аварийные режимы промежуточных
опор рассчитываются при среднеэксплуата-
ционных климатических условиях и по рас-
четным силам, указанным в табл. 33-12 (или
используется специализированный расчет
см. [33-5, 33-6]). При этом рассматривают-
ся: 1) обрыв провода или проводов одной
фазы ВЛ при неповрежденных грозозащит-
ных тросах; 2) обрыв одного грозозащитно-
го троса прн неповрежденных проводах.
Опоры анкерного типа в аварийных ре-
жимах работы рассчитываются на обрыв:
1) двух фаз алюминиевых и стальных про-
водов всех сечений н сталеалюминиевых до
150 мм2 (при этом грозозащитные тросы
целы); 2) одной фазы сталеалюминиевых
проводов нли провода 185 мм2 и более (гро-
зозащитные тросы целы); 3) одного грозо-
защитного троса при необорванных прово-
дах. В этих режимах односторонние тяже-
ния по необорванным проводам и грозоза-
щитным тросам, действующие на анкерную
опору, принимаются равными наибольшим
тяжениям при гололеде без ветра или при
низшей температуре (по большей из этих
величин). Дополнительно анкерные опоры
рассчитываются на основные режимы мон-
тажа проводов и тросов.
При расчетах опор учитываются: 1) вес
проводов и грозозащитных тросов с гололе-
дом или без гололеда; 2) вес изоляторов,
сцепной, подвесной и натяжной арматуры;
3) вес соответствующих частей опоры или
опоры в целом; 4) скоростной напор ветра
на провода и грозозащитные тросы; 5) ско-
ростной напор ветра на части опоры или
опору в целом; 6) односторонние тяжения
по проводам и тросам в аварийных режимах
(для анкерной опоры — ив нормальном ре-
жиме, если неодинаковы приведенные про-
леты по обе стороны от нее); 7) дополни-
тельный вес монтажных приспособлений,
инструмента, монтера и усилий при подъеме
провода к траверсе — в монтажных режи-
мах BJI.
Расчетные силы нормальных и аварий-
ных режимов прикладываются в соответст-
вующих точках опор: в точках креплений
гирлянд изоляторов или тросов, в центрах
тяжести частей опор и т. п.
Статический расчет опор осуществляет-
ся по правилам строительной механики с
учетом конкретных схем рассматриваемых
опор [33-8, 33-9, 33-10, 33-13 и др.].
33-18. АРМАТУРА И ИЗОЛЯТОРЫ
ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ
При применении унифицированных опор
(§ 33-17) на ВЛ используется значительная
номенклатура линейной арматуры: для при-
крепления провода к штыревым или подвес-
ным изоляторам, для сцепки изоляторов в
гирлянды, для прикрепления подвесных или
штыревых изоляторов к опоре, для крепле-
ния и подвески к опоре грозозащитных тро-
сов, для демпфирования вибрации проводов
и тросов, для предупреждения схлестываний
и сближений проводов расцепленных фаз, а
также для отвода электрической дуги от
тела изоляторов при перекрытиях линейной
изоляпии и др. Выбор арматуры производит-
ся в связи с ее конкретным назначением,
номинальным напряжением ВЛ, в зависи-
мости от марок проводов и числа проводов
в фазе, в зависимости от марок грозозащит-
ных тросов и т. д. Основные сведения о ли-
нейной арматуре см. в [33-11, 33-12].
256
Конструкции воздушных и кабельных линий
[Разд. 33
Расчет линейной арматуры производит-
ся по разрушающим нагрузкам, указанным
в соответствующих каталогах, и коэффици-
ентах запаса прочности, равным 2—2,5 в
нормальных режимах и 1,3—1,7 в аварий-
ных режимах [33-1, 33-2].
Сведения о штыревых и подвесных ли-
нейных изоляторах см. в разд. 12.
33-19. ГАЗОИЗОЛИРОВАННЫЕ ЛИНИИ
ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
Газы, пригодные для использования
в качестве основной изоляций
электропередачи
Применяемый в качестве основной изо-
ляции кабельной линии электропередачи
газ должен удовлетворять следующим тре-
бованиям [33-24]:
1) иметь высокую кратковременную н
длительную электрическую прочность;
2) быть инертйым, т. е. не вступать в
химические реакции с электроизоляционны-
ми и прочими материалами, в сочетании с
которыми он используется в конструкции
линии, и не выделять химически активных
веществ при ионизации;
3) обладать хорошей теплопроводно-
стью (особенно в том случае, когда газ од-
новременно является и охлаждающей токо-
ведущие элементы средой);
4) иметь достаточно низкую температу-
ру сжижения при рабочих давлениях, обес-
печивающую возможность работы линии в
естественных условиях зимнего времени;
5) быть недефицитным и иметь доста-
точно низкую стоимость.
Наиболее доступны такие газы, как воз-
дух, азот, фреон и элегаз (гексафторид се-
ры SFe). Последний в наибольшей степени
удовлетворяет приведенной совокупности
требований. Он безвреден, химически инер-
тен, имеет высокую теплопроводность, не
горит, не поддерживает горения, имеет вы-
сокую электрическую прочность и стабиль-
ные характеристики.
Однако элегаз, как и фреон, относитель-
но дорог, поэтому • для протяженных элект-
ропередач более выгодно использование его
в смеси с азотом [33-25]. При применении
смеси из 10% элегаза и 90% азота ее тем-
пература 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 дав-
лениях (0,4 МПа) имеет температуру сжи-
жения около —40 °C, поэтому электротехни-
ческие устройства открытой установки с
изоляцией чистым элегазом рассчитаны на
давления, не превышающие 0,3—0,5 МПа.
Для линий же, прокладываемых в земле иа
глубине, превышающей глубину промерза-
ния, давление элегаза может быть увеличе-
но примерно до 1 МПа.
Рис. 33-58. Эскиз по-
перечного сечения ко-
аксиальной фазы
ГИЛ.
Электрическая прочность £пр элегаза й
его смеси с азотом возрастает с увеличением
давления, поэтому
выбор оптимального
давления связан с
учетом таких факто-
ров, как уменьшение
размеров изоляцион-
ных промежутков и
необходимость повы-
шения механической
прочности конструк-
ции. Полученные экс-
периментально в си-
стеме • коаксиальных
цилиндрических элект-
родов (рис. 33-58) с
радиусами г и R и
усредненные зависи-
мости £пр элегаза,
азота н нх смеси от
давления и радиуса внутреннего электрода
г (при а=£/г=2,5-^4,0) могут быть ап-
проксимированы следующим эмпирическим
выражением:
£пр = Ж10р)“г[1 + (1/1/Л].
где р — в МПа, г — в см, значения коэффи-
циента А и показателя степени аг берутся
из табл. 33-18.
Таблица 33-18
Значении коэффициента А и показателя
степени а _ /
Газ Диапазон р, МПа А, МВ/м “г
Азот N? >0,5 2,5 0,33
Элегаз SFe t), 1—U, /о 2,6 0,8
10% SF6+S0% N2 >0,5 3,3 • 0,4
Основные типы конструкций ГИЛ
Основными типами конструкций газо-
изолированной линии (ГИЛ) переменного
тока являются:
ГИЛ с пофазно экранированными жест-
кими токоведущими элементами;
ГИЛ с тремя фазными жесткими токо-
ведущими элементами в общем экране;
ГИЛ с гибкими токоведущимп элемен-
тами и экранами.
Первая из этих конструкций наиболее
проста. В качестве материала трубчатой то-,
коведущей жилы обычно рассматривается
алюминий промышленной чистоты. Материа-
лом для оболочки может служить алюми-
ний, сталь или диэлектрик. Наиболее важ-
ным элементом конструкции, с точки зрения
электрической прочности изоляции, являют-
ся диэлектрические распорки, которые в
большинстве случаев имеют форму диска.
Поскольку наибольшая напряженность элек-
трического поля имеет место на линии со-
прикосновения распорки, с токоведущим
элементом, то для повышения напряжения
перекрытия (7ПеР по поверхности распорки
до уровня пробивного напряжения (7Пр чис-
§ 33-19]
Газоизолированные линии электропередачи
257
то газового промежутка необходимо обеспе-
чить понижение напряженности поля имен-
но на этой линии. Для этого боковая по-
верхность дисковой распорки должна иметь
специальную форму, обеспечивающую вы-
полнение условия за счет опреде-
ляемого из расчета электрического поля по-
степенного увеличения ее толщины в направ-
лении от оболочки к жиле.
Второй тип конструкции ГИЛ — трн
трубчатые жилы в общем экране — отлича-
ется большей компактностью. Внешний диа-
метр оболочки такой ГИЛ может не более
чем на 80% превосходить диаметр оболочки
пофазно экранированной конструкции на то
же номинальное напряжение н мощность.
Как следствие этого, ширина траншеи сокра-
щается в 2,5—3 раза. Недостатком этой кон-
струкции является наличие взаимного влия-
ния фаз и значительные динамические уси-
лия при коротких замыканиях. Помимо дис-
ковых распорок предложено закрепление
каждой фазы на двух опорных стержневых
изоляторах, расположенных под углом 60°.
Гибкие пофазно экранированные конст-
рукции позволяют уменьшить трудность и
снизить стоимость монтажа в полевых усло-
виях, присущие жестким конструкциям, из-
готавливаемым секциями небольшой длины
(12—15 м). Гибкая фаза может быть изго-
товлена и транспортирована на барабане в
строительных длинах 100—200 м.
Особенности теплового режима
работы ГИЛ
Тепловая схема замещения коаксиаль-
ной фазы ГИЛ (рис. 33-58) представлена
на рис. 33-59. Пропускная способность ГИЛ
небольшой протяженности ограничена усло-
виями допустимого нагрева элементов кон-
струкции (жилы н оболочки) до температур
Рис. 33-59. Тепловая схема замещения ГИЛ.
соответственно Тж.доп и Тоб.доп. Температу-
ра ТЖлДо11 не зависит от условий прокладки
ГИЛ. Температура Тоб.доп при прокладке в
грунте определяется из условия исключения
прогрессирующего повышения теплового со-
противления грунта вследствие его нагрева
и уменьшения влажности, а при прокладке
в воздухе — из условия безопасности обслу-
живания.
Уравнения теплового состояния ГИЛ в
соответствии со схемой рис. 33-59 примени-
тельно к превышениям температуры жилы и
оболочки над температурой окружающей
среды То имеют вид!
ДРж = Рж То — АРж Rtns "Ь
+ (ДРж -}- ДРОб)(Р<об + Rto)‘,
17—792
ДРрб — Ррб Тд — [ЛРЖ + ДРрб) Рщ,
где ДРж, ДРоб — тепловыделения соответст-
венно в жиле и оболочке на единицу длины
линии, Вт/м; Rt из, Rt об, Pt о — тепловые
сопротивления соответственно слоя газовой
изоляции, оболочки с защитным антикорро-
зионным покрытием н окружающей среды,
°С-м/Вт.
В свою очередь
ДРЖ = 4к
ДРрб ^Ои Роб^об’
где /ж, /об — токи, А; рж, роб— удельные
электрические сопротивления, мкОм-м; Рж,
Роб — сечения, мм2, соответственно жилы и
оболочки.
Когда жила и оболочка выполнены из
материалов с одинаковой электрической
проводимостью (рж=роб=р), индуцируемый
в оболочке ток практически равен току в
жиле (/об=/»=/) и
ДРоб — дРж Рж/Роб = ДР ж Роб>
ДРж + ДРоб = ДРж (1 + Роб) ДР ж У-
С учетом этих соотношений
ДТж = ДР Ж IP/ИЗ У {Rtob Р/о)] —
= I- рр<экв/Рж>
ДР об — АР ж yRto — /- РуР/о/Рж >
где Rt ЭКЕ-- Rt aa+y(Rt об+Rt о) — эквива-
лентное тепловое сопротивление.
Допустимый по условиям нагрева жилы
(1-е ограничение) ток /дол <i> и допустимый
по условиям нагрева оболочки (2-е ограни-
чение) ток /доп <2) определяются последними
выражениями при подстановке в их левые
части допустимых значений температур:
/(РЖ,ДОП Рр) Рж
Р^зкв
н
__ 1 /~(РОб.ЛОП Рр) Рж
/ЯРП(2)-|/ Л
Анализ этих выражений прн характер-
ных значениях температур показывает, что
при прокладке в грунте
/дОП.гР'а) < /доп,гр(1)>
т. е. пропускную способность в этом случае
лимитируют условия допустимого нагрева
поверхности оболочки фазы ГИЛ.
При прокладке ГИЛ в воздушной среде
/дрП,в(1) < /доП,В<2)»
т. е. пропускная способность лимитируется
условиями допустимого нагрева токоведуще-
го элемента фазы.
Кроме того,
/доп,в(1) > /доп,гр(2),
258
Конструкции воздушных и кабельных линий
[Разд. 33
причем тем в большей степени, чем больше
£>вн. Таким образом, пропускная способность
ГИЛ по условиям нагрева в условиях от-
крытой прокладки всегда принципиально вы-
ше, чем при прокладке в грунте.
На рис. 33-60 представлены зависимости
/доп от внутреннего диаметра оболочки £>=
=2£ при прокладке в грунте и в воздухе
Рис. 33-60. Пропускная способность ГИЛ по усло-
виям допустимого нагрева в зависимости от диа-
метра оболочки.
--------при прокладке в воздухе (1 — То$ —70 °C;
2—7об-50”С); —при прокладке в грун-
те <3 — rog —30 °C, песчаный грунт; 4 — Tqq —
—50 °C, глинистый грунт; огр =1,2 °С-м/Вт).
для ГИЛ с тремя пофазно экранированными
жесткими токоведущими элементами с. от-
ношением радиусов алюминиевых оболочки
и жилы £/г=3 при допустимой температуре
нагрева жилы 120 °C [33-25]. Они показы-
вают, что прн открытой прокладке пропуск-
ная способность ГИЛ при малых диаметрах
оболочки в 2—3 раза, а при больших — в
4—6 раз больше, чем при прокладке в зем-
ле.
При прокладке фаз в зейле на одной
глубине экономически целесообразные (SOk)
и максимально допустимые (£доп) значения
мощностей для ГИЛ напряжением 220—
750 кВ [33-26] представлены в табл. 33-19.
Таблица 33-19
Экономически целесообразные и допустимые
по условиям нагрева при прокладке в грунте
мощности ГИЛ
УНОМ' 220 400 750
Зэк. МВ-А 5доп-МВ-А 1200—1400 2500 2000—2500 4500 4000—5000 6000
Основные технические характеристики
ГИЛ с пофазно экранированными
токоведущими элементами
Максимальная напряженность электри-
ческого поля в коаксиальной фазе имеет
место на поверхности внутреннего провод-
ника (жилы) и определяется выражением
Е = Vi UJr In а,
где UK — действующее значение напряжения
между проводниками коаксиальной фазы;
a=RJr.
Расчетное значение //к=/7к,расч должно
превышать номинальное напряжение трех-
фазной линии t/ном на некоторый коэффи-
циент запаса, который должен быть не
меньше расчетной кратности внутренних
(коммутационных) перенапряжений 1ги:
^к.расч — ^ц//ном/ V~3.
Расчетная пробивная напряженность га-
зового промежутка
^пр.расч = Eap/k3,
где ka — коэффициент эксплуатационных ус-
ловий.
При £ = £пр,расч Н //к=//к расч и при
подстановке их выражений в исходную фор-
мулу имеем:
^2^Уном/^1п« = £пр,
где ku—knks — эквивалентный коэффициент
запаса по напряжению.
Максимальная электрическая прочность
газового промежутка в системе цилиндри-
ческих электродов имеет место при а=е=
= 2,718, т. е. при 1па=1. Прн этом
^ном ~ V3’rEnp/VTku = KrEnpf
где К = У"з/У~2 ки .
Поскольку £Пр в свою очередь являет-
ся функцией давления р и радиуса г, то
окончательное выражение, связывающее no-
минимальное напряжение рассматриваемой
ГИЛ с ее геометрическими размерами, име-
ет вид:
Ином = KrA(l0pf* [1 + (1/V7)] =
= /СЛ(10р)“'’(г + 1/7),
т. е. зависимость UmM=f(r) прн p=const
является возрастающей. При подстановке
в левую часть этого выражения стандарт-
ного номинального напряжения при задан-
ном давлении определяется требуемый ра-
диус внутреннего проводника коаксиальной
фазы г, а следовательно, и R=ar.
Так, для смеси из 10% элегаза н 90%
азота (Л=3,3 МВ/м; аг=0,4) при р=
= 1,5МПа, /г„=2,5,/г3=1,8 н
Х2,5х 1,8=0,273 значение г для ГИЛ 220 кВ
составляет 5 см, а для ГИЛ 500 кВ 12,8 см
Индуктивность коаксиальной фазы на
1 км с большой степенью точности опреде-
ляется выражением
Lo — р0 fl, 1п аЦп.
С учетом того, что относительная маг-
нитная проницаемость у? элегаза н его
,§33-19]
Газоизолированные линии электропередачи
259
смеси с азотом равна единице, а р.0=
—4л- 10-4Гн/км,
Lo = 2-10—4 In а
и соответствующее индуктивное сопротив-
ление при стандартной частоте переменного
тока f=50 Гц
ж0 = 2nfL0 = 2л-10—? In а.
Емкость коаксиальной фазы на 1 км
определяется известным выражением для
емкости, цилиндрического конденсатора
Со — 2лее в,/ in а.
Поскольку относительная диэлектриче-
ская проницаемость ег для элегаза и его
смеси с азотом равна единице, а ео=8,85х
Х10~9 Ф/км, то
Со = 10-6/18 In а
и соответствующая емкостная проводимость
при f—50 Гц
Ьв — 2л/С0 — л-10—Ч18 In а.
Таким образом, реактивные параметры
ГИЛ с пофазно экранированными токове-
дущими элементами определяются лишь
соотношением радиусов оболочки и жилы
(7?/г). Активное сопротивление коаксиаль-
ной фазы ГИЛ может быть принято рав-
ным омическому н определено как
г0 = Р/Г,
а активная проводимость зависит от тан-
генса угла диэлектрических потерь соглас-
но выражению
go = bo tg 6.
В силу малости tg6 для элегаза н его
смеси с азотом активная проводимость пре-
небрежимо мала, н при состарленин схемы
замещения ГИЛ ее можно не учитывать.
При определении волновых параметров
ГИЛ с пофазно экранированными токове-
дущимц элементами — волнового сопротив-
ления ZB и коэффициента распространения
электромагнитной волны уо — без большой
погрешности можно пренебречь не только
активной проводимостью, но и активным
сопротивлением линии. При fo=go—O и с
учетом выражений для £0 н Со
£в = V (г0 + Mo)/(go+/fto) ~
« ]^L0/C0 =60 In а;
Io = ₽о + /“о = ^(го + /*<Ж + >Ьо)~
/<оУ г0С0 = /1,05-10-з,
где р —коэффициент ослабления волны,
при принятых допущениях равный нулю;
а0 — коэффициент фазы, равный примерно
0,06 °/км, т. е. тому же значению, что и
для воздушных линий электропередачи.
При а=е=2,718 волновое сопротивле-
ние рассматриваемой ГИЛ равно 60 Ом,
тогда как волновые сопротивления воздуш-
ных линий электропередачи 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 пофазно экранированными токо-
Таблица 33-20
Основные технические характеристики ГИЛ с пофазно экранированными токоведущнми элементами
Параметр Швейцария Франция ФРГ США Япония
Номинальное напряжение ^ном- кВ 400 400 400 500 550
Номинальная мощность SHoM» МВ-А 1500 2000 2500 2200 3810
Номинальный ток ^нОМ» А 2165 2887 3600 2530 4000
Давление элегаза р, МПа 0,3 0,44 0,35 0,45 0,37
Сечение жилы , мм2 —- 9800 8000 6823 13 000
Плотность тока в жиле J, А/мм2 — 0,296 0,45 0,37 0,31
Сечение оболочки F og, мм’ — 11 875 — 15 193 17 844
Отношение диаметра оболочки к диаметру 450 504 600 508 710
жилы, мм/мм 150 240 300 171 230
Емкость Со, мкФ/км 0,048 0,075 0,08 0,061 0,05
Зарядная мощность Мвар/км 2,66 3,72 4,02 4,0 4,75
Индуктивное сопротивление х0. Ом/км 0,069 0,048 0,045 0,068 0,07
Разность генерируемой реактивной мощно- сти и потерь* Qcf} — Д<2Л0, Мвар/км 1,69 2,56 2,27 2,7 1,39
Волновое сопротивление ZB, Ом 68,0 43,5 41,5 65,4 67
Натуральная мощность Рнат, МВт 2250 3680 3860 3830 4515
Потери активной мощности 3(ДРЖ+ДРО^), кВт/км 199 276 162 —
Критическая длина 1кр=5ном/Ссо. ™ 592 530 620 547 802
* При номинальной нагрузке.
17*
260
Конструкции воздушных и кабельных линий
[Разд. 33
ведущими элементами. Натуральная йощ-
ность такой линии
где п — число коаксиальных фаз, для ука-
занного диапазона номинальных напряже-
ний в 6,7—4,3 раза больше, чем у воздуш-
ной линии, и при ZB=60 Ом составляет:
Р нат(220) == 800 МВт; Phbt(soo>=416O МВт и
Рнат(750) = 9400 МВт.
Суммарная реактивная мощность, ге-
нерируемая Г1ДЛ длиной I (т. е. зарядная
мощность Qc), и ее критическая длина/к₽
определяются выражениями
^кр ~ ^доп^СО'
где 5Доп — допустимая по условиям нагре-
ва ГИЛ мощность, a Qc0 — зарядная мощ-
ность на единицу длины.
В ряде случаев критическая длина оп-
ределяется по номинальной мощности SH0M:
1*р ~ Shom/QC0-
Критические длины ГИЛ 220—750 кВ
с пофазно экранированными токоведущими
элементами составляют несколько сотен
километров. Проектные данные по ГИЛ
400—500 кВ этой конструкции [33-26] пред-
ставлены в табл. 33-20.
33-20. КРИОГЕННЫЕ ЛИНИИ
ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
Общие сведения
Для охлаждения токоведущих элемен-
тов кабельной линии до криогенных тем-
ператур (<120 К) в качестве хладоагентов
могут использоваться сжиженные газы,
основные теплофизические параметры кото-
рых приведены в [33-27].
Криогенная кабельная линия включа-
ет в себя три основных компонента: соб-
ственно криогенный кабель, рефрижератор-
ное н вспомогательное оборудование (си-
стема криогенного обеспечения), концевые
устройства (токовводы).
В соответствии с уровнем рабочей
температуры и материалом токопроводя-
щих жнл различают два типа криогенных
кабелей:
криопроводящие (КПК) с жилами из
металлов, не переходящих в сверхпрово-
дящее состояние в диапазоне температур
20—120 К, для охлаждения которых в
принципе могут быть использованы такие
хладоагенты, как водород, неон, азот, ар-
гон, кислород и метан;
сверхпроводящие (СПК) с жилами из
сверхпроводниковых материалов, для ох-
лаждения которых используется гелнй в
жидком или сверхкритическом состоянии.
Из числа возможных вариантов крно-
проводящих кабельных линий (КПКЛ) оп-
тимальным по экономическим показателям
является вариант с использованием в ка-
честве материала токопроводящих жил
алюминия высокой чистоты и жидкого
азота в качестве хладоагента. Однако да-
же такой вариант КПКЛ не обладает су-
щественными экономическими преимущест-
вами по сравнению со сверхпроводящими
кабельными линиями (СПКЛ), в связи с
чем ниже рассматриваются лишь последние.
Характеристики
сверхпроводниковых материалов
Основные сведения нз теории сверхпро-
водимости и электромагнитные свойства
сверхпроводников приведены в § 3-4, а
критические параметры выпускаемых в
СССР сверхпроводниковых материалов—
в § 12-9 (т. 1).
На рис. 33-61 в качестве примера при-
ведены фазовые диаграммы для двух сверх-
проводниковых материалов, которые до на-
Тл ТЛ
Рис. 33-61. Фазовые диаграммы для ниобия (а) и
станида ниобия (б).
1 — зона мейснеровского состояния; 2 — зона сме-
шанного состояния; 3 — зона нормального состоя-
ния.
стоящего времени рассматривались в боль-
шинстве проектов СПКЛ — ниобия с
7’к(о)=9,3 К и Nb3Sn с 7'К(О) = 18,2 К. Зо-
на смешанного состояния для ниобия отно-
сительно невелика по сравнению с анало-
гичной зоной для Nb3Sn, хотя зона «мей-
снеровского» состояния простирается до
индукций, почти на порядок больших, чем
у Nb3Sn. Индукция верхнего критического
поля Вкг при одной и той же температуре
§ 33-20]
Криогенные линии электропередачи
261
у Nb3Sn почти на два порядка выше по
сравнению с Nb.
Еще одной важной для проектирования
СПКЛ характеристикой сверхпроводникового
материала является критическая плотность
тока /к. Она линейно уменьшается с рос-
том температуры и является примерно ги-
перболической функцией индукции магнит-
ного поля. Поверхности критического со-
стояния JK=f(TK, Вк2) для трех сверхпро-
водниковых материалов показаны на' рис.
33-62 с логарифмическим масштабом по
Рис. 33-62. Поверхности критического состояния.
1 — Nb—Ti; 2 — Nb3Sn; 3 — NbaGe-
оси ординат. При индукциях магнитного
поля, характерных для сверхпроводящих
кабелей (не более 1,5 Тл), и 4—6 К до-
пустимая плотность тока для NbaSn может
быть принята равной 106 А/см2.
При работе токопроводящих жил сверх-
проводников III рода на переменном токе
возникают потери мощности, которые носят
гистерезисный характер и линейно зависят
от частоты. При индукциях, меиьших ниж-
ней критической (Bki), имеют место лишь
поверхностные потери, а при Вк1сВ-<
<ВК2 (смешанное состояние) — объемные.
Для ниобия, нанесенного гальваническим
методом на трубчатую медную стабилизи-
рующую подложку, полученные экспери-
ментально завнснмости потерь в сверхпро-
воднике ДРсп от индукции магнитного по-
ля аппроксимируются выражением
ДРсп ~ А/ (В/BK1y*,
где АЭк1 — потери энергии за время, равное
периоду переменного тока частотой f, на
единицу поверхности проводника при пер-
вом критическом значении напряженности
магнитного поля (определяются экспери-
ментально); А=лйПр/ — площадь поверхно-
сти проводника с внешним диаметром d„p
длиной I; п==3 при ВсВк> н п=4 при
В>ВкЬ При Т=4,2 К ДЗК1«1 мкДж/см2
за период. С ростом температуры потери
возрастают, причем при В<ВК1 этот рост
определяется температурной зависимостью
Bki (см. §3-4). Изменение объемных потерь
(ВК1<В<Вк?) приближенно определяется
выражением [33-28]
ДРСЦ (Г) « ДВСП(О) (1--А),
\ I к(о> /I \ ‘ к(о> /
где ДРсп(о) — потери, измеренные при тем-
пературе То. 1
Конструктивные элементы
сверхпроводящего кабеля
Сверхпроводящий кабель состоит из
двух основных конструктивных элементов:
холодной зоны (ХЗ), внутри оболочки
которой размещается токонесущая система
(ТНС) и каналы прокачки гелия;
теплоизоляционной оболочки (ТО),
служащей для Ограничения теплопритоков
извне к ХЗ.
Все фазы кабеля переменного тока
или полюсы кабеля постоянного тока разме-
щаются в общей ТО. Необходимость нали-
чия в ХЗ каналов прокачки основного хла-
доагента (гелня) определяет целесообраз-
ность использования трубчатых токоведу-
щих элементов. ТНС переменного и посто-
янного тока может быть выполнена как
полностью коаксиальной, так и с пофазным
экранированием фаз (полюсов). Для ка-
белей переменного тока более целесооб-
разной является вторая конструкция, обес-
печивающая отсутствие взаимного электро-
магнитного влияния фаз и потерь на
гистерезис и вихревые токи в элементах, рас-
положенных вне коаксиальных пар «фаза-
экран». Для кабелей постоянного тока бо-
лее рациональной является первая конструк-
ция, обеспечивающая аналогичный эффект
в силу равенства и противоположного на-
правления токов полюсов. Таким образом,
в том и другом случае основой ТНС слу-
жит коаксиальная пара проводников, ко-
торая может быть выполнена жесткой илн
гибкой.
Электрическая изоляция между про-
водниками коаксиальной пары в жестких
трубчатых конструкциях может быть обра-
зована вакуумируемой до 10~3—10-4 Па
или заполненной прокачиваемым хладоа-
гентом полостью с диэлектрическими рас-
порками между проводниками либо слоем
твердого диэлектрика. Как в этом случае,
так и в гибких конструкциях, где послед-
ний вариант является основным, слой
электрической изоляции образуется намот-
кой лент из синтетического материала (на-
пример, полиэтилена) или наложением по-
ристого материала с последующей пропит-
кой основным хладоагентом.
Теплоизоляционная оболочка в крио-
генных кабелях может быть выполнена с
использованием высоковакуумной, вакуум-
но-порошковой и вакуумно-многослойной
теплоизоляции (ТИ). Для СПК наиболее
рационально применение комбинированной
ТО, состоящей из полости, заполненной ва-
262
Конструкции воздушных и кабельных линий
[Разд. 33
куумно-многослойной ТИ, вакуумируемой
полости н промежуточного азотного экрана.
Вакуумно-многослойная изоляция («су-
перизоляция») состоит из слоев материала
с высокой отражательной способностью
(например, алюминиевой фольги), между
которыми прокладывается стеклоткань.
Полость, заполненная такой изоляцией, ва-
куумируется до 10~2—10~3 Па. При этом
коэффициент теплопроводности составляет
10-4 —10-5 Вт/(м-°С). Коэффициент теп-
лопроводности высоковакуумной ТИ при
давлении 10~3—10~4 Па составляет
10-5 Вт/(м-°С).
Азотный экран в жесткой ТО может
выполняться либо в виде двух полуколь-
цевых полостей, либо в виде нескольких
труб, расположенных поверх оболочки ХЗ,
по которым прокачивается в прямом и об-
ратном направлениях жидкий азот. Такая
комбинированная ТО позволяет ограничить
теплоприток извне к ХЗ до 0,1 Вт/м2, а к
азотному экрану — до 2 Вт/м2. В гиб-
Рис. 33-63. Эскиз поперечного сечения сверхпро-
водящего кабеля ПО кВ (разработка фирмы «Си-
менс»):
1 — стальная защитная оболочка с антикоррозий-
ным покрытием; 2 — вакуумно-многослойная изо-
ляция; 3 — тросовая растяжка; 4 — каналы про-
качки гелия; 5 — манжета; 6 — оболочка ХЗ; 7 —
азотный экран; 8— каналы прокачки азота; 9 —
вакуумируемая полость; 10 — электрическая изо-
ляция; 11 — токоведущие элементы коаксиальной
фазы.
кой ТО соответствующие полости образу-
ются гофрированными трубами. Полностью
гибкая ТО позволяет получить значения
теплопритоков к ХЗ, не превышающие 0,4—
0,5 Вт/м2, а к азотному экрану — 4 Вт/м2.
Поперечное сечение СПК переменного
тока характерной конструкции представле-
но на рис, 33-63.
Система криогенного обеспечения
и токовводы
Система криогенного обеспечения
СПКЛ рассчитывается на поддержание па-
раметров (расхода, температуры и давле-
ния) основного (гелия) н вспомогательного
(азота) хладоагентов в пределах, опреде-
ляемых условиями оптимального функцио-
нирования линии в установившихся режи-
мах и условиями восстановления сверхпро-
водящего состояния после отключения КЗ
и АПВ линии. Циркуляция хладоагентов
осуществляется по замкнутому циклу с по-
мощью гелиево-азотны'х рефрижераторных
установок, число и расстояние между ко-
торыми определяется требуемой степенью
надежности и указанными выше усло-
виями.
Теплота, которая в стационарном ре-
жиме должна отводиться основным хладо-
агентом из единицы длины ХЗ кабеля qxs,
складывается из теплопрнтока через ТО
Рю, тепловыделений за счет джоулевых по-
терь в сверхпроводниках и стабилизирую-
щих подложках Цы, диэлектрических по-
терь в изоляции <7„3 и потерь на трение прн
прокачке хладоагента </тР:
Чхв <7то ?зл Н- Уиз + ?тр •
Дополнительная тепловая нагрузка ре-
фрижераторов определяется теплопритоком
через концевые устройства — токовводы qm.
Суммарная мощность привода рефри-
жераторов основного хладоагента линии
длиной I в стационарном режиме
Р реф.осн = Лосн Фреф.осю
ГДе фреф,осн^=^хз/-|-<7тв —- требуемая холодо-
производительность рефрижераторов ос-
новного хладоагента; /госн — коэфициент
эффективности охлаждения (коэффициент
рефрижерации), характеризующий затраты
мощности на привод рефрижераторов при
удалении 1 Вт теплоты из охлаждаемой
зоны.
Для гелиевых рефрижераторов /госн=
=300-> 1000 (меньшие цифры соответству-
ют более мощным установкам). При расче-
тах СПКЛ на современном уровне , разви-
тия криогенной техники принимают пО№=
=500.
Аналогично может быть рассчитана
потребная мощность привода рефрижера-
торов вспомогательного хладоагента (азота)
Креф.всп с учетом того, что ^ВСП —6“ 10. По-
скольку собственно потери мощности в
СПКЛ пренебрежимо малы по сравнению
с номинальной, ее КПД в основном опре-
деляют затраты мощности на привод реф-
рижераторных установок Рреф2=Рреф,осн+
4-Рреф.всш которые не превышают 1—1,5%
номинальной мощности линии.
Токовводы (концевые устройства)
СПКЛ сочетают в себе функции концевой
кабельной муфты и теплового моста меж-
ду ХЗ н окружающей средой.
Все современные конструкции токо-
вводов базируются на использовании про-
межуточного охлаждения токоведущих эле-
ментов ввода. При этом возможны два
способа: непрерывное охлаждение токовво-
да испаряющимся гелием или с помощью
теплообменников различных температурных
уровней (4, 20, 77 К), питающихся от реф-
рижераторной установки. Последний способ
при одинаковой энергетической эффективно-
сти оказывается более дорогим.
§ 33-20]
Криогенные линии электропередачи
263
Таблица 33-21
Основные технические характеристики сверхпроводящих кабельных лнннй переменного тока*
I № п/п. 1 Страна- разработ- чик прое- кта В к с сс а 2 О 1 .<? ГВ-А S о К < S о к® Материал токопроводя- щих жил Электриче- ская изоля- ция ио ‘aZ S Е* В О- Qca, Мвар/км X S ь со Тип конструк- ции
1 США а б 138 138 1,69 3,4 7 1 14,2 Ниобий, медь Ниобий, медь, нивар Гелий (е=1) 57,0 60,0 0,33 0,32 0,33 0,40 336 Жесткая
2 США а б 345 500 2,4 5,4 4,0 6,2 Ниобий— олово, медь Полисульфоп (е=2,5) 26,5 28,0 4,5 9,0 8,25 16,00 508 680 Полу- гибкая
3 Велико- британия а б в 132 275 400 1,4 4,0 5,0 6,0 8.4 7,2 Ниобий, медь Полиэтилен (£=2,2) 15,7 21,0 34,8 1,11 3,6 4,6 1,7 5,8 7,2 465 620 То же
4 Франция а б 140 180 3,0 5,0 12,4 16,0 То же То же 23,0 24,0 0,85 1,35 1,38 2,15 640 708 То же
5 ФРГ — НО 2,5 13,2 То же То же 17,0 0,71 1,06 480 То же
6 Япония — 275 5,0 10,5 То же То же — То же
* Обозначения те же, что и в табл. 33-20.
Технические характеристики СПКЛ
Теоретические исследования и экспе-
рименты на лабораторных н опытно-про-
мышленных участках, а также технико-
экономические обоснования, выполненные
в течение последних 20 лет, привели к про-
ектированию ряда конкретных СПКЛ, яв-
ляющихся элементом той или иной
действующей электроэнергетической
системы.
В табл. 33-21 представлены основные тех-
нические характеристики разработанных в
различных странах проектов СПКЛ пере-
менного тока 110—500 кВ с номинальной
мощностью 1—5 ГВ-А [33-26, 33-28]. Со-
гласно этим проектам современная концеп-
ция технической реализации СПКЛ сводит-
ся к следующему:
1. Для передачи мощности до 5 ГВ-А
в принципе не требуется применения номи-
нальных напряжений свыше 220 кВ. Боль-
шие напряжения обычно принимаются из
системных соображений, о чем свидетельст-
вуют, например, проекты 26, 2в, Зв
(табл. 33-21).
2. В качестве материалов токопрово-
дящих жил предпочтительно использова-
ние более дешевого и технологичного нио-
бия на стабилизирующей подложке из меди
высокой чистоты. Применение иа перемен-
ном токе сверхпроводников с высокими кри-
тическими параметрами (типа NbsSn) не
дает существенных преимуществ.
3. ТНС целесообразно выполнять в ви-
де трех гибких коаксиальных пар с полым
внутренним проводником, образующим ка-
нал для прокачки гелия, и со сверхпрово-
дящим экраном, обеспечивающим отсут-
ствие электромагнитного поля вне коакси-
альной фазы. Современная технология поз-
воляет изготовлять такие коаксиальные
токопроводящие жнлы в строительных дли-
нах порядка нескольких сот метров. Жест-
кие конструкции ТНС требуют, как прави-
ло, большего расхода исходных материалов,
включая дефицитный гелий, и, как следст-
вие этого, дороже гибких ТНС.
4. В качестве электроизоляционного ма-
териала предпочтительно использование син-
тетических полимеров в виде тонких лент,
обладающих лучшими диэлектрическими
свойствами по сравнению с гелием в жид-
ком или сверхкритическом состоянии н поз-
воляющих уменьшить размеры коаксиаль-
ной фазы.
5. Предпочтительно использование жест-
кой ТО с промежуточным экраном, охлаж-
даемым жидким азотом или газообразным
гелием (температурный уровень около
80 К). Отрезки такой оболочки могут быть
изготовлены в длинах до 20 м, причем по-
лости, содержащие суперизоляцию, могут
вакуумироваться и герметизироваться не-
посредственно в заводских условиях. Гиб-
кая ТО требует более мощного рефрижера-
торного оборудования, если учесть при
этом, что полностью гибкие конструкции
СПК проектируются однофазными или в
лучшем случае полностью коаксиальными.
С другой стороны, полностью гибкие конст-
рукции, имеющие большие строительные
длины, характеризуются меньшей стоимо-
стью работ по прокладке и монтажу.
264
Конструкции воздушных и кабельных линий
[Разд. 33
6. В большинстве проектов номиналь-
ная мощность СПКЛ превышает натураль-
ную, что позволяет обойтись без индуктив-
ной компенсации ее зарядной мощности в
режимах максимальных перетоков.
Список литературы
33-1. Правила устройства электроустановок. —
5-е изд. Разд. II. Канализация электроэнергии.
Гл. П-4. Воздушные линии электропередачи на-
пряжением до 1000 В. — М.: Атомиздат. 1977.—
62 с.
33-2. Правила устройства электроустановок. —
5-е изд. Разд. II. Канализация электроэнергии.
Гл. П-5. Воздушные линии электропередачи на-
пряжением выше 1000 В. — М.: Атомиздат, 1978. —
95 с.
33-3. СНиП 11-6-74. Нормы проектирования.
Нагрузки и воздействия.
33-4. Провода неизолированные для линий
электропередачи. ГОСТ 839-74.
33-5. Глазунов А. А. Основы механической
части воздушных лниий электропередачи. Т. I.
Работа и расчет проводов в тросов. М.—Л.: Гос-
энергоиздат. 1956. — 191 с.
33-6. Бошиякович А. Д. Механический расчет
проводов и тросов линдй элктропередачи. — Л.:
Энергия. 1971. — 295 с.
33-7. Зарудский Г. К. Конспект лекций по
курсу конструкции воздушных линий. — М.: МЭИ,
1977. — 45 с.
33-8. Глазунов А. А., Глазунов А. А. Основы
механической части воздушных линий электро-
передачи. Т. II. Основы проектирования воздуш-
ных линий электропередачи. Работа и расчет де-
ревянных опор. — М.—Л.: Госэнергоиздат, 1959. —•
240 с.
33-9. Крюков К. П., Новгородцев Б. П. Конст-
рукции и механический расчет линий электро-
передачи.— Л.: Энергия, 1979.—309 с.
33-10. Гальпери М. Л. Деревянные опоры ли-
ний электропередачи. — М.: Энергия, 1972. — 221 с.
33-11. Каетанович М. М. Монтаж воздушных
линий электропередачи до ПО кВ.—Мл Энергия,
1976. — 268 с.
33-12. Справочник по сооружению сетей 0,4—
10 кВ/Под ред. А. Д. Романова. — 2-е изд. — М.:
Энергия. 1974. — 421 с.
33-13. Справочник по строительству лиицй
электропередачи/Под ред. А. Д. Романова.—М.:
Энергия. 1971. — 559 с.
33-14. Андриевский В. Н., Голованов А. Т.,
Зеличенко А. С. Эксплуатация воздушных линий
электропередачи. — 3-е изд. — М.: Энергия, 1976. —
614 с.
33-15. Справочник по проектированию линий
электропередачн/Под ред. М. А. Реута и С. С. Ро-
котяна. — М.: Энергия, 1980. — 142 с.
33-16. Расчет монтажных напряжений н стрел
провеса проводов и тросов воздушных линий с
учетом остаточных деформ аций/А. С. Зеличенко,
Л. М. Кесельман, И. М. Коляков, В. Г. Хотин-
ский. — Электрические станции, 1978, № 2, с. 69—
71.
33-17. Савваитов Д. С., Бонн Г. И. Некоторые
результаты исследования гасителей вибрации.—
Электрические станции. 1978, № 3, с. 44—45.
33-18. Крюков К. П., Курносов А. Н., Новго-
родцев Б. П. Конструкция и расчет металличес-
ких и железобетонных опор линий электропереда-
чи. — Л.: Энергия' 1975. — 45 с.
33-19. Овсеенко В. В. Новая унификация опор
линий электропередачи 35—500 кВ. — М.: Информ-
энерго, 1970. — 65 с.
33-20. Каталог унифицированных и типовых
опор (выпуска 1968—1976 гг.). Стальные и желе-
зобетонные опоры ВЛ 35—500 кВ. Опоры для боль-
ших переходов ВЛ 35—500 кВ/Мииэнерго СССР.
В Г ПИ и НИИ Энергосетьпроект. — М.: 1976.
33-21. Бухарин Е. М., Габлия Ю. А., Ле-
вин Л. Э. Проектирование фундаментов опор ли-
ний электропередачи. — М.: Энергия, 1971. — 173 с.
33-22. Горфинкель Я. М., Каетанович М. М.,
Реут М. А. Организация производства работ по
сооружению линий электропередачи. — М.: Эиер*
гия, 1980. — 144 с.
33-23. Кесельмаи Л. М. Методы расчета про-
водов горных линий электропередачи. — М.: Эиер-
гоиздат, 1981. — 184 с.
33-24. Техника высоких иапряжеиий/Под общ.
ред. Д. В. Разевига.—2-е изд.—М.: Энергия,
1976. — 448 с.
33-25. Тиходеев Н. И. Передача электроэнер-
гии сегодня и завтра. — Л.: Энергия, 1975. —
272 с.
33-26. Веников В. А., Зуев Э. Н. Криогенные
кабельные линии. — В кн.: Сверхпроводимость и
ее применения (Итоги науки и техники. Сер.
электротехнические материалы, электрические кон-
денсаторы, провода и кабели, том 9). — М.:
ВИНИТИ АН СССР, 1977. — 226 с.
33-27. Бережной А. В., Федин В. Т. Криоген-
ные электропередачи. Ч. 1—Минск: БПИ, 1977. —
104 с.
33-28. Богиер Г. Передача электрической энер-
гии по сверхпроводящим кабелям. — В кн.: Сверх-
проводящие машины н устройства. Пер. с англ. —
М.: Мир, 1977. с. 422—58U
Раздел 34
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ ГОРОДОВ И СЕЛЬСКИХ
МЕСТНОСТЕЙ
СОДЕРЖАНИЕ
34-1. Общая характеристика систем элект-
роснабжения городов . 265
34-2. Расчетные электрические нагрузки 268
34-3. Номинальные напряжения электро-
установок . 272
34-4. Надежность электроснабжения 273
34-5. Режим нейтрали ..... 274
34-6. Схемы городских электрических сетей 2J5
34-7. Выбор параметров городских элект-
рических сетей . • » « • 283
34-8. Расчет параметров режимов город-
ских электрических сетей . . - • 285
34-9. Качество напряжения ...» 287
34-10. Конструкции городских сетевых
сооружений..........................291
34-11. Технико-экономические показатели
линий и подстанций . , . 295
34-12. Электроснабжение потребителей в
сельской местности .... 296
Основные сведения о развитии элект-
§ 34-1]
Характеристика электроснабжения городов
265
росиабження потребителей в сельской
местности (296). Задачи и виды про-
ектных работ по перспективному
развитию электроснабжения потре-
бителей в сельской местности (298).
Сельские потребители и их электри-
ческие нагрузки, расчетные нагрузки
элементов сетей (299). Требования по
надежности электроснабжения потре-
бителей (300)
Номинальные напряжения и системы
напря?кений сельских электрических
сетей (301). Основные принципы по-
строения схем сельских электричес-
ких сетей (302). Конструктивное вы-
полнение сельских электрических се-
тей (303)
Список литературы ...... 303
34-1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
ГОРОДОВ
Системой электроснабжения города
(ЭСГ) называется совокупность электри-
ческих станций, понижающих и преобразо-
вательных подстанций, питающих н распре-
делительных линий и электроприемников,
обеспечивающих технологические процессы
коммунальио-бытовых, промышленных и
транспортных потребителей электроэнергии,
расположенных на территории города и час-
тично в пригородной зоне.
Источниками питания (ИП) системы
ЭСГ являются городские электрические
станции и понижающие подстанции.
Центром питания (ЦП) называется
распределительное устройство генераторно-
го напряжения электрической станции илн
распределительное устройство вторичного
напряжения понижающей подстанции, к ши-
нам которого присоединяются распредели-
тельные сети данного района.
Электрическими станциями, входящими
в состав систем ЭСГ, в климатических ус-
ловиях СССР обычно являются теплоэлект-
роцентрали, обеспечивающие тепловой и
частично электрической энергией комму-
иально-бытовые н промышленные объекты,
расположенные на территории города и в
его пригородах.
Понижающими подстанциями систем
ЭСГ являются: 1) городские подстанции
(35—220 кВ); располагающиеся в непосред-
ственной близости к границе города илн в
его периферийных зонах; 2) подстанции
глубоких вводов 110—220 кВ (ГВ), соору-
женные непосредственно на территориях
жилых районов и в промышленных зонах
крупных городов; 3) трансформаторные
подстанции 10(6)—20/0,38 кВ (ТП) комму-
нально-бытовых и промышленных потреби-
телей электроэнергии; ТП располагаются в
непосредственной близости к потребителям
или на их территории; 4) выпрямительные
подстанции городского и пригородного
электрифицированного транспорта.
' В составе электрических сетей систем
ЭСГ в ряде случаев сооружаются распреде-
лительные пункты 10(6)—20 кВ (РП),
предназначенные для приема электроэнергии
(от источников питания) по ограниченному
числу питающих линий (2—4) и выдачй ее
в распределительную сеть по большему чис-
лу линий; трансформации илн преобразова-
ния электроэнергии на РП ие производится.
Линии электропередачи электрических
сетей систем ЭСГ состоят из: 1) воздушных
линий 35—220 кВ внешнего электроснабже-
ния города; 2) кабельных (или воздушных)
линий 110—220 кВ глубоких вводов высо-
кого напряжения в центральные районы
жилых и промышленных территорий; 3) ка-
бельных (или воздушных) линий наружных
распределительных линий 0,38—10(6)—
—20 кВ; 4) электрических линий внутрен-
них сетей 0,38 кВ жилых, общественных и
производственных зданий (кабели, шино-
проводы, изолированные провода).
Потребители электроэнергии. Основ-
ными группами потребителей электроэнер-
гии в системах ЭСГ являются: 1) комму-
нально-бытовые потребители; 2) промыш-
ленные предприятия; 3) электрифицирован-,
ный городской и пригородный транспорт;
4) в отдельных случаях — поселки, пред-
приятия промышленного и сельскохозяйст-
венного производства пригородных зон.
Коммунально-бытовые потребители
электроэнергии это — жилые здания, ад-
министративные, культурно-массовые, учеб-
ные, лечебные, торговые, научно-исследова-
тельские организации и предприятия, ком-
бинаты бытового обслуживания, гостиницы,
предприятия общественного питания и тор-
говли н т. п. Эти потребители электроэнер-
гии используют широкую номенклатуру
электроприемников [34-4—34-6].
Суммарная установленная мощность
электроприемников, приходящаяся на одну
семью (квартиру), в настоящее время в оте-
чественных условиях находится в пределах
0,5—4,2 кВт (средняя 1.2—1,5 кВт) при
газовых кухонных плитах, 6—10 кВт (сред-
няя 7 кВт) при электроплитах 5—5,5 кВт
и 9,5—13,5 кВт (средняя 10,5 кВт) при
электроплитах 8,5 кВт. Максимальные
электрические нагрузки квартир в современ-
ный период в зависимости от уровня’ элект-
рификации быта по [34-2] следует прини-
мать равными 3—7 кВт (см. §‘34-2). В пер-
спективный период можно ожидать значи-
тельного роста установленной мощности
электроприемников бытовой сферы за счет
повышения коэффициента насыщения квар-
тир приборами, роста единичной мощности
отдельных приборов и установленной мощно-
сти ламп электрического освещения, широкого
внедрения стационарных электроплит с уста-
новленной мощностью 8—8,5 кВт, расши-
рения номенклатуры применяемых электро-
приборов, При этом наибольшая установ-
ленная мощность электроприемников
в одной квартире в перспективный период
будет достигать 25—35 кВт — в зависимо-
266
Электроснабжение городов и сельских местностей
[Разд. 34
сти от степени электрификации быта
[34-27].
Лифтовые установки жилых зданий
до 16—20 этажей оборудуются трехфазиы-
ми асинхронными двигателями мощностью
3,5—7,0 кВт.
В сфере коммунального обслуживания
населения применяется в основном тот же
состав типов электроприемников, приборов
и установок, однако единичные их мощно-
сти существенно выше.
Наибольшее относительное потребление
реактивной мощности в коммунально-быто-
вом секторе (cos <р as 0,7) имеет местовноч-
стоянно включенных холодильников и мо-
розильников, а также газоразрядных ламп
наружного освещения и дежурного осве-
щения общественных зданий.
На рис. 34-1—34-17 пирведены ориен-
тировочные графики активной мощности
и коэффициента реактивной мощности
(tg<p) характерных коммунально-бытовых
потребителей.
Для территории городов характерны
следующие отрасли промышленности: ма-
шиностроение, металлообработка, пищевая,
текстильная, строительных материалов н
конструкций, мебельная и деревообрабаты-
вающая, швейная, транспортные базы, на-
Рис. 34-6. Суточный
график активной на-
грузки культурно-
зрелищного предпри-
ятия (обобщенный).
Рис. 34-7. Суточный
график активной на-
грузки учебного за-
ведения (обобщен-
ный).:
Рис. 34-8. Суточный
график активной на-
грузки химчистки
одежды, фабрики-
прачечной (обобщен-
ный).
Рис. 34-4- Суточный
график активной на-
грузки столовой.
Рис. 34-9. Суточный
график активной на-
грузки. районной ко-
тельной, теплофика-
ционного пункта
(обобщенный).
Рис. 34-5. Суточный
график активной на-
грузки поликлиники.
Рис. 34-10- Суточный
график активной на-
грузки понижаю-
щей — выпрямитель-
ной подстанции трам-
вая и троллейбуса.
§ 34-1]
Характеристика электроснабжения городов
267
Рнс. 34-11. Суточный
график активной на-
грузки станции водо-
провода» канализа-
ции (обобщенный).
Рис. 34-15. Суточный
график коэффициента
реактивной мощности
жилого дома с газо-
выми плитами в квар-
тирах.
Рнс. 34-12. Суточный
график активной на-
грузки трансформа-
торной подстанции
6—10/0,38 кВ, питаю-
щей жилые здания с
газовыми плитами в
квартирах.
Рис. 34-13. Суточный
график активной на-
грузки трансформ а-
торной подстанции
6—10/0.38 кВ, питаю-
щей жилые здания с
электроплитами в
квартирах.
Рнс. 34-16. Суточный
график коэффициен-
та реактивной мощ-
ности трансформа-
торной подстанции
10 (6)/0,38 кВ. питаю-
щем жилой район с
газовыми плитами в
квартирах.
Рис. 34-14 Суточный
график активной на-
грузки распредели-
тельного пункта 6—’
10 кВ городской элек-
тросети
Рис. 34-17. Суточный
график коэффициента
реактивной мощности
распределительного
пункта 6—10 кВ.
сосные станции, холодильные установки,
складские помещения и т. п.
При учете промышленных предприятий
в анализе и проектировании систем ЭСГ
следует принимать: 1) расчетную активную
нагрузку по данным конкретного проекта,
в случае его отсутствия — определять с ис-
пользованием приближенных методов коэф-
фициента спроса или удельного расхода
электроэнергии (см. § 50-1); максимум на-
грузки большинства предприятий бывает
в 9—11 ч (первая смеиа); 2) коэффициент
мощности расчетной нагрузки предприятий
равным 0,92—0,95; 3) графики активных и
реактивных нагрузок.
При проектировании электрических се-
тей 10(6)—20 кВ системы ЭСГ должны
учитываться понижающие выпрямительные
подстанции трамвая и троллейбуса. Элект-
рические нагрузки подстанций трамвая и
троллейбуса принимаются по данным
разд. 51 (характерные значения составля-
ют 600—3000 кВт). Электрические нагрузки
подстанций электрифицированного желез-
нодорожного транспорта и метрополитена
учитываются при проектировании городских
электростанций и крупных понижающих
подстанций. Более подробные сведения см.
в разд. 51.
Задачей проектирования и осуществле-
ния ЭСГ является создание экономически
целесообразной системы, обеспечивающей
нормативное качество электроснабжения
всех потребителей, находящихся на терри-
тории города, и работающей в составе
комплексных систем электроэнергетики и
городского хозяйства. Проектирование и
осуществление систем ЭСГ должны выпол-
няться в соответствии с [34-1—34-3] и дол-
жна учитываться специфика условий города
по районированию н застройке, конструк-
тивному выполнению объектов ЭСГ (см.
§ 34-10), стоимости инженерного оборудо-
вания территории города (15—40 руб/м2),
а также по влиянию на экологическую
среду жизнедеятельности человека [34-25,
34-26].
268
Электроснабжение городов и сельских местностей
[Разд. 34
34-2. РАСЧЕТНЫЕ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ НАГРУЗКИ
Расчет электрических нагрузок произ-
водится от низших к высшим ступеням си-
стемы электроснабжения и включает два
этапа: 1) определение нагрузки на вводе к
каждому потребителю; 2) расчет на этой
основе нагрузки отдельных элементов сети.
Расчетная нагрузка как потребителя,
так и отдельных элементов сети принимает-
ся равной ее вероятному максимальному
значению за интервал времени 30 мин. Оп-
ределение расчетных нагрузок селитебных
зон и центров питания городов должно про-
изводиться в соответствии с указаниями в
[34-2].
В основе определения расчетных нагру-
зок жилых зданий используется нагрузка
одного потребителя, в качестве которого
выступает семья или квартира, прн посе-
мейном заселении домов.
Действующие нормированные значения
удельной нагрузки жилых квартир прн раз-
ных видах кухонных приборов для приго-
товления пищи и посемейном заселении
квартир с жилой площадью около 30 м2
приведены для зимнего вечернего максиму-
ма в табл. 34-1, где значения нагрузок уста-
новлены с учетом коэффициента одновре-
менности в зависимости от числа квартир.
Удельные нагрузки квартир многоэтажной
застройки учитывают нагрузку освещения
общедомовых помещений (лестничные клет-
ки, технические этажи, чердаки и т. п.).
Удельные нагрузки не учитывают силовую
нагрузку общедомовых потребителей и на-
грузку встроенных-в жилые дома торговых
и коммунально-бытовых предприятий, а
также применение в квартирах кондиционе-
ров, электроводонагревателей и электро-
отопления.
Расчетная активная нагрузка от жилых
квартир на вводах в здание, на линиях, пи-
тающих дом или группу домов, на шинах
трансформаторной подстанции (ТП) опре-
деляются в зависимости от числа квартир
по выражению
Ркъ ~ ^кв.уд пкв>
где Ркв.уд — удельная расчетная нагрузка
квартиры, кВт (см. табл. 34-1); пкз — число
квартир, присоединенных к элементу сети.
Расчетная активная нагрузка на вводе
жилого здания определяется по выражению
Р -P-+-k р
ж.зд кв > н.м с’
где Рс — расчетная нагрузка силовых элек-
троприемников жилого дома, кВт; Лим —
коэффициент, учитывающий несовпадение
максимумов нагрузки квартир и силовых
электропрнемников, принимаемый равным
0,9.
Расчетная нагрузка силовых электро-
приемников на -вводе в здание Рс опреде-
ляется нагрузками лифтовых установок
Рр,л н иных двигателей коммунального об-
служивания здания Рр,дВ
"дв
Рс— Р р.л 4" ^С, ДВ 2 Р ДВ.Н1 >
7=1
где
("л
2 РПВ Рл,доп
7=1
Рдв.вг — номинальные мощности двигателей
насосов водоснабжения, вентиляции и иных
коммунальных установок здания, кВт;
^е.дв — коэффициент спроса этих двигате-
лей, принимаемый равным 0,7; пДВ — число
двигателей; Pn,Bj — номинальная мощность
.электродвигателя j-й лифтовой установки,
кВт; ПВ — продолжительность включенного
состояния двигателя лифта, принимаемая по
паспорту или в среднем равная 0,6;
Таблица 34-1
Удельные расчетные алектрические нагрузки в зависимости от числа квартир
Этаж- ность за- стройки Характеристика квартир Удельная нагрузка, кВт/квартиру, при числе квартир в доме
1—3 9 15 24 40 60 100 200 400 600 1000
Много- этаж- С плитами и а природном газе 3,0 1.3 1.1 0,9 0,7 0,59 0,49 0,45 0,42 0,41 0,39
ная С электрическими плитами мощностью от 5,6 до 8 кВт 7,0 3,0 2.0 1.7 1.4 1,2 1.1 0,88 0,82 0,79 0,76
Одно- этаж- С плитами на природном газе 3,0—1,3 0,9 0,69 .0,55 0,48 0,45 0,40 0,39 0,38 — —
иая С плитами на сжиженном газе и на твердом топливе 4,0—1,75 1,3 1,0 0,86 0,72 0,69 0,60 0,56 0,54 —• —
С электрическими плитами мощностью до 5,5 кВ 5,0—2,2 1,61 1,3 1.1 1,0 0,92 0,82 0,74 0,73 1—1
Примечания: 1. При жилой площади квартиры, превышающей 30 м2, удельную нагрузку
следует увеличивать иа 1% на каждый 1 м2 дополнительной площади в домах с плитами иа при-
родном газе и на 0,5% с электрическими плитами и плитами иа твердом топливе и сжиженном газе.
2. Для определения утреннего или дневного максимумов нагрузок необходимо вводить коэффи-
циент 0,5 для квартир с плитами иа природном газе и 0,9 при электрических плитах.
§ 34-2]
Расчетные электрические нагрузки
269
Ра,доп — нагрузка от электромагнитного
тормоза, освещения и аппаратов управле-
ния лифтовой установки, равная 1,5—
2,5 кВт; пп — число лифтовых установок,
питаемых от ввода в здание; /гс,л—'коэф-
фициент спроса лифтовых установок, при-
нимаемый по табл. 34-2, 34-18 и 34-3.
Таблица 34-2
Коэффициенты спроса электрических нагрузок
лифтовых установок жилых зданий
Количе- ство эта- жей Количество лифтовых установок
1 2- 3 4 6 8 10
6—7 1 0,85 0,7 0,6 0,5 0,42 0,38
8—9 1 0,9 0,75 0,65 0,55 0,45 0,4'
12—13 — 1 0,86 0,73 0,58 0,5 0,44
16—17 — 1 1 0,9 0,75 0,65 0,58
20 1 1 0,85 0,75 0,66
25 — — 1 1 1 0,85 0.75
30 — 1 1 1 0,87 0,78
Коэффициенты спроса электрических нагрузок
лифтовых установок общественных зданий
Количество лифтовых
установок
2—3
б—7
8—10
15—20
Более 20
Коэффициент спроса
0,9
0,8
0,7
0,6
0,5
0,4
Расчетные нагрузки линий до 1000 В
от силовых электропрнемннков определяют-
ся аналогично описанному выше с учетом
реального количества питающихся двигате-
лей. Полная расчетная нагрузка жилых зда-
ний, кВ-А, определяется с учетом коэффи-
циентов мощности электроприемников, при-
веденных в табл. 34-4.
Таблица 34-4
Коэффициенты мощности электрических нагрузок
иа вводах и жилые здания
Таблица 34-3
Наименование электро* приемника Вечерний максимум нагрузки Нагрузка в дневные и утрен- ние часы
Квартиры с плитами иа 0,9—0,92 0,8
природном газе Квартиры с электри- 0,95 0,85
ческими плитами и пли- тами на твердом топливе н сжиженном газе Насосы водоснабжения. 0,8 0,8
вентиляторов и т. п. Лифтовые установки 0,6 0.6
Расчетная нагрузка на вводе в эдание
при наличии в жилом доме встроенного
коммунального предприятия или учреж-
дения
р ~р -4- ь’ р
вд ж.зд ‘ кн,мхнр>
где Рпр — расчетная нагрузка предприятия,
кВт (см. ниже); M—коэффициент несов-
падения максимумов нагрузки встроенного
предприятия и жилого дома (табл. 34-5).
Таблица 34-5
Коэффициенты несовпадения максимумов электрических нагрузок жилых зданий
и различных коммунально-бытовых предприятий
Наименование Жилые дома н общежития ' - « F4. к щ ю с S 5 * к С > 1 > 1 Предприятия торгов- ли Гостиницы, районные котельные, бойлер- ные Детские сады и ясли Зрелищные пред- приятия К S а Комму ч ал ьно-быто- вые предприятия
Предприятия обш ственного питани; здания, учебные . ведения, школы двухсменные
с сними плита- ми с плитами на твердом, и газовом топ- ливе
и ч !< г
Жилые дома и общежи- тия: с электрическими 1 0,9 0,8 0,7 0,9 0,9 0,8 0,7 0,8 0,8
плитами с плитами на твер- 0,9 1 0,7 0,4 0.6 0?9 0,7 0,6 0,6 0,6
дом и газовом топ- ливе Предприятия обществен- 0#8 0,7 0,9 0,7 0,8 0,9 0,6 0,6 0,6 0,7
hqfo питания, админи- стративные здания, учебные заведения, школы двухсменные Школы односменные 0,7 0,4 0,6 0,9 0,6 0,8 0,9 0,7 0,5 0,6
Предприятия торговли 0.9 0,6 0,8 0,6 0,9 0,8 0,7 0,6 0,7 0,8
Гостиницы и парикма- 0,9 0,9 0,9 0,8 0#8 0,9 0,9 0,8 0,7 0,9
херские Детские сады и ясли 0,8 0,7 0,6 0,9 0,7 0,9 0,9 0,6 0,7 0,7
Зрелищные предприятия 0,7 0,6 0,6 0.7 0,6 0,8 0,6 0.8 0,6 0,7
и стадионы Поликлиники и больницы 0,8 0,6 0,6 0,5 0,7 0,7 0,7 0#6 0,8 0,8
Ком мун а льно-бытовые 0,8 0,6 0,7 0,6 0,8 0,8 0,7 0,7 0,8 0,8
предприятия
270
Электроснабжение городов и сельских местностей
[Разд. 34
Расчетные нагрузки на вводе общест-
венно-коммунального здания или встроен-
ного предприятия определяются по усред-
ненным удельным нагрузкам (табл. 34-6)
по выражению
Р — Р = Р М
общ пр пр.уд-'^пр»
где Рпр.уд — удельная расчетная нагрузка
единицы количественного показателя (ра-
бочее место, посадочное место, килограмм
продукции и т. п.); Л1пр — количественный
Таблица 34-6
Усредненные удельные нагрузки общественных
зданий н коммунальных предприятий
Общественные здания Удельная расчетная на- грузка Коэффици- ент мощности
Предприятия общественного пи- тания, кВт/посадочное место: 0,9 0,97
полностью электрифициро- ванные
частично электрифициро- ванные 0,7 0,95
Продовольственные магазины, кВт/м2 торгового аала Промтоварные магазины, кВт/м2 торгового зала: 0,11 0,75
с кондиционированием 0,08 0,85
без кондиционирования Лечебные корпуса больниц, к Вт/койко- место: 0,07 0,9
с электрифицированным пи- щеблоком 0*6 0,95
без электрифицированного пищеблока 0,5 0,95
Поликлиники, кВт/посещение в смену Детские сады и ясли, кВт/место: с электрифицированным пищеблоком 0,15 0,9
0,4 0*96
без электрифицированного пищеблока Школы, кВт/место: 0,1 0,9
с электрифицированным пи- щеблоком 0,14 0,95
без электрифицированного пищеблока 0*11 0*9
Высшие, средине и специальные учебные заведения, кВт/место Кинотеатры, кВт/место: 0*16 0*9
с кондиционированием воз- духа 0, I <5 0*9
без кондиционирования воз- 0,08 0,95
Духа Театры, дворцы культуры н цир- ки, кВт/место 0,25 0,85
Стадионы на 40 000 мест, кВт/ место Дома отдыха, кВт/место: 0,02 0,98
с электрифицированным пи- щеблоком • 0,6 0,9
без электрифицированного пищеблока 0,3 0,85
Гостиницы без ресторанов, кВт/место Общежития без электрифициро- ванного пищеблока, кВт/место 0,3 0,9
0,1 0,9
Административные учреждения, Вт/м2 общей площади 40 0,9
Парикмахерские, кВт/рабочее место I,3 0,97
Комбинаты бытового обслужи- вания, кВт/рабочее место Фабрики-прачечные, кВт/т белья в смену 0,5 0,9
20 0,8
Фабрики-химчистки, кВт/т одеж- ды в смену 140 0,9
показатель, характеризующий объем произ-
водства, пропускную способность предприя-
тия и т. д. ‘
Полная нагрузка на вводе в обществен-
ное здание, кВ-A, определяется по Л>бщ,
РПр и коэффициентам мощности (табл.
34-4).
Расчетные нагрузки линий до 1000 В'
и ТП 10(6)—20(0,38 кВ, питающих группы
жилых и общественных зданий,
~ Рнб 4“ ^Н,М1 Ppi 4“ ^н,м2 4"
4- ••• 4-feHiMt Ppp
где Рнб — наибольшая расчетная нагрузка
одного из общественных зданий или сум-
марная нагрузка жилых зданий с одинако-
вым типом кухонных плит, питаемых по
данной линии нли от ТП; последняя нагруз-
ка определяется по суммарному количест-
ву квартир и лифтовых установок, питае-
мых по линии или от ТП (см. табл. 34-1,
34-2); Ppi, Рр2.. Рр» — расчетные нагруз-
ки иных зданий, питаемых линией или от
ТП; ^Н,М2, -., ^я,мг — коэффициенты
несовпадения максимумов нагрузок потре-
бителей с Рнб, определенные по табл. 34-5.
По [34-2] при определении расчетных
нагрузок линий или ТП в послеаварийном
режиме (отключение резервирующего эле-
мента) в Рр вводится понижающий коэф-
фициент 0,9, т. е. Рр(П,ав)=0,9 Рр.
Электрические нагрузки наружного
освещения ориентировочно определяются,
исходя из 40—50 Вт/м погонной длины го-
родских проездов н 0,12—0,15 Вт/м2 пло-
щади внутриквартальных территорий.
Расчетные нагрузки линий и распреде-
лительных пунктов 10(6)—20 кВ определя-
ются умножением суммы расчетных нагру-
зок трансформаторов отдельных ТП, пита-
ющихся по данному элементу сети, иа ко-
эффициенты несовпадения максимумов их
нагрузок по табл. 34-7. Полные нагрузки,
кВ-А, линий и распределительных пунктов
10(6)—20 кВ определяются по расчетным
активным нагрузкам и по среднему коэф-
фициенту мощности 0,9.
Расчетные нагрузки на шинах 10(6)—
20 кВ ИП определяются с учетом несовпа-
дения максимумов нагрузок коммунально-
бытовых и промышленных потребителей
умножением суммы активных расчетных на-
грузок иа коэффициенты несовпадения мак-
симумов нагрузок, приведенных в табл.
34-8.
С учетом однородности и высоких зна-
чений коэффициентов мощности нагрузок
потребителей иа напряжении 10(6)—20 кВ
полная мощность на шинах ИП
"п
^иц ^Нб + 2 ^pi«
1=1
где SH6 — полная мощность нагрузхи по-
требителей, формирующих максимум на-
грузки данного ИП, кВ-A; Sp4 — расчетные
нагрузки иных потребителей или линий
§ 34-2]
Расчетные электрические нагрузки
271
• Таблица 34-7
Коэффициенты несовпадения максимумов нагрузок трансформаторов 10(6)—20 кВ в зависимости от
их числа
Характеристика нагрузки Коэффициент несовпадения при числе трансформаторов
До 5 6—10 11—20 21—40 более 40
Жилая застройка (жилые дома и общест- 0,9 0,89 0,87 0,-85 0,85
веииые здания микрорайонного н районно- го значения) Смешанная однородная нагрузка ' 0,85 0,75 0,72 0,67 0,67
Смешанная неоднородная нагрузка 0,78 0,70 0,65 0,63 0,63
Примечания: 1. Смешанная нагрузка считается однородной, если 65—75% суммарной мощ-
ности приходится на одну группу потребителей (коммуиально-бытовые, мелкопромышленные, элект-
рифицированный транспорт н др.).
2. Нагрузка считается неоднородной, если на одну группу потребителей приходится ие более
•45—50% суммарной потребляемой мощности.
Таблица 34-8
Коэффициент Несовпадения максимумов нагрузок коммуиально-бытовых и промышленных
предприятий в зависимости от соотношения их расчетных нагрузок
Характеристика квартир городского района Коэффициент несовпадения при отношении максимумов нагрузок коммунально-бытовых и промышленных потребителей, %
20 60 100 140 180 200—400
С газовыми плитами С электрическими плитами 0,91—0,96 0,96 0,83—0,94 0,94 0-85—0,92 0,92 0,87—0,94 0,94 0,39—0,96 0,96 0,9—0,97 0,97
Примечания: 1. Если отношение расчетной нагрузки предприятий к коммунально-быто-
вой составляет менее 20 или более 400%, коэффициент несовпадения следует брать равным 1.
2. Меньшие значения коэффициентов принимаются при наличии промышленных предприятий с
односменными режимами работы.
Таблица 34-9
Укрупненные расчетные нагрузки территорий городов с жилыми зданиями
и общественными предприятиями, приведенные к шинам ТП 10(6)—20/0,38 кВ
Объект Единица Доля домов в 6 этагкей н более Охват общественных зданий и предприятий эдектро- пищеприготовленнем и кондиционированием, %
9 50 100 100
Жилые ; 50ма с газовыми плитами Жилые дома С электро- плитами
Микрорайон Вт/чел. 0 140 150 155 260
100 170 180 184 290
Район Вт/Чел. 0 170 180 190 290
100 200 210 220 320
Город Вт/чел. 0 200—210 215—220 225—230 325—330
100 230—240 245—250 255—260 355—360
Микрорайон Вт/м2 0 16—17 17—18 17,5—18,5 29
100 19 20 21 31
Район Вт/м2 0 19—20 20—21 21—22 32
100 22 23 24 35
Город Вт/м2 0 22—23 24 25 36—37
100 25—27 27 28—29 40
Примечание, м2 — жилой площади.
10(6)—20 кВ, питающихся от данного ИП,
кВ-A; —по табл. 34-8 (см. также
[34-8]).
Ориентировочная оценка расчетных на-
грузок микрорайона, района или города
может производиться по приведенным к ши-
нам ТП удельным расчетным нагрузкам при
обеспеченности на одного человека 9 м’
жилой площади (табл. 34-9, 34-10):
где М — число жителей, чел-j
ZT2.
Электроснабжение городов и сельских местностей
[Разд. 34
Таблица 34-10
Укрупненные расчетные нагрузки территорий
городов с жилыми зданиями и общественными
предприятиями, кВт/га
Число этажей
Охват общественных
зданий и предприятий
электропищепри-
готовлением, % '
0 I 50 100 100
Жилые дома
с газовыми
плитами
1
2
4
5 -
9
16
Двухэтажные
дома (с земельны-
ми участками)
-1450
1800
2600
2800
3600
4500
850
23,0
28,0
41,0
44,0
68,0
84,5
13,5
24,0
30,0
43,0
46,5
71,0
89,0
14,0
26,0
31,5
45,5
49,0
73,0
90,5
15,0
41,5
52,0
74,5
80,5
115,0
143,0
24,5
р — р П
^пл.уд"*
где П — жилая площадь, м2;
Рм ~ Ртер.уд
где D — площадь селитебной территории,
га; Рж.уд, ^пл.уд, ^тер.уд удельные нагруз-
ки на 1 жителя, иа 1 м2 площади, на 1 га
селитебной территории.
34-3, НОМИНАЛЬНЫЕ НАПРЯЖЕНИЯ
ЭЛЕКТРОУСТАНОВОК
В современных отечественных системах
ЭСГ применяются все номинальные пере-
менные напряжения от 0,38 до 220—
330 кВ.
Выбор напряжений при практическом
проектировании систем ЭСГ основывается
на рекомендациях [34-1, 34-2]. При плани-
ровании оптимального развития ЭСГ вы-
полняется соответствующий технико-эконо-
мический анализ [34-9—34-12].
Напряжения до 1000 В применяются
для распределения электроэнергии в огра-
ниченных районах территории города (де-
сятки— сотни метров), внутри жилых н
производственных зданий и для непосред-
ственного присоединения электроприемии-
ков. При проектировании новых и реконст-
руируемых электрических сетей всех назна-
чений должно применяться линейное напря-
жение 380 В [34-1, 34-2].
Сохранившиеся в городах трехпровод-
ные сети 127/220 В должны реконструиро-
ваться с переводом на работу при 220/380 В
(см. [34-13,34-14]).
Напряжение 660 В предназначено для
применения в системах электроснабжения
некоторых промышленных предприятий
(см. разд. 50). В перспективе возможно
применение этого напряжения в много-
этажных зданиях большого объема (ориен-
тировочно более 40—50 этажей) для пита-
ния: а) крупных двигателей централизо-
ванных установок кондиционирования воз-
духа, таких же установок насосов холод-
ной и горячей воды, грузовых и грузопас-
сажирских скоростных лифтов и т. п.;
б) магистральных внутридомовых линий,
питающих трансформаторы 660/380—220 В,
рассредоточение устанавливаемые по эта-
жам задния (см. § 34-6).
Напряжения 10(6)—20 кВ применяются
для распределения электроэнергии от ИП
по прилегающей к ним территории города
и для питания ТП 10(6)—20 кВ. Техни-
ческие возможности применения этих на-
пряжений по передаваемой мощности и рас-
стояниям передачи электроэнергии ограни-
чиваются: 1) наибольшими сечениями токо-
ведущих жил кабелей (см. разд. 14) или
наибольшими применяемыми прн данных
напряжениях сечеинями проводов воздуш-
ных линий (см. разд. 33) и токами, допус-
каемыми по условиям нагрева проводов и
кабелей (см. § 34-7); 2) наибольшей допу-
стимой потерей напряжения в сети (6%)
[34-2]. Таблица 34-11 дает представление
о пропускной способности линий и возмож-
ной дальности передачи электроэнергии при
6—20 кВ.
Экономически целесообразные расстоя-
ния передачи электроэнергии прн напряже-
ниях 6—20 кВ устанавливаются иа осно-
вании технико-экономического анализа.
Ориентировочные значения экономически
целесообразных расстояний передачи элект-
роэнергии по кабельным линиям при напря-
жении 10(6) кВ и поверхностной плотности
нагрузки в пределах 5—25 МВт/км2 [34-9,
34-10, 34-13]: 1) при питании при поминаль-
ном напряжении генераторов городских
электростанций — в пределах, допускаемых
по техническим ограничениям (по потере
напряжения, (см. табл. 34-11), 2) при
электроснабжении от городских понижаю-
щих подстанций 110—220 кВ — 3—7 км;
3) электроснабжение от подстанции ГВ
110—220 кВ, (закрытые подстанции, кабель-
ные линии) — 1,5— 4 км. Меньшие из ука-
занных расстояний относятся к большим
плотностям нагрузки и меньшим из приве-
денных номинальных напряжений.
Напряжение 10 кВ является основным
на современный н ближайший перспектив-
ный периоды для вновь сооружаемых и
реконструируемых систем ЭСГ [34-2]. На-
пряжение 6 кВ, как правило, не должно
применяться во вновь проектируемых и
реконструируемых системах ЭСГ [34-2].
В эксплуатируемых сетях напряжение 6 кВ:
1) сохраняется, если источником питания
являются генераторы городской электро-
станции с таким поминальным напряжени-
ем; 2) допускается сохранять прн ежегод-
ных приростах нагрузки меиее 3% н при
соответствующих технико-экономических
обоснованиях [34-7, 34-11]. В иных случаях
необходимо осуществлять перевод дейст-
вующих электросетей 6 кВ на работу при
10 кВ. Прн расширении и реконструкции
§ 34-4]
Надежность электроснабжения
273
Таблица 34-11
Технические возможности передачи электроэнергии по одной линии 6—20 кВ
Номиналь- ное на- пряжение сети, кВ Хар актеристика конструкции ЛИНИН Наибольшая передаваемая мощность S , МВ-А (по допустимому иагреву) Наибольшие расстояния передачи, км (пр допустимой потере напряжения при S )
Нормальные режимы Послеаварий- ные режимы Линия с одной нагрузкой , Линия с пятью равномерно распределен- ными нагруз- ками
6 Кабели 6 кВ, F=240 мм2, в земле 4,2 5,45 4,55 7.6
Воздушная линия, провода А120 3,9 3,9 1,35 2,25
10 Кабели 10 кВ, F=240 мм2, в земле 6,15 8,0 8,35 13,9
Воздушная линия, провода А120 6,5 6,5 2,25 . 3.75
20 Кабели 20 кВ, F=185 мм2, в земле 10,0 10,0 15,7 2,62
Воздушная линия, провода А120 13,0 13,0 4f5 7.5
Примечания: I. F— сечение алюминиевых токоведущих фазных жил кабелей.
2. Мощности, допустимые прн прокладке кабелей в земле, указаны без поправочных коэффици-
ентов на температуру почвы, число рядом лежащих кабелей и т. п.
3. Наибольшие расстояния передачи указаны прн Д£7д=6%, передаче допустимой по нагреву
мощности (в нормальном режиме) и коэффициенте мощности нагрузки 0,9.
эксплуатируемых сетей 6 кВ, питающихся
от понижающих подстанций, следует про-
ектировать н осуществлять перевод этих
электросетей на работу при напряжении
10 кВ [34-2, 34-9, 34-11]. Экономическая
эффективность такого перевода устанавлива-
ется технико-экономическим анализом с уче-
том конкретных условий системы ЭСГ.
Предварительная оценка состава работ и
эффективности этого мероприятия может
быть произведена на основе данных табл.
34-12 и [34-7, 34-9].
Таблица 34-12
Ориентировочные технические условия,
при которых экономически оправдывается перевод
кабельных сетей 6 кВ на работу при 10 кВ
Участие двигателей 6 кВ в максимуме на- грузки, %, не более 0 10 20 30 40 50
Доля годности по длине кабельных ли- ний 6 кВ для исполь- воваиия при 10 кВ, %, не менее 60 70 75—80 85 95 —
Применение напряжения 20 кВ эко-
номически оправдано: 1) при стоимости ка-
белей, выключателей и трансформаторов
этого напряжения не более 120—130% стои-
мости соответствующего оборудования
10 кВ; 2) в новых районах, питающих-
ся от городских электростанций
с генераторным напряжением 20 кВ; 3) при
плотностях нагрузки 30—40 МВт/км2 и бо-
лее, питающихся от подстанций 220/20 кВ;
4) при комплексном электроснабжении не-
крупных городов и прилегающих обширных
сельскохозяйственных районов от понижа-
ющих подстанций ПО—220/20 кВ.
Номинальные напряжения 110 кВ и вы-
ше применяются в системах ЭСГ для внеш-
1S—792
него электроснабжения, а также для осу-
ществления ГВ в центральные районы го-
рода (см. §34-6). Выбор высших поминаль-
ных напряжений непосредственно связан с
выбором числа трансформаций электроэнер-
гии между этими напряжениями и напря-
жением до 1000 В; экономически целесооб-
разным является использование двух
трансформаций электроэнергии.
Напряжение 35 кВ не рекомендуется
для применения в системах ЭСГ как недо-
статочное по пропускной способности и
приводящее, как правило, к необходимости
дополнительной трансформации электро-
энергии.
Напряжение ПО кВ экономически це-
лесообразно применять для внешнего элект-
роснабжения основной массы средних,
больших и крупных городов, а также для
осуществления радиально-тупиковых ГВ
(см. §34-6), питающихся от внешних сетей
этого же напряжения. Напряжение 220 кВ
целесообразно для внешнего электроснаб-
жения крупнейших городов, магистральных
ГВ (см. § 34-6), а также при осуществле-
нии внутригородской системы взаимосвязан-
ных подстанций ГВ.
34-4. НАДЕЖНОСТЬ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
Надежность электроснабжения город-
ских потребителей должна соответствовать
требованиям [34-1, 34-2], согласно которым
электроприемники потребителей делятся на
три категории. При'рассмотрении надёжно-
сти электроснабжения коммунально-быто-
вых потребителей к соответствующей кате-
гории электроприемников могут быть отне-
сены как электроприемники, так и комплекс
274
Электроснабжение городов и сельских местностей
[Разд. 34
электроприемников (операционные и помр-
мещения неотложной помощи больниц
и т. п.). В отдельных случаях к соответст-
вующей категории может быть отнесен по-
требитель в целом (АТС, детсад и т. п.).
Требования к надежности электроснабже-
ния определяются применительно к ввод-
ному устройству электроприемника или
вводному устройству комплекса электро-
прнемников (потребителю).
В системах электроснабжения городов
к первой категории относятся: комплексы
электроприемников лечебных учреждений,
от бесперебойной работы которых непо-
средственно зависит жизнь людей; между-
народные и междугородные телефонные
станции, городские АТС общего пользова-
ния; городские главный телеграф и поч-
тамт; радио- и телевизионные станции;
главные и районные водопроводные на-
сосные и канализационные станции; элект-
родвигатели и другие электроприемники
противопожарных устройств, аварийное
освещение, система охранной сигнализации
и лифты общественных зданий и гостиниц
выше 16 этажей, библиотек на 1 млн. то-
мов; аварийное освещение крупных мага-
зинов, крытых зрелищных и спортивных
предприятий (более 800 мест), предприятий
общественного питания (более 500 мест) и
учреждений просвещения (более 1000 уча-
щихся в смену); городской электротранс-
порт; сети уличного освещения города; по-
требители с суммарной нагрузкой более
10 000 кВ-А.
В качестве резервного источника пита-
ния электроприемников первой категории
в городах могут использоваться аккумуля-
торные батареи, дизельные электростанции
и т. п., а также резервные связи напряже-
нием 0,38 кВ от ближайшего узла сети,
связанного с другим независимым источни-
ком питания. Устройство АВР должно пре-
дусматриваться непосредственно на вводе
к электроприемникам первой категории.
К электроприемникам второй категории
в городах относятся жилые дома и обще-
жития с электроплитами, дома выше пяти
этажей с газовыми плитами, администра-
тивно-общественные здания, детские и учеб-
ные учреждения, предприятия общественно-
го питания, коммунальные предприятия
(химчистки, прачечные, бани и т.п.), мага-
зины, потребители с суммарной мощностью
от 400—10 000 кВ-А.
Для электроприемников второй катего-
рии допустимы перерывы в электроснабже-
нии на время, необходимое для включения
резервных линий 0,38—10(6)—20 кВ де-
журным персоналом. При централизован-
ном резерве трансформаторов рекоменду-
ется питание электроприемников II катего-
рии от одного трансформатора. Допускается
резервирование в аварийных случаях уст-
ройством временных связей напряжением
0,38 кВ шланговым проводом не более 50 м;
следует учитывать возможность питания
таких приемников по одной воздушной ли-
нии напряжением 0,38—20 кВ.
В районах новой застройки города,
как правило, большая часть потребителей
относится к II и III категориям (70—90%
по суммарной мощности). Требования к на-
дежности электроснабжения промышленных
предприятий изложены в разд. 50.
Методика оценки надежности электро-
снабжения и количественные показатели на-
дежности отдельных элементов систем
электроснабжения городов приведены в
§ 31-8.
34-5. РЕЖИМ НЕЙТРАЛИ
Режим нейтрали — сопротивление за-
земления нейтрали электроустановок —
связан с: 1) требованиями техники безопас-
ности и охраны труда (см. разд. 8); 2) до-
пускаемым током однофазных замыканий
на землю; 3) возможность применения
простейших схем распределительных сетей
систем ЭСГ (см. § 34-6); 4) перенапряже-
ниями, возникающими в таких режимах
(см. разд. 37); 5) рабочим напряжением
неповрежденных фаз электроустановки по
отношению к земле в данном режиме;
6) обеспечением надежной работы релей-
ной защиты от замыканий на землю (см.
разд. 39).
Электрические сети 380/220—660/380 В
работают с глухим заземлением нейтрали,
что приводит к надежному и быстрому
отключению однофазных замыканий на
землю; напряжения на всех токоведущих
частях во всех режимах работы сети ие
превышают фазного.
Электрические сети 10(6)—20 кВ вы-
полняются с незаземленной или, чаще, с
компенсированной нейтралью (см. разд. 37),
Допускается работа с незаземленной
нейтралью при токах однофазных замыка-
ний на землю до 30 А — при 6 кВ, 20 А —
при 10 кВ и 15 А — при 20 кВ, чему соот-
ветствуют предельные суммарные длины ка-
бельных линий, приведенные в табл. 34-13.
Таблица 34-13
Предельные суммарные длины кабельных линий
электрических сетей с незаземленной нейтралью,
км
Сечения жил, мм2 Номинальные напряжения сети, кВ
6 10 20
50 51 26 6,0
95 36 20 4,8
120 33 18 4,4
240 20 11
При компенсированной нейтрали сетей
10(6)—20 кВ принципиальные и характер-
ные схемы включения заземляющих реакто-
ров показаны на рис. 34-18 и 34-19.
Необходимая мощность дугогасящего
реактора, квар, определяется по фазному
номинальному напряжению сети U„, кВ, и
суммарному емкостному току /с2, А, со-
§ 34-6]
Схемы городских электрических сетей
275
ответствующего участка сети:
определение /с2 — см. разд. 36.
Электрические сети 35 кВ осуществля-
ются с компенсированной нейтралью ана-
логично описанному выше (допустимый ток
Рис. 34-18. Характерная схема подключения дуго-
гасящнх катушек на городских понижающих под-
станциях:
СН — трансформатор собственных нужд; ЗР—за-
земляющий реактор.
Рис. 34-19. Принципи-
альная схема подклю-
чения дугогасящей
катушки.
замыкания на- землю 10 А). Электрические
сети ПО кВ и выше работают с глухоза-
земленной нейтралью (см. разд. 37). Под-
робнее — см. [34-7].
34-6. СХЕМЫ ГОРОДСКИХ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
Требования к выполнению и условия
выбора схем электрических соединений се-
тей систем ЭСГ аналогичны общим требо-
ваниям и условиям выбора схем электриче-
ских систем [34-8]. Специфика требований и
условий в городах заключается в особен-
ной актуальности применения возможно
простых схем с минимальным- количеством
электрооборудования и сооружений специ-
ализированных конструкций. При оценке
возможностей применения простейших, в
том числе и неавтоматизированных, сетей в
системах ЭСГ (например, петлевых —см.
ниже) необходимо учитывать широкие воз-
18*
можности применения при эксплуатации
этих сетей разнообразных средств связи
(УКВ, телефон) и автотранспорта и осо-
бенности эксплуатации сетей 10(6)—20 кВ
с компенсированной (или изолированной)
нейтралью (см. § 34-5).
Внутренние распределительные электри-
ческие сети до 1000 В большинства жилых
н общественных зданий и предприятий со-
стоят из вводно-распределительного устрой-
ства (ВРУ), распределительных линий и
соответствующего электрооборудования
и выполняются в виде разветвленных ма-
гистральных сетей. На рис. 34-20 представ-
лена характерная схема электрической сети
современного жилого здания среднего
объема.
Схемы ВРУ до 1000 В зависят от тре-
бований надежности электроприемников,
расположенных в здании, количества и наз-
начения линий внутренней и внешней сетей.
Схема ВРУ иа рис. 34-20 соответствует
электроприемникам второй категории по
надежности питания, схема на рис. 34-21—
первой категории и схемы на рис. 34-23, г
н 34-24, в — третьей категории.
При зданиях большого объема (админи-
стративно-производственные, учебные, мно-
госекционные жилые) с количеством эта-
жей 35—40 и более оправдывается разме-
щение ТП 10—20/0,38 кВ, кроме цокольного
этажа, на промежуточных технических эта-
жах (10—20-й), а также в чердачных по-
мещениях или на крыше здания (рис.
34-22, а). При введении промежуточного на-
пряжения 660 В (см. § 34-3 и рис. 34-22,6)
подстанции 660/380—220 В питают ограни-
ченное количество этажей таких • зданий.
Радиально-магистральная распредели-
тельная сеть 0,38—10(6)—20 кВ без ре-
зервирования линий и трансформаторов
представлена на рис. 34-23. Сеть характери-
зуется наименьшими капиталовложениями
на осуществление электроснабжения потре-
бителей из-за: 1) отсутствия резервирования
элементов сети, 2) выбора параметров всех
элементов сети только по условиям нор-
мального режима работы. При поврежде-
нии любой линии и трансформатора
(А7—АЗ) прекращается питание соответ-
ствующей группы потребителей на время
определения места повреждения, выполне-
ния ремонтных работ и последующих опера-
тивных действий для подачи напряжения
потребителям. Применяется для электро-
снабжения потребителей III категории в
поселках городского типа при воздушном
исполнении линий до 1000 В и 10(6)—
20 кВ.
Петлевая неавтоматизированная рас-
пределительная сеть 0,38—10(6)—20 кВ
представлена на рис. 34-24, из которого
ясен состав основного электрооборудова-
ния, необходимого для ее осуществления.
По надежности электроснабжения предпоч-
тительно питание петлевых линий 10(6)-—
20 кВ от территориально разных центров
питания ЦП (ТП1—ТП7) и линий 380 В—
от разных ТП (В6—В10). Петлевые сети
276
Электроснабжение городов и сельских местностей
[Разд. 34
Рис. 34-20. Принципиальная схема электрической сети двенадцатиэтажного жилого дома.
1—кабели ввода 380 В; 2—переключатели; 3 — плавкие предохранители; 4—питающие линии
квартир; 5 — линии двигателей и общедомовых электропрнемников; 6 — линии освещения лестнич-
ных клеток; 7 — линии наружного освещения здания; 8 — линии освещения технического подполья;
9 — то же чердака, шахт лифтов; ВРУ — вводно-распределительное устройство.
Рис. 34-21. Принципиальная схема вводно-распре-
делительного устройства в жилое здание с элект-
роприемниками I, II категорий.
применяются при воздушном и кабельном
исполнениях линий.
В нормальном режиме петлевые линии
10(6)—20 кВ размыкаются на одной из
ТП (ТП4, ТП10). Выбор участка размыка-
ния— см. § 34-8. Для кабельных линий
380 В экономически целесообразна работа
при замкнутых петлевых схемах с установ-
кой разделительного плавкого предохрани-
теля в линии с наименьшим потоком мощ-
ности. В эксплуатации в ряде случаев в
нормальных режимах петлевые линии 380 В
размыкаются аналогично линиям 10(6) —
20 кВ (В8).
При повреждениях линий (К1, КЗ)
электроснабжение потребителей прерыва-
ется на время определения поврежденного
участка и оперативных переключений, осу-
ществляемых эксплуатационным персона-
лом. При повреждении трансформатора
(К2) — перерыв электроснабжения на вре-
мя замены трансформатора. Петлевые
сети рекомендуются в качестве основных
для электроснабжения потребителей II и
III категорий жилых районов городов
[34-2]. По техническим и технико-экономи-
ческим показателям этот тип распредели-
тельных сетей применяется при жилой за-
стройке зданиями до 9—12 этажей (плот-
ности нагрузки 5—10 МВт/км2).
§ 34-6]
Схемы городских электрических сетей
277
а-)
7777/77^
Двига.-
тела,
лифтов
Двига-
тели,
насосов
7777777,
'/$777777777777% ^иния™
10(6)-20кВ
Рис. 34-22. Варианты структурных схем внутренних электрических сетей многоэтажных и многосек-
ционных зданий.
а —с применением 660 В; б —с применением 10—20 кВ.
Рис. 34-23.' Распределительная радиально-магистральная электрическая сеть 0,38—10(6)—20 кВ без
резервирования линий и трансформаторов.
а — структурная схема; б —схема присоединения линий в ЦП; в — схема ТП; г — схема ввода
в здание; ЦП — центр питания; ТП — трансформаторная подстанция 10(6)—20/0,38 кВ; В — ввод
в здание.
При наличии отдельных ТП, питающих
потребителей первой категории, в петлевых
сетях может применяться выборочное ре-
зервирование электроснабжения по схеме
рис. 34-25 с применением автоматизации
включения резерва, описываемой ниже
(см. рис. 34-26). Подробнее о петлевых
схемах см. [34-7, 34-10, 34-11, 34-13].
Петлевые автоматизированные сети
10(6)—20 кВ выполняются по схеме
рис. 34-24, но при обязательной установке
линейных выключателей нагрузки с авто-
матизированным управлением. В каждой
такой ТП устанавливается дополнительный
комплект реле, конденсаторов питания при-
водов выключателей нагрузки, конденсате-
278
Электроснабжение городов и сельских местностей
[Разд. 34
Рис. 34-24. Распределительная петлевая электри-
ческая сеть, 0,38—10(6)—20 кВ.
а — структурная схема; б — схема ТП; — точка
размыкания сети; в — ввод в здание; остальные
обозначения — см. рис. 34-23.
Рнс. 34-25. Петлевая распределительная сеть
10(6)—20 кВ с выборочной автоматизацией двух-
траисформаторных ТП 5 и 7; обозначении — см.
34-24.
ров оперативных импульсов, резисторов для
разрядки конденсаторов и другого обору-
дования, обеспечивающего избирательное
отключение поврежденных линий 10(6) кВ.
Область применения сети — электроснабже-
ние потребителей второй категории, см.
также [34-10].
Радиально-магистральная автоматизи-
рованная сеть 0,38—10(6)—20 кВ с резер-
вированием линий и трансформаторов пред-
ставлена на рис. 34-26 в различных вари-
антах ее исполнения. Линии сети обычно
кабельные. По технико-экономическим по-
казателям основным типом такой сети яв-
ляются варианты АВР на стороне 380 В
при двухтрансформаторных ТП (рнс.
34-26,6). В некоторых случаях находят
применение однотраисформаторные ТП с
АВР на выключателях нагрузки на стороне
10(6)—20 кВ (рис. 34-26, в).
По надежности электроснабжения
предпочтительно питание магистралей
10(6)—20 кВ от разных ЦП (ТП5—ТП15).
Во всех вариантах исполнения сети
электроснабжение потребителей не прекра-
щается при повреждениях линий 10(6)—
20 кВ. При двухтрансформаторных ТП с
АВР на стороне 380 В обеспечивается на-
дежное питание потребителей и при по-
вреждениях трансформаторов. При повре-
ждениях линий 380 В и при схемах вводов
по рис. 34-26, г электроснабжение соответ-
ствующих зданий прекращается на время
ручного переключения на вводе в здание;
при схеме вводй по рис. 34-21 перерыв
электроснабжения потребителей первой ка-
тегории отсутствует.
Для повышения использования нагру-
зочной способности кабелей в нормальных
режимах сети и, следовательно, улучшения
ее технико-экономических показателей на-
иболее целесообразны схемы с «переплете-
нием» трех магистралей 10(6)—20 кВ, пи-
тающих группу ТП (ТП10 — ТП15,
рис. 34-26).
Сети пригодны для электроснабжения
второй категории, а также первой катего-
рии при установке АВР на вводах к
электроприемникам этой категории. Об-
ластью применения многомагистральных ав-
томатизированных сетей являются: 1) рай-
оны, в которых по технико-экономическим
§ 34-6]
Схемы городских электрических сетей
279
Рис. 34-26. Магистральная автоматизированная распределительная электрическая сеть с резервиро-
ванием линий и трансформаторов:
а — структурные схемы вариантов построения сети; б—схема двухтрансформаториой ТП с АВР на
стороне 380 В, выполненным с применением контакторов (К) или автоматических выключателей (А);
в —схема однотрансформаторной ТП с АВР на стороне 10(6)—20 кВ с применением выключателей
нагрузки; г — схема двухсекционного (С/, С2) ввода в здание; остальные обозначения •—см. рис.
34-25, 34-26.
показателям целесообразно применение
двухтрансформаторных ТП; к числу тако-
вых ориентировочно относятся жилые рай-
оны с застройкой зданиями в 12—15 эта-
жей и более (поверхностные плотности на-
грузок 10 МВт/км2 и более); 2) потреби-
тели со значительной частью электроприем-
ников первой категории.
При полном использовании нагрузоч-
ной способности кабелей и трансформато-
ров (см. § 34-7), при указанных выше ха-
рактеристиках электрической нагрузки и
потребителей и при 3—4-магистральном
исполнении сети ее технико-экономические
показатели могут быть весьма близки к
соответствующим показателям петлевых
280
Электроснабжение городов и сельских местностей
[Разд. 34
Рис. 34-27. Распределительная электрическая сеть с магистральными линиями 10(6)—20 кВ и слож-
нозамкиутой сетью 380 В.
а — структурная схема сети; б —схема ТП; в —схема соединительного шунта, совмещенного с вво-
। дом в здание;--------линии 380 В;------------линии 10(6)—20 кВ; СП — соединительный пункт,
совмещенный с вводом в здание; остальные обозначения — см. рис. 34-25 н 34-26.
сетей или уступать им весьма незначитель-
но. Не оправдано применение рассматри-
ваемых сетей без автоматизации включе-
ния резервных элементов. Подробнее о
магистральных автоматизированных сетях
см. [34-2, 34-7, 34-10, 34-11, 34-13, 34-14].
Сложнозамкнутые расп ределительные
сети до 1000 В, представленные на
рис. 34-27, выполняются в сочетании с од-
ноцепными магистральными линиями
10(6)—20 кВ. Линии обоих напряжений —
кабельные. Особенностями выполняемых
§ 34-6]
Схемы городских электрических сетей
281
сетей этого типа являются: 1) питание от
одного ЦП магистралей 10(6)—20 кВ, осу-
ществляющих электроснабжение данного
участка замкнутых сетей; 2) формирование
всей сети кабельными линиями 10(6)—
20 кВ с одинаковыми сечениями токоведу-
щих жил, трансформаторами одинаковой
мощности (с одинаковыми остальными ка-
таложными параметрами) и кабельными
линиями 380 В с одинаковыми или двумя
смежными сечениями токоведущих жил;
3) включение' в цепь трансформатора со
стороны 380 В комплекта «автомата обрат-
ной мощности» (АОМ, рис. 34-27, б);
4) образование в соединительных пунктах
сети 380 В узлов с плавкими предохрани-
телями в цепях всех примыкающих линий
(СП, рис. 34-27,с и в).
В замкнутой кабельной сети устанав-
ливается естественное потокораспределе-
иие, практически совпадающее в каждый
момент времени с потокораспределением
минимальных суммарных потерь активной
мощности (вследствие незначительности
реактивных сопротивлений линий).
Электроснабжение участка замкнутой
сети от одного ЦП связано с необходи-
мостью ие допустить перетоки уравнитель-
ных потоков мощности, которые появля-
ются при питании этого участка сети от
двух ЦП с различными напряжениями.
Комплект АОМ состоит из автомати-
ческого выключателя 380 В, реле направ-
ления мощности, реле напряжения и реле
времени. Автоматический выключатель
АОМ отключается при коротких замыка-
ниях в трансформаторе ТП и линии
(6)10—20 кВ, питающей данную ТП (К1,
К.2), и не отключается при коротких за-
мыканиях в сети 380 В (КЗ). Избиратель,
ность действия АОМ обеспечивается реле
направления мощности и специальными
характеристиками этого реле и реле вре-
мени.
Короткие замыкания в линиях 380 В
отключаются плавкими предохранителями
в ближайших к месту повреждения соеди-
нительных пунктах rio обоим концам линии
(СП на рис. 34-27, а). Избирательность
отключения обеспечивается выбором номи-
нальных токов плавких вставок и эффектом
суммирования токов в цепи поврежденной
линии; в схеме рис. 34-27, в токи короткого
замыкания
+Z# + А >/„ Ii. h-
Для обеспечения избирательности в
соединительных пунктах должно смыкать-
ся не менее трех линий 380 В.
В рассматриваемой сети перерывы
электроснабжения потребителей могут
быть: 1) при устойчивых повреждениях
линий 380 В, если вводы к потребителям
ие являются соединительными пунктами
(В на рис. 34-27, а), при этом возникает
перерыв питания на время определения
места повреждения и оперативных пере-
ключений в сети 380 В; 2) при редких ава-
рийных отключениях ЦП 10(6)—20 кВ,
когда теряют питание все потребители
участка сети; длительность перерыва пи-
тания равна времени оперативного • пере-
ключения на резервные шины.
Сеть характеризуется повышенными
капиталовложениями и требованиями к тех-
нической эксплуатации, минимальной сто-
имостью потерь электроэнергии н высоким
качеством напряжения по всем норматив-
ным показателям. Область применения се-
ти: электроснабжение потребителей второй
категории (по требованиям надежности),
жилые районы с застройкой зданиями до 9—
12 этажей. Существуют иные варианты вы-
полнения замкнутых сетей до 1000 В. Под-
робнее о замкнутых сетях до 1000 В см.
[34-10, 34-15].
Питающие электрические сети 10(6)—
20 кВ состоят из питающих линий (ПЛ) и
распределительных пунктов (РП). Назна-
чение питающих сетей — концентрирован-
ная передача мощности в районы, удален-
ные от ИП. Варианты питающих сетей,
применяемых при современном ' проектиро-
вании, показаны на рис. 34-28. Выполнение
ПЛ — кабельное.
В схеме рис. 34-28, а ПЛ работают па-
раллельно, что обеспечивает минимум по-
терь электроэнергии в данной сети. Такой
режим обеспечивается включенными сек-
ционными выключателями на ЦП и РП
или питанием обеих ПЛ от общей секции
шин ЦП. В последнем случае при повреж-
дении шин прерывается электроснабжение
потребителей иа время переключения ПЛ
иа резервные шины. Повреждения ПЛ (К1)
отключаются избирательно. В нормальных
режимах работы нагрузки ПЛ — не более
65—67,5% допускаемых по длительному
нагреву кабелей (см. § 34-7).
В схеме рис. 34-28, б предполагается
режим разомкнутого секционного выключа-
теля на РП и присоединение ПЛ к двум
разным ЦП. Повреждения ПЛ (К1) или
шин ЦП отключаются избирательно, пита-
ние потребителей восстанавливается устрой-
ством АВР иа секционном выключателе РП.
Нагрузки. ПЛ в нормальных режимах та-
кие же, как й в предыдущем варианте. Об-
ласть применения — питание потребителей
всех категорий, включая первую.
Принципы построения и работы пита-
ющей сети по рис. 34-28, в ясны из схемы
сети и предыдущего материала; устройство
АВР — «одностороннего» действия. По ли-
ниям ПЛ1 и ПЛ2 питаются потребители
второй и третьей категорий, по линии
ПЛЗ — первой категории. Нагрузки линий
ПЛ1, ПЛ2 в нормальном режиме работы —
до 80% и линии ПЛЗ — рр 100% по допу-
стимому нагреву.
При необходимости осуществления
крупных РП (см. § 34-7) каждая из ПЛ1—
ПЛЗ в приведенных схемах может быть
выполнена двумя или тремя кабелями.
Для выполнения питающих сетей ре-
комендуется применение схем по рис.
34-28,0, б. Подробнее о схемах питающих
сетей см. [34-7, 34-Ю, 34-13, 34-14].
’ i
282
Электроснабжение городов и сельских местностей
[Разд. 34
Рис. 34-28. Принципиальные схемы питающих линий и распределительных пунктов 10(6)—20 кВ.
Рис. 34-29. Принципиальные схемы тупиковых под-
станций глубокого ввода ПО—220 кВ.
а — с коммутационной аппаратурой на высшем на-
пряжении; б — блочная схема линия — трансфер-
м атор.
Глубокие вводы высших напряжений
(НО кВ и выше) осуществляются в жилые
районы и промышленные зоны. Наиболее
распространены ГВ радиального типа, пи-
тающие одну двухтрансформаторную по-
нижающую подстанцию по двум линиям
(рис. 34-29, а). По условиям выполнения
систем ЭСГ распределительные устройства
подстанций ГВ должны осуществляться с
минимально возможным количеством элект-
рооборудования высшего напряжения или
с полным отказом от него (см. рис. 34-29, б).
Схема подстанции на напряжении 10(6) —
20 кВ характеризуется достаточной разви-
тостью, обеспечивающей необходимую на-
дежность электроснабжения и эксплуата-
ционную гибкость. Все повреждения элект-
рооборудования отключаются избирательно
без перерывов питания потребителей.
При магистральных ГВ, питающих две
подстанции, схема проходной подстанции
также должна выполняться с применением
минимального количества электрооборудо-
вания, но с развитой схемой на напряже-
нии 10—20 кВ. Подробнее о схемах ГВ см.
[34-7, 34-9].
Электрические сети высших напряже-
ний внешнего электроснабжения города
целесообразно выполнять кольцеобразной
конфигурации, охватывающими территорию
города. Такие сети выполняют роль «сбор-
ных шии» для приема электроэнергии от
удаленных и городских электростанций и
присоединения городских понижающих под-
станций и линий ГВ, питающих распреде-
лительные сети всех потребителей города.
Эти сети располагаются вне города в не-
посредственной близости к его территории
или частично проходят в периферийной его
. части. Выполняются воздушными линиями
при открытых или закрытых распредели-
тельных устройствах понижающих подстан-
ций. Крупнейшие города могут иметь замк-
нутые по конфигурации электрические сети
внешнего электроснабжения двух-трех но-
минальных напряжений (например, ПО—
220—500 кВ), располагающиеся на разных
расстояниях от границы города. Дополни-
тельно см. [34-8, 34-9, 34-11].
§ 34-7]
Выбор параметров городских электрических сетей
283
34-7. ВЫБОР ПАРАМЕТРОВ
ГОРОДСКИХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
Основным методом выбора всех пара-
метров электроустановок и электрообору-
дования систем ЭСГ является оптимизаци-
онный технико-экономический анализ комп-
лексной системы ЭСГ или обоснованно вы-
деленных ее частей. На основе такого ана-
лиза разрабатываются рекомендации для
практического выбора конкретных парамет-
ров.
Основным технико-экономическим кри-
терием при оптимизационном анализе и вы-
боре отдельных элементов являются приве-
денные затраты (см. разд. 28). При анали-
зе систем ЭСГ необходим учет дополнитель-
ных критериев, например социально-произ-
водственных, градостроительных, экологи-
ческих, одна часть которых учитывается в
конкретной технико-экономической форме,
а другая часть — методом экспертных
оценок и ограничений.
Учет технических ограничений обяза-
телен при технико-экономическом анализе
и конкретном выборе параметров элемен-
тов систем ЭСГ.
Методики и расчетные выражения вы-
бора параметров электрооборудования
электрических сетей изложены в разд. 28
и здесь не повторяются (см. также [34 7,
34-8, 34-9]).
Специфика допустимых по нагреву на-
грузок кабелей и трансформаторов обус-
ловлена: 1) малыми коэффициентами за-
полнения суточных графиков коммунально-
бытовых потребителей электроэнергии
(0,45—0,6) (см. § 34-1); 2) малой длитель-
ностью суточного максимума нагрузки (1—
2 ч); 3) малой вероятностью (по времени)
работы электрооборудования при послеава-
рийных состояниях схемы сети.
В табл. 34-14 приведены допустимые
нагрузки проложенных в земле кабелей
0,38—20 кВ с бумажной изоляцией, опре-
деленные с учетом приведенных выше фак-
торов [34-7]. По действующим нормам пере-
грузки кабелей 20—35 кВ не допускаются.
Возможности перегрузок кабелей 110 кВ и
выше связаны со специальными расчетами
[34-7]. Систематически допустимые нагруз-
ки трансформаторов 10(6)—20 кВ мощно-
стью до 1000 кВ-А приведены в табл.
34-15 [34-7].
Таблица 34-15
Систематически допустимые нагрузки
трансформаторов 10(6)—20 кВ мощностью до
1000 кВ-A (по отношению к номинальной
мощности) при среднегодовой температуре
воздуха от +5 до +15 °C
Продол- житель- ность мак- симума нагрузки, ч Кратность предшествующей нагрузки трансформатора
0,4 0,6 0,8 1,0
1 1.50 1,50 1.5 1,48
2 1,50 1,50 1,46 1,33
4 1.36 1,34 1,31 1,23
6 1,28 1,26 1,24 1,18
Кратковременно допустимые нагрузки
трансформаторов в послеаварийных режи-
мах сети 10(6)—20/0,38 кВ, питающих ком-
мунально-бытовых потребителей, при про-
ектировании новых и реконструкции ста-
рых систем ЭСГ рекомендуется принимать
равными 1,8. Подробнее о допустимых на-
грузках кабелей и трансформаторов систем
ЭСГ см. [34-7, 34-17].
Основные параметры ТП 10(6)—20!
0,38 кВ и распределительных линий 380 В
характеризуются тесной технико-экономи-
ческой зависимостью. Оптимальные значе-
ния параметров (см. ниже) определяются
по условию минимума суммарных приве-
денных затрат по линиям 10(6)—20 кВ, ТП
и сети 380 В при равномерной плотности
нагрузки по территории селитебного рай-
она (ст, кВт/км2), одинаковой установлен-
ной мощности всех ТП STn(y), одинаковом
количестве линий 380 В, отходящих от од-
ной ТП Мв, и одинаковых сечениях жил
кабелей этого напряжения Гн. Оптималь-
ные значения указанных параметров для •
жилых районов при ТП 10/0,38 kBj
Таблица 34-14
Допустимые нагрузки проложенных в земле
кабелей до 10 кВ с бумажной пропитанной
изоляцией (в относительных единицах
по отношению к току по длительно допустимому
нагреву)
Кратность пред- варительной на- грузки, кабеля Срок работы кабеля Систематичес- ки допустимые нагрузки (нормальные режимы) в течение, ч Кратковре- менно допус- тимые нагруз- ки (после- аварийные режимы) в течение, ч
1 3 1 3 6
0,6 0,8 До 15 лет Более 15 лет До 15 лет Более 15 лет 1,30 1,17 1,15 1,05 1,15 1,05 1,10 1,0 1,50 1,35 1,35 1,20 1,35 1,20 1,25 1,15 1,25 1,15 1,20 1,08
^тп(у) Рт \(н)
284
Электроснабжение городов и сельских местностей
[Разд. 34
где Пт — число трансформаторов в одной
ТП; рт — наибольшая нагрузка трансфор-
маторов в нормальном режиме в относи-
тельных единицах от номинальной мощно-
сти; ST(B) — номинальная мощность каждо-
го трансформатора, кВ-А; пч— число цепей
(кабелей) в каждой из линий до 1000 В,
отходящих от одной ТП (1 — при петле-
вых, 2 — при двухмагистральных схемах
сетей); ЛД— суммарное число кабелей до
1000 В, питающихся от одной ТП; Ai =
= 850, Д2 = 5,85-103, Аз = 38,5, Д4 =
— 34,6 — коэффициенты, отражающие стои-
мостные показатели рассматриваемых ли-
ний, ТП и потерь электроэнергии в сети, по
[34-2, 34-7].
При оптимизации при заданном по ка-
ким-либо условиям Л4н — const [34-10]
оО
отп
1,14
COS п
где cos фтп — коэффициент мощности на-
грузки на шинах до 1000 В ТП (см. § 34-2).
По [34-2] рекомендуется применение
ТП 10(6)/0,38 кВ: 1X160 кВ-A —при
плотности нагрузки до 0,8—1 МВт/км2, IX
Х250 кВ-А — при 1—2 МВт/км2,
1X400 кВ-А —при 2—5 МВт/км2 и IX
Х630 кВ-А или’2X630 кВ-А — при плот-
ности нагрузки 5 МВт/км2 и более.
Расположение ТП в питающемся от
него районе экономически целесообразно в
центре электрических нагрузок. При пре-
обладающей роли крупных потребителей
электроэнергии ТП сооружаются в непо-
средственной близости от них. Расположе-
ние ТП должно соответствовать градо-
строительно-архитектурными соображени-
ям и требованиям пожарной безопасности.
В жилых многосекционных зданиях в
9—25 этажей экономически целесообразно
иметь одно ВРУ 380 В на каждые восемь
жилых секций, и располагать его в секции,
ближайшей к ТП 10(6)/0,38 кВ, от которой
питается дом. На каждую жилую секцию
здания целесообразно сооружение одной
внутренней магистральной линии 380 В ’ (см.
рис. 34-20); подробнее см. [34-6].
По условиям удобства эксплуатации
сети целесообразно применение трансфор-
маторов мощностью не более 630 кВ-А, в
отдельных случаях — до 1000 кВ-А. До-
пустимые потери напряжения в наружных
линиях 380 В в нормальных режимах ра-
боты равны 4—6% [34-2], меньшее значе-
ние относится к многоэтажным и многосек-
ционным зданиям. Потери напряжения во
внутренних сетях 380 В составляют 1—3%
в зависимости от количества этажей (5—
20) и секций здания. При защите плавки-
ми предохранителями сечения жил кабелей
не проверяются по условию термической
стойкости к токам коротких замыканий.
Линии распределительных сетей 10(6)—
20 кВ экономически целесообразно осу-
ществлять по магистральным, а не ради-
альным схемам.
Основной критерий выбора сечений жил
кабелей (или проводов) — экономическая
плотность тока, см. § 31-5 и [34-2, 34-8].
Обоснованное снижение количества сече-
ний кабелей каждой линии (до 1—3) мо-
жет быть произведено на основе метода
экономических интервалов с применением
зависимостей по рис. 34-30 или аналогич-
ных [34-2, 34-10, 34-18]. При осуществле-
нии магистральной линии, питающей п поч-
ти одинаковых нагрузок, расположенных
примерно на одинаковых расстояниях одна
от другой, с одинаковым сечением жил ка-
белей или проводов всех участков сечение
определяется по выражению
Рм — Idkj
где 1Т — ток головного участка магистраль-
ной линии, А; /э — экономическая плотность
тока, А/мм2 (см. § 31-5); k, — коэффици-
Рис. 34-30. Экономические интервалы применения
проложенных в траншее кабелей 10 кВ с алюми-
ниевыми жилами (сечения кабелей указаны на
графиках).
а—алюминиевые оболочки кабелей, е=13,з/^/Г'Гс’уд^
б — свинцовые оболочки кабелей, Is/jZ"гсуд ’
т — время наибольших потерь, • ч/год (см. разд.
28)-; —удельная стоимость потерь электро-
энергии, руб/(кВт-ч) (см. разд. 6 и 28).
§ 34-8]
Расчет параметров режимов сетей
285
ент корректировки экономической плотности
тока (см. табл. 34-16).
Экономически целесообразное коли-
чество ТП, питающихся по одной магист-
ральной кабельной линии, равно пяти-семи
(в зависимости от нагрузок, сечеиий жил ка-
белей и т. п.); эта рекомендация действи-
тельна и для магистралей петлевой сети
(ТП1—ТП4 на рис. 34-27, а).
Следует применять кабели с алюмини-
евыми жилами (см. разд. 14). Допустимые
потери напряжения в нормальном режиме
наибольших нагрузок равны 6% [34-2].
Выбираемые сечения кабелей должны быть
стойкими к токам коротких замыканий
(см. разд. 36).
Питающие сети 10(6)—20 кВ соору-
жать экономически не оправдано при плот-
ностях нагрузки более 5 МВт/км2 и при
расстояниях питаемого района от ИП ме-
нее 3—4 км. При расстояниях более 3—
4 км варианты сетей с ПЛ и РП и без них
экономически равноценны. Использование
РП в крупных' и крупнейших городах мо-
жет оправдываться ограничением по коли-
честву ячеек выключателей на ИП и по
удобству эксплуатации сети. Во всех слу-
чаях сооружение ПЛ и РП должно быть
специально обосновано. При плотностях
нагрузки 5—10 МВт/км2 и более в сетях
10 кВ экономически целесообразная мощ-
ность РП составляет 14—20 МВ-А [34-2
и др.]. При такой мощности РП 10 кВ и
равномерной плотности нагрузки экономи-
чески целесообразно расположение РП на
территории питаемого им района между
ближайшей к источнику питания границей
и центром нагрузок; меньшие по мощности
РП могут располагаться вблизи границы
питаемого района.
Расчетные значения токов трехфазных
коротких замыканий в электрических сетях
10(6)—20 кВ определяются методами, из-
ложенными в разд. 36. Для сетей 10 кВ
систем ЭСГ, питающихся от городских по-
нижающих подстанций ПО—220 кВ с
трансформаторами по 40—80 МВ-А, эко-
номически целесообразны расчетные значе-
ния токов коротких замыканий 12—18 кА
[34-19]. /
Глубокие вводы высокого напряжения '
в системах ЭСГ экономически целесообраз-
но осуществлять на основном' напряжении
внешнего электроснабжения города, что со-
ответствует в настоящее время для боль-
шинства городов СССР напряжению ПО кВ;
в системах ЭСГ крупнейших городов при-
меняется напряжение ГВ — 220 кВ.
Выбор мощности подстанции ГВ явля-
ется сложной технико-экономической зада-
чей, решаемой совместно с выбором напря-
жения ГВ, и зависит от ряда факторов.
При оценке технико-экономических пока-
зателей ГВ должна учитываться стоимость
инженерного оборудования территории го-
рода, которая составляет 15—40 руб/м2.
Осуществление ГВ оправдывается;
1) требованиями городского технического
хозяйства за счет отказа от сооружения
значительного количества линий 10(6)—
20 кВ большой протяженности; 2) эконо-
мическими ' показателями за счет замены
указанных выше линий 10(6)—20 кВ огра-
ниченным числом линий высшего напряже-
ния, а также за счет снижения потерь элек-
троэнергии; 3) ограничениями допустимых
потерь напряжений в линиях 10(6)—20 кВ.
В связи с ростом территории городов,
интенсивным развитием электрификации
всех отраслей городского хозяйства, охра-
ной экологической среды человека приме-
нение ГВ в составе систем ЭГС является
характерным и оправданным в современ-
ный и перспективный периоды.
При оптимизации построения системы
электроснабжения города по условию мини-
мума суммарных приведенных затрат эко-
номически обосновано осуществление круп-
ных подстанций ГВ мощностью 100—
200 МВ-А при ПО кВ и до 250—300
МВ-А — при 220 кВ. Возможно снижение
указанных мощностей (по ряду техниче-
ских условий) на 30—35% сравнительно с
указанными, при этом повышение суммар-
ных затрат сверх минимальных не будет
более 5%. Экономически целесообразно
расположение подстанции ГВ указанной
выше мощности в пределах питаемого от
нее района между границей, ближайшей к
внешнему источнику питания, и центром
электрических нагрузок. При меньших мощ-
ностях подстанций ГВ их экономически це-
лесообразное положение перемещается к
границе района [33-12]. При воздушных
линиях ГВ подстанции следует располагать
вблизи ближайшей к ИП границы питаемо-
го района.
Типы кабельных линий ГВ и попереч-
ные сечения их токоведущих жил выбира-
ются по соответствующим мощностям' под-
станции и рекомендациям в разд. 14, 33 и
[34-7, 34-9].
34-8. РАСЧЕТ ПАРАМЕТРОВ
РЕЖИМОВ ГОРОДСКИХ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ
Расчеты режимов ' работы городских
электрических сетей предполагают опреде-
ление потоков мощности (токов) в элемен-
тах сети и напряжений в узлах сети. Рас-
считываются нормативные режимы работы
при наибольших и наименьших нагрузках
потребителей (утренний или вечерний мак-
симумы и ночной минимум, см. рис. 34-1—
34-17), а также послеаварийные режимы
при наибольших нагрузках. В оценочных
расчетах допускается принимать наимень-
шую нагрузку коммунально-бытовых потре-
бителей в пределах 20—30% наибольшей
[34-2]. В общем случае определение пото-
кораспределения и напряжений в сетях про-
водится методами, изложенными в разд. 31
с учетом расчетных нагрузок в городских
электрических сетях (§ 34-2).
В петлевых сетях 0,38—20 кВ в нор-
мальных режимах работы необходимо осу-
286
Электроснабжение городов и сельских местностей
[Разд. 34
ществление экономически целесообразного
режима, соответствующего минимуму по-
терь электроэнергии. Такое потокораспре-
деление определяется, если в его расчете
учитывать только активные сопротивления
линий (см. § 31-1). Петлевые сети 10(6)—
20 кВ в нормальных режимах работают ра-
зомкнуто (см. § 34-6). На основании опре-
деления экономически целесообразного по-
токораспределения выбираются точки раз-
мыкания петлевых линий, при которых
реальное потокораспределение окажется
максимально приближенным к экономичес-
ки целесообразному (см. рис. 34-24, с).
С такой целью размыкаются участки линий,
для которых модуль экономически целесо-
образного потока мощности наименьший.
Потокораспределение, соответствующее ра-
зомкнутому режиму петлевой линии 10(6)—
20 кВ, определяется с учетом расчетных
нагрузок трансформаторов, питаемых по
каждому участку, и коэффициентов несов-
падения их максимумов нагрузок (см. табл.
34-7).
Для петлевых сетей до 1000 В, выпол-
ненных кабелями, экономически целесооб-
разна работа в нормальных режимах по
замкнутым схемам, так как в таких случа-
ях практически совпадают потокораспреде-
ления естественное и соответствующее ми-
нимуму потерь электроэнергии (преоблада-
ние активных сопротивлений линий). Поэ-
тому в таких случаях экономически
целесообразное потокораспределение при-
нимается за расчетное. В тех случаях, ког-
да петлевые сети до 1000 В работают в
нормальном режиме по разомкнутой схеме,
методика выбора точек размыкания линии
и определения реального потокораспределе-
ния совпадает с описанной выше для линий
10(6)—20 кВ.
Расчетными аварийными режимами
петлевых сетей 0,38—20 кВ являются от-
ключения головных участков каждой линии
(см. К1 и КЗ на рис. 34-24,с). Потокорас-
пределение определяется по расчетным ца-
грузкам, учитывающим реальные количест-
ва квартир, лифтовых установок, предприя-
тий коммунального обслуживания (линии
0,38 кВ) или количества трансформаторов
[линии 10(6)—20 кВ], питаемых по каждой
линии в данном режиме, а также с учетом
соответствующих коэффициентов несовпа-
дения максимумов нагрузбк (см. § 34-2).
Потокораспределение в радиально-ма-
гистральных линиях без резервирования или
с резервированием линий и трансформато-
ров (см, рис. 34-23, 34-26) определяется по
реальному (в каждом из режимов) составу
электроприемников и потребителей, пита-
емых по каждому участку сети, и с уче-
том соответствующих коэффициентов не-
совпадения максимумов нагрузок (см.
§ 34-2).
Потокораспределение в сложно замк-
нутых сетях до 1000 В определяется специ-
альными методами с применением расчет-
ных статических моделей или ЭВМ [34-15.
31-2].
Определение напряжений в расчетных
точках городских сетей в соответствии с
требованиями к качеству напряжения за-
ключается в расчете потерь напряжения на
отдельных участках сети и отклонений на-
пряжения у электроприемников (см. § 34-9).
Расчетными точками по напряжению
являются: а) наиболее близкие к ЦП и наи-
более удаленные ТП 10(6)—20/0,38 кВ;
б) выводы наиболее близких и наиболее
удаленных от ЦП электроприемников
10(6) кВ; в) выводы наиболее близких к ТП
и иацболсс удаленных электроприемников
380 В в сетях, питаемых от ТП, указанных
в п. «а».
В общем случае напряжение на выво-
дах электроприемников
Цэп “ (Цдп---АЦс т) ---------Д^Н А//Зд,
где f/цп — напряжение на шинах ЦП (см.
§ 34-9); Д(7С, ДПт, ДЦН, ДП3д — соответст-
венно потери напряжения в линиях сети
10(6)—20 кВ, трансформаторах 10(6)—
20/0,38 кВ, наружной сети 380 В, сети
380 В зданий. Потеря напряжения во внут-
ренних сетях 380 В жилых зданий состав-
ляют 2—3% — для зданий в 5—15 этажей,
3—4% — для зданий в 16—22 этажа; для
общественных и промышленных зданий по-
тери напряжения составляют 3—4%.
Потери напряжения в городских сетях
определяют, пренебрегая поперечной со-
ставляющей падения напряжения. Потери
напряжения в магистральных сетях (в том
числе на участках петлевых схем, работа-
ющих разомкнуто), выполненных кабелями
или проводами с одним сечением по длине,
при одинаковых cos ф всех потребителей
могут определяться по току головного
участка по выражению
дг7нб = kW h (ro cos ф + x0 sin ф) L,
где I % —ток головного участка, A; и
Xq — активное и реактивное сопротивления
линий, Ом/км; L — полная длина линии,
км; —коэффициент распределения по
напряжению при п равных нагрузках, рав-
номерно распределенных по длине линии.
Таблица 34-16
Коэффициенты распределения для определения
наибольших потерь напряжения, суммарных
потерь мощности и экономической плотности тока
в магистральных линиях с равномерно
распределенными нагрузками
Коэффи- циент Число нагрузок п
1 2 3 4 6 8 10
k&u 1 0,75 0,67 0,62 0,58 0,56 0,55
kAP 1 0,79 0,72 0,70 0,65 0,63 0,62
ki 1 1,26 1,39 1,46 1,54 1,58 1,62
§3.4-9]
Качество напряжения
287
Потери активной мощности в таких се-
тях при аналогичных условиях могут опре-
деляться по выражению
ДР2 = 3/гдр /|. r(jL,
где k&p — коэффициент распределения по
мощности.
В табл. 34-16 приведены значения ко-
эффициентов k&u и k&p для различного
числа нагрузок, питаемых линией.
34-9. КАЧЕСТВО НАПРЯЖЕНИЯ
Нормативное качество напряжений в
системах ЭСГ по всем показателям должно
соответствовать требованиям, приведенным
в [34-21, 34-2].
Допустимые отклонения напряжения
должны соблюдаться с учетом' потерь, не-
симметрии и несинусоидальности напряже-
ния. При проектировании распределитель-
ных сетей систем ЭСГ необходимо знание
допустимых отклонений напряжения на
вводах в здания Г3д,доп. Последние опреде-
ляются на основе допустимых отклонений
на вводах электроприемников, находящих-
ся внутри здания, УДОп и потерь напряже-
ния во внутренних электросетях *:
допустимое высшее отклонение напря-
жения на вводе в здание
j/в i/n — Д(7НМ ,
г зд.доп г доп зд ’
где At/™ — наименьшая потеря напряжения
во внутренней сети здания, которая может
не учитываться (At/™) , так как часть элек-
троприемников подключается непосредствен-
но вблизи шин ввода;
допустимое низшее отклонение напря-
жения на вводе
Vй > Vй + At/1 * * *'6
' зд.доп ' доп I '-"'зд’
где At/"® — наибольшая возможная потеря
напряжения во внутренней сети здания;
верхние индексы «в» и «н» обозначают верх-
ний и нижний пределы допустимых откло-
нений напряжения.
Определение отклонений напряжения
производится в расчетных режимах для
контрольных точек проектируемой сети ’ по
найденным рабочим напряжениям (см.
§ 34-8 и далее).
Нормативные отклонения напряжения
для большой части электроприемников до
1000 В в системах ЭСГ обеспечиваются
встречным регулированием напряжения на
шинах источника питания (ИП) [34-1] и
выбором рабочих ответвлений понижающих
трансформаторов 10(6)—20 кВ. При встреч-
ном регулировании напряжения на ИП си-
стем ЭСГ повышать напряжение следует в
1 Все соотношения и расчетные выражения
данного параграфа должны рассматриваться с
учетом знака (±) допустимых отклонений напря-
жения.
вечерние (16—22 ч) или утренне-дневные
(10—16 ч) часы в зависимости от преобла-
дания (70—90%) соответственно комму-
нально-бытовых или промышленных потре-
бителей; при отсутствии преобладания одно-
го из типов потребителей (40—50%) целе-
сообразно поддержание повышенного на-
пряжения в течение рабочего дня и вечера
(8—22 ч) с его снижением- в ночные часы.
В общем случае для систем ЭСГ достаточно
осуществление встречного регулирования на
шинах ИП в пределах 0 — (6—7) % [34-23].
Рис. 34-31. Отклонения напряжения на шинах ис-
точника питания 10(6)—20 кВ у ближнего к ТП и
дальнего зданий.
Трансформаторы ТП 10(6)—20/0,38 кВ
кроме основного вывода (6, 10 или 20 кВ)
имеют рабочие ступени напряжения ±2Х
Х2,5% (ПБВ) (см. разд. 17). Работа транс-
форматора иа том или ином ответвлении
(t/отв) равносильна некоторым добавкам
(£т) напряжения в сети, представленным на
рис. 34-31.
Выбор l/отв трансформаторов ТП произ-
водится по допустимым отклонениям на
вводах в ближнее к ТП здание (Г™(К)) и
наиболее удаленное здание (У“д(Д)). исходя
из соблюдения соотношений
•зд(Б)^-'зд.доп и *зд(д) •'зд.доп’
С учетом приведенных выше значений
^зд.доп* ^зд.доп •• распределения напряткения
в сети по рис. 34-31 определение необходи-
мой надбавки напряжения £т производится
по выражениям
< П(.доп + М'м + - V™;
Зд.доп + А1/"б + А1/:б +
+ А1/нб — Унб,
1 ’'и цп>
где At/C, Д1/т и Д1/„—соответственно поте-
ри напряжения в линиях 6—20 кВ, транс-
форматоре и линиях 380 В.
Все величины в записанном уравнении
выражаются в процентах или отнесены к но-
минальному напряжению соответствующей
сети. По рассчитанным значениям £т и дан-
ным табл. 34-17 выбирается необходимое ра-
бочее ответвление обмотки трансформатора
10(6)—20/0,38 кВ.
При проектировании необходимы про-
верочные расчеты ответвлений трансформа-
288
Электроснабжение городов и сельских местностей
[Разд. 34
Таблица 34-17
Добавки напряжения прн работе трансформаторов
6—20/0,38 кВ ПБВ с различными рабочими
ответвлениями
Рабочая ступень обмоткн трансформа- тора, % +5 +2,5 Основ- ной вывод —2,5 —5
Округленные значе- ния добавок напря- жения, % 0 2,5 5,0 7,5 10,0
торов для групп коммунально-бытовых и
промышленных потребителей электроэнергии
со значительно отличающимися графиками
нагрузки и предъявляющих противоречивые
требования к графику регулирования напря-
жения в ЦП. В каждой из этих групп в ка-
честве контрольных точек сети выбираются
наименее и наиболее электрически удален-
ные ТП и для каждого из этих ТП — наиме-
нее и наиболее удаленные вводы к потреби-
телям или электроприемники. Подробнее об
отклонениях напряжения см. [34-20—34-23].
Применение регулируемых комплектных
установок конденсаторов как местных
средств регулирования напряжения эффек-
тивно при воздушных линиях распредели-
тельных электросетей. Выбор их мощности
производится на основании сведений, при-
веденных в § 31-5, параметры и характерис-
тики установок конденсаторов — см. § 16-2.
Дополнительные сведения — см [34-20,
34-23, 34-7].
Линейные регулировочные трансфор-
маторы 6—10 кВ находят весьма ограни-
ченное применение для местного регулирова-
ния напряжения в линиях, питающих от-
дельных потребителей, резко отличающихся
от остальных потребителей данного района
по графику нагрузки или длине линий
6—10 кВ.
Выполнение распределительных сетей
380 кВ жилых районов по сложнозамкну-
тым схемам существенно улучшает качест-
во напряжения по отклонениям у потреби-
телей.
Колебания напряжения по [34-21] огра-
ничиваются для ламп накаливания зависи-
мостью, приведенной в § 31-5.
Для двигателей должны быть провере-
ны: 1) устойчивость работы нагруженного
двигателя при колебаниях напряжения,
2) возможность его пуска при понижении
напряжения вследствие протекания по сети
его собственного пускового тока.
В распределительных сетях систем ЭСГ
наблюдается увеличение колебаний напря-
жения в связи с ростом количества электро-
приборов и установок, в которых основным
электроприемником является асинхронный
двигатель - с непосредственным пуском от
электрической сети. В схемах комплексного
электроснабжения значительные колебания
напряжения вызываются резкопеременным
потреблением тока выпрямительными под-
станциями 10(6)—20 кВ трамвая и троллей-
буса, а также рядом промышленных элек-
троприемников.
Размах колебаний напряжения от рез-
копеременной нагрузки определяется по вы-
ражению
6V = J/Т [(/нб cos фнб - /нм cos фнм) /?2 +
+ ('нб *in Ч’нб ~ 'вм sin «Рим) ] =
==^'[(Ph6-/’hm)'?2 + (Qh6-<2hm)^] •
где индексами «нб», «нм» снабжены токи I,
активные и реактивные мощности Р, Q, ко-
эффициент мощности cos ф и соответству-
ющий ему sin ф — для режимов пиковых
наибольших и наименьших нагрузок; R-% ,
— суммарные сопротивления от шин не-
изменного (при колебаниях) напряжения
до: а) точки присоединения резкоперемен-
ной нагрузки, если расчет 6V производится
для этой точки распределительной линии
или для более удаленных ее точек; б) точки
расчета, если оиа расположена между ши-
нами неизменного напряжения и присоеди-
нением резкопеременной нагрузки. Шинами
неизменного напряжения следует считать
шины первичного напряжения подстанции,
питающей рассматриваемую электросеть.
По приведенному выражению следует
рассчитывать 6V в распределительных сетях
10(6)—20 кВ от колебаний нагрузок выпря-
мительных подстанций городского транспор-
та, где наибольшие нагрузки соответствуют
1,8—2,3, а наименьшие 0,3—0,5 среднечасо-
вых; коэффициент мощности при макси-
мальных нагрузках этих потребителей равен
0,9—0,95, при минимальных — около 0,6.
В расчете учитываются сопротивления ли-
ний 10(6)—20 кВ и трансформаторной под-
станции 110—220/(6) 10—20 кВ — источника
питания района города. Колебания напря-
жения в данном случае должны быть опре-
делены и сравнены с допустимыми на ши-
нах ТП 10(6)—20 кВ, питающих здания с
освещением лампами накаливания.
Размах колебаний напряжения при пус-
ке двигателя
SJZ = ]/ 3 1п~~ cosфп + sinФн),
t'nOM
где /п=Мд,ном— пусковой ток двигателя,
имеющего номинальный ток 7д,иом, А;
cos фп — коэффициент мощности двигателя
при пуске; 17д — напряжение на выводах
двигателя в нормальном режиме работы, В
(см. § 34-8); 17Ном — номинальное напряже-
ние сети и двигателя, В; — сумма
сопротивлений трансформатора, питающего
сеть, и линий между подстанцией и двига-
телем, Ом.
При расчете размаха колебаний напря-
жения при пусках непосредственно подклю-
чаемых к сети двигателей 380 В лифтов жи-
лых и общественных зданий кроме влияния
пускового тока двигателя следует учиты-
вать дополнительное колебание напряжения
§ 34-9]
Качество напряжения
289
Таблица 34-18
Ориентировочные число и номинальные мощности
двигателей лифтов жилых зданий
Число этажей зда- 6—9 12 16 20—25
НИЯ
Число лифтов од- ной секции 1 2 2 2—3
Номинальная мощ- ность двигателя лиф- та, кВт 4,5 4,5—7 7 4,5
Примечание, сведения о грузовых ли В таблице ие приведены фтах.
от тока включения электромагнитного тор-
моза (6 Ут):
6Уад = 6У + 6Гь
при этом номинальная мощность двигателей
лифтов принимается по проекту здания или
ориентировочно по табл. 34-18; кратность
пускового тока fen=5 ч-7 и пусковой коэф-
фициент мощности cos<pn=0,3-r-0,5; учиты-
ваются сопротивления трансформатора
10(6)—20/0,38 кВ и линий 380 В; дополни-
тельный размах колебаний напряжения
б К=0,3 ч-0,5 %. Допустимый размах коле-
баний напряжения для данного случая
принимается равным 3,5 или 3,1% соответ-
ственно при 30 или 60 пусках двигателей
в час.
Размах колебаний напряжения должен
быть определен и сравнен с допустимым иа
вводах в жилые и общественные здания, в
которых применяются лампы накаливания.
Обычно пуски двигателей 3,5—4,5 кВт
не вызывают недопустимых колебаний на-
пряжения при их питании по общей сети
380 В.
Проверка устойчивости работы двига-
теля при колебаниях напряжения проверя-
ется по соотношению
( ,, • ) Мд.м* 1 >^м,м» >
\ ын /
где VAM = Ua—6 У—напряжение на выво-
дах двигателя с учетом размаха колебаний
напряжения в сети, возникающих при пуске
близко включенного другого двигателя;
ия — напряжение на выводах двигателя в
нормальном режиме работы; /йд,м* — мак-
симальный («опрокидывающий») относи-
тельный момент двигателя (по каталогу);
Л4ы,ы. — максимальный относительный мо-
мент сопротивления механизма; 1,1 —коэф-
фициент запаса.
' Проверка возможности пуска двигателя
при посадке напряжения его собственным,
пусковым током производится по соотно-
шению
(^)2Л4д>п.^1,ШМ1П.,
\ с'н /
где помимо поясненных выше обозначений и
величии ия(п) = ил—6V—-напряжение на
выводах двигателя с учетом размаха коле-
бания напряжения от его собственного пус-
кового тока; Л4д,п. — относительный момент
по каталогу; Л4м,п. — пусковой относитель-
ный момент механизма.
19—792
При оценках устойчивости работы и
возможности пуска двигателей коммуналь-
ных установок жилых и общественных зда-
ний ориентировочно можно принимать:
Й4 д.м* === 1,8 ч-2,4; Л4д>п*=1,8-т-2,3;
=0,5ч-1,0 й Л4м,п*=1,7ч-1,8 — для лифтовых
установок, 0,4 — для вентиляторов и центро-
бежных насосов.
Подробнее — см. разд. 42 и [34-6,
34-23].
Мерами и средствами снижения колеба-
ний напряжения являются: 1) питание рез-
коперемениых нагрузок (двигателей) и элек-
трического освещения, радиоприборов
и т. п. — по раздельным линиям до 1000 В;
2) повышение номинальных сечений жил ка-
бельных линий; 3). продольная компенсация
конденсаторами реактивного сопротивления
воздушных линий и трансформаторов;
4) снижение пиковых нагрузок, применение
пускорегулирующей аппаратуры двигателей;
5) сближение местоположений трансформа-
торной подстанции и резкопеременной на-
грузки; 6) сооружение электрических сетей
380 В жилых районов по сложнозамкнутым
схемам. Наиболее употребительными мето-
дами являются указанные в п. 1—3. Под-
робнее о колебаниях напряжения см. [34-20,
34-6, 34-23].
Несимметрия напряжения характерна
для электрических сетей 380 В коммуналь-
но-бытовых потребителей, где все бытовые
приборы однофазные.
Во внутренних магистральных линиях
жилых зданий с электрическими плитами то-
ки разных фаз отличаются в 1,3—1,5 раз;
в наружных сетях 380 В жилых районов раз-
личия нагрузок по фазам доходят до 1,2—1,4.
В трансформаторах 6—20 кВ и распреде-
лительных сетях этого напряжения, питаю-
щих коммунальио-бытовых потребителей,
несимметрия незначительна. В некоторых
промышленных электроустановках имеются
мощные однофазные электроприемники, при-
водящие к значительной несимметрии на-
пряжения. Нагрузка подстанций городского
электротранспорта симметрична по фазам.
Учет несимметрии напряжений на ста-
дии проектирования распределительных се-
тей затруднителен.
По [34-21] коэффициент несимметрии
е2=П2/ПВом не должен превышать 0,02
(t/2, (7ном — напряжения обратной последо-
вательности и номинальное). По [34-21] До-
пустимые отклонения напряжения должйы
соблюдаться с учетом несимметрии напря-
жения.
Меры и сред; тва снижения несимметрии
напряжений: 1) наблюдение за иесимметри-
ей нагрузок фаз в эксплуатируемой сети и
соответствующие переключения отдельных
потребителей по фазам; 2) выбор достаточ-
ного сечения нулевого провода четырехпро-
водных сетей (до 1000 В), которое для внут-
ренних сетей 380 В принимается равным се-
чению фазного провода, а для наружных —
не менее 30—50% (до 100%) фазного;
3) применение в отдельных случаях транс-
форматоров 6—20/0,38 кВ с соединением
290
Электроснабжение городов и сельских местностей
[Разд. 34
обмоток Y/ZH или A/YH для снижения со-
противления нулевой последовательности
(см. разд. 36); 4) осуществление сетей
380 В жилых районов по сложно замкнутой
схеме (см. § 34-6). Подробнее о несиммет-
рии напряжения см. [34-6, 34-21].
Несинусоидальность напряжения по
[34-20] оценивается по коэффициенту неси-
нусоидальности, который не должен превос-
ходить 5%:
/ оо /
*нс = 1/ /t/j-CO.OS,
Г V=2 /
где v — иомер гармоники; 17i«UHom — но-
минальное напряжение сети.
Нормированные- отклонения напряжения
по [34-21] должны соблюдаться с учетом
его несинусоидальности.
Несинусоидальность напряжения харак-
терна для сетей до 1000 В и 6—20 кВ, пи-
тающих электроприемники электронного ти-
па, газоразрядные лампы, стабилизаторы
напряжения, асинхронные двигатели устано-
вок с резкоперемеиным режимом работы,
выпрямительные установки городского элек-
тротранспорта и производства и др. Выс-
шие гармонические тока в коммунально-бы-
товых сетях 380 В имеют амплитуды от еди-
ниц до 20—30% и более от тока первой
гармоники. Высшие гармонические напря-
жения в сетях 10(6)—20 кВ таких потреби-
телей обычно не превосходят долей или еди-
ниц процентов.
В распределительных сетях 10(6)—
20 кВ при комплексном питании комму-
нально-бытовых потребителей и выпрями-
тельных подстанций трамвая и троллейбуса
обычно актуален учет высших гармониче-
ских тока и напряжения до 7—11-й гармо-
ник включительно.
Методика расчетов высших гармониче-
ских напряжения в общем случае заклю-
чается в следующем: 1) на основе характе-
ристик потребителей несииусоидального тока
или источника несинусоидального напря-
жения и анализа схем соединений электри-
ческих машин рассматриваемой сети уста-
навливается состав высших гармонических
тока и напряжения, подлежащих учету
(в сетях трехфазного переменного тока при
соединенных в треугольник обмотках элек-
трических машин и симметричной относи-
тельно оси времени кривой мгновенных зна-
чений напряжения учитываются только не-
четные гармоники, не кратные трем); 2) для
каждой из учитываемых гармоник определя-
ются ЭДС источника несинусоидального
напряжения; электроприемники — потреби-
тели несииусоидального тока (например, вы-
прямительные установки) также условно
рассматриваются как источники несинусои-
дального напряжения; 3) определяются со-
противления нагрузок и всех элементов схе-
мы замещения рассматриваемого участка
системы ЭСГ при всех учитываемых гармо-
никах; 4) производится определение токо-
распределения и напряжений в узлах схемы
замещения для всех рассматриваемых гар-
моник; 5) по приведенному выше выраже-
нию определяются коэффициенты несинусои-
дальности в расчетных точках системы ЭСГ.
При оценке высших гармонических на-
пряжений в сетях 10(6)—20 кВ, питающих
выпрямительные подстанции трамвая и
троллейбуса;
1) учитываются нечетные и не кратные
трем гармоники порядков
п = ktn$ + 1,
где k=l, 2, 3... — натуральный ряд чисел;
Шф — число фаз выпрямительной установки
(3, 6, 12 и т. д.); при наиболее часто встре-
чающихся установках /Пф=6 и учитываются
v=5, 7 и 11;
2) выпрямительная установка условно
представляется в виде фазной ЭДС высших
гармонических:
где */Ном — номинальное напряжение- трех-
фазной сети, кВ; kn — коэффициент, равный
0,225; 0,145; 0,09 и 0,06 соответственно для
5, 7, 11 и 13-й гармоник;
3) сопротивления элементов схемы за-
мещения сети:
выпрямительная подстанция с нагруз-
кой Рв
*?в = ^оМ/^;
активные сопротивления трансформато-
ров и линий определяются по формулам для
основной гармоники (см. разд. 31);
реактивные сопротивления трансфор-
маторов и линий определяются по их сопро-
тивлениям при основной гармонике (Хт,л —
см. разд. 17, 36):
•^т.л(п) = п^т,л •
сопротивления комплексной нагрузки
(ТП, РП) при схеме замещения с парал-
лельным включением сопротивлений:
°нг
•^нг(п) ном/^иг »
5Нг — полная мощность соответствую-
где
щей нагрузки;
сопротивление (реактивное) питающей
электросистемы
^сп = п^иом/^с(к) >
где Sc (К) — мощность короткого замыкания
на. шинах питания распределительной сети
от электросистемы.
Коэффициент несинусоидальности на-
пряжения (обычно при п=5, 7, 11) должен
быть определен на шинах ТП 10(6)—
20/0,38 кВ и сравнен с допустимым.
При нагрузке выпрямительных подстан-
ций трамвая и троллейбуса до 10—20%
суммарной нагрузки района и при мощно-
сти короткого замыкания на питающих ши-
§ 34-10]
Конструкции городских сетевых сооружений
291
нах 10(6) кВ до 200(120) МВ-А обычно не
возникает недопустимых коэффициентов не-
синусоидальности напряжения.
Основные мероприятия и средства сни-
жения высших гармонических напряжения
н их влияния в системах электроснабжения:
1) увеличение числа фаз выпрямительных
установок; 2) локальное питание иесинусои-
дальных нагрузок; 3) электрическое сбли-
жение источников несинусоидальности на-
пряжения и шин источника питания; 4) при-
менение поперечных (иногда — продольных)
фильтров высших гармонических тока;
5) в установках с газоразрядными лампа-
ми сечение нулевого провода сети 380 В
следует принимать равным фазному; 6) при
комплексном электроснабжении коммуналь-
но-бытовых потребителей — осуществление
сетей 380 В по сложнозамкнутым схемам.
О несинусоидальности напряжения см. так-
же [34-20].
34-10. КОНСТРУКЦИИ ГОРОДСКИХ
СЕТЕВЫХ СООРУЖЕНИИ
Сведения о конструкциях городских
электрических станций и Подстанций подси-
стемы внешнего ЭСГ приводятся в разд. 30,
а о воздушных линиях 35—500 кВ внешнего
электроснабжения города — в разд. 33; спе-
цифика выполнения воздушных линий 0,38—
220 кВ в условиях города отражена в
[33-20, 34-7, 34-8].
Подстанции НО—330 кВ ГВ рекомен-
дуется осуществлять с закрытой установкой
всего электрооборудования, включая пони-
жающие трансформаторы. Условия мини-
мальной площади, занимаемой такими под-
станциями, обусловливают целесообразность
применения КРУЭ 110—220 кВ.
Линии 110—330 кВ ГВ целесообразно
выполнять кабельными маслонаполненными
низкого или высокого давления и с искус-
ственным охлаждением токоведущих жил
при крупных подстанциях ГВ (ориентиро-
вочно более 100—150 МВ-А). При дефици-
те маслонаполненных кабелей в средних и
больших городах [34-3, 34-7] могут приме-
няться воздушные линии ГВ [34-2].
ТП 10(6)—20 кВ в отечественной прак-
тике обычно выполняются в виде отдельно
стоящих сооружений, примеры конструкций
которых представлены на рис. 34-32 —
34-35. ТП 10(6) кВ по рис. 34-32 и 34-33
(ГПИ «Гипрокоммунэнерго») сооружаются
с применением кирпича (стены), сборного
железобетона (фундаменты, крыша, внут-
ренние перемычки), бетона и цемента (по-
лы), лесоматериалов (двери) и стальных
крепежно-монтажных изделий. Конструкции
ТП 10(6) кВ из железобетонных блоков
(МКС Мосэнерго) по рис. 34-35 могут при-
меняться в виде одно- или двухтрансформа-
торной подстанции в зависимости от раз-
дельного или совместного использования
двух пар блоков с одинаковым составом
электрооборудования. При благоприятных
Фасад А-в
План на стм. дМО
Рис. 34-32. Схема конструктивного выпол-
нения ТП 10(6)/0,38 кВ, 1X630 кВ-А, 3 ка-
беля 10(6) кВ, 8 кабелей 380 В.
1 — РУ 10(6) кВ; 2 — щит 380 В; 3 — каме-
ра трансформатора; строительный объем
150,8 ма; площадь застройки 37,7 м2; смет-
ная стоимость: общая — 8,56 тыс. руб.,
строительно-монтажных работ — 4,71 тыс.
руб., оборудования — 3,85 тыс. руб.
19*
292
Электроснабжение городов и сельских местностей
[Разд. 34
Рис. 34-33. Схема конструктив-
кого выполнения ТП 10 (6)/0,38
кВ, 2X630 кВ-А с АВР иа 380 В,
4 кабеля 10(6) кВ, 16 кабелей
380 В.
1 — РУ 10(6) кВ; 2 — щит 380 В;
3 — камеры трансформаторов;
строительный объем 266 м3; пло-
щадь застройки 65,0 м2; сметная
стоимость: общая — 16,15 тыс.
руб., строительно-монтажных
работ — 8,07 тыс. руб., оборудо-
вания — 8,08 тыс. руб.
Рис. 34-34. Схема конструктивного выполнения РП 10(6) кВ, совмещенного с ТП 10(6)/0,38 кВ,
с трансформаторами 2X630 кВ-А (строительные материалы — кирпич, бетон, стальные конструкции).
/ — РУ 10(6) кВ; 2— щит 380 В; 3 — камеры трансформаторов; 4 — устройства юбственных нужд;
5 — вентиляционная камера; строительный объем 659 м3; площадь застройки 153 м2; сметная стои-
мость (при наличии секционного выключателя сборных шин): общая — 36,85 тыс. руб., строительно-
монтажных работ — 14,69 тыс. руб., оборудования — 21,89 тыс. руб.
§ 34-10]
Конструкции городских сетевых сооружений
293
Рис. 34-35. Схема конструктивного выполнения комплектной железобетонной ТП 10/0,38 кВ,
2X630 кВ-A с АВР на 380 В, 4 линии 10 кВ.
1 — ячейки КСО-366; 2—секционный разъединитель; 3— проходные изоляторы; 4— заземляющие
разъединители; 5 — распределительное устройство 380 В; 6 — устройства АВР; 7 — трансформатор;
о — жалюзи; 9 — кабельное подполье; 10 — асбестоцементные трубы для ввода кабелей; fl — желе-
зобетонные блоки; 12 — железобетонный фундамент [34-24].
климатических условиях (отсутствие значи-
тельных снежных покровов и т. и.) рекомен-
! дуется применение комплектных трансфор-
маторных ТП заводского изготовления
(с наружным обслуживанием), пример кон-
струкции которой приведен на рис. 25-26.
Перспективными конструкциями явля-
ются: 1) комплектные ТП индустриального
изготовления; 2) встроенные в жилые и об-
щественные здания ТП; 3) специальные
конструкции компактных ТП, основанных на
применении специализированной электроап-
паратуры и замене воздушной изоляции
твердой синтетической смолой и т. п.;
4) подземные герметизированные капсуль-
ные необслуживаемые ТП. Подробнее — см.
[34-10, 34-24].
РП 10(6)—20 кВ выполняются в виде
отдельно стоящих зданий; целесообразно
показанное здесь конструктивное совмеще-
ние РП с ТП. Схематически представленная
на рис. 34-34 конструкция РП (ГПИ «Гип-
рокоммунэнерго») сооружается из тех же
материалов, что и ТП по рис. 34-32, 34-33.
Линии электрических сетей до 20 кВ в
городах, как правило, должны выполняться
294
Электроснабжение городов и сельских местностей
[Разд. 34
кабельными. По [34-21 ПРИ зданиях до че-
тырех этажей возможно применение воз-
душных линий. Кабельные линии 10(6)—
20 кВ должны в основном прокладываться
в земле с сечением' токоведущих жил не ме-
нее 35 мм2. Подробнее о кабелях и кабель-
ных линиях см. разд. 14.
Конструкции вводных распределитель-
ных устройств (ВРУ) 380 В в жилые и об-
щественные здания (см. § 34-6) представ-
ляют собой индустриально изготовляемые
стальные распределвтельные шкафы, уста-
навливаемые в электротехнических помеще-
ниях жилых и общественных зданий в полу-
подвальных помещениях, встраиваются в
1-й этаж и т. п.). На рис. 34-36 представле-
на схема конструкции ВРУ-70, наибольший
ток присоединения которого равен 700 А, а
размеры 2X0,55Х (0,45—1,1) м. Щит — при-
слонного типа без задней и верхней защит-
ных панелей. ВРУ монтируется совместно с
необходимым количеством распределитель-
ных щитов также индустриального изготов-
ления (сталь). На рис. 34-37 представлен
щит ЩО-70, имеющий размеры 2.2Х0.6Х
Х(0,8—1,1) м и содержащий рубильники,
◄
Рис. 34-36. Панель 380 В ВРУ-70 с двумя пере-
ключателями.
1 — переключатель ПБ; 2 — предохранитель ПН-2;
3 — трансформатор тока; 4 — счетчик; 6 — испы-
тательный щиток.
Рис. 34-37. Панели 380 В ЩО-70.
а — иа четыре присоединения; б — вводная с выключателями ABM-20; 1, 3—рубильники с предо-
хранителями; 2 — трансформатор тока; 4 —- траверсы с изоляторами; 5 — переключатель; 6 — сиг-
нальная лампа; 7— выключатель АВМ.
§ 34-11]
Технико-экономические показатели
295
предохранители, автоматические выключате-
ли (АЗ 100 и АВМ) и т. п. Подробнее — см.
[34-6, 34-24].
34-11, ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ
ПОКАЗАТЕЛИ ЛИНИЙ И ПОДСТАНЦИЙ
Общие сведения о технико-экономиче-
ских показателях электрических систем и
техиико-экоиомические показатели по воз-
душным линиям и подстанциям внешнего
электроснабжения городов, а также по го-
родским электрическим станциям приведе-
ны в разд. 41.
Таблица 34-19
Стоимость воздушных линий 0,38 кВ
Число и марка проводов Стоимость 1 км, тыс. руб.
Деревянные опоры Железобе- тонные опоры
Районы п< гололеду
I—III IV и особый 1-Ш IV н особый
3XA70+A35 3,19 4,04 ЭЛ1 3,84
ЗХА50+А25 3,0 3,83 3,21 3,65
3XA35+A16 2,83 3,67 3,05 3,48
ЗХА25+А16 2,75 3,59 2,96 3,4
4ХА16 2,67 3,51 2,88 3,32
3XA35 2,76 3,6 2,96 3,41
ЗХА25 2,67 3,51 2,88 3,32
ЗХА16 2,59 3,43 - 2,8 3,24
2ХА35 2,62 3,47 2,84 3,27
2ХА25 2,57 3,41 2,78 3,22
2ХА16 2,51 3,36 2,73 3,16
Таблица 34-20
Стоимость воздушных линий 10(6) кВ
Число и марка проводов Стоимость 1 км, тыс. руб.
Деревянные опоры Железобе- тонные опоры
Районы по гололеду
I. 11 III IV I—III IV
ЗХА120 ЗХА95 ЗХА70 ЗХА50 3XA35 3,89 3,68 3,48 3,31 3.17 4.0 3,79 3.63 3,46 3,32 4,17 3,96 3.8 3,63 3,49 3,3 3,09 2,88 2,71 2,57 3,62 3,41 3,19 3,03 2,89
Таблица 34-21
Стоимость воздушных линий при совместной
подвеске проводов 10(6) и 0,38 кВ
(без учета проводов 0,38 кВ)
Число н марка проводов ВЛ 10(6) кВ Стоимость 1 км, тыс. руб.
Районы по гололеду
I н II III IV
ЗХА70 3,86 4,19 4,46
ЗХА50 3,69 4,02 4#3
3XA35 3,55 3,88 4,16
Примечания: 1. Полная стоимость ука-
занных линий определяется суммированием соот-
ветствующих данных табл. 34-21 и 34-22.
2. Опоры деревянные с железобетонными при-
ставками.
Таблица 34-22
Стоимость монтажа проводов 0,38 кВ на опорах
для совместной подвески проводов 10(6) и 0,38 кВ
Число и марка проводов Стоимость 1 км, тыс. руб. Число и марка проводов Стоимость 1 км, тыс. руб.
3XA70+A35 1,28 ЗХА25 0,76
ЗХА504-А25 1,09 ЗХА16 0,68
3XA35+A16 0,92 2ХА35 0,71
ЗХА254-А16 0,83 2ХА25 0.65
4ХА16 0,75 2ХА16 0.6
3XA35 0,84
Таблица 34-23
Стоимость кабельных линий 0,38 кВ
при прокладке в траншеях
Сечение жил, м2 Стоимость 1 КМ, ТыС. руб.
Марка кабели
ААБл ААП1В АПВБ АВВБ
3X16+1X10 2,09 1,82 2,32 2,43
3X25+1X16 2,22 2,0 2,64 2,84
3X35+1X35 2,34 2,16 2,94 3,13
3X50+1X25 2,64 2,37 3,44 3,76
3X70+1X25 2,91 3,67 3,86 4,22
3X95+1X35 3,33 3,05 4,41 4,82
3X120+1X35 3,8 3,42 4,99 5,68
3X150+1X50 4,54 3,83 5,83 6,87
3X185+1X50 5,22 4,49 —1 —
Примечание. Полная стоимость сооруже-
ния кабельных линий, прокладываемых под тро-
туарами и проезжей частью улиц, определяется
суммированием данных табл. 34-23 и 34-25.
Таблица 34-24
Стоимость кабельных линий 10 кВ
при прокладке в траншеях
Сечение жил, мм2 Стоимость 1 км, тыс. руб. (в скобках стоимость двух кабелей в одной траншее)
Марка кабеля
ААБл ААБ2л ААШв ААШп
3X35 3*61 (6.1) 3,74 (6,36) 3,24 (5,36) 3,05 (4,98)
3X50 3,84 (6,56) 3,97 (6,82) 3,45 (5,8) 3,23 (5,36)
3X70 4,16 (7+2) 4,32 (7,52) 3,74 (6,36) 3,52 (5,94)
3X95 4,68 (8,24) 4,81 (8,5) 4,27 (7,42) 4,01 (6.9)
3X120 5,07 (9.03) 5,22 (9,33) 4,7 (8,29) 4,43 (7,74)
3X150 5,62 (10,11) 5,73 (10.35) 5,22 (9,33) 4,9 (8,68)
3X185 6,19 (11,27) 6,33 (11,55) 5,8 (10,49) 5,47 (9,82)
3X240 6,98 (12,85) 7.11 (13.11) 6,63 (12,15) 6,24 (П.36)
Примечание. Полная стоимость соору-
жения кабельных линий, прокладываемых под
тротуарами и проезжей частью улиц, определя-
ется суммированием данных табл. 34-24 и 34-25.
296
Электроснабжение городов и сельских местностей
[Разд. 34
Стоимости воздушных линий 0,38—
10 кВ в условиях городов представлены в
табл. 34-19 — 34-22, а стоимости сооруже-
нии кабельных линий 0,38—10 кВ слагаются
из стоимости собственно кабелей и мон-
тажных работ, а также стоимости строи-
тельных работ, приведенных в табл. 34-23—
34-25.
Таблица 34-25
Стоимость разборки и восстановления дорожных
покрытий при сооружении кабельных линий
в городах
Состав работ и типы дорожных покрытий Стоимости
руб/м1 2 руб/км
Разработка и восстановление асфальтобетонных покрытий на щебеночном основании 8,64 4320 *
То же на бетонном осиоваиии толщиной до 150 мм 16,1 7550
Разборка н восстановление булыжного покрытия 22,3 11 150
Примечание. Стоимости указаны для
одной траншеи шириной 0,5 м, в которой быть проложено до четырех кабелей. может
Таблица 34-26
Стоимость трансформаторных подстанций
10(6)/0,38 кВ
Тип ТП Стоимость, тыс. руб.
Мощность трансформатора, кВ-А
100 160 250 400 630
В-21-160МЗ 5,87 6,09
В-41-400МЗ 7,73 7,95 8,18 8,68
В-42-400МЗ 13,79 14,61 —
K-31-400M3 6,21 6,43 6,67 7,41
К-42-400МЗ — —» 12,82 13,65 -—-
K-31-630M3 — 8,56
K-42-630M3 —. — —* — 16,26
Примечание. В маркировке ТП первая
буква В или К обозначает воздушный или ка-
бельный ввод, первая цифра — количество подхо-
дящих к ТП линий, вторая — количество транс-
форматоров в ТП, третья трехзиачная цифра —
номинальную мощность трансформаторов, уста-
навливаемых в ТП, буква М — модернизацию ТП,
цифра 3 — модификацию.
Стоимость кабельных линий 20 кВ при-
ведеиа в [34-7]. Перспективные стоимости
таких линий составят 130—140% стоимо-
сти линий 10 кВ. Стоимости кабельных ли-
ний НО—220 кВ указаны в табл. 41-10.
Стоимости ТП 10(6)/0,38 кВ зависят от
конструкции подстанции, строительных ма-
териалов и числа устанавливаемых транс-
форматоров (табл. 34-26). В табл. 34-27
приведены стоимостные показатели РП ос-
новных типов *.
Данные для определения ежегодных
расходов по эксплуатации воздушных и ка-
бельных линий 0,38—20 кВ в условиях го-
родов см. в табл. 34-28 [34-2].
Таблица 34-28
Ежегодные отчисления на эксплуатацию
кабельных линий 0,38—20 кВ городских
электрических сетей, %
Элементы сети
Кабельные линии до
10 кВ, проложенные в
земле:
со свинцовой оболоч-
кой
с алюминиевой обо-
лочкой
Кабельные линии 35 кВ
со свинцовой оболоч-
кой, проложенные в
земле
Кабельные линии 110—
220 кВ с маслонапол-
ненными кабелями,
проложенными в зем-
ле
Воздушные линии до
20 кВ на металличе-
ских и железобетон-
ных опорах
Электротехническое обо-
рудование до 20 кВ
П с - 1 Капитальный 1 ремонт к ь Г - | Суммарные отчисления
я. к о 5 S я о. а’в >»« 5g
2,0 0,3 1.5 3,8
4,0 0,3 1.5 5,8
3,0 0,4 2,0 5,4
2,0 0,4 2,0 4,4
3,0 0.6 0,3 3.9
3,5 2,9 4,0 10,4
Таблица 34-27
Стоимость распределительных пунктов 10(6) кВ
Наименование
Распределительный пункт типа
П РПК-1Т
То же II РПК-2Т
То же II РПК-1Т-Д
То же П РПК-2Т-Д
То же II РПВ-1Т-Д
То же III РПК-2Т
Стоимость,
тыс. руб.
37,7
43,04
48,97
53,17
43,35
56,82
Примечание. В маркировке РП первая
цифра обозначает количество питающих линий,
буква К или В — кабельное илн воздушное испол-
нение вводов, цифра перед буквой Т — количество
устанавливаемых в РП трансформаторов
10(6)/0,4 кВ; буква Д показывает на наличие в
РП диспетчерского пункта.
34-12. ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ
ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
В СЕЛЬСКОЙ МЕСТНОСТИ
Основные сведения
о развитии электроснабжения потребителей
в сельской местности
За последние 1'4—15 лет -в области
электроснабжения сельских потребителей
СССР достигнуты большие успехи. Мас-
совое строительство электрических сетей,
осуществленное в этот период, позволило
1 Все приведенные стоимостные показатели
линий 0,38—10 (6) кВ и ТП, РП ТО (6) кВ — по
данным ГПИ «Гипрокоммуизнерго» Минжилком-
хоза РСФСР.
§ 34-12]
Электроснабжение потребителей в сельской местности
297
поднять электрификацию сельского хозяй-
ства иа более высокий уровень. К концу
10-й пятилетки протяженность линий элек-
тропередачи сельскохозяйственного (с.-х.)
назначения1 напряжением от 0,38 до 110 кВ
включительно по стране в целом достигла
около 3,9 млн. км, а соответствующая ус-
тановленная мощность трансформаторов иа
подстанциях 110 кВ и ниже — около
190 мли. кВ-А.
Достигнутый уровень развития элект-
рических сетей позволил электрифициро-
вать практически всех сельских потребите-
лей. Почти все они обеспечены централи-
зованным электросиабжеиием от энергоси-
стем. Им не охвачены лишь мелкие удален-
ные от сетей энергосистем потребители,
электроснабжение которых осуществляется
от мелких, в основном дизельных, электро-
станций.
Достигнутый • уровень централизован-
ного электроснабжения позволил в
1980 г. довести годовое потребление элект-
роэнергии сельским хозяйством страны
примерно до 130 млрд. кВт-ч. Столько
электроэнергии потребляла страна на нуж-
ды всех потребителей, включая промыш-
ленность, в недалеком прошлом — в 1953 г.
Однако завершен в основном только пер-
вый этап электрификации и соответственно
электроснабжения сельских потребителей—
охват «вширь». Для большинства из них
пока не осуществлен второй этап электри-
фикации, который характеризуется более
интенсивным внедрением электроэнергии в
С.-Х. производство в результате комплекс-
ной электромеханизации и автоматизации
его стационарных процессов, более высо-
ким уровнем электрификации бытовых нужд
сельского населения, а также более каче-
ственным и надежным электроснабжением
сельских потребителей.
На первом этапе электрификации сель-
ского хозяйства, который завершен недав-
но, с.-х. потребители по требованиям на-
дежности относились, как правило, к III
категории. В связи с этим существующие
схемы электрических сетей в сельской ме-
стности во многих Случаях ие соответству-
ют требованиям, предъявляемым для ре-
шения второго этапа электрификации сель-
ского хозяйства. Существующие сети в ос-
новном радиальные. Кольцевание сетей
35—НО кВ осуществлено менее чем иа
30%. Развитие питающих сетей 35—НО кВ
отстало от развития распределительных
сетей напряжением' 6—10—15—20 кВ 2. Это
привело к очень большим радиусам дейст-
вия сетей 10 кВ. Около 50% существую-
1 К электрическим сетям сельскохозяйствен-
ного назначения относятся сети, на которых элект-
рические нагрузки с.-х. потребителей (производст-
венных и коммунально-бытовых) составляют Б0%
и более от полных расчетных нагрузок. Электри-
ческие сети с.-х. назначения, называемые в даль-
нейшем сельскими сетями, являются частью элект-
роэнергетических систем.
2 Все сельские распределительные сети на-
пряжением 6, 10, 15 и 20 кВ при отсутствии спе-
циальных оговорок далее в § 34-2 для упрощения
называются сетями 10 кВ.
щих сельских линий 10 кВ, по которым пи-
тается большинство потребителей, имеют
длину (вместе с ответвлениями) от 25 до
100 км, хотя целесообразная их длина по
надежности электроснабжения составляет
около 25 км.
На втором этапе электрификации сель-
ского хозяйства темпы роста потребления
электроэнергии сельскими потребителями в
2 раза превосходят темпы роста электро-
потребления промышленностью. Этому спо-
собствуют предусмотренные решениями
июльского (1978 г.) Пленума ЦК КПСС
изменения в самом сельском хозяйстве:
продолжаются интенсификация и переход
на промышленную основу, углубляются
специализация и концентрация производст-
ва иа основе межхозяйственной кооперации,
проводятся крупномасштабные работы по
мелиорации земель для обеспечения устой-
чивых урожаев, решается задача постепен-
ного приближения коммунально-бытовых
условий на селе к условиям городов на
основе осуществления новых планировок
сельских населенных пунктов.
Целесообразность развития сельских
электрических сетей в ’ сельских районах
страны вызывается:
необходимостью устранения имеющихся
недостатков электроснабжения в условиях
и требованиях второго этапа электрифика-
ции сельских потребителей;
необходимостью обеспечения электро-
снабжения новых потребителей, планируе-
мых к строительству в зонах, уже охвачен-
ных электроснабжением;
расширением зоны централизованного
электроснабжения, освоением новых с.-х.
районов.
При развитии электрических сетей
имеют место следующие виды работ [34-33]:
строительство, расширение и реконструк-
ция.
Строительство — это сооружение новых
линий электропередачи независимо от при-
чин, вызвавших его, а именно:
сооружение участков сетей для присо-
единения новых потребителей, а также для
повышения пропускной способности дейст-
вующих сетей и надежности электроснаб-
жения действующих потребителей;
сооружение участков сетей взамен вы-
бывших по ветхости и износу;
, сооружение новых участков сетей в
связи с изменением конфигурации дейст-
вующих сетей, включая вынос сетей с мест
будущей застройки, с зон затопления, с
полей севооборотов и т. д.
Термин «расширение» сетей фактически
относится только к подстанциям. Расши-
рение подстанции — это установка иа дей-
ствующей одиотрансформаторной подстан-
ции второго трансформатора и необходи-
мого в связи с этим оборудования и вы-
полнение при необходимости строительных
работ.
Реконструкция действующих электри-
ческих сетей — это изменение электричес-
ких параметров сетей (линий и подстан»
298
Электроснабжение городов и сельских местностей
[Разд. 34
ций) при сохранении (частично или пол-
ностыо) строительной части объектов, а
также установка дополнительных аппара-
тов и оборудования в этих сетях для уве-
личения пропускной способности или на-
дежности электроснабжения потребителей.
Необходимость реконструкции дейст-
вующих сетей возникает в связи с ростом
электрических нагрузок после достижения
расчетных проектных нагрузок (5—7 лет
по нормам) в результате расширения су-
ществующих и появления новых потреби-
телей, присоединяемых к этим сетям, а
также в связи с необходимостью повыше-
ния надежности электроснабжения потре-
бителей.
Реконструкция позволяет повышать
пропускную способность действующих се-
тей, улучшать качество электроэнергии и
надежность электроснабжения при мини-
мальных затратах, т. е. позволяет наиболее
рационально использовать выделяемые на
электроснабжение материально-технические
ресурсы, что является одной из основных
задач проектирования сетей.
К реконструкции относятся следующие
виды работ:
замена проводов на ВЛ 0,38 и 10 кВ
иа провода большей пропускной способно-
сти при сохранении строительной части
этих ВЛ;
перевод электрических сетей 6 кВ иа
напряжение 10 кВ;
подвеска дополнительных проводов иа
ВЛ 0,38 кВ;
замена выключателей, трансформаторов
и другого оборудования в связи с мораль-
ным износом, изменением мощности или
напряжения;
установка средств компенсации реак-
тивной мощности;
установка секционирующих пунктов,
устройств автоматизации и диспетчерско-
технологического управления и связи в се-
тях 10 кВ (комплексная автоматизация и
телесигнализация сетей);
установка устройства регулирования
напряжения на действующих подстанциях
35—110 кВ;
усиление ВЛ, на которых образование
гололеда и ветровые нагрузки превосхо-
дят расчетные.
Задачи и виды проектных работ
по перспективному развитию
электроснабжения потребителей
в сельской местности
Основной задачей работ по перспек-
тивному развитию электроснабжения по-
требителей в сельской местности является
технико-экономическое обоснование (ТЭО)
схем развития электрических сетей, пред-
назначаемых для комплексного решения
вопросов электроснабжения как существу-
ющих потребителей (улучшение электро-
снабжения), так и новых потребителей с
учетом установленных требований по на-
дежности электроснабжения и качеству
отпускаемой электроэнергии (см. ниже) на
основе информации:
о существующих потребителях, их на-
грузках и схемах электроснабжения;
о намечаемом росте нагрузок сущест-
вующих потребителей (см. ниже);
о планируемом в расчетный период
строительстве и вводе новых потребителей
и их размещении.
Проектные работы, в которых обосно-
вываются технические решения по разви-
тию электрических сетей на перспективу,
подразделяются на два основных вида:
схемы развития электрических сетей
напряжением 35—ПО кВ в сельской мест-
ности, выполняемые по каждой области,
краю, автономной республике и союзной
республике (при отсутствии областного де-
лении) ;
схемы развития распределительных
электрических сетей напряжением 10 кВ,
выполняемые по районам электрических
сетей (схема развития).
Схемы развития сетей 35—ПО кВ в
сельской местности разрабатываются по
областям, краям и республикам на очеред-
ную пятилетку за 1—3 года до ее начала.
Материалы схем развития предназначаются
для использования при текущем и перспек-
тивном планировании развития сетей 35—
ПО кВ на очередную пятилетку. Одновре-
менно схемы развития являются исходным
материалом для выполнения технорабочих
проектов (ТРП) строительства ВЛ 35—
НО кВ, строительства, расширения и ре-
конструкции подстанций 35—110 кВ и вы-
полняют роль их ТЭО.
Основными задачами схем развития
сетей 35—ПО кВ являются [34-34]:
определение потребления электроэнер-
гии с.-х. потребителями и расчетных элек-
трических нагрузок иа соответствующие
годы;
разработка схем развития сетей 35—
ПО кВ в сельской местности, выбор их
конфигурации и основных параметров (но-
минальных напряжений, марки и сечеиий
проводов ВЛ, мест размещения новых
подстанций, количества и мощности транс-
форматоров иа подстанциях и их принци-
пиальные схемы электрических соединений);
выполнение электрических расчетов се-
тей 35—ПО кВ в нормальном и послеава-
рийном режимах работы сетей;
определение расчетных токов коротко?
го замыкания на подстанциях 35—ПО кВ;
разработка мероприятий по снижению
потерь электроэнергии в электрических се-
тях;
определение объемов строительства,
расширения и реконструкции электричес-
ких сетей 35—ПО кВ с перечнем конкрет-
ных объектов (линий электропередачи и
подстанций) и определением очередности их
строительства, расширения или реконст-
рукции.
Необходимость сооружение новых сете-
вых объектов, расширения и реконструкции
существующих подстанций 35—11Q кВ оп-
§ 34-12]
Электроснабжение потребителей в сельской местности
299
ределяется электрическими нагрузками на
конец рассматриваемой пятилетки, а также
требованиями надежности электроснабже-
ния. Принятие технических решений по па-
раметрам намечаемых к строительству,
расширению и реконструкции сетевых объ-
ектов производится с учетом нагрузок на
конец последующей за рассматриваемой
пятилетки.
Схемы сетей 35—НО кВ в сельской
местности выполняются в увязке со схема-
ми развития сетей энергосистем напряже-
нием НО кВ и выше.
Выбор схем электроснабжения для но-
вых животноводческих комплексов и дру-
гих электроемких потребителей, а также
существующих потребителей при росте их
нагрузок производится путем техиико-эко-
номического сравнения вариантов [34-35]
питания потребителей от действующих
центральных подстанций (ЦП) по сетям
10 кВ с учетом их развития с вариантами
строительства дополнительных (разукруп-
няющих) подстанций 35/10 или 110/10 кВ
(с использованием ЭВМ).
В случаях, когда электрическими рас-
четами устанавливается, что существую-
щие сети 35 кВ не обеспечивают передачу
расчетных электрических нагрузок, в схе-
мах развития рассматриваются варианты
увеличения пропускной способности этих
сетей:
строительство дополнительных (новых)
участков ВЛ 35 кВ;
перевод существующих сетей 35 кВ на
напряжение 110 кВ;
строительство дополнительных опорных
подстанций 110/35/10 кВ при одновремен-
ном сокращении объема строительства ВЛ
35 кВ.
Аналогично рассматривается и решает-
ся в схемах вопрос повышения пропускной
способности действующих сетей 110 кВ.
Схемы развития сетей 10 кВ разраба-
тываются на 10-летнюю перспективу, счи-
тая от года составления схемы.
Материал схем развития используется
при текущем и перспективном планирова-
нии развития линий электропередачи на-
пряжением 10 кВ. Одновременно схемы
развития являются исходным материалом
для выполнения ТРИ строительства и ре-
конструкции линий электропередачи напря-
жением 10 кВ и выполняют роль их ТЭО.
Основными задачами схем развития
являются [34-5]:
1. Анализ существующей схемы элект-
роснабжения потребителей рассматривае-
мой зоны, технического состояния и пара-
метров действующих сетей 10 кВ, сроков
(годов) сооружения отдельных участков
ВЛ, уровней напряжений и отклонений на-
пряжений у потребителей и технических
данных установленного в сетях электрообо-
рудования и аппаратуры.
2. Анализ существующих электричес-
ких нагрузок потребителей в зоне РЭС по
материалам замеров.
3. Обосвование расчетных электричес-
ких нагрузок с использованием данных по
п. 2 и материалов планирующих организа-
ций о развитии потребителей в рассматри-
ваемой Зоне.
4. ТЭО схемы развития сетей 10 кВ на
расчетный год, включая выбор конфигура-
ции сети и основных параметров линий
10 кВ (сечений и марок проводов и кабе-
лей, средств регулирования напряжения и
компенсации реактивной мощности) с ис-
пользованием ЭВМ.
5. Электрические расчеты сетей 10 кВ
в нормальном максимальном и послеава-
рийных режимах работы с использованием
ЭВМ.
6. Определение объемов строительства
и реконструкции линий 10 кВ с выявлени-
ем конкретных объектов и очередности их
строительства или реконструкции.
Схемы 10 кВ РЭС выполняются в
увязке со схемами развития сетей 35—
ПО кВ. Исходными опорными пунктами
для питания сетей 10 кВ в схемах разви-
тия принимаются ЦП, намечаемые схема-
ми сетей 35—ПО кВ. В схемах развития иа
основе подробного рассмотрения сетей
10 кВ уточняются места размещения, сро-
ки строительства, параметры и принципи-
альные схемы новых ЦП, намечаемых схе-
мами развития сетей 35—ПО кВ.
В некоторых случаях в схемах развития
обосновываются новые (дополнительные)
ЦП.
Конфигурация сети 10 кВ и размеще-
ние новых ЦП, проходных трансформатор-
ных подстанций (ТП) 10/0,38 кВ, секцио-
нирующих и распределительных пунктов
выбираются с учетом перспективы развития
населенных пунктов.
Сельские потребители
в их электрические нагрузки,
расчетные нагрузки элементов сетей
Сельские потребители подразделяются
на две основные группы: а) с.-х. потреби-
тели; б) не с.-х. потребители в сельской
местности (местная промышленность, не-
большие поселки и др.).
С.-х. потребители в свою очередь под-
разделяются на: а) коммуиальио-бытовые;
б) производственные.
В схемах развития сетей 35—110 кВ
расчетные электрические нагрузки опреде-
ляют на шинах 10 кВ каждого из ЦП‘на
последний год рассматриваемой пятилетки
и на конец последующей за рассматривае-
мой пятилетки и состоят из двух составля-
ющих:
общей нагрузки ЦП, за исключением
нагрузок вновь вводимых крупных потре-
бителей;
нагрузки вновь вводимых в зоне ЦП
крупных потребителей: животноводческих
комплексов, птицефабрик, тепличных ком-
бинатов, объектов электромашинкою оро-
шения и других потребителей с единичной
расчетной нагрузкой примерно 200 кВт и
более.
9мктроаюбжеш№ городов и сельских местностей
[Разд. 34
Максимальная активная нагрузка каж-
дой из действующих ЦП на расчетный год
определяется по формуле [34-36]
Ррасч = Рф “Ь S (Ркр &сез)>
где Рф — фактическая максимальная на-
грузка ЦП (по измерениям); Лр— коэф-
фициент роста нагрузок на действующих
ЦП, определяемый по формуле
« #
Д --- Д --- д
kv = (0,95 -ь- 0,97) -.1кр..._Ар.
Ah А<р
Ав — перспективное общее потребление
электроэнергии с.-х. области (края, рес-
публики) в расчетном году [34-34]; А кр —
электропотреблеиие крупных действующих
с.-х. потребителей, которые достигли про-
ектной мощности (по отчетным данным);
4кр — электропотреблеиие вновь вводимых
в расчетный период крупных с.-х. потре-
бителей [34-36]; Аф — фактическое общее
электропотреблеиие с.-х. области (края,
республики) в отчетном году (отчетные
данные); РИР — нагрузка крупных потреби-
телей, планируемых к строительству и
вводу в рассматриваемый перспективный
период (по данным планирующих органи-
заций и укрупненным показателям нагру-
зок [34-36, 34-37]); — коэффициент од-
новременности максимальных нагрузок по-
требителей иа ЦП, зависит от числа потре-
бителей и принимается следующим:
Чнсло крупных
потребителей 2—3 4—6 7-—15 16 и более
k0 . - - . . . 0,9 0,85 0t8 0,7
йсеа — коэффициент сезонности нагрузки,
учитывается индивидуально для каждого
из крупных потребителей и определяется
по данным табл. 34-29.
Таблица 34-29
Коэффициенты сезонности нагрузок
Вид потребителя Зима Весна Лето Осень
Несезоииые по- требители 1 0,8 0.7 0.9
Орошение 0,2—0,3 0,3—0,6 1.0 0,2—0.5
Закрытый грунт на электрообогре- ве 0,3 1 0 0
Осей не-летние (зернотока, кон- сервные заводы) 0 0 1 1
Расчетная реактивная нагрузка иа ши-
нах 10 кВ ЦП определяется по формуле
[34-34]
Орасч = Р сущ tg Фопт +
+ ^0 [2 (^цр ^Сез) tg ^опт ^сущ^ ’
где Рсущ, йр, S (RP йсез) — см. выше; ko •—•
коэффициент одновременности работы кон-
денсаторных установок, принимается в за-
висимости от количества конденсаторе^
установок:
Количество кон-
денсаторных 2 3 4-»6 7—1S
установок
0Щ 0,72 0.68 0,64
tgqjoni — оптимальный коэффициент реак-
тивной мощности на шииах 10 кВ ЦП с уче-
том компенсации у потребителей, принима-
ется равным 0,33 [34-38]; QCym — суммар-
ная установленная мощность действую-
щих конденсаторных установок в зоне ЦП.
Полная расчетная нагрузка ЦП опре-
деляется по формуле
^расч = ^/"^расч “Ь Орасч •
При составлении схем развития рас-
четные электрические нагрузки определя-
ются аналогично вышеуказанному, при
этом используются данные о замерах на-
грузок на действующих ТП 10/0,4 кВ.
В схемах развития к разряду «крупных» от-
носят потребителей с расчетными нагруз-
ками 30 кВт и более.
Требования по надежности
электроснабжения потребителей
В соответствии с ПУЭ-76 (гл. 1-2)
сельские потребители в части надежности
внешнего электроснабжения подразделяют-
ся на три категории: потребители первой
категории — животноводческие комплексы и
птицефабрики, второй категории — теплич-
ные комбинаты, рассадные комплексы, теп-
лицы, парники, животноводческие фермы,
третьей категории — все остальные потре-
бители, ие входящие в состав потребите-
лей второй и третьей категорий [34-39].
При составлении схем внешнего элект-
роснабжения для всех потребителей пер-
вой категории и части потребителей второй
категории (тепличных комбинатов пло-
щадью 6 га и более и рассадных комплек-
сов с электроприводом технического обо-
грева) должно предусматриваться резер-
вирование электроснабжения [34-41].
Для потребителей второй категории,
кроме тепличных комбинатов площадью
6 га и более и рассадных комплексов, дли-
тельность перерывов электроснабжения,
включая плановые отключения, не должна
превышать 3,5 ч. В течение суток допус-
каются повторные плановые отключения
через 2 ч.
Для потребителей третьей категории
допустимы перерывы в электроснабжении
на время, необходимое для ремонта или
замены поврежденного элемента электри-
ческой сети, но не более суток.
Для обеспечения указанных выше тре-
бований для всех потребителей первой ка-
тегории, а также для тепличных комбина-
тов площадью 6 га и более и для рассад-
ных комплексов расчетная эквивалентная
продолжительность аварийных и плановых
отключений (перерывов электроснабжения)
при составлении схем электроснабжения
принимается равной нулю. Для всех ос-
$ 34-12] Электроснабжение потребителей в сельской местности 301
тальных потребителей (ТП 10/0,4 кВ) схе-
ма развития должна удовлетворять
следующему требованию: расчетная эквива-
лентная продолжительность плановых от-
ключений ТП 10/0,4 кВ не должна превы-
шать 15 ч в год (далее называется «нор-
мой надежности») [34-39].
Каждый из сравниваемых (по приве-
денным затратам) вариантов схемы разви-
тия должен удовлетворять вышеуказанным
требованиям.
Подробные рекомендации по расчету
эквивалентной продолжительности аварий-
ных и плановых отключений и проверке
вариантов схем развития иа основании
требований надежности электроснабжения
приведены в [34-39].
Требования по допустимым отклонени-
ям напряжения у электроприемииков и ре-
гулирование напряжения в сельских сетях.
При составлении схем электроснабже-
ния в соответствии с ГОСТ 13109-67 и из-
менениями № 21 и 2 к нему учитываются
следующие требования в части допустимых
отклонений напряжения от номинального у
электроприемииков [34-38]:
животноводческих комплексов и птице-
фабрик— в пределах ±5%; других потре-
бителей в сельской местности — в пределах
±7,5%.
В послеаварийных режимах работы се-
тей допускается дополнительное понижение
напряжения на 5%.
Пределы отклонений напряжения от
номинального проверяются для двух режи-
мов нагрузки — максимального и мини-
мального на конец расчетного периода.
При выполнении электрических расче-
тов сетей исходят из условия [34-38], что
на всех новых ЦП должны быть установ-
лены трансформаторы с РПН, а на дейст-
вующих подстанциях 35—110 кВ с транс-
форматорами без РПН — специальные ус-
тройства регулирования напряжения
(УЦРН).
В схемах развития электрических сетей
энергосистем напряжением 110 кВ и выше
предусматриваются технические решения,
обеспечивающие уровни напряжений на
шинах 35 кВ подстанций 110/35/10 кВ в
долях номинального: +5% в режиме мак-
симальных нагрузок и 0 в режиме мини-
мальных нагрузок [34-34]. В схемах раз-
вития сетей 35—НО кВ в сельской местно-
сти указанные уровни напряжений
принимаются как исходные при выполне-
нии электрических расчетов сетей 35 кВ.
При расчетах режимов работы сель-
ских сетей 35—110 кВ, имеющих двусто-
роннее питание, сети ПО кВ рассматрива-
ются, как правило, замкнутыми, а сети
35 кВ — разомкнутыми.
При проектировании электрических сетей
в питающих пунктах наибольшие значения
напряжений должны приниматься не выше
следующих: 121,0 кВ для ПО кВ; 38,5 кВ
для 35 кВ; 21,0 кВ для 20 кВ; 11,0 кВ для
10 кВ; 6,6 кВ для 6 кВ; 0,41 кВ для 0,38
кВ.
С учетом требований, изложенных вы-
ше, при проектировании сетей предусмат-
ривается обеспечение иа шииах 10 кВ ЦП
следующих уровней напряжений иа расчет-
ный год:
ие менее 10,5 кВ в режиме максималь-
ных нагрузок ЦП;
10 кВ в режиме минимальных нагрузок
и ие менее 10 кВ в послеаварийных режи-
мах работы сетей.
Провода ВЛ 35—ПО кВ в послеава-
рийных режимах работы сетей проверяются
на термическую стойкость при 100%-ной
расчетной нагрузке. Расчеты на допустимую
потерю напряжения в послеаварийных ре-
жимах работы ВЛ 35—ПО кВ производят-
ся, исходя из 70 %-ной расчетной нагрузки
соответствующих подстанций с учетом не-
совпадения во времени аварийных отклю-
чений ВЛ с максимумами нагрузок под-
станций [34-38].
При составлении схем развития сетей
10 кВ определяются суммарные допусти-
мые потери напряжения в сетях 10 и 0,38
кВ в нормальном максимальном и мини-
мальном режимах работы сетей. С этой це-
лью для каждой ВЛ 10 кВ составляется
таблица отклонений напряжений у бли-
жайшего от ЦП и удаленного потребите-
лей. Выбранные сечения проводов (кабе-
лей) линий 10 кВ проверяются по условиям
послеаварийных режимов работы сети.
Для удаленных потребителей опти-
мальное соотношение потерь напряжения в
сетях 10 и 0,38 кВ составляет 60—65 и 40—
35% соответственно [34-40]. Исключением
являются линии 10 кВ, предназначенные
для электроснабжения крупных сосредото-
ченных потребителей (например, комплек-
сов) с короткими линиями 0,38 кВ. В этих
случаях могут быть и другие соотношения
потерь напряжения в сетях 10 и 0,38 кВ.
Номинальные напряжения
и системы напряжений сельских
электрических Сетей
Для внешнего электроснабжения по-
требителей в сельской местности использу-
ются высоковольтные электрические сети
6—110 кВ.
Наиболее широкое распространение в
сельских районах СССР получили напря-
жения 10, 35 и ПО кВ. Напряжение 6 кВ
не рекомендуется для применения. В тех
случаях, когда это напряжение применено в
действующих сетях, в схемах развития дол-
жен рассматриваться вопрос о целесообраз-
ности и сроках перевода сетей 6 кВ на на-
пряжение 10 кВ.
Выполненные «Сельэнергопроектом» ис-
следования показали, что на перспективу
10—15 лет экономически целесообразно
сохранить существующую систему напря-
жений электрических сетей, а именно
110/35/10/0,38 кВ с подсистемами 110/10/0,38
и 110/35/0,38 кВ. Исключение составляет
Латвийская ССР, где существует и будет
развиваться система напряжений 110/20/
0,38 кВ.
302
Электроснабжение городов и сельских местностей
[Разд. 34
В перспективе получит развитие, осо-
бенно в восточных районах страны, систе-
ма напряжений 220/35/10/0,38 кВ, как обес-
печивающая уменьшение числа трансфор-
маций и приближение высоких напряжений
к потребителям.
Система напряжений 110/35/10/0,38 кВ
перспективна и гибка. Она обеспечивает
возможность осуществления глубоких вво-
дов и переход в дальнейшем к более ши-
рокому применению подсистем 110/10/0,38
и 110/35/0,38 кВ и соответствует тенденции
укрупнения населенных пунктов в сельской
местности и концентрации с.-х. производст-
ва и, следовательно, электрических нагру-
зок.
Основные принципы построения схем
сельских электрических сетей
Выбор схем электроснабжения потре-
бителей производится в схемах развития
сетей 35—ПО кВ и в схемах развития. Вы-
бор схем электроснабжения включает в-себя
обоснование номинальных напряжений се-
ти, а также выбор и размещение подстан-
ций соответствующих напряжений и схему
их присоединения к источникам питания.
При составлении схем электроснабже-
ния для питания новых потребителей мак-
симально используются существующие сети
напряжением НО, 35 и 10 кВ, предусмат-
риваются расширение и реконструкция дей-
ствующих подстанций, а также реконструк-
ция ВЛ 10 кВ.
Для электроснабжения вновь соору-
жаемых животноводческих комплексов на
напряжении 10 кВ основное их питание осу-
ществляется, как правило, по новым, спе-
циально для этих целей предусматривае-
мым линиям электропередачи 10 кВ.
Конфигурация схем сетей 35—110 и
10 кВ зависит в основном от следующих
факторов: количества и размещения потре-
бителей на рассматриваемой территории,
электрических нагрузок этих потребителей
и их категорийности по надежности элек-
троснабжения. Разнообразие указанных
факторов приводит соответственно к боль-
шому количеству схем построения и кон-
фигураций электрических сетей, обладаю-
щих разными техническими возможностями
и технико-экономическими показателями.
Для рассмотрения и выбора схем элек-
троснабжения разрабатываются математи-
ческие модели сетей и программы для ЭВМ.
Выбранные схемы сетей должны быть
гибкими, приспособленными к разным ре-
жимам передачи и распределения мощно-
сти в элементах сети при изменении нагру-
зок потребителей, а также в послеаварий-
ных режимах работы сети.
Конфигурация и параметры рекомен-
дуемых электрических сетей должны обес-
печивать возможность их последующего
(за расчетным периодом) развития без
больших изменений.
В перспективе намечается тенденция
сооружения почти в каждом администра-
тивном районе подстанции 110/35/10 кВ, а
в каждом крупном колхозе и совхозе —
подстанции 35/10 или 110/10 кВ. В этих
случаях сети 10 кВ сельских районов будут
освобождаться от функций питания колхо-
зов и совхозов. Они будут выполнять в ос-
новном функции распределения электро-
энергии внутри колхозов и совхозов и
внутри населенных пунктов.
Из большого количества возможных
схем построения электрических сетей выде-
лятся следующие.
Радиальная схема сетей как наименее
капиталоемкая получила широкое распро-
странение на первом этапе электрификации
сельских районов. На втором этапе элект-
рификации такая схема сетей проектиру-
ется только в отдельных случаях и с уче-
том в перспективе возможного кольцева-
ния сетей.
Так называемая двойная радиальная
сеть, в которой дублируется сооружение
высоковольтных линий по параллельным
трассам, не получила распространения в
сельских районах.
Кольцевая сеть, которая опирается на
две смежные опорные подстанции энерго-
системы (для сетей 35—110 кВ) или два
ЦП (для сетей 10 кВ), является самой рас-
пространенной на втором этапе электри-
фикации.
Магистральные линии 10 кВ, как пра-
вило, должны иметь двустороннее питание
от разных ЦП или от ЦП с двусторонним
питанием по ВЛ 35—НО кВ.
В перспективе для электроснабжения
потребителей I категории получат широкое
распространение петлевые схемы электри-
ческих сетей 10 кВ.
В последнее время в некоторых случа-
ях в результате развития простых схем се-
тей создаются сложные или, так называе-
мые, многоконтурные сети. Создание таких
сетей ие рекомендуется по условиям обес-
печения режимов работы сетей, их авто-
матизации, а также применения простых
комплектных трансформаторных подстан-
ций напряжением 110, 35 и 10 кВ.
В связи с тем что существующие и на-
мечаемые к разработке конструкции двух-
цепных опор ВЛ 35—НО кВ не позволяют
производить ремонт одной из цепей линии
при включенной второй цепи, в схемах раз-
вития сетей ВЛ 35—ПО кВ принимаются
в одноцепном исполнении, если это требу-
ется по условиям надежности электросиабт
жеиия. Во всех остальных случаях при
прохождении двух линий 35—110 кВ вод-
ном направлении рекомендуется их строить
на двухцепиых опорах.
С целью повышения эффективности и
во избежание параллельного строительства
сетей 35 и 110 кВ в схемах рассматривает-
ся вопрос о целесообразности строительст-
ва части ВЛ 35 кВ в габаритах 110 кВ,
точнее, строительства части ВЛ НО кВ с
временной эксплуатацией на напряжении
35 кВ. Сооружение таких ВЛ предусмат-
ривается тогда, когда пропускная способ-
Список литературы
303
ность рассматриваемых новых ВЛ 35 кВ
в конце рассматриваемой пятилетки близ-
ка к пределу. Сооружение линий 110 кВ с
временной эксплуатацией на напряжении
35 кВ допускается в тех случаях, когда
длительность эксплуатации на напряжении
35 кВ не будет превышать 5 лет.
Конструктивное выполнение сельских
электрических сетей
На основе рекомендации схем развития
сетей дальнейшее проектирование элемен-
тов сетей выполняется в одну стадию тех-
но-рабочий проект — ТРП, который осуще-
ствляется на основе типовых опор линий
электропередачи и типовых комплектных
трансформаторных подстанций [см. разд.
25]. Последние изготавливаются иа заво-
дах и- монтируются на площадках при ми-
нимальном объеме строительных работ.
Сельские линии электропередачи на-
пряжением ПО кВ и ниже выполняются
воздушными. ВЛ 35—ПО кВ строятся, как
правило, на одностоечных железобетонных
опорах, а ВЛ 10 и 0,38 кВ — на деревян-
ных цельных и железобетонных одностоеч-
ных опорах. В лесных районах на ВЛ 10
и 0,38 кВ применяют преимущественно де-
ревянные опоры. Для увеличения срока
службы ВЛ древесину аитисептируют.
На высоковольтных ВЛ применяют,
как правило, сталеалюминиевые провода,
а также провода из алюминиевых сплавов
повышенной прочности, а на ВЛ 0,38 кВ —
в основном алюминиевые провода.
Допускается прокладка линий 10 и
0,38 кВ на одних опорах.
В перспективе намечается широкое
применение кабельных линий (КЛ) элект-
ропередачи напряжением 0,38 и 10 кВ. КЛ
10 кВ найдут применение в районах с ин-
тенсивным гололедообразованием, что вы-
зывается требованиями повышения надеж-
ности электроснабжения, а также в райо-
нах с особо ценными землями и в случаях,
когда ВЛ мешают обработке полей авиа-
цией и другой с.-х. техникой.
КЛ 0,38 кВ намечаются для электро-
снабжения животноводческих комплексов,
а также в поселках, осуществляемых по
новым планировкам.
Список литературы
34-1. Правила устройства электроустановок.
Разд. I. Общие правила. — М.: Атомнздат, 1979.
34-2. Указания по проектированию городских
электрических сетей. ВСН 97-75/Минэнерго
СССР. — М.: Информэнерго, 1976.— 60 с.
34-3. СНиП.Н-К-2. Планировка и застройка
населенных мест.
34*4. Чукаев Д. С. Электрификация городско-
го хозяйства. — М.: Высшая школа, 1974. — 213 с.
34-5. Кудрявцев И. Ф., Карасенко В. А.
Электрический нагрев и электротехнология. — М.:
Колос, 1975,—382 с.
34-6. Электрические сети жилых зданий/Г. В.
Мнрер, И. К- Тульчин, Г. С. Гринберг, В. Н. Смир-
но». — М.! Энергия, 1974. — 26Э с.
34-7. Козлов В. А., Билик Н. И., Файбисо-
ввч Д. Л. Справочник по проектированию систем
электроснабжения городов.—Л.: Энергия, 1974.—
278 с.
34-8. Справочник по проектированию электро-
энергетических систем/Под ред. С. С. Рокотяна и
И, М. Шапиро. — М.: Энергия, 1977. — 286 с.
34-9. Козлов В. А. Электроснабжение горо-
дов. — Л.: Энергия, 1977. — 277 с.
34-10. Козлов В. А. Городские распределитель-
ные электрические сети. — Л.: Энергия, 1971.—
275 с.
34-11. ГордиевскиЙ И- Г., Лордкипанид-
зе В. Д. Оптимизация параметров электрических
сетей. — М.: Энергия» 1978. — 144 с.
34-12. Глазунов А. А., Мрзел Ю. Л.. Кругло-
ва Т. А. Экономически целесообразные параметры
глубоких вводов высокого напряжения в горо-
дах.— Электричество, 1977, № 4, с. 1—5.
34-13. Волчков К. К., Козлов В. А. Эксплуата-
ция сооружений городской электрической сети. —
Л.: Энергия, 1979. — 301 с.
34-14. Умов П. А. Обслуживание городских
электрических сетей. -А М.: Высшая школа. 1979. —
214 с.
34-15. Козлов В. А. Городские замкнутые
электрические сети. — М. — Л.: Госэиергоиздат,
1961. —238 с.
34-16. ГОСТ 14209-69. Трансформаторы (н ав-
тотрансформаторы) силовые масляные. Нагрузоч-
ная способность.
34-17. Федосенко Р. Я. Надежность электро-
снабжения и электрические нагрузки. — М.: Энер-
гия, 1967. — 158 с.
34-18. Блок В. М., Гусева С. А. Универсаль-
ные номограммы экономических интервалов для
выбора сечений проводов и кабелей. — Рига: Риж-
ский полнтехннч. нн-т, 1977. — 43 с.
34-19. Глазунов А. А., Шевченко Ж. И. Эко-
номически целесообразные значения токов корот-
кого замыкания на шинах 10(6) кВ понижающих
подстанций — центрах питания городских элект-
рических сетей. — Электричество, 1977, № 7,
с. 1—6.
34-20. Маркушевич Н. С., Солдаткина Л. А.
Качество напряжения в городских электрических
сетях. — М.: Энергия, 1975. — 256 с.
34-21. ГОСТ 13109-67. Нормы качества элект-
рической энергии у ее приемников, присоединен-
ных к электрическим сетям общего назначения.
34-22. Лордкипанидзе В. Д., Рейи И. 3.,
Урицкий Л. И. О регулировании напряжения в
городских электрических сетях. — Электрические
станции, 1979, № 1, с. 30—34.
34-23. Карпов Ф. Ф. Расчет городских рас-
пределительных электрических сетей, — М.: Энер-
гия, 1968. — 233 с.
34-24. Коротков Г. С., Членов М. Я. Ремонт
оборудования и аппаратуры распределительных
устройств. — М.: Высшая школа, 1979. — 270 с.
34-25. Бирюков Л. Е. Основы планировки и
благоустройства населенных мест и промышлен-
ных территорий, — М.: Высшая школа, 1978. —
231 с.
34-26. Генеральные планы новых городов. Ме-
тодическое пособие по проектнрованию/Редактор-
составнтель И. М. Смоляр. — М.: Стройиздат.
1973. — 230 с.
34-27. Михайлова В. М. Перспективы роста
потребления электроэнергии и нагрузки в связи
с электрификацией быта городского населения. —
В. кн.: Краткие тезисы докладов к Всесоюзному
научно-техническому совещанию «Электрификация
быта городского и сельского населения». — Л.:
ЦНТО ЭнЭП, 1974, с. 61—65.
34-28. Будзко И. А., Гессен В. Ю. Электро-
снабжение сельского хозяйства. —»М-: Колос, 1973.
34-29. Будзко И. А., Гесен В. Ю., Левин М. С.
Электроснабжение сельскохозяйственных пред-
приятий и населенных пунктов. — М.: Колос,
1975. — 286 с.
34-30. Мельников И- А., Солдаткина Л. А.
Регулирование напряжения в электрических се-
тях. — М.: Энергия, 1968. — 152 с.
34-31. Левин М- С„ Мурадян А. Г., Сы-
рых Н. Н. Качество электроэнергии и сетях сель-
ских районов.— М.; Энергия, 1975. ^224 с.
34-32. Электроснабжение сельскохозяйствен-
ного производства. Справочиик/И. Ф. Бородин,
И. А. Будзко. О. П. Волосатое, А. М. Ганелин
и др. — М.: Колос, 1977,
34-33. Руководящие материалы по проектиро-
ванию электроснабжения сельского хозяйства.
Вып. б. — М,: Сельэиергопроект, 1972.
304
Переходные процессы в электроэнергетических системах
[Разд. 35
34-34. Руководящие материалы по проектиро-
ванию электроснабжения сельского хозяйства.
Вып. 10 — М.: Сельэнергопроект, 1978.
34-35. Методические указания по технико-эко-
номическим расчетам при проектировании элект-
рических сетей сельскохозяйственного назначе-
ния. — М.: Сельэнергонроект, 1972.
34-36. Рекомендации по определению электри-
ческих нагрузок животноводческих комплексов. —
М.: Сельэнергопроект, 1976.
34-37. Методика определения электрических
нагрузок для расчета электрических сетей сель-
скохозяйственного назначения. — М.: Сельэнерго-
проект, 1971.
34-38. Указания по выбору средств регулиро-
вания напряжения и компенсации реактивной
мощности при проектировании сельскохозяйствен-
ных объектов и электрических сетей сельскохозяй-
ственного назначения.—М.: Сельэнергопроект.
1978.
34-39. Рекомендации по учету требований на-
дежности электроснабжения при проектирования
электрических сетей сельскохозяйственного назна-
чении.— М.: Сельэнергопроект, 1974.
34-40. Нормы технологического проектирова-
ния электрических сетей сельскохозяйственного
назначения. — М.: Сельэнергопроект, 1973.
34-41. Справочник по проектированию элект-
росетей в сельской местности/Под ред. П. А. Кат-
кова и В. И. Франгуляна. — М.: Энергия, 1980—
352 с.
Раздел 35
ПЕРЕХОДНЫЕ ПРОЦЕССЫ
В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
СОДЕРЖАНИЕ
35-1. Математическое описание переходных
процессов в электроэнергетических
системах..................................304
Основные положения (304). Мгновен-
ные значения параметров режима —
фазные и в оСях d, q (305). Уравне-
ния Парка—Горева для синхронной
машины в операторной форме (306).
Решение уравнений, описывающих
переходный процесс в системе (306).
Уравнения для вращающего момен-
та и мощности во время относитель-
ного движения ротора (306). Упро-
щенные уравнения Парка—Горева
для определения параметров при
переходных процессах (307)
35-2. Переходные электромеханические
процессы . . .' . . . 307
Классификация (307). Переходные
процессы при больших кратковремен-
ных возмущениях и малых измене-
ниях скорости (307). Режимы при
больших возмущениях и больших
изменениях скорости (расчеты асин-
хронного хода, ресинхронизации, ре-
зультирующей устойчивости) (310),
Режимы при малых возмущениях и
малых изменениях скорости (312)
35-3. Особые режимы электроэнергетичес-
ких систем.................................319
Основные положения (319). Холостой
ход электропередачи (установивший-
ся режим) (319). Синхронизация
(320). Несинхронное автоматическое
повторное включение (НАПВ) (321).
Асинхронный' ход генератора в сис-
теме. Условия успешной ресинхрони-
зации (321). Самовозбуждение син-
хронных машин (323). Самораскачн-
вание синхронных машин (324). Уста-
новившиеся несимметричные и иеси-
нусоидальиые режимы работы элект-
роэнергетических систем (325)
35-4. Меры по улучшению устойчивости и
качества переходных процессов
электроэнергетических систем . < 326
Основные мероприятия (326). Допол-
нительные мероприятия (326). Меро-
приятия режимного характера (327)
Принятые обозначения.......................327
Список литературы 327
35-1. МАТЕМАТИЧЕСКОЕ ОПИСАНИЕ
ПЕРЕХОДНЫХ ПРОЦЕССОВ
В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ
СИСТЕМАХ
Основные положения
Исследование электрических систем
требует общего математического описания
происходящих физических явлений, из ко-
торых выделяются отдельные практически
важные процессы с математическим описа-
нием, дающим возможность получить ин-
женерное решение задачи. Анализ ведется
с разными допущениями и соответственно
разной глубиной математического описания
в зависимости от сложности системы, точ-
ности исходной информации и целей кон-
кретной задачи. Основным показателем
инженерного искусства являетси выбор та-
кого математического описания н такой
точности выполняемых решений, которые
быЛн бы адекватны поставленной задаче.
Электрические системы по природе
своей нелинейны вследствие как зависимо-
сти их параметров (сопротивлений, пара-
метров намагничивания, коэффициенте»
усиления регуляторов) от параметров ре-
жима, так и связи режимных .параметров
между собой (например, £=ПГш*)-
§ 35-1]
Математическое описание переходных процессов
305
При рассмотрении переходных процес-
сов нелинейность параметров, как правило,
не учитывается, в противном случае необ-
ходимость учета особо оговаривается. Не-
линейность другого рода обычно принима-
ется во внимание.
Дифференциальные уравнения синхрон-
ных машин Парка — Горева (П. — Г.) да-
ют возможность проводить анализ электро-
магнитных и электромеханических переход-
ных процессов в электрических системах с
учетом наибольшего количества влияющих
факторов (изменения частоты вращения
ротора, апериодических составляющих то-
ков статора, периодических токов ротора,
активного сопротивления в цепи статора
генератора и др.).
Расчеты с применением уравнений
П. — Г. даже для относительно простых
систем довольно сложны, однако использо-
вание ЭВМ снимает многие вычислитель-
ные трудности и делает вполне возможным
математическое описание изучаемых явле-
ний.
Опустив те или иные члены в уравне-
ниях П. — Г., можно получить упрощенные
уравнения, применяющиеся: а) для расче-
тов токов коротких замыканий без учета
изменений скорости [35-3, 35-4]; б) для
расчетов устойчивости без учета апериоди-
ческих составляющих тока, статора и пе-
риодических тока ротора [35-1—35-3].
Уравнения П. — Г. связывают между
собой мгновенные значения токов, магнит-
ных потоков, напряжений в осях координат
(d, q), жестко связанных с ротором.
Мгновенные значения
параметров режима — фазные и в осях d, q
Эти значения определяют как проек-
ции на оси времени фаз а, Ь, с вектора то-
ка, вращающегося с угловой скоростью о.
Этот вектор тока (напряжения, ЭДС, по-
токосцепления) называют обобщенным.
Оси времени ta, tb, tc фаз а, Ь, с не-
подвижны и совпадают с осями обмоток
статора (рис. 35-1):
ia= I sin (о/ + а);
ib = / sin (со/ — 120° + а);
1С = /’sin (со/ — 240° + а),
где а — произвольный угол.
Проекции обобщенного вектора тока
на оси d, q, связанные с ротором, дают зна-
20—792
чения продольного и поперечного токов
(рис. 35-2):
id — I cos у;
iq = I sin у;
2
id = ~ [*a cos V+ ib cos (7 — 120°) +
О
-He cos (у — 240°)];
2
iq = ~ Ua s»n у -f- ib sin (y — 120°) -f-
О
+ ic- sin (y — 240°)].
Рис. 35*2. Положе-
ние обобщенного
тока 1 в прост-
ранстве и его про-
екции на продоль-
ную и поперечную
осн ротора.
При наличии токов нулевой последо-
вательности
io “ n (ia “Ь Чг 1с) •
о
Соотношения, аналогичные приведен-
• ным выше, справедливы для напряжений,
ЭДС и потокосцеплений.
Связь между мгновенными значениими
фазных величин и величин в продольной и
поперечной осях устанавливается на осно-
ве уравнений
ia = id cos y + iQ sin y;
ib = id cos (Y — 120°) + iq sin (y — 120°) +i0;
ic = id cos (y 4- 120°) + iq sin (y + 120°) +i4.
Угол у меняется во времени:
Y = <oo^ + 6; б = ч'Л'ц.
где — полное потокосцепление статора
в продольной оси; 4*4 — то же в попереч-
ной оси.
В случае симметричного режима систе-
мы токи нулевой последовательности отсут-
ствуют (i0=0) и выражения упрощаются.
Значения Vd и ¥, определяются из
выражений
d = G (р) U Xd (р) id', 'Vq — Xq (р) iq,
где G(p)—операторная проводимость ма-
шины; Ad(p) — операторное сопротивление
машины в продольной оси; Хд(р)—то же
в поперечной оси; UB — напряжение воз-
буждения машины.
Для машины без демпферных обмоток
и эквивалентных им контуров
„ , .______1 xafd .
(P)~Tdop+ 1 Rfd ’
306
Переходные процессы в электроэнергетических системах
[Разд. 35
Xd(P) =
xdTdoP+xd_
Tdo Р + 1
Xq (р) — Хд.
Если известна ЭДС Ед, то
4d =
Eq~Xdip) id~
= G(p) Eq~Xd(p)ia.
Для машины с демпферными обмотка-
ми в продольной и поперечной осях и
определяются теми же уравнениями,
при этом G(p), Хг1(р) и Xqip) можно най-
ти в [35-2 и др.].
d(P) D(p) ’ 9<Р) Р(р) ’
где £>i(p), Ds(p)—миноры определителя
системы; D (р) — главный определитель си-
стемы.
Характер переходного процесса в си-
стеме определяется знаком действительной
части корней определителя D(p). При
Re(pb..., рп) <0 переходный процесс за-
тухающий.
Если изменения напряжений Ud, Vq, UB
заданы, то
ldip) =
<h (Р)
Dip)
02 (р)
Dip)
Dq
(P)
Dip)
UB;
1
Tdo Р + 1
Уравнения Парка—Горева
для синхронной машины
в операторной форме
Уравнения П. — Г. при принятых на
рис. 35-3 направлениях осей:
Ed = — P^d — ^qPl— id г;
Uq^dP'l-p'Vq-iqr-,
По — P^Eq iq r0,
где
Ud = — U sin 6; Uq = U cos 6;
d (<a0 t + 6) , dg
— = co0 4- — .
at at
В системе относительных единиц <о0=
= 1, поэтому ру=1+рб.
Рис. зб-з.
Третье уравнение системы относится к
случаю несимметричного режима или не-
симметричной схемы.
Уравнения, приведенные выше, пол-
ностью описывают переходный процесс ма-
шины, работающей на шины нензмеиного
напряжения. Для анализа переходного про-
цесса в сложной системе уравнения состав-
ляются для каждого элемента (генерато-
ров, нагрузок, участков сети) и решаются
совместно.
Решение уравнений, описывающих
переходный процесс в системе
Решение системы уравнений П. — Г,
относительно токов или других величин,
рассматриваемых как неизвестные, прово-
дится в операторной форме (для изобра-
жений), например находятся значения то-
ков
, blip) ,, Mp)„ ,baip)
Токи как функции времени находят,
переходя от изображений к оригиналам,
что может быть сделано с помощью фор-
мулы разложения.
Уравнения для вращающего момента
и мощности во времн относительного
движения ротора
Момент электромагнитных сил, дейст-
вующих на ротор [35-5],
М = Md + Mq = id 'Eq - iqWd.
Мощность на шинах машины
uw г?
+ —^-АРСТ,
at
где б) = wo+dS/dt — скорость ротора;
Mio = М(0О+Md&jdt—электромагнитная мощ-
ность, передаваемая с ротора на ста-
тор;
^ст ... . dVrf , . d'Vq <PF0
dt ~la dt +iQ dt +2t0 dt
— дополнительная мощность, отвечающая
изменению электромагнитной энергии, за-
пасенной в индуктивности машины; Л-Рст ==
= + (р) г — потери в активном со-
противлении статора.
Вращающий момент, приложенный к
валу генератора, Ммех Должен уравновеши-
вать момент, связанный с электрической
мощностью, отдаваемой в сеть Рзл и рас-
ходуемой на потери в статоре АРгт, появ-
ление мощности dW-ijdt может вызвать
дополнительный вращающий момент, тор-
мозящий (при коротком замыкании) или
ускоряющий (при отключении его) ротор,
поэтому
d26 da
Т,----= 7, —= Af —
J d& J dt Mex
^эл Ч~ APCT dWCT/dt
<o0 -J- d6/dt
где Tj — постоянная инерции машины.
§ 35-2]
Переходные электромеханические процессы
307
Упрощенные уравнения Парка — Горева
для определения параметров
при переходных процессах
Отказываются от учета влияния:
1) апериодической составляющей тока
статора (трансформаторной ЭДС);
2) периодических токов ротора, свя-
занных с апериодическими составляющими
тока статора;
3) активного сопротивления- в цепи
статора.
В системе относительных единиц при
ы = (оо — 1 уравнения IL—Г. для- синхрон-
ной машины будут иметь вид:
При принятых предпосылках отдава-
емая мощность численно равна вращающе-
му моменту, поэтому для симметричного
режима или режима, условно приведенного
к симметричному,
Р=| М| = IdUd+IqUq.
Уравнение относительного движения
ротора
d26
Т ---- — Р ____Р
J ^2 мех э.т
На основе этих расчетных уравнений
(их иногда называют уравнениями Лонглея
или уравнениями Лебедева—Жданова)
[35-2] обычно ведутся проектные и эксплу-
атационные расчеты устойчивости. Они поз-
воляют для расчетов переходных процессов
пользоваться соотношениями, вытекающи-
ми из векторной диаграммы установившего-
ся режима [35-1].
35-2. ПЕРЕХОДНЫЕ
ЭЛЕКТРОМЕХАНИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ
Классификация
Переходные электромеханические про-
цессы условно могут быть разделены на
три основных вида:
переходные процессы при больших
кратковременных, возмущениях и малых
изменениях скорости (динамическая устой-
чивость системы, большие качания генера-
торов и др.);
переходные процессы при больших воз-
мущениях и больших изменениях скорости
(работа синхронной машины при асинхрон-
ном режиме, процессы ресинхронизации
после нарушения устойчивости, самосинхро-
низации генераторов, автоматическое по-
вторное включение, асинхронный пуск дви-
гателей н пр.);
переходные процессы при малых воз-
мущениях и малых изменениях скорости
(статическая устойчивость электрических
систем, выбор способов автоматического
регулирования возбуждения генераторов,
обеспечивающих устойчивую работу систе-
мы).
20*
Переходные процессы при больших
кратковременных возмущениях
и малых изменениях скорости
Допущения. Считают, что процессы
протекают прн изменениях частоты враще-
ния роторов синхронных машин ие более
чем на 2—3%.
Предполагают мгновенное изменение
активной электрической мощности, прене-
брегая апериодической составляющей тока
статора и дополнительными потерями в ста-
ли или учитывая их приближенно дополни-
тельным тормозящим моментом, приложен-
ным к ротору генератора. Этот момент за-
висит от вида и места возмущения. Таким
образом, резкие изменения режима системы
в ее расчетной модели отражаются изме-
нениями ЭДС и проводимостей между ге-
нераторами системы, работающими синх-
ронно.
Изменения сопротивлений генераторов и
трансформаторов, обусловленные насыщени-
ем стали, не учитываются или учитываются
приближенно уменьшением замещающего
сопротивления xdHac ~ (0,6-5-0,9) xd.
Расчеты несимметричных режимов при
помощи комплексной схемы замещения сво-
дят к симметричным, предполагая, что из-
менение движения ротора вызвано момен-
тами, создаваемыми токами прямой после-
довательности.
Простейшие расчеты ведут, исходя из
неизменности ЭДС Eq, предполагая, в ря-
де случаев ее равной ЭДС Е', приложенной
за сопротивлением xd.
Целью расчетов рассматриваемых режи-
мов является определение характера измене-
ния во времени угла 6 расхождения векто-
ров ЭДС генераторов, токов, напряжений,
частоты и др.
Основное уравнение движения ротора.
При малых изменениях частоты вращения с
небольшой погрешностью (1—1,5%) можно
принимать Р»к;М„. Основное уравнение
движения ротора в относительных единицах
ЬР,
а = — = 314-=А
dP- Tj
где а — угловое электрическое ускорение,
рад/с2; ЬР, = Рй*—Pm, sin б — избыточная
мощность; Tj — постоянная инерции агре-
гата, с.
Исследование относительного движения
ротора с помощью способа площадей. Спо-
соб площадей позволяет определить размах
колебаний ротора прн отклонениях его от
положения равновесия н найти тот предель-
ный угол отключения аварийного участка
системы, при котором устойчивая работа
может быть сохранена. Предельный угол
отключения, найденный из условия равенст-
ва площадок ускорения и торможения в
схеме «станция—шины» (рис. 35-4), опре-
деляется выражением, пригодным при лго-
308
Перёходные процессы в электроэнергетических системах
[Разд. 35
Рис. 35-4. Характеристики мощности.
I — нормального режима; II — послеаварийного
режима; III — аварийного режима.
, бых видах коротких замыканий:
cos £др,откл —
_ Р0* (бкр — бо) + c0s fiKp—СО5 Др
~ р” _plll ’
m* rm*
где Р^{. и — максимальные значения
мощностей, определенные соответственно
по характеристикам послеаварийного и
аварийного режимов; бкр — критический
угол (электрический), рад. При определе-
нии бпр, откл трехфазного КЗ вблизи шин
Рш=0
m
Способ площадей может быть приме-
нен: для исследования системы, состоящей
из двух станций, работающих параллельно
на общие нагрузки; для определения мощ-
ности нагрузки, которую необходимо отклю-
чить, чтобы обеспечить устойчивость парал-
лельной работы при отключении части ге-
нераторов в системе;. для анализа эффек-
тивности форсирования возбуждения н
регулирования мощности турбин с целью
улучшения динамической устойчивости
и т. д. [35-1J.
Для многомашинных систем этот метод
неприменим.
Решение дифференциального уравнения
относительного движения. Способ площадей
не дает возможности получить зависимость
изменения угла во времени. Для определе-
ния ее необходимо решить основное диф-
ференциальное уравнение движения рото-
ра, т. е. найти б = f(t). Аналитическое вы-
ражение зависимости б = f(t) путем
интегрирования уравнения движения мож-
но получить только в некоторых частных
случаях нли при упрощающих допущениях.
Так, в схеме «станция—шины», проинтегри-
ровав уравнение движения, получим:
1) при Р”1 =0 — трехфазное КЗ у
шин генератора или отключение всех гене-
раторов от сети:
t==
V 18 000Ро* 1
2) при Ро = 0 — исчезновение момента
сопротивления у синхронного двигателя,
подключенного к сети:
Т~ 18000 sin 6;
t = 1 /----—------In tg 0,25 6.
V 18 000 Pm*
Общим методом решения дифференци-
ального уравнения относительного движе-
ния ротора является метод численного ин-
тегрирования прн его простейшей модифи-
кации, именуемый методом последователь-
ных интервалов. Для более точных расче-
тов применяют метод Рунге—Кутта или ме-
тод Штермера, предусматривающие поправ-
ки на устранение погрешностей. Методы
численного интегрирования в математике хо-
рошо разработаны, поэтому при использо-
вании цифровой ЭВМ может быть обеспе-
чено решение уравнений с большой точно-
стью.
Прн решении задачи методом последо-
вательных интервалов весь процесс измене-
ния угла во времени разбивают на интер-
валы At, предполагая, что в течение каж-
дого интервала АР остается неизменным.
Выражения для приращения утла в пер-
вом и последующих интервалах [35-2]:
A6f = А-0,5 АР0;
Аба = A6j4“ &АР*;
Абп = + к&Рп_г.
Здесь k— 18 000 IxP/Ti, где время At
и постоянная Tj выражены в секундах, а
электрический угол Аб — в градусах.
По приращениям угла во времени
строится зависимость 6 = f(t). Значение
At принимается обычно равным 0,02—0,1 с.
Если на каком-то интервале п режим
изменяется скачком (отключается повреж-
денная линия или часть генераторов), т. е.
избыток мощности, составляющий АРп-ь
внезапно становится равным APn_i, то
приращение угла в этом интервале
Абп = A6„_! + 0,5 fe (AP„_j +
Формально изменение режима отража-
ется здесь изменением собственных и вза-
имных проводимостей, по новым значениям
которых определяется APn_j.
Этот общий метод решения уравнений
применим для систем любой сложности.
Использование типовых кривых для оп-
ределения зависимости б — f(t). Уравнение
относительного движения ротора можно
представить в обобщенном виде
d26 .
где
, 1 / Ртп» Г, РО* „ ,
Т = t I/ -Тр - И Р* = —— = const.
v Pm»
§ 35-2]
Переходные электромеханические процессы
309
Уравнение содержит три обобщенных
параметра: б, т, Р.. По этому уравнению
можно построить типовые универсальные
зависимости 6 =•f(t) при заданных бо и Р,.
Эти зависимости приводятся в [35-1 и
35-5]. Прн известных предельном угле от-
ключения и Р, по типовым зависимостям
определяют предельное время отключения
в условных единицах т, отвечающее ему
время в секундах будет:
t = t ]fTj/31AP™.
Применение метода последовательных
интервалов при учете электромагнитных пе-
реходных процессов. В этом случае Р =
=/(б, Ee=<p(Efl, 6, /), поэтому в
каждом интервале к дифференциальному
уравнению движения ротора генератора до-
бавляются соотношения [35-2]:
а) между ЭДС Ед, ЭДС Ед и смеще-
нием векторов этих ЭДС
Е q УУу2 coS (Д «12)
’ ’ — Уп (xd~xd) cos «п
это уравнение справедливо для любого мо-
мента времени;
б) между изменениями ЭДС Eq и ско-
ростью изменения ЭДС Ед
ЕЕ
Eqe Ед — EEg ~ Т do >
где Eqe — вынужденная ЭДС, пропорцио-
нальная напряжению возбудителя [прини-
мается среднее значение за интервал вре-
мени (ДО].
Расчет переходного процесса для не-
явнополюсной машины проводится в сле-
дующем порядке:
1) В исходном режиме определяют
значения мощности Ро, угла бо, переходной
ЭДС EqQ, ЭДС Ед^ и соответствующее ей
напряжение возбудителя Пв.
*2) Определяют собственные и взаим-
ные проводимости аварийного и послеава-
рийного режимов, причем генераторы в
схему замещения вводятся синхронным со-
противлением.
3) По характеристикам регуляторов и
возбудителей строят зависимости измене-
ния во времени напряжения на выводах
возбудителя 1/в и соответствующие значе-
ния ЭДС стационарного режима Еде (раз-
личаются масштабами).
4) Определяют ЭДС Ед в первый мо-
мент нарушения режима работы Ejioi, при
этом значения Ед и б принимают такие же,
что и в исходном1 (нормальном) режиме
(е;=Е^; б=б0):
£<rt<>3
£go ^12 (x<j cos (fy) «12)
1— Vll (xd~ x'dJ cos«ll
5) Находят изменение переходной ЭДС
в течение первого расчетного интервала:
АР' ^[0] А/
АЕп, = ——---------At,
91 TdB
где Eqei — среднее значение Еде в данном
интервале времени.
,6) Определяют Ед в конце данного и
начале следующего интервалов:
Eql — Eq0 EEql •
7) Определяют активную мощность
генератора в начале данного интервала:
ро= ЕЪ Уи sin «и + Eq0 иУп sin (6o-“ia) •
8) Вычисляют небаланс между меха-
нической и электрической мощностями ге-
нератора ЕР0.
9) Определяют приращение угла в каж-
дом расчетном интервале (выражения при-
ведены выше).
10) Находят угол в начале следующе-
го интервала:
6п^6п-1 +Дбп-1-
Расчет каждого последующего интер-
вал» выполняют по значениям параметров
режима предыдущего интервала. При за-
данном (принятом) времени отключения
поврежденного элемента расчет ведется до
тех пор, пока не будет ясен характер из-
менения угла во времени (затухающий, на-
растающий).
Машины с явно выраженными полю-
сами в таких расчетах заменяются фиктив-
ной машиной, у которой ха = а ЭДС
Ед равна:
е; - uyi2 —xd) c°s (б - «и)
! —(^-M«/11COS«11
Последовательность выполнения рас-
чета остается прежней.
Расчет переходного процесса в слож-
ной системе. Все генераторы станций систе-
мы замещаются ЭДС Ед и сопротивлением
Хд (см. выше). Механическая мощность
турбин обычно принимается постоянной.
Каждая нагрузка системы в простейших
расчетах представляется постоянным пол-
ным сопротивлением ZHarp. Для нормаль-
ного, аварийного н послеаварийного режи-
мов находят собственные и взаимные про-
водимости. Временем отключения повреж-
дения задаются.
Значения ЭДС Ее; Ед в начале любого
интервала зависят от ЭДС Ед и углов
между роторами машин.
Связь между ЭДС Ед и расчетной
ЭДС Eq (или Ее для явнополюсных машин)
с параметрами системы устанавливается
310
Переходные процессы в электроэнергетических системах
[Разд. 35
уравнениями вида
А = а11 ^Q1 "Ь a12 ^Q2 +’ • ’+ alm ^Qm>
АщЕдт — aml^Ql~yam2^Q2 +* ’amn^Qm‘
При любом резком изменении режима
ЭДС, отвечающие результирующему пото-
косцеплению ротора, остаются прежними, в
то время как ЭДС Eq и Eq изменяются.
Любое нарушение режима сводят к
мгновенному изменению параметров систе-
мы, что отражается изменением коэффици-
ентов а и А. После подстановки в эти
уравнения значений ЭДС (со-
ответствуют исходному режиму) и коэффи-
циентов а и А, отвечающих аварийному
режиму, решают систему уравнений, опреде-
ляя значения ЭДС Eq всех т машин систе-
мы. Система из т уравнений с т неизвест-
ными решается для каждого интервала,
при этом значения ЭДС Eq и коэффициен-
ты принимаются по результатам расчетов
предыдущего интервала.
Методика подобного рода расчетов,
равно как и уточненных расчетов движе-
ния ротора, подробно изложена и иллюстри-
рована примерами в [35-2, 35-5].
Характеристика программ расчета ди-
намической устойчивости на ЭВМ. В на-
стоящее время рядом организаций разрабо-
таны программы расчета динамической ус-
тойчивости иа ЭВМ с целью их широкого
внедрения на практике.
Особенностью создания таких про-
грамм является необходимость сочетания
результатов расчета доаварийного устано-
вившегося режима с расчетами собственно
динамической устойчивости. Для этих це-
лей должны разрабатываться специальные
программы стыковки, позволяющие автома-
тически (без дополнительной подготовки)
вводить в машину исходную информацию
о параметрах предшествующего режима в
целесообразной форме, которая может от-
личаться от формы, полученной в резуль-
тате расчета доаварийного режима.
При создании программ принимается та
или иная идеализация системы (имеются
программы расчета при условии постоян-
ства ЭДС машин Eq по уравнениям Лебе-
дева—Жданова и по уравнениям Парка—
Горева). В программах реализуется учет
АРВ генераторов. Нагрузка учитывается
динамическими или статическими характе-
ристиками. В заданные моменты времени
программами могут учитываться действия
противоаварийной автоматики и релейной
защиты, отключение части генераторов или
части нагрузки в заданных узлах, АПВ на
линиях электропередачи.
В основе расчета лежит решение ал-
гебраических и дифференциальных уравне-
ний. Расчет динамической устойчивости для
больших энергосистем требует значитель-
ного времени. Общее время расчета скла-
дывается из времени интегрирования диф-
ференциальных уравнений синхронных н
асинхронных машин прн постоянстве (в те-
чение интервала) напряжения на нх ши-
нах и времени расчета установившегося ре-
жима в этом интервале. Результатом рас-
чета установившегося режима являются
новые значения напряжения узловых точек
системы, что используется в качестве исход-
ных данных на следующем расчетном ин-
тервале. Вторая составляющая общего
времени на расчет интервала значительно
больше первой, поэтому наибольшие резуль-
таты может дать экономия времени, свя-
занного с вычислением параметров устано-
вившегося режима. В связи с тем, что ус-
тановившийся режим рассчитывается ите-
рационным способом, наибольших резуль-
татов можно ожидать от приемов, обеспе-
чивающих уточнение исходного приближе-
ния. Основным результатом расчета дина-
мической устойчивости является зависи-
мость изменения углов ротора синхронных
машин от времени. При расчетах систем
со многими степенями свободы важна на-
глядность полученных результатов, поэтому
общая программа расчета должна содер-
жать подпрограмму, с помощью которой
результаты счета могут быть получены в
виде графических зависимостей.
Режимы прн больших возмущениях
и больших изменениях скорости
(расчеты асинхронного хода,
ресинхронизации, результирующей
устойчивости)
Для асинхронного режима характерно
периодическое изменение вектора ЭДС хо-
тя бы одной станции системы на угол,
больший 360°, вследствие того что роторы
генераторов вращаются со скоростью со, от-
личной от синхронной ((Во). При этом
синхровная машина одновременно с син-
хронным развивает н асинхронный мо-
мент, а ее параметры, зависящие от сколь-
жения, приобретают новые значения {Е&
и хш =ых/ы0). В этих условиях ток, цир-
кулирующий в элементах системы, имеет
слагающие двух частот: ь> н ш0- Асинхрон-
ные двигатели нагрузки, реагируя на изме-
нение частоты н напряжения, будут изме-
нять свои мощность и скорость. При зна-
чительных отклонениях частоты в системе
индуктивные и емкостные сопротивления
трансформаторов, линий и других непод-
вижных элементов будут также претерпе-
вать изменения. Следовательно, расчет
асинхронных режимов систем, строго гово-
ря, должен выполняться в условиях, когда
ряд элементов учитывается специфически-
ми для них параметрами и характеристи-
ками.
Так, отдаваемая синхронными маши-
нами мощность в генераторном режиме и
получаемая в двигательном режиме зависят
не только от угла, но и от скорости его из-
менения. В этом случае упрощенно можно
§ 35-2]
Переходные электромеханические процессы
311
предположить, что мощность Р и электро-
магнитный момент М будут иметь состав-
ляющие — синхронную и асинхронную, т. е.
Р ~ Ра 4" ^ас • Л4 = Л1с"Ь Мас,
при этом
Мс = - ; Л1ас = Рас-
1 — S
Синхронная мощность определяется
согласно [35-5].
Асинхронная мощность
U2 ( xd — x'd sTd
>ас~2 Г Wd i + (O2
14-
Значения arctg 1/sT находятся между
О и 180°. Среднее значение асинхронной
мощности
Рас
U2
— 2 S
xd~xd Td [
14- «)2
' " " ст,"
xd~xd Td TQ
xdxd i+(st;)2 xqxg 1+Ю2
Полная реактивная мощность (синхрон-
ная, асинхронная и намагничивания)
<2=<2с4А 4- <2ао= — - cos (60-s/) -
X cos (260 — 2st — arctg —-
X cos
26e — 2s£ — arctg
Приведенные выражения справедливы
при связи генератора с шинами неизменно-
го напряжения через сопротивления хс, ко-
торое введено в сопротивления xd, xd, xq
и др. Их можно применять для приближен-
ных расчетов, когда система представлена
эквивалентным генератором с ЭДС £э и
сопротивлениями xd3, xd3, xq3.
При определении допустимости в систе-
ме режима, связанного с асинхронным хо-
дом, проверяют:
1) для машин, работающих асинхрон-
но, — механические усилия, которые они
будут испытывать, допустимую длитель-
ность по нагреву ротора и статора при мак-
симально возможном скольжении;
2) характер асинхронного хода после
нарушения синхронизма (устойчивый, не-
устойчивый, перемежающийся синхронно-
асинхронный) и условия синхронизации;
3) допустимость асинхронного хода по
условиям режима части системы, сохранив-
шей нормальную синхронную работу. Для
этого в ней определяют: распределение
мощностей, напряжение н контрольных уз-
ловых точках; возможность появления ла-
вины напряжения при его глубоких посад-
ках; изменение частоты; возможность не-
правильного действия релейной защиты и
системной автоматики.
Основная цель всех расчетов — оценка
возможного скольжения машины, работаю-
щей асинхронно, и общей длительности
асинхронного хода и больших качаний.
Особенности и порядок расчета резуль-
тирующей устойчивости. Математическое
описание процессов может быть основано
ва использовании либо дифференциальных
уравнений, связывающих мгновенные зна-
чения переменных (уравнения П.—Г.), ли-
бо дифференциальных н алгебраических
уравнений, рассматривающих огибающие
мгновенных значений переменных. В каж-
дом из этих случаев параметры расчетной
схемы могут приниматься постоянными или
переменными, зависящими от частоты.
Первый этап решения системы уравне-
ний, описывающей процесс с той или иной
степенью идеализации, заключается в опре-
делении потокораспределения (токораспре-
деления) и скольжения генераторов, рабо-
тающих асинхронно, проводимого в пред-
положении заданного напряжения (по
действующему значению и частоте) в од-
ной из точек системы. На втором этапе вы-
312
Переходные процессы в электроэнергетических системах
[Разд. 35
являют возможность ресинхронизации ча-
сти системы, работающей асинхронно. Оба
этапа расчета ведутся методом последова-
тельных приближений. Расчеты результи-
рующей устойчивости сложны, поэтому тре-
буют применения цифровых ЭВМ.
Режимы при малых возмущениях
и малых изменениях скорости
Поведение электрической системы прн
небольших отклонениях от ее установивше-
гося режима изучается для оценки нор-
мального режима (статическая устойчи-
вость, выбор наилучшего способа автома-
тического регулирования возбуждения, ре-
гулирования турбин и т. д.). При этом
сложность систем может оцениваться в за-
висимости от степени идеализации (консер-
вативная, позиционная система, диссипа-
тивная система), конфигурации (сложность
сети, число учитываемых генераторов) и
способа учета нагрузок.
Консервативные позиционные систе-
мы — такие, в которых мощность (момент)
генераторов зависит только от взаимного
положения их роторов. Идеализация здесь
состоит в том, что любые возмущения при-
водят к незатухающим колебаниям в систе-
ме. Все регулирующие устройства в этих
системах учитываются упрощенно [35-1].
Рассмотрение диссипативной системы пред-
полагает зависимость мощностей (момен-
тов) генераторов как от взаимного поло-
жения, так н от скорости нзменення их по-
ложения и других электрических и меха-
нических параметров, обусловленных ди-
намикой регулирования.
Различают простейшие, простые и
сложные позиционные консервативные си-
стемы и сложные диссипативные системы
[35-1].
Анализ простейшей нерегулируемой си-
стемы [35-1, 35-2 н 35-5]. Работа простей-
шей системы, состоящей из станции, свя-
занной линией электропередачи (или сетью,
содержащей нагрузки, представленные по-
стоянными сопротивлениями) с шинами
неизменного напряжения при малых откло-
нениях, характеризуется уравнением
TjP2 А6 + с, А6 = О,
где c^dP/dd,— производная от мощности
по углу, определенная по характеристике
Р = [(6) прн Eq = const.
Корин характеристического уравнения
Р1,2 = ± У—Ci/Tj
При положительном ct (рис. 35-5) оба
корня мнимые, что указывает на появление
незатухающих колебаний:
А6 = Лх e,vt + Л2 е~/т< = Л sin (yf-J-ф),
где _____
у = ]/' cilTJ ; Л = V"Л| + Л|;
ф = arctg— .
Al
При отрицательном С\ оба корня веще-
ственны, один из них положителен, что ука-
зывает на неустойчивость системы.
Рис. 35-5. Характеристика мощности простейшей
системы.
При учете демпферного момента, ха-
рактеризуемого коэффициентом Рл, уравне-
ние движения имеет вид:
Tj р? А6 + Pd рАв + схА6 = 0.
Анализ корней характеристического
уравнения показывает, что условия устой-
чивости здесь те же, что н в предыдущем
случае [35-1, 35-2, 35-5].
Анализ нерегулируемой системы (рис.
35-6) из двух станций (простая консерва-
0.----
РтнАтн Ргн,Чги Pg ,3г
Рис. 35-6. Схема системы с двумя станциями.
тивная или простейшая диссипативная).
Дифференциальное уравнение системы
[35-1, 35-2 и 35-5]
Р2 А612 + (ct — -7- сЛ A6i2 = 0,
\J л 1J4 /
где С], с2 находятся дифференцированием
выражения для мощности первой и второй
станций по углу 6]2.
Корни характеристического уравнения
дают возможность установить, что устойчи-
вость не нарушается при положительном
значении относительного ускорения а.
При учете нагрузки статическими ха-
рактеристиками мощности Рь Qi, Pin, Qib
находят из выражений [35-2]
§ 35-2]
Переходные электромеханические процессы
313
pi = Е1 Уцsin “и+Е^У1П sin (6i - “1н);
Q1 = Е2 уп cos an - Et Uy1B cos (6Х - oQ;
Р1Н = — U2 уЯ'Я sin ан и + UylK X
X sin (61 Ч~
Q1H " U- Ун,нcos ®н,в“Ь EjUt)ia X
X cos(6i + aiH),
где U — напряжение в точке включения на-
грузки; уи, У1н, уп.н — собственные и вза-
имные проводимости ветвей источника и на-
грузки.
Уравнения второй станции можно по-
лучить, заменив в первых двух уравнениях
индекс 1 иа индекс 2.
Для определения с{ и с2 пользуются
выражениями
_ dPi _ 6Pi dSi , dpi .
Ci ~ d6i2 “ d6i d6i2 + dU d6i2 ’
_ dP2 _ дР2 dB2 дР2 dU
C* ~ d612 “ d82 d612 + dU d812 ‘
Частные производные dPJddi, dPJdU,
dPz/ddz, dP2fdU находятся дифференциро-
ванием уравнений для мощностей после
подстановки в них численных значений:
др2н „ 60гн д
d6t _ дд2 Q~ д62 р
<Й12 Ар Bq Bp Aq
dQ2B Л дР2Н
dU д6а Ар 66а
d6i2 Ар eq — Вр Aq
где
. ___др1н . дР 2д
Ар~ d8t + аеа ;
R ___ dpiH дР2я____дРя .
р~ dU + dU dU ’
, __ dQjs , dQ2H
Q~ д&1 + aea 3
д ___ 6QjB , dQ2H , dQjg
Q ~ dU dU + dU ’
дР н dQH
причем и принимаются no
статическим характеристикам нагрузок для
данного U. Производная d62/d6I2 определя-
ется из уравнения
dfiia d6X2 d6x2
Подстановка производных d6i/d6i2,
d62/d6i2, dU/dd^ в выражения для ct и с2
позволяет вычислить нх и найти относи-
тельное ускорение a2i-
Анализ сложных нерегулируемых си-
стем (сложные позиционные, консерватив-
ные системы) [35-1, 35-2]. В системах, со-
держащих произвольное число станций и
нагрузок, мощность каждой станции зави-
сит от взаимных углов между ЭДС данной
ставции н ЭДС всех остальных станций.
Число независимых относительных углов,
через которые могут быть выражены
остальные относительные утлы, на единицу
меньше числа станций. Изменение мощно-
стей машин и нагрузок можно представить
в виде функций относительных углов:
Api ~ f (^i2i 61з» • • • » 61д, ... , 61л);
Арп -- f (612, 613, .... 61Д.6щ).
Уравнения движения роторов;
7ЛР261 = -А^;
^пР26п = “АРп-
Приращение мощности какой-либо
станции k
л n dph ь к , dpk ,
АДд—А612+~т +•••
5612 дд^3
, dPh * с , г дРЬ . «,
---ь А61Д -J---ь —— А61д.
Система уравнений, определяющая из-
менения относительных углов A6i2, A6i3, ...,
Абц..Д61п,
Р2 А612 а}| А612 + а}| А613 +• • •
—+“щА61П = 0;
“1" д612 + aj" А613 Ч--f-p2A6ln-f-
+ “щА61п = 0.
Здесь а находятся из выражений
~12 1 dPj 1 dP2
“12- 6612 rj2 66128
-.12 1 dPj 1 dP2
“1з = Tj 6613 TJ2 66is ’
Верхний индекс указывает, какие при-
ращения мощности входят в разность, ниж-
ний— по какому углу берутся производ-
ные. Об устойчивости системы судят по ха-
рактеру изменения относительных углов
Д612, Д613.. Д6„. Изменение абсолютных
углов 6], 62, ..., 6„ не характеризует устой-
чивость системы, так как нарастание их мо-
жет происходить и в устойчивой системе.
Значение любых относительных углов
находят через частные определители О12(р),
О1з(р), ..., Ощ(р) и главный определитель
системы:
А612 —
Pj2 (Р)
В(р) :
Аби —
Dis (Р)
В(Р)
314
Переходные процессы в электроэнергетических системах
[Разд. 35
Дбщ =
Din (р)
D(p) ‘
ний может быть сведена к трем уравнени-
ям с неизвестными Дб, ДЕ^ н Д(7Г:
Главный определитель системы
D(p)== (p2+^J а12 ” ’ а12 п
—-V»
Раскрыв определитель, получают ха-
рактеристическое уравнение вида
Р21"-1* + а2р2(п~2) + «4р2(п~3) + • • •
---l'a2(n-2) Р2+ °2(п—1) = °'
Исследование характера корней этого
уравнения любым известным способом по-
зволяет установить устойчивость системы;
если она неустойчива, то каков характер
нарушения устойчивости (апериодический
или колебательный).
Анализ систем, имеющих автоматиче-
ское регулирование. Исследование регули-
руемой системы имеет два аспекта: анализ
и синтез. Решение задачи анализа предпо-
лагает проверку устойчивости системы, вы-
явление вида переходного процесса и опре-
деление его качества при известных пара-
метрах регулирующих устройств и системы.
Задачи синтеза сводятся к определению
вида регулятора (структурной схемы систе-
мы регулирования) и его параметров, исхо-
дя из требований к устойчивости и качест-
ву переходного процесса регулируемой си-
стемы.
На примере простой системы (стан-
ция — шины неизменного напряжения) рас-
смотрим основные физические представле-
ния, не выделяя задач анализа и синтеза.
Генераторы без демпферных обмоток снаб-
жены автоматическим регулятором возбуж-
дения (АРВ) без запаздывания (Гр=0).
При наличии регулятора, реагирующего на
отклонение напряжения (коэффициент уси-
ления Кои), имеем уравнения
т,р2дб + др = 0; де9 = ?(Р)де;+
+ у(р) ДС7Г,
причем bEqe = - KGU ДС7Г; ДЕГ =
Kou^-dEq/dUr, а
6Р£ дРЕ
&Р = &EQ + —Д6=61 ДЕв+сх Дб;
О t-Q ОО
дР . дР „
Eg , EQ
Дб^Д^+^Дб;
ЗР дРи
ДР = ~an~ + -Z7- Дб = ь3 ДЕГ+Сз Дб.
о(Ур оо
Входящие в эти уравнения коэффици-
енты Ь и с, выражения для которых приве-
дены в [35-1], зависят от режима.
Система уравнений путем преобразова-
(Tj^ + q) Дб+М(Р)ДЕ; +
+ *iY(p) ADP = O;
(ЪР2 + q) Дб + Ь2 ДЕ;+ 0 = 0;
(Ъ Р? + с3) Дб + 0 + ь3 ДЦ, = 0.
Определитель системы
D(p) =
Tjp^+с^йр)
TjP^CSb2
TjP2 + cs°
6i?(p)
О
Раскрыв выражение D(p) и приравняв
его к нулю, получим:
D (р) = о0 Р4 + «г р3 + (о2 + Да2) р? +
+ о3 р + (а4 + Да4) = О,
где
°0 — ?е Td Tj'’ а1 = TJ (Td + Те);
°2 = EJ + ?d Ее с2 > «3 = T'd с2 + С1!
о4 = ct.
Через До обозначены составляющие ко-
эффициентов, зависящие от действия регу-
лятора:
bi
°3
. _ „ Ь±
сз ь ;
°3
До0, Доь Да3 равны нулю.
Анализ устойчивости, выполненный по
способу Гурвица [35-1, 35-5], дает возмож-
ность установить неравенства, при выпол-
нении которых обеспечивается статическая
устойчивость системы:
1) с2>0;
2) EOVmtn ~
Ъ3
bi
3) KWmax~
, Г 7^
Са—Cj b3 J д ‘ е
с3—с2 bi Т j
1 + сз~с1.
Td Сз —Са
Анализ простых систем, имеющих силь-
ное регулирование. Регулятор сильного
действия реагирует не только на отклоне-
ния режимных параметров, но и на первую
и вторую их производные р/, р2/, рб, р2б,
pU, p3U, при этом генератор (или станция,
замещенная эквивалентным генератором)
может работать при неизменном или даже
увеличивающемся с нагрузкой напряжении
на зажимах генератора или в начале линии.
§ 35-2]
Переходные электромеханические процессы
315
Напряжения выхода измерительного и диф-
ференцирующих элементов (еи, еь е2) сум-
мируются в сумматоре:
е = еп + ej 4- е2
и подводятся к обмотке возбуждения воз-
будителя (рис. 35-7).
Математический анализ современных
систем сильного регулирования довольно
громоздкий. Соотношение, отражающее
Рис. 35-7. Структурная схема автоматического
регулятора возбуждения сильного действия.
ИЗМ — измерительный элемент (постоянная вре-
мени 7'и); ИСП — исполнительный элемент (посто-
янная времени Т е)\ ДЭ — дифференцирующий
элемент (постоянная времени Л); ДДЭ — двойной
дифференцирующий элемент (постоянная време-
ни Т?); У — усилительный элемент (постоянная
времени Гу); ОС — обратная связь; Ко, Кь Кг —
коэффициенты усиления.
связь между отклонением напряжения ДС/Г
и сигналом ДС/, который дает регулятор,
может быть записано в виде
К„„(-М)г) КШР(~ ЛЦ.)
1+т—+” 1 + ЛР +
Kwp* *(-Wr)
1+Т*р
После преобразований получаем:
^(1+^щР+К11[7Р2)(-АПг)
qe (1+ТуР)(У+ТаР)(У+Тер) ’
где Ти « w Ta; Kw = KWIKOU\ Кци =
= к2и/кои.
Уравнения первого приближения (ли-
неаризованные) регулируемой при помощи
сильного АРВ электрической системы, вы-
раженные в операторной форме,
Т,р2Д5 + ДР = 0;
Td0 P^Eq + Д£<7 = EEqe>
KF _ Ае
*е~7еР + 1:
ДР = Ьг KEQ 4- Ц Д6;
ДР = Ь2 ЬЕц 4- с2 Д6;
ДР = fc3 Д<7Р 4" с8 Д6.
Входящая в уравнения величина Де за-
висит от того, по какому параметру ведет-
ся регулирование [35-1].
Постоянную времени измерительного
элемента практически можно принять рав-
ной нулю.
При любом способе регулирования Де
может быть выражена таким образом, что
отклонение угла всегда можно найти в виде
E8 = D1 (p)/D(p).
Характеристическое уравнение системы
D(p)=0
(ао + кпи ^2) Р1 + (Й1 + д«2)₽3 +
4- (й2 4- Да2 4- Кпи Да4) р? 4-
+ (°3 + Е1и ^4) Р + а4 + Дс4 = °’
где ао, ah а2, а3, а, — слагаемые коэффици-
ентов характеристического уравнения, за-
висящие от параметров системы и ее режи-
ма, а Да2, Ла4 — слагаемые этих коэффици-
ентов, зависящие от параметров регулято-
ра и параметров системы.
Анализ характеристического уравнения.
Целью этого анализа является установле-
ние коэффициентов усиления регулятора по
отклонению Ко первой Ki и второй Кг про-
изводных режимных параметров (одного
или нескольких), которые обеспечивали бы
достаточно хорошее поддержание напряже-
ния на выводах генератора или в начале
передачи (в зависимости от условий работы
системы) и в достаточной мере расширили
бы область устойчивости работы (прн не-
обходимости до предела по линии).
Анализ обычно содержит три этапа:
а) рассмотрение зависимостей коэффици-
ентов Со, сь с2, а3, а4 от режима системы,
выяснение характера аналогичных зависи-
мостей для добавок Дс2, Дс4 и проверка
полученных результатов по необходимым
критериям сохранения устойчивости (оди-
наковость знаков всех коэффициентов ха-
рактеристического уравнения), которая да-
ет возможность сделать вывод о введении
добавок к тем или иным коэффициентам и
наметить целесообразный способ регулиро-
вания возбуждения; б) выбор коэффициен-
та усиления Ко по отклонению регулируе-
мого параметра (обеспечивает поддержание
напряжения в соответствующей точке с за-
данной степенью точности); в) выбор коэф-
фициентов усиления по производным Ki и К2
(изменяют размеры области устойчивости).
При анализе обычно применяется спо-
соб D-разбиения по двум параметрам и по-
строение областей устойчивости в плоско-
сти настроечных параметров K2—f(K\).
Возможно также применение любых других
способов анализа корней характеристиче-
ского уравнения [35-1].
Исследование статической устойчивости
сложной многомашинной системы с обыч-
ным или сильным регулированием возбуж-
дения. Уравнения малых колебаний записы-
вают для каждой эквивалентной машины,
представляющей станцию сложной системы.
316
Переходные процессы в электроэнергетических системах
[Разд. 35
Приращения мощностей выражают через
частные производные и, составляя уравне-
ния регулятора системы возбуждения, свя-
зывают отклонения параметра, по которо-
му происходит регулирование, с изменени-
ем тока возбуждения. При этом сложную
регулируемую электрическую систему мож-
но условно представить в виде простых
элементов, соединенных между собой:
а) генератор, непосредственно включенный
на узловую точку; б) генератор, включен-
ный на узловую точку через линии, и в) две
узловые точки системы, соединенные лини-
ей передачи [35-1].
Целью исследования сложной регу-
лируемой системы обычно является не толь-
ко проверка устойчивости в том или ином
режиме, но и выбор способов регулирова-
ния, обеспечивающих наиболее устойчивую
(с большим коэффициентом запаса) пере-
дачу предельной мощности по линиям без
перестройки АРВ, при различных измене-
ниях в схеме (изменение числа генерато-
ров и компенсаторов, включение и отклю-
чение нагрузок и т. д.).
Исследование в конечном счете сво-
дится к рассмотрению системы уравнений,
описывающих режим при малых отклоне-
ниях. После преобразований, как и в слу-
чае простейшей системы, получаем:
^i^Dl(p)ID(p),
где Z)(p)=0 — характеристическое уравне-
ние системы n-й степени
В (₽) = + Ao#) ₽"+••• + (ап4"Аап)=0.
Исследование характеристического
уравнения дает возможность установить
условия апериодической (ап>0 при а0>0)
и колебательной (Дя-1>0) устойчивости.
Предельным режимам соответствуют
критериальные равенства: ап—0 (по теку-
чести или сползанию), An-i=0 (по само-
раскачиванию).
Практические расчеты статической
устойчивости электрических систем ведут в
два этапа. Первая проверка предполагает,
что все регулирующие устройства системы
настроены так, что самораскачивание ис-
ключено и нарушение устойчивости может
происходить только апериодически. Вторая
проверка проводится с целью выявления
самораскачивания, обусловленного действи-
ем тех или иных регулирующих элементов.
В условиях принятых допущений на первом
этапе анализ системы на устойчивость при
любом способе регулирования сводится к
анализу нерегулируемой системы, генера-
торы которой вводятся в схему замещения
некоторыми уменьшенными (фиктивными)
реактивными сопротивлениями Ах и прило-
женными за ними неизменными ЭДС Ех;
величины Дх и Ех зависят от типа генера-
тора, вида регулятора возбуждения и его
настройки. При принятой идеализации ре-
гулируемой системы ее проверка по упро-
щенным критериям, с помощью которых
выявляется апериодическая устойчивость,
по существу сводится к выявлению знака
свободного члена характеристического
уравнения.
Практические критерии статической
устойчивости. Анализ статической устойчи-
вости по критерию dPldd>0. Для системы,
в которой станция связана с системой че-
рез относительно длинную линию электро-
передачи, расчет по критерию dP/d8 дает
результаты, хорошо приближающиеся к
действительности. Расчет ведут в последо-
вательности:
1) определяют выражение мощности,
отдаваемой генератором удаленной
станции;
2) находят выражение для производ-
ной dP/dir,
3) из условия dP/d6=Q определяют
угол; соответствующий предельному ре-
жиму;
4) подставив это значение угла в вы-
ражение для мощности, вычисляют предел
мощности, после чего, учтя нормативный
коэффициент запаса по устойчивости [35-6],
определяют мощность, которую можно пе-
редать от удаленной станции без наруше-
ния статической устойчивости.
В этих расчетах неявнополюсный гене-
ратор замещается той или иной ЭДС в за-
висимости от вида АРВ (Ев, Ех, Ur).
У явнополюсных нерегулируемых гене-
раторов ЭДС Eq при изменении нагрузки
.меняется. При приближенной оценке реко-
мендуется упрощать задачу, проводя рас-
чет как для неявнополюсной машины и при-
нимая постоянной ЭДС, приложенную за
сопротивлением 0,85 ха.
В случае необходимости насыщение ге-
нераторов можно приближенно учесть, при-
няв ДЛЯ НеЯВНОПОЛЮСНЫХ маШИН XdHac —
— (0,95 -S-0,98) х<г, для явнополюсных машин
XdHac= (0,85 -r-0,95)xd.
Расчеты, проводимые при замене на-
грузки постоянным сопротивлением и при-
водящие к некоторому завышению предела
передаваемой мощности, должны рассма-
триваться только как ориентировочные.
Учет действительных характеристик нагруз-
ки может производиться или только в от-
ношении влияния изменений напряжения на
шинах нагрузки на потребляемую ею мощ-
ность, или в отношении одновременного
учета изменений напряжения и частоты в
системе.
При проверке устойчивости по крите-
рию dP/d8 сложных систем полагают ЭДС
всех станций неизменными (Е=const) и
вычисляют синхронизирующие мощности
станций, наиболее «опасных» в отношении
возможности нарушения устойчивости. При
этом могут вычисляться синхронизирующие
мощности поочередно между станциями
или между группами станций. Задача всег-
да носит несколько неопределенный харак-
тер: при вычислении синхронизирующей
мощности какой-либо станции делаются до-
статочно грубые допущения относительно
поведения остальных станций, распределе-
ния мощностей между ними н т. п. [35-2].
§ 35-2]
Переходные электромеханические процессы
317
В системе, состоящей из двух станций,
относительное ускорение в функции изме-
нения угла 612 при уже сделанном допуще-
нии о поведении нагрузки однозначно опре-
деляет предел по устойчивости. Изменение
взаимного угла между двумя станциями в
сложной системе не дает такой определен-
ности, поскольку каждой комбинации отно-
сительных углов остальных станций соот-
ветствуют свои значения мощностей стан-
ций системы. Синхронизирующая мощность
каждой станции, в том числе и исследуе-
мой, зависит от характера изменения всех
относительных углов. В практике расчетов
для устранения указанной неопределенно-
сти обычно принимают одно из следующих
допущений:
1) постоянство углов всех генератор-
ных станций, кроме данной;
2) постоянство активных мощностей,
выдаваемых всеми станциями, кроме двух.
Прн первом допущении угол 6j уда-
ленной станции, отсчитанный относительно
синхронно вращающейся оси, получает пе-
ремещение aOj (рис. 35-8). Абсолютные уг-
Рйс. 35-8. Вектор-
ная диаграмма
ЭДС генераторов
сложной системы.
лы всех остальных станций 62, 6з и т. д.
остаются при этом неизменными. Все отно-
сительные углы первой станции получают
одинаковое изменение d6I2=d6is н т. д.
Относительные углы остальных станций со-
храняют свои значения, поэтому «/6^=0
и т. д. Такому определенному изменению
относительных углов соответствуют опреде-
ленные изменения мощностей всех станций,
включая первую. Критерием устойчивости
является знак синхронизирующей мощности
dPId&m, где 61п — угол между ЭДС дан-
ной станции и ЭДС любой другой станции
системы.
Второе допущение предполагает изме-
нение активных мощностей лишь двух стан-
ций, в то время как мощности остальных
станций принимаются неизменными. Крите-
рием устойчивости и в этом случае служит
знак производной dP]/d6In, где 61п —угол
между векторами ЭДС станции, которая
нагружается (1), и станции балансирую-
щей (я).
Проверка устойчивости по критерию
dQ!dU<0. Этот практический критерий ста-
тической устойчивости применяют при ис-
следовании систем с концентрированной
нагрузкой, содержащих одну или несколь-
ко узловых точек, по отношению к которым
станции и нагрузки имеют примерно одина-
ковую электрическую удаленность.
Сущность метода применительно к схе-
ме, показанной на рис. 35-9, заключается в
следующем. Каждая из нагрузок, присоеди-
ненных к узловой точке а, обладает опреде-
ленной характеристикой QB=f(Ua). Объ-
единив все нагрузки, получим результирую-
Рис. 35-9. Схема концентрированной системы с
нагрузкой в узле.
щую реактивную нагрузку узла в исходном
режиме (С7а=1) и ее зависимость в функ-
ции напряжения:
<2B2 = /(l7a) = <2H1f1(l7o) + -.
’“+QBkfh Wah
Изменение нагрузки узла в исходном
режиме на ±Д(Эи2 дает возможность най-
ти новую характеристику (QH2±AQHx) =
=f(Ua). Таким образом можно получить
семейство характеристик нагрузки (рис.
35-10). От каждого из генераторов к точ-
ке а поступает реактивная мощность. В слу-
чае замещения какого-либо генератора по-
стоянной ЭДС Еп реактивная мощность,
поступающая на шины нагрузки, определя-
ется и уравнением
n EnUa У2а
Qvn — cos ®па »
хпа хпа
где п — номер генератора; хпа — сопротив-
ление данной ветви генератора до точки а.
Рис. 35-10. Характеристики мощности генераторов
и нагрузки узловой точкн системы.
318
Переходные процессы в электроэнергетических системах
[Разд. 35
Зависимость суммарной реактивной
мощности, поступающей от генераторов,
<?rs -ад“ЧаФг+ • • -+<2ГП<РП(У,)
может быть представлена также в виде се-
мейства характеристик, каждая из которых
относится к некоторому исходному режиму
(рнс. 35-10).
В любом установившемся режиме
0г2=0н2» т. е. имеет место пересечение
этих характеристик. Очевидно, что могут
быть два вида пересечения характеристик:
такое, как в точках 1—3, где при отклоне-
нии напряжения
dAQz _ — Qhh) о
dU ~ dU < ’
или такое, как в точках 4—6, где
dU ~ dU >
В первом случае, когда dAQ2 fdU<0,
система устойчива, так как при любом слу-
чайном уменьшении напряжения на Л (7
появляется избыток реактивной мощности
AQr, приводящей к увеличению напряже-
ния, проявляющемуся до тех пор, пока на-
пряжение не восстановится. Во втором слу-
чае система неустойчива.
Таким образом, критерий устойчивости
системы будет заключаться в требовании
выполнения условия
rfAQ2
~~aJ <0-
Рассмотренный метод расчета по пере-
сечению характеристик генерации и потреб-
ления имеет н самостоятельное значение
[35-11-
Проверка устойчивости по критерию
dP/df. В некоторых системах, например
имеющих электрические печи, практический
критерий dP/df может оказаться решаю-
щим для определения устойчивости режи-
ма. Критерий dP/df соответствует критерию
dQ/dU.
Прн проверке устойчивости по этому
критерию строят зависимости РГ2=Ф1([) и
Рн2 =ф2([), по которым определяются не-
баланс мощности и его знак. При построе-
нии характеристик автоматическое регули-
рование частоты может учитываться или не
учитываться (в зависимости от условий
расчета).
Энергосистема должна работать так,
чтобы некоторые изменения (ухудшения)
режимных naipaMerpoe не приводили к на-
рушению ее устойчивости, т. е. необходим
запас. Запас по устойчивости оценивается
соотношением параметров исходного и пре-
дельного (по устойчивости) режимов.
Следует, однако, иметь в виду, что ис-
ходные данные по параметрам системы и ее
режима бывают известны лишь с той нли
иной степенью точности, а возникновение
аварийных ситуаций в системе носит слу-
чайный характер, поэтому результатам оди-
ночных расчетов не всегда придают решаю-
щее значение [35-6]. В ряде случаев здесь
приходится проводить дополнительные ис-
следования, связанные с учетом неточности
исходных данных.
Расчеты апериодической статической
устойчивости на ЭВМ. Существует ряд
программ для расчета статической устойчи-
вости на ЭВМ.
Эти программы позволяют рассчиты-
вать параметры установившегося исходно-
го и утяжеленных режимов с целью выяв-
ления предела по устойчивости. В соответ-
ствии с реальными условиями работы энер-
госистем утяжеление режима осуществля-
ется:
увеличением нагрузки энергосистемы в
данных узловых точках;
перераспределением нагрузок между
генераторными станциями;
снижением напряжения в узловых точ-
ках системы.
При каждом из этих видов утяжеления
определяются предельный режим и коэффи-
циент запаса. В связи с тем, что исходный
режим системы является апериодически
устойчивым, а переход к предельному осу-
ществляется направленным изменением его
параметров, определение предела по апе-
риодической устойчивости сводится к реше-
нию задач, связанных:
1) с расчетами исходного и утяжелен-
ных установившихся режимов;
2) с расчетами свободного члена ха-
рактеристического уравнения ап, соответст-
вующего расчетным' режимам;
3) с расчетами режимов при изменении
исходных данных так, чтобы выполнялось
условие а„=0.
Подход к решению второй и третьей
задач в программах, разработанных для
ЭВМ, различный. Так, в программе, опи-
санной в [35-7], алгоритм состоит из сле-
дующих этапов:
1) расчет исходного установившегося
режима. Задача решается на основе урав-
нений узловых напряжений в канонической
форме итерациями по Зейделю;
2) расчет собственных и взаимных про-
водимостей ветвей (осуществляется тем же
методом);
3) формирование характеристического
уравнения в виде определителя линеаризо-
ванной системы дифференциальных уравне-
ний; критерием апериодической устойчиво-
сти является знак свободного члена полно-
го (а„) и вырожденного характеристическо-
го уравнений;
4) определение величины и знака коэф-
фициентов Оп и (ап_!)п по методу после-
довательного дифференцирования характе-
ристического определителя;
5) осуществление перехода к следующе-
му утяжеленному режиму до тех пор, пока
свободный член не пройдет через нуль н не
изменит своего знака.
§ 35-3]
Особые режимы электроэнергетических систем
319
Следует отметить, что итерационный
метод Гаусса — Зейделя имеет плохую
сходимость при определении потокораспре-
деления в режимах, близких к предельному.
Имеются программы для ЭВМ, где знак
свободного члена . характеристического
уравнения определяется непосредственно в
виде определителя линеаризованных урав-
нений установившегося режима (например,
[35-8]) без составления системы дифферен-
циальных уравнений возмущенного дви-
жения.
Еще одна группа программ расчета
апериодической устойчивости системы осно-
вана на возможности выявления ее по схо-
димости итерационного процесса при расче-
тах режимов [35-9]. Связь условий сходи-
мости итерационного процесса расчета
установившегося режима и условий аперио-
дической устойчивости выражается через
собственные значения итерационной матри-
цы и матрицы, определитель которой явля-
ется свободным членом характеристического
уравнения. В этом случае при выполнении
необходимого и достаточного условий схо-
димости итерационного процесса выполня-
ется условие положительности свободного
члена.
35-3. ОСОБЫЕ РЕЖИМЫ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
Основные положения
эффяциент фазы; — волновая длина
электропередачи.
Напряжение в конце передачи
В этих выражениях не учтено влияние
короны и активного сопротивления.
При длинах линии порядка 500 км н
менее корониронание проводов практически
не влияет на напряжение £72, при длинах
500—1200 км коронирование увеличивает
U2 и прн длинах свыше 1200 км корона за-
медляет рост U2 — напряжения иа откры-
том конце передачи.
Рис. ЗБ-11. Характер изменения напряжения на
открытом конце линии и зарядной мощности в
функции длины.
---------без учета потерь иа корону;-----— с
учетом потерь на корову.
Особыми называются режимы, не отно-
сящиеся к нормальным рабочим, но и не
являющиеся аварийными и существующие
сравнительно непродолжительное время.
К особым режимам относятся: холостой ход
электропередачи в системе, синхронизация
отдельных ее частей, асинхронный ход ге-
нератора (или части генераторов), выпав-
шего из синхронизма, и его ресинхрониза-
ция, работа части системы на «двух фазах»
и т. д.
Холостой ход электропередачи
(установившийся режим)
Этот режим должен проверяться по
следующим показателям: 1) перегрузка ге-
нераторов реактивным током; 2) повыше-
ние напряжения на открытом конце линии;
3) самовозбуждение генераторов или син-
хронных компенсаторов, могушее возник-
нуть при определенных соотношениях дли-
ны линии и мощности генератора.
Реактивная мощность1 некомпенсиро-
ванной линии при заданном в начале пере-
дачи напряжении Ut равна:
U2i
Qi = — -7— tg «aZ = — — tg X,
где I — длина линии передачи, км; Zc —
волновое сопротивление передачи; а0—ко-
На рис. 35-11 приведены зависимости
U2, Qi в функции длины передачи, а ни-
же приводятся примерные значения Q, ко-
торыми можно пользоваться для ориенти-
ровочных расчетов.
и, кВ
35
но
150
220
220 1
330 1
400 1
500 J
750
1150
Zfi, Ом Q, квар/км
Провода одиночные,
400
Провода, расщеплен-
ные на два в фа-
ае, 300—315
Провода, расщеплен-
ные иа три в фа-
зе, 275
Четыре провода в фа-
зе, 250
~250
1 Здесь н далее знак минус соответствует
опережающему (емкостному) току.
3,2
32
60
130
170
360
600
950
2400
~5600
реактивную мощность, генери-
Грубо
руемую линией, можно найти как
Q=tgZPe,
где X=a0Z— волновая длина линии; Ре —
натуральная мощность.
Если на открытом конце передачи
включен реактор с Qp (рис. 35-12), то ре-
активная мощность линии равна:
Щ sin 2a0Z
Q1P“~ Zc 2 Х
X [(-^-У + 2 -^-ctgagZ- 1] .
lA *с / *с 1
320
Переходные процессы в электроэнергетических системах
[Разд. 35
Рис. 35-12.
sin So sin (0O + 0 4*
Более точные расчеты по определению
потоков реактивной мощности н распреде-
лению напряжения в линии с учетом коро-
ны и насыщения стали генераторов и транс-
форматоров ведутся методом, изложенным
в [35-10,35-14].
Синхронизация
Процесс включения генераторов на па-
раллельную работу называют синхрониза-
цией. При проведении синхронизации важ-
но провести включение так, чтобы возни-
кающие на валу генератора механические
моменты не были опасны для машвны.
Применяются точная синхронизация и са-
мосинхронизация. Оба способа включения
машин в систему могут осуществляться
вручную и автоматически [35-1,35-15] (см.
также разд. 38).
Точной синхронизацией называется
включение -возбужденного генератора в
систему при условии равенства его частоты
и напряжения частоте н напряжению сети.
При этом способе синхронизации разница
угловых скоростей (частот) обеих частей
системы не должна превышать 0,1—0,2%.
Для определения условий успешной
точной синхронизации может быть приме-
нен способ площадей [35-15].
Самосинхронизацией называется вклю-
чение невозбуждениого генератора в систе-
му с предварительным сообщением ему с
помощью первичного двигателя частоты
вращения, близкой к синхронной. После
включения или одновременно с ним на ге-
нератор подается возбуждение и он втяги-
вается в синхронизм (под действием син-
хронного момента).
Определение тока генератора при са-
мосинхронизации производится при допу-
пущенин, что скольжение его равно нулю
и что машина не возбуждена, а обмотка
ротора замкнута на гасительные резисто-
ры [35-15]. Например, для фазы а
l'a — U л I COS 60 (0О + <) +
4-----sin б0 sin (0О +0 4-
xe J
’ / 1 1 \
+ e~t/Ti I —— —-------j cos 60 cos (0„ + 0+
\xd xd)
’ / ] 1 \
+ I —— — —— | cos бо cos (0О + 0 +
, k xd xd )
1 _f/T /1 1 \
4" — e “/ —— — —— | cos (6e+6o+20-’
\Xd xq J
1 / 1 , 1 \ Л 1
~~7Ге /Г“( ~~ + ~~ I cos (Su — 0OH .
\xd XQ ) J
Амплитудное значение ударного тока
статора в наиболее неблагоприятный мо-
мент включения можно оценить так:
1уД=1,8)/2'^/х;.
После определения тока можно иайтн
снижение напряжения в различных точках
сети.
Электромагнитный момент при само-
синхронизации зависит от угла включения
6о и содержит ряд составляющих [35-15]:
X sin So cos (So + t) +
cos 60 sin (So+0 —
1/1 1 \
I —;---~Г I e Ta sin 2 (So +1)
\ XQ /
§ 35-3]
Особые режимы электроэнергетических систем
321
Рнс. 35-13. Зависимости изменения тока статора
(о), напряжения на шинах потребителей (б) и
максимального момента (в) мощного генератора
от угла включения при самосинхронизации.
Прн включении с малым скольжением
максимальный момент самосинхронизации
наступает при углах включения 60, равных
45°, 135° и т. д.
Максимальный электромагнитный мо-
мент при самосинхронизации не должен
превышать момента, появляющегося при
трехфазном коротком замыкании на выво-
дах машины, определяемого по выра-
жению
Протекание процесса втягивания в син-
хронизм рассчитывается (в случае надобно-
сти) методом последовательных интерва-
лов.
На рис. 35-13 показаны характер из-
менения тока статора, спад и восстановле-
ние напряжения на шинах потребителя при
самосинхронизации мощного генератора;
здесь же приведена зависимость макси-
мального момента от угла включения.
Несинхронное автоматическое
повторное включение (НАПВ)
Расчет допустимости НАПВ заключа-
ется в определении максимального тока,
возникающего при включении генераторов,
синхронных компенсаторов, и сравнении его
с допустимым.
Генераторы и синхронные компенсато-
ры (СК) в расчетной схеме замещаются
ЭДС Eq и сверхпереходным реактивным
сопротивлением xd. Генераторы, не имею-
щие демпферных контуров, замещаются
соответственно ЭДС Ев и xd. Нагрузка,
91—799
когда необходимо, вводится в схему ЭДС
Ек и реактивным шунтом хн.
Линии передачи и трансформаторы
замещаются реактивными сопротивлениями.
Все ЭДС генераторов и СК каждого кон-
ца предполагаются равными 1,05 (Ев при-
нимается равной 0,9) и совпадающими по
фазе.
Векторы ЭДС источников противополож-
ных концов включаемой линии предполага-
ются сдвинутыми на угол 6=180°. Схема
приводится к виду «две станции, соеди-
ненные линией электропередачи».
Максимальный ток (периодическая
слагающая), протекающий при несинхрон-
ном включении, /вс определяется по выра-
жению
Eqi+Etfl 2,1
•нс — — »
хэ Хэ
где Eql и Е^ — ЭДС эквивалентных ге-
нераторов противоположных частей энер-
госистемы; х8 — эквивалентное реактивное
сопротивление между частями энергосисте-
мы (генераторов, трансформаторов и ли-
нии электропередачи).
Далее находится распределение полу-
ченного таким образом тока между всеми
генераторами системы. Если при этом усло-
вия для гидрогенераторов
. < 0,84
Люм xdP
и для турбогенераторов
1нс 0.7
1 ном Xdv
соблюдаются, то НАПВ допустимо; в про-
тивном случае оно недопустимо. Указанные
соотношения токов характерны и для
определения допустимости асинхронного
режима в других случаях (подробнее—
см. [35-16]).
Асинхронный ход генератора в системе.
Условия успешной ресинхронизации
Установившийся асинхронный ход ха-
рактеризуется скольжением ««>, при кото-
ром момент турбины уравновешивается
асинхронным моментом генератора.
Рис. 35-14.
Значение s«, можно ориентировочно
определять графическим построением
(рнс. 35-14), дающим точку пересечения
характеристики момента турбины в функ-
322
Переходные процессы в электроэнергетических системах
[Разд. 35
ции скольжения MT=<p(s) (с учетом коэф-
фициента неравномерности регулятора тур-
бины) и зависимости среднего значения
асинхронного момента от скольжения, ко-
торый для симметричной машины записы-
вается приближенно как
V* Г xd~x'd Td
'''ас,ср~— „ s , I '\9 ‘
2 L xdxa Ж®7*).
Если машина, выпавшая из синхрониз-
ма, возбуждена, то на валу генератора
действует также синхронный момент пере-
менного знака, обусловливающий пульса-
ции мгновенного значения скольжения от
э,пах до s,nin (рнс. 35-15). Прохождение
Рис. 35'15. Синхронный момент («) и скольжение
(б) в функции угла 6 при асинхронном ходе ге*
нератора.
мгновенного значения скольжения через
нуль является признаком (необходимым)
возможности ресинхронизации (см. ниже).
Синхронный генератор в асинхронном
режиме может потреблять из сети значи-
тельную реактивную мощность, что ведет к
уменьшению напряжения в системе, небла-
гоприятно сказывается на работе нагрузки
и требует проверки ее статической устой-
чивости (опасность лавины напряжения).
В простейшей системе станция — шины
неизменного напряжения реактивная мощ-
ность определяется выражением
<2 =
EqU
Xd
xd~xd
+U?—----“
2xdxd
cos st------
xd
cos X
2s/ — arctg
Два последних выражения для опре-
деления среднего асинхронного момента
А1ас, ср и реактивной мощности Q дают эти
значения только, в первом грубом прибли-
жении, пригодном для предварительной
(или качественной) оценки. В случае связи
станции с системой через сложную сеть
используются формулы, позволяющие вы-
разить активные и реактивные мощности
асиихроино работающего генератора с по-
мощью собственных и взаимных проводи-
мостей рассматриваемой системы [35-1],
35-10, 35-14, 35-15]. Порядок проверки
допустимости асинхронного хода генерато-
ра в системе вида рис. 35-16 дан в [35-10].
©ЙЦ
Рис. 35-16.
Колебания напряжения на шинах нагрузки
в этих условиях не должны вызывать на-
рушения ее нормальной работы.
Ресинхронизация, т. е. вхождение в
синхронизм асинхронно работающего гене-
ратора, зависит от управления моментом
турбины и током возбуждения машины.
Надлежащее управление может уменьшить
размах колебаний ротора И сделать более
быстрым н уверенным вхождение в синх-
ронизм.
При значительном асинхронном момен-
те рекомендуется ресинхронизацию осуще-
ствлять при включенном токе возбуждения,
увеличивая его после вхождения генерато-
ра в синхронизм, что ведет к уменьшению
размаха качаний.
При малом асинхронном моменте (зна-
чительная протяженность линии, гидрогене-
раторы и т. д.) ресинхронизацию лучше
осуществлять, сильно уменьшая или пол-
ностью снимая ток возбуждения и включая
или увеличивая его при подходе генерато-
ра к синхронной скорости (з«0).
Определение возможности ресинхрони-
зации производится на основании следую-
щих [35-16] соображений. В асинхронном
режиме мгновенное значение скольжения
генератора, колеблющееся от smox до smtn,
может стать равным нулю и генератор мо-
жет втянуться в синхронизм под действи-
ем взаимного момента. Этому условию от-
вечает значение максимального скольжения
s = 2У М1О/Т, .
max 12/ J
Среднее значение скольжения, если за-
кон изменения скольжения принять сину-
соидальным с амплитудой, равной smax,
будет при этом равно:
Sep — MisJTj .
Здесь Д'© берется в относительных еди-
ницах, a Tj — в радианах.
Если генератор перешел в асинхрон-
ный режим, то скольжение его в устано-
вившемся асинхронном режиме будет оп-
ределяться статической характеристикой
§ 33-3]
Особые режимы электроэнергетических систем
323
регулятора скорости турбины и может быть
представлено следующим выражением:
8Уст = (МТ(0)-МП-Мас)°-
Отсюда основным условием ресинхро-
низации генератора является
SyC.r < «ср, доп-
По аналогии со случаем генератор—
шины условием ресинхронизации для двух-
машинной схемы будет:
®устХ2 < «ср,доп!г>
где зуст12 равно разности установившихся
значений скольжений генераторов 1 и 2:
SycTia — (^ti Л^асх) ^х
— (Л^'га Л^аса) ^2*
Критическое скольжение определяется
выражением
®ст,доп!2 = •
Значения статизма о определяются на-
стройкой регуляторов скорости. Для тур-
богенераторов о обычно составляет 4—5%,
а для гидрогенераторов — несколько мень-
ше. Для эквивалентных генераторов от-
дельных частей энергосистемы о часто уве-
личивается до 8—10%.
Формулами можно пользоваться толь-
ко в тех случаях, когда в асинхронном ре-
жиме генератор не оказывается на огра-
ничителе мощности. Последнее имеет ме-
сто, в частности, если значение А1ц
превышает ИОм. В этих случаях устано-
вившееся значение скольжения определяет-
ся с учетом регулирующего эффекта на-
грузки по частоте и действия АЧР.
Расчет проводится следующим обра-
зом. Определяют снижение частоты (или
Syoi) без учета АЧР:
^11 ^чтпдх~~Afac. (
уст“ Мц \df )t=tS0M
тре Mrmax — момент турбины, соответству-
ющий положению ограничителя мощности;
Мп—значение нагрузки при fBOM,
(dP/5f)f=fHoM—регулирующий эффект ак-
тивной мощности нагрузки по частоте (ле-
жит в пределах 1,5—2,5, при отсутствии
более точных данных может быть принят
равным 2).
Если значение частоты, соответствую-
щее полученной, меньше категории АЧР-1,
то расчет повторяется для значения Л4П,
уменьшенного на отключенную нагрузку, н
проверяется возможность срабатывания
АЧР-П. Таким образом, выясняется уста-
новившееся значение скольжения с учетом
действия АЧР, после чего проверяется воз-
можность ресинхронизации по критериям,
приведенным выше (подробнее •— см.
[35-16]),
21*
Самовозбуждение синхронных машин
Под самовозбуждением синхронной ма-
шины при работе на емкостную нагрузку
понимается режим, возникающий при опре-
деленном соотношении параметров системы
и сопровождающийся значительным само-
произвольным ростом токов и напряжений
в цепи.
Различают синхронное и асинхронное
самовозбуждение. Синхронное характери-
зуется плавным ростом напряжения и то-
ков в обмотке статора. Асинхронное носит
Рис. 35-17. Зоны синхронного I и асинхронного
(77 н III) самовозбуждения.
а — явнополюсной машины; б — неявнополюсной
машины: -{•х » X —х 4^, » 4"
d du1 вн q qt& вн d du
^ХВН*
колебательный характер; при этом виде са-
мовозбуждения появляются биения напря-
жения и тока в цепи.
Синхронное самовозбуждение возника-
ет в явнополюсной машине при соотноше-
нии емкостного сопротивления Хс и сопро-
тивлений хд и Ха (рис. 35-17), определяе-
мом неравенством
X <.хг<_х.
q i' а
при малых значениях активного сопротив-
ления цепи статора. Зона I ограничивает-
ся половиной окружности, рис. 35-17.
Прн
гкр —
Xd — Xq
2
самовозбуждение отсутствует.
Асинхронное самовозбуждение в яв-
нополюсной машине (рис. 35-17) без демп-
ферных обмоток и эквивалентных им цепей
наблюдается при малых г при соотношении
(зона II, рнс. 35-17).
324
Переходные процессы в электроэнергетических системах
[Разд. 35
Критическое значение, активного со-
противления цепи статора в этой зоне
ëР~ 2
Зона 11, определенная приближенно,
ограничивается полуокружностью. Зона III
асинхронного самовозбуждения указывает
на существование самовозбуждения также
при 0<хс<Ха. Размеры этой области суще-
ственным образом зависят от наличия и
конструкции демпферных обмоток на рото-
ре машины.
Зона самовозбуждения III явнополюс-
ной машины, не имеющей демпферной об-
мотки, узка, поэтому приближенно считают,
что в этом случае самовозбуждение не мо-
жет возникнуть, если хс= (0,5-j-0,7)xtf.
Достаточно полно методы определения гра-
ниц самовозбуждения изложены в [35-14,
35-17].
Неявнополюсные машины могут само-
возбуждаться в асинхронных зонах II и III,
т. е. при соотношениях параметров внешней
сети и генератора, удовлетворяющих нера-
венству 0<Хс<х«1 (рис. 35-17). У турбоге-
нераторов зона III больше, чем у гидроге-
нераторов.
Асинхронное самовозбуждение не мо-
жет быть устранено существующими в на-
стоящее время устройствами АРВ.
Проверка отсутствия самовозбужде-
ния генераторов, работающих на линию
электропередачи (/<1500 км), имеющую
реакторы на обоих концах, может прово-
диться по упрощенному критерию (соответ-
ствует условию Хс>Ха)
__________ctgOol + Qpe,___________
1 — (Qpi* + Qp2* ) ctg «0/-Qpi* Qp2*
KS
где Xd. — синхронное сопротивление гене-
раторов по продольной оси в относитель-
ных единицах (принимается по каталож-
ным данным); Ks=Sr,mM/Pc — номиналь-
ная мощность генераторов (в относительных
единицах), на шины которых включается
линия. За базисную принята натуральная
мощность линии Рбаз —Pc~Uf,0W/Zc; I —
длина включаемой линии; QPi„ QP2*—мощ-
ность реакторов, включенных соответствен-
но в начале и конце линии, отнесенная к
натуральной мощности линии.
’ При отсутствии в начале и конпе ли-
нии реакторов соответствующие им вели-
чины в этом и приводимых ниже неравенст-
вах принимаются равными нулю. Включе-
ние на линию одного, двух и более генера-
торов учитывается в значениях Хц и Ks.
Самовозбуждение генераторов будет,
если предыдущее неравенство не выполня-
ется. Его можно устранить, предусмотрев
на линии установку дополнительных реак-
торов, их мощность будет наименьшей при
размещении реакторов на открытом конце
линии:
— Гфрй ctg ао^
Qp2. > —— •
1 4- (ctg а0/ + Qpi»)
Если в конце линии по результатам
расчетов основных рабочих режимов была
предусмотрена установка реакторов мощ-
ностью QP2h*, то мощность дополнитель-
ных реакторов для подавления самовоз-
буждения
0₽2Д* = Qp2* Qp2H**
Для определения нагрузки генераторов,
включенных на ненагруженную линию с ре-
акторами на ее обоих концах, находится
зарядная мощность линии:
Qix,x* = sin 2a(J {Qpi* ctg «о* +
4" Qps* l2Qpi* 4" 2 ctg aBl 4- 2QP2* (1 4~
4" Qpi* tg ctjZ)] 1},
где Ui — напряжение на открытом конце
линии (принимается равным допустимому
в этих режимах).
Реально самовозбуждение можно ожи-
дать при работе генераторов на неиагру-
женные электропередачи и в системах, со-
держащих продольную емкостную компен-
сацию каких-либо ее элементов (линии
электропередачи, компенсированные емко-
стью, линии электропередачи, настроенные
на полуволну, и т. д.).
В ряде случаев самовозбуждение ве-
роятно в режимах малых нагрузок синх-
ронных машин.
Самораскачивание синхронных машин
Под самораскачиванием понимают ре-
жим, прн котором случайно возникшие ко-
лебания ротора генератора имеют нараста-
ющую или установившуюся амплитуду.
Самораскачивание делает невозможной
нормальную работу системы или сильно ее
затрудняет.
Самораскачивание генераторов обычно
возникает при малой нагрузке машины и
соответственно малом угле 6, значение ко-
торого может быть грубо оценено из не-
равенства
г
S < arctg —— .
Выявление границ, при которых может
возникнуть самораскачивание, может быть
проведено с помощью уравнений П.—Г.,
характеризующих электромагнитные про-
цессы и движение ротора [35-13, 34-14,
35-17].
Увеличение возбуждения генератора
расширяет область самораскачивания; ана-
логично действует увеличение активного
сопротивления в системе. Повышение по-
§ 35-3]
Особые режимы электроэнергетических систем
325
стоянкой инерции машины сужает область
самораскачивания (рис. 35-18).
Практика показывает, что крупные ма-
шины даже прн установке продольной ем-
костной компенсации не подвержены само-
раскачиванию (в таких системах r/xQs<-
<0,1).
Наличие на явнополюсиЫх генераторах
демпферных обмоток (особенно попереч-
Рнс. 35-18. Вид областей самораскачивания син-
хронных машин в режимах малых нагрузок.
— •—----без учета переходных процессов в ста-
торе.
ных), регуляторов возбуждения пропорцио-
нального типа без зоны нечувствительности
и тем более регуляторов сильного действия
устраняет самораскачивание.
Установившиеся несимметричные
и несииусоидальные режимы работы
электроэнергетических систем
Кратковременные несимметричные (не-
полнофазные) режимы линий электропере-
дачи, трансформаторов и другого оборудо-
вания повышают надежность электроснаб-
жения.
Применение несимметричных режимов
может ограничиваться [35-10, 35-12] усло-
виями работы оборудования вследствие
возрастания токов в здоровых фазах и по-
явления перегревов элементов электриче-
ских систем (в первую очередь обмоток ге-
нераторов), возможностью неправильного
действия релейной защиты, повышением
влияния на провода связи, увеличением ша-
гового напряжения, ухудшением качества
энергии вследствие появляющейся несим-
метрии напряжения.
При исследовании несимметричных ре-
жимов обычно применяется метод симмет-
ричных составляющих, позволяющий вести
расчеты применительно к одной фазе.
Схема замещения системы для расчета
неполнофазных режимов зависит от вида
несимметрии. Так, при включении дополни-
тельного сопротивления Z в фазу схема за-
мещения прямой, обратной и нулевой по-
следовательностей принимает вид
рнс. 35-19, а. Для определения тока прямой
последовательности в схему замещения
включается сопротивление
1______3_ 1 1
Z31 ~ z + z32 + z30
При полном разрыве фазы (рнс. 35-19, б)
Za2 Zg0
Znl —-----------
- Z32+_Zao
Рис. 35-19. Расчетные схемы замещения линия
электропередачи в несимметричных режимах.
а — при включении в фазу сопротивления Z; б —
при полном разрыве фазы: Z^Z^-J-Z^-J-Z^; =
Если сопротивления фаз не равны
(Za^Zt^Zc), то падения напряжения пря-
мой, обратной и нулевой последовательно-
стей фазы записываются при отсутствии
нулевого провода следующим образом (для
фазы а):
KUal = Ч~ /а2^2;
ДДО2 — ^2,
ДДцО = lai #2 + ^з>
где
"0 = (?о + ?6+?е)/3;
^=(?а + ^ь+«2?е)/3;
W2 = (?a + ^b + «?e)/3’
прн этом в системе координат симметрич-
ных составляющих имеет место уравнение
/а1 + /а2+ /а0 = °-
Появление несимметрии неблагопри-
ятно сказывается на рабочих и технико-
экономических показателях генераторов и
потребителей. Поэтому в соответствии с
ГОСТ 13109-67 степень несимметрии U2IU1
рассматривается как один из показателей
качества электроэнергии.
Допустимые пределы несимметрии и до-
пустимые нагрузки генераторов и синхрон-
ных компенсаторов в несимметричных ре-
жимах зависят от конструкций генераторов
и компенсаторов и нормированы.
Допустимая несимметрии для турбоге- '
нераторов по нх нагреву [35-18] обычно
меньше, чем для гидрогенераторов, но виб-
рации для гидрогенераторов более опасны
и могут ограничить допустимую несим-
метрию.
326
Переходные процессы в электроэнергетических системах
[Разд. 35
Допустимая нагрузка на трансформа-
торы в несимметричных режимах определя-
ется нагревом отдельных их частей.
Появление в системе степени иесим-
метрни больше допустимой требует специ-
альных мер, способствующих снижению
иесимметрин токов и напряжений.
Такими мерами, например, могут быть:
отключение элемента, являющегося источ-
ником несимметрии; включение устройств,
оказывающих симметрирующее воздействие
на параметры режима (батареи конденса-
торов или статические регулируемые источ-
ники реактивной мощности — ИРМ).
Несинусоидальные режимы характери-
зуются появлением высших гармоник тока и
напряжения. Искажение формы кривой на-
пряжений и токов вызывается нелинейно-
стью нагрузок системы, например таких,
как выпрямители электровозов. Несинусои-
дальность формы кривой напряжения рас-
сматривается как показатель ухудшения ка-
чества электроэнергии. Предельно допусти-
мые искажения синусоиды переменного то-
ка определяются ГОСТ 13109-67.
35-4. МЕРЫ ПО УЛУЧШЕНИЮ
УСТОЙЧИВОСТИ И КАЧЕСТВА
ПЕРЕХОДНЫХ ПРОЦЕССОВ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
Мероприятия по улучшению устойчи-
вости и качества переходных процессов
разделяют на основные и дополнительные.
Кроме того, можно выделить группу режим-
ных мероприятий, которые улучшают устой-
чивость, повышают надежность или сокра-
щают время существования ненормального
режима. Осуществление режимных меро-
приятий требует вмешательства персонала
или использования дополнительных уст-
ройств, действующих автоматически.
Основные мероприятия
Улучшение параметров основных эле-
ментов системы является основным меро-
приятием, повышающим устойчивость.
Уменьшение реактивных сопротивлений ге-
нераторов (ха) благоприятно сказывается
на статической устойчивости системы с не-
регулируемыми генераторами или с АРВ
пропорционального действия.
Уменьшение х^ приводит к повышению
амплитуды динамической характеристики.
Эффективность этой меры выше при боль-
шем времени отключения короткого замы-
кания.
Высокий потолок возбуждения и боль-
шая скорость подъема напряжения повы-
шают динамическую устойчивость системы.
Отсутствие зоны нечувствительности и не-
прерывность действия АРВ обеспечивают
статическую устойчивость генераторов при
работе с углами более 90°. Наибольший эф-
фект дают АРВ сильного действия. Пра-
вильный выбор системы возбуждения улуч-
шает условия работы генераторов с дан-
ными параметрами и характеристиками.
Повышение постоянной инерции гене-
раторов приводит к увеличению предельного
времени отключения повреждения или при
заданном времени отключения — к увели-
чению передаваемой мощности.
Демпферные обмотки на гидрогенера-
торах и синхронных компенсаторах способ-
ствуют затуханию качаний при самосинх-
ронизации и ресинхронизации.
На пропускную способность электро-
передачи существенное влияние оказывают
параметры линии электропередачи. Для
увеличения пропускной способности целе-
сообразно увеличивать ее номинальное на-
пряжение, уменьшать индуктивное сопро-
тивление линии электропередачи, применяя
последовательную (продольную) емкостную
компенсацию, расщепление проводов фаз
линий электропередачи. Для увеличения
пропускной способности в послеаварийном
режиме на линии электропередачи предус-
матривают переключательные пункты. В
этом случае при повреждении электропере-
дачи отключается не вся линия, а часть ее,
что приводит к меньшему увеличению ин-
дуктивного сопротивления линии в после-
аварийном режиме.
Пропускную способность линий элек-
тропередачи можно увеличить, если на про-
межуточных подстанциях установить синх-
ронные компенсаторы. В этом случае ре-
гулируемые синхронные компенсаторы де-
лят линию на участки, что приводит к уве-
личению предела мощности всей электро-
передачи.
Дополнительные мероприятия
а) Заземление нейтрали трансформа-
торов через активное сопротивление;
б) электрическое торможение генераторов
во время аварии н после отключения ее;
в) быстрое регулирование турбин.
Правильно выбранное сопротивление
нейтрали трансформатора увеличивает амп-
литуду характеристики аварийного режима
(при несимметричных замыканиях), что
приводит к увеличению площадки торможе-
ния, т. е. к улучшению условий устойчи-
вости.
Для повышения устойчивости могут
быть использованы резисторы, включаемые
последовательно или параллельно. При по-
вреждениях в системе, связанных с нару-
шением баланса механической и электри-
ческой мощности генератора (короткое
замыкание, отключение одной из парал-
лельных линий), включается нагрузочный
резистор, который в некоторой мере ком-
пенсирует несоответствие мощностей, умень-
шая избыточную мощность, развиваемую
первичным двигателем.
Небаланс мощности может быть ском-
пенсирован также уменьшением мощности
первичных двигателей, для чего необходи-
ма установка быстродействующих безынер-
ционных регуляторов.
Список литературы
327
Мероприятия режимного характера
Характер переходных процессов и устой-
чивость зависят от режима работы системы.
Надлежащее изменение схемы системы мо-
жет способствовать повышению устойчиво-
сти системы, например своевременное от-
ключение части генераторов, реакторов,
нагрузки или деление системы и а части при
аварии может сохранить устойчивость си-
стемы в целом или ее частей. Статическая
и динамическая устойчивости улучшаются
при наличии резерва по активной мощности
генераторов системы.
Работа генераторов в асинхронном ре-
жиме (при нарушении синхронизма) и по-
следующая автоматическая ресинхронизация,
так же как и автоматическое повторное
включение, способствуют обеспечению по-
требителей электроэнергией.
Принятые обозначения
I — обобщенный вектор тока;
ife, 4, еа, еъ, ес, 'Fa, 'Fb, Тс — мгновенные
значения фазных величин токов, ЭДС и по-
токосцеплении;
индекс d—мгновенное значение связанной с
ротором величины по продольной оси ма-
шины;
индекс q—мгновенное значение связанной
с ротором величины по поперечной оси ма-
шины;
индекс 0 — относится к величинам нулевой
п ос лед ов ате льн ости;
TdQ=Xf!dlRfd — постоянная времени обмот-
ки возбуждения машины при разомкнутой
обмотке статора;
xafd — реактивное сопротивление взаимной
индукции обмотки возбуждения со статором
в продольной оси;
Xffd — реактивное сопротивление индуктив-
ности ротора в продольной оси;
Tj — постоянная инерции машины.
Список литературы
35-1. Веников В. А. Переходные электромеха-
нические процессы в электрических системах. —
М.; Высшая школа, 1978. —467 с.
35-2. Жданов Л. С. Вопросы устойчивости
электрических систем. —- М.; Энергия, 1979. —
456 с.
35-3. Горев А. А. Переходные процессы син-
хронной машины. — Л. — М.: Госэнергоиздат,
1950. —551 С.
35-4. Ульянов С. А. Электромагнитные пере-
ходные процессы. — М.: Энергия, 1964. — 518 с.
35-5. Переходные процессы электрических
систем в примерах и иллюстрациях/Под ред.
В. А. Веникова. — М.: Энергия, 1967. — 455 с.
35-6. Основные положения по определению
устойчивости энергетических систем/Д. И. Азарь-
ев, В. А. Веников, Л. Г. Мамиконянц и др. —
Электричество, 1963, № 11, с. 1—8.
35-7. Цукерник Л. В., Коробчук К. В- Расчет
с помощью ЦВМ предела статической устойчиво-
сти (при охсутствии самораскачиваиия) сложной
энергосистемы. — В кн.: Доклады иа II Всесоюз-
ном научно-техническом совещании по устойчиво-
сти и надежности энергосистем СССР. — М.; Энер-
гия, 1969, с. 22—33.
35-8. Оценка статической устойчивости элект-
рических систем на основе решения уравнения
установившегося режима/В. А. Веников и др. —
Изв. АН СССР. Энергетика н транспорт, 1971,
№ 5, с. 18-23.
35-9. Маркович И. М., Баринов В. А. О кри-
терии статической устойчивости, базирующемся на
сходимости итерационного процесса установления
режима. — Изв. АН СССР. Энергетика и транс-
порт. 1970, № 5, с. 3—8.
35-10. Электрические системы. Том III. Пере-
дача энергии переменным и постоянным током
высокого напряжеиия/Под ред. В. А. Веникова. —
М.: Высшая школа, 1972. — 367 с.
35-11. Маркович И. М. Режимы энергетичес-
ких систем. — М.: Энергия, 1969. — 362 с.
35-12. Мельников Н. А. Электрические сети и
системы. — М.: Энергия, 1969. — 455 с.
35-13. Методика расчетов устойчивости авто-
матизированных электрических снстем/Под ред.
В. А. Веникова. — М.: Высшая школа, 1966. —
247 с.
35-14. Примеры анализа и расчетов режимов
электропередач, имеющих автоматическое регули-
рование н управлеиие/Под ред. В. А. Веникова. —
М.: Высшая школа, 1967. — 295 с.
35-15. Мамиконянц Л. Г. Токи и моменты вра-
щения, возникающие в синхронной машине при
включении ее способом самосинхронизации. —
ЦНИЭЛ, 1956, вып. IV, с. 9—87.
35-16. Хачатуров А. А. Несинхронное включе-
ние н ресинхронизация в энергосистемах. — М.:
Энергия, 1969. — 215 с.
35-17. Самовозбуждение и самораскачиваиие
в электрических систем ах/В. А. Веников, Н. Д.
Анисимова, А. И. Долгинов, Д. А. Федоров. — М.:
Высшая школа, 1964. — 295 с.
35-18. Сыромятников И. А. Режимы работы
синхронных генераторов. М.—Л.; Госэиергоиз-
дат, 1952. 198 с.
Раздел 36
ТОКИ КОРОТКОГО ЗАМЫКАНИЯ И ВЫБОР
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ
СОДЕРЖАВ И Е
36-1. Основные понятия • • « • 328
Условные обозначения (328). Виды
электромагнитных переходных про-
цессов (329). Процесс КЗ (329). Мощ-
ность КЗ (329). Виды КЗ (330). Цели
и методы расчета токов КЗ (330).
Расчетная схема (330). Схема заме-
щение (331)
328
Токи короткого замыкания и выбор аппаратов
[Разд, 36
35-2. Трехфазиое короткое замыкание . 336
Расчет действующего значения пери-
одической составляющей тока КЗ в
начальный момент времени (336).
Расчет апериодической составляющей
и ударного тока КЗ (337). Расчет
периодической составляющей тока
КЗ в произвольный момент времени
аналитическим методом (338). Прак-
тические методы расчета периодичес-
кой составляющей тока КЗ в произ-
вольный момент времени (339)
36-3. Несимметричные короткие замыкания 342
Общие сведения (342). Параметры
электрических машин для токов об-
ратной последовательности (343). Схе-
мы замещения и параметры транс-
форматоров для токов нулевой после-
довательности (343). Сопротивление
линий токам нулевой последователь-
ности (343). Расчет токов и напряже-
ний при несимметричных КЗ (346)
36-4. Неполиофазиые режимы . . . 350
35-5. Сложные виды повреждений . . 353
Двойное замыкание на землю (353).
Однофазное КЗ с обрывом фазы (353)
36-6. Расчет отдельных видов переходных
процессов ....... 354
Расчет периодической составляющей
тока КЗ в сетях и установках до
1000 В (354). Расчет замыканий на
землю в незаземлеиных н резонанс-
но-заземлённых сетях (356). Пере-
ходный процесс восстановления на-
пряжения иа контактах выключате-
ля при отключении КЗ (357)
36-7. Применение цифровых электронных
вычислительных машин для расчета
токов КЗ 359
36-8. Общие вопросы выбора электричес-
ких аппаратов н проводников . . 360
Выбор по условиям рабочего режима
(360). Выбор и проверка по режиму
КЗ (361)
36-9. Выбор различных видов электричес-
ких аппаратов, шинных конструкций
и кабелей..................................363
Выбор выключателей (363). Выбор
разъединителей, отделителей, выклю-
чателей нагрузки и короткозамыкате-
леЙ (364). Выбор реакторов (364).
Выбор трансформаторов тока (366).
Выбор трансформаторов напряжения
(367). Выбор предохранителей (368).
Выбор токоведущих частей и изоля-
торов распределительных устройств
(368)
Список литературы 374
36-1. ОСНОВНЫЕ понятия
Условные обозначения
Напряжения:
— действующее, амплитудное и
мгновенное значения между-
фазного (линейного) напряже-
ния;
//ном— номинальное междуфазное на-
пряжение;
//раб max — наибольшее рабочее между-
фазное напряжение;
Uб — базовое междуфазное напря-
жение;
UB — восстанавливающееся напря-
жение на контактах выключа-
теля.
Токи:
I, 1тп> I — действующее, амплитудное и
мгновенное значения тока;
/иом — номинальный ток;
/раб,норм— рабочий ток нормального ре-
жима;
/рабгутж — рабочий ток утяжеленного ре-
жима;
ini — мгновенное значение периоди-
ческой составляющей тока в
момент t;
Int — действующее значение перио-
дической составляющей тока в
момент /;
*а? — мгновенное значение апериоди-
ческой составляющей тока в
момент t;
it — мгновенное значение полного
тока в момент t;
It — действующее значение полного
тока в момент t;
/уд max — ударный ток;
/до — начальное действующее значе-
ние периодической составляю-
щей тока;
/ас — начальное значение апериоди-
ческой составляющей тока;
/б — базовый ток;
/у — действующее значение устано-
вившегося тока;
/к — действующее значение тока в
месте КЗ;
/дин max — номинальный ток электродина-
мической стойкости аппарата
(максимальное мгновенное
значение полного тока);
/тер — номинальный ток термической
стойкости аппарата;
/отк — номинальный ток отключения
(симметричный);
/пт — периодическая составляющая
расчетного отключаемого то-
ка;
/ат — апериодическая составляющая
расчетного отключаемого тока.
Мощности:
S — полная мощность;
Show — номинальная мощность;
•SKt — мощность короткого замыка-
ния в момент /;
S(j — базовая мощность.
Сопротивления:
R — активное сопротивление;
х — реактивное сопротивление;
Z— полное сопротивление (ком-
плексное значение);
— базовое реактивное сопротив-
ление;
xs — результирующее реактивное
сопротивление относительно
точки КЗ;
хд — дополнительное реактивное со-
противление;
xd — сверхпереходное реактивное
сопротивление по продольной
оси;
§ 36-1]
Основные понятия
329
xq — то же по поперечной оси;
Кд — переходное реактивное сопро-
тивление по продольной оси;
— синхронное реактивное сопро-
тивление по продольной оси;
xq — то же по поперечной оси.
Различные величины и коэффициенты:
t — время, прошедшее с момента
возникновения КЗ;
т —- расчетное время отключения
КЗ;
font—полное время отключения КЗ;
В — импульс квадратичного тока
- КЗ;
Gep — номинальное время термиче-
ской стойкости аппарата;
Р — процентное содержание апери-
одической составляющей тока
КЗ;
о — механическое напряжение в
материале шины;
/ш — частота собственных колеба-
ний шин;
©к — температура проводника при
КЗ;
s — сечение проводника;
smin — минимальное сечение провод-
ника по условию термической
стойкости;
Луд — ударный коэффициент;
т)о — динамический коэффициент
напряжения в материале;
Т]д —динамический коэффициент
нагрузки на изолятор;
Лф — коэффициент формы шин;
Та— постоянная времени затухания
апериодической составляющей
тока КЗ.
Виды электромагнитных
переходных процессов
Любое внезапное изменение режима
электрической системы связано с возникно-
вением электромагнитного переходного про-
цесса. Для выбора электрических аппаратов
и релейной защиты наибольшее практиче-
ское значение имеют переходные процессы
при:
а) коротком замыкании (КЗ);
б) КЗ в условиях обрыва фазы линии;
в) отключении выключателем КЗ.
Включенные в сеть аппараты и провод-
ники подвергаются электродинамическому и
термическому воздействию тока КЗ и долж-
ны его выдерживать. Расчет релейной за-
щиты элементов системы (генераторов,'
трансформаторов и др.) выполняется также
на основании известных значений токов КЗ.
После отключения выключателем тока
КЗ идет процесс восстановления напряжения
на контактах выключателя. Расчет восста-
навливающегося напряжения необходим
при проверке выключателя по отключающей
способности.
Процесс КЗ
С момента возникновения КЗ до его от-
ключения в системе происходит переходный
процесс изменения токов и ' напряжений
[36-1]. На рнс. 36-1 показано характерное
изменение тока при трехфазном КЗ в сети,
подключенной к генератору с автоматичес-
ким регулятором возбуждения (АРВ).
Рис. 36-1. Изменение тока при трехфазиом КЗ.
Переходный ток обычно можно пред-
ставить в виде двух составляющих: перио-
дической 1п и апериодической ia. В случае,
когда в системе имеются ЛЭП напряжением
330 кВ и более, ток КЗ, кроме составляю-
щей промышленной частоты, содержит выс-
шие гармоники [36-2]. При наличии про-
дольной компенсации на ЛЭП дополнитель-
но возникает субгармоника.
В случае периодической составляющей
только основной частоты мгновенное значе-
ние полного тока в момент t переходного
процесса будет
Ч = »'nt + га<-
Наибольшее мгновенное значение пол-
ного тока короткого замыкания — ударный
ток 1удтах наступает приблизительно через
полпериода (0,01 с) после возникновения
КЗ. Апериодическая составляющая прояв-
ляется лишь в течение первых моментов пе-
реходного процесса. Установившийся режим
наступает через 3—5 с после начала КЗ.
Современные защиты отключают КЗ до на-
ступления установившегося режима.
В случае машинного возбуждения дей-
ствие АРВ проявляется спустя несколько
долей секунды после начала КЗ, а при тири-
сторном возбуждении значительно раньше,
так как напряжение иа обмотке возбужде-
ния в этом случае возрастает практически
мгновенно.
Мощность КЗ
Мощность КЗ для момента t условно
равна:
^iti —V 3 i/раб max Inly
где f/рабтах — наибольшее рабочее напряже-
ние ступени, для которой вычислен ток КЗ
1т.
330
Токи короткого замыкания и выбор аппаратов
[Разд. 36
В относительных единицах
= /*г>
Мощность КЗ является расчетной вели-
чиной.
Виды КЗ
К простейшим видам КЗ относят корот-
кие замыкания в одной точке. В трехфазной
системе возможны следующие виды простей-
ших КЗ: трехфазное, двухфазное, однофаз-
ное, двухфазное на землю.
Трехфазное КЗ является сумметричным.
Остальные виды КЗ являются несимметрич-
ными, они создают поперечную несиммет-
рию.
Нарушение симметрии какого-либо эле-
мента трехфазной цепи (например, отключе-
ние одной фазы линии) представляет собой
продольную несимметрию. Короткое замы-
кание в сети, имеющей продольную несим-
метрню или одновременные КЗ в разных
точках сети, относят к сложным видам по-
вреждения [см. § 36-5].
Цели и методы расчета токов КЗ
Выбор метода расчета токов КЗ зави-
сит от требований к точности получаемых
результатов и сложности рассматриваемой
системы.
При выборе электрических аппаратов и
проводников не предъявляют высоких тре-
бований к точности расчета токов и напря-
жений при КЗ. В этом случае расчет можно
проводить упрощенно со следующими допу-
щениями [36-2]:
1) считать магнитные системы генера-
торов, трансформаторов и электродвигате-
лей ненасыщенными;
2) принимать совпадение по фазе ЭДС
всех генераторов;
3) упрощенно учитывать нагрузки;
4) не учитывать токи намагничивания
трансформаторов и автотрансформаторов;
5) приближенно учитывать затухания
апериодической составляющей тока КЗ в
сложной схеме;
6) не учитывать влияние активного со-
противления элементов цепи на периодиче-
скую составляющую тока КЗ, если суммар-
ное активное сопротивление схемы относи-
тельно точки КЗ не превышает 30—35%
суммарного индуктивного сопротивления;
7) пренебрегать емкостной проводи-
мостью воздушных линий электропередач
напряжением до 220 кВ включително.
Для систем с числом источников энер-
гии не более трех и несложной сетью рас-
чет часто выполняют вручную. При этом
начальное значение периодического тока
КЗ /по определяют непосредственно после
свертывания схемы замещения, а токи в
промежуточные моменты переходного про-
цесса КЗ находят с помощью практических
методов (см. § 36-2).
При значительном количестве источни-
ков питания и сложной схеме системы рас-
чет токов и напряжений при КЗ иногда вы-
полняют иа статических моделях постоянно-
го или переменного тока. Модель позволяет
измерить ток как в точке КЗ, так и в любой
ветви схемы.
Для современных мощных энергосистем
с большим числом станций, наличием сетей
нескольких напряжений уточненные расчеты
токов КЗ выполняют на электронных вы-
числительных машинах ЭВМ (см. § 36-7).
Результаты расчетов иа ЭВМ используют
при выборе электрических аппаратов и ре-
лейной защиты.
Для выбора защитного заземления
электрической установки необходимо знать
ток, через заземляющее устройство при за-
мыканиях на землю. Нет необходимости в
уточненном расчете этого тока, поскольку
другие исходные данные для расчета зазем-
ляющего устройства, в частности, парамет-
ры земли, весьма приближенны. Поэтому
расчет тока КЗ при выборе заземляющего
устройства выполняют приближенным ме-
тодом.
При расчете токов КЗ иногда применя-
ют метод наложения (см. § 4-1).
Расчетная схема
Расчет токов КЗ следует начинать с со-
ставления расчетной схемы. Расчетная схема
представляет собой однолинейную электри-
ческую схему рассматриваемой системы,
упрощенную в соответствии с приведенными
ниже указаниями.
При расчетах токов КЗ в установках
напряжением выше 1000 В в расчетную схе-
му необходимо вводить все генераторы и
синхронные компенсаторы, оказывающие
влияние на ток КЗ, крупные синхронные и
асинхронные электродвигатели, имеющие
небольшую электрическую удаленность от
точки КЗ, а также все элементы связи
(трансформаторы, автотрансформаторы,
воздушные и кабельные линии, реакторы)
источников энергии с точкой КЗ и между
собой.
Наибольшее подпитывающее действие
электродвигатели оказывают в начальный
момент КЗ. При определении тока в после-
дующие моменты КЗ все нагрузки учитыва-
ют в виде пассивных элементов (шунтов).
Удаленные станции, схемы которых не-
известны, можно упрощенно представить
блоками генератор — трансформатор, при-
нимая мощность блока равной суммарной
мощности удаленной станции. Крупные уда-
ленные источники энергии можно предста-
вить эквивалентным источником с неизмен-
ной по амплитуде ЭДС, равной среднему но-
минальному напряжению той ступени, где
расположен узел присоединения источников.
Суммарное индуктивное сопротивление эк-
вивалентного источника можно определить,
если известны начальный периодический ток
КЗ /по или мощность КЗ 5по> обусловленные
удаленными источниками в узле i:x присо-
единения. Индуктивное сопротивление экви-
валентного источника где
§ 36-1]
Основные понятия
331
t/CP—среднее номинальное напряжение той
ступени трансформации, где задан /по- При
отсутствии данных о /по или Sno от смеж-
ной системы можно пойти на дальнейшее
упрощение расчета и принять напряжение
в узле присоединения этой системы неиз-
менным и равным среднему номинальному
напряжению ступени узла.
Схема замещения
Схему замещения составляют по рас-
четной схеме, заменяя электромагнитные
(трансформаторные) связи между частями
схемы электрическими связями. Источники
энергии вводят в схему замещения их ЭДС
и сопротивлениями, элементы связи (транс-
форматоры, воздушные и кабельные линии,
реакторы) — сопротивлениями.
Исходные данные для составления схе-
мы замещения. При составлении схемы за-
мещения для вычисления токов трехфазного
КЗ для отдельных элементов расчетной схе-
мы должны быть известны:
1. Для генераторов, синхронных компен-
саторов и электродвигателей — номиналь-
ные мощности, МВ-А, ЭДС и индуктивные
сопротивления. При вычислении начального
тока КЗ в схему замещения вводят сверх-
переходную ЭДС Е" и сверхпереходное со-
противление ха. Методика определения
сверхпереходной ЭДС дана в § 36-2. Сред-
ние значения xd, отнесенные к номинальной
мощности машины Suosi и ее номинальному
напряжению, составляют;
Турбогенераторы 2,5—6 МВт ...... 0,11
Турбогенераторы 12—60 МВт ...... 0,14
Турбогенераторы 100—300 МВт............ 0,19
Турбогенераторы 500 МВт............... 0,24
Турбогенераторы 800 МВт................ 0,27
Турбогенераторы 1000 МВт ....... 0,29
Турбогенераторы 1200 МВт ....... 0.25
Гидрогенераторы до 100 МВт с демпфер-
ными обмотками.................. 0,2
Гидрогенераторы до 100 МВт без демпфер-
ных обмоток.................... 0,27
Гидрогенераторы 225 МВт ....... 0,24
Гидрогенераторы 300—500 МВт ..... 0,3
Синхронные компенсаторы, синхронные и
асинхронные двигатели........... 0,2
2. Для трансформаторов — номинальная
трехфазная мощность SBOM и напряжение
КЗ ик %.
Пренебрегая активной составляющей
падения напряжения в трансформаторе, сле-
дует принимать:
*,(ном) = “« % '100‘
Для трехобмоточных трансформаторов
схема замещения имеет вид трехлучевой
звезды; сопротивления отдельных лучей оп-
ределены в § 31-2 и 17-11.
Для автотрансформаторов обычно даны
напряжения КЗ между выводами высшего
и среднего напряжений «кВС, отнесенные к
номинальной мощности автотрансформатора
Shom, напряжения КЗ между выводами выс-
шего и низшего напряжений 1/кВН и сред-
него и низшего напряжнеий ц1(сн, отнесен-
ные к типовой мощности автотрансформато-
ра S?:
ST = kT Shom! fej = 1 — 1 /п,
где kT—коэффициент типовой мощности ав-
тотрансформатора; n=t/Bx/l7Cx —коэффи-
циент трансформации автотрансформатора.
Напряжения КЗ икВН и WKCH следует при-
вести к номинальной мощности:
ккВН ~ икВН 5ном/5т1
“ксн = “кСН 5ном/^т‘
Далее может быть составлена трехлуче-
вая схема замещения как для обычного
трехобмоточного трансформатора.
Трансформаторы. и автотрансформаторы
с расщепленной обмоткой. При расщеплении
обмотки низшего напряжения трансформа-
тора или автотрансформатора на пг обмоток
(цепей) номинальная мощность каждой рас-
щепленной обмотки
^ном,р — $ном/тг
где Shom — номинальная мощность транс-
форматора.
В приведенных ниже схемах замещения
все сопротивления отнесены к номинальной
мощности трансформатора SH™.
Схемы замещения трансформаторов и
автотрансформаторов с расщеплением об-
моток даны в табл. 36-1.
3. Для воздушных и кабельных линий.
Средние значения индуктивного сопротивле-
ния и емкостной проводимости каждой цепи
составляют;
Для одноценной воздушной линии
6—220 кВ х0, Ом/км.................. 0,4
Для одиоценной воздушной линии 220—
500 кВ при расщеплении на два
провода в фазе:
индуктивное сопротивление х0,
Ом/км............................... 0,32
емкостная проводимость 60, См/км 3,7.10 6
Для одноцепной воздушной линии
500 кВ при расщеплении иа три про-
вода в фазе:
индуктивное сопротивление х0,
Ом/Км............................... 0,3 _
емкостная проводимость Ьо. См/км 3.8.10
Для одноцепной воздушной линии
750 кВ при расщеплении иа четыре
провода в фазе:
индуктивное сопротивление х0,
Ом/км........................... 0,28_
емкостная проводимость 50, См/км 4,0-10
Для трсхжильного кабеля 6—10 кВ х0,
Ом/км.............................. 0,08
Для трехжнльиого кабеля 35 кВ х0,
Ом/км.............................. 0,12
Для одножильного маслонаполненного
кабеля ПО кВ:
индуктивное сопротивление х©,
Ом/км ............................ 0.18
емкостная проводимость Ьо, См/км 78.10~~6
332
Токи короткого замыкания и выбор аппаратов
[Разд. 36
Схемы замещения трансформаторов
Наименование
Исходная схема
Схема замещения
Исходные данные
Двухобмоточиый
трансформатор с об-
моткой низшего на-
пряжения, разделен-
ной на две цепи
Двухобмоточиый
трансформатор с об-
моткой низшего на-
пряжения, разделен-
ной иа три цепи
КкВН:
tr
ИкН1-Н2:
С
НОМ’
S — S
" номН1 номН2
"кВН;
"кН1 - Н2= "кН1—Н3=
= UkH2—Н3:
5 * S —
иом’ номН1
— £ = S "
номН2 номНЗ
___1 5
~ 3 НОМ
Группа однофазных
автотр а нсфор м ато-
ров с обмоткой низ-
шего напряжения,
разделенной на две
цепи
КкВС:
йкВН’
КкСН’
о . е
ном’ номНН’
с __ S'
homHI номН2
= 0,5S „„
номНН
Рис. 36-2. Условное обозначение (с) н схема заме-
щения (б) сдвоенного реактора.
4. Для одинарных реакторов исходными
являются номинальное напряжение, номи-
нальный ток, индуктивное сопротивление,
Ом.
На рис. 36-2, а показано условное обо-
значение сдвоенного реактора, а на рис.
36-2, б дана его схема замещения. На схеме
обозначены: Хь — индуктивное сопротивле-
ние рассеяния ветви (при отсутствии тока
в другой ветви), Ом; k — коэффициент свя-
зи, учитывающий взаимную индукцию меж-
ду ветвями, задан в каталожных данных
(см. табл. 16-37).
5. Для нагрузки — номинальная мощ-
ность, МВ-А, индуктивное сопротивление
обобщенной нагрузки, которое составляет
Хдном) =0,35 для начального момента КЗ
(<=0) и =1,2 для установившегося
режима.
Составление и преобразование схемы
замещения. Как указано выше, схема заме-
щения представляет собой электрическую
схему, в которой трансформаторные связи
§ 36-1]
Основные понятия
333
н автотрансформаторов с расщепленной обмоткой
Таблица 36-1
Расчетные выражения Примечания
я .* 11 5 5' II * " * го” “ g я - s я g II ч II II о S сп £ й Л 11 i V f I ' £ ° S [ 5- .? s.,„ - s ; ВН ном и отнесено к S кВН ном “ZH1-H2 отнесено в ^иомН1 ~ ®номН2
ХВН=“кВН/10(): *Н1— Н2 = *Н1— НЗ = *Н2—НЗ = UkH1— Н2/100: *Н1 = *Н2 = *НЗ = °,5*Н1—Н2: *Н1 = *Н2 = *НЗ = ЗХН1 = 1,5ХН1—Н2: ХВ = *ВН ~ Н2 SBH = Shom: в __т отнесено к S кВН ном “ Kill—112 = “кН1—НЗ = “кН2—НЗ отнесено к с = S - 9 номН1 номН2 еомНЗ
- - х ч и aj ч и ч и * а а § 1 1 I о + и + u + « « В 4° к5 xU 4 *в “ “ 4 * s а а“ + + + || || || и О Я ’ 1 У я я нм н“ « "• ® а § 5 ъ ъ « £ х X Н х 1Л 1Л Ю я К II 111 ", •«’ U Ж X Е X Нц х ^номВН ^номСН ^ном’ где ^ноМ — поминальная мощность трехфазпой группы, Если ShomHH Не даН0’ то иомНН v ном
заменены электрическими. Поэтому ЭДС ис-
точников энергии и сопротивления всех’эле-
ментов схемы должны быть приведены к
одной ступени напряжения, которая прини-
мается за основную. В качестве основной
удобно принимать ступень, где рассматрива-
ется короткое замыкание.
Параметры элементов схемы замещения
можно выражать в именованных или отно-
сительных единицах.
При составлении схемы замещения в
именованных единицах необходимо ЭДС, на-
пряжения, < токи и сопротивления привести
к одной ступени напряжения, выбранной за
основную. Приведение выполняют по фор-
мулам, известным из теории трансформато-
ров (см. разд. 17). Приведение можно вы-
полнить двумя способами (табл. 36-2):
точно — по действительным коэффици-
ентам трансформации;
приближенно — по средним коэффици-
ентам трансформации.
В табл. 36-2 обозначены:
Е, U, I, х — действительные ЭДС,
напряжение, ток и со-
противление;
О О о о.
Е, U, I, х — значения тех же вели-
чин, приведенные к
основной ступени на-
пряжения;
«1> «к— действительные коэф-
* фициенты трансфор-
мации тех трансфор-
маторе® (автотранс-
форматоров), комфые
334
Токи короткого замыкания и выбор аппаратов
[Разд. 36
Таблица 36-2
Формулы приведения ЭДС, напряжения, тока
и сопротивления (в именованных единицах)
к основной ступени напряжения
Наименова- ние 1 Обозначе- ние при- веденной величины Приведение по действи- тельным коэф- фициентам трансформа- ции Приведение по средним коэффициентам трансформации
ЭДС
E(ni"a-nfe)
U(nin2-”fe)
/ ____1____
ni ni-nh
X(nin2->tk)2
о
U
Напряже-
ние
Реактивное
сопротив-
ление
p UCP,OCH
^cpN
If ^CP.OCH
VcpN
I
иср,осн
* Z^cP.oChY
\ vcpN J
включены между ос-
новной ступенью на-
пряжения (Досн=Д1)
н ступенью N, где из-
вестны Е, U, I, х (на-
пример, П1 = 17оСн/^2);
Ucp.oca и Дер N — среднее номинальное
напряжение основной
и TV-й ступеней напря-
жения.
Шкала средних междуфазных номи-
нальных напряжений такова [36-2]: 515;
340; 230; 154; 115; 37; 24; 20; 18; 15,75;
13,8; 10,5; 6,3; 3,15; 0,69; 0,525; 0,4; 0,23;
0,127 кВ.
Составление схемы замещения в отно-
сительных единицах означает, что парамет-
ры элементов схемы (ЭДС и сопротивле-
ния) выражаются в долях выбранных зна-
чений базовых величин. Поэтому предвари-
тельно выбирают базовую мощность Sc
(удобно 100 или 1000 МВ-А) и базовое на-
пряжение Дс, осн дли ступени, принятой за
основную; тогда базовый ток и базовое со-
противление на основной ступени будут:
Лэ.осн “ ^б/^317(51ОСН и Х(5.осн =
" ^б.оси/^б б.осн/Р^З 7(jjOca.
Далее следует определить базовые на-
пряжения и токи на других ступенях напря-
жения.
При использовании точного приведения
базовое напряжение и базовый ток на N-й
ступени напряжения
1
^6W ^б, оси »
П1 П2, . . . , Пд
S-
/б№(П1Я2’ ••• ’ nk) Лз.осн = ’
V 6U6N
где ni, n2,.... пь — коэффициенты трансфор-
мации п трансформаторов, соединяющих ос-
новную ступень с А-й ступенью (см. выше).
Расчет параметров схем замещения в
относительных единицах значительно упро-
щается при приближенном приведении.
В этом случае базовое напряжение на каж-
дой N-к ступени принимают равным средне-
му номинальному напряжению этой ступе-
ни, взятому по шкале (см. выше), т.е.
^6N ~ ^срп'
Базовый ток для Д-й ступени
6N Уздср/
Расчетные выражения для определения
ЭДС Е„е и сопротивления Х,б в относи-
тельных единицах, отнесенных к базовым
значениям, даны в табл. 36-3, где:
Е, U—междуфазные значения ЭДС и
напряжения;
Еф, — фазные значения ЭДС и напря-
жения;
^«(вом) — относительная ЭДС в долях
Дном!
х,(ном) — относительное сопротивление
элемента в долях его номиналь-
ного сопротивления хном, где
' г/2
Дном __ ° НОМ _
ХНОМ — _ -- — е >
]/ ч г °ном
' *>1 * * * V ном
х% — сопротивление элемента в процен-
тах Хном-
Элементы схемы замещения, полученные
при использовании системы относительных
единиц и средних коэффициентов трансфор-
мации, оказываются приведенными к одной,
при этом к любой ступени напряжения рас-
четной схемы.
Составленную схему замещения путем
преобразований приводят к простейшему
виду с результирующей ЭДС £хи резуль-
тирующим сопротивлением xs относитель-
но точки КЗ. Для приведения к простейше-
му виду схемы замещения с несколькими
источниками производят замену отдельных
генерирующих ветвей с ЭДС £i, Ё2, ..., Ёа
и сопротивлениями хь х2,..., х а (рис. 36-3, а)
одной эквивалентной генерирующей ветвью
Рис. 36-3. Замена нескольких генерирующих вет-
вей одной эквивалентной.
§ 36-1]
Основные понятия
335
Таблица 36-3
Формулы расчета относительных ЭДС £*(б)и относительных сопротивлений
в базовых единицах
Наименование Исходная величина Расчет по действительным коэффициентам трансфор- мации Расчет по средним коэффициентам трансфор- мации
Форма задания Обозна- чение
ЭДС ЭДС Реактивное сопро- тивление Реактивное со- противление Именованные Е Е Еф Е _ £ф
единицы Относительные номинальные единицы Именованные единицы Относительные £*(ном) X х*(ном) U6N Гф.бЛ' к ^ном с*(ном) " и6!1 s6 V3 76JV X — или X ,2 U6N U6N S6 Л’BOM \2 ^ср^ ^ф.ср/V ^*(НОМ) «б V 'i,6N X или X Гр EcpN ucpN S4 . „ 76W
Номинал ЬНЫе единицы пли х% SHOM \ ccN ! l6N L bqm Или X*(HOM ‘ ном Х'*(ИОМ> >**(НОМ). *ном 'ном х% ^CN ^иом 100 'ном UCPN
Основные формулы преобразования схем и. токораспределения
Таблица 36-4
ПроиевоВимое преобразование Схемы Условн. обозн. преоб- разова- ния Сопротивления элемен- тов преобразованной. схемы. Распределение токов в схеме Во ее преоб- разования
До преобрази - вания После преобразова- ния
Формулы Формулы
Последовательное соевинение *1 кг ка хэк + ^ЭК~ ^а-
Параллельное соединение Л х?. MzSir , хэк —*1 II Xw"2+Z+T х7 хг хл При Звук ветвяк у - хг хг хзк~ хг +хг Т - Т ХЗК Ха.
Преобразование треугольника в эквивалентную звезду Zm/> /\ & :у Хш < М/Хмк~ \Н it Il \dxL г П г/ *м Л. /Г" % „ XLM XLN L xLM+xLN^XM/f _ XLM XMN *M ХМ-Ь-ХЬц^Хмы — *LN *М11 *N ~ Хрм^ЛсН^Хмн r Imxm-Ilxl ImL~ XLM Il xl ~Ih xh It.N SX- > "- XLN t In хц—1мхм XNM
Преобразование.... звезды в эквива.~ Рентный треугольник IL г/™ "/Г it /\ Iln f^xLM у -у 4-у XL ХМ Xlh-xL + xN 4- . , XM Xtf хМН~Хм + Хр + Il -Iln "Imu Im=Iml~Imn In~Imn~Iln
Преобразование многолучевой звезды в много- угольник с диагоналями 1/, 1ьМ*/. г р хр тс~ £** 1Р t + r |W КЛМ pVt/vT^MPjZ’’ 4/ /<$> xLM = XLxMEy х'мн^хмхн^у Г - 1 4. 1 4. 1 Л. 1 Аналогичные выражения при большем числе лучей Il =Ilm ^Iln~Ipl и m. 8.
336
Токи короткого замыкания и выбор аппаратов
[Разд. 36
(рис. 36-3,6), ЭДС и сопротивление кото-
рой определяются выражениями:
£, У] + Ё2 j^2 Н~ •• • + 7?га Х_а
ЭК= Г1 + 1э+ ••• +Га ;
/Лэк = у1 + у2+ ... +уа ’
где Yi=l/jxi;. Y^l/jxs; ...; Ya = l/jxa —
проводимости ветвей.
При двух генерирующих ветвях в узле
Ё1 jxs 4- Ez jxt
jxt + /х2
и /Хэк =
/Xj jxz
jxt + /х?
Основные формулы преобразования
схем с сопротивлениями и формулы нахож-
дения токораспределения приведены в табл.
36-4.
По найденным результирующей ЭДС
Е% и результирующему сопротивлению xs
определяют периодическую составляющую
тока в месте КЗ (см. § 36-2, 36-3).
После этого, постепенно развертывая
схему, можно найти токи в отдельных вет-
вях и напряжения в разных точках исход-
ной схемы.
36-2. ТРЕХФАЗНОЕ
КОРОТКОЕ ЗАМЫКАНИЕ
Расчет действующего значения
периодической составляющей тока КЗ
в начальный момент времени
При расчетах действующего значения
периодической составляющей тока КЗ в на-
чальный момент времени индивидуально
учитывают синхронные генераторы и ком-
пенсаторы, а также мощные синхронные и
асинхронные двигатели, подключенные не-
посредственно в месте КЗ или вблизи него.
Электродвигатели относительно небольшой
мощности и все электродвигатели, связан-
ные с точкой КЗ через трансформаторы или
реакторы, относят к ближайшей обобщен-
ной нагрузке.
Чтобы упростить расчеты, пренебрегают
несимметрией ротора синхронных машин и в
расчетную схему их вводят сверхпереход-
ным сопротивлением х =хе/«х(7 н сверх-
переходной ЭДС Е", значение которой зави-
сит от режима работы машины до КЗ:
для синхронных генераторов и синхрон-
ных электродвигателей, работающих с пере-
возбуждением,
Е" = V(UM + Д0) х" sin <р(0))?+
(7(о) х" cos ф(о))2 « U(0) + До) х" sin <р{0),
где С7(о), 7(0) и <Р(0)—напряжение, ток н
угол сдвига между векторами напряжения
и тока до КЗ;
для синхронных электродвигателей, ра-
ботающих с недовозбуждением,
Е" = K(t7(o)-7(o>x//sin<jP(o))? + ^
+ (7(0) х" cos <Р(0))2 а? С7(о) — 7(0) х" sin <р(о);
для синхронных компенсаторов
Д"=Д{о)±7(о)х",
причем знак «плюс» принимается в случае
работы компенсаторов в режиме перевоз-
буждения, а знак «минус» — в режиме не-
довозбуждения.
Для асинхронных электродвигателей
сверхпереходную ЭДС определяют по при-
веденной выше формуле для синхронных
электродвигателей, работающих с иедовоз-
буждением, а относительное сверхпереход-
ное сопротивление при их номинальных ус-
лрвиях (т. е. когда за базовые значения
приняты номинальное напряжение и номи-
нальный ток)
х*(ном) ’
где 7.к — кратность пускового тока электро-
двигателя (указана в каталогах).
Для обобщенной нагрузки сверхпере-
ходную ЭДС, отнесенную к среднему номи-
нальному напряжению той ступени, на ко-
торой эта нагрузка подключена, принимают
равной £'4нг(ном)=®>®^> а сверхпереходное
сопротивление, отнесенное к тому же на-
пряжению и суммарной полной мощности
(MB-А) нагрузки, равным х*нг(ном) —0,35.
Далее все элементы расчетной схемы
приводят к предварительно выбранным ба-
зовым условиям (при расчете в относитель-
ных единицах) или к одной ступени напря-
жения (при расчете в именованных едини-
цах); полученную схему замещения путем
соответствующих преобразований приводят
к простейшему виду и определяют резуль-
тирующую ЭДС Е^ (илн £s) и результи-
рующее сопротивление х % (илн х s) относи-
тельно точки КЗ (см. § 36-1). Искомое дей-
ствующее значение периодической составля-
ющей тока в момент КЗ
Ё'^
7по ~ г
где 7в — базовый ток той ступени напряже-
ния, где находится точка КЗ, кА.
При расчете в именованных единицах
искомый ток
7по — E-s,/xv
Если точка КЗ находится у выводов
асинхронного двигателя или за внешним
сопротивлением, не превышающим 10—20%
его сверхпереходного сопротивления, то для
всех двигателей, кроме двигателей серий
ВДД н ДВДА, можно принимать [36-2]:
Лю *к Люм’
а для двигателей серий ВДД и ДВДА
Лю 1 Люм’
где 7Ном — номинальный ток двигателя.
§ 36-2]
• Трехфазное короткое замыкание
337
Расчет апериодической составляющей
и ударного тока КЗ
Начальное значение апериодической
составляющей тока КЗ зависит от предшест-
вующего тока в цепи, связывающей источ-
ник энергии с точкой КЗ, угла сдвига меж-
ду векторами напряжения и этого тока, а
также от фазы включения, т. е. угла, опре-
деляющего положение вектора напряжения
поврежденной фазы в момент КЗ. Обычно
в качестве расчетного принимают случай,
когда начальное значение апериодической
составляющей тока КЗ равно по абсолют-
ному значению амплитуде периодической
составляющей тока в момент КЗ, т. е.
/ао = К2 /по-
В схеме, содержащей один источник
энергии н только последовательно включен-
ные элементы, апериодическая составляю-
щая тока КЗ изменяется по экспоненциаль-
ному закону, поэтому в произвольный мо-
мент t она равна:
iat = К2 /п0 е^/7'а ,
где Гя—/(<1>7?у); хх и R-^—соответствен-
но суммарное индуктивное и суммарное
активное сопротивления до точки КЗ.
При определении xs и 7?s синхронную
машину вводят в расчетную схему индук-
тивным сопротивлением обратной последо-
вательности и активным сопротивлением ста-
тора.
Ударный ток КЗ определяют по фор-
муле
/уд max — ^уд К2 1п0,
где kra — ударный коэффициент.
Для синхронных генераторов, компенса-
торов и электродвигателей
Луд = 1 + е~4’’01/7’а;
для асинхронных электродвигателей
. -о.О1/т-п . -0,01/г
&уд = е р + е ' а ,
где Гр — расчетная постоянная времени,
учитывающая затухание амплитуды перио-
дической составляющей тока КЗ.
Для двигателей разных серий средние
значения ударного коэффициента составля-
ют 1,5—1,65.
Если расчетная схема содержит только
один источник энергии, но является развет-
вленной, то апериодическую составляющую
тока КЗ в произвольный момент времени t
определяют приближенно, полагая, что в
схеме любой конфигурации эта составляю-
щая изменяется по экспоненциальному зако-
ну с некоторой эквивалентной постоянной
времени /а, эк, т. е.
iat-^2
где
22—792
J а.эн — „ I
w/?S(x=0)
xS(R=0) и ^Х(х=0) — суммарные сопротив-
ления схемы замещения, в которую все эле-
менты введены соответственно только ин-
дуктивными и только активными сопротив-
лениями.
При принятом допущении ударный ток
КЗ
Лд max - (1 + е^°УТ^ ) КГ7П0 -
— &уд 2 Лю-,
В тех случаях, когда расчетная схема
является разветвленной и содержит несколь-
ко источников энергии, методика расчета
апериодической составляющей тока КЗ и
ударного тока определяется удаленностью
точки КЗ от источников. При этом все мно-
гочисленные случаи можно свести к двум
основным:
1) точка КЗ значительно удалена от
всех источников энергии (например, КЗ на
приемных концах тупиковых линий 35—
220 кВ, КЗ за линейными реакторами элект-
ростанций и подстанций, КЗ иа стороне низ-
шего напряжения подстанций без синхрон-
ных компенсаторов). В этом случае расчет-
ную схему для определения действующего
значения периодической составляющей тока
в момент КЗ путем преобразований приво-
дят к простейшему виду, определяют на-
чальное значение апериодической составля-
ющей тока КЗ, эквивалентную постоянную
времени затухании Та, эк и по приведенным
выше формулам находят искомые значения
ТОКОВ lai И /удmax’,
2) точка КЗ находится вблизи генера-
торов, синхронных компенсаторов, крупных
электродвигателей или блоков генератор —
трансформатор. В этом случае схему заме-
щения для определения действующего зна-
чения периодической составляющей тока в
момент КЗ преобразуют таким образом,
чтобы генераторы (синхронные компенсато-
ры, крупные электродвигатели) или блоки
генератор — трансформатор, вблизи которых
находится точка КЗ, были выделены в от-
дельную ветвь (см. ветвь с ЭДС Ег и со-
противлением Хг на рис. 36-4). Все осталь-
Рис. 36-4. Расчетная схе-
ма для определения апе-
риодической составля-
ющей тока КЗ и ударно-
го тока в случае КЗ
вблизи источника энер-
гии.
ные источники энергии и сопротивления
соответствующей части схемы до точки КЗ
относят к другой ветви (см. ветвь с ЭДС Ес
и сопротивлением Хс на рис. 36-4). Затем
для каждой ветви отдельно находят дейст-
вующие значения периодической составляю-
338
Токи короткого замыкания и выбор аппаратов
[Разд. 36
щей тока в момент КЗ, т. е. /го и /со и экви-
валентные постоянные времени затухания
апериодической составляющей тока КЗ Га,г
и Га.с. Искомые значения апериодической
составляющей тока КЗ в момент времени t
и ударного тока КЗ равны:
/ 1 < \
iat = Uro е + 1се е Га.с J.
/уд max — 2 (£уд,г /го + ^УД,С /сэ)>
. _ 1 Л-°'01/:га г
^уд,г — 1 “г а *
и
, 1 Л-°’01/7‘а с
^уд.с — 1Ч- е ’ .
Если данные для определения активных
сопротивлений различных элементов расчет-
Таблица 36-5
Значения постоянной времени Т& и ударного
коэффициента для характерных элементов
и частей электрической системы
Наименование элемента или части электрической системы га-с УД
Турбогенератор мощ- ностью 10—60 МВт 0,16—0,25 1,94—1,955
То же мощностью 100— 1000 МВт Блок, состоящий из тур- богенератора мощ- ностью 60 МВт и трансформатора; 0,4—0,54 1,975—1,98
прн номинальном напряжении генера- тора 6,3 иВ 0.2 1,95
то же 10,5 кВ 0,15 1,935
Блок, состоящий из тур- богенератора мощ- ностью 100—200 МВт и трансформатора 0,26 1,965
То же при мощности ге- нератора 300 МВт 0,32 1,977
То же при мощности ге- 0,35 1,983
нератора 500 МВт 0,3 1,967
То же при мощности ге- нератора 800 МВт
Система, с которой стан- ция (подстанция) свя- зана воздушными ли- ниями напряжением 35 кВ 0,02 1,6
То же напряжением 110— 150 кВ 0,02—0,03 1,6—1,717
То же напряжением 220— 330 кВ 0,03—0,04 1,717—1,78
То же напряжением 500— 750 кВ 0,06—0,08 1,85—1,895
Система, с которой сбор- ные шины 6—10 кВ станции (подстанции) связаны через транс- форматоры мощностью 80 МВ «А (в единице) н выше 0,06—0,15 1,85—1,935
То же через трансформа- торы мощностью 32— 63 МВ-А (в единице) 0,05 -0,1 1,82—1.90
Присоединения, защи- щенные реактором с номинальным током 1000 А и выше 0,23 1,956
То же с номинальным током до 630 А о,1 1,904
Распределительные сети напряжением 6—10 кВ 0,01 1,37
ной схемы отсутствуют, то при расчете апе-
риодической составляющей тока КЗ и удар-
ного тока можно использовать данные о
средних значениях постоянной времени за-
тухания апериодической составляющей и
ударного коэффициента для характерных
элементов и частей электрической системы,
приведенные в табл. 36-5.
Расчет периодической составляющей
тока КЗ в произвольный момент времени
аналитическим методом
Аналитический расчет периодической
составляющей тока КЗ в произвольный мо-
мент времени сравнительно несложен лишь
в простейших случаях.
I. В расчетную схему входит только
один или несколько одинаковых симметрич-
но расположенных (относительно точки КЗ)
генераторов, причем генераторы не имеют
демпферных обмоток, а при форсировке воз-
буждения напряжение на выводах обмотки
возбуждения мгновенно возрастает до пре-
дельного значения. В этом случае периоди-
ческая составляющая тока КЗ в момент
времени t
Р ( Е„
Ini ~ Т--------г | , —
+ Urf + xBin
Eqn
%d ^нш
l'Td
где Еч„ — синхронная ЭДС генератора по.
поперечной осн при предельном токе воз-
буждения Ifn (обычно принимают £.,п=
=/»уп); Ха — синхронное сопротивление ге-
нератора по продольной оси; xd — его пере-
ходное сопротивление по продольной оси;
Ед — переходная ЭДС генератора по по-
перечной оси до момента КЗ:
£ = у (И(0) + Цо) xd s'n ’Р(О))2 +
+ (^(0)xdcos *Р(0))2 ^4(0) + /(O)xdsin<P(O);
хЕш — внешнее сопротивление; rd=7^0(xd +
+ ХВш)/(#d + Гвш); Гур — постоянная времени
обмотки возбуждения при разомкнутом
статоре.
Приведенное выражение для определе-
ния периодической составляющей тока КЗ
справедливо, пока эта составляющая оста-
ется меньше ивоа/хвш. Время Ар, по про-
шествии которого Int оказывается равной
t/ном/хвш и далее остается неизменной, на-
зывается критическим. Его можно найти,
приравняв правую часть выражения для /п«
И Г/ном/Хвш.
2. В расчетную схему входит только
одни генератор с демпферными обмотками,
а при форсировке возбуждении напряжение
на выводах обмотки возбуждения мгновен-
§ 36-2]
Трехфазное короткое замыкание
339
но возрастает до предельного значения.
В этом случае
. £<7(0) , ( ЕЧ............
/п< =——-----------г , ~~
Xd *вш \xd(ld) + хвш
£<7(0)
х<г + Хвш
xd "f" хвш xd(ld) 1 хвш
Eqn Eq(o)
xd ~Ь ^вш xd “Ь Хвш
^d ^Id рас ~ (^d I
—----;-----— е +
та-та
, "I'd ^Idpac ~ ^Td
' ' e
Td-Td
где Eqfoy — синхронная ЭДС генератора по
поперечной оси до момента КЗ (обычно при-
нимают ^ф9(о)=Лко) )’ Еа и Eq переход-
ная и сверхпереходная ЭДС генератора по
поперечной оси до момента КЗ .(они могут
быть приняты равными соответственно Е'
и Е"; формулы для определения последних
приведены выше); Та и Td —постоян-
ные времени затухания переходной и сверх-
переходной составляющих тока; эти посто-
янные времени примерно равны:
Т'а « T'f + Т'а и о' T'f T’ld/(T’f + 7^),
гДе х2 \ /
т; = xfI^Rf) = (л?-(“*/)>
Tld~ хм/(.аЕ14) —
I х2 \ /
I xad I /
“hd’xf+xJ/ (<в^;
\ I ЛВШ / '
__1 (Жрас Жвш)
^ad] Х
Х [х1ХХй'^Хвш)—’*ай]
X/ и Rf — индуктивное и активное сопротив-
ления обмотки возбуждения; хщ и Ria—
индуктивное и активное сопротивления про-
дольной демпферной обмотки;
, Tf + Tld
x^^xdTfo+Tido
Т,.. = x^./faR^ .)•
IdO ld/V ld/>
^Idpac — \ —^Xi<i XadiltS&RyjiE
Расчет тока КЗ от электродвигателей,
а также учет подпитки от электродвигате-
лей в 'установках собственных нужд тепло-
вых электростанций дан в [36-3].
Практические методы расчета
периодической составляющей тока КЗ
в произвольный момент времени
Расчет при удаленных КЗ. При прибли-
женных расчетах КЗ нет необходимости про-
изводить индивидуальный учет всех элемен-
тов энергосистемы. Обычно отдельно учиты-
вают только те источники энергии, которые
находятся относительно недалеко от места
КЗ. Остальную часть энергосистемы пред-
ставляют в виде одного источника (обычно
его называют «системой»), сопротивление
которого равно ее суммарному сопротивле-
нию хс, а действующее значение ЭДС не
изменяется во времени и равно среднему но-
минальному напряжению той ступени транс-
формации, к которой приведено сопротивле-
ние хс.
При КЗ в точке, относительно которой
подсчитано сопротивление хс, действующее
значение периодической составляющей не
изменяется во времени и равно
Eit ~ /по =Дср/ 3 хс)
нли, если сопротивление системы выражено
в относительных единицах при базовых ус-
ловиях,
I
/nf = /по — /б>
х*с(б)
где /о — базовый ток той ступени трансфор-
мации, где находится точка КЗ.
Обычно при расчетах КЗ задано не сум-
марное сопротивление системы, а действую-
щее значение периодической составляющей
тока от системы в момент КЗ в какой-либо
точке. Прн этом индуктивное сопротивление
системы до этой точки
*с = М'Чо) “"И ж*с(б) = 4/7п0 •
Если источники энергии (генераторы,
синхронные компенсаторы), индивидуально
введенные в расчетную схему, удалены от
точки КЗ настолько, что ток ближайшего к
месту КЗ генератора (компенсатора) в мо-
мент КЗ не превышает его номинальный ток
более чем в 1,5 раза (такие условия имеют
место при КЗ за трансформатором собст-
венных нужд блока генератор-—трансфор-
матор, за двумя трансформаторами связи,
за линейным реактором с небольшим номи-
нальным током, в распределительных сетях
6—10 кВ и т. д.), то все эти источники энер-
гии и остальную часть энергосистемы мож-
но путем соответствующих преобразований
схемы, составленной для расчета периодиче-
ской составляющей тока в начальный мо-
мент КЗ (т. е. схемы, в которую генераторы
и синхронные компенсаторы введены сверх-
переходными сопротивлениями и сверхпере-
ходиыми ЭДС), заменить одним источником
22*
340
Токи короткого замыкания и выбор аппаратов
[Разд. 36
Рис. 36-S. Кривые изменения во времени тока КЗ от синхронной машины (а) и зависимости тока в
месте КЗ от тока генератора (б).
и амплитуду его результирующей ЭДС счи-
тать неизменной во времени. При этом
периодическая составляющая тока КЗ в
произвольный момент времени
lut — /по — ~ Тб
или
lut — 'по — о I
xs
где и — результирующие ЭДС и
сопротивление схемы в относительных еди-
ницах при выбранных базовых условиях;
и —то же в именованных единицах.
Метод типовых кривых. Метод типовых
кривых [36-4] основан иа использовании
кривых изменения во времени отношения
периодической составляющей тока КЗ от
генератора (компенсатора) в произвольный
момент времени к начальному значению
этой составляющей при различных удален-
ностях точки КЗ (рис. 36-5, а). Эти кривые
построены при следующих условиях: крат-
ность .форсировки возбуждения для турбоге-
нераторов и синхронных компенсаторов
равна двум, а для гидрогенераторов 1,8;
постоянная времени нарастания напряжения
на обмотке возбуждения синхронной маши-
ны при форсировке возбуждения равна
нулю.
Отношение периодической составляю-
щей тока КЗ от синхронной машины в про-
извольный момент времени к начальному
значению этой составляющей при принятом
способе оценки удаленности КЗ (см. ниже)
сравнительно мало зависит от параметров
машины, а также от нагрузки и места ее
подключения, поэтому метод типовых кри-
вых позволяет с достаточной для практики
точностью определить ток КЗ от всех сов-
ременных синхронных машин и при различ-
ных схемах электрических соединений элект-
ростанций— как при наличии местной на-
грузки, так и при ее отсутствии.
Чтобы с помощью типовых кривых оп-
ределить отношение токов КЗ от синхронной
машины в произвольный и начальный мо-
менты времени, нужно предварительно оце-
нить удаленность точки КЗ от этой машины.
Обычно под удаленностью понимают при-
веденное к номинальной мощности и номи-
нальному напряжению машины внешнее со-
противление, которое остается подключен-
ным к' машине при КЗ. Однако если точка
КЗ находится за сопротивлением, которое
является общим для рассматриваемого ге-
нератора и для других источников энергии,
то понятие внешнего сопротивления лишено
смысла. Более удобной и универсальной ве-
личиной, которая в полной мере характери-
зует удаленность точки КЗ от синхронной
машины, может быть определена в схеме с
любым числом источников энергии и позво-
ляет для разнотипных машин построить
единые кривые, является отношение перио-
дической составляющей тока генератора
(компенсатора) в момент КЗ /г0 к его но-
минальному току /ном, т. е.
/*г0(ном) ^го/^ном'
В общем случае, когда синхронная ма-
шина и точка КЗ находятся на разных сту-
пенях трансформации и ток машины в мо-
мент КЗ приведен к напряжению той ступе-
ни, где находится точка КЗ (обозначим этот
О
ток через /го), относительный ток в мо-
мент КЗ /.го(иом) следует определять по
§ 36-2]
Трехфазное короткое замыкание
341
формуле
° /°
^•гО(иом) = ^го'Люм’
где/Ном=5ном/()/Л3 t/г р.к) —номинальный
ток машины, приведенный к среднему номи-
нальному напряжению С/Ср,к той ступени
трансформации, где рассматривается КЗ.
Если же расчеты тока КЗ проводятся в
относительных- единицах при произвольно
выбранных базовых условиях, то относи-
тельный ток генератора (компенсатора) в
момент КЗ /»го(иом) целесообразно опреде-
лять по формуле
^»гО(ном) — ^*гО(б) $б/5ном«
где /*го(б) — ток синхронного генератора
(компенсатора) в момент КЗ, выраженный
в относительных единицах при произвольно
выбранных базовых условиях; So — базо-
вая мощность.
В тех случаях, когда расчетная схема
содержит только один синхронный генерал
тор (компенсатор), расчет периодической
составляющей тока КЗ в произвольный мо-
мент времени по методу типовых кривых
ведут в следующей последовательности:
I) по исходной расчетной схеме состав-
ляют схему замещения для определения дей-
ствующего значении периодической состав-
ляющей тока КЗ в начальный момент вре-
мени (т. е. схему, в которую синхронный
генератор или компенсатор вводят сверх-
переходным сопротивлением и сверхпереход-
ной ЭДС, найденной с учетом предшеству-
ющей нагрузки машины);
2) находят суммарное индуктивное со-
противление схемы замещения относительно
точки КЗ и определяют действующее значе-
ние периодической составляющей тока гене-
ратора (компенсатора) в момент КЗ;
3) по одной из приведенных выше фор-
мул находят значение относительного тока
генератора (компенсатора) в момент КЗ
/*го(ном) и, исходи из этого значения, по рис.
36-5, а выбирают соответствующую типовую
кривую Zrt/Zro=f(/); если /*го(ном) оказыва-
ется дробным числом, то его округляют до
ближайшего целого числа (если разница
этих чисел невелика) нли производят интер-
полирование кривых;
4) по выбранной кривой для расчетного
момента времени определяют отношение
токов Лч//го=У«;
5) определяют искомое значение перио-
дической составляющей тока КЗ в момент
времени t
О'
^rt ~ Ъ ^гО = Vt ^*гО(ном) Люм =
— ^гО(б) ,б'
где /в — базовый ток той ступени напряже-
ния, где находится точка КЗ.
Если в схеме имеется несколько генера-
торов и они не связаны с местом КЗ общим
сопротивлением, то при определении перио-
дической составляющей тока трехфазного
КЗ в какой-либо момент времени необходи-
мо изложенным способом найти токи от от-
дельных генераторов.и затем определить
суммарный ток в месте КЗ.
Метод типовых кривых следует приме-
нять при сравнительно небольших удален-
ностях точки КЗ от генераторов (компенса-
торов), а именно, когда относительный ток
генератора (компенсатора) в момент КЗ
/*гО(ном)^ 1,5. При /.го(ном)<1,5 ток от син-
хронной машины практически не изменяется
во времени, поэтому такую и все еще более
удаленные машины можно, как было сказа-
но выше, объединить с остальной частью
энергосистемы и определить суммарный не-
изменный по амплитуде ток.
В тех случаях, когда точка КЗ нахо-
дится за сопротивлением хк, которое явля-
ется общим для генератора и системы (рис.
36-6), а удаленность этой точки от генера-
тора такова, что 7.го(ном)»1,5, то необходи-
(SX*
Рнс. 36-6. Расчетная
схема для определе- М
ния тока КЗ от син- |
хронного генератора
с учетом влияния ”
системы.
мо учитывать изменение во времени дейст-
вующих значений периодических составляю-
щих токов от генератора и в месте КЗ.
Отношение действующих значений периоди-
ческой составляющей тока в месте КЗ в про-
извольный момент времени t и в момент КЗ,
т. е. /«(//ко, можно определить с помощью
кривых /rz/Zro=f (Zki/Zko), которые приведе-
ны на рис. 36-5, б. Кривые построены для
разных отношений /Го/До в пределах от 1
до 0,5. При /го/Л<о<0,5 изменением во вре-
мени действующего значения периодической
составляющей тока в месте КЗ можно пре-
небречь.
Порядок расчета тока в месте КЗ с ис-
пользованием кривых, приведенных на рис.
36-5, б, таков:
1) по исходной расчетной схеме состав-
ляют схему замещения для определения дей-
ствующего значения периодической состав-
ляющей тока КЗ в начальный момент вре-
мени;
2) путем преобразований схему замеще-
ния приводят к виду, показанному иа рис.
36-6;
3) находят суммарное индуктивное со-
противление всей схемы х2 и суммарную
ЭДС Es и определяют начальное значение
тока в месте КЗ:
А.о = Еs >
4) определяют начальное значение тока
генераторной Ветви
^гО 'кО^к 5
/го --------------
Лр
.42
Токи короткого замыкания и выбор аппаратов
[Разд. 36
5) находят /«го(Еом), а также отношение
/гоДно и по ним выбирают соответствующие
кривые на рис. 36-5, а и б;
6) для расчетного момента времени t
по выбранной в п. 5 кривой /п//го=/(0 на-
ходят отношение 7г«//го н затем, используя
выбранную на рнс. 36-5, б кривую 7,<г//к0=
=f(7ri/7ro), определяют отношение /««//ко;
7) определяют искомое действующее
значение периодической составляющей тока
в месте КЗ в расчетный момент времени t.
36-3. НЕСИММЕТРИЧНЫЕ
КОРОТКИЕ ЗАМЫКАНИЯ
Общие сведения
Для расчета несимметричных КЗ и не-
полнофазных режимов обычно применяют
метод симметричных составляющих. Зави-
симость между переменными, выраженными
в фазных координатах Fa, Fb, Fc, н пере-
менными в симметричных координатах Fai,
Fa2, Fао определяется следующими соотно-
шениями:
напряжения V,
, соот-
Здесь F — комплексы i
тока 7; а—оператор изменения аргумента
( 1 , .1^3 Ря/3
вектора 1а =— + у —— =е!'
„ 1 Кз
ветственно fi —— — — j —% ; a2-f-a+1 = 0.
Соответствие между параметрами режима
определяется матрицей системы симметрич-
ных координат
1 1
а 1
a2 1
или обратной матрицей
£
3
S'
1 a a2
1 a2 a
1 1 1
Таким образом, перевод нз симметрич-
ных координат Fs в фазные F и обратно
производится по формулам F=sFs и Fs=
= s->F.
В однолинейном исполнении составляют
схемы прямой, обратной и нулевой последо-
вательностей и рассчитывают эквивалент-
ную ЭДС прямой последовательности Е^
и результирующие сопротивления относи-
тельно точки КЗ схем всех трех последова-
тельностей: xls, X2S и х0Х(рИС з6.7).
Для удобства расчета принимают условно
фазу Л за особую.
Схему прямой последовательности со-
ставляют так же, как для расчета соответ-
ствующего симметричного режима. Напря-
жение в месте повреждения ие равно нулю,
как это имеет место при расчете трехфазно-
го КЗ (при несимметричном КЗ 7/kai, при
неполнофазном режиме Д7/ьл1). ЭДС и со-
противления генераторов, электрических
двигателей н нагрузки определяются расчет-
ным моментом времени; схема обратной по-
следовательности по конфигурации анало-
гична схеме прямой последовательности. Ге-
нераторы, электрические двигатели и на-
грузки учитывают сопротивлениями для
токов обратной последовательности (попе-
речными ветвями). ЭДС источников питания
в схеме обратной последовательности от-
сутствуют, в месте повреждения приложено
напряжение обратной последовательности
(UKA2— при несимметричном КЗ и Ьйьлг —
при неполнофазном режиме (см. § 36-4).
Схема нулевой последовательности, как
и схема обратной, не содержит ЭДС; в мес-
те повреждения приложено напряжение
(С1«ао или Д(7ьло). Конфигурация схемы
нулевой последовательности определяется
схемой сети повышенных напряжений
(ПО кВ и выше), схемами соединения об-
моток трансформаторов и режимом зазем-
ления их нейтралей.
Симметричные составляющие токов в
месте повреждения условно направляют к
точке КЗ или к месту обрыва и обозначают
соответственно 7kai, /иа2, /као или Ilai,
Ilaz, 7ьАО-
Рис. 36-7. Схемы прямой, обратной в нулевой последовательностей прн несимметричных КЗ.
§ 36-3]
Несимметричные короткие замыкания
343
Сопротивления всех статических элемен-
тов системы, не имеющих подвижных маг-
нитно-связанных контуров (реакторы,
трансформаторы, воздушные и кабельные
линии), выполненных симметрично (сопро-
тивления самоиндукции хх и взаимной ин-
дукции между фазами хм одинаковые для
всех фаз), в фазных координатах определя-
ют так:
XL ХМ ХМ
ХМ XL ХМ
ХМ ХМ XL
При переходе к симметричным коорди-
натам сопротивления при принятых услови-
ях определяют по следующему выражению:
О О
О х2 О
О 0
где Х1=Х2=Хх—Хм и х0=хь+2л'лг; Хх—
собственное сопротивление фаз; Хм — сред-
нее взаимное сопротивление фаз.
Матрица сопротивлений в симметричных
координатах содержит только диагональные
элементы; это означает, что схемы отдель-
ных последовательностей не связаны между
собой и могут рассматриваться отдельно
(рис. 36-7).
Параметры электрических машин
для токов обратной последовательности
Сопротивления электрических машин
для токов обратной последовательности за
висят от места приложения напряжения об-
ратной последовательности по отношению к
выводам машины и от гармонического сос-
тава токов. Сопротивление синхронных ма-
шин для токов обратной последовательности
с учетом всех высших гармонических состав-
ляющих токов в том случае, когда источник
обратной последовательности приложен за
сопротивлением Хвш, определяется по фор-
муле
Х2 ~ Л вш) хвш) ХвпГ
В приближенных расчетах можно при-
нять x2=l,22xd.
Сопротивление асинхронных двигателей
токам обратной последовательности равно
сверхпереходному сопротивлению:
= хд •
Аналогично для обобщенной нагрузки
*»нг2 ~ ~ 0,35.
Схемы замещения
и параметры трансформаторов
для токов нулевой последовательности
При составлении схемы нулевой после-
довательности не учитывают токи намагни-
чивания трехфазных четырех- и пятистерж-
невых (броневых) и групп однофазных
трансформаторов; схему составляют от мес-
та повреждения, где приложено напряжение
нулевой последовательности. Схемы заме-
щения трансформаторов для токов нулевой
последовательности и их параметры при
различных вариантах соединения обмоток
приведены на рнс. 36-8. Трансформатор
имеет бесконечно большое сопротивление
для токов нулевой последовательности при
повреждении со стороны обмотки, соединен-
ной- в треугольник и со стороны обмотки,
соединенной в звезду с разземленной ней-
тралью.
Если вторичная обмотка трансформато-
ра соединена в звезду с разземленной или
с заземленной нейтралью, но в цепи обмот-
ки отсутствует замкнутый контур для про-
текания токов нулевой последовательности
(рубильник Р отключен), эта обмотка в
схему нулевой последовательности не вой-
дет.
Параметры трехфазиых трансформато-
ров с трехстержневым магнитопроводом
резко отличаются от приведенных на рнс.
36-8. Вследствие других путей прохождения
магнитных потоков нулевой последователь-
ности в схемах замещения этих трансфор-
маторов необходимо учитывать ветвь на-
магничивания. Сопротивление ветви намаг-
ничивания в зависимости от конструкции
составляет 0,3—1,0 относительных единиц
(точное значение определяется эксперимен-
тальным путем).
Ток в нейтрали трансформатора равен
утроенному току нулевой последовательно-
сти соответствующей обмотки. Ток в нейт-
рали автотрансформатора (рис. 36-8) равен
утроенной разности токов нулевой последо-
вательности (выраженных в именованных
единицах) обмоток высшего и среднего на-
пряжений. Если токи определены в относи-
тельных единицах 7*о(В>, /.о<с>, то ток в
нейтрали
/ Sfj
ГМп - 3 Z*0(B)
\ V 6 U6(B)
-7 1
’О(С)]/-5Ч(С)Г
Сопротивление реактора, включенного в
нейтраль трансформатора, в схеме замеще-
ния нулевой последовательности учитывают
утроенным значением и включают последо-
вательно с той обмоткой, в нейтраль кото-
рой он включен.
Сопротивление линий токам
нулевой последовательности
Соотношения между сопротивлениями
нулевой ха и прямой xt последовательностей
имеют следующие значения:
Одноцепная воздушная линия без троса
илн со стальным тросом.............. 3,5
То' же с тросом из провода АС . . . 2,0—2,5
Кабель.............................. 3,5—4,5
344
Токи короткого замыкания и выбор аппаратов
[Разд. 36
Рис. 36-8. Пути циркуляции токов нулевой последовательности в трансформаторах с различными
схемами соединения обмоток и их схемы замещения.
а — двухобмоточный трансформатор Y/Д; б — то же Y/Y; в — автотрансформатор ¥авт0/Д; г—трех-
обмоточный трансформатор Y/Y/Д; д — двухобмоточный трансформатор с расщепленной обмоткой
Y/Д—Д
§ 36-3]
Несимметричные короткие замыкания
345
Активное сопротивление кабеля для
токов нулевой последовательности примерно
в 10 раз больше активного сопротивления
прямой последовательности.
Сопротивление нулевой последователь-
ности взаимной индукции двух цепей линии
электропередачи (рис. 36-9), Ом/км,
*1—110 = 0,4351g »
9.-------------------.
где Di-ц=у dAA,, dAB,,..., dcc,— среднее
геометрическое расстояние между цепями;
£>3=935 м [36-1].
Рнс. 36-9. Расположение проводов двухцепиой ли-
нии электропередачи и а одной опоре.
Значение сопротивления xi-ц 0 находит-
ся в пределах от 0,9—1 Ом/км при располо-
жении цепей без троса на одной опоре и
уменьшается до нуля при расстоянии между
цепями более 500 м.
В расчетах токов КЗ ручным способом
или на расчетных моделях постоянного тока
для учета взаимной индукции двух цепей
используют схему замещения рис. 36-10, а.
По аналогии с трансформатором ветвь ли-
нии учитывают сопротивлением рассеяния
xpacio=xio—xi-iio, где Хю сопротивление
нулевой последовательности цепи / без уче-
та магнитной связи с цепью II. Соответст-
венно Xpaciio—хио—Xi-iio.
Рнс. 36-10. Исходная схема н схема замещения
двухцепной линии электропередачи, если цепи
соединены на одном конце (а) нли не имеют элек-
трического соединения но концам (6).
Сопротивление взаимной > индукции
включается на сумму (разность) токов двух
цепей.
На рис. 36-11 представлена эквивалент-
ная схема замещения нулевой последова-
тельности при КЗ на одной цепи двухцепной
линии электропередачи.
tio
Рис. 36-11. Исходная схема и схема замещении
двухцепной линии при КЗ на одной цепи. Общая
длина, км, линии Z; повреждение иа расстоянии
nl от точки М и (1—п)1 от точки Ы.
Если линии не объединены электрически
по концам, сопротивление взаимной индук-
ции включают в ту ветвь схемы замещения,
где протекает сумма токов двух цепей. Эти
и более сложные случаи рассмотрены в
[36-П.
Если магиитно-связанные цепи линии
электропередачи связаны электрически по
концам, то в расчетах можно использовать
сопротивление одной фазы одной цепи с
учетом влияния второй: х10=х10+х1_п0.
Для средних параметров цепей линии на-
пряжением ПО кВ и выше при расположе-
нии их на одной опоре xj0= (5,5-f-6)x1 для
'линии без троса или со стальным тросом
и сопротивление фазы одной цепи с учетом
ВЛИЯНИЯ НТОрОЙ Xjo=(3-r-4)Xl для линии
с тросом.
При расчете токов КЗ на ЭВМ для уче-
та взаимной индукции линий электропереда-
чи в схемах нулевой последовательности
применяют другие методы. Наибольшее рас-
пространение Получил метод замены маг-
нитно-связанных цепей линии электропере-
С дачи эквивалентным многополюсником
[36-5]. Для двух цепей линии электропере-
дачи схема эквивалентного четырехполюсни-
ка представлена на рис. 36-10,6; алгорит-
мы, разработанные на основе этого метода,
наглядны, просты в реализации, универсаль-
ны и вписываются в любой метод вычисле-
ний матрицы узловых сопротивлений (см.
§ 36-7).
В ряде программ используют метод на-
ращивания матрицы узловых сопротивлений.
346
Токи короткого замыкания и выбор аппаратов
[Разд. 36
Алгоритм расчета значительно осложняется
с увеличением числа взаимосвязанных цепей.
Применяют также метод, в котором ин-
дуктивная связь цепей учитывается включе-
нием в каждую цепь зависимых источников
напряжения. Матрицы узловых сопротивле-
ний составляют вначале без учета взаимной
индукции, а затем в них вводят учитываю-
щие ее поправки. Опыт применения этого
метода показал компактность и простоту
его алгоритма при учете различных измене-
ний в группе взаимосвязанных цепей [36-17].
Расчет токов и напряжений
при несимметричных КЗ
Согласно правилу эквивалентности пря-
мой последовательности для различных ви-
дов повреждений ток прямой последователь-
ности определяют как ток трехфазного КЗ,
удаленного на дополнительное индуктивное
сопротивление х^:
}(П) =
Сопротивление различно для раз-
ных видов КЗ и определяется результирую-
щими сопротивлениями обратной и нулевой
последовательностей:
Модуль вектора периодической состав-
ляющей тока поврежденной фазы в месте
КЗ
где zn<n> — коэффициент пропорционально-
сти, зависящий от вида КЗ. Основные рас-
четные формулы для токов и напряжений в
месте повреждения, а также для х^ и
щ(и) даны в табл. 36-6. Векторные днаграм-
Таблица 36-6
Расчетные формулы для определения симметричных составляющих
и фазных токов и напряжений различных видов несимметричных КЗ___
Расчетная величина Вид несимметричного КЗ
Двухфазное КЗ к<2> Двухфазное КЗ на землю К*1-1* Однофазное КЗ на землю К(">
Дополнительное сопротивлс- (п) ние хд Х2В *22 II *02 *22 + *02
Коэффициент tnWi 1/з ]/Г1/1 X°SX2S
Г ° V (*02 + *22)?
Ток прямой последователь- ности ёА2 ^ЛЕ ^ЛЕ
i (*/е+*2Е) / (*/е + *2Е II *02) 1 (*/2 + *22 + *02)
Ток обратной последователь- ности — 7 кЛ1 - *0Е 7кЛ1
1041 *02 + *22 . *22
Ток нулевой последователь- ности /00 ZkA1
0 КЛ1 *02 + *22
Ток в фазе А 1 0 0 з/ ,, кЛ1
а2 Г — УкЛ/ [ , “*02+*22]
Ток в фазе В I — а! ,. кА1 / а Ы/ [ + xyj J 0
. Г а* *02 + *22 I
Ток в фазе С ?кС кЛ1 [ *02 + *22 ] 0
Напряжение фазы А 2^кЛ1/Х22 •г . *22 *02
*22+*02 0
Напряжение фазы В U г, ~ ^кЛ1 ix2Z 0 -'кЛ1 j[*2s<»2-») +
+ *02 (°2 — 1)]
Напряжение фазы С ~ ZkA1 '*22 0
+ *02 (° — !>]
Ток в земле 0 ,л *22
д/кЛ1 . *02 + *2Б кЛ1
§ 36-3]
Несимметричные короткие замыкания
347
мы, построенные по симметричным состав-
ляющим токов и напряжений в месте КЗ,
для различных видов повреждений даны на
рис. 36-12. На рис. 36-13 представлены ком-
плексные схемы замещения. По соотноше-
ниям табл. 36-6 могут быть определены токи
и напряжения только в месте КЗ.
Для определения токов и напряжений в
различных ветвях и точках схемы находят
их симметричные составляющие по схемам
соответствующих последовательностей, за-
тем определяют (аналитически или путем
графического построения векторных диа-
грамм) действительные значения фазных
токов и напряжений.
Рис. 36-12. Векторные диаграммы напряжений и
токов в месте повреждения при двухфазном (а),
однофазном (б) и двухфазном КЗ на землю (е).
Рис. 36-13. Комплексные схемы замещения прн 'КЗ.
а — двухфазное; б — двухфазное на землю; а —
однофазное.
При переходе через трансформатор с
нечетной группой соединений обмоток NI6.-N
(где Л' — номер группы соединений обмоток,
равный 1, 3, 5, 7, 9, 11) векторы фазных на-
пряжений и токов смещаются по фазе.
В Советском Союзе в качестве типовых при-
няты группы соединений обмоток трансфор-
матора Y/Y-0 и Y/A-11.
Токн в фазах на обеих сторонах транс-
форматора с соединением обмоток Y/A-11
связаны между собой следующими соотно-
шениями:
К ^аД ^ЬД (Аа Ав)
Шу
Шд
1а~1в
Лл>
wY
Шд
^В— 1С
кг
пл;
Л1Д
wY
шд
1А
КГ
или в матричной форме записи
пЯ»
о
— 1
1
— 1
1
о
!в
где «л — линейный коэффициент трансфор-
мации, равный отношению номинальных ли-
нейных напряжений трансформатора. Для
трансформатора с четной группой соедине-
ний он равен отношению чисел витков об-
моток высшего и низшего напряжений:
ШуВ/шуН. Для трансформатора с нечетной
группой соединений пл=уг3шу/шд. За
положительное принято направление токов
в сквозном режиме.
При переходе к симметричным коорди-
натам, используя соотношение между тока-
ми в фазных и симметричных координатах,
имеем:
348
Токи короткого замыкания и выбор аппаратов
[Разд. 36
Таблица 36-7
Соотношения между симметричными составляющими токов и напряжений
Номер группы соедине- ний Общий множи- тель р (н) *As LAs'—(в) las (h)VAs (в) Uas
М/ (и) Ml (в) ки (н) ми (в)
Y/YH-0 "л р 1 0 0 0 10 | 0 0 1 7 ни 1 7 Н HI 4» HI
yh/a-ii »л ИГ р 1 1— а2 0 0 0 1—а 0 .0 0 0 р । 1—а 0 0 I 0 1—а2 0 0 0 0 Л 1—с2 0 011 0 1—а 0 0 0 0 [1 1—с 0 0 3 р 0 1—с2 0 1 о 0 0
ИЛИ
X s
las —МцнДая.
1А2
fA0
В табл. 36-7 даны соотношения между
симметричными составляющими токов и на-
пряжений трансформаторов типовых групп
соединений обмоток Y/YH-0 и Уи/А-11.
Прн переходе через трансформатор с
четной группой соединений векторы симмет-
ричных составляющих токов н напряжений
не изменяютси по фазе. При переходе через
трансформатор с нечетной группой соеди-
нений со стороны YH на А векторы симмет-
ричных составляющих прямой последова-
тельности смещаются на угол —30° N, об-
ратной последовательности — на угол
+30° N. Например, для токов
7 _ „ »—зо°Л7 7 .
^с1~”лс бп>
С+ЗС™'-/Л2.
Рис. 36-14. Смещение по фазе напряжений прямой
и обратной последовательностей в трансформаторе
с соединением обмоток YH/A-1U
Токи нулевой последовательности за об-
моткой трансформатора, соединенной в тре-
угольник, отсутствуют. На рис. 36-14 пред-
ставлено смещение по фазе векторов напря-
жений прямой и обратной последовательно-
стей при переходе через трансформатор с
соединением обмоток Уи/А-11. На рис. 36-15
даны векторные диаграммы фазных токов
в месте повреждения и за трансформатором
YH/A-11, модули векторов выражены в от-
носительных единицах (пл=1).
Пример 1. При однофазном КЗ в точке К
схемы рис. 36-16 определить в начальный момент
токи в месте повреждения н в генераторе Г1. По-
строить векторные диаграммы токов, определить
ток в нейтрали автотрансформатора.
Рис. 36-15. Векторные диаграммы токов в месте
КЗ и за трансформатором У н/Д-11 (в течении
Л1-Л1).
а — двухфазное; б — двухфазное на землю; в —
в — однофазное.
§ 36-3
Несимметричные короткие замыкания
349
Схема и группа соединений обмоток Т1
ун/д-и.
Напряжение и а шинах системы поддержива-
ется неиз менным н равным 230 кВ. Короткое за-
мыкание — и а одной цепи двухцепной линии элект-
ропередачи иа расстоянии /к“100 км от шнн
электростанции.
Рис. 36-16. Исходная схема примера системы.
Данные элементы системы:
Турбогенераторы Г1 и Г2: Рном—200 МВт,
cos <Рном =0,85; 6/ИоМ“ 15,75 xd х2“
В предшествующем режиме генераторы рабо-
тали с номинальной нагрузкой прн номинальном
напряжении на выводах.
Трансформаторы Т1: SHOM“250 MB-А, ык%=
-11%, 242/15,75
Т2: 5ноМ“250 МВ’А- «к%=10,5%, 121/16,15
АГ; SHoM —200 МВ-Л, пквс%~10-6%:
"кВН % =31%; "ксн% = 18.9%, 230/135/13,8
Линия Л: /—200 км, Х1—0.4 Ом/км, х^=
= *П0 в1*40 Ом/км; О*9 Ом/км
Нагрузка НГ: SHQM —180 МВ*А, 1/ВоМ»115кВ
На рнс. 36-17 представлены схемы замещения
прямой, обратной и нулевой последовательностей.
Сопротивления рассчитаны в относительных еди-
ницах при следующих базовых условиях:
S6 = 1000 MB-A; U6i = 230 кВ; /б1=2,5 кА
£/бП = 230-135/230 = 135 кВ; /бП = 4,28 кА;
^6111 = 230-15.75/242 = 14.85 кВ; 7бш= 38,66 кА;
£/б1у = 135-15,75/121 = 17.55 кВ; 7б1у== 32,93 кА.
Ток прямой последовательности в месте пов-
реждения:
/(*12+*22 + Х02)
=----------И----------= o.soe.
/ (0,4&+ 0,462+ 1,05)
Полный ток в поврежденной фазе
/к = 3'0,506-2,5 = 3.8 кА;
С7кЛ/ = 0,506- /(0,462 4- 1,05) = /0,765.
Распределение токов по ветвям схем отдель-
ных последовательностей дает следующие резуль-
таты:
Ток прямой последовательности в ветви Г1
°*171, ИЛИ /дГ/) = °-171’38’66в6*61 кА-
Ток обратной последовательности в ветви Г1
или =0.0606-38.66=2,34 кА
1) 1)
Ток нулевой последовательности иа стороне
повышенного напряжения Г/
Z*0(T/)=0,147, НЛН 0.1470.2.5=0,367 кА.
Ток нулевой последовательности в обмотках
АТ: в обмотке повышенного напряжения
=0,09, или 0,09-2,5 = 0,225 кА;
иЛ/ (ХЭ)
в обмотке среднего напряжения I
0,069. или = 0,069-4,28 = 0,295*кА. '
ил/
Ток в нейтрали АТ:
INAT = з (0,295 — 0,225) = 0,21 кА.
JI
S 1
7,41 I
1
I
I
П-±-1
140,117 |
П—2—I
U 0,085 [
J.___J
Рнс. 36-17. Схемы прямой (а), обратной (б) н ну-
левой (в) последовательностей н их преобразова-
ния.
350
Токи короткого замыкания и выбор аппаратов
[Разд. 36
На рис. 36-18 представлены векторные дна
граммы.
Рис. 36-18. Векторные диаграммы токов на сiиро-
не повышенного напряжения Т1 (а) и на стороне
генераторного напряжения (б).
36-4. НЕПОЛНОФАЗНЫЕ РЕЖИМЫ
Практический интерес представляют ре-
жимы с разрывом одной £(1) и двух Lt1-1)
фаз (рис. 36-19). Для расчета неполнофаз-
ных режимов используют метод симметрич-
Рис. 36-19. Разрыв одной (а) и двух (б) фаз и
комплексные схемы замещения при разрыве од-
ной (в) и двух (г) фаз.
ных составляющих. При составлении схем
отдельных последовательностей выделяют
место разрыва. Напряжения и токи отдель-
ных последовательностей в месте разрыва
обозначают:
^LAl> ^LA2> ^LAO’ IlaI’ '^La2> I LAO'
Конфигурация схем отдельных после-
довательностей и результирующие сопротив-
ления схем относительно места разрыва
XL1E> XL2E> xL02 существенно отличны от
аналогичных сопротивлений несимметричных
КЗ, хотя некоторые расчетные выражения
по виду совпадают.-
Рис. 36-20. Исходная схема (а) и комплексные
схемы замещения (б) при разрыве фазы А линии
электропередачи Л.
Используя граничные соотношения ме-
жду токами и наприжениями в месте раз-
рыва, можно объединить схемы отдельных
последовательностей в комплексные схемы
рис. 36-19, в, г. На рис. 36-20 дан пример
составления комплексной схемы замещения
при обрыве одной фазы линии электропере-
дачи, связывающей генератор Г, трансфор-
матор Т1 с нагрузкой НГ, получающей пи-
тание по линии Л через трансформатор Т2.
В соответствии с правилом эквивалент-
ности прямой последовательности примени-
тельно к неполнофазным режимам ток пря-
мой последовательности в месте разрыва
фаз может быть представлен в общем виде
как
Ип) =_________________
LAl ; (х _1_х(п)\ ’
1 \XL1Z‘ XAL)
а разность напряжений в месте разрыва
AUlaI == ‘^LAl Iх AL’
где индекс п условно показывает вид непол-
нофазного режима (1 разрыв одной фазы,
1,1—разрыв двух фаз); хдд —дополни-
тельное сопротивление, определяемое сопро-
тивлениями схем обратной и нулевой после-
довательностей.
В табл. 36-8 даны расчетные формулы
неполнофазных режимов прн обрыве одной
и двух фаз.
§ 36-4]
Неполнофазные режимы
351
Таблица 36-8
Расчетные формулы для определения токов и напряжений неполиофазных режимов
Наименование расчетной величины и ее обозначение Внд неполкофазного режима
Разрыв одной фазы LU) | Разрыв двух фаз Z,U»O
Дополнительное сопротивле- ние х^) *£22 II *£02 *£22 + *£02
Ток прямой последователь- ности Ёд2 ^Д2
/(*£12 + *£22 || *£02) /(*£12 +*£22 +*£02)
Ток обратной последователь- НОСТИ /Щ2 у *£02 4л1
LA1 xL2X + *£02
Ток нулевой последователь- ности - *£22
LA1 *£22+ *£02 'LAI
Напряжение прямой после- довательности ^42 *£22 II *£02 ®42 ( *£22 + *£0е)
*£12 + *£22 П *£02 *£12+ *£22 + *£02
Напряжение обратной после- довательности Д^£Д2 ДС?£А1 ®Д2 *£22
*£12 + *£22 + *£02
Напряжение нулевой после- довательности ДС?£Л1 ®Л2*£02
*£12 + *£22 + *£02
Ток в фазе А 0 3 ЁДЕ 1 (*£12 + *£22 + *£0Е)
Ток в фазе В 1 _ / /Г Еа* - *£02 (*£12 + *£22)+
-°*£22)
+ *£12 *£22
Ток в фазе С I i (*L0S ~ -> *£02 (*£12 + *£22)+
-а2*£22) 0
+ *£12 *£22
Напряжение на разрыве фа- , ^42 *£22 II *£02 0
зы А *£12 + *£22 |] *£02
Напряжение на разрыве фа- зы В 0 _ I У Г Ёдя (*Ь22^°*£02) *£12 + *£22 + *£02
Напряжение на разрыве фа- зы С &U 0 j ]/з* ~ а* xL0x) *£12 +*£22 + *£02
352
Токи короткого замыкания и выбор аппаратов
[Разд. 36
Таблица 36-9
Соотношения между симметричными составляющими токов и напряжений при разрывах фаз
или несимметричных КЗ
Разрыв Короткое замыкание Соотношения в месте разрыва
дли токов для напряжений
Одной фазы А В С На землю двух фаз В и С С и А А и В !LA1 +^LA2 + ZjbAO ~ ° °* ILA1 + °4д2 + 4до= ° аГВА1 + а? + ? LA0 ° Д^£А1 ~^LA2~^ ^LAO ^LAi^LA-r^LAO ^LAl^^LAi^LAO
Двух фаз Ви С Си А А и В На землю одной фазы А В С ^£Л1= ^,Д2 = *1.Д0 °’ rLAl = °4.А2 = JLA0 a!LAl ~ a* ^LA2 = 4.Л0 A^4A1+A^LA2+A^Z.AO=!=O а2&йВА1+а&й LA2+ +AW° СДС?£А1+°2Д^А2+ +Д^А0 = °
Примечание. Для получения соотношений между симметричными составляющими нрн КЗ
следует заменить 1^, на 7^. 7^. а также Ай^. Д17дло на й^.
^кА2’ ^кАО'
§ 36-5]
Сложные виды повреждений
353
Векторные диаграммы симметричных
составляющих токов и напряжений в месте
разрыва одной фазы представлены на рис.
36-21,0, двух фаз — на рис. 36-21,6. Соот-
ношения между симметричными составляю-
щими токов и напряжений в месте повреж-
дения различных фаз даны в табл. 36-9.
36-5. СЛОЖНЫЕ ВИДЫ
ПОВРЕЖДЕНИИ
В практике возможны различные слож-
ные повреждения [36-6]. Ниже даны прин-
ципы расчета наиболее часто встречающих-
ся сложных повреждений — двойных замы-
каний на землю в системе с изолированной
нейтралью и однофазных КЗ с одновремен-
ным обрывом фазы.
Двойное замыкание на землю
При замыканиях на землю фазы В в
точке М и фазы С в точке N (рис. 36-22)
граничные условия таковы:
= 1мС = °’ ймв — °<
— I MB + 1цС~ O'
ймА2~ — i ImA2{xM2 + xm\ i InA2 xH2>
UnA2 ~ — jlMA2 XH2 1 lNA2 (xN2 + XHi} 5
UnAO ~ ^MAO ~ 1 I MAO XMNO’
Рис. 36-22. Двойное замыкание на землю. Прин-
ципиальная схема.
Совместное решение уравнений для со-
ставляющих токов и напряжений дает:
} ЁМА a2ENA
’MAi — 7" ’ ; Г" >
/(Зх^+хдп + хм+хд)
где
*Д — 3*Н2 + ХМ2 + XN2 + XMNO'
Зная ток 1мль нетрудно найти осталь-
ные симметричные составляющие токов и
напряжений в местах замыканий. На рис.
36-24 приведены векторные диаграммы то-
Из этих граничных условий следует:
1мА2 — а fMAl> 1М0 — а2 1МА1’
а2^МА1 — а^МА2 + ^ЛМО = °!
{NA2 = °2 fNAl’ fN0 — а InaC'
ай NД1 + а2йяА2 + UNAQ = °;
Inai — ~ а1 MAi'
При двойных замыканиях на землю схе-
мы прямой, обратной и нулевой последова-
тельностей при любой исходной схеме могут
быть представлены в виде эквивалентных
трехлучевых звезд (рис. 36-23). Поэтому
ймА1 = ^ма ~ 1 Imai (*лн + *Н1) “
i *Inai xhi'
Unai ~ Ena — i Imai xm ~
— i i.NAl {XN1 + XH1) 1
23—792
Рис. 36-24. Векторные диаграммы токов в местах
КЗ.
ков в местах замыканий. Токи поврежден-
ных фаз в местах замыканий на землю
равны:
1мв = Inc ~ 3°2 !mai'
Однофазное КЗ с обрывом фазы
При одновременном обрыве провода
фазы А и замыкаиин на землю одного из
его концов (рис. 36-25) граничные условия
354
Токи короткого замыкания и выбор аппаратов
[Разд. 36
таковы:
Лоз —°; Кс = °; — °; 4л —°;
&uLB=o- wLC = o.
Из этих граничных условий следует:
кЛ1 IкЛ2 = ^кЛ1 + Цо42~Ь
+ ^кло = °;
^СЛ1 + ^£.Л2 + ^LAO ~
А^4л1 — ^LA'2 ~ ^LAO-
Вычисления токов и напряжений при
Рис. 36-25. Однофазное КЗ с обрывом той же фа-
зы. Принципиальная схема.
удобно произвести с помощью так называе-
мой производной схемы прямой последова-
тельности. Для ее составления дополни-
тельно используют следующие уравнения:
^кЛ2 ~ ~ 1хк2 1кА2> ^кАО ~ /хк0 ^кАО’
^LA2 ~ — 1XL2 ^ЕА2>
bUbAO ~ — ixL0^LA0-
Если из всех написанных уравнений ис-
ключить напряжения и токи обратной и ну-
левой последовательностей, то можно полу-
чить так называемые особые уравнения пря-
мой последовательности в местах повреж-
дений:
^кЛ1 ~ 1хк 1кА1 + 1xkL Ila\>
&Ula1 — lXKL 4/11 ~HxL ^LA1>
где
, (*к£2 xkZ.o)2
— XK8 i *ко I »
*L2+*£0
XL2 xL0
xl =-------;------s
XL2 + XLQ
xkL2 xL0 + Xk£0 xL2
xkl = —-----------;----------•
XL2 “b xL0
В последних выражениях xK2 и хко — ин-
дуктивные сопротивления схем обратной и
нулевой последовательностей относительно
точки КЗ при разрыве в точке L всех трех
фаз; хъч. и хьо — то же относительно места
обрыва при отсутствии КЗ; xKi,2 и хкьо—вза-
имные индуктивные сопротивления обратной
и нулевой последовательностей между точ-
кой КЗ и местом обрыва.
Особые уравнения прямой последова-
тельности можно представить в следующем
виде:
йКА1 ~ / (жк ~ xKt) 4л1 4" 1xkL (4л1 +
+ fLAi);
= 1XkL ( Л:Л1 + 4л1) +
+ 1(XL~XK1) Ьм’
Этим уравнениям соответствует расчет-
ная схема прямой последовательности, ко-
JXf AHj.Af____
Zf<>
jxKt.
iKAl\Q jX«^XKl.
Рис. 36-26. Расчетная схема прямой последова-
тельности для однофазного КЗ с обрывом той же
фазы.
торая представлена на рис. 36-26. Она дает
возможность свести расчет токов и напря-
жений прямой последовательности при одно-
фазном КЗ с обрывом фазы к расчету экви-
валентного трехфазного КЗ.
36-6. РАСЧЕТ ОТДЕЛЬНЫХ ВИДОВ
ПЕРЕХОДНЫХ ПРОЦЕССОВ
Расчет периодической составляющей
тока КЗ в сетях и установках до 1000 В
При расчете периодической составляю-
щей тока КЗ в сетях и установках до 1000 В
необходимо учитывать:
1) индуктивные и активные сопротив-
ления силовых трансформаторов, кабельных
и воздушных линий и других элементов рас-
четной схемы;
2) индуктивные и активные сопротив-
ления проводников небольшой длины, транс-
форматоров тока, токовых катушек автома-
тических выключателей;
3) сопротивления различных контакт-
ных соединений, особенно разъемных кон-
тактов аппаратов, втычных контактов ком-
плектных распределительных устройств
и т. д.;
4) переходное сопротивление дуги, воз-
никающей в месте КЗ.
Расчеты токов КЗ в сетях и установках
напряжением до 1000 В обычно'''производят
§ 36-6]
Расчет переходных процессов
355
в именованных единицах. При этом сопро-
тивления всех элементов расчетной схемы
приводят к ступени низшего напряжения и
выражают в миллиомах. В случае отсутст-
вия данных о действительных коэффициен-
тах трансформации трансформаторов поль-
зуются следующей шкалой средних номи-
нальных напряжений: 690; 525; 400; 230;
127 В.
Если сеть напряжением до 1000 В с по-
мощью понижающего трансформатора свя-
зана с энергосистемой, то периодическую
составляющую тока КЗ можно считать не-
изменной по амплитуде. При определении
этой составляющей исходят из того, что об-
мотка высшего напряжения трансформатора
подключена к шинам источника неизменного
(по амплитуде) напряжения через промежу-
точный элемент, обладающий индуктивным
сопротивлением хс. Последнее может быть
определено одним из следующих способов:
1) если известен ток КЗ /кВН, А, при
повреждении на выводах обмотки высшего
напряжения трансформатора, то искомое
сопротивление, мОм, приведенное к ступени
низшего напряжения трансформатора,
“с==_^вн_(£ср№ у.10%
^3 /кВН \ ^срвн )
где ПсрВН и ПсрНН — средние номиналь-
ные напряжения на сторонах обмоток
высшего и низшего напряжения трансфор-
маторов, В;
2) если ток 7кВН неизвестен, ио меж-
ду трансформатором и шинами питания име-
ется еще один трансформатор, реактор, ли-
ния или другой какой-либо элемент, сопро-
тивление. которого соизмеримо с сопротив-
лением понижающего трансформатора, то
хс, мОм, можно считать равным сопротив-
лению этого элемента и
О ( ^срНН у
«с = *с —-------- ;
\ исрВН /
3) во всех остальных случаях сопротив-
О
ление хс можно определять, исходя из но-
минального тока отключения 7отк, кА, вы-
ключателей, установленных в сети питания
понижающего трансформатора:
хс =
^срВН
3 ?отк
ЛЛ.РНН у.1О6
\ УсрВН /
Сопротивления других элементов рас-
четной схемы определяют, исходя из ката-
ложных, конструктивных и других данных.
Так, активное и индуктивное сопротивления
понижающего трансформатора, мОм, приве-
денные к ступени низшего напряжения, на-
ходят по формулам
Рг = . 10в
^т.ном
и
где St, bom — номинальная мощность транс-
форматора, кВ-А; ПномИИ —номинальное
линейное напряжение обмотки низшего на-
пряжения трансформатора, В; АРК—потери
КЗ в трансформаторе, кВт; ик — напряже-
ние КЗ трансформатора, %.
Сопротивления фазы токопровода,
мОм, при отсутствии соответствующих ката-
ложных данных могут быть определены по
формулам
Р0№д Т +&
s Т + '&о
•103;
Рш
,.е1 V^SabSacSbc
хш = 145 1g-------------
go
где ро — удельное сопротивление материала
шины при начальной температуре 0,о,
мкОм-м (для алюминия р0=0,029 мкОм-м);
I — длина шины, м; s — сечение шииы, мм'-;
Ад — коэффициент добавочных потерь, учи-
тывающий влияние поверхностного эффекта,
эффекта близости, а также добавочных по-
терь на гистерезис и вихревые токи в рас-
положенных вблизи металлических элемен-
тах на активное сопротивление токопрово-
да; для токопровода, проложенного на от-
крытом воздухе с применением подвесных
изоляторов, Ад= 1,2-т-1,4, а с применением
опорных изоляторов Ад= l,5-i-l,8; Т — по-
стоянная, °C, определяемая материалом про-
водника: для меди 7=235 °C, для алюминия
7=245 °C; &— расчетная температура про-
водника, °C (при расчетах можно прини-
мать 0=65°C); gAB, g ас, gBc — средние
геометрические расстояния между площадя-
ми сечений соответствующих фаз, м; go —
среднее геометрическое расстояние площади
сечения шииы фазы от самой себя, м.
Для сплошных и трубчатых шин круг-
лого сечения, сплошных шин квадратного
сечения gAB, gAC, gee равны расстояниям
между центрами сечений соответствующих
шин. Для шин любого профиля сечеиия,
удаленных друг от друга на расстояния,
значительно превышающие линейные разме-
ры сечения, gAB, gAC, gee могут быть при-
няты равными расстояниям между центра-
ми тяжести сечений шин. Для шин круглого
сечения g0=0,7788г, где г — радиус сечения.
Для трубчатых шин круглого сечения g0—
=сгв, где с—коэффициент, значения кото-
рого зависят от отношения внутреннего и
наружного радиусов трубы и находятся в
пределах 0,7788—1,0; гв — наружный диа-
метр трубы. Для шин прямоугольного се-
чения со сторонами b и h go=O,2236' (b+h).
Переходное сопротивление контакта лю-
бого вида, мОм, может быть найдено по
формуле [36-7]
23*
356
Токи короткого замыкания и выбор аппаратов
[Разд. 36
к (О.ЮгЕц)"1 ’
где пг — коэффициент, зависящий главным
образом от числа точек соприкосновения и
типа контактов (для точечного контакта
/п=0,5, для линейного контакта т=0,54-0,8,
для плоского контакта т=1, для разборно-
го контактного соединения т—0,54-0,7):
FK — сила нажатия в контакте, Н; К—-ко-
эффициент, зависящий от материала и состо-
яния поверхности контакта; для разных ма-
териалов значения К таковы:
Алюминий — алюминий - 3—-8
Алюминий — латунь , 1,9
Алюминий — медь ........... 0,98
Латунь — латунь ........... 0,67
Медь — медь . ....... 0,4
Серебро — серебро . • *.... * 0,06
Удельное нажатие в контактах аппара-
тов, отнесенное к току в 1 А, составляет,
Н/А:
В медных контактах контакторов . 0,145—0,24
В медных контактах командоаппа-
ратов.......................... 0,24—0,34
В серебряных контактах установоч-
ных автоматов..................... 0,1—0,39
В серебряных контактах контакто-
ров . ♦ 0,07—0,145
Активное и индуктивное сопротивления
катушечных трансформаторов тока зависят
как от их коэффициента трансформации, так
и от класса точности. Например, для транс-
форматоров класса 1,0 с коэффициентами
трансформации 100/5, 200/5, 300/5, 400/5,
500/5 активное и индуктивное сопротивле-
ния, мОм, соответственно равны: 1,7 и 2,7;
0,42 и 0,67; 0,2 и 0,3; 0,11 и 0,17; 0,05 и
0,07. Для трансформаторов класса 2,0 с те-
ми же коэффициентами трансформации ак-
тивное и индуктивное сопротивления, мОм,
равны: 0,75 и 0,7; 0,19 и 0,17; 0,088 и 0,08;
0,05 и 0,04; 0,02 и 0,02.
Активное и индуктивное сопротивления
обмоток (расцепителей) максимального тока
автоматических выключателей составляют
(ориентировочно), мОм:
Номинальный ток обмотки, А ^а., g Х„ „ а» в
100 1,8 0,86
200 у 0,36 0,28
400 0,15 0,10
600 0,12 0,094
Действующее значение периодической
составляющей тока трехфазного КЗ, кА, без
учета влияния асинхронных электродвига-
телей равно:
j_________^срНН
где и х2 — соответственно суммарное
активное и суммарное индуктивное сопро-
тивления цепи КЗ, мОм.
Сопротивления R% и х2 в соответствии
со сказанным выше равны:
«х = + Яв + + Vb +
и
ху — х + х_ + х„ 4- х 4-х 4-х^,
х с 1 т ш ' т.т ' а.в ' кб’
где Rt,T и хт,т — активное и индуктивное
сопротивления первичных обмоток транс-
форматоров тока; RBj в и ха, в — активное и
индуктивное сопротивления токовых обмо-
ток автоматических выключателей; RK—сум-
марное активное сопротивление различных
контактных соединений; Rm и хкв — актив-
ное и индуктивное сопротивления кабелей.
Расчет замыканий на землю в иезаземленных
и резоиансно-заземленных сетях
Замыкание на землю в иезаземленных н
резонансно-заземленных сетях сопровожда-
ется разрядом емкости поврежденной фазы
на землю и дозарядкой емкостей здоровых
фаз, которые оказываются под линейным
напряжением.
Для расчета токов и напряжений уста-
новившегося режима в иезаземленных сетях
могут быть использованы выражения, выве-
денные ранее для однофазного КЗ. Посколь-
ку емкостные сопротивления различных эле-
ментов электрической системы значительно
превышают их индуктивные сопротивления,
то при расчетах последние можно не учиты-
вать и считать ток замыкания не зависящим
от места замыкания (в пределах ступени
трансформации, на которой произошло за-
мыкание), а напряжение источника прини-
мать неизменным по амплитуде. Таким об-
разом, токи прямой, обратной й нулевой
последовательностей в месте замыкания иа
землю можно определить по формуле
Г ____ / - / _ 4 ^Ф.СР
'кА1 “ jkA2 — jkA0 — J „ >
xcos
где 17$, ср — среднее значение фазного на-
пряжения той ступени трансформации, на
которой находится точка замыкания;
хс02 —суммарное емкостное сопротивление
нулевой последовательности.
При этом составляющие напряжения в
месте замыкания равны:
^кА1 ^ф,ср’ ^кЛ2 = ^кАО = ^ф,ср"
Векторные диаграммы напряжений и
токов в месте замыкания на землю приве-
дены иа рис. 36-27.
Емкостные сопротивления нулевой по-
следовательности воздушных и кабельных
линий. Ом-км, можно определить из таблиц
или по приближенным формулам:
для воздушной линии без троса
хсо = 396 1g -10%
^ср
. где ~ V г^ср — средний геометриче-
ский радиус системы трех проводов линии;
£>от = 2(Лл+й.в+Лс)/3 — среднее расстояние
от проводов фаз А, В и С до зеркальных
отражений относительно поверхности земли;
§ 36-6]
Расчет переходных процессов
357
йквс
Рис. 36-27. Векторные диаграммы напряжений (о)
и токов (б) в месте замыкаиня на землю.
Ла, Лв, hc — высоты подвеса проводов фаз А,
В и С над землей;
для воздушной линии с заземленным
тросом из хорошо проводящего материала
где гт — радиус троса; Дп. т> от= (DOT+
+2Лт)/2—среднее расстояние между прово-
дами фаз А, В и С и зеркальным отражени-
ем троса, подвешенного на высоте Лт;
для трехжильного кабеля с круглыми
жилами
где г — радиус жилы; В и b — толщины со-
ответственно фазной и поясной изоляции.
Значения хСо можно рассчитать по
табл. 14-10. и 14-11.
Переходный процесс восстановления
напряжения иа контактах выключателя
при отключении КЗ
Напряжение? на контактах полюса вы-
ключателя после погасания дуги определя-
ет условия отключения тока КЗ, поэтому
его расчет необходим для выбора выключа-
теля. Это напряжение носит название вос-
станавливающегося напряжения (в. н.). Кри-
вую расчетного восстанавливающегося на-
пряжения сравнивают с нормированной (см.
рис. 36-38).
Для упрощения в расчетах переходного
процесса восстановления напряжения прини-
мают ряд допущений; так, выключатель до
момента отключения тока считается иде-
альным проводником, а сразу после погаса-
ния дуги — идеальным изолятором. Не учи-
тывают активные сопротивления элементов
системы, при этом ток КЗ и напряжение ис-
точника энергии сдвинуты по фазе на угол
зт/2, тогда в момент обрыва тока мгновен-
1 Написан Ю. А. Морозовой.
. Рис. 36-28. Расчетная кривая восстанавливающе-
гося -напряжения прн одночастотном (а) и аперио-
дическом (б) процессе.
ное значение ЭДС источника равно ампли-
тудному (Um) (рис. 36-28). За время вос-
становления напряжения не учитывают из-
менение мгновенного значения ЭДС. Форму
тока КЗ считают синусоидальной, а измене-
ние тока вблизи нулевого значения прини-
мают линейным:
1к “ % /по sin == 2 IП0®С •
Не учитывают нелинейные факторы —
насыщение магиитопроводов трансформа-
торов и коронный разряд на проводах ли-
ний, что позволяет принимать для элементов
системы линейные схемы замещения и ис-
пользовать метод наложения.
Отключение какой-либо ветви схемы
рассматривают как наложение двух режи-
мов, обусловленных включением в место
разрыва цепи двух источников тока., рав-
ных отключаемому току и противополож-
ных по знаку.
Ток от источника, противоположный по
знаку отключаемому, при включении в пас-
сивную схему с нулевыми ЭДС определяет
в. н. на контактах выключателя:
Ub (Р) = - /к (р) % (р)«
где UB(p) — операторное изображение в. н.;
7к(р)—изображение отключаемого тока;
Z (р) — операторное входное сопротивление
схемы относительно контактов, отключаю-
щих ток КЗ.
Расчет в. н. содержит два этапа: на пер-
вом этапе определяется отключаемый ток
КЗ, на втором — в. н.
Операторное входное сопротивление оп-
ределяют из конкретного рассмотрения схе-
мы сети, места и вида КЗ. В практических
расчетах по выбору выключателя для опре-
деления кривой в. н. эквивалентную схему
сети приводят к параллельному /?, L, С кон-
туру (рис. 36-29):
I „1,1
Z(p) ~Р + pL + R ‘
Операторное выражение в. и. имеет вид:
___________I___________
{ , 1 р \
Р I П® 4------------I
LC RC )
358
Токи короткого замыкания и выбор аппаратов
[Разд. 36
Белл ~'£^ ~ > 1 [36-8], то в. н. носит ха-
рактер одночастотного колебательного про-
цесса (рис. 36-28, кривая а):
ив — У 2 /по ис L (1 — cos w0 t)
где соо = —-— , f == 1 /2л VLC .
VLC
Рис. 36-29. Схема для расчета восстанавливающе-
гося напряжения.
Амплитуда, кВ, в. н.
2 /П0 С0с /д
2/?
При = 1
В последнем случае имеет место апери-
одический характер в. н. с постоянной вре-
мени T=L)R (см. рис. 36-33, кривая б).
При определении входного сопротивле-
ния схемы Z(p) отдельные элементы сети
(генераторы, трансформаторы, реакторы,
воздушные линии и кабели) представляют
эквивалентными схемами замещения, значе-
ния входящих в схемы индуктивностей от-
личаются от значений индуктивностей на
промышленной частоте.
Обмотки генераторов замещают высоко-
частотными индуктивностями и сосредото-
ченными поперечными емкостями на выво-
дах. В практических расчетах высокочас-
тотную индуктивность можно принимать
равной (1—0,65) Схемы замещения транс-
форматоров и параметры ее элементов зави-
сят от многих факторов — конструктивного
исполнения, схем соединения обмоток и ре-
жима их работы. Формы кривых в. н. в це-
пи трансформаторов содержат несколько
составляющих с различными частотами. Од-
нако если в схеме замещения имеется ем-
кость сборных шии и других элементов,
шунтирующих цепь трансформатора, послед-
ние могут эквивалентироваться одиочастот-
иым колебательным контуром. Эквивалент-
ная индуктивность контура близка к индук-
тивности рассеяния обмоток трансформато-
ра. Эквивалентную емкость контура, Ф,
можно определять по формуле,
3/-----
— 0,5 у SH0M «10 9,
где SHOM — номинальная мощность транс-
форматора, МВ-А.
Обмотки реакторов могут быть пред-
ставлены высокочастотной индуктивностью
(/-выс= (0,74-0,8) £50) и емкостями, разне-
сенными по концам обмотки.
Воздушные линии [36-9] для отрезка
времени от начала в. и. до прихода к вы-
ключателю волн, отраженных от противопо-
ложного конца линии, учитывают активны-
ми сопротивлениями, равными их волновым
сопротивлениям. Если процесс восстановле-
ния напряжения не успевает достичь уста-
новившегося значения до прихода отражен-
ных волн, необходимо учитывать влияние
волн, отраженных от концов линии. Волно-
вое сопротивление прямой последовательно-
сти трехфазной линии передачи с нерасщеп-
лениыми проводами при частоте 50 Гц и
частоте в. н. составляет примерно 300—
400 Ом. Волновое сопротивление нулевой
последовательности при частоте в. н. состав-
ляет 700—800 Ом. Для линий с расщеплен-
ными проводами средние значения волново-
го сопротивления могут быть на 20—30%
ниже. Кабели НО—220 кВ учитывают сум-
марной емкостью.
При расчете в. н. необходимо учитывать
емкость элементов, включенных около вы-
ключателя — измерительных трансформато-
ров, шин в цепи выключателя и сборных
шин подстанции. Для средних условий
мощных подстанций без высоковольтных
кабелей можно принять сосредоточенную
емкость 10~9 Ф [36-9].
Условия в. н. зависят от отключаемого
тока, вида КЗ и параметров сети. Если при-
нять, что токи однофазного /{^ и трех-
фазного КЗ равны, то амплитуды в. н.
и начальные скорости выше при отключении
однофазного КЗ. Если 1во > то усло-
вия в. н. при отключении однофазного КЗ
более тяжелые [36-10]. Если ’
то при ZO/Z|S>2 более тяжелыми оказыва-
ются условия при отключении первого по-
люса трехфазного КЗ на землю.
Для расчета переходного процесса вос-
становления напряжения в симметричной
цепи при несимметричной системе напряже-
ний, воздействующих на выключатель, при-
меняют метод симметричных составляющих.
При отключении первой фазы трехфаз-
ного КЗ на землю входное операторное со-
противление комплексной схемы Z(p) имеет
вид:
3Zj (р) Zo (р)
’ z1(p)^2Z0(p)’
§ 36-7]
Применение цифровых ЭВМ для расчета токов КЗ
359
при отключении однофазного КЗ соответст-
венно
2Z1(p)1Z0(p)
Z (р) =--------------•
Здесь Zi(p) и Z0(p) —операторные со-
противления прямой и нулевой последова-
тельностей.
На рис. 36-30 представлены схемы для
расчета в. н. на контактах выключателя В
при отключении первого полюса трехфазно-
го КЗ иа землю на одной из п+1 линий, от-
Рис. 36-30. Исходная схема (а) и схемы для рас-
чета в. н. на первом полюсе выключателя В, от-
ключающего трехфазное КЗ на землю.
б — схема замещения сети в трехлинейном виде;
в — комплексная схема замещения; г — схема для
расчета в. н.
ходящих от шин РУ повышенного напряже-
ния КЭС. Сопротивления элементов эквива-
лентной трехлинейной схемы (рис. 36-30, а)
Z, L, С определяют, используя параметры
исходной схемы: Z — эквивалентное волно-
вое (активное) сопротивление одной из
п+1 воздушных линий электропередачи,
подключенных к шинам РУ высшего напря-
жения КЭС; L — эквивалентная индуктив-
ность m блоков генератор—трансформатор:
£=( Ld+L^lm; С—суммарная емкость
сборных шин и трансформаторных присо-
единений.
В комплексной схеме замещения (рис.
36-30, б) каждое сопротивление трехфазной
схемы включено между источником тока и
точкой с нулевым потенциалом схемы, по-
этому параметры расчетной схемы (рис.
36-30, г) можно определять поэлементно:
3ZjZ0 3L1LO
РаС ‘ (Zi + 2ZB)n ’ рас £х + 2£0 ’
. 2Cj + C0
Срас — ~ •
Если процесс восстановления напряже-
ния носит апериодический характер, то в
приближенных расчетах схемы рис. 36-30, а
начальную скорость, В/мкс, допустимо опре-
делять по формуле
^нач = О,2/по/п.
Влияние удаленности КЗ от выключа-
теля на процесс восстановления напряжения
рассмотрено в [36-7]. При этом различают
КЗ на линии неудаленные (на расстоянии
5—6 км от выключателя), удаленные (при
больших расстояниях) и близкие (непосред-
ственно за выключателем).
36-7. ПРИМЕНЕНИЕ
ЦИФРОВЫХ ЭЛЕКТРОННЫХ
ВЫЧИСЛИТЕЛЬНЫХ МАШИН
ДЛЯ РАСЧЕТА ТОКОВ КЗ
Схемы замещения для расчета токов
КЗ в современных электрических системах
могут быть очень сложными. Число узлов в
электрических сетях исчисляется сотнями и
даже тысячами. Сложность процессов при
внезапных КЗ синхронных генераторов су-
щественно возрастает с увеличением числа
машин, включенных в различных точках
электрической системы. Расчет токов КЗ в
таких системах возможен только с приме-
нением цифровых ЭВМ.
Основное требование к программе рас-
чета токов КЗ в сложной электрической си-
стеме заключается в том, что многовариант-
ные расчеты в различных точках при все-
возможных изменениях в схеме (отключение
и подключение ветвей, каскадное отключе-
ние и пр.) при допустимой точности ие
должны приводить к существенному увели-
чению времени счета. Помимо этого предъ-
являются общие требования простоты под-
готовки исходных данных и обработки ре-
зультатов, а также компактности и просто-
ты алгоритма. Характеристики программы
расчета токов КЗ определяются методом
расчета и способом реализации этого ме-
тода.
Математическое описание сложной
электрической системы при определенных
допущениях может быть сведено к состав-
лению системы линейных алгебраических
уравнений. Допущения связаны с иеучетом
насыщения трансформаторов и реакторов,
с моделированием нагрузок постоянными
шунтами, а также с представлением син-
хронных генераторов источниками неизмен-
ной по амплитуде ЭДС и соответствующим
сопротивлением, что возможно при расчете
периодической составляющей токов КЗ в
один заданный момент времени.
360
Токи короткого замыкания и выбор аппаратов
[Разд. 36
Математическое описание электриче-
ской сети возможно различными путями —
с использованием уравнений контурных то-
ков, уравнений узловых напряжений или их
комбинацией. В матричной форме записи
системы уравнений контурных токов имеют
следующий вид:
где ZK — квадратная матрица собствен-
ных и взаимных сопротивлений независимых
контуров; 1К, Ек — столбцовые матрицы кон-
турных токов и ЭДС.
Систему уравнений узловых напряже-
ний для исходной сети в матричном виде
записывают следующим образом:
Uy3 = 1уз,
где Yy3 — квадратная матрица собственных
и взаимных узловых проводимостей; поря-
док матрицы равен числу узлов исходной
схемы без учета базисного узла, в качестве
которого принимается узел нулевого потен-
циала; иуэ, 1у3 — столбцовые матрицы узло-
вых напряжений и токов.
Широкое распространение для исследо-
вания аварийных режимов получил метод
узловых напряжений. Вследствие более
сложной реализации на ЭВМ метод контур-
ных токов применяется реже. Его основное
преимущество заключается в простоте учета
взаимной индукции линий электропередачи
в схемах нулевой последовательности, одна-
ко при необходимости расчета многовари-
антных задач с соответствующими измене-
ниями исходной схемы метод контурных то-
ков приводит к увеличению времени счета.
Наиболее широко в проектной и эксплу-
атационной практике используют программы
расчетов токов КЗ для целей релейной за-
щиты и выбора электрических аппаратов,
разработанные Энергосетьпроект [36-11] и
ИЭД АН УССР [36-12] для ЭВМ М-220 и
БЭСМ-4. Программы позволяют выполнять
расчеты с учетом активных сопротивлений
элементов сети и заданных расхождений
ЭДС по модулю н фазе при всех видах по-
вреждений в сложных сетях. Для решения
линейных алгебраических уравнений в этих
программах применяют метод Гаусса и
Z-метод.
Разработаны и осваиваются в эксплуа-
тации программы расчетов токов КЗ на
ЭВМ третьего поколения ЛПИ, Энергосеть-
проектом, ИЭД АН УССР КПИ и Киевским
отделением Эиергосетьпроекта для сетей,
содержащих до 1000 узлов и несколько со-
тен ветвей.
Для увеличения объема решаемой за-
дачи ведут работы по использованию свой-
ства слабой заполненности матрицы узловых
проводимостей и реализации на ЭВМ мето-
да диакоптики. В ряде организаций разра-'
батывают программы расчета токов КЗ в
сложных сетях с учетом переходных про-
цессов в сиихроииых генераторах, трансфор-
маторах, линиях электропередачи и ком-
плексных узлах нагрузки.
36-8. ОБЩИЕ ВОПРОСЫ ВЫБОРА
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ
И ПРОВОДНИКОВ
Электрические аппараты, шины и кабе-
ли на станциях и подстанциях должны быть
выбраны по условиям длительной работы
и проверены по условиям КЗ в соответст-
вии с указаниями «Правил устройства элек-
троустановок» [36-13] и «Руководящих
указаний по расчету коротких замыканий,
выбору и проверке аппаратов и проводни-
ков по условиям короткого замыкания»
[36-2].
Изоляция электрических аппаратов и
кабелей должна соответствовать номиналь-
ному напряженияю установки Ду, для чего
ДОЛЖНО быть выполнено условие Ду^ 1/ном,'
где Дном — номинальное напряжение аппа-
рата или кабеля.
При выборе аппаратов необходимо
учитывать род установки (в помещении
или на открытом воздухе), температуру
окружающего воздуха, влажность н загряз-
ненность помещения и т. д.
Выбор по условиям рабочего режима
Сечение токоведущих частей электро-
установок выбирают по экономической
плотности тока /эк (см. §31-5) и нагреву.
Рабочий режим делится на нормальный
и утяжеленный. При выборе сечения шин
и кабелей неэкономической плотности то-
ка исходят из рабочего нормального режи-
ма без учета непродолжительных перегру-
зок. Расчетное экономическое сечение про-
водника 5расч, эк определяют по выражению
^расч.эк ~ ^раб,норм/^зк» s’
где /раб,норм •— рабочий ток нормального
режима; Уж — нормированная экономиче-
ская плотность тока.
По условию длительного нагрева ап-
параты и проводники должны удовлетво-
рять утяжеленному режиму. Утяжеленный
режим возникает в следующих случаях:
а) для параллельных линий — при от-
ключении одной из них;
б) для цепей трансформаторов — при
использовании перегрузочной способности
трансформаторов;
в) для цепей кабелей — при использо-
вании перегрузочной способности кабелей
(см. ниже);
г) для сборных шин станций и под-
станций, аппаратов и шин в цепях секцион-
ных и шиносоединительных выключателей—
при максимально возможных токах и на-
иболее неблагоприятных эксплуатационных
режимах;
д) для цепи сдвоенного реактора — с
учетом неравномерной нагрузки плеч.
Условия выбора по продолжительному
нагреву:
для аппаратов
Лжб.утж < /ном>
§ 36-8]
Общие вопросы выбора аппаратов и проводников
361
для шин и кабелей
/раб.утж < Люп»
где /раб, утж—ток в цепи в рабочем утяже-
ленном режиме; /Юм — номинальный ток
аппарата; /ДОп — продолжительно допускае-
мый ток проводника.
Для кабелей с бумажной пропитанной
изоляцией напряжением 10 кВ и ниже со-
гласно ПУЭ на время ликвидации аварии
допускается перегрузка кабеля до 1,3
/доп, если нагрузка в часы максимума со-
ставляла не более 0,8/доп. Указанная пере-
грузка допускается в период максимальной
нагрузки (не более 6 ч в сутки) в течение
пяти суток.
Дополнительные данные о перегрузке
кабелей см. табл. 14-34.
Номинальный ток аппаратов Атом нор-
мирован при температуре окружающего воз-
духа Оо но№ +35° С, ток /доп — при темпе-
ратуре воздуха Оо НОМ + 25° С или при
температуре земли ©оном = + 15°С. Если
действительная температура окружающей
среды Оо отлична от номинальной темпера-
туры 0о ном, то следует произвести пересчет
номинального тока или продолжительно до-
пускаемого тока по соотношениям:
для аппаратов
Д’ доп 'б’о г
®ДОП---35
для шин и кабелей
.» __ , 1 / ДОП '&0
1 доп —1 ДОП I/ Л _Л »
Г ТГдоп — V0HOM
где /ном и /доп —номинальный и продол-
жительно допускаемый ток при температу-
ре окружающей среды i'}0;
О'доп — продолжительно допускаемая
температура аппарата или проводника.
Выбор и проверка по режиму КЗ
Электрические аппараты и шинные кон-
струкции распределительных устройств
(РУ) должны быть проверены на электро-
динамическую в термическую стойкость.
Отключающие аппараты (выключатели, вы-
ключатели нагрузки и предохранители) вы-
бирают, кроме того, по отключающей спо-
собности.
Определение токов КЗ для выбора ап-
паратов и проводников см. § 36-2, 36-3.
Расчетным видом короткого замыкания
при проверке электродинамической стойко-
сти оборудования РУ является трехфазиое
КЗ. Термическую стойкость следует прове-
рять также по трехфазиому КЗ. Исключе-
ние представляют аппараты и проводники
в цепи генератора, для которых необходимо
проверить их термическую стойкость при
времени действия резервной защиты гене-
ратора (несколько секунд). Поэтому для
цепи генератора следует рассмотреть трех-
фазное и двухфазное КЗ. Расчетным видом
КЗ будет тот вид, где больше термическое
действие.
Отключающую способность аппаратов в
незаземленных или резоиансно-заземлеииых
сетях (сети напряжением до 35 кВ включи-
тельно) следует проверять по току трех-
фазного КЗ.
В эффективно-заземлениых сетях (сети
напряжением ПО кВ и выше) определяют
токи при трехфазиом и однофазном КЗ, а
проверку отключающей способности ведут
по более тяжелому режиму с учетом усло-
вий восстановления напряжения.
Прн составлении расчетной схемы для
выбора аппаратов и проводников одной це-
пи выбирают режим установки, при кото-
ром в этой цепи будет наибольшей ток КЗ.
Могут ие учитываться режимы, не предус-
мотренные для длительной эксплуатации
(например, кратковременная параллельная
работа рабочего и резервного трансформа-
тора собственных нужд станции и др.).
В качестве расчетной точки КЗ следу-
ет принимать точку, при повреждении в
которой в цепи выбираемого аппарата или
проводника будет наибольший ток.
При выборе аппаратов и проводников
в цепи реактированной линии необходимо
учесть, что:
а) ошиновка ответвлений от шин и про-
ходные изоляторы между сборными шинами
и разъединителями (при наличии разделяю-
щих полок) должны быть выбраны исходя
из КЗ до реактора;
б) выбор шинных разъединителей, вы-
ключателей, трансформаторов тока, проход-
ных изоляторов и ошиновки, устанавливае-
мых до реактора, следует выполнять по
значениям токов КЗ за реактором.
Проверка на электродинамическую
стойкость. Для большинства аппаратов
электродинамическая стойкость характери-
зуется наибольшим допускаемым током КЗ
(максимальное мгновенное значение полно-
го тока) /дПН max. Условие проверки на
электродинамическую стойкость имеет вид:
/удтах < /динтах >
где /удтах — расчетный ударный ток в
цепи.
Проверка электродинамической стойко-
сти выключателей и трансформаторов тока
имеет некоторые особенности, что рассмот-
рено при выборе этих аппаратов в §36-9.
Шины и шинные конструкции проверя-
ют на механическую прочность при дейст-
вии электродинамических сил, возникающих
при КЗ (см. §36-9).
Проверка на термическую стойкость.
Проводники и аппараты при КЗ не должны
нагреваться выше допускаемой температу-
ры, установленной нормами для кратковре-
менного нагрева.
Для термической стойкости аппаратов
должно быть выполнено условие
Д < /тер ^тер‘
где В — импульс квадратичного тока КЗ,
362
Т оки короткого замыкания и выбор аппаратов
[Разд. 36
который пропорционален количеству тепло-
вой энергии, выделенной за время КЗ;
/тер — номинальный ток термической стой-
кости аппарата; /тер — номинальное время
термической стойкости аппарата.
Аппарат может выдержать ток /тер в
течение времени tTep.
При проверке термической стойкости
расчетное время действия тока КЗ опре-
деляют суммой времени действия основной
защиты, установленной на ближайшем к
месту КЗ выключателе, и полного времени
отключения этого выключателя. В цепях ге-
нераторов с РНом»60 МВт термическую
стойкость следует проверять по времени
действия резервной защиты генератора
(принято 4 с).
Согласно ПУЭ допускается не прове-
рять:
а) по электродинамической стойкости—
аппараты и проводники, защищенные пре-
дохранителями с номинальным током до
60 А включительно, по термической стойко-
сти — проводники и аппараты, защищен-
ные плавкими предохранителями, независи-
мо от номинального тока и типа предохра-
нителей;
б) по электродинамической и термиче-
ской стойкости — аппараты и ошиновку в
цепи трансформаторов напряжения при
расположении их в отдельной камере.
В ПУЭ оговорен ряд других частных
случаев, когда допустимо не проверять ап-
параты по режиму КЗ.
Импульс квадратичного тока КЗ
*ОТК
(• ^dt==Ba + B&,
о
где it — мгновенное значение тока КЗ в мо-
мент t; tom — время от начала КЗ до его
отключения; ВП — импульс квадратичного
тока от периодической составляющей тока
КЗ; Ва — импульс квадратичного тока от
апериодической составляющей тока КЗ.
Методика определения импульса квад-
ратичного тока КЗ зависит от местополо-
жения точки КЗ в электрической схеме.
Возможны три основных случая: удаленное
КЗ, КЗ вблизи генераторов и КЗ вблизи
группы электродвигателей.
1. При удаленном КЗ суммарный им-
пульс квадратичного тока от периодической
и апериодической составляющих тока КЗ
в=/поСотк + 7’а).
где /„о — действующее значение периодиче-
ской составляющей начального тока КЗ;
Тя — постоянная времени затухания аперио-
дической составляющей тока КЗ.
2. При КЗ вблизи генераторов и нали-
чии системы следует отдельно определить
составляющие Вп и Bs.
Импульс квадратичного тока от перио-
дических составляющих токов генераторов
и системы имеет три слагаемых, определяе-
мых соответственно периодическим током
системы Вв, с,периодическим током генера-
торов Вп, г и совместным воздействием пе-
риодических токов системы и генераторов
Вц,Г-С-
Вп — ВПС Вп,г 4~ Вп,г- с
Импульс квадратичного тока от перио-
дического незатухающего тока системы
о _____ г 2 j
оп,с *с 4отк'
Импульс квадратичного тока от перио-
дического тока генераторов
^П,Г “ Лт,ГО ^ОТК’
где In, го — начальный периодический ток
генераторов; В* — относительный импульс
квадратичного тока от периодической со-
ставляющей тока генератора:
г t
*П,гО ьотк
В*. определяют по кривым рис. 36-31.
Импульс квадратичного тока от сов-
местного действия периодических токов ге-
нератора и системы равен:
$п,г-с ~ 2/с T# /п г0 £отк,
где 7* —' относительный токовый импульс
от генераторов
*отк
Рис. 36-31. Расчетные кривые для относительных
импульсов квадратичного тока (В*) и относи-
тельных токовых (Г*) импульсов.
Tt — турбогенераторы (кроме ТВВ-800) и син-
хронный компенсатор КСВ-100; Bs, Ts — гидроге-
нераторы, синхронные компенсаторы (кроме
КСВ -100) н турбогенератор ТВ В-100.
§ 36-9]
Выбор аппаратов, шинных конструкций и кабелей
363
Выражение для импульса квадратично-
го тока от апериодических составляющих
токов генераторов и системы имеет вид:
а -г* । г2 гр । с /п,го
Ва ~ 'с 1 а,с + 'п.гО 1 a,r+ j j ’
Та,с Та>г
где Га, с, Га, г — постоянные времени изме-
нения апериодических токов в цепях систе-
мы и генератора.
3. Прн КЗ вблизи группы электродви-
гателей И наличии системы группу двига-
телей следует заменить эквивалентным
двигателем.
Импульс квадратичного тока от перио-
дических токов системы и эквивалентного
двигателя равен:
Вп « /с2 'отк + 0,54 ТЭК + 2/с 4
где /до — начальный периодический ток
эквивалентного двигателя; Тэк—постоян-
ная времени периодической составляющей
тока эквивалентного двигателя.
Импульс квадратичного тока от аперио-
дических составляющих токов системы и
эквивалентного двигателя
Ва як (/с + /до)2 Гасх,
где Та, сх — расчетная постоянная времени
изменения апериодического тока для всей
схемы:
,г T8:4K /до Та,с /с
J а.сх - -------;
' ДО Т IС
здесь Та, эк — постоянная времени аперио-
дического тока эквивалентного двигателя;
Та, с — постоянная времени апериодическо-
го тока системы — см. [36-3].
36-9. ВЫБОР РАЗЛИЧНЫХ ВИДОВ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ АППАРАТОВ,
ШИННЫХ КОНСТРУКЦИИ
И КАБЕЛЕЙ
Выбор выключателей
Выключатели выбирают по номиналь-
ному напряжению 1/Ном, продолжительному
номинальному току /Ном, отключающей спо-
собности, электродинамической и термиче-
ской стойкости. Методика выбора аппаратов
по напряжению, длительному току и тер-
мической стойкости, рассмотренная в § 36-8,
полностью применима к выключателям.
Ниже показан выбор выключателей по
электродинамической стойкости и отклю-
чающей способности в соответствии с
ГОСТ 687-78 [36-14] на выключатели пере-
менного тока напряжением выше 1000 В.
Электродинамическая стойкость выклю-
чателя задана номинальным током электро-
динамической стойкости в виде двух зна-
чений: а) действующее значение периодиче-
ской составляющей тока /дИН; б) мгновен-
ное амплитудное значение полного тока
/дни max.
Указанные токи связаны между собой
соотношением
/динигах — 1^2 -1,8/дид — 2,55/див,
где 1,8=kya — ударный коэффициент, нор-
мированный для выключателей.
При проверке электродинамической
стойкости выключателя ток /ДИн следует со-
поставить с расчетным начальным периоди-
ческим током КЗ /по в цепи выключателя,
а ТОК /дин max—С ударНЫМ ТОКОМ /уд max
в той же цепи. Необходимость проверки по
двум условиям объясняется тем, что для
конкретной системы расчетное значение
ударного коэффициента может быть более
1,8, указанного ГОСТ для выключателей.
Отключающая способность выключателя
по ГОСТ 687-78 задана тремя показателями:
а) номинальным током отключения /Отк
в виде действующего значения периодиче-
ской составляющей тока;
б) процентным номинальным содержа-
нием апериодической составляющей тока
Рном:
в) нормированными параметрами вос-
станавливающего напряжения.
Номинальный ток отключения /Отк и
риом отнесены к моменту прекращения со-
прикосновения дугогасительных контактов
выключателя (момент т). Время т от нача-
ла короткого замыкания до прекращения
соприкосновения дугогасительных контак-
тов определяют по выражению
— ^зтпгп “Ь /соб,
где ^3min~0,01 с — минимальное время
действия релейной защиты; tcoe — собствен-
ное время отключения выключателя (по
каталогу).
Номинальный ток отключения задай в
каталоге иа выключатели. Номинальное
процентное содержание апериодической
составляющей, равное
Еном--'” 100%.
V 2 /отк
задано ГОСТ в виде кривой рном — t(-c), при-
веденной на рис. 36-32.
При выборе выключателя по отключа-
ющей способности необходимо для цепи, где
установлен выключатель, в момент т рас-
Рис. 36-32. Нормированная кривая процентного
содержания апериодической составляющей тока
КЗ.
364
Токи короткого замыкания и выбор аппаратов
[Разд. 36
считать действующее значение периодичес-
кой Составляющей (/пт) и апериодическую
составляющую («ат) тока КЗ. В дальнейшем
расчетный ток /пт следует сопоставить с
номинальным током отключения /О1К. Рас-
четное процентное содержание апериодиче-
ской составляющей тока определяют по
рассчитанным ранее (§ 36-2) iaT и /пт:
1’ат
------100%.
F2/пт
Для успешного отключения асимметрич-
ного тока достаточно выполнить условие
Р^Рном. Если оказалось, что р>ряом (ве-
лика доля апериодического тока), то вы-
ключатель можно использовать, если вы-
полнено следующее условие для полного
(асимметричного) тока:
^пг+‘ат<^отн(1+-^)-
Проверку выключателя по восстанав-
ливающемуся .напряжению см. § 22-3.
Выключатель удовлетворяет по пара-
метрам восстанавливающегося напряжения,
если расчетная кривая собственного вос-
станавливающегося напряжения «„(/) про-
ходит так, как показано на рис. 22-45: пик
кривой цв(/) не должен выходить за пре-
делы условной граничной кривой 1, а в на-
чальной части процесса кривая uB(t) долж-
на один раз пересечь линию запаздыва-
ния 2.
Расчет собственного восстанавливающе-
гося напряжения см. § 36-6.
Условия выбора выключателей
Параметры выключателя
Номинальное напряже-
ние ........
Номинальный ток . . •
Номинальный ток элект-
родинамической стой-
кости:
симметричный (дей-
ствующее значение)
асимметричный (ам-
плитудное значение)
Номинальный ток от-
ключения:
симметричный ш
асимметричный » •
Нормированные парамет-
ры восстанавливающе-
го напряжения ...
Номинальный импульс
квадратичного тока
(термическая стой-
кость) . «... I. .
Условия выбора
^у^^ном
раб» утж 'ном
I <7
по 2 дин
I <7
удтах динтах
₽<₽ном нли
2
<V~2 Л,™*
отк
хА-ь-£ном
\ 100 /
См. рис. 22-45 и по-
ясняющий текст
тер
*тер
Номинальные данные , выключателей
см. § 22-5.
Выбор разъединителей, отделителей,
выключателей нагрузки
и короткозамыкателей
Разъединители, отделители и выключа-
тели нагрузки выбирают по номинальному
напряжению UHOMf номинальному длитель-
ному току /ном, а в режиме КЗ проверяют
их электродинамическую и термическую
стойкость.
Условия выбора разъединителя н отделителя
Параметры аппарата
Номинальное напряже-
ние ........
Номинальный ток . . .
Номинальный ток элект-
родинамической стой-
кости (максимальное
значение полного то-
ка) .................
Номинальный импульс
квадратичного тока
(термическая стой-
кость) .......
Условия выбора '.
иу<ином
^раб.утж^вом
^удтах^дин
В=/2 <
тер тер
Условия выбора короткозамыкателя
совпадают с приведенными, но выбор по
номинальному току не требуется.
При выборе выключателей нагрузки
следует добавить условие выбора по току
отключения:
^раб.утж < 1отк>
где /отк— номинальный ток отключения вы-
ключателя нагрузки-
Отключающая способность выключа-
теля нагрузки рассчитана на отключение
токов рабочего режима.
Номинальные данные разъединителей,
отделителей, короткозамыкателей и выклю-
чателей нагрузки см. § 22-8.
Выбор реакторов
Реактор следует выбирать по номиналь-
ному напряжению UKOM, номинальному току
/ном и индуктивному сопротивлению Хр.
В условиях КЗ реактор проверяют на тер-
мическую и электродинамическую стойкость.
По месту включения в схеме различают
линейные и секционные реакторы.
Выбор линейного реактора. В качестве
линейного можно использовать простой
(одинарный или групповой) или сдвоенный
реактор. Схемы включения линейных реак-
торов показаны в разд. 29. Номинальный
ток реактора определяется по току утяже-
ленного режима цепи. Для простого оди-
нарного реактора прн резервированной схе-
ме питания потребителей утяжеленный ре-
жим возникает при отключении резервной
цепи. При определении номинального тока
плеча сдвоенного реактора необходимо исхо-
дить из условия, что часть присоединенных
к плечу реактора линий работают в утя-
желенном режиме. Точное определение
/раб, утж группового реактора возможно,
если известна полная схема сети, питающей
подстанции или распределительные пункты
потребителей.
§ 36-9]
Выбор аппаратов, шинных конструкций и кабелей
365
Выбор индуктивного сопротивления
линейного реактора определяется необхо-
димым ограничением тока КЗ н допусти-
мой потерей напряжения в реакторе в ра-
бочем режиме (А(Ураб~2,5%; 1Даб, утж«
-5%).
xidm)' кгСВ/г)
1 Р I tDr*
Рис. 36-33. К выбору линейного реактора.
Допустимое значение тока КЗ прн по-
вреждении (КЗ) за линейным реактором оп-
ределяется параметрами отключающих ап-
паратов (выключатели, предохранители)
на подстанциях потребителей и сечением
кабелей в распределительной сети 6—10 кВ
этих подстанций. Для указанных кабелей
должна быть обеспечена их термическая
стойкость. Выбор индуктивного сопротив-
ления линейного реактора Р поясняет схе-
ма рис. 36-33. При КЗ в точке К2 предель-
ное значение тока /к2 определяют нз двух
условий:
а) ток /н2 не должен превышать но-
минальный ток отключения /О1К выключа-
теля В;
Да < Дтк»
б) для обеспечения термической стой-
кости кабеля сечением Sm«n при времени
отключения КЗ иа кабеле Л>тк необходимо
иметь:
Да <
Smln С
Дтк
где С — коэффициент, определяемый по
табл. 36-18.
По меньшему из двух значений /«2 оп-
ределяют индуктивное сопротивление реак-
тора. Приняв базисный ток равным номи-
нальному току реактора Дом, получим
требуемое суммарное сопротивление до
точки К2:
*Хк2
а с учетом активного сопротивления кабе-
ля суммарное индуктивное сопротивле-
ние
*2к2 — V 2Хк2 ^кб •
Искомое сопротивление реактора
х* р ~ **кб »
где х2в1 = /11ОМ//К1 — сопротивление схе-
мы до реактора; lKi—ток КЗ в точке К1;
Ркб, Хкб — активное и йндуктнвное сопро-
тивления кабеля.
Для выбора реактора по каталогу сле-
дует сопротивление реактора определить в
омах:
' ° 'вом
где С/вом, Дом — номинальное напряжение
н номинальный ток реактора.
Выбранный реактор проверяют по по-
тере напряжения в рабочем режиме:
Д«р % — Хр % -~?-6 sin <р,
'НОМ
1/Т/
где Хр%=Хр-5-—^-100.
Л'ном
Выбор индуктивного сопротивления
ветви сдвоенного реактора выполняют ана-
логично приведенному выше, так как при
КЗ за реактором последний оказывается
в Одноцепном режиме и сопротивление вет-
ви соответствует сопротивлению простого
реактора. Потеря напряжения на сдвоенном
реакторе в рабочем режиме при одинако-
вых токах в ветвях:
Дир % ~ xL %----- (1 — k) sin <р,
'ном v
где /раб — рабочий ток ветвн; /ном — номи-
нальный ток ветви; k.— коэффициент связи;
XL%=XL- ^Дом^ 100%.
L'HOM
xL — индуктивное сопротивление одной
ветви при отсутствии тока в другой вет-
ви, Ом. х
Остаточное напряжение при КЗ за оди-
нарным реактором
&ост % — % f
• ном
прн КЗ за ветвью сдвоенного реактора
“ост%=^%Т^-
'ном
Секционные реакторы в основном при-
меняют в РУ генераторного напряжения
ТЭЦ. Целесообразность установки секци-
онного реактора проверяют тёхнико-эконо-
мическнм сравнением вариантов схем про-
ектируемой установки без реактирования .
шин и с установкой секционных реакторов.
При сравнении вариантов сопоставляют
стоимость распределительного устройства
6—10 кВ.
Номинальный ток секционного реактора
определяют по .режиму наибольшего пере-
тока мощности между секциями (например,
отключение генератора или трансформатора
связи).
Индуктивное сопротивление секционно-
го реактора принимают: Хр°/о=8ч-12%.
зи
Токи короткого замыкания и выбор аппаратов
[Разд. 36
Условия выбора реактора
Параметры реактора
Номинальное напряже-
ние .................
Номинальный ток . . .
Номинальный ток элект-
родинамической стой-
кости (максимум пол-
ного тока) .....
Номинальный ток терми-
ческой стойкости / тер»
отнесенный к допу-
стимому времени его
протекания /тер . . .
Индуктивное сопротив-
ление .......
Условия выбора
^у^ном
/раб> утж^ном
I С/
УД max дин max
В<12 t
тер тер
По условиям ограни-
чения тока КЗ
Номинальные данные реакторов см.
§ 16-3.
Выбор трансформаторов тока
Трансформатор тока (ТТ), предназна-
ченный для питания измерительных прибо-
ров, выбирают по номинальному напряже-
нию, номинальным токам — первичному
/1Н0М и вторичному /гном, по классу точ-
ности.
В режиме КЗ необходимо проверить
электродинамическую и термическую стой-
кости ТТ.
Трансформаторы тока изготовляют на
номинальные вторичные токн 5; 2,5 и 1 А.
Класс точности ТТ характеризует его
погрешности. В порядке увеличения по-
грешностей различают классы точности 0,5;
1; 3 и 10. Выбор класса точности опреде-
ляет назначение ТТ. В соответствии с ПУЭ:
а) ТТ для включения электроизмери-
тельных приборов должны иметь класс
точности не ниже 3;
б) обмотки ТТ для присоединения счет-
чиков, по которым ведутся денежные рас-
четы, должны иметь класс точности 0,5;
в) для технического учета допускается
применение ТТ класса точности 1.
Для обеспечения выбранного класса
точности необходимо, чтобы действитель-
ная нагрузка вторичной цепи Z2, Ом, не
превосходила нормированной для данного
класса точности нагрузки ZZhOm, Ом.
Суммарное сопротивление внешней вто-
ричной цепи равно:
^2 = Z?Dp0E,
где 27прпб — сумма сопротивлений после-
довательно включенных обмоток приборов
и реле; 1?Пров — сопротивление соединитель-
ных проводов.
Приняв Z2=Z2hom, определяют /?пРОВ
Z'uipoB = К2ном 22првб.
По А’пров находят расчетное сеченне со-
единительных проводов
^расч = pZ-расч/^?пров>
где р — удельное электрическое сопротив-
ление проводника; Трасч—расчетная длина
соединительных проводов учитывает схему
включения приборов и трансформаторов то-
ка; она принимается в соответствии с
Рис. 36-34. Схемы присоединения приборов к
трансформаторам тока.
рис. 36-34. Выбранное стандартное сеченне
провода не должно быть менее 5расч. Ми-
нимальное сечение проводов во вторичной
цепи 2,5 мм2.
Электродинамическая стойкость в ката-
логе задана в одной из двух форм:
а) задан номинальный ток электродина-
мической стойкости /дин max (максимальное
значение полного тока);
б) задана кратность номинального то-
ка электродинамической стойкости в виде
^дин = ^диншах 2 Лвом-
Термическая стойкость ТТ в каталоге
задана также в одной из двух форм:
а) заданы номинальный ток термиче-
ской стойкости /тер и допустимое время его
протекания /тер;
б) задана кратность номинального тока
термической стойкости в виде
. ^тер
ктер =«
21НОМ
и допустимое время /тер протекания тока
/ тер.
Условия выбора трансформатора тока
Параметры ТТ
Номинальное напряже-
ние .................
Номинальный первичный
ток..................
Номинальный вторичный
ток..................
Класс точности ...»
Номинальная нагрузка
вторичной цепи, Ом
Электродинамическая
стойкость:
номинальный ток
электродинамиче-
ской стойкости (мак-
симум полного тока)
кратность тока ди-
намической стойко-
сти ч
Условия выбора
^у^ном
zpa6, утж^тном
5; 2,5 илн 1 А
В соответствии с
классом точности
изм ернтельных
приборов
Термическая стойкость:
номинальный ток
термической стойко-
сти и допустимое
время его протека-
ния ...................
кратность тока тер-
мической стойкости
тер и в₽емя <тер
I “Cl
Уд mat дин max
ZyA max^^ 2 х
X k /
дин гном
г
тер тер
в<в.<*тер Z1HOM>! ^тер
§ 36-9]
Выбор’аппаратов, шинных конструкций и кабелей
367
Номинальные данные трансформаторов
тока см. § 23-9.
Выбор трансформаторов напряжения
Трансформатор напряжения (TH) для
питания электроизмерительных приборов
выбирают по номинальному напряжению
первичной обмотки, классу точности н схеме
соединения обмоток.
Проверку на соответствие выбранному
классу точности выполняют путем сопостав-
ления фактической нагрузки вторичной цепи
S2, В-А, от приборов с номинальной мощ-
ностью вторичной обмоткн S2bom, В-А, за-
данной для TH при выбранном классе точ-
ности. Трансформаторы напряжения изго-
товляют для работы в классах точности
0,2; 0,5; 1 и 3..
Для питания приборов, имеющих две
обмотки напряжения (ваттметры, счетчики),
целесообразно применить два однофазных
TH, соединенных по схеме открытого тре-
угольника или трехфазный TH типа НТМК,
снабженный дополнительной обмоткой для
компенсации угловой погрешности. Сечения
и длина проводов и кабелей, питающих це-
пи напряжения счетчиков, следует выбирать
так, чтобы потеря напряжения в них со-
ставляла не более 0,5% номинального на-
пряжения вторичной обмотки.
При использовании TH для контроля
изоляции в сетях с изолированной или ре-
зонансно-заземленной нейтралью (сети 3—
35 кВ) следует применять пятистержиевой
трансформатор напряжения или группу из
трех однофазных TH.
Условия выбора трансформатора напряжения
Параметры TH
Номинальное первичное
напряжение . . - .
Тип н схема соединения
обмоток . . . . . .
Класс точности „ • « «
Номинальная мощность
вторичной обметки .
Условия выбора
l7y=t;iHoM
В зависимости от на-
значения
Соответственно клас-
су точности изме-
рительных прибо-
ров
^2НЮ1
Примечания: 1. Мощность, потребляе-
мая измерительными приборами (определяется
для наиболее нагруженной фазы),
S2=V (ХРг)2+ (S<?2)2.
где Р2 и — активная н реактивная нагрузки,
определяемые по формулам табл. 36-10 в зависи-
. . Таблица 36-10
Активная нагрузка на фазу трансформатора напряжения
Схема
а — Ь
Ь — с
Sabc™Kb
SbccosKc
Уз Seos (q> + 30°)
Тз S cos (<j> — 30°)
Sab cos Kb + Sca cos (<I’ca+ G0°>'
Sbc cos Kc + Sca cos <Ka “ e0°>
Схема
а ~Sab cos Уз 5 COS (J)
b ~”[^a&cos ^at + 30°> + /з + Sbc cos («Ъс-300)] S cos ф
С -L-Stecos (4>tc +30») Уз S cos ф
~“[Sa& cos (fafc-300)^-
Тз
+ Scacos (<pca + 30°)]
^Щ, + 30°» +
Гз
+ Sbc cos (Kc ~ 30O)]
-^-[Sfcccos «pfcc + 30«) +
/3
+ S«№ 4a “ 30°>l
Примечание. Определение реактивной нагрузки Qi производится по тем же формулам с
заменой косинуса синусом указанного угла.
368
Токи короткого замыкания и выбор аппаратов
[Разд. 36
мости от схемы соединения вторичных обмоток
TH и схемы включения приборов (мощность S
берется для одной параллельной цепи прибора).
2. При ориентировочных подсчетах суммар-
ную нагрузку можно определить приближенно без
учета схем включения приборов:
(25приб cos %иб)2 +
+ -sirup \ 9
V приб прнб^
где S прИ0 — мощность, потребляемая всеми па-
раллельными цепями данного прибора.
При этом за номинальную вторичную мощ-
ность SgHOM следует принимать:
а) мощность всех трех фаз для трансформа-
торов, соединенных по схеме звезды;
б) удвоенную мощность одного трансформа-
тора для однофазных трансформаторов, соеди-
ненных по схеме открытого треугольника.
Номинальные данные TH см. 23-12.
Выбор предохранителя
Номиналь-
ный ток
трансфор-
матора, А
1
3
5
8
10
Номиналь-
ный ток
предохра-
нителя, А
3
7,5
10
15
20
Номиналь-
ный ток
трансфор-
матора, А
20
30
70
100
145
Номиналь-
ный ток
предохра-
нителя, А
40
50
100
150
200
Выбор предохранителя, по току отклю-
чения определяется условием
tno < tOTK,
где /по — действующее значение периодиче-
ской составляющей начального тока КЗ.
Номинальные данные предохранителей
см. § 22-9.
Выбор предохранителей
Предохранители напряжением свыше
1000 В выбирают по номинальному напря-
жению l/ном, номинальному току /ном н но-
минальному току отклонения /0Тк.
Выбор по напряжению определяется ус-
ловием
1/у < t/ном*
Предохранители типа ПК с заполнением
кварцевым песком можно применять только
в сетях с напряжением, равным номиналь-
ному напряжению предохранителя.
Выбор номинального тока плавкой
вставки предохранителя производится по
условиям избирательности действия защи-
ты, а также с учетом пусковых токов элект-
родвигателей, бросков тока'намагничивания
трансформаторов.
Выбор токоведущих частей
и изоляторов распределительных устройств
Сечение шин и кабелей выбирают по
нормированной экономической плотности
тока, исходя из токовой нагрузки в рабочем'
нормальном режиме (см. § 36-8). Выбранное
сечение проверяют на нагрев в длительном
режиме, исходя из токовой нагрузки в рабо-
чем ^тяжеленном режиме (см. § 36-8). Но-
минальное напряжение кабеля должно соот-
ветствовать напряжению установки.
В условиях КЗ шинную конструкцию
(шины и изоляторы) проверяют на электро-
динамическую стойкость. Проверку на тер-
мическую стойкость следует выполнять для
шин и кабелей.
При определении экономического сече-
ния Зрасч, эк нормированные значения эко-
номической плотности тока см. табл. 31-30.
Таблица 36-11
Основные характеристики медных, алюминиевых и стальных сплошных
и трубчатых окрашенных шин круглого сечеиня
Шины сплошные Трубы медные Трубы алюминиевые Трубы стальные
Диаметр, мм Допустимый ток. А Диаметр, мм Допусти- мый ток, А Диаметр, мм Допусти- мый ток, А Диаметр Допусти- мый ток, А
Медь Алюминий внут- ренний, дюймы наруж- ный, мм
6 155 120 12/15 340 13/16 295 1/4 13,5 75
7 195 150 14/18 460 17/20 345 3/8 17,0 90
8 235 180 16/20 505 18/22 425 1/2 21,35 118
10 320 245 18/22 555 27/30 500 3/4 26,75 145
12 415 320 20/24 600 26/30 575 1 33,50 180
14 505 390 22/26 650 25/30 640 1 1/4 42,45 220
15 565 435 25/30 830 36/40 765 1 1/2 48,00 255
16 610 475 29/34 925 35/40 850 2 60,00 320
18 720 560 35/40 1100 40/45 935 2 1/2 75,50 390
19 780 60S 40/45 1200 45/50 1040 3 88,50 455
20 835 650 45/50 1330 50/55 1145 4 114 670 (770)
21 900 695 49/55 1580 54/60 1340 5 137 800 (890)
22 955 740 53/60 1860 64/70 1515 6 164 900 (1000)
25 1140 885 62/70 2295 74/80 1770 —> —ч
27 1270 980 72/80 2610 72/80 2035 ч ч
28 1325 1025 75/85 3070 75/85 2400 — .—. —ч
30 1450 1120 90/95 2460 90/95 1925 — -—. .—-
35 1770 1370 93/100 3060 90/100 2840 •—. —
38 1960 1510 , —ч — .—. —— — —
40 2080 1610 1—< ь—« — — — — —ч
42 2200 1700 а —। S в—<
45 2380 1850 “* — — —* — — —'
Примечание. В скобках — допустимый ток для трубы с продольным разрезом.
§ 36-9]
Выбор аппаратов, шинных конструкций и кабелей
369
Условия выбора
Номинальное напряже-
ние (для кабелей) .
Экономическое сечение
Длительный допускае-
мый ток
шин и кабелей
"у^ном
_________
расч» эн
~^раб» ной/^эк
т - «И
раб» утж доп
Допускаемое напряжение
в материале шин
(электродинамиче-
ская стойкость) . . •
Допускаемая температу-
ра прн кратковремен-
ном нагреве (термиче-
ская стойкость) « . .
прасч<сдоп
^к^доп» КР
Таблица 36-12
Основные характеристики медных и алюминиевых окрашенных шии прямоугольного сечеиия
Размер шины, мм Сёченйе одной полосы, мм2 Масса одной полосы, кг/м Допустимый ток, А*
Одна полоса Две полосы Трн полосы
Медь | Алюминий Медь | Алюминий Медь | Алюминий Медь | Алюминий
15X3 45 0,400 0,122 210 165
20X3 60 0,534 0,162 275 215 . . —
25X3 75 0,668 0,203 340 265 - —
30X4 120 1,066 0.324 475 365
49X4 160 1,424 0,432 625 480 —
40X5 200 1,780 0,540 700 540 — -
50X5 250 2,225 0,675 860 .
50X6 300 2,670 0,810 955 740 — . .
60X6 360 3,204 0,972 1125 870 1740 1350 2240 1720
60X8 480 4,272 1,295 1320 1025 2160 1680 2790 2180
60X10 600 5,340 1,620 1475 1115 2560 2010 3300 2650
80X6 480 4,272 1,295 1480 1150 2110 1630 2720 2180
80X8 640 5,698 1,728 1690 1320 2620 2040 3370 2620
80X10 800 7,120 2,160 1900 1480 3100 2410 3990 3100
Ю0Х6 600 5,340 1,620 1810 1425 2470 1935 3170 2500
100X8 800 7,120 2,160 2080 1625 3060 2390 3930 3050
юохю 1000 8,900 2,700 2310 1820 3610 2860 4650 3650
120X8 960 8,460 2,600 2400 1900 3400 2650 4340 3380
120Х10 1200 10,650 3,245 2650 2070 4100 3200 5200 4100
* Соответствует горизонтальной прокладке шин при расположении большей грани полосы в
вертикальной плоскости. Прн горизонтальной прокладке шин и расположении большой грани по-
лосы в горизонтальной плоскости допустимый ток следует уменьшить на 5% для полос шириной
до 60 мм включительно и иа 8% для полос большей ширины.
Таблица 36-13
Основные характеристики медных и алюминиевых окрашенных шин
коробчатого сечения
Размеры, мм
о S
Моменты сопротивле-
ния, см3
Моменты инерции, см4
Допустимый
ток на две
шины, А
одной шины
ДВУХ
сращен-
ных шин
W
Уо~Уо
одной шнны
Двух
сращен-
ных шин
JUr>—Уч
75 35 4 6 520 10.1 2,52
75 35 5,5 6 695 14,1 3,17
100 45 4,5 8 775 22,2 4,51
100 45 6 8 1010 27 5.9
125 55 6,5 10 1370 50 9,5
150 65 7 10 1785 74 14.7
175 80 8 12 2440 122 25
200 90 10 14 3435 193 40
200 90 12 16 4040 225 46,5
225 105 12,5 16 4880 307 66,5
250 115 12.5 16 5450 360 81
Примечания: 1. Моменты инерции Зх_Wх_х утах, 3y—.y—'W у~_у хтах<
координаты наиболее удаленной
2. Координаты центра масс
24—792
23,7 41,6 6,2 89 2730 —-
30,1 53,1 7,6 113 3250 2670
48,6 111 14,5 243 3620 2820
58 135 18,5 290 4300 3500
100 290 36,7 625 5500 4640
167 560 68 1260 7000 5650
250 1070 114 2190 8550 6430
422 1930 254 4220 9900 7550
490 2250 294 4900 10 500 8830
645 3450 490 7250 12 500 10300
824 4500 660 10 300 — 10 800
где Утах н *тах
точки фигуры, считая начало координат в центре масс фигуры.
(6+0 (О—c)4-ftc/2 .
2 lb^c}+h
Ро=О.
h
370
Токи короткого замыкания и выбор аппаратов
[Разд. 36
Таблица 36-14
Основные характеристики алюминиевых трубчатых шии круглого сечеиия
Размеры, мм Сечение, мм2 Масса 1 м шины, кг Моменты инерции сечения шины, см4 Моменты со- противления сечения шины, см3 Максимальный пролет между изоляторами, м | верхностного эффекта Допустимый ток, А
D d t 6 ^х—х Jy—У W'x-x WU—У Шины окра- шены Шины не ок- раше иы
140 120 10 15 3800 10,25 739,4 866,4 105,6 123,8 2,23 1,02 5720 4890
140 110 15 15 5450 14,70 989,0 1165,2 141,2 166,4 2,19 1,11 6500 5520
210 190 10 15 5950 10,06 2869,8 3169,4 273 302 2,79 1,02 8630 7300
2Ю 180 15 15 8700 23,5 3991,2 4419,2 380 421 2,76 ,11 9940 8380
280 260 10 25 7900 21,3 6787,6 7697,4 485 550 3,22 ,02 11230 9450
280 250 15 25 11 730 31,6 9618,6 10936,1 678 781 3,20 .12 13120 11 000
350 330 10 25 10 200 27,6 14005,6 15447,4 800 883 3,63 1,02 14 150 11 800
350 320 15 25 15 000 40,5 19990.6 22096,3 1142 1261 3,69 1,12 16 300 13 600
420 400 10 40 12 070 32,6 23619,4 26969,3 1125 1283 3 97 1,025 16 600 13 800
420 390 15 40 17 900 48,8 34327,8 39234,0 1633 1866 3,94 .12 19 250 16 000
490 470 10 40 14 100 38,3 37591,4 42189,3 1534 1716 4,30 1.025 19 300 15 950
490 460 15 40 21 100 57,0 56017,8 62784,0 2285 2563 4,27 ,12 22 500 18 550
Примечание. См. примечание к табл. 36-15.
Продолжительно допускаемые токн
1дл, доп для окрашенных медных и алюми-
ниевых шин приведены в табл. 36-11—36-15.
При температуре окружающей среды,
отличной от расчетной, длительно допускае-
мый ток определяется согласно § 36-8.
При больших рабочих токах (более
3000—5000 А) рекомендуется применять ши-
ны коробчатого сечения, так как при этом
обеспечиваются наименьшие добавочные по-
тери от поверхностного эффекта, эффекта
близости и иаилучшие условия охлаждения.
Длительно допускаемые токи на кабели,
поправочные коэффициенты на температуру
окружающей среды н другие условия см.
§ 14-5.
Таблица 36-15
Основные характеристики
алюминиевых трубчатых шии квадратного сечеиия
Размеры, мм а шины, кг Моменты сечения инерции цины, см4 Моменты со* противления сечения шины, см3 НЫЙ про- изолято- ПТ ПО- ГО Допустимый
ток А
ф Г“1 Максималь 1 лет между рами, м Ф о S X к о я ф ф к ф
н Ь t к к ад кг ф и Масса ^Х~ X Jy—y ™Х-Х wy~y Коэфф йерхнс эффек- Шины i скраш । ны Шины окр аш ны
125 55 8 18 3320 8,96 704 784 из 125 2,27 1,07 5460 4670
125 55 10 20 4040 10,9 824 924 132 148 2,25 1,1 5880 5040
125 55 12 22 4740 12,8 934 1045 149 167 2,23 1,14 6200 5300
126 55 14 24 5400 14,6 1034 1145 166 183 2,21 1,21 6380 5450
175 80 10 22 6010 16,2 2585 2790 296 319 2,71 1ДЗ 8380 7110
175 80 12 24 7100 19,2 2975 3190 340 365 2; 69 1,19 8820 7480
175 80 14 26 8140 21,9 3315 3590 379 410 2,67 1,27 9050 7670
175 80 16 28 9140 24,7 3640 3943 416 450 2,66 1,35 9290 7850
225 105 12 32 9340 25,2 6680 7110 593 632 3,08 1,21 11 200 9400
225 105 14 34 10 750 29,0 7530 8020 670 713 3,06 1,31 11 500 9700
225 105 16 36 12130 32,7 8336 8864 741 788 3,05 1,41 11 750 9880
275 125 12 32 11 490 310 12 560 13 670 914 988 3,42 1,25 13 400 11 250
275 125 14 34 13 260 35,8 14 220 15 450 1035 1120 3,40 1,35 13 800 И 600
275 125 16 36 15 020 40,6 15 860 17 234 1153 1250 3,39 1,45 14150 11 850
Примечания: 1. Проводник состоит нз двух половин
связаны с помощью прокладок.
2. Максимальный пролет между изоляторами определен нз
(с зазором между ними), которые
условия отсутствия резонанса шин.
§ 36-9]
Выбор аппаратов, шинных конструкций и кабелей
371
Для обеспечения электродинамической
стойкости шин при токах КЗ расчетное на-
пряжение на шине орасч не должно превос-
ходить допускаемого напряжения <7ДОп, при-
веденного в табл. 36-16 для различных ма-
териалов [36-2].
Таблица 36-16
Механические характеристики материала шин
Материал шины Марка Разрушающее напряжение, МПа Допускаемое напряжение, МПа Модуль упруост и, ГПаг
Алюминий Алюминиевый сплав Медь АО, А1 АДО АД31Т АД31Т1 МГМ мгт 120 60—70 130 200 250—260 250—300 85 42—50 00 140 175—180 175—210 70 100 100
Допускаемое напряжение материала со-
ставляет не более 70% разрушающего на-
пряжения.
Рассмотренная ниже методика опреде-
ления напряжения в шинах и нагрузки на
изоляторы основана на следующих допуще-
ниях:
1) эффект близости между шинами раз-
ных фаз не учитывается. Это справедливо,
если диаметр окружности, в которую впи-
сывается поперечное сечение шины, не пре-
вышает 1/8 расстояния до соседней фазы;
2) электромагнитное поле вблизи шнны
является плоским. Это справедливо, если
прямолинейный участок шины более чем в
5 раз превышает расстояние между фазами;
3) шинная конструкция имеет полную
симметрию фазных сопротивлений;
4) рассматривается трехфазное КЗ. За-
тухание периодической составляющей тока
КЗ не учитывается;
5) фаза включения КЗ принята так, что-
бы электродинамическая сила была макси-
мальной;
6) шины трех фаз расположены в одной
плоскости: расстояния от крайних фаз до
средней одинаковы;
7) опорные конструкции под изолятора-
ми являются абсолютно жесткими, а изоля-
торы — абсолютно твердыми.
Если нельзя принять хотя бы некоторые
из допущений, то следует вести специальные
расчеты другими методами.
Согласно [36-2, разд. 9] методика оп-
ределения расчетного напряжения в шинах
и расчетной нагрузки на изоляторы зависит
от частоты собственных колебаний шин.
Частоту собственных колебаний много-
пролетных шин, расположенных в одной
плоскости, Гц, определяют по выражению
3,56 , Г EJ
Гш~ I? |/ ш ’
где I — пролет шины, м; Е — модуль упру-
гости материала шнны (см. табл. 36-16), Па;
24*
J—момент инерции поперечного сечення ши-
ны относительно оси сечения, перпендику-
лярной плоскости колебаний, м4; m — масса
шины на единицу длины, кг/м.
Для шин некоторых профилей в табл.
36-17 приведены формулы для подсчета мо-
Таблица 36-17
Моменты инерции и моменты сопротивления
поперечного сечения шин
Эскиз расположении шин Момент инерции. Момент сопротивления
к й g >г bh3 1Z h'b3 72 bh* Б hb3 б БЧ- ЫР Б hbz Б bhz 3 hb* 3 nd3 3Z lX(D3-tL3)
В ( ( а А А а ^7-А Ш I И » > о < djrct
БЧ ' 3Z
мента инерцнн J и момента сопротивления
W поперечных сечений шин. В [36-2 н 36-15]
имеются численные значения J и W для
стандартного сортамента шин различных
профилей. Там же дана масса m шин из
алюминия н медн.
По условию возникновения резонанса
колебаний шнн опасны частоты собственных
колебаний, близкие к 50 и 100 Гц. При ча-
стоте собственных колебаний шин более
200 Гц расчет напряжения в материале ши-
ны можно вести исходя нз максимальной
электродинамической силы, рассматривая ее
как статическую нагрузку.
Прн частоте собственных колебаний
шнн менее 200 Гц расчет шин и изоляторов
на электродинамическую стойкость следует
выполнять с учетом колебаний шин при КЗ.
Однополосные шины. Расчетное напря-
жение, Па, в материале шин прямоугольно-
го, профильного, круглого или трубчатого
сечения при расположении шин в одной
плоскости, при частоте собственных колеба-
ний /ш>200 Гц
_ __j/" о I г2 । п—7
орасч — г о w lypjnax ’»
где 7удт„х —ударный ток, А; а — расстоя-
ние между соседними фазами, м; I — пролет
шины (расстояние между соседними изоля-
торами одной фазы), м; В — коэффициент,
равный, 10 для крайних пролетов и 12 для
остальных пролетов; W — момент сопротив-
ления поперечного сечения шины, м3 (см.
табл. 36-17).
Расчетное напряжение, Па, в материа-
ле шин, аналогичных рассмотренным выше,
но прн [ш<200 Гц определяют с учетом соб-
372
Токи короткого замыкания и выбор аппаратов
[Разд. 36
ственных колебаний,шин:
Срасч = 2 Яо‘10
где I-nmax — амплитуда незатухающей пери-
одической составляющей тока КЗ; т;о —ди-
намический коэффициент напряжения в ма-
териале, определяемый по кривым рнс.
36-35. На рис. 36-35 Га—постоянная времени
74
12
10
8
6
k
2
О
Рис. 36-35. Динамический коэффициент напряже-
ния в материале шнн.
затухания апериодической составляющей
тока прн трехфазном КЗ.
Двухполосиые шины. В двухполосном
пакете шнн при КЗ возникают электродина-
мические силы двух родов: усилие от взаи-
модействия токов различных фаз q$ и уси-
лие от взаимодействия токов в полосах па-
кета <7п.
Механическое напряжение в материале
шнны определяют суммой
^расч — Ч" ^п>
где о® — напряжение в материале, обуслов-
ленное электродинамическими силами меж-
ду фазами, ап — напряжение в материа-
ле, обусловленное электродинамическими
силами между полосами qa.
Составляющая оф определяется так же,
как для однополосных шнн при [ш^200Гц.
При этом момент сопротивления следует
принимать суммарный для пакета, т. е.
2№п, где Wn — момент сопротивления попе-
речного сечения полосы.
Ввиду малого расстояния между поло-
сами усилия qa и соответствующие напря-
жения (Гп значительно превосходят усилия
и напряжения от взаимодействия фаз. Для
повышения прочности шинной конструкции
(снижения оп) между полосами устанавли-
вают прокладки на расстояние /п (см. рис.
36-36). Прокладки повышают частоту соб-
ственных колебаний пакета и полосы, что
позволяет обычно вести расчет электродина-
мической стойкости двухполосных шин без
учета колебаний, по максимальным статиче-
ским усилиям. Строго говоря, появление
максимальных усилий <7ф и qn не совпадает
по времени и зависит от фазы включения
цепи на КЗ. Определить в .общем случае
условия, при которых возникает максималь-
ное напряжение, весьма сложно. Поэтому
упрощенный расчет двухполосных шин про-
водят, суммируя максимальные напряжения
Рис. 36-36. Размещение прокладок прн двухполос-
ной шине.
Оф и Оп, как записано выше. При этом соз-
дается дополнительный запас прочности,
шин.
Составляющая напряжения <тп, Па,
4п
°п = 2Ь?п ’
где qa — усилие, приходящееся на 1 м дли-
ны полосы, от взаимодействия токов в по-
лосах пакета, Н/м; 1а — расстояние между
прокладками пакета, м; b и h — размеры
поперечного сечения полосы, м.
Полагая, что ток в полосе составляет
половину тока фазы,
/2
„ _ ь Ютах
?п — «ф , "10 7,
о
где Гудтах — ударный ток, А; йф—коэф-
фициент формы, определяемый по рнс. 36-37.
Рис. 36-37. Коэффициент формы для двухполос-
ных шнн.
Если частота собственных колебаний
пакета или полосы ниже 200 Гц, то механи-
ческий расчет двухполосных шин следует
вести -с учетом колебаний по методике, из-
ложенной в [36-2].
В современных закрытых РУ напряже-
нием до 35 кВ находят применение конст-
рукции с расположением шии по вершинам
треугольника.
Для обеспечения термической стойкости
шин и кабелей при КЗ необходимо, чтобы
протекающий по ним ток не вызывал повы-
шения температуры сверх максимально до-
пускаемой при кратковременном нагреве:
§ 36-9]
Выбор аппаратов, шинных конструкций и кабелей
373
Вид и материал Максимально допус-
проводника тимая температура, °C
Шины алюг’иниевые . • • 200
Шнны медные..................... 300
Кабели с медными и алюми-
ниевыми жилами, с бу-
мажной пропитанной изо-
ляцией напряжением до
10 кВ......................... 200
Кабели 20—220 кВ .... 125
Кабели с медными и алюми-
ниевыми жилами с поли-
винилхлоридной изоляци-
ей ................... . . 150
То же, но с полиэтиленовой
изоляцией . ...... 120
Конечную температуру Ок, до которой
будет нагрет проводник током КЗ при адиа-
батическом процессе, определяют по кривым
рис. 36-38. Конечная температура проводни-
ка зависит от его начальной температуры
до КЗ, материала и сечения проводника, от
импульса квадратичного тока КЗ В. Для
определения Фк должно быть вычислено
значение А#* по формуле
А#к = А»н + a/s?,
где Л^н, Лг-с/мм4, определяют по рис. 36-38
для начальной температуры проводника
В — импульс квадратичного тока КЗ
(см. § 36-8), А2-с; S — сечение проводника,
мм2.
На рис. 36-38 сплошные кривые отно-
сятся к шинам и кабелям со сплошными
жилами, пунктирные кривые — к кабелям с
многопроволочными жилами и вязкой про-
питкой, которая увеличивает теплоемкость
жилы и снижает ее температуру.
Для кабелей небольших сечений прн
значительной продолжительности КЗ конеч-
ную температуру жилы следует определять
с учетом отдачи тепла в изоляцию. Неучет
теплоотдачи приводит к завышению конеч-
ной температуры жилы и в некоторых слу-
чаях к необоснованному увеличению сече-
ния. Определение температуры нагрева
кабеля с учетом отдачи тепла в изоляцию
рассмотрено в [36-2, разд. 8].
В тех случаях, когда точка КЗ распо-
ложена за элементом с большим активным
сопротивлением (протяженная кабельная
или воздушная линия 6—35 кВ), следует
учитывать явление спада тока КЗ вследст-
вие увеличения активного сопротивления
проводника при его нагревании. Согласно
[36-2, разд. 8], где дана методика расчета
конечной температуры проводника с учетом
спада тока КЗ, указанное явление необхо-
димо учитывать, если Д/х2 >0,2, где Д—ак-
тивное сопротивление протяженного провод-
ника; — суммарное индуктивное сопро-
тивление цепи КЗ.
Минимальное сечение проводника по ус-
ловию термической стойкости
где А$тах соответствуют максимально до-
пускаемой температуре &дОП,Кр; Л#ном со-
ответствует продолжительно допускаемой
температуре. При практических расчетах ис-
пользуют выражение
smf„ = VrB/c,
гце С=' А&пах ^Оном следует принимать:
С=92 А-с /мм2 для алюминиевых шин,
С=167 А-с1,2/мм2 для медных шин; для
кабелей по табл. 36-18
Выбор шинных изоляторов
Параметры изолятора Условия выбора
Номинальное напряже-
ние................... уу<1/ном
Номинальный ток (для
проходных изолято-
ров) . ...... 7раб. утЖ<7Я0М
Допускаемая нагрузка ^расч^доп
Таблица 36-18
Функция С для кабелей 6 и 10 кВ
Наименование кабеля Функция С, A-cV2/ мм2 прн напряжении кабеля, кВ
6 10
Кабели с алюминиевыми сплошными жилами и бумажной пропитан- ной изоляцией 92 94
То же с многопроволоч- ными жилами 98 100
Кабели с медными сплошными жилами и бумажной пропитан- ной изоляцией 140 143
То же с многопроволоч- ными жилами 147 150
Кабели с алюминиевыми жилами и поливинил* хлоридной изоляцией 75 78
То же с медными жила- ми 114 115
Кабели с алюминиевыми жилами и полиэтиле- новой изоляцией 62 65
То же с медными жила- ми 94 98
374
Токи короткого замыкания и выбор аппаратов
[Разд. 36
Допускаемая нагрузка на головку изо-
лятора, Н:
Fдоп = Oief разр >
где Гразр — минимальная разрушающая на-
грузка изолятора на изгиб, Н.
Для шин, имеющих частоту собственных
колебаний [ш>200 Гц, расчетная сила, Н,
действующая на головку изолятора,
Ррасч^У3 —— IyRtnax—- Ю 7,
с лиз
где 1удтах — ударный ток, А; I — расстояние
между изоляторами вдоль шины, м; а — рас-
стояние между фазами, м; Нпя — высота
изолятора; Н — высота от основания изо-
лятора до оси крепления шнны (см. рис.
36-39).
Рис. 36-39. К определению расчетной нагрузки иа
изолятор.
Рис. 36-40. Динамический коэффициент нагрузки
иа изолятор.
Для шин, у которых [ш<200 Гц, расчет-
ная сила, Н, для выбора изолятора
^расч ~ ?wnax ‘ ’
и “из
где /птах — амплитуда незатухающей пери-
одической составляющей тока КЗ, А; ?]р—
динамический коэффициент нагрузки на изо-
лятор, определяемый по кривым рис. 36-40
в зависимости от частоты собственных коле-
баний шин и постоянной времени затухания
апериодической составляющей тока КЗ.
Расчетная нагрузка, Н, на проходной
изолятор (при ^>200 Гц) равна
]/з" I 9 ,
р_________...... 1 ()—7
расч 2 а У^таХ
Номинальные данные изоляторов см.
§ 13-4.
Список литературы
36-1. Ульянов С- А. Электромагнитные пере-
ходные процессы в электрических системах. — М.:
Энергия, 1970. — 520 с.
36-2. Руководящие указания по расчету ко-
ротких замыканий, выбору и проверке аппаратов
и проводников по условиям короткого замыкания.
1-я редакция. — М.: МЭИ, 1975.
36-3. Электротехнический справочник/Под ред.
профессоров МЭИ. Изд. 5-е, т. 2, — М.: Энергия,
1975, с. 461—503.
36-4. Вайнер И. Г., Крючков И. П. Кривые
изменения периодической составляющей тока ко-
роткого замыкания мощных генераторов с учетом
влияния энергосистем. — Электричество, 1975,
№ 10, с. 53—56.
36-5. Неклепаев Б. Н. Схемы замещения ну-
левой последовательности линий электропередачи
с взаимоиндукцией. — Изв. вузов. Энергетика,
1958, № 1, с. 18—25.
36-6. Чернин А. Б., Лосев С. Б. Основы вы-
числений электрических величии для релейной
защиты при сложных повреждениях в электричес-
ких системах. — М.: Энергия, 1971, —440 с.
36-7. Таев И. С. Электрические контакты и
дугогасительные устройства аппаратов низкого
напряжения. — М.: Энергия, 1973. — 423 с.
36-8. Электрическая «часть станций и подстан-
ций/А. А. Васильев, И. П. Крючков, Е. Ф. Наяш-
кова, Б. Н. Неклепаев, М. Н. Околович; Под ред.
А. А. Васильева. — М.: Энергия, 1980. — 608 с.
36-9. Акодис М. М., Корзун П. А. Определение
восстанавливающегося напряжения на контактах
выключателя. — М.: Энергия, 1968. — 192 с.
36-10. Славин Г. А. Восстанавливающееся на-
пряжение на контактах выключателя при отклю-
чении коротких замыканий. — М.: Энергия, 1974. —
80 с.
36-11. Кимельман Л. Б., Лосев С. Б., Плот-
ников В. Г. Усовершенствованные алгоритмы для
комплексных расчетов всех видов коротких замы-
каний в сложных сетях на ЭЦВМ. — Тр. институ-
та «Энергосетьпроект». — М.: Энергия, вып. 2,
1971, с. 84—93.
36-12. Комплексная программа вариантных
расчетов и а ЦВМ М-220<БЭСМ-4) токов коротких
замыканий в сетях с большим числом узлов для
целей релейной защиты/В. А. Крылов, В. И. Ку-
лешов. — В кн.: Проблемы технической электро-
динамики, вып. 47. — Киев: Наукова думка, 1974,
с. 22—32.
36-13. Правила устройства электроустано-
вок.— 5-е изд. — М.: Атомиздат, 1976—1977.
36-14. ГОСТ 687-78. Выключатели переменного
тока иа напряжение свыше 1000 В. Общие техни-
ческие условия.
36-15. Крючков И. П., Кувшинский Н. Н.,
Неклепаев Б. Н. Электрическая часть электро-
станций. Справочные материалы для курсового и
дипломного проектирования. — М.: Энергия,
1978. —456 с.
36-16. Руководящие указания по релейной за-
щите. Расчеты токов короткого замыкания для
релейной защиты и системной автоматики в се-
тях ИО—750 кВ. — М.: Энергия, 1979.
36-17. Применение цифровых вычислительных
машин в электроэиергетике/Под ред. О. В. Щер-
бакова. — Л.: Энергия, 1980. — 236 с*
§ 37-2]
Грозовая деятельность и характеристики молнии
375
Раздел 37
ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЯ И ЗАЩИТА
ОТ% ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ
СОДЕРЖАН И Е
37-1. Общие сведения . . . . » 375
37-2. Грозовая деятельность и электричес-
кие характеристики молнии . . 375
37-3. Защита станций и подстанций от
прямых ударов молнии . . . ЗП
Зоны защиты молниеотводов (377).
Заземлители (378). Особенности уст-
ройства молниезащиты подстанций
(378)
37-4. Молниезащита воздушных линий
электропередачи ..... 380
Средства молниезащиты ЛЭП (380).
Расчетные параметры воздушной
ЛЭП (381). Упрощенная методика
расчета ожидаемого числа грозовых
отключений воздушной ЛЭП (381)
37-5. Защита электрооборудования под-
станций от импульсов грозов'ых пере-
напряжений, набегающих с линии [383
37-6. Основные виды внутренних перена-
пряжений в электрических системах 384
Общие положения (384). Влияние за-
земления нейтрали силовых транс-
форматоров (384). Перенапряжения в
дальних электропередачах при одно-
стороннем питании (386). Перенапря-
жения при неполнофазных режимах
(387). Коммутационные перенапряже-
ния в сетях с заземленной нейт-
ралью (388). Коммутационные пере-
напряжения фаза—земля, возникаю-
щие при коммутациях выключате-
лями высшего напряжения (391).
Коммутационные перенапряжения
между фазами (392)
37-7. Защита от внутренних перенапряже-
Общие сведения (392). Резисторы,
шунтирующие контакты выключате-
лей (393). Ограничение вынужденно-
го напряжения с помощью шунтиру-
ющих реакторов в аварийных ком-
мутациях (393). Особенности защиты
закрытых распределительных уст-
ройств (393). Защита от внутренних
перенапряжений в сетях с изолиро-
ванной или резонансно-заземленной
нейтралью (394)
Список литературы « „ w м « * 394
37-1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ
Среднее междуфазное напряжение уста-
новки называется номинальным напряжени-
ем. Наибольшее длительно допускаемое ра-
бочее напряжение в любой точке системы
не должно превосходить значений, указан-
ных в табл. 6-5.
В процессе эксплуатации возможны по-
вышения напряжения сверх наибольшего
рабочего — внутренние и грозовые перена-
пряжения.
Источником энергии внутренних пере-
напряжений являются ЭДС генераторов
системы, а причиной — нормальные или ава-
рийные коммутации, сопровождающиеся
колебательными процессами или резонанс-
ными явлениями. Значения внутренних пере-
напряжений зависят от параметров уста-
новки и характера коммутации и имеют
статистический характер.
Причиной грозовых перенапряжений
являются удары молнии в электроустановку
или вблизи нее в землю (индуктированные
перенапряжения). Молния в электрическом
отношении представляет собой источник то-
ка. Поскольку значения токов молнии под-
вержены статистическим разбросам, то и
грозовые перенапряжения являются стати-
стической величиной.
37-2. ГРОЗОВАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ
И ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ
ХАРАКТЕРИСТИКИ МОЛНИИ
Интенсивность грозовой деятельности
характеризуется средним числом грозовых
часов в году. Карта интенсивности грозовой
деятельности на территории СССР приве-
дена на рис. 37-1.
Среднее число ударов молнии в 1 км2
поверхности земли за 100 грозовых часов
составляет на территории СССР 6,7.
Число ударов молнии иа 100 км воздуш-
ной линии электропередачи за 100 грозовых
часов
п = 4йср (при /гср 40 м),
где hCp=h—2//3—средняя высота подвеса
троса или верхнего провода (прн отсутствии
троса), м; h — высота опоры до точки креп-
ления троса или верхнего провода; f — стре-
ла провеса.
Число ударов молнии за 100 грозовых
часов в сооружение длиной А, шириной В и
высотой И (размеры в метрах)
п = 6,7(Л + 7Н) (В + 7#)-10-б.
Ток молнии имеет форму апериодичес-
кого импульса и характеризуется: макси-
мальным значением (амплитудой) /м, кА,
средней крутизной фронта а, кА/с.
Рис. 37 1. Карта грозовой деятельности иа территории СССР (цифры у кривых— число грозовых дней в году ид).
Перенапряжения и защита от перенапряжений [Разд. 37
§ 37-3]
Защита станций и подстанций от ударов молнии
377
Интегральные распределения вероятно-
стен максимальных значений токов молнии
в зависимости от высоты местности иад
уровнем моря Но показаны на рис. 37-2.
Вероятность Рг максимальных значений
токов молнии, превышающих /м, может
также определяться по формуле
lg Р, = 0,666 —
------------1*------------.
|/ 18,75 + 6,25 cos (пНй-10~3)
Для малых токов 1К формула дает зна-
чения Pi>1, в этом случае следует прини-
мать Pi-1.
Интегральные распределения вероятно-
стей средних крутизн фронта тока молнии
для разных высот местности над уровнем
моря приведены на рис. 37-3.
37-3. ЗАЩИТА СТАНЦИЙ
И ПОДСТАНЦИЙ ОТ ПРЯМЫХ
УДАРОВ МОЛНИИ
Зоны защиты молниеотводов
Открытые распределительные устройст-
ва (ОРУ) защищаются стержневыми мол-
ниеотводами. ' Для защиты шинных мостов
и гибких связей большой протяженности
могут применяться тросовые молниеотводы.
Определение зон защиты молниеотводов
показано иа рис. 37-4—37-8. Обозначения:
h — высота молниеотвода; hx — высота за-
Рис. 37-4. Сечение зоны защиты одиночного стерж-
невого молниеотвода.
Рис. 37-6. Зона защиты двух стержневых молниеотводов.
378
Перенапряжения и защита от перенапряжений
[Разд. 37
щищаемого объекта (или защищаемый уро-
вень); гх—радиус (или ширина) зоны за-
щиты на высоте hx. Для стержневых мол-
ниеотводов принимается р= 1 при йсЗО м и
р=5,5/рЛh прн Л>до м
ОРУ защищаются обычно несколькими
молниеотводами (рис. 37-6). В этом случае
уровень hx внутри треугольника (или пря-
Рис. 37-6. Площадь на уровне hx, защищенная
тремя молниеотводами высотой h.
Рис. 37-7. Сеченне зоны защиты тросового молние-
отвода.
Рис. 37-8. Сечение зоны защиты двух параллель-
ных тросовых молниеотводов.
моугольиика), образуемого молниеотводами,
будет защищен, если диаметр окружности
D, проходящей через следы молниеотводов
(или диагональ прямоугольника), удовлет-
воряет условию
Р<8 (й—- hx) р.
При этом внешняя часть защиты опре-
деляется для каждой пары молниеотводов
по рис. 37-5.
Подстанционные здания и сооружения
могут защищаться путем заземления метал-
лической кровли или, если крыша неметалли-
ческая, посредством сетки из стальной про-
волоки диаметром 8 мм с размером ячейки
5X5 м, располагаемой на крыше и присое-
диняемой к заземлению. Защита металличес-
ких маслобаков с толщиной стенки не менее
5 мм осуществляется путем их заземления.
При меньшей толщине стенки маслобака за-
щищаются отдельно устанавливаемыми мол-
ниеотводами. Для защиты неметаллической
трубы иа ее вершине по периметру прокла-
дывается стальная полоса сечением не ме-
нее 50 мм2, которая соединяется с заземле-
нием. На трубах высотой более 50 м про-
кладываются два заземляющих спуска.
Заземлители
Заземлители для отвода токов молнии
характеризуются импульсным сопротивле-
нием заземления R,,:
7?и = аи R,
где R — сопротивление заземлителя при
промышленной частоте (измеренное или рас-
считанное по формулам § 8-3); ап — им-
пульсный коэффициент, зависящий от кон-
струкции заземлителя, удельного сопротив-
ления грунта и тока молнии.
Если заземлитель состоит из п стерж-
ней или полос, то его импульсное сопротив-
ление
= оси R / (т]1т и),
где т]и — импульсный коэффициент исполь-
зования заземлителя, учитывающий ухуд-
шение условий растекания тока молнии
вследствие взаимного экранирования элект-
родов. Усредненные значения коэффициен-
тов аи и т]и для некоторых конструкций за-
землителей приведены в табл. 37-1.
Заземление молниеотводов ОРУ в боль-
шинстве случаев производится путем при-
соединения их к заземлителю подстанции,
который состоит из горизонтальных полос,
Рис. 37-9. Импульсные коэффициенты сеток с вер-
тикальными электродами.
объединяющих вертикальные электроды и
образующих на площади, занимаемой под-
станцией, сетку. Импульсные коэффициенты
заземлителей в виде сетки ап определяются
по рис. 37-9. Сопротивление заземлителя в
виде сетки рассчитывается по формуле
г. / А , 1 \
R — Рэ I —~ , I•
\ |/s L + nl)
где L — суммарная длина всех горизонталь-
§ 37-3]
Защита станций и подстанций от ударов молнии
379
Значения импульсных коэффициентов os и и г)
Таблица 37-1
Заземлитель аи при удельном сопротивлении грунта, Ом-м 1и
100 200 500 1000
Вертикальные стержни, соединенные полосой (рас- стояние между стержнями вдвое больше • их длины): 0,5 0.45 0.3
2—4 стержня 8 стержней 15 стержней 0,7 0,8 0,55 0,7 0,4 0,55 0.3 0,4 0,75
Две горизонтальные полосы длиной по 5 м, рас- ходящиеся в противоположные стороны от точ- ки присоединения токоотвода 0,65 0,55 0,45 0,4 1,0
Три полосы длиной по 5 м, симметрично расхо- дящиеся от точки присоединения токоотвода 0,7 о,6 0,5 0,45 0,75
ных электродов; пи/ — число и длина вер-
тикальных электродов; S — площадь зазем-
лителя; А — коэффициент, зависящий от
1/V S:
l/V~ о 0,02 0,05 ОД 0,2 0,5
А. . . 0,44 0,43 0,40 0,37 0,33 0,26
рэ — эквивалентное расчетное сопротивле-
ние грунта.
Расчетное удельное сопротивление рэ
зависит от отношения pi — удельного сопро-
тивления' верхнего слоя грунта толщиной
Н, которое подвержено сезонным изменени-
ям, к удельному сопротивлению нижнего
слоя р2, не подверженному изменениям (рис.
37-10). Увеличение удельного сопротивле-
ния верхнего слоя грунта вследствие сезон-
ных изменений учитывается коэффициентом
k (табл. 37-2):
Pi = ^Ризм1>
где риэм! — измеренное удельное сопротив-
ление верхнего слоя грунта. Если рп3м1=Р2,
то pi/p2=fe.
Примечание. Подробные данные для
расчета заземлителей приведены в (37-5].
Особенности устройства
молннезащиты подстанций
При установке на подстанции отдельно
стоящих молниеотводов должны соблюдать-
ся безопасные расстояния по воздуху и в
Рис. 37-10. Относительное расчетное удельное со-
противление грунта (h — глубина заложения; от-
ношение расстояния между вертикальными элект-
родами к нх длине равно 2).
Таблица 37-2
Сезонные коэффициенты k и толщины слоя сезонных изменений И
Заземле- ние Климатическая зона k при влажности земли перед измерением И, м
повышен- ной средней понижен- ной
Рабочее и защит- Северная полоса европей- ской части СССР 7 4 2,7 2,2
иое Средняя полоса Южная полоса 5 2,7 1,9 2,0
4 2,0 1.5 1,8
Молиие- защнтное Все зоны 2,6 1,4 — Соответственно климатиче-. ской зоне
380
Перенапряжения и защита от перенапряжений
[Разд. 37
земле от молниеотводов и их заземлителей
до частей распределительного устройства.
Расстояние по воздуху
£в > 0,12Яя + 0,1Я»
где Н — высота рассматриваемой точки над
уровнем земли, м.
Расстояние £,в должно быть не ме-
нее 5 м.
Расстояние в земле между заземлите-
лем отдельно стоящего молниеотвода и бли-
жайшей к нему точкой заземляющего уст-
ройства подстанции
£3 > 0,2Яи.
Расстояние La должно быть не меиее
3 м.
Эффективность защиты подстанции от
прямых ударов молнии характеризуется го-
довым числом КЗ вследствие прорывов
молнии в зону защиты и обратных перекры-
тий при ударах в молниеотводы:
₽ =. 0,067£>г (А + 7Л) (В + 7h) X
X (Иг 'Рп-Рпр 4" ^С.П^С.п)" ®»
где Dr — число грозовых часов в году; А и
В — длина и ширина подстанции, м; h — вы-
сота молниеотводов, м; фп=10~3— вероят-
ность прорыва молнии в зону защиты;
Рпр — вероятность перекрытия изоляции при
ударе молнии в провода (см. ниже); Ро,п—
вероятность обратного перекрытии изоляции
при ударе молнии в молниеотвод; т)п и
т]о,п — вероятности перехода импульсного
перекрытия изоляции в устойчивую дугу
соответственно при прорывах молнии и при
обратных перекрытиях (см. ниже).
37-4. МОЛНИЕЗАЩИТА
ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ
ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
Средства молниезащиты ЛЭП
Показателем грозоупорности ЛЭП яв-
ляется число грозовых отключений: удель-
ное число отключений, рассчитанное на
100 км линии и 100 грозовых часов, или чис-
ло отключений, рассчитанное иа полную
длину линии и один год.
(Аолниезащита ЛЭП имеет целью умень-
шение до экономически обоснованного числа
грозовых отключений линии.
Основные средства молниезащиты ЛЭП:
1. Защита от прямых ударов молнии с
помощью тросовых молниеотводов является
основным средством для линий ПО кВ и вы-
ше. Эффективность тросовой защиты в зна-
чительной мере зависит от защитного угла
троса на опоре а (рис. 37-11). На одноцеп-
ных линиях с треугольным расположением
проводов и на двухцепных одностоечных
опорах применяется один трос с ас30°. На
линиях с горизонтальным расположением
проводов применяются два троса, обеспечи-
вающих по отношению к крайним проводам
угол а<30°. Защита среднего провода обес-
печивается при Ah^al^ (рис. 37-11).
Линии на деревянных опорах имеют
достаточную грозоупорность благодаря до-
полнительной изоляционной прочности де-
ревянных траверс, поэтому тросы на таких
Рис. 37-11. Взаимное расположение тросов и про-
водов на опоре.
линиях применяются только на подходах к
подстанциям.
Применение тросов на линиях 35 кВ
малоэффективно вследствие невысокой им-
пульсной прочности гирлянд изоляторов и
соответственно большой вероятности пере-
крытия с опоры на провод при ударе молнии
в трос. На линиях 3—10 кВ применение
тросов бесполезно.
2. Сопротивление заземления опор ЛЭП
с тросами, являющееся одним из основных
параметров, определяющих вероятность гро-
зового перекрытия изоляции при ударе мол-
нии в трос или опору, должно быть не более
10—30 Ом при удельных сопротивлениях
грунта 100—1000 Ом-м соответственно.
3. Автоматическое повторное включение
(АВП), предотвращающее переход грозово-
го перекрытия линейной изоляции в перерыв
передачи энергии. Поэтому АПВ может рас-
сматриваться как эффективное средство
молниезащиты. Однако частое использова-
ние АПВ (при большом числе грозовых
перекрытий изоляции) усложняет эксплуа-
тацию и сокращает межремонтный период
' выключателей, поэтому АПВ целесообразно
применять в комплексе с другими средства-
ми молниезащиты.
4. Увеличение числа изоляторов в гир-
лянде с целью повышения импульсной проч1-
ности изоляции и, следовательно, грозоупор-
ности линии, что предусматривается только
для очень высоких переходных опор.
5. Отдельные опоры н участки линий с
ослабленной изоляцией защищаются труб-
чатыми разрядниками, гасящими дугу КЗ
н тем самым предупреждающими отключе-
ние линии.
6. Защита пересечений воздушных линий
между собой и с линиями связи и электри-
фицированного транспорта обеспечивается
соблюдением нормированных расстояний по
воздуху (см. табл. 37-5). Кроме того,, на ли-
ниях с деревянными опорами для ограниче-
ния напряжения грозовых импульсов при-
меняются трубчатые разрядники, которые
устанавливаются иа опорах, ограничиваю-
щих пролет пересечения.
§ 37-4]
Молниезащита воздушных линий электропередачи
381
Таблицу 37-3
Наименьшие расстояния между проводами или между проводами и тросами
пересекающихся воздушных линий (ВЛ)
Пересечение Длина про- лета, м (ие более) Наименьшее расстояние от места пересече- ния до ближайшей опоры, м
30 50 70 100 120 150
ВЛ 500—330 кВ между собой и с ВЛ более 200 5 5 5 5,5 —.
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 более 200 4 4 4 4 __
низкого напряжения 300 4 4 4 4,5 5 . 5.5
450 4 4 5 6 6,5 7
ВЛ 110—20 кВ между собой и с ВЛ более 200 3 3 3 4
низкого напряжения 300 3 3 4 4.5 5 —
ВЛ 10 кВ между собой и с ВЛ более ииЗ' 100 2 2 — _
кого напряжения 150 2 2,5 2,5 — — —
Расчетные параметры воздушной ЛЭП
1. Волновые сопротивления ZB проводов
воздушных линий с учетом короны приведе-
ны в табл. 37-3.
2. Вероятность прорыва молнии на про-
вод через тросовую защиту Ра
IgPa=ayr\p/75-3,95,
где a — защитный угол на опоре в граду-
сах; ЛТр — высота троса иа опоре, м (Лтр<
<50 м).
3. Коэффициент перехода импульсного
перекрытия в устойчивую дугу переменного
тока
T) =(1,6-^—— б\10-?,
\ ^раз /
где U — наибольшее рабочее напряжение:
фазное при однофазных перекрытиях н ли-
нейное при двухфазных перекрытиях; 1раз —
длина пути разряда.
Если при расчете получается т]<0,1 или
т]>0,9, то принимаются соответственно т]=
=0,1 или т]=0,9.
4. 50%-ные разрядные напряжения гир-
лянд изоляторов при грозовых импульсах
Рис. 37-12. 50%-ные разрядные напряжения гир-
лянд изоляторов без защитной арматуры при гро-
зовых импульсах.
показаны на рис. 37-12 и 37-13. Для дере-
вянных опор 50%-ные разрядные напряже-
ния увеличиваются иа 701д, где 1Д — длина
пути по дереву в метрах.
Рис. 37-13. 50%-иЫе разрядные напряжения гир-
лянд изоляторов с защитной арматурой при гро-
зовых импульсах.
Упрощенная методика расчета
ожидаемого числа грозовых отключений
воздушной ЛЭП
Методика применяется для оценки ожи-
даемого числа отключений воздушных линий
напряжением до 500 кВ прн сопротивлениях
заземления опор не более 30 Ом.
1. Линия без тросов. Удельное число
грозовых отключений, рассчитываемое на
100 км линии и 100 грозовых йасов,
пг — 4/icp Рцр т],
где hep — средняя высота подвеса верхнего
провода; Рпр — вероятность перекрытия
изоляции на опоре прн ударе молнии в про-
вод; т] — коэффициент перехода импульсно-
го перекрытия в устойчивую дугу.
Критический ток молнии, при котором
становится возможным перекрытие изоляции
для линий на. металлических или железобе-
тонных опорах,
382
Перенапряжения и защита от перенапряжений
[Разд. 37
где Zc — волновое сопротивление провода с
учетом короны (табл. 37-4); (760%—50%-ное
импульсное разрядное напряжение гирлян-
ды (рис. 37-12 или для отрицательной по-
лярности по рис. 37-13).
Таблица 37-4
Волновые сопротивления Zc, Ом, проводов
воздушных линий распространенных конструкций
(с учетом короиы)
Тип опоры Номинальное напряжение, кВ Число состав- ляющих расщеп- ленного провода металл > железо- | “ бетон ч Д V - к ь дерево
Башенная или одностоечная с одним тросом; треугольное рас- положение прово- дов 35 ПО 150 220 330 1 1 1 1 2 460 440 430 415 360 455 425 410 390 —
То же. но с дву- мя тросами 220 330 1 2 415 360 —
Портальная илн П-образная с дву- мя тросами; гори- зонтальное распо- ложение проводов 35 ПО 150 220 330 500 1 1 1 1 2 3 385 330 315 380 315 290 445 400 385 365
Для линий на деревянных опорах
= 21/500/^ (1-fe),
где коэффициент электромагнитной связи
между проводами с учетом короиы fe=0,31
для линий 35 кВ и Л=0,34 для линий ПО кВ.
Годовое число грозовых отключений
Nr линии длиной I, км, при Ог~2Пд грозо-
вых часов в году (см. рнс. 37-1)
1 Ог
Л г -- пг-------.
100 100
2. Линии, защищенные тросами. В этом
случае перекрытия изоляции линии могут
происходить при ударах молнии в опору,
при ударах молнии в трос в середине про-
лета, а также при прорывах молнии через
тросовую защиту.
Если расстояние по вертикали между
проводами и тросами в середине пролета
выбрано в соответствии с табл. 33-11, то
вероятность грозовых перекрытий в середине
пролета пренебрежимо мала и с ними мож-
но не считаться.
Доля ударов молнии в опору от общего
числа поражений линии составляет 4/iTp//n,
где /irp — высота подвеса троса на опоре;
/п — средняя длина пролета. Удельное чис-
ло грозовых отключений линий с тросами
(4/ьгр \
~ Роп Ра Рпр ) 41 >
'п /
где Ра — вероятность прорыва молнии на
провод; Рпр — вероятность перекрытия изо-
ляции при ударе в провод, определяется по
критическому току; РОП — вероятность пере-
крытия изоляции прн ударе молнии в опо-
ру, рассчитывается по критическому току
Лф^/Ж + ^оп)’
где 1^50%—50%-иое импульсное напряже-
ние изоляции (рис. 37-12 или 37-13) прн
положительной полярности провода; /?и —
импульсное сопротивление заземления опо-
ры, Лоп — высота опоры; 6 = 0,15 для линий
с двумя тросами и 6 = 0,3 для линий с одним
тросом.
Ориентировочные значения грозовых
отключений воздушных ЛЭП приведены в
табл. 37-5.
Таблица 37-5
Удельные числа грозовых отключений воздушных ЛЭП 35—500 кВ
Тип опоры Сопротив- ление за- землении. Ом Номинальное напряжение, кВ
35 по 150 220 330 500
Деревянная без тросов — 10 8,5 — — — —
Одноцепная металлическая опора с од- 5 — 2 1.2 1,2 0,8 —
ним тросом 10 — 3 2 2 ——
20 — 4.8 3 3 1.8
Двухцепная металлическая опора с од- 5 4,3 3 3 2 —
ним просом 10 — 6 4 3,5 2.8
20 — 9 6 5,5 4 —
Металлическая опора портального типа с 1 5 — — — 0,5 0.12 0.1
двумя тросами 1 10 —— • । — 0,8 0.2 0.15
20 — — 1.2 0.7 0,5
§ 37-5]
Защита подстанций от импульсов, набегающих с линии
383
37-5. ЗАЩИТА
ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ
ПОДСТАНЦИЙ ОТ ИМПУЛЬСОВ
ГРОЗОВЫХ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ,
НАБЕГАЮЩИХ С ЛИНИИ
Наиболее совершенным средством защи-
ты электрооборудования подстанций явля-
ются вентильные разрядники (РВ), а так-
же нелинейные ограничители перенапряже-
ний (ОПН). В сочетании со средствами
защиты, установленными иа подходе к под-
станции, РВ позволяют с экономически при-
емлемой надежностью ограничить перена-
пряжения до допустимых для оборудования
значений.
Характеристики РВ и допустимые на-
пряжения иа изоляции координируются по
условию
£/д — Uост ”Ь »
где Ua — импульсное напряжение, допусти-
мое для подстанционного оборудования;
Uoct—остающееся напряжение на РВ прн
токе координации; Д4/к — координационный
интервал, который учитывает повышение
напряжения на защищаемом оборудовании
по отношению к напряжению на РВ, зави-
сящее от их взаимного удаления и от кру-
тизны фронта набегающего импульса.
Допустимые расстояния между РВ и
защищаемым оборудованием зависят от
предельно допустимой крутизны фронта им-
пульса ад иа входе подстанции. Значение
ад зависит от длины защищенного подхода
к подстанции (называемого также опасной
зоной).
Если принять в месте удара молнии в
качестве расчетного импульс с вертикаль-
ным фронтом, бесконечно длинным хвостом
и амплитудой, определяемой вольт-секунд-
ной характеристикой линейной изоляции,
то необходимая длина защищенного под-
хода
Uk
где V — амплитуда расчетного импульса,
кВ; ад — в кВ/с; /icp — средняя высота под-
веса провеса, м; k — коэффициент, равный
1; 1,2 и 1,5 при числе* проводов в фазе соот-
ветственно 1, 2 н 3.
Схемы защиты подстанции 35—500 кВ
от набегающих с линий электропередачи
импульсов грозовых перенапряжений пока-
заны иа рис. 37-14. Линии на деревянных
опорах в пределах опасной зоны защища-
ются тросами. В начале подхода к подстан-
ции устанавливаются трубчатые разрядни-
ки РТ1, которые служат для снижения
амплитуды импульса, проходящего к под-
станции, и одновременно для защиты изоля-
ции опоры, ослабленной заземляющими
спусками от тросов. Если линия защищена
тросами по всей длине, то в пределах опас-
ной зоны снижаются сопротивления зазем-
ления опор и уменьшаются защитные углы
тросов. В табл. 37-6 приведены характери-
стики типовых подходов к подстанциям
35—500 кВ. „
Применение тросов для защиты подхо-
дов линий 3—20 неэффективно. Схемы за-
Рис. 37-14. Схемы защиты подстанций 35—500 кВ.
а •— линия, защищенная тросами иа всей длине;
б — линия и а деревянных опорах, защищенная
тросами только на подходе к подстанции.
Рис. 37-15. Схемы защиты распределительных уст-
ройств 3—20 кВ.
щиты РУ 3—20 кВ показаны на рис. 37-15.
Ограничение амплитуды импульса, набега-
ющего на подстанцию с линии иа деревян-
ных опорах, осуществляется с помощью
РТ1. Сопротивление его заземления не дол-
жно превышать 10 Ом. На линиях с метал-
лическими и железобетонными опорами ус-
тановка PT 1 не требуется.
Если воздушная линия 3—20 кВ соеди-
нена с подстанцией кабельной перемычкой,
то для защиты кабельной воронки на линей-
ном конце устанавливается трубчатый или
вентильный разрядник.
Эффективность защиты от импульсов
грозовых напряжений, набегающих на под-
384
Перенапряжения и защита от перенапряжений
[Разд. 37
Защита подходов воздушных линий к подстанциям
Таблица 37-6
К Подходы иа портальных опорах Подходы на одностоечных опорах
с « К 8 Eta R М защищен- олхола. CQ О 8 Си ч о £ 3 Сопротивление зазем- ления опор, Ом, при удельном сопро- тивлении грунта, Ом-м защищен- одхода, 8 О р Ч о «к Сопротивление заземления опор. Ом, при удельном. сопротивлении грунта, Ом-м
JE К Й s к о О Кй се с я о о ч а ST Защити троса <100 100—500 >500 Длина КОГО П' км с Ч а ГТ Защип троса <100 100—500 >500
35 110 , 150 220 330 500 1—2 1—3 Л—3 2—3 2—4 2,5—3 2 2 2 2 2 25—30 25—30 25 25 25 10 10 10 10 10 10 15 15 15 15 15 15 20 20 20 20 20 20 1,5—2 1,5—3 1,5—3 2—3 2—3 1—2 1—2 2 2 25 25 20 20 10 10 10 10 10 15 15 15 15 10 20 20 20 20 15
Примечание. Сопротивления заземления двухцепных одностоечных опор должны быть на
5 Ом меньше указанных в таблице.
станцию по воздушной линии, характеризу-
ется средним числом опасных грозовых пере-
напряжений ₽ь возникающих на подстанции
за год:
₽i = nDr ml (ра + Р0ПУ 10-\
\ *п /
где п — число ударов молнии в линию дли-
ной 100 км за 100 грозовых часов; Dr—>
число грозовых часов в году; m — число от-
ходящих от подстанции воздушных линий;
I — длина опасной зоны.
Показателем грозоупорности подстан-
ции, представляющим собой число лет ее
безаварийной работы, является значение
Т = 1/(Р + Рх).
37-6. ОСНОВНЫЕ ВИДЫ
ВНУТРЕННИХ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ
В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ
Общие положения
Внутренние перенапряжения вызывают-
ся колебаниями электромагнитной энергии,
запасенной в реактивных элементах элект-
рической сети. Например, в схеме электро-
передачи рис. 37-16 при сбросе нагрузки в
результате отключения выключателя 2 воз-
никнут колебания напряжения в контуре,
Рис. 37-16. Упрощенная схема замещения электро-
передачи.
£и—индуктивность источника; £н — индуктив-
ность трансформатора приемной системы; —
индуктивность линии; С д —емкость линии.
образованного емкостью линии и индуктив-
ностью источника и линии. Упрощенная
кривая переходного процесса после комму-
тации приведена на рис. 37-17. Стадия I
переходного процесса обычно имеет дли-
тельность несколько полупериодов промыш-
Рис. 37-17. Различные стадии переходного процес-
са после коммутации.
/ — переходный процесс; II — установившийся ре-
жим (вынужденная составляющая переходного
процесса); III—область работы регулятора воз-
буждения; IV — стационарный режим.
ленной частоты. Образующиеся на первой
стадии перенапряжения носят название ком-
мутационных. После затухания свободных
колебаний наступает стадия II, дающая
перенапряжения иуст установившегося ре-
жима. Длительности стадий I н II обуслов-
лены запаздыванием действия регуляторов
напряжения; благодаря действию регулято-
ров Uy ст постепенно уменьшается в соот-
ветствии с уменьшением ЭДС (стадия III),
пока не установится новый стационарный
режим (стадия /V). С точки зрения воздей-
ствия на изоляцию интерес представляют
две первые стадии процесса.
Влияние заземления нейтрали
силовых трансформаторов
а) В СССР заземление нейтрали при-
меняется в сетях ПО кВ и выше. Такие се-
ти характерны большими токами замыкания
на землю и сравнительно небольшими уста-
новившимися напряжениями на здоровых
фазах прн однофазных КЗ (см. табл. 36-6).
§ 37-6] Основные виды внутренних перенапряжений 385
Для ограничения токов замыкания на
землю искусственно увеличивают сопротив-
ление нулевой последовательности Zo за
счет заземления только части нейтрали
трансформаторов на каждой подстанции или
заземления нейтрали через активные илн
реактивные сопротивления. Увеличение Zo
приводит к дополнительному повышению на-
пряжения на здоровых фазах при несиммет-
ричных КЗ.
б) При однофазном замыкании в сети
с изолированной нейтралью трансформатора
напряжение на нейтрали становится равным
фазному, а на здоровых фазах — линейному.
Ток замыкания на землю
3£л
13 = Z1 + ?2 + ?0 /3<0C* ЕЛ'
где
»//СйСф; |?0|»|Z1|«|?a|.
Ток Is в сетях небольшой протяженно-
сти составляет единицы или десятки ампер.
Такая сеть может продолжать работать с
одной заземленной фазой, пока не будет
отключен участок с поврежденной изоляцией
без перерыва электроснабжения потреби-
теля.
Опыт эксплуатации показывает, что ем-
костный ток дуги /3~3<оСфб/ф существенно
влияет на протекание последующего процес-
са: 1) при весьма малых токах /3 дуга гас-
нет практически без повторных зажиганий
и сопровождающих их всплесков перенапря-
жений или с малым их числом; 2) с увели-
чением тока ls наблюдаются неоднократные
повторные зажигания дуги н перенапряже-
ния, дуга' растягивается за счет электроди-
намических усилий и тепловых перемещений
н в конце концов гаснет. Прн этом не ис-
ключена возможность перебрасывания рас-
тянувшейся дуги на соседние фазы, что мо-
жет привести к двухфазному или трехфаз-
ному КЗ; 3) если ток 13 приближается или
превосходит некоторый критический ток
7з,кр> то вероятность погасания дуги заметно
уменьшается, горение дуги затягивается,
вероятность перебрасывания дуги иа сосед-
ние фазы увеличивается. Ток /з,Кр оказыва-
ется тем меньше, чем выше рабочее напря-
жение сети. Примерные значения 7в,Кр для
воздушной н кабельной сетей с изолирован-
ной нейтралью приведены в табл. 37-7.
Если /3>/з.кр, то применение сети с изо-
лированной нейтралью нецелесообразно и
необходимо применить схемы с компенсаци-
ей тока замыкания на землю.
в) Для компенсации емкостного тока
однофазного замыкания на землю применя-
ют заземление нейтрали через настроенный
дугогасящий заземляющий реактор (см.
табл. 16-46). Как следует из табл. 37-7, та-
кие реакторы необходимо устанавливать
практически во всех сетях 35 кВ, во многих
сетях 20 кВ и в кабельных сетях более низ-
ких классов напряжения. Ток замыкания на
землю в воздушных сетях 3—10 кВ, как
правило, не превышает допустимого, и уста-
навливать заземляющие реакторы в таких
сетях нет необходимости.
Ток, проходящий через место замыкания
на землю,
ЗЁ
1з — -]-Za + ZQ &А (1<оЗСф + >
где L — индуктивность заземляющего реак-
тора.
Точная настройка заземляющего реакто-
ра (3<оСф=1/<о£) в резонанс обеспечивает
погасание дуги почти в 100% случаев одно-
фазных дуговых замыканий на землю. Од-
нако это может привести к значительному
резонансному смещению напряжения в ней-
трали и соответствующим перенапряжениям
на фазах. При несимметрии емкостей фаз
сети иа землю на нейтрали в отсутствие ре-
актора появляется напряжение Uo;
• 1 / • Сд • О Of \
^о=Т+ +иС-£- •
О \ С с с /
Таблица 37-7
Параметр Номинальное напряжение £^ном кВ
3 6 10 20 35
Наибольшее рабочее напряжение, кВ 3,5 6,9 И,5 23 40,5
Критический ток зацыкания на землю, А 30 30 20 15 10
Емкость фазы иа землю Сф, пФ/м: воздушная сеть кабельная сеть (S—120 мм2) 4 250 4 250 4 170 5 270 5 200
Ток замыкания на землю (иа 100 км). А: воздушная сеть кабельная сеть ‘ 0,8 50 1,5 90 2,5 100 6,3 340 11 440
25—792
386
Перенапряжения и защита от перенапряжений
[Разд. 37
где С=(Са+СвЧ-Сс)/3—средняя емкость
трех фаз сети; С л, Св, Се-—емкости фаз
на землю.
Подключение дугогасящего реактора
вызывает возрастание потенциала нейтрали
до
где g — эквивалентная проводимость сети
на землю, учитывающая потери в катушке и
в элементах сети.
Рекомендуется с помощью симметриро-
вания емкостей фаз поддерживать значение
UB в пределах не более (0,005—0,0075) Дф,
что позволяет удержать напряжение иа ней-
трали U„ при наличии реактора й в преде-
лах (0,1—0,15) L/ф.
Резкое увеличение UH возможно в ава-
рийных случаях, например при неполнофаз-
ном режиме (отказ одной фазы выключате-
ля) либо при обрыве одной из фаз линии.
Если произошло отключение (обрыв) фазы
длиной (1—m)l, где I — длина линии, то
где Ci, Со — емкости линии прямой и нуле-
вой последовательностей; m — коэффициент;
1>т>0.
Перенапряжения
в дальних электропередачах
при одностороннем питании
Уровень изоляции электроустановок с
номинальным напряжением 330 кВ и выше
определяют внутренние перенапряжения.
Важную роль играют установившиеся на-
пряжения (далее эти перенапряжения назы-
ваются вынужденным напряжением) про-
мышленной частоты. Их можно подразде-
лить на следующие виды:
а) повышение напряжения вследствие
емкостного эффекта иенагружениой линии
как в симметричном режиме, так и при не-
симметричном КЗ. Эти напряжения опреде-
ляют амплитуду свободных колебаний в
переходном процессе (коммутационные
перенапряжения);
б) перенапряжения в неполнофазных ре-
жимах, которые могут возникать на отклю-
ченных фазах прн однофазном или двухфаз-
ном питании участков электропередач;
в) перенапряжения при самовозбужде-
нии генераторов, работающих на разомкну-
тую линию (см. § 35-3).
Вследствие влияния большого числа
случайных факторов в течение длительного
отрезка времени вынужденное напряжение
меняется в интервале от минимального воз-
можного для данной электропередачи зна-
чения L/i до максимально возможного в
этой электропередаче значения L/2 (в несим-
метричных режимах — например при одно-
фазном КЗ — соответственно от UKi до UK2).
Нижний предел интервала изменений
вынужденного напряжения в симметричном
режиме, т. е. L/b определяется исходя из ми-
нимального значения эквивалентной реак-
тивности питающих систем Xi, что соответ-
ствует полному числу включенных генерато-
ров, трансформаторов, реакторов н
отходящих линий, а также при всех вклю-
ченных реакторах и минимально возможном
при данных условиях коэффициенте транс-
формации силовых трансформаторов. Верх-
ний предел интервала случайных изменений
вынужденного напряжения в симметричном
режиме, т. е. U2, рассчитывается исходя из
максимального значения эквивалентной ре-
активности питающей системы Х2, что соот-
ветствует минимально возможному в усло-
виях эксплуатации числу генераторов, транс-
форматоров, отходящих линий и реакторов
и максимально возможному при этом коэф-
фициенту трансформации.
Следует иметь н виду, что в расчетах
генераторы эквнвалентируются постоянной
реактивностью, равной Xd . Насыщение маг-
нитных систем силовых Трансформаторов
следует учитывать, если вынужденное на-
пряжение в точке подключения шунта на-
магничивания, найденное без учета насыще-
ния, оказывается больше, чем 1,25£7ф.
Вследствие изменения режима электро-
передачи происходит случайное изменение
ЭДС от минимального значения Ei до мак-
симального Е2, которые являются расчетны-
ми при определении соответственно мини-
мального Ui и максимального U2 пределов
случайных изменений вынужденного напря-
жения. Если на генераторах питающей стан-
ции имеются АРВ, то за время аварийной
коммутации исходное расчетное значение
ЭДС изменится. Каждому виду аварийной
коммутации соответствует свой интервал
случайных изменений расчетной ЭДС Et н
Е2. В табл. 37-8 приведены усредненные зна-
чения пределов случайных изменений ЭДС.
Каждой электропередаче присуще свое
распределение вынужденного напряжения.
Однако обобщение большого количества
фактических данных для различных по мощ-
ности и схеме электропередач, питаемых как
от тепловых станций, так и от гидростанций
или сборных шин системы, позволяет пред-
ставить плотность распределения вынужден-
ного напряжения в виде
р(Д) =
UjU2 1
ил — Ui и?
§ 37-6]
Основные виды внутренних перенапряжений
387
Таблица 37-8
Вид коммутации Электрома- шннные сис- темы вовбу ве- дения Быстродейст- вующие сис- темы возбуж- дения с крат- ностью фор- сирования 2-4
Е,
Разрыв электро- передачи вслед- ствие отключе- ния тока КЗ 1,0 1,2 1,05 1,25
ТАПВ, успешное или неуспеш- ное 1,0 1,1 1.0 1,1
БАПВ, успешное или неуспеш- ное 1,0 1,15 1,00 1.1
Разрыв электро- передачи вслед- ствие качаний или асинхрон- ного хода 1.0 1,25 1,0 1,3
которой соответствует закон
распределения
Q(U) =
_£1_
t/2 t/j
где Q(U) —вероятность того, что в данной
коммутации вынужденное напряжение прев-
зойдет U.
отключении одной или двух фаз выключате-
ля. Развитию перенапряжений в этих режи-
мах способствует обмотка трансформаторов
или автотрансформаторов, замкнутая в тре-
угольник.
При однофазном разрыве (рис. 37-19)
напряжение UА в начале линии на невклю-
чившейся фазе подсчитывается как падение
напряжения на нейтрали комплексной схемы
замещения (точка N) от протекания тока в
нейтрали /и, равного частному от деления
эквивалентной ЭДС двух неповрежденных
фаз (0,5£а) на полное сопротивление цепи.
А ~ Ая (?овх ?вх)/® =
7 __ 7
_ А, „ОВХ ±ВХ
“ А ¥o+£i
где —Zh-|-Zbx; Zo—2ko+Zobx, a Zu и Zho—
сопротивления прямой и нулевой последова-
тельностей источника (при упрощенных
расчетах можно брать /хи и Дно); ZBX и
Zqbx—'соответствующие сопротивления ли-
нии электропередачи относительно точки не-
симметрии (табл. 37-9).
Условие резонанса
Перенапряжения
при неполнофазных режимах
2^o + ?i = °-
В блочных (рис. 37-18) электропереда-
чах неполнофазные режимы могут возни-
кать вследствие отказа во включении или
Аналогично для двухфазного разрыва
Рис. 37-18. Типы блочных электропередач.
а — блочная; б — полублочная; в — с отпайкой без
выключателя в промежуточной точке.
Рнс. 37-19. Комплексная схема для расчета на-
пряжения при неполнофазных режимах.
25*
где Ес — ЭДС включившейся фазы.
Условие резонанса при двухфазном
разрыве
2^ + Z^O.
Поскольку напряжение в точке разрыва
и на обмотках Трансформатора может зна-
чительно превосходить номинальное, в ряде
случаев необходим учет ветви намагничива-
ния трансформатора. В этом случае следует
вести расчет, используя методы расчета не-
линейных цепей.
В блочных электропередачах следует
предусматривать установку релейных защит
от перенапряжений при неполиофазных ре-
жимах, например защиту от повышения на-
пряжения. Можно применить защиту, кото-
рая в случае отказа одной или двух фаз вы-
ключателя при включении дает команду на
отключение включившихся фаз; наоборот,
при отказе одной или двух фаз выключате-
ля в процессе отключения защита включает
отключившиеся фазы.
388
Перенапряжения и защита от перенапряжений
[Разд. 37
Таблица 37-9
Расчетные схемы замещения
Схема, электропередачи. Прямая последовательность Нулевая последовательность
о-'"»"*''—i-П—(Л>—-—о ' В ®Т j-хит jxec i QjyrbQ ’T. ii О с 1хн0 Jxc jxe _ l,Z®~
Со Г] <Хэ JXH1 JxBc1 izi1) Jxho jxc1 jxei l,Z(o)
1 г-1 - 1г О—' » т » O-j | —о О й А ®г jX*1 112Z^ wxo о о Jxko i^z® iz>$ vruooJij—o_£«£_o ухвя
/Л„, /хт._ — индуктивные сопротивления источника прямой и нулевой последова-
И1> ио тельностей;
Z^ —входные сопротивления линии прямой и нулевой последовательно-
— *— стей;
I — длина линии;
/ХВ,/*с,/хи —сопротивления рассеяния обмоток высшего, среднего и низшего на-
пряжений трансформаторов;
В — выключатели.
Коммутационные перенапряжения в сетях
с заземленной нейтралью
Принято максимальное напряжение в
переходном процессе при каждой коммута-
ции представлять как произведение ударно-
го коэффициента на амплитуду вынужден-
ного напряжения:
Umax = ^уд U.
Ударный коэффициент перенапряжений
характеризует интенсивность переходного
процесса, а вынужденное напряжение — схе-
му и режим электропередачи. Плотность
распределения вынужденного напряжения
p(U) определена выше. Обобщение экспери-
ментальных и теоретических исследований
показывает, что в энергосистемах при широ-
ком варьировании параметров схем и видов
оборудования для всех видов плановых и
аварийных коммутаций плотность распреде-
ления ударного коэффициента близка к усе-
ченному нормальному закону
N
P(kyjs) — X
«ТДудУ 2я
где N — нормирующий множитель, выбирае-
ОО
мый так, чтобы Jp(Ауд)dkm =1. Усечение
нормального закона вызвано тем, что не
существует &уд<1. Каждому виду коммута-
ции присущи свои среднее значение (&уД) и
среднеквадратичное отклонение (ok )
ударного коэффициента.
С точки зрения выбора изоляции часто
необходимо знать распределение Q(k) крат-
ности перенапряжений k (отношение макси-
мального напряжения L/max к амплитуде
длительно допустимого фазного напряжения
^Фшах). Так как параметры &,д и U неза-
висимы, то плотность распределения
ъ
'ур.тпах
p(k)= f роорсм-^-.
J *УД
*удтгп
Вероятность того, что кратность перена-
пряжений в одной коммутации данного ви-
да окажется равной или превзойдет k
оо
С UrU-
Q (&) = р (fe) dk = --. j-*-.- X
J (С/а-*4)<Ъуд
§ 37-6]
Основные виды внутренних перенапряжений
389
ь
00 ур,тах
х ~^2 J /гУд р ^Уд) —dkyj,.
k kyamin
Математическое ожидание k и средне-
квадратичное отклонение ак для распреде-
ления k
k — ^уд U,
где, ио,, — соответственно математи-
Уд Иуд
ческое ожидание (среднее значение) и сред-
неквадратичное отклонение ударного коэф-
фициента, зависящие от вида коммутации;
U и Gu — соответственно математическое
ожидание и среднеквадратичное отклонение
вынужденного напряжения (рис. 37-20).
Рис. 37-20. Зависимость среднего значения U н
среднеквадратичного отклонения аи вынужденно-
го напряжения от пределов Ui н Ua.
Для прогнозирования статистических ха-
рактеристик, кроме знания функций распре-
деления кратностей перенапряжений p(k),
необходимо иметь статистику плановых и
аварийных коммутаций линий И трансформа-
торов. Опыт эксплуатации линий НО—
500 кВ дает возможность характеризовать
распределение плановых коммутаций ип.л
нормальным законом с параметрами, приве-
денными в табл. 37-10. Распределение пла-
новых коммутаций для трансформаторов
хорошо аппроксимируется нормальным за-
коном, а математическое ожидание и стан-
дарт отклонения могут быть приняты однна-
Таблица 37-10
Номиналь- ное напря- жение, кВ Параметры распределения годового числа плановых коммутаций линий
Математи- ческое ожидание пп,л Средне- квадратич- ное откло- нение с Коэффициент вариации (а/ппл)-100 %
110 14,3 5,45 38
220 14,8 5.7 38
330 10,4 3,8 37
600 10 3,6 36
ковыми для трансформаторов (автотранс-
форматоров) любого класса напряжений
110—500 кВ (пп,т=6,3, о=40%) (табл.
37-11).
Таблица 37-11
Номиналь- ное нап- ряжение ВН, кВ Параметры распределения годового числа плановых коммутаций тран- сформаторов (а втотр аисформаторов)
Математи- ческое ожидание пп,т Средне- квадратич- ное откло- нение с Коэффициент вариации (^/лп,т)‘ %
110 6,35 2,42 38
220 6,35 2,79 44
330 6.3 2,60 41
500 6,3 2,60 41
Число аварийных отключений линий за-
висит от их длины и условий грозозащиты.
Для линий, закрытых тросом по всей длине,
проходящих в районах с 20—30 грозовыми
днями в году и сопротивлением заземления
опор в пределах 5—20 Ом, среднее число в
году на 100 км длины можно брать равным
1,3 при среднеквадратичном отклонении око-
ло 0,7.
Причиной аварийных отключений транс-
форматоров могут служить неисправности
как в самих аппаратах, так и возникновение
КЗ в пределах подстанции. Среднее число
аварийных отключений трансформаторов за
год в сетях 110—500 кВ примерно равно
0,4, т. е. трансформатор аварийно отключа-
ется из-за повреждений различного элект-
рооборудования в среднем один раз за
2,5 года.
Перенапряжения на конце разомкнутой
линии при включении линейным выключате-
лем. Одна из наиболее распространенных
операций — включение выключателем ра-
зомкнутой линии.
Схема замещения приведена на рис.
37-21. Здесь Е — напряжение на шинах до
Рис. 37-21. Включение линии к шинам.
включения линии, LK — эквивалентная вход-
ная индуктивность системы относительно
шнн. Если первый корень уравнения
ctg (<й//с0) = <oLaIZc
(где I — длина линии; Со — скорость света;
Zc — волновое сопротивление линии) больше
1,6-314, то, как показывают эксперименталь-
ные данные, ударный коэффициент перена-
пряжений в конце линии инвариантен отно-
сительно параметров электропередачи.
Вероятность Q(fe) того, что в одной фа-
зокоммутации кратность перенапряжений
фаза — земля иа разомкнутом конце элект-
ропередачи окажется равной или превысит
390
Перенапряжения и защита от перенапряжений
[Разд. 37
k, определяется с помощью параметра 1;
При оперативном включении линии, а
также при успешном ТАПВ линии, на кото-
рой приняты меры для снятия заряда за вре-
мя паузы АПВ, среднее значение и средне-
квадратичное отклонение ударного коэффи-
циента перенапряжений соответственно рав-
ны k „=1,61; а, =0,183.
УД 'уд
Пример. Пусть в коммутации включения
не нагруженной линии (Луд=1.61: =0,185)
Ui=l,0; 44=1,2. Найдем Q (2,0), т. е. вероятность
того, что кратность перенапряжений Л^*2,0.
По кривым рнс. 37-20 находим 47=1,09; О
=0,058. Далее
k =« 1.61-1,09 = 1,75;
aft = У I.Cl2-0,058« + 0.18Ja-i,09a = 0,22.
Прн k—2,0
t= (2,0 — l,75)/0.22 = 1.14.
, Наконец, no кривой рис. 37-22
<2(2,0) =0,122.
Рнс. 37-22. Распределение вероятностей того, что k
превзойдет заданное значение.
Перенапряжения, возникающие при от-
ключении не нагруженной линии, существен-
но зависят от типа коммутирующего выклю-
чателя. Как показало обобщение измерений
в сетях, вероятность того, что при отключе-
нии ненагруженных линий электропередачи
воздушными выключателями кратность пере-
напряжений превысит 1,2772, такова, что с
этими перенапряжениями можно не счи-
таться.
Также можно пе считаться с перенапря-
жениями при отключении ненагруженных
линий электропередачи масляными выключа-
телями с низкоомпыми (500—1000 Ом на
фазу) активными сопротивлениями, шунти-
рующими контакты выключателя. При от-
ключении ненагруженных линий электропе-
редачи масляными выключателями, не имею-
щими низкоомиых резисторов, среднее зна-
чение н среднеквадратичное отклонение
ударного коэффициента перенапряжений со-
ответственно равны /гуД=2,0, сгк=0,32.
Перенапряжения при разрыве электро-
передачи вследствие отключения тока КЗ
либо вследствие действия защит при асин-
хронном ходе. Могут быть два случая.
1. На электропередаче установлена ав-
томатика прекращения асинхронного хода
(АПАХ), которая осуществляет разрыв при
заданном угле 0д между ЭДС обоих кон-
цов передачи. Тогда ударный коэффициент
изменяется в пределах от
/гуд > kmi = 1,05 + 0,3 sin (0л/2)
до
*УД<^УД2 = 1,05+ 0,8sin (0л/2).
Среднее значение и среднеквадратичное
отклонение ударного коэффициента зависят
от 6д и определяются по кривым рис. 37-23.
Рис. 37-23. Зависимость
*уд И °йуд Прн ра3ры‘
ве электропередачи из-за асинхронного хода от
уставкн АПАХ.
Нормирующий множитель распределения
п
^йуД = 2,0/sin —А. .
2. На электропередаче нет устройства
АПАХ. Тогда ударный коэффициент пере-
напряжений изменяется в пределах от 1,05
до 1,85, среднее значение и среднеквадра-
тичное отклонение соответственно равны
/гуд=1,5 и о^уд = 0,18. )
При аварийном разрыве вследствие от-
ключения тока несимметричного КЗ на элек-
тропередаче, не имеющей продольной ком-
пенсации, среднее значение и среднеквадра-
тичное отклонение ударного коэффициента
перенапряжений, воздействующих иа здоро-
вые фазы, зависят от предельных значений
мощности, которая передается по линии.
Оценку максимального и минимального зна-
чений ударного коэффициента можно про-
вести, взяв в качестве 0л минимальный и
максимальный углы между векторами на-
§ 37-6]
Основные виды внутренних перенапряжений
391
пряжений по концам электропередачи. Сред-
нее значение и среднеквадратичное отклоне-
ние ударных коэффициентов
Луд = 0,5 (йудт + ЛуД2);
^УД=1-75(*УД-ЛУД1)-
Среднее значение н среднеквадратичное
отклонение ударного коэффициента перена-
пряжений, возникающих при успешном од-
нофазном автоматическом повторном вклю-
чении (ОАПВ) в электропередаче без реак-
торов поперечной компенсации (шунтирую-
щих), можно принять Луд—1,5, стЛуд-0,12.
Перенапряжения, возникающие при
трехфазном АПВ, зависят от схемы электро-
передачи — наличия на линии электромаг-
нитных трансформаторов напряжения или
шунтирующих реакторов (реакторов попе-
речной компенсации), причин, вызвавших
ТАПВ (перекрытие при увлажнении загряз-
ненной изоляции в нормальном эксплуатаци-
онном режиме, грозовое поражение, устой-
чивое КЗ), и длительности бестоковой пау-
зы. При этом следует иметь в виду два
случая.
1. Если на линии электропередачи,
ТАПВ которой рассматривается, имеются
электромагнитные трансформаторы напря-
жения и нет реакторов поперечной компен-
сации, либо в цепи реакторов на время пау-
зы АПВ включаются низкоомные резисторы,
ускоряющие стекание заряда с проводов
воздушной линии, среднее значение и сред-
неквадратичное отклонение ударного коэф-
фициента перенапряжений при успешном
ТАПВ те же, что и при оперативном вклю-
чениИ-Ненагруженной линии электропередачи,
т. е. Луд =1,61, OfcyH=0,183. Это объясня-
ется тем, что электромагнитные трансформа-
торы напряжения и малоомные резисторы
за время бестоковой паузы полностью сни-
мают заряд с неповрежденных фаз.
2. Если на линии отсутствуют электро-
магнитные трансформаторы, шунтирующие
реакторы и т. д., т. е. средства ио ускоре-
нию стекания заряда с неповрежденных фаз,
то с достаточной для практики надежно-
стью можно принять статистическую незави-
симость начального напряжения остаточного
заряда от паузы АПВ. Распределение на-
чальных напряжений хорошо согласуется с
Рис. 37-24. Зависимость среднего значения и
среднеквадратичного отклонения ударного коэф-
фициента перенапряжений при успешном ТАПВ
от среднего значения начального напряжения на
здоровых фазах.
нормальным законом с параметрами t/o=
= 0,75t/<j>, <?ио=0,16. Соответствующие сред-
ние значения и среднеквадратичные откло-
нения ударного коэффициента перенапряже-
ний прн успешном ТАПВ можно найти по
рис. 37-24, откуда видно, что среднее значе-
ние ударного коэффициента меняется мало,
оставаясь в пределах 1,61—1,69. Наиболь-
шее изменение при вариации начального на-
пряжения остаточного заряда претерпевает
среднеквадратичное отклонение аЛуд-
Коммутационные перенапряжения фаза —
земля, возникающие при коммутациях
выключателями высшего напряжения
На подстанции могут иметь место, кро-
ме указанных ранее, еще три вида коммута-
ционных перенапряжений: при отключении
ненагруженных трансформаторов, при от-
ключении шунтирующих реакторов и на пов-
режденных фазах при разрыве электропере-
дачи вследствие ликвидации КЗ за установ-
ками продольной емкостной компенсации
(УПК).
Перенапряжения, возникающие при от-
ключении ненагруженных трансформаторов
вследствие обрыва тока намагничивания до
перехода его через нулевое значение (рнс.
37-25), имеют статистический характер.
Рис. 37-25. Явление «среза» тока при отключении
выключателем малых индуктивных токов.
Максимально возможные кратности перена-
пряжений можно оценить по формуле
Л — Лт
Л^ном С
Хехр
— а0 -----,
Сном И Л^ном(^цЛ/)3С J
где Рст — потерн н стали трансформатора
при номинальном напряжении (в расчете
иа одну фазу), Вт; Сяом— номинальное
напряжение, В; — номинальный ток хо-
лостого хода, А; Л/ — коэффициент формы
тока намагничивания (Л/= 1,8 для транс-
форматоров с магннтопроводом из горяче-
катаной стали, Л/=2,0 для трансформато-
ров с магннтопроводом из холоднокатаной
стали); «о и Лт—коэффициенты, опреде-
ляемые по кривым рис. 37-26; С — емкость,
пФ, определяемая суммой входной емкости
Ст трансформатора и подключенной части
ошиновки Сш (табл. 37-12);
С — Ст “Ь Сщ.
Перенапряжения, возникающие при
отключении шунтирующих реакторов, име-
ют ту же физическую природу, что и пере-
напряжения прн отключении ненагружен-
392
Перенапряжения и защита от перенапряжений
(Разд. 37
них трансформаторов, т. е. связаны с об-
рывом отключаемого тока до его естест-
венного перехода через нуль.
Максимальные амплитуды перенапря-
жений, измеренные на электропередачах
500 кВ, достигают 2,7 t/ф. Перенапряже-
Рис. 37-26. Зависимости коэффициентов ав и km
от напряжения U на шинах, от которых отклю-
чается трансформатор.
а — магннтопровод нз холоднокатаной стали; б —
магнитопровод из горячекатаной стали.
Таблица 37-12
Усредненные значения емкостей ошиновки
и силовых трансформаторов
Номинальное напряжение. Сш. пф/М Ст, пФ/фаза
110 ‘ 9 1000—1500
220 9 1500—2000
330 10 2000—3000
500 12 3000—4500
750 13 3000—5000
ния представляют собой колебания с час-
тотой 1—2 кГц, затухающие за 0,005—
0,01 с.
Статистическое распределение амплитуд
подчиняется нормальному закону со сред-
ним значением k= 1,84-2,0 и среднеквадра-
тичным отклонением =0,24-0,25. При-
ближенную оценку вероятности Q(fe) того,
что кратность перенапряжений в одной фа-
зокоммутацни превзойдет k, можно прове-
сти, используя следующие данные:
k....... 2,0 2,2 2,4 2,6 2,8
Q (Л) . . . 0,5 0,21 0,055 0,008 0,001
Число коммутаций реакторов может
доходить до сотен в год, поэтому необхо-
димо считаться даже с весьма малыми ве-
роятностями.
Наличие на электропередаче установки
продольной емкостной компенсации (УПК)
приводит к перенапряжениям, возникающим
на поврежденных фазах в переходном ре-
жиме после отключения аварийного уча-
стка передачи. Специфика перенапряжений
состоит в том, что на свободные колеба-
ния накладывается постоянная составляю-
щая ДГ/ падения напряжения на батарее
УПК при протекании тока КЗ. Если ЛП
достаточно велико, чтобы представлять
опасность конденсаторам батареи, то про-
исходит ее шунтирование защитным раз-
рядником. При шунтировании батареи ДП
становится равным нулю.
Коммутационные перенапряжения
между фазами
Коммутационные перенапряжения,
воздействующие на междуфазную и на
фазную изоляцию, возникают одновремен-
но. Для междуфазных перенапряжений
можно ввести понятие ударного коэффи-
циента &уд,ф:
^уд.ф = ^ф.фтах/^номтсх •
где {7ф,фтМ — максимальное напряжение
в переходном процессе между фазами;
икоы max — максимальное длительно допу-
стимое рабочее напряжение между фазами.
Для координации изоляции пользуют-
ся статистическими характеристиками от-
ношения йуд,ф/£уд, где /гуд — ударный ко-
рне. 37-27. Распределение вероятностей того, что
отношение междуфазных перенапряжений к пере-
напряжениям фаза—земля окажется равным нлн
превзойдет *’уд,ф//;уд-
1 — разомкнутый конец электропередачи; 2 — пи-
тающий конец электропередачи.
эффициент перенапряжений на изоляции
фаза — земля. Это отношение, очевидно,
не зависит от вынужденного напряжения.
Статистические характеристики отно-
шений йуд,ф/йуд для всех видов трехфаз-
ных коммутаций достаточно близки. По-
этому <2(^уд,ф/^уд) — вероятность того, что
отношение кратностей междуфазных и фаз-
ных перенапряжений превзойдет заданное
значение йУд.ф/йУд, можно для всех видов
коммутационных перенапряжений опреде-
лять по кривой, показанной на рнс. 37-27.
37-7. ЗАЩИТА
ОТ ВНУТРЕННИХ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИИ
Общие сведения
Ограничение коммутационных перена-
пряжений можно производить различными
путями: уменьшив вынужденную составля-
ющую, ударный коэффициент нлн и то и
другое одновременно. Для этой цели мож-
но использовать: шунтирующие реакторы,
подключаемые через выключатели или ис-
кровые промежутки; коммутационные или
комбинированные разрядники; низкоомные
§ 37-7]
Защита от внутренних перенапряжений
393
резисторы, шунтирующие контакты вы-
ключателей; электромагнитные трансформа-
торы, устанавливаемые на линии; резисто-
ры, включаемые последовательно с фазами
реакторов.
Шунтирующие реакторы. Реакторы
являются одним из наиболее эффективных
средств снижения вынужденного напря-
Л1ния
Рис. 37-28. Искровое подключение реакторов и
включение активных сопротивлений для снятия
остаточного заряда с линии во время паузы АПВ.
В1 — выключатели, шунтирующие искровые про-
межутки ИП после их срабатывания; В2 — вы-
ключатель, шунтирующий резистор при длитель-
ном включении реактора иа линию.
Рис. 37-29. Размещение вентильных разрядников
для защиты от коммутационных перенапряжений.
а — прн АПВ, при включениях и отключениях ли-
нии; б *— при отключении реакторов н ненагру-
жеиных трансформаторов.
жеиия. При этом эффективность реактора
повышается, если реактор устанавливается
на линии, а не на шинах или на стороне
низшего напряжения трансформатора
(рис. 37-28).
Электромагнитные трансформаторы
напряжения. Электромагнитные трансфор-
маторы напряжения, включенные на ли-
нии, способствуют ускорению стекания за-
ряда и уменьшению ударных коэффициен-
тов в цикле АЦВ. Их эффективость резко
снижается при наличии шунтирующих ре-
акторов на линии и в блочных электропе-
редачах.
Коммутационные (комбинированные)
разрядники. Коммутационные (комбиниро-
ванные в режиме ограничения коммутаци-
онных перенапряжений) разрядники явля-
ются наиболее простым, надежным н де-
шевым средством защиты. Разрядник
ограничивает любые виды коммутацион-
ных 'перенапряжений, рассеивая в своем
рабочем резисторе часть энергии переход-
ного процесса (рнс. 37-29, а).
Для надежного гашения сопровожда-
ющего тока через разрядник вынужденное
напряжение в точке его установки должно
быть ниже напряжения гашения на 10—
15%. Для этого может оказаться необхо-
димой установка дополнительных шунти-
рующих реакторов (рис. 37-29,6).
Резисторы, шунтирующие контакты
выключателей
Малоомные активные сопротивления
1000—1500 Ом, шунтирующие главные
контакты выключателей при коммутации
отключения, ограничивают перенапряже-
ния при отключении холостых линий, пре-
пятствуя возникновению повторных зажи-
ганий, особенно в масляных выключателях
при аварийных разрывах электропередачи
н ТАПВ.
Ннзкоомные резисторы (300—600 Ом),
шунтирующие главные контакты выключа-
телей при коммутации включения, способ-
ствуют ограничению перенапряжений при
включении ненагруженных линий и прн
АПВ.
Ограничение вынужденного напряжения
с помощью шунтирующих реакторов
в аварийных коммутациях
На линиях или участках линий, где
реакторы подключены через выключатели,
может оказаться, что в момент аварийной
коммутации некоторые реакторы были от-
ключены. В тех случаях, когда это допус-
тимо по условиям устойчивости в после-
авариином режиме для снижения вынуж-
денного напряжения н кратностей перена-
пряжений, целесообразно одновременно с
импульсом на отключение линейных вы-
ключателей аварийного участка подавать
сигнал на включение выключателей всех
реакторов.
Другой способ состоит в искровом
присоединении реакторов, т. е. в подклю-
чении реакторов через искровой промежу-
ток, пробивающийся при возникновении
перенапряжений. В дальнейшем для огра-
ничения времени горения дуги на искровом
промежутке искровой промежуток шунти-
руется выключателем (рнс. 37-29,6).
Особенности защиты закрытых
распределительных устройств
Закрытые распределительные устройст-
ва (ЗРУ) получают распространение н се-
394
Перенапряжения и защита от перенапряжений
[Разд. 37
тях высокого напряжения. При проектиро-
вании и сооружении ЗРУ стараются иметь
минимальные размеры, что особенно важ-
но в суровых климатических условиях Се-
вера и Сибири, в стесненных условиях и
при городской застройке.
Уменьшение размеров РУ возможво
только при глубоком ограничении перена-
пряжений специальными коммутационными
разрядниками, устанавливаемыми внутри
РУ на обеих системах шин. В качестве спе-
циальных разрядников могут служить ог-
раничители перенапряжений с рабочим ре-
зистором, выполненным на основе высо-
конелииейных керамических элементов.
Защита от внутренних перенапряжений
в сетях с изолированной или резонансно-
заземленной нейтралью
Перенапряжения при дуговых замы-
каниях в сети с изолированной нейтралью
возникают вследствие того, что дуга за-
мыкания на землю, являясь своего рода
коммутатором, периодически соединяет и
разъединяет поврежденную фазу с землей.
При каждом переходе через нулевое
значение тока замыкания на землю, явля-
ющегося суммой тока замыкания промыш-
ленной -частоты и переходного высокочас-
тотного тока свободных колебаний, созда-
ются условия для гашения дуги. После га-
шения дуги пауза длится до тех пор, пока
нарастающая электрическая прочность бу-
дет больше, чем восстанавливающееся на
промежутке напряжение.
• Восстанавливающееся напряжение оп-
ределяется суммой напряжения промыш-
ленной частоты и затухающего колебатель-
ного переходного процесса, возникающего
после гашения дуги из-за перераспределе-
ния зарядов между неповрежденными и
поврежденными фазами.
При определенном сочетании скорости
нарастания восстанавливающегося напря-
жения и восстанавливающейся прочности
возникают условия появления более или
менее длительных периодов отсутствия ду-
ги, а затем периодических повторных ее
зажиганий. Такие дуги называются пере-
межающимися и обусловливают возмож-
ность возникновения наибольших перена-
пряжений.
В период паузы тока из-за перерас-
пределений оставшихся на неповрежден-
ных фазах зарядов возникает смещение
нейтрали сети. В процессе замыкания на
землю смещение нейтрали принимает раз-
личные значения. Многочисленные экспе-
рименты показали, что максимальное сме-
щение нейтрали для сетей 6—35 кВ не
превышает 1,2 U$.
Возникающее при дуговых замыкани-
ях перенапряжение определяется соотно-
шением между моментами гашения н по-
вторного зажигания дуги, сочетанием кри-
вых восстанавливающейся электрической
прочности и восстанавливающегося напря-
жения, затуханием и частотой колебатель-
ных процессов, смещением нейтрали в про-
цессе горения перемежающейся дуги и от-
ношением емкости фазы на землю к меж-
дуфазной емкости CcfCw-
В связи с влиянием случайных факто-
ров кратность возникающих перенапряже-
ний имеет свое статистическое распределе-
ние. На рис. 37-30 приведена кривая ве-
₽ис. 37-30. Вероятность возникновения кратности
перенапряжений, большей или равной k при ду-
говых замыканиях.
роятности Q(k) того, что кратность пере-
напряжений окажется равной и превзой-
дет k. Это распределение усечено с обеих
сторон. Нижней точкой усечения является
k= КЗ, т. е. кратность перенапряжения
при повышении напряжения до линейного.
При возникновении перемежающихся дуг
верхней точкой усечения следует считать
/г=3,2. В остальных случаях (металличес-
кие замыкания на землю, замыкания в ка-
бельных сетях и при дугах с большим то-
ком) верхней точкой усечения следует счи-
тать /г=2,3.
Кратность перенапряжений, возникаю-
щих при дуговых замыканиях на землю в
сетях 3—35 кВ, не превышает испытатель-
ных напряжений для этих классов напря-
жений. Основной причиной аварий при
дуговых замыканиях на землю является
переход однофазных замыканий на землю
в двухфазные. Для снижения числа пере-
ходов однофазных замыканий на землю в
двухфазные целесообразно применять
АПВ или последовательные циклы крат-
ковременного отключения — включения воз-
душных линий. Другим эффективным ме-
роприятием, снижающим кратность пере-
напряжений н вероятность перехода в
двухфазные КЗ, является использование
заземляющих реакторов.
Список литературы
37-1. Руководящие указания по защите элект-
ростанций и подстанций 3—500 кВ от прямых уда-
ров молнии и грозовых волн, набегающих с ли-
ний электропередачи. М.: СЦНТ’!, 1975. — 32 с.
37-2. Руководящие указания по защите от
внутренних и грозовых перенапряжений сетей 3—
750 кВ (проект). — Тр. НИИПТ, 1975, Дс 21—22,
288 с.
§ 38-1]
Автоматическое включение синхронных машин
395
37-3. Техника высоких напряженнй/Под ред.
Д. В. Разевига.—М.: Энергия, 1976. — 488 с.
37-4. Техника высоких напряженнй/Под ред.
М. В- Костенко. — М.: Высшая школа, 1973.—528 с.
37-5. Р. бкова Е. Я. Заземления в установ-
ках высокого напряжения. — М.: Энергия, 1978.—
224 с.
37-6. Половой И. Ф., Михайлов Ю. А. и Ха-
лилов Ф. X. Перенапряжения на электрооборудо-
вании высокого и сверхвысокого напряжения. —
Л.: Энергия, 1975.— 256 с.
37-7. Дмоховская Л. Ф. Инженерные расчеты
внутренних перенапряжений в электропередачах.—
М.: Энергия, 1972. — 288 с.
Раздел 38
АВТОМАТИЗАЦИЯ В ЭНЕРГОСИСТЕМАХ
СОДЕРЖАНИЕ
38-1. Автоматическое включение синхрон-
ных машин иа параллельную работу 395
Общая характеристика условий и
способов включения (396). Точная
автоматическая синхронизация (ТАС)
(397). Автоматизация включений по
способу самосинхронизации (402)
38-2. Общие вопросы противоаварийной
автоматики................................403
Назначение и виды автоматики (403).
Требования, предъявляемые к проти-
воаварийиой автоматике (405)
38-3. Автоматическое повторное включение 406
Автоматический повторный пуск
электродвигателей (411). АПВ линий
с двусторонним питанием (411). При-
меры устройств АПВ (417). Принци-
пы выполнения АПВ шин (419)
38-4. Автоматическое включение резервно-
го питания................................420
Основные сведения (421). Примеры
схем АВР (423)
38-5. Автоматическая частотная разгрузка
электроэнергетических систем . . 428
Основные сведения (428). Общие све-
дения по расчету н организации АЧР
(431). Принципы выполнения уст-
ройств АЧР и ЧАП В (436)
38-6. Специальная противоаварийная авто-
матика ...................................437
Общие сведения (437). Принципы
действия и способы выполнения уст-
ройств противоаварийной автоматики
(440). Автоматика управления мощно-
стью для сохранения устойчивости
(АУМСУ) (440)
38-7. Автоматическое регулирование на-
пряжения, возбуждения и реактивной
мощности ....... 442
Основные сведения (442). Устройства
гашения поля синхронных машин
(448). Основные соотношения для
систем АРВ с электромашиииыми
возбудителями постоянного тока
(450). Релейные устройства форсиров-
ки и расфорсировки возбуждения
(452). Компаундирование и электро-
магнитный корректор напряжения
(453). Автоматическое регулирование
возбуждения генераторов с бесще-
точной системой возбуждения (462)
Регуляторы сильного действия (464).
Цифровые регуляторы возбуждения
сильного действия (467). Особенности
АРВ синхронных компенсаторов
(467). Групповое управление возбуж-
дением (467). АРН и РМ в электри-
ческих сетях (469)
38-8. Автоматическое регулирование часто-
ты и активной мощности в ЭЭС, вхо-
дящих в ОЭС...........................
Общие положения (471). Автомати-
ческие регуляторы частоты враще-
ния турбин (472). Регулирование ча-
стоты и активной мощности в ЭЭС
одной частоторегулирующей стан-
цией (473). Регулирование частоты
и активной мощности в ЭЭС несколь-
кими частоторегулирующими стан-
циями (475). Экономические критерии
распределения нагрузок между агре-
гатами электростанций и электро-
станциями (476). Регулирование ча-
стоты, активной мощности и перето-
ков в ЕЭС (478)
38-9. Определение мест повреждения в
воздушных и кабельных сетях на-
пряжением выше 1000 В
Общие сведения (478). Локационные
искатели (479). Фиксирующие при-
боры (481). Указатели повреждений
(485). Определение мест повреждения
кабельных линий (486)
Список литературы . ...............
471
478
487
38-1. АВТОМАТИЧЕСКОЕ ВКЛЮЧЕНИЕ
СИНХРОННЫХ МАШИН
НА ПАРАЛЛЕЛЬНУЮ РАБОТУ
Общепринятое сокращенное обозначе-
ние операции отсутствует. Ниже принято:
ТАС — точная автоматическая синхрониза-
ция, АСС — автоматическое включение по
способу самосинхронизации (см. § 19-31).
Назначение. Выполнение без участии
человека операций по включению синхрон-
ных машин на параллельную работу прн
завершении их пуска, а также при воссое-
динении на параллельную работу посред-
ством трехфазного автоматического повтор-
ного включения (ТАПВ) частей энергоси-
стемы, разделившихся в ненормальных и
аварийных ситуациях.
Технический и экономический эффект
автоматизации. Исключение последствий
возможных ошибок человека-оператора.
Ограничение испытываемых машинами воз-
действий расчетными допустимыми значения-
ми, предотвращающими повреждение или
преждевременный износ машин. Убыстре-
396
Автоматизация в энергосистемах
[Разд. 38
иие включений, уменьшающее потери холо-
стого хода агрегатов при их пуске, а при
ТАПВ создающее наиболее благоприятные
для машин и энергосистем условия вклю-
чения.
Общая характеристика условий
и способов включения
Идеальные условия включения синхрон-
ных машин на параллельную работу требу-
ют равенства напряжений и частот машины
и системы, а также совпадения фаз напря-
жений в момент замыкания соответствую-
щего выключателя. В таких условиях пере-
ходный пропесс после включения отсутст-
вует и машина ие испытывает динамических
воздействий со стороны системы. На прак-
тике, особенно при ТАПВ линий с двусторон-
ним питанием (см. §38-3), допускаются от-
клонения от идеальных условий, что вызы-
вает толчки тока включения и электромаг-
нитного момента иа валу машины. Поэтому
операция включения на параллельную ра-
боту является ответственной, требующей
расчета и соблюдения допустимых условий
ее выполнения.
Включение генераторов при их пуске
осуществляется способами ТАС или АСС.
При ТАС условия включения- подводятся
возможно ближе к идеальным, для чего
напряжение генератора уравнивается с на-
пряжением системы и разность частот сво-
дится к незначительному значению. После
этого с учетом времени включения выклю-
чателя автоматически выбирается момент
подачи команды на включение с расчетом,
чтобы сдвиг фаз напряжений (угловая
ошибка синхронизации) в момент замыка-
ния выключателя не превосходил расчет-
ного значения.
В настоящее время ТАС является нор-
мальным способом включения на всех
электростанциях.
При включении по способу АСС гене-
ратор разворачивается до разности частот
1—1,5 Гц и включается невозбужденным,
вслед за чем ему автоматически подается
нарастающий синхронизирующий момент
н после нескольких циклов асинхронного
хода генератор втягивается в синхронизм.
Показатели этого способа: большой ток
включения, понижение напряжения в точ-
ке включения генератора, вибрация послед-
него при втягивании в синхронизм и пере-
грузка контактов выключателя током вклю-
чения.
Достоинство АСС — быстрота выпол-
нения операции и простота ее автоматиза-
ции. В настоящее время АСС используется
практически только для быстрого включе-
ния резервных гидрогенераторов при пони-
жениях частоты.
Синхронные двигатели и компенсаторы
самосинхроиизируются с электроэнергети-
ческой системой в последней стадии их
асинхронного пуска после автоматической
подачи им возбуждения.
Динамические воздействия при включе-
нии на параллельную работу и критерии
их допустимости. На рис. 38-1 приведены
схемы (принципиальная и замещения) и
векторная диаграмма для случая включе-
ния генератора с углом бЕкл при равенстве
ЭДС генератора и системы £ г = Е == Ес—
—Е.
Рис. 38-1. Векторная диаграмма и схема замеще-
ния для включения возбужденного генератора с
углом бвкл.
В момент включения в цепи геиера-
тор—система возникает напряжение
A£ = 2£sin^!2- ,
2
вызывающее толчок тока включения. На-
чальное действующее значение периодиче-
ской составляющей этого тока при допуще-
нии Xq—Xd
i" ___ 2Е sin бвкл/2
'вил » , 9
ха+хвш
п
где Xd и хвш'—соответственно сопрэтивле-
иия генератора и системы, приведенное к
мощности генератора.
Здесь и далее значения напряжений,
токов, моментов, сопротивлений выражены
в относительных единицах, а углы — в ра-
дианах.
Возникающий электромагнитны?! мо-
мент (в пренебрежении скольжением и за-
туханием свободный токов статора и рото-
ра) [38-1]
. £ sin бвкл .,
твкл — „ X
X ^1 —costorZ4- tg-^sincorzj,
где tor — угловая частота генератора; t—
время с момента замыкания выключателя.
При данном угле включения бвкл мак-
симум электромагнитного момента иасту-
пает при (Orf=n—бВкл/2 и равен:
£2
Afmax — „ X
X (sin бвкл + 2 sin j.
Наибольшее значение максимума мо-
мента имеет место при включении с углом
§38-1]
Автоматическое включение синхронных машин
397
бвкЛ — — 120° для турбогенераторов и при
±135° для гидрогенераторов.
Допустимость включения с данными
углом и суммарным сопротивлением xd+
+хвш проверяется сопоставлением значений
тока включения и электромагнитного мо-
мента на валу с максимальными значения-
ми этих величин при трехфазном КЗ иа
выводах генератора при ЭДС 1,05.
Начальное значение периодической со-
ставляющей тока КЗ на выводах генератора.
4=l,05//rf.
Максимальное значение момента на ва-
лу при КЗ наступает в первом полупериоде
после возникновения КЗ, когда (0г<=л/2, и
равно:
Мктах = (1.05)2/4
Соответственно условия допустимости
включения
= 1.05/*;^;
Мми-мктах/км = ^^2/^м,
где индекс «мд» соответствует максималь-
но допустимым значениям, a ki, км — боль-
шие единицы коэффициента запаса по то-
ку и моменту.
При данном kM значение kT всегда ока-
зывается большим и воздействие электро-
магнитного момента — определяющее. Боль-
шее значение kM, следует принимать для
нормальных (частых) и меньшее — для ава-
рийных (редких) включений.
Включение по способу самосинхрониза-
ции в первый момент эквивалентно КЗ за
сопротивлением, равным сверхпереходиому
реактивному сопротивлению машины, зави-
сящему от значения бВКл-
В худшем случае
а минимальное остаточное напряжение в
точке включения
^ост
При иеучете затухания апериодических
токов и скольжения максимум электромаг-
нитного момента [38-8]
М-тах —
2Е2
xd + хвш
1
xd
~ 2Л4К щах
xd + xBm
ха + хвш
хе + хвш
имеет место при включении с углами бвКл=
=л(2п—l+4s)/4, где п — целое число и
s—скольжение.
Этот момент меньше момента при КЗ,
поскольку всегда ;
xd Л х* + жвпЛ - „
Т------- 1 — —-------- < 0.5.
Расчетно-экспериментальный критерий
допустимости СС как нормальной операции
, 1,05
'вкл=-7-------<3,5.
xd ^вш
Точная автоматическая синхронизация
(ТАС)
Основные понятия и определения
б — разность фаз ЭДС генерато-
ра и системы;
боп — угол опережения, равный
разности фаз ЭДС генерато-
ра и системы в момент пода-
чи команды иа включение
генератора;
©8=®г—сос — угловая частота скольжения,
равная разности угловых
частот генератора и системы;
^оп—^оп/Юз—время опережения момента
совпадения фаз ЭДС;
— суммарное время включения
выключателя и срабатыва-
ния его реле управления;
6p0T“tts^B — угол поворота вектора ЭДС
генератора за время от мо-
мента подачи команды на
включение выключателя до
момента замыкания контак-
. тов последнего;
6Ош“^рот — боп — угловая ошибка син-
хронизации ;
6мд. “змд> i"mR. А1МД — максимально допу-
стимые значения угловой
ошибки синхронизации, уг-
ловой частоты скольжения,
тока включения и электро-
магнитного момента на валу
генератора;
км — коэффициент запаса по элек-
тромагнитному моменту.
Расчет ТАС заключается в определении
бмд и ш8Мд при £г=£^=£с=1. Угол бмд
всегда мал и sin бмд ~ бмд. Тогда (см. «Ди-
намические воздействия»...)
_____бмд_____^мд _ 0.55
х" + хвд“ 2 - х^м •
На рис. 38-2 по этому выражению по-
строены графики 1'мд=/(хгг) лля разных
значений kM. Штриховка — ограничение /^д
исходя из нагрузки контактов выключателя.
При одинаковом значении /мд значение kM
для генераторов средней мощности (неболь-
шие xd) больше, чем для мощных генерато-
ров (большие xd). До настоящего времени в
398
Автоматизация в энергосистемах
[Разд. 38
литературе рекомендовалось для любых ге-
нераторов принимать /мд=1. Однако при
этом, например, для xd =0,39 получается
йначеиие Лм=1,4, близкое к значению 1,25,
принимаемому для ТАПВ линий с двусто-
ронним питанием в аварийных ситуациях
[38-1].
Для нормальных включении такой запас
следует считать недостаточным. Увеличение
требует уменьшения /мд и <о5МД, что свя-
зано с нежелательной затяжкой процесса
Рис. 38-2, Максимально допустимый ток включе-
иия в функции сверхпереходиого сопротивления
генератора прн разных коэффициентах запаса
по электромагнитному моменту k^f в относитель-
ных единицах.
синхронизации. Учитывая это и то, что
графики рис. 38-2 даны без учета затухания
апериодических токов включения, снижаю-
щего электромагнитный момент, целесооб-
разно для генераторов с xd> 0,275 прини-
мать значения Лм==2, которому соответству-
ют значения /мд<1, а для генераторов с
0,275 — значение /„_= 1.
Соответственно этому в табл. 38-1 даны
расчетные значения 8МД-
Таблица 38-1
Определение расчетного значения 6Мд
Пар аметры Значение при
*d 0,275 *d > 0,275
7мд ®мд 7мд ( xd + 1,0 xd "Ь *вш 0.275/xd 0,275 -Ь *вщ)/ xd
Синхронизация с постоянным углом опереже-
ния (СПУ) и с постоянным временем опере-
жения (СПВ)
При СПУ боп—const и включение с ну-
левой ошибкой возможно только при сколь-
жении юат,в=5опДв, называемом скольжени-
ем точного включения. При со.,—>0 и со,—>-
->-2coST,B возникают наибольшие угловые
ошибки, равные соответственно =рбоп (см.
рис. 38-3, а). Из этого следует, что в каче-
стве расчетных надо принимать значения
бон = бмд И <0,мд = 2соат,а-
Рис. 38-3. Угловые ошибки синхронизации.
а — постоянный угол опережения; б — постоян-
ное время опережения.
При СПВ угол опережения боп=®«<в и
теоретически включение должно происхо-
дить без угловой ошибки при любых значе-
ниях <Bs. В действительности за счет разброл
са Д/в (времени включения выключателя)
и погрешностей устройства ТАС в угле Дб
и во времени опережения Дбш^Дб/цц воз-
никает угловая погрешность, которая при
совпадении знаков Д(в и Дбш равна (рис.
38-3,6):
®ош — (Д^В “Ь Д^оп)’
Соответственно максимально допусти-
мая угловая частота скольжения
®™Д-,В(Д^ + Д^),
где Д/Оп», отнесено к значению /в.
Обычно AtB»«;O,l, а погрешность син-
хронизатора Д/оп.=0,14-0,15, и (о„Мд Для
СПВ в 2—2,5 раза больше, чем для СПУ.
Поэтому для всех крупных генераторов ис-
пользуется СПВ.
Показатели СПУ и СПВ приведены в
табл. 38-2.
Во всех приведенных выше выражениях
предполагалось (os=> const в интервале вре-
мени /в, из чего исходили и конструкции
выпускавшихся синхронизаторов. На прак-
Таблица 38-2
Показатели СПУ и СПВ
Параметры Синхронизация
СПУ СПВ
'оп емц/шз = const
боп бмд = const 6,S 7В
®лмд 2вмд Смд
*в 7в(^7В» + А^ОП*)
§ 38-1]
Автоматическое включение синхронных машин
399
Система.
Рис. 38-4. Функциональная структурная схема уст-
ройства ТАС.
1—5—'узлы синхронизатора; АРВ, СВР—регуля-
тор и система возбуждения генератора; ПУН —
устройство подгонки уставки АРВ-, АРЧВ, МИЧВ —
регуляторы частоты вращения.
тике обычно существует ускорение агрегата,
вносящее дополнительную угловую ошибку.
Конструкция начатого выпуском нового
синхронизатора CA-J учитывает наличие
этого ускорения.
Принципы построения УТ АС. Устройст-
ва ТАС содержат следующие основные уз-
лы (рис. 38-4); /-—опережения, выбираю-
щий момент подачи команды иа включение;
2 —- контроля скольжения, запрещающий
действие на включение при ws>to«MH; 3—
контроля разности синхронизируемых напря-
жений; 4 — уравнитель частот, действующий
на снижение значения ю«; 5 — логическая
схема.
Подравнивание напряжения генератора
к напряжению системы осуществляют уст-
ройства регулирования возбуждения генера-
тора (УАрВ). Уставка УАРВ отклоняется
от номинального напряжения незначительно
(до ±10%) и специальный уравнитель на-
пряжений в случае пропорциональных УАРВ
не предусматривается. В случае АРВ силь-
ного действия (см. § 38-3) предусматрива-
ется блок ПУН, подгоняющий значение
уставки УЛРВ к значению напряжения си-
стемы и запрещающий включение, пока раз-
ность этих значений больше 1-^2%.
Для автоматического выбора угла опе-
режения и оценки значения ws используется
огибающая биений синхронизируемых на-
пряжений. При £г=г£с=£ н нулевом на-
чальном сдвиге фаз ЭДС мгновенное значе-
ние напряжения биений равно;
„ „ , ®с t СО,. + <0г
us = 2£m- sin -у- COS ——----t,
<os t
где 2Em sin —— — Us — огибающая ампли-
tor + cor
туд, a ---— «« Whom — угловая частота
колебаний (рис. 38-5).
При EV=AEV огибающая описывается
выражением
+ ^rm 2£cm ^гт cos t •
Соответствующая осциллограмма пока-
зана на рис. 38-6. Ординаты огибающей со-
ответствуют разностям' AU=EC—ЕТ. В рас-
четах ТАС обычно принимается £г=£о = 1.
В устройствах СПУ используется дей-
ствующее значение напряжения биений, а
угол 6оП “Const фиксируется минимальным
реле напряжения, отпускающим при напря-
жении Al/=2£sin Скольжение контро-
лируется сопоставлением действительного
времени £ поворота вектора £> на приня-
тый контрольный угол с рассчитанным вре-
менем /к этого поворота при <а3 = сов Мд
[38-4, 38-5]. Включение разрешается, если
Для получения при СПВ 6ш=const че-
рез напряжение биений последнее выпрям-
ляется, сглаживается и используется его
часть, практически линейная в диапазоне уг-
лов 0^6^50°. Сумма напряжений ktl)a и
k2 dUsfdt (при вы произвольном, но постоян-
ном) проходит через нуль (рие. 38-7, а) с
опережением на время tou момента совпаде-
ние, 38 5. Напряжение биений при
Т& — период скольжения.
Рис. 38-6. Напряжение биений при ₽С+Ер.
400
Автоматизация в энергосистемах
[Разд. 38
ния фаз Ег и Ес, причем
откуда при углах до
, tOs ^ОП ^2
g 2 ~ 2 ’
50° получаем ton=
=fe2/&i=const. Прохождение суммы через
нуль фиксируется нуль-индикатором. Соот-
ветствующая структурная схема дана на
рис. 38-7, б. Контроль скольжения в синхро-
Рис. 38-7. Принцип получения <оп>=сопз( прн ис-
пользовании напряжения биений.
а — диаграмма напряжений (Е^Е^Е); б —
структурная схема реализации (7 — выпрямитель;
2 — дифференцирующий элемент; 3 — сглаживаю-
щий фильтр; 4—масштабный преобразователь;
5 — сумматор; 6 — нуль-индикатор).
ннзаторе АСТ-4 осуществляется сопоставле-
нием очередности срабатывания минималь-
ного
2Е sin
реле напряжения с уставкой
^оп.мд , . • , .. .
~ (где Ооп.мд — мд?в — макси-
мально допустимый угол опережения) и
действия нуль-индикатора при угле боп=
=<oetB [38-4, 38-5]. Включение разрешается
при опережающем срабатывании реле на-
пряжения. Действие синхронизатора УБАС,
построенного на унифицированных элемен-
тах серии «Логика-Т», разрешается в диапа-
зоне разности частот 0,1—0,2 Гц с исполь-
зованием для этого двух реле времени
[38-61.
При Ер^Ес форма огибающей биений
искажается, особенно сильно в рабочей об-
ласти синхронизаторов (рис. 38-6) и возни-
кают заметные погрешности в ton, что за-
ставляет запрещать действие синхронизато-
ров при неравенстве напряжений, большем
10—12%. Кроме того, возникают отказы в
действий при малых со3 (когда условия
включения наиболее благоприятны). Эти
недостатки заставляют считать способ по-
лучения ion=const через напряжение.биений
устаревшим.
Релейно-контактный уравнитель частот
(УЧ), входящий в комплект синхронизато-
ров АСТ-4 и УБАС, использует два реле на-
пряжения, включаемых иа два сдвииугых
относительно друг друга на 60° напряжения
биений и дающих при срабатывании соот-
ветственно команды «прибавить», «убавить»
частоту генератора. За период скольжения
формируется один командный импульс с ре-
гулируемой длительностью порядка десятых
долей секунды [38-4, 38-5]. Этот УЧ стре-
мится свести <os к нулю (а ие к некоторому
минимальному значению), что является не-
достатком, поскольку СПВ плохо функцио-
нируют и даже дают отказы при очень ма-
лых (Os.
Разработанный в МЭИ новый бескон-
тактный синхронизатор СА-1 [38-3], ие ис-
пользующий напряжение биений, содержит
измерительный преобразователь (фазометр),
выходное напряжение которого 176 линейно
зависит от угла б (рис. 38-8). Разность на-
Рис. 38-8. Выходное напряжение измерительного
преобразователя синхронизатора СА-1 прн ws~
—const.
Рис. 38-9. Функциональная структурная схема
синхронизатора СА-1.
1 — измерительный преобразователь; 2, 3 — диффе-
ренцирующие усилители; 4, 6—сумматоры; 5,
7 — компараторы; 8 — блок запрета по разности
напряжений; 9—-узел блокировки; 10— логичес-
кий узел; 11 — уравнитель частот.
пряжений до 30% ие влияет иа значение
Ug . Структурная схема СА-1 показана иа
рис. 38-9. Напряжение Ug дважды диффе-
ренцируется. По первой производной
aUg /dt — определяется значение <sg, и по
второй d^Ug /dt2 = k dtajdt—ускорение вра-
щения генератора. Выбираемый угол опере-
жения
<fa>s
Ооп — <BS 7в + ,, „
§ 38-1]
Автоматическое включение синхронных машин
401
(в предположении постоянства ускорения в
интервале времени iB). Команда иа включе-
ние в виде импульса формируется компара-
тором 5 в момент выполнения условия
dU. d4J6 t2B
где U2n соответствует углу 2л, т. е. син-
фазности синхронизируемых напряжений.
Импульсный выход предотвращает воз-
можность срабатывания синхронизатора с
углом опережения, меньшим требуемого, в
том случае, если разность входных напря-
жений в момент синхронизации лежит вбли-
зи уставки блока запрета по разности этих
напряжений, а также увеличивает функцио-
нальную надежность синхронизатора, дозво-
ляя контролировать скольжение при неко-
торых неисправностях логической схемы.
Действие синхронизатора разрешается
при углах опережения боп,мд>б1)п>0, где
бон,мд — максимально допустимый угол опе-
режения, определяемый синхронизатором с
учетом ускорения,
В синхронизаторе СА-1 контролируется
скольжение в момент замыкания контактов
выключателя, которое отличается от сколь-
жения в момент срабатывания синхрони-
затора на A dajdt. Поэтому в расчетное
значение бОп, мд, равное со8Мд^в, где (о5МД
выбирается согласно табл. 38-1 автоматиче-
ски вводится поправка—------Кроме то-
го, введено дополнительное ограничение по
предельно возможному углу опережения в
120°, допускаемому конструкцией синхро-
низатора.
В отличие от синхронизаторов АСТ-4
и УБАС уравнитель частот 11 подгоняет
разность частот не к нулю, а к принимае-
мому минимальному значению.
Блок запрета действия СА-1 по разно-
сти напряжений 8 имеет регулируемую
уставку, выбираемую по конкретным ус-
ловиям.
Алгоритм функционирования бескон-
тактной логической схемы 10 аналогичен та-
ковому синхронизатора АСТ-4.
Одной из особенностей синхронизатора
СА-1 является наличие в нем узла 9 бло-
кировки от неправильных действий при по-
даче (или снятии) синхронизируемых на-
пряжений, а также (не показанного иа схе-
ме) блока сигнализации о неисправности
логической схемы.
Сравнительные данные синхронизаторов
приведены в табл. 38-3.
Устойчивость ТАС. В момент включе-
ния синхронизируемый агрегат обладает
кинетической энергией относительного дви-
жения, расходуемой после включения на ра-
боту электромагнитного момента и иа поте-
ри в процессе качаний ротора. Требуемое
сохранение синхронной динамической устой-
чивости после включения можно проверить
по правилу площадей [38-7]. При синхро-
низации иенагруженного генератора меха-
9 К—709
Т а б л иц а 38-3
Технические характеристики синхронизаторов
Параметр Тип синхронизатора
АСТ-4 УБАС СА-1
Входные напряже- ния, В 100 100 100
Частота, Гц 50 + 5 50 Ч- 2 50 -J- 5
Предельная разность частот, Гц 0,25 0.2 1,о
Предельный угол опережения 50° 50° 120°
Время опережения, с 0,15—1,0 0,15—1,0 0,1—1,0
Предельная разность входных напряже- ний, В *10—12 11 20
Диапазон рабочих температур, °C 10—35 10—40 0-40
Максимальная угло- вая ошибка в ра- бочем диапазоне температур 4° 5° 4°
ническая мощность Рт первичного двигате-
ля близка к нулю, допустимый угол вылета
ротора близок к 180°, площадка торможе-
ния велика, и при небольшой, ограничивае-
мой условием бош«бмд частоте скольжения
устойчивость, как правило, обеспечивается
с большим запасом.
При синхронизации нагруженных гене-
раторов .исходная схема замещения преоб-
разуется по известным правилам [38-7]. При
этом бвкл=бмд -1-<р, где <р — угол сдвига
ЭДС эквивалентного генератора и напря-
жения на его выводах. Неустойчивость мо-
жет возникнуть, если внешнее сопротивле-
8а 8озбу>квени.в генераторов npttACC
One- КонтактыСЗ
рация 1 2 3
А СО — — X
ТАС X X —
Рис. 38-10. Структурная функциональная схема
синхронизации жесткого укрупненного блока ГЭС.
1 — устройство ТАС; 2 — реле частоты вращения
агрегатов; SS — переключатель режима синхро-
низации.
402
Автоматизация в энергосистемах
[Разд. 38
ние велико. В этом случае необходимо со-
ответственно СНИЗИТЬ СТ.ид.
Включение на параллельную работу
укрупненных «жестких» блоков ГЭС без
генераторных выключателей (рис. 38-10)
[38-9]. Блок включается в электрическую
систему как одно целое, по способу АСС
в аварийных ситуациях и по способу ТАС
в нормальных условиях. В первом случае
команда иа включение выключателя бло-
ка подается от соединенных последователь-
но контактов реле частоты вращения гене-
раторов блока 2 с уставкой 95%, а на воз-
буждение всех генераторов — от замыкаю-
щего вспомогательного контакта выключа-
теля Q.
В случае ТАС генераторы предвари-
тельно самосинхронизируются друг с дру-
гом путем подачи им возбуждения от реле
частоты вращения, после чего УТАС 1
включает выключатель блока.
Автоматизация включений
по способу самосинхронизации
Критерий допустимости — см. «Дина-
мические воздействия»... Гидрогенератор
разворачивается невозбужденным. При под-
ходе к скольжению 1—1,5 Гц срабатывает
входящее в схему автоматического управ-
ления гидрогенератором реле разности ча-
стот типа ИРЧ-01А [38-10], дающее коман-
ду на включение выключателя. Это реле
выполнено на базе реле направления мощ-
ности и имеет две обмотки- Низкоомная
обмотка включается на напряжение оста-
точного намагничивания генератора (0,5—
1,5 В) и высокоомная — на напряжение
электрической системы [38-9]. Вращающий
момент на якоре реле меняет в периоде
скольжения один раз свой знак и реле
вибрирует, не замыкая контакта, пода раз-
ность частот не снизится до значения устав-
ки реле. Возможное использование вместо
реле разности частот реле частоты враще-
ния гидроагрегата менее желательно. Пос-
ле включения выключателя от его вспо-
могательного контакта генератору автома-
тически подается возбуждение и происходит
втягивание в синхронизм. После вклю-
чения в обмотке ротора генератора наво-
дится ЭДС частоты скольжения, опасная
для изоляции этой обмотки. Поэтому перед
включением и до подачи возбуждения она
должна быть замкнута на гасительное со-
противление илн на якорь возбудителя
(§ 38-3). После включения и до подачи
возбуждения на вал генератора действуют
моменты: избыточный механический турби-
ны, асинхронный и явнополюсиости. Асинх-
ронный момент (рис. 38-11) действует всег-
да в сторону уменьшения скольжения н
способствует втягиванию генератора в син-
хронизм. Избыточный механический момент
в зависимости от его знака может либо
способствовать, либо препятствовать втя-
гиванию в синхронизм. Желательно, чтобы
он был минимален, Момент явиополюсно-
сти меняет знак с двойной частотой сколь-
жения, невелик в сравнении с асинхрон-
ным моментом и при больших скольжениях
его эффект практически незаметен. При ма-
Рис. 38-11. Средние асинхронные моменты.
/ — турбогенераторы; 2—современные гидрогене-
раторы.
лых скольжениях и небольшом механическом
моменте он может втянуть в синхронизм.
Однако при этом (поскольку до подачи
возбуждения полюса ротора магнитно-нейт-
ральны) полярность полюсов ротора с ве-
роятностью 50% может оказаться непра-
вильной и после подачи возбуждения ротор
будет вытолкнут на одно полюсное деле-
ние, что создаст дополнительное динами-
ческое воздействие иа машину. Во избежа-
ние этого возбуждение подается немедлен-
но после включения. Возрастающий с по-
стоянной времени обмотки ротора при
замкнутом статоре ток возбуждения созда-
ет синхронный момент, который в процессе
асинхронного режима с поданным возбуж-
дением раскачивает ротор и при достиже-
нии последним в процессе этих качаний
синхронной частоты вращения машина за-
крепляется в синхронном режиме. Пропор-
циональный регулятор возбуждения при
подаче возбуждения включен, а регулятор
сильного действия и релейная форсировка
возбуждения (§ 38-3) вводятся с задерж-
кой на 1—2 с. Обычное время втягивания
в синхронизм составляет 1,5—2 с. Если
вслед за включением релейная защита от-
ключает генератор, повторное срабатыва-
ние реле ИРЧ-01А запрещается схемой
автоматического управления гидроагре-
гатом.
Синхронные компенсаторы (СК) само-
синхронизируютея в процессе их асинхрон-
ного пуска. Если понижение напряжения в
точке включения вызывает недопустимое
по нормам понижение напряжения у потре-
бителей. то используется включение СК че-
рез реактор, автоматически шунтируемый
в конечной стадии пуска. После спадания
тока включения до заданного значения ми-
нимальное реле тока в цепи статора пода-
ет команду иа подачу возбуждения (как в
случае включения генераторов) и, обычно
одновременно, на шунтирование реактора.
Отсутствие на валу СК механического мо-
мента облегчает и ускориет втягивание их
в синхронизм. Пример схем — см. [38-4].
§ 38-2]
Общие вопросы противоаварийной автоматики
403
Синхронные двигатели (СД) самосиих-
роиизируются в процессе асинхронного
пуска с нагрузкой или без нее. По совре-
менным тенденциям пуск СД по простоте
операций следует приближать к пуску
асинхронного двигателя. Поэтому вместо
сложных схем подачи возбуждения реко-
мендуется простейшая схема с минималь-
ным реле тока в цепи статора как в случае
СК [38-11]. Если при пуске ' нагрузка на
валу СД не превышает 40% номинальной,
то, по опытным данным, система возбуж-
дения СД может быть присоединена к ро-
тору жестко. СД рассчитаны на непосредст-
венное включение в электрическую сеть. При
необходимости, как в случае СК, исполь-
зуется реактор с той разницей, что при
большой пусковой нагрузке может требо-
ваться сначала шунтирование реактора
(для уменьшения скольжения), а затем по-
дача возбуждения.
38-2. ОБЩИЕ ВОПРОСЫ
ПРОТИВОАВАРИЙНОЙ АВТОМАТИКИ
Назначение и виды автоматики
Сокращенные обозначения: ПА — про-
тивоаварийная автоматика; ОЭС — объе-
диненная энергосистема; ЭЭС — электро-
энергетическая система; АСДУ — автомати-
зированная система диспетчерского управ-
ления; АПВ — автоматическое повторное
включение; АВР — автоматическое вклю-
чение резервного питания; АЧР — автома-
тическая частотная разгрузка; ЧАПВ — ча-
стотное АПВ; ТЭС — тепловая электростан-
ция; ГЭС — гидростанция; приставка У—
устройство.
Современные ЭЭС представляют собой
большие автоматизированные системы,
функционирование которых невозможно без
наличия комплекса автоматических уст-
ройств. Среди этого комплекса одно из пер-
вых мест занимают УПА, предназначенные
для обеспечения надежности и бесперебой-
ности электроснабжения потребителей, ло-
кализации аварийных возмущений тем или
иным участком ЭЭС и предотвращения
развития аварий в системные.
Системные аварии развиваются лавино-
образно и сопровождаются нарушением
устойчивости, разделением ЭЭС на несинх-
ронно работающие части с возникновением
дефицитов активной и реактивной мощно-
сти в отдельных узлах ЭЭС, последствием
чего может быть остановка агрегатов элект-
ростанций в связи со снижением произво-
дительности механизмов собственных иужд
ТЭС и нарушение электроснабжения по-
требителей.
Быстрота развития системных аварий
требует дополнения автоматики управления
нормальными режимами (см. § 38-7 н 38-8)
противоаварийным управлением, осущест-
вляемым средствами TIA,
Автоматические устройства нормально-
го режима, как правило, представляют
собой различные автоматические регулято-
ры, которые совместно с различными объ-
ектами регулирования, входящими в состав
энергосистемы, образуют замкнутые авто-
матические системы регулирования (АСР).
Благодаря наличию таких АСР и обеспечи-
ваются требуемые показатели качества
электроэнергии при постоянно действую-
щих возмущениях (изменения нагрузки и
т. п.). При этом для обеспечения устойчи-
вости АСР нормального режима коэффици-
енты усиления регуляторов ограничивают-
ся, что приводит к невозможности нейтра-
лизовать последствия больших аварийных
возмущений (КЗ, отключение оборудования
и т. п.). Противоаварийиая автоматика
объединяет все устройства, предназначен-
ные для действия при аварийных возму-
щениях. Прежде всего — это релейная
защита, быстро отключающая поврежден-
ное оборудование, устройства АПВ, по-
вторно его включающие, устройства АВР,
обеспечивающие резервное питание потре-
бителей и устройства АЧР, предотвращаю-
щие «лавину» частоты (см. § 38-5). По-
скольку действием устройств защиты, АПВ,
АВР и АЧР в современных энергосистемах
не удается предотвратить нарушения ус-
тойчивости, вызывающие отключения по-
требителей и экономический ущерб, пре-
дусматриваются дополнительные специаль-
ные устройства ПА (см. § 38-6).
В связи с тем что устройства ПА ока-
зывают дискретные, чаще всего однократ-
ные управляющие воздействия большой
интенсивности, объясняющиеся высокой
интенсивностью и высокой скоростью про-
текания подлежащих управлению аварий-
ных режимов, их структура отличается от
структуры замкнутых АСР нормального ре-
жима.
Эволюция ПА по мере увеличения еди-
ничных мощностей, развития ОЭС и услож-
нения связывающих их электропередач
шла по пути увеличения числа УПА и ко-
личества их типов. Поэтому современная
ПА состоит в основном из отдельных авто-
номных устройств, эффективно выполняю-
щих важные задачи по обеспечению на-
дежности работы энергосистем.
Принципы построения УПА разнообраз-
ны, но в общем случае они включают пус-
ковые и измерительные органы, логические
элементы и исполнительные устройства.
Кроме того, в них входят в том или ином
виде также и устройства дозировки, рас-
пределения и реализации управляющих
воздействий. Конструктивно возможно объе-
динение некоторых вышеперечисленных
устройств в одном блоке, например пуско-
вого и измерительного органов, логических
элементов с устройством дозировки и т. п.
Пусковой и измерительные органы реаги-
руют на изменение параметров режима и
схемы ЭС. Устройства дозировки в зависи-
мости от сигналов пускового и измеритель-
ного органов формируют управляющие
воздействия на ЭЭС, которые реализуются
404
Автоматизация в энергосистемах
[Разд. 38
через исполнительные устройства. В ка-
честве пусковых и измерительных органов
используются блок-контакты выключате-
лей, разъединителей, а также реле и уст-
ройства, реагирующие на электрические
величины (ток, напряжение, активная и ре-
активная мощность, частота, разность фаз,
скольжение, их симметричные составляю-
щие и производные или сочетание этих ве-
личин). Логические элементы и устройства
дозировки могут быть построены с по-
мощью релейно-контактных схем, диодных
матричных коммутаторов, ЭВМ и т. п. При
нарушении нормального режима УПА
выявляют аварийную ситуацию, определя-
ют сочетание и дозировку (интенсивность)
управляющих воздействий и через испол-
нительные устройства (выключатели, си-
стемы регулирования турбин, системы ре-
гулирования возбуждения и т. п.) осуществ-
ляют эти воздействия на ЭЭС. При этом
многие УПА воздействуют сразу через не-
Противоаварийная автоматика. энергосистем
Восстанов-
ление
питания
потреби-
телей,
и схем
энерго-
систем
Предот-
вращение
нару-
шения
устойчи-
вости
Предот-
вращение
асин-
хронного
хода
Прекра-
щение
асин-
хронного
хода
Устране-
ние дли-
тельной
работы
при
повышен-
ной
частоте
Предотвра-
щение
наброса
активной,
и реактив-
ной мощ-
ности на
оборудо-
вание
Восстанов-
ление син-
хронизма
между
отдельными
частями
энерго-
системы
Устране-
ние дли-
тельной
работы при.
понижен-
ной. час-
тоте
напря-
жения
Устране-
ние дли-
тельной,
работы при
недопусти-
мом повы-
шении
напря-
жения
ФК
APT
АОМ
Выклю-
чатели
ЛЭП
Выклю-
чатели
реак-
торов
АВР
АРВ
(авто-
мати-
ческие
регуля-
торы
возбуж-
дения)
Автома-
тика
разгруз-
кщтеле-
разгруз-
ки, теле-
отключе-
, ния
АУМСУ
'СЛОН
АП АР
(дели-
тель-
ная
авто-
мати-
ка)
АОЧ
•(авто-
маши-
на. огра-
ничения
часто-
ты)
Автома-
тика
лт на-
броса
актив-
ной
мощ-
ности
А ОН
(авто-
мати-
ка для
ограни-
чения
повы-
шения
напря-
жения)
Автома-
тика
ресин-
хрони-
зации.
АПВ
ЧАПВ
Автома-
тика час-
тотного
пуска
и вывода
гидрогене-
раторов
из режи-
ма СК
Автома-
тика для
предот-
вращения
аварий-
ного пони-
жения
напря-
жения
Включе-
ние
резерв-
ных
источ-
ников
пита-
ния
РВ
(регу-
лирова-
ние
возбуж-
дения
синхрон-
ных
машин)
Повтор-
ное
вклю-
чение
электро-
передач .
Повтор-
ное
вклю-
чение
части
потре-
бителей.
;Мсби—
лаза—
ция
мощ-
ности,
•резерв-
ных
генера-
торов
Вклю-
чение
шунти-
рую-
щих
реак-
торов
Отклю-
чение
электро-
передач
тр-ров
и авто-
транс-
форма—
торов
СВ
(сис-
темы
возбуж-
дения)
Выклю-
чатели
бата-
рей,
УПК
Форси-
рован-
ные
группы
СВ
Выклю-
чатели
генера-
торов
ЗГП
систем
регули-
рования,
турбин
МУТ
Замыка-
тели
нагру-
зочных
резис-
торов
Выклю-
чатели
потре-
бите-
лей.
Выключи —
тела гене-
раторов,
системы вы-
теснения
воздуха из
спираль-
ных камер
турбин
Выключи
тела транс
формато-
ров и авто-
трансфор—
маторов,
секцион-
ные
5 Е
Ь.-э
5Е
«Ъ «Си
Рис. 38-Т2. Структурная схема системы противоаварийиой автоматики энергосистем.
АВР — автоматическое включение резервного питания; АП АР — автоматика прекращения асинхрон-
ного режима; АУМСУ — автоматика управления активной мощностью для сохранения устойчивости;
АОЧ—автоматика ограничения повышения частоты; АПВ — автоматическое повторное включение;
ЧАПВ — частотное АПВ; СК—синхронный компенсатор; “АЧР — автоматическая частотная разгруз-
ка; САОН—специальная автоматика отключения нагрузки; ФК — форсировка продольной емкост-
ной компенсации; ОР — отключение шунтирующих реакторов; ФВ — форсировка возбуждения; ОГ —
отключение части генераторов; APT — аварийная разгрузка паровых турбин; АОМ — аварийное ог-
раничение мощности паровых турбин; ЭТ — электрическое торможение; ДС — деление системы;1
ОН — отключение части нагрузки; УПК—устройство продольной емкостной компенсации; ЗГП —
электрогидравлический преобразователь; МУТ'— механизм управления турбиной.
§ 38-2]
Общие вопросы противоаварийной автоматики
405
сколько исполнительных устройств, выпол-
няя ряд функций, реагируя на параметры,
относящиеся к единому электромеханичес-
кому переходному процессу в ЭЭС и уп-
равляя его протеканием. Поэтому образу-
ется связь между устройствами ПА через
контролируемый ими процесс. Это обстоя-
тельство требует рассматривать ПА как
единую систему* назначением которой яв-
ляется предотвращение выхода режимов
работы ЭЭС при аварийных ситуациях из
области допустимых режимов или возврат
их в эту область по допустимой траекто-
рии, а также восстановление питания по-
требителей и схем ЭЭС.
Успешная реализация и эксплуатация
УПА и перспективы развития ПА на базе
АСДУ энергетикой требуют рассмотрения
УПА в их взаимосвязи. Это учтено в струк-
турной схеме системы ПА (рис. 38-12),
показывающей взаимосвязь отдельных
УПА, их функции и выполняемые ими воз-
действия. На схеме ПА условно разделе-
на на две части (специальную и общую).
Специальная ПА (см. § 38-6) устанавлива-
ется в ЭЭС только в тех случаях, когда
предварительный анализ аварийных ситуа-
ций и соответствующие расчеты покажут
ее необходимость. Противоаварийиая ав-
томатика общего типа (АПВ, АВР, АЧР и
ЧАПВ) устанавливается в отечественных
ЭЭС в обязательном порядке,' хотя здесь
также требуются специальные расчеты.
В схеме отражены задачи (функции) ПА,
которые необходимо решать при нарушении
нормального режима работы ЭЭС с целью
предбтврашения дальнейшего развития
аварий. Далее показаны УПА, названия ко-
торых соответствуют отечественной прак-
тике, и приведены управляющие воздейст-
вия, оказываемые на ЭЭС по сигналам УПА
с целью реализации предписанных им функ-
ций. В нижнем ряду схемы указаны испол-
нительные устройства, с помощью которых
осуществляются эти воздействия. Указан-
ные в схеме функции, УПА, управляющие
воздействия н исполнительные устройства
подробно рассмотрены в § 38-3—38-6.
Требования, предъявляемые
к противоаварийной автоматике
Для выполнения указанных на рис. 38-12
функций УПА должны удовлетворять ряду
требований. В ряде источников, например
(38-4], эти требования включают в себя:
селективность, быстроту действия, чувст-
вительность и надежность (по аналогии с
релейной защитой). Однако имеется суще-
ственная разница между ПА и релейной
защитой, хотя последняя и является частью
общей системы ПА. Релейная защита дей-
ствует однозначно на отключение повреж-
денного элемента вне зависимости от места
и интенсивности возмущения. Противоава-
рийная автоматика должна учитывать то
и другое, т. е. включать в себя устройства
дозировки и распределения управляющих
воздействий. Поэтому требования к ПА
должны быть сформулированы несколько
шире и иначе, чем требования к релейной
защите, хотя к имеющимся в ПА пусковым
и измерительным органам должны быть
предъявлены те же требования, что и к
релейной защите [38-24].
Наличие в ПА устройств дозировки
управляющих воздействий выдвинуло тре-
бование точности, т. е. свойства выбирать
интенсивность управляющего воздействия,
не превышающую максимально допустимое
значение. Дело в том, что управляющие
воздействия, оказываемые на ЭЭС, по сути
дела являются Для нее возмущениями,
могущими вывести ее из области допусти-
мых режимов. Таким образом, для интен-
сивности управляющих воздействий есть
ограничение сверху. С другой стороны, име-
ется минимально необходимая интенсив-
ность управляющего воздействия, которую
желательно обеспечить, хотя практика по-
казала, что чрезмерное усложнение аппа-
ратуры по этой причине неоправданно.
Требование чувствительности означает
свойство обеспечить управляющее воздейст-
вие на режим работы ЭЭС при всех тех
возмущениях, когда режим может выйти из
области допустимых режимов н ие вер-
нуться в неё. Это требование очевидно: со-
вершенно необходимо для ПА выявлять
возможность выхода режима работы энер-
госистемы из допустимой области, иначе
ПА не могла бы выполнять свои функции
[38-23, 38-25].
Требование селективности — это спо-
собность оказать управляющее воздействие
только в тех случаях, когда без него режим
работы энергосистемы может выйти из до-
пустимой области и не вернуться в нее.
Выполнение этого требования устраняет
излишние" срабатывания УПА, ухудшающие
эксплуатационные показатели ПА. На прак-
тике необходимо обеспечить выполнение
требования чувствительности и желатель-
но—.выполнение требования селективности.
Надежность, как и в релейной защите,
включает аппаратную и эксплуатационную
надежность и означает в соответствии с
[38-27] свойство выполнять заданные функ-
ции в заданном объеме при определенных
условиях функционирования.
Требование быстродействия означает
свойство оказать управляющее воздейст-
вие до наступления необратимого процесса
выхода режима работы энергосистемы из
допустимой области- (например, до нару-
шения устойчивости). При этом чем бы-
стрее будет оказано управляющее воздей-
ствие при авариях, тем меньше необходи-
мая интенсивность этого воздействия и тем
больше возможность сохранения устойчиво-
сти.
Свойства ПА находятся в сложной за-
висимости друг от друга. Поэтому целе-
сообразно использовать введенное в [38-27]
понятие эффективности функционирования,
которое обеспечивается всеми указанными
свойствами совместно. Эффективность
функционирования ПА —это свойство со-
406
Автоматизация в энергосистемах
[Разд. 38
хранить после аварийного возмущения син-
хронную или результирующую динамичес-
кую устойчивость, т. е. удержать систему
в области допустимых режимов или вер-
нуть ее в эту область по траектории, обес-
печивающей сохранность оборудования и
бесперебойность энергоснабжения основных
потребителей. При этом, если последнее
свойство достигнуто при выполнении ряда
критериев оптимальности, обеспечивающих
требуемое качество переходного процесса,
а также минимум и максимум некоторых
режимных параметров или других факторов
энергосистемы и минимум управляющих
воздействий, имеет место оптимальное уп-
равление. Критерием оптимальности может
быть минимум аварийного ущерба, минимум
отключений потребителей и т. п.
Противоаварийное управление называ-
ется качественным, если обеспечиваются
свойства селективности и оптимальности.
38-3. АВТОМАТИЧЕСКОЕ
ПОВТОРНОЕ ВКЛЮЧЕНИЕ
Общее сокращенное обозначение АПВ.
Сокращенные обозначения по разно-
видностям соответственно: ТАПВ, ОАПВ —
трехфазное, однофазное; БАПВ, НАПВ,
АПВОС, АПВУС — быстродействующее,
несинхронное, с ожиданием синхронизма,
с улавливанием синхронизма; АПВС — с
самосинхронизацией генераторов; ЧАПВ —
после отключения устройствами автоматиче-
ской частотной разгрузки (АЧР); АПВШ —
сборных шин;
приставка У — устройство.
Назначение. Восстановление питания
потребителей или междусистемных и вну-
трисистемных электрических связей пу-
тем автоматического включения выключа-
телей, отключенных устройствами защиты
при повреждениях элементов электроэнер-
гетической системы или случайных отклю-
чениях. Автоматическое включение после
восстановления частоты потребителей, от-
ключенных устройствами АЧР.
Области применения. Воздушные и ка-
бельные линии, сборные шины станций и
подстанций, силовые трансформаторы. АПВ
обязательно для линий всех напряжений вы-
ше 1000 В, понижающих одиночных транс-
форматоров мощностью более 1000 кВ-А.
обходных и шиносоединительных выключа-
телей, а также ответственных электродвига-
телей собственных нужд электростанций,
отключаемых для обеспечения самозапуска
других, более ответственных электродвига-
телей. АПВШ понизительных подстанций
обязательно при отсутствии АВР. Приме-
нение ЧАПВ желательно для всех потреби-
телей, присоединяемых к устройствам АЧР..
В первую очередь ЧАПВ используется для
ответственных потребителей, а также на
необслуживаемых подстанциях без телеуп-
равления (§ 38-3).
Технико-экономический эффект АПВ.
Быстро ликвидируются перерывы в элект-
роснабжении при КЗ на одиночных питаю-
щих линиях с подхватом двигательной на-
грузки. Предотвращаются серьезные нару-
шения технологического процесса потреби-
телей. Значительно повышается надежность
электроснабжения по одиночным линиям,
особенно имеющим пониженную грозоупор-
ность, проходящим в районах интенсив-
ной грозовой деятельности, а также пита-
ние потребителей, присоединенных к не-
обслуживаемым подстанциям. АПВ отклю-
чившихся межсистемиых и внутрисистемных
связей ускоряет возвращение к нормальной
схеме электрической системы. При этом в
отключавшихся энергодефицитных районах
восстанавливается частота, что позволяет
устройствам ЧАПВ начать действовать.
Обеспечивается возможность присоединения
к ответвлениям от линий подстанций без
выключателей на стороне питания, сокра-
щается количество выключателей в распре-
делительных сетях низших напряжений
(особенно сельскохозяйственных) за счет
использования вместо выключателей авто-
матических отделителей, отключаемых в бес-
токовую паузу цикла АПВ выключателей.
Аналогично появляется возможность вклю-
чения нескольких линий с автоматическими
отделителями под один общий выключатель
с двукратным устройством АПВ выключа-
теля. Уменьшаются последствия ошибочного
(не от ключа управления) или самопроиз-
вольного отключения выключателя. АПВШ
быстро восстанавливает питание группы
потребителей. Появляется возможность по-
вышения быстродействия релейной защиты
без существенных ее усложнений путем
«ускорения действия защиты при АПВ»
(см. ниже).
Средняя периодичность успешных дей-
ствий находящихся в эксплуатации уст-
ройств АПВ составляет более одного раза
в год на одно устройство [38-13].
Процент успешных АПВ воздушных ли-
ний по статистическим данным составляет:
Первое АПВ ..... 65—90% (бблыпие
цифры для более вы-
соких напряжений)
Второе АПВ (прн не-
успешном первом) . 10—15%
Третье АПВ (прн не-
успешных первых
двух)....................... 3—5%
В разветвленных кабельных сетях мо-
жет достигаться до 50% успешных АПВ
за счет самоликвидирующихся во время
бестоковой паузы (см. ниже) КЗ на оши-
новке цеховых сборок, распределительных
пунктов и т. п.
Кратность АПВ — возможное коли-
чество повторных действий УАПВ, обеспе-
чиваемое его схемой. Хотя конструктивно
повышение кратности АПВ и не представ-
ляет трудности, однако ввиду меньшей
эффективности второго и, особенно, третье-
го циклов АПВ в СССР наиболее распро-
странено однократное АПВ. Двукратное
АПВ применяется реже, когда оно целе-
сообразно по технико-экономическим сооб-
§ 38-3]
Автоматическое повторное включение
407
ражениям (сокращение количества выклю-
чателей с заменой их автоматическими от-
делит глями и т. п.) или диктуется требо-
ваниями повышения надежности питания
по одиночным линиям и от подстанций без
постоянного обслуживания. Трехкратное
АПВ в СССР практически не применяется.
На линиях с двусторонним питанием ис-
пользуются УАПВ однократного действия.
Цикл АПВ — время от момента воз-
никновения КЗ до момента замыкания кон-
тактов выключателя. Составные времена
циклов АПВ при пуске УАПВ от «несоот-
ветствия» (см. ниже) показаны на рис. 38-13.
60-12DC
Яцикл
р..—---.------——-
Я | I 1ST fat Т лЦ,а1Г I to
jv-
Луск УАПВ Тцикла Пуск уапв Ццикла Луск УАПВ Шцикл а
Рнс. 38-13. Циклы АПВ.
/с д’ в’ *вв—времена соответственно сраба-
тывания защиты, отключения и включения выклю-
чателя; Zgn — бестоковая пауза; — время
деионизации среды; tr п— время подготовки при-
вода выключателя к включению; tc а — уставкн
УАПВ на срабатывание.
Минимально необходимая длительность бес-
токовых пауз te.n в циклах АПВ согласу-
ется с временем деионизации среды в
месте КЗ и с испытательными циклами вы-
ключателя на отключение следующих друг
за другом КЗ. При одностороннем питании
время К, а срабатывания УАПВ выбирается
большим по четырем условиям:
^с,а ^г.п ^загь
/с.а /д.с — /в,в + /зап!
/с,а /г,в /в,в F ^зап>
/с,а ' — /в,в + /зап>
где /г,в, /г.п — времена готовности выключа-
теля и его привода к включению; /д,с — вре-
мя деионизации среды; —время включе-
ния выключателя; /в,3— время возврата за-
щиты смежного участка со стороны пита-
ния; /Зап — время запаса (обычно 0,3—0,4 с).
Приведенные условия составлены при-
менительно к пуску УАПВ от несоответст-
вия положения выключателя (отключен) и
ключа управления (включено). При пуске от
защиты в правые части выражений добавля-
ется время отключения выключателя /010.
Времена включения выключателей
/в,в — см. разд. 22.
Время /г,п зависит от типа, смазки и со-
стояния привода и может иметь значения
0,2—1,0 с [38-13].
Современные выключатели после отклю-
чения КЗ допускают немедленное АПВ на
КЗ (устойчивое). Поэтому для первого цик-
ла обычно определяющим является первое
или второе условие.
Во втором цикле определяющим являет-
ся время /г,в и время /с,а принимается обыч-
но около 20 с.
Время /д.с различно при ТАПВ и ОАПВ.
В случае ТАПВ защита отключает все три
фазы и условия деионизации среды наибо-
лее благоприятны. В случае ОАПВ защита
отключает только поврежденную фазу, усло-
вия деионизации ухудшаются за счет ем-
костной связи поврежденной фазы с нахо-
дящимися под напряжением двумя непо-
врежденными фазами и /д,с увеличивается.
Время деионизации зависит от метео-
рологических условий, значения и длитель-
ности протекания тока КЗ, а также рабоче-
го напряжения. Ориентировочные средние
значения /д.с для случая ТАПВ дапы в
табл. 38-4.
Таблица 38-4
Время деионизации при ТАПВ
Рабочее напряже- ние, кВ Время деионизации
периоды секунды
23—35 4 0.08
115 8,5 0.17
161 13 0,25
230 16 0,32
400—500 17.5 0,35»
* Указано чистое время деионизации без уче-
та увеличения его за счет реакторов поперечной
компенсации и прн токе КЗ 25 кА. Прн меньших
токах КЗ время деионизации уменьшается.
На линиях с двусторонним питанием
Zc.ai выбирается дополнительно с учетом
вида АПВ и времени отключения противо-
положного конца линии.
Запуск УАПВ. Так называемые «меха-
нические» УАПВ составляют органическую
часть привода (грузового или пружинного)
выключателя и за счет кинематических свя-
зей привода приходят в действие немедлен-
но вслед за аварийным отключением выклю-
чателя. Эти устройства не имеют регулиров-
ки величины /с,а и используются обычно как
однократные, главным образом в сетях 3—
10 кВ. Механическое устройство АПВ мо-
жет быть выведено из действия и заменено
«электрическим» («релейным»), позволяю-
щим получить любые кратность АПВ и /с,а.
Запуск электрических УАПВ возможен:
а) от несоответствия положения выклю-
чателя (отключен) предшествующей опера-
тивной команде «включить». Принцип выяв-
ления этого несоответствия показан на рис.
38-14.
Контакт реле KQT («положения отклю-
чен») замкнут, когда выключатель отклю-
чен. Контакт ключа управления З’А с фик-
сацией его положения замкнут после опера-
ции «включить» (рис. 38-14,а). Если ключ
не имеет фиксации положения, то в пуско-
вую цепь вводится контакт KQQ1 двухпо-
зиционного реле KQQ1 фиксации команд
408
Автоматизация в энергосистемах
[Разд. 38
«включить», «отключить», замыкающийся
после команды «включить» и остающийся
замкнутым до подачи команды «отключить»
(рис. 38-14,6). После подачи команды «от-
ключить» контакт или KQQ1J размыка-
ется и пусковая цепь разрывается, что ис-
ключает АПВ.
Рис. 38-14. Принцип выполнения пуска УАПВ от
несоответствия положения выключателя предшест-
вовавшей команде «включить».
а — ключ управления SA с фиксацией его поло-
жений «включено», «отключено»; б — ключ SA
без фиксации положений после команд «вклю-
чить», «отключить»; KQТ — реле положения вы-
ключателя «отключен»; контакт KQQ1.1 двухпозн-
ционного реле K.QQ1 фиксации оперативных ко-
манд остается замкнутым после команды «вклю-
чить» .
Пуск «от несоответствия» прост и уни-
версален (АПВ — при любом отключении
выключателя без оперативной команды), а
потому предпочтительнее;
б) «от релейной защиты». Пуск не уни-
версален. Требует дополнительного реле,
срабатывающего при действии защиты'и са-
моудерживающегося до завершения АПВ.
Применяется, если это упрощает схему ав-
томатики (например, при пружинно-грузо-
вых приводах выключателей).
Самовозврат УАПВ. После успешного
АПВ устройство должно автоматически воз-
вращаться в состояние готовности к ново-
му действию. Вр^мя на самовозврат прини-
мается с запасом, обычно порядка длитель-
ности, принимаемой для последующего цик-
ла АПВ (т. е. в однократном УАПВ 15—20 с
и в двукратном 60—120 с).
Автоматический запрет АПВ обязателен:
а) при включении выключателя персо-
налом на КЗ;
б) при повреждении в УАПВ, могущем
вызвать многократное АПВ на устойчивое
КЗ;
в) для присоединений, имеющих обыч-
ное УАПВ и отключаемых устройством
АЧР, — впредь до разрешения обратного
включения устройством частотного АПВ;
г) при внутренних повреждениях транс-
форматоров (исключение составляет блок
линия — трансформатор при одностороннем
питании с условием быстроты отключения).
Кроме того, АПВ может автоматиче-
ски запрещаться:
д) при отключении не основной быстро-
действующей защитой, а резервной (напри-
мер, при БАПВ).
Запрет действия УАПВ типа РПВ-58
(см. рис. 38-26) осуществляется разрядкой
емкости контактом ключа управления при
подаче команды «включить» в случае «а»
и контактом соответствующей защиты или
автоматики в случаях «г» и «д». В случае
«б» запрет происходит при одновременном
наличии длительной команды «включить» от
УАПВ (так и от ключа управления) и ко-
манды «отключить» (от защиты или ключа
управления). Съем запрета происходит пос-
ле снятия команды «включить».
Временный запрет в случае «в» произ-
водится разрывом пусковой цепи УАПВ
контактом устройства ЧАПВ. Аналогичный
разрыв пусковой цепи для запретов АПВ
производится в схемах, не использующих
включающий импульс от заряженного кон-
денсатора.
Ускорение действия защиты (УДЗ) при
АПВ. Наличие АПВ позволяет ускорять от-
ключение КЗ путем автоматического крат-
ковременного устранения выдержки време-
ни небыстродействующей защиты. При этом
допускается неселективное отключение, «ис-
правляемое» затем действием АПВ. Благо-
даря этому в конечном счете обеспечивает-
ся селективность отключения поврежденного
участка.
УДЗ после АПВ. Вначале действует се-
лективная защита участка линии, что ука-
зывает на повреждение именно последнего.
Поэтому в случае неуспешного АПВ защи-
та может действовать снова без выдержки
времени, без нарушения селективности от-
ключения. Устранение выдержки защиты на
время, достаточное для отключения выклю-
чателя^ производится автоматически вслед
за любым включением выключателя или по
сигналу о срабатывании УАПВ [38-5].
Первый способ предпочтительнее, так
как обеспечивает УДЗ и после включения
выключателя на КЗ персоналом (при опро-
бовании линии напряжением).
В схемах УАПВ на постоянном опера-
тивном токе с этой целью обычно использу-
ется реле положения выключателя «отклю-
чено», имеющее задержку на возврат, а в
схемах на переменном оперативном токе —
блок-контакты привода выключателя или
дополнительное реле. УДЗ после АПВ про-
является только при устойчивых КЗ и при-
годно для сетей любой конфигурации.
УДЗ до АПВ применимо в частном слу-
чае для линий с последовательно включен-
ными участками (как иа рис. 38-15) при од-
ностороннем питании. Единственное УАПВ
ставится на головном участке линии. Се-
лективная защита этого участка дополня-
ется неселективной токовой отсечкой без вы-
держки времени, защищающей все участки
линии и по общему правилу отстроенной от
КЗ за трансформаторами подстанций.
Остальные участки линии имеют селектив-
ную защиту и не иулеют устройств АПВ. Не-
селективная отсечка нормально введена и
при КЗ иа любом участке линии отключает
головной выключатель. Далее УАПВ вклю-
чает выключатель и одновременно выводит
§ 38-3]
Автоматическое повторное включение
409
неселективную отсечку из действия на вре-
мя, необходимое для отключения повреж-
денного участка его селективной защитой
в случае устойчивого КЗ (схему см. в
[38-5]).
Таким образом, неустойчивые КЗ (ко-
торых большинство) отключаются без вы-
Рис. 38-15. Настройка иеселективиых токовых от-
сечек и уставки УАПВ при поочередном АПВ.
ТО — отсечки без выдержки вре«1ени; РЗ — не-
быстродействующая резервная защита; 1С о —
токи срабатывания отсечек.
держки времени, а устойчивые — с выдерж-
кой времени.
Недостатки УДЗ до АПВ:
а) область применения ограничена ли-
ниями с односторонним питанием, имеющи-
ми последовательно включенные участки и
только при условии, что неселективная от-
сечка, будучи отстроенной от КЗ за транс-
форматорами приключенных к линии под-
станций, оказывается чувствительной к КЗ
на всех участках линии;
б) головной выключатель требует час-
тых ревизий;
в) отказ УАПВ влечет потерю нагрузки
всей линии;
г) отключение устойчивых КЗ с вы-
держкой времени, что не позволяет сокра-
тить выдержки времени защит питающего
узла.
Ввиду указанных недостатков УДЗ до
АПВ применяется сравнительно редко.
Поочередное АПВ применимо в сетях
любой конфигурации н позволяет отключать
без выдержки времени как неустойчивые,
так и устойчивые КЗ простыми защитами.
Принцип выполнения поочередного АПВ
поясняется на примере линии с нескольки-
ми участками (см. рис. 38-15). Однократные
УАПВ предусматриваются на каждом участ-
ке линии и имеют выдержки времени, воз-
растающие на ступень селективности АПВ
А<а по мере удаления от источника питания.
Таким образом, время срабатывания УАПВ
на головном участке Zc,a и иа следующих
участках соответственно fc,a+Ak, /с,а+2Д/а
и т. д. Основная защита участков линии —
токовые отсечки без выдержки времени, за-
щищающие весь свой участок, а потому за-
хватывающие и предыдущий участок. Нор-
мально все отсечки введены. В зависимости
от настройки отсечек и местоположения КЗ
на линии могут действовать отсечки либо
только поврежденного участка, либо и по-
следующего. В первом случае отключение
КЗ селективно. Во втором случае неселек-
тивно отключается и последующий участок.
Затем первым действует УАПВ последую-
щего участка, имеющее меньшее время сра-
батывания. После АПВ отсечка этого участ-
ка остается еще введенной на время, доста-
точное для отключения участка, если КЗ
на своем участке и устойчиво, а далее — ав-
томатически выводится на время, большее
цикла неуспешного АПВ предыдущего уча-
стка. После этого выведенная отсечка авто-
матически вводится снова. В результате лю-
бые неустойчивые и устойчивые КЗ на ли-
нии отключаются без выдержки времени и
в конечном итоге селективно.
Благодаря этому может быть снижено
время срабатывания основной защиты пи-
тающего источника от внешних КЗ.
Типичным примером целесообразного
использования поочередного АПВ является
случай, когда необходимо отключение без
выдержки времени КЗ, вызывающих на ши-
нах питающего источника снижение напря-
жения ниже 0,6б/Ном, а селективная защита
линии этого условия не обеспечивает.
Принцип автоматического управления
временным выводом н обратным вводом не-
селективной отсечки при поочередном АПВ
и временная диаграмма для случая КЗ в зо-
не действий отсечек двух смежных участков
показаны на рис. 38-16.
Нормально отсечка РТ (реле КА1) вве-
дена контактом реле времени КТ 1.1 и, сра-
батывая, действует на выходное промежу-
точное реле защиты KL2, отключающее вы-
ключатель. Одновременно отключается вы-
ключатель предыдущего (поврежденного)
участка линии. Запускаются УАПВ обоих
отключившихся участков. Срабатывает пер-
вым УАПВ последующего участка (цепь
включения выключателя опущена). При
этом запускается, самоудерживается и вы-
водит отсечку реле времени КТ1 (РВ). Од-
новременно контакт КТ 1.1 шунтируется
контактом KL1.1 промежуточного реле KL1
(РП) и отсечка остается введенной. Вслед
за включением выключателя наступает воз-
врат УАПВ, реле KL1 теряет питание; но от-
сечка остается еще введенной на время <рп,в
замедления реле KL1 на возврат. Поэтому
если КЗ оказалось на своем участке и ус-
тойчиво, отсечка может подействовать. Пос-
ле возврата реле KL1 отсечка остается вы-
веденной, пока вследствие замыкания кон-
такта КТ 1.3 не самодеблокируется реле
времени КТ1. За это время с выдержкой
А.а+А/а действует ПУАПВ. Если КЗ устой-
чиво, то, так как отсечка последующего уча-
стка выведена, срабатывает отсечка только
своего участка.
Увеличение времени АПВ удаленных
(от источника питания) участков делает по-
очередное АПВ нецелесообразным при чис-
410
Автоматизация в энергосистемах
[Разд. 38
ле участков более трех. Возможное в прин-
ципе автоматическое исключение добавок
АД, 2Д/а и т. д. к временам' АПВ в случаях,
когда последующий участок не отключался
(признак — сохранение напряжения или то-
ка на этом участке), требует усложнения
Рис. 38-16. Схема управления неселективиыми
отсечками и временная диаграмма поочередного
АПВ; КЗ — в зоне действия двух отсечек.
*С,О’ ^о,В’ ^в,в—времена соответственно дейст-
вия отсечек (К47), отключения и включения вы-
ключателей; tc а — уставка УАПВ: Д/а— ступень
селективности АПВ: /рт|<в — задержка реле KL
На КТ ~ реле времени; контакты в схе-
ме 1УАПВ замыкаются в момент его срабатывания
и размыкаются при его возврате (после включения
выключателя).
автоматики и целесообразно в редких слу-
чаях.
АПВ линий с ответвлениями к подстан-
циям без выключателей на стороне питания
(рис. 38-17). При повреждении трансформа-
тора Т его защита действует на включение
короткозамыкателя QN (см. разд. 22), что
обеспечивает срабатывание быстродейству-
ющей защиты линии (если ток поврежде-
ния был недостаточен для ее действия).
После отключения линии ток через QN ис-
чезает и в бестокозую паузу АПВ отдели-
тель отключается от комплекта CG, состоя-
щего из зарядного устройства (серии
УЗ-400) и блока конденсаторов (серии
БК-400), заряжаемых от TV в предшеству-
ющем режиме. Затем питание линии восста-
навливает УАПВ, время срабатывания ко-
торого выбирается с учетом времен срабаты-
вания короткозамыкателя (0,4—0,5 с) и от-
Рис. 38-17. ТАПВ линии с подстанциями иа от-
ветвлениях без выключателей на стороне питания.
АК2— защита трансформатора; QRT — привод ав-
томатического отделителя OR’, СС — зарядное
устройство с блоком конденсаторов.
ключения отделителя (от 0,5 с для 35 кВ
до 1,0 с-для 220 кВ). Практические вариан-
ты схем управления короткозамыкателямн и
отделителями приведены в [38-18].
ТАПВ линий, включенных через общий
выключатель (рис. 38-18). При КЗ иа линии
защита отключает выключатель, а реле то-
ка КА и счетчик КЗ С фиксируют одно КЗ.
Происходит первый цикл двукратного АПВ
выключателя. Если КЗ устойчиво, то снова
действует защита, счетчик фиксирует вто-
рое КЗ и в бестоковую паузу второго цик-
ла АПВ действует на отключение автомати-
ческого отделителя QR. Происходит второе
АПВ, и питание неповрежденных линий вос-
станавливается. В случае успешного (пер-
Рнс. 38-18. Принцип выполнения АПВ линий,
включенных через общий выключатель.
КА — реле фиксации КЗ; С — счетчик КЗ.
вого) АПВ происходит самовозврат счетчи-
ка. Для таких схем выпускаются автомати-
ческие отделители на напряжение 10 кВ и
ток 100 А со встроенным счетчиком и управ-
ляющим им реле тока прямого действия
[38-13].
§ 38-3]
Автоматическое повторное включение
411
ТАПВ тупиковых одиночных линий с
большим током замыкания на землю. Ис-
пользование для таких линий ОАПВ требу-
ет установки иа приемном конце линии вы-
ключателя с пофазным управлением (как и
для питающего конца),' а также избирате-
лей поврежденной фазы. Кроме того, необ-
ходимо заземлять нейтрали трансформато-
ров на приемном конце (что увеличивает
токи замыкания на землю в сети и может
быть нежелательным). Поэтому по экономи-
ческим соображениям вместо ОАПВ приме-
няется двукратное ТАПВ, не требующее
указанных усложнений и позволяющее не
заземлять нейтрали трансформаторов.
В случае устойчивого повреждения одной
фазы ее можно отключить разъединителями
(если они имеют пофазное управление) и,
заземлив нейтрали трансформаторов, пере-
вести линию иа время ремонта в неполно-
фазный режим, позволяющий загрузить
трансформаторы до 60—70%.
ТАПВ двухцепной линии с односторон-
ним питанием [38-13]. Устройства АПВ ста-
вятся с обоих концов каждой цепи. Рас-
четными для выбора уставок УАПВ явля-
ются случаи КЗ, при которых в двухцепном
режиме линии время действия защиты на
том ее конце, где установлено УАПВ, ми-
нимально, а на другом конце — максимально
(отказ основной быстродействующей защи-
ты). При равенстве времен отключения вы-
ключателей г0,в и срабатывания защиты:
tc.a — основной быстродействующей своего
конца и Zc,3,n — резервной небыстродейству-
ющей противоположного конца линии рас-
четные уставки tc,a УАПВ каждого конца
определяются условием (пуск УАПВ — от
несоответствия)
А, а = ^с.з.п tc,3 А>,в + ^д,с 4" ^аап>
где ^ап=0,3-е0,4 с время запаса.
Иногда время Zc,a одной из цепей на пи-
тающем конце увеличивают на (0,5—1,0)<о,в,
но не менее чем на 0,3 с, имея в виду слу-
чай отказа выключателя иа приемном конце.
Подробнее — см. [38-13].
Автоматический повторный пуск
электродвигателей
Автоматический повторный пуск [38-13]
применяется в первую очередь для ответ-
ственных электродвигателей, отключенных
минимальной защитой напряжения при пе-
рерывах питания или значительных сниже-
ниях напряжения, с целью облегчения са-
мозапуска других ответственных электро-
двигателей (характерно для установок соб-
ственных нужд электростанций).
В таких случаях АПП производится
после восстановления напряжения, что кон-
тролируется максимальным реле напряже-
ния с уставкой, близкой к £7ИОМ, разрешаю-
щим действовать устройству АПВ. В случае
использования комплектов РПВ-58 (или
РПВ-358) контакт реле напряжения вводит-
ся в цепь пуска УАПП от несоответствия.
Времена срабатывания комплектов РПВ-58
выбираются разными для исключения одно-
временного пуска всех электродвигателей.
В случае отключения двигателя защитой
последняя разряжает конденсатор в комп-
лекте РПВ-58.
При питании от общих шин асинхрон-
ных и синхронных двигателей (СД) в каче-
стве пусковых органов групповых защит
вместо реле напряжения используются реле
понижения частоты (СД на выбеге поддер-
живают напряжение). При этом перед груп-
повым АПП снимается возбуждение СД, и
они переводятся в режим ресинхронизации.
Само АПП производится, как сказано выше,
после восстановления напряжения.
В сетях промышленных предприятий
вместо отключения двигателей защитой ми-
нимального напряжения иногда применяется
отключение по несоответствию положения
ключа управления двигателем («включено»)
и выключателя питающего ввода (отклю-
чен), а также импульсами от устройств АПВ
и АВР питающих элементов.
В тех же сетях применяется иногда пуск
УАПП двигателя не по признаку восстанов-
ления напряжения, а по несоответствию по-
ложений его ключа управления и выключа-
теля.
АПП применяется также для ответст-
венных электродвигателей напряжением до
1000 В, коммутируемых магнитными пуска-
телями или контакторами с удерживающей
обмоткой, питаемой от силовой сети. При
исчезновении или сильном снижении напря-
жения силовой сети эти двигатели самоот-
ключаются. Для осуществления АПП в та-
ких случаях удерживающая обмотка вклю-
чается не на самоудерживание, а через
контакт ключа управления, всегда остаю-
щийся замкнутым в положении «включено».
Если такое решение неприемлемо по сообра-
жениям технологии или техники безопасно-
сти, то применяются устройства, осуществ-
ляющие АПП только при условии, что вос-
становление напряжения произойдет в
течение заранее установленного времени —
примерно несколько секунд.
АПВ линий с двусторонним питанием
Общие положения. Основным видом яв-
ляется однократное ТАПВ. На ответствен-
ных линиях, особенно дальних, однократное
ТАПВ комбинируется с однократным ОАПВ.
Поскольку большинство КЗ на линиях вы-
сокого напряжения однофазные, отключение
только одной поврежденной фазы повыша-
ет устойчивость электропередачи. Исполь-
зование ОАПВ усложняет защиту и
автоматику [38-13, 38-14]. Необходимы спе-
циальные избиратели [38-4, 38-13], обеспе-
чивающие при однофазных КЗ отключение
защитой только поврежденной фазы, а пос-
ле неуспешного ОАПВ — всех трех фаз с
запретом ТАПВ (сохранение длительного
неполиофазиого режима требует дополни-
тельного усложнения защиты линии и при-
легающих участков сети и, как правило, не
допускается). Времена срабатыйания уст-
412
Автоматизация в энергосистемах
[Разд. 38
ройств ТАПВ и ОАПВ выбираются различ-
но соответственно разным временам деиони-
зации среды (д,с и действий защиты. Боль-
шое время tB,c после однофазного отклю-
чения (за счет емкостной связи неповреж-
денных фаз с поврежденной) исключает
быстродействие ОАПВ.
Возникающие на линиях напряжением
750 кВ и выше волновые процессы после
отключения КЗ выдвинули совершенно но-
вые, еще прорабатываемые вопросы осуще-
ствления АПВ этих линий.
Существует несколько видов ТАПВ ли-
ний с двусторонним питанием, применяемых
соответственно конкретным условиям.
АПВ без проверки синхронизма. Если
линия имеет три (и более) или две парал-
лельные связи, длительное одновременное
отключение которых маловероятно, то в слу-
чае ее отключения синхронизм напряжений
по ее концам сохраняется, быстрого выпол-
нения АПВ не требуется и для его начала
достаточно убедиться в двустороннем от-
ключении линии. АПВ выключателей произ-
водится поочередно: первое, осуществляю-
щее опробование линии — по признаку от-
сутствия на линии напряжения и второе —
только в случае появления на линии нор-
мального напряжения (первое АПВ успеш-
но). Времена срабатывания УАПВ выбира-
ются большими времен отключения противо-
положного конца его защитой. Дополнитель-
но в пусковые цепи УАПВ вводятся контак-
ты реле контроля напряжения линии KSV—
размыкающий для УАПВ, действующего
первым, и замыкающий — для действующе-
го вторым. Переключение накладками в пус-
ковых цепях соответственно иа замыкающий
и размыкающий контакты меняет очеред-
ность включения выключателей для уравни-
вания количества отключаемых ими КЗ (рис.
38-19). Питание реле — от устройств отбора
напряжения линии [38-13, 38-14]. ...
Рис. 38-19. Принцип контроля напряжения иа ли-
нии с двусторонним питанием.
УОН — .устройство отбора напряжения линии;
KSV — реле контроля напряжения.
Виды ТАПВ линий без параллельных
связей. Если параллельных связей иет или
они могут отключаться, то смотря по об-
стоятельствам применяются следующие ви-
ды ТАПВ [38-13]:
1) несинхронное (НАПВ);
2) быстродействующее (БАПВ);
3) с ожиданием илн иначе — с провер-
кой наличия, синхронизма (АПВОС);
4) с улавливанием синхронизма
(АПВУС).
Несинхронное АПВ. Применяется в се-
тях средних напряжений и осуществляется
с любым углом включения без контроля раз-
ности частот эквивалентных генераторов
воссоединяемых частей системы. Каких-либо
требований к быстродействию защиты и вы-
ключателей линий не предъявляются. Рас-
чет НАПВ сводится к проверке допустимо-
сти включения с неограниченным углом (в
худшем случае равным' 120—135°). Из ска-
занного в § 38-1 следует, что при Er=Ef —
= 1,05 Дном между относительным допусти-
мым током /гео,д включения с углом 180°,
максимально допустимым углом включения
6Мд, относительным сопротивлением генера-
тора ха и коэффициентом запаса k№ по
электромагнитному моменту существует за-
висимость
Лв о.д (sin 6МД + 2 sinM = •
4 Z ’ XdkM
После подстановки в нее значения
6мд=120° для турбогенератора и 135° для
гидрогенераторов и нормированного для не-
синхронных включений значения йм»1,25
(запас по току при этом около 40%) опре-
деляется нормированный допустимый ток
включения с углом 180°, принимаемый ок-
ругленно равным
Л 80, и //ном= •
Это значение пригодно для любых ге-
нераторов, если заведомо известно, что от-
клонения напряжений и частоты не превзой-
дут ±5%.
При учете возможных повышений отно-
сительных ЭДС гидрогенераторов до 1,5 и
турбогенераторов до 1,2 [38-1] принимается
для всех генераторов чаще используемая
норма
Лво,н/^иом=: 0,625/х^.
Для синхронных компенсаторов, если
они отделяются самостоятельно, нормирован
ток 718о,и/Аюм=о>84 xd' а ПРИ отделении
вместе с генераторами, — ток, нормирован-
ный для последних.
При проверке допустимости НАПВ вна-
чале составляется схема замещения без уче-
та нагрузок (рис. 38-20, а) для режима с
минимальным количеством включенных ге-
нераторов и СК и максимальной суммой
ЭДС EaKi+EsKS эквивалентных генераторов
частей системы и находится распределение
тока по синхронным машинам. Сопоставле-
ние наибольшего из последних с нормиро-
ванным определяет допустимость или недо-
пустимость НАПВ. Если результат положи-
телен, расчет заканчивается. В противном
случае при наличии существенной местной
нагрузки (отсасывающей ток от генерато-
ров) проводится повторный расчет с учетом
§ 38-3]
Автоматическое повторное включение
413
нагрузки (Ей=0,9, хн=0,35) по известным
правилам, с приведением хв к мощности эк-
вивалентного генератора (рис. 3-20, б).
График, иллюстрирующий эффект местной
нагрузки, показан на рис. 38-21. Если и те-
перь результат отрицателен — переходят к
другому виду АПВ.
Критерий допустимости НАПВ для си-
ловых трансформаторов и автотрансформа-
торов. Допустимость НАПВ для трансфор-
Рис. 38-20. К расчету токов включения при НАПВ.
а — без учета нагрузки; б — с учетом нагрузки,
xdci — эквивалентное сопротивление электро-
станции; хн и Ен — сопротивление и ЭДС на-
грузки.
маторов и автотрансформаторов оценивает-
ся сопоставлением значений проходящих че-
рез них токов включения с углом 180° со
значением тока трехфазного КЗ на их выво-
дах (определяющим прочность трансформа-
торов и автотрансформаторов), рассчиты-
ваемым с учетом реактивного сопротивления
питающей сети, задаваемого согласно
ГОСТ-3484 мощностью КЗ в этой сети;
и. кВ . . . . 6 10—35 110 220 330
S„, МВ-А.. 1000 1500 5000 10 000 25 000
Л
Для двухобмоточного трансформатора
расчетный ток КЗ
^к.расч
_____JHOM
(. , • ^ном
1 + Ts~
где пк — относительное напряжение КЗ
трансформатора; $яом — номинальная мощ-
ность трансформатора, MB-А; SK —соответ-
ствующая высшему напряжению мощность
КЗ сети, МВ-А.
Расчетные токи КЗ мощных трехобмо-
точных трансформаторов и автотрансформа-
торов указываются в их паспортах для каж-
дой обмотки.
Допустимый ток несинхронного включе-
ния для соответствующей обмотки
Лво.д Лг.расч ’
где Атг=:1 — коэффициент, учитывающий
возможные при НАПВ повышения ЭДС ге-
нераторов;
Относительная ЭДС . . . 1.05 1,2 1,5
kv........................,1 0,95 0,86
Рис. 38-21. Снижение тока несинхронного включе-
ния электростанции, вызываемое нагрузкой.
---------турбогенераторы;-----------гидрогенера-
торы; I jgp — ток ветви электростанции прн уче-
те нагрузки; /1во — то же без учета нагрузки;
SH и Sr— номинальные мощности соответствен-
но нагрузки и электростанции; х — эквива-
лентное сопротивление ветви электростанции.
На практике проверку приходится про-
изводить для трансформаторов связи с мощ-
ностью меньшей суммарной мощности со-
ответствующих генераторов. Для блочных
трансформаторов проверка, очевидно, не
требуется.
НАПВ линии при возникшем после ее
отключения асинхронном ходе по оставшей-
ся включенной слабой параллельной связи.
Если при отсутствии слабой обходной связи
НАПВ линии недопустимо, то при наличии
таковой оно. может оказаться и допусти-
мым, а асинхронный режим слабой связи
ликвидируется. Графики рис. 38-22 показы-
вают, насколько ток в ветви станции (части
системы) при включении с наличием слабой
связи /пар меньше тока /од при включении
без нее [38-1].
Восстановление синхронизма после
НАПВ. Непременное условие — обеспече-
ние результирующей динамической устойчи-
вости после АПВ. Простые методы расчета
отсутствуют [38-1, 38-7]. Опыт показывает,
что в большинстве случаев синхронизм вос-
станавливается, особенно при преобладании
ТЭС за счет большого асинхронного момен-
та турбогенераторов и быстродействия регу-
ляторов частоты вращения паровых турбин.
Последовательность действий устройств
НАПВ, Очередность и способ контроля дей-
414
Автоматизация в энергосистемах
[Разд. 38
ствий устройств НАПВ такие же, как при
АПВ без проверки синхронизма.
Особым вопросом НАПВ является воз-
можность неправильных действий релейной
защиты, вызываемых кратковременным по-
явлением токов и напряжений обратной и
нулевой последовательностей (вследствие
Рис. 38-22. Кратность тока в ветви станции при
НАПВ линии (*л1) и асинхронном режиме остав-
шейся слабой связи (Xjjg) относительно тока при
отсутствии этой связи; ^=лгл2^л1’ Xd— ЭКБИВа"
лентное сопротивление ветви станции.
неодновременности замыкании фаз выклю-
чателя), а также сверхтоками и понижения-
ми напряжения в разных точках системы
в момент включения и прн последующем
асинхронном режиме. Способы предотвра-
щения таких действий см. [38-13, 38-17].
Особенности и расчет БАПВ, АПВОС,
АПВУС. Эти виды АПВ, в противополож-
ность НАПВ, осуществляют включение с
ограниченным углом включения, что расши-
ряет возможности их применения. При огра-
ниченном бмд< 1204-135° допустимый рас-
четный ток включения с углом 180° увеличи-
вается против нормированного для НАПВ
значения тем больше, чем меньше бМд. Это
увеличение можно оценить коэффициентом
Ле>1. При ЭТОМ ^180,6=^6^180,^ гДе ^180.6
допустимый ток при бмд <1204-135° и
/18о,и—ток> нормированный для генерато-
ров прн НАПВ. На рис. 38-23 даны постро-
енные ВНИИЭ на основе серин расчетов
обобщенные графики fyj, пригодные (с точно-
стью 2—5% в сторону запаса) для всех ге-
нераторов [38-1]. Если угол включения
известен, то график дает непосредственно
значение kg. В случае определения неизвест-
ного угла бмд рассчитывается по схеме за-
мещения ток включения с углом 180° и
делится на ток, нормированный для НАПВ,
что дает значение k, по которому из графи-
ка находят бмд.
Особенности и расчет БАПВ. Идея
БАПВ основывается на том1, что в случае
отключения линии быстродействующей за-
щитой и последующего быстрого АПВ с
обеих сторон напряжения по концам линии
не успевают разойтись на значительный
угол. При времени включения выключате-
лей (воздушных) 0,2—0,3 с устройства
БАПВ концов линии, смотря по времени
деионизации среды, могут действовать без
выдержки времени или с выдержкой 0,1—
0,2 с. Угол Дб сдвига фаз напряжений рас-
считывается в предположении равноуско-
ренного движения роторов эквивалентных
генераторов разделившихся частей систе-
Рис. 38-23. Кривые й. =1(6 ).
О мд
1 — турбогенераторы с косвенным охлаждением;
2 — то же с непосредственным охлаждением; 3 —
все гидрогенераторы.
мы с учетом начального угла бнач, обуслов-
ленного нагрузкой [38-7, 38-13, 38-14]:
Дб = бнач + 9000Рл X
х [(тл^-1 + (Т/2Ра)-11^.
где Рл — мощность, передававшаяся по ли-
нии, МВт; Р\ и Р2 — мощности частей си-
стемы, МВт; 7л и 7/2—-постоянные меха-
нической инерции этих частей, с; t — вре-
мя от момента отключения до момента
включения линии, с; Дб и бнач — электриче-
ские углы в градусах.
Далее принимается бмд = Дб и прове-
ряется допустимость БАПВ по этому ус-
ловию, как сказано выше. Затем, после оп-
ределения скольжения в момент включения,
по известным правилам проверяется сохра-
нение синхронной динамической устойчи-
вости. В тех редких случаях, когда допу-
скается результирующая динамическая ус-
тойчивость, необходимы специальные меры
предотвращения неправильных действий
релейной защиты [38-13]. При отключении
линии резервными небыстродействующими
защитами действие УБАПВ автоматически
запрещается. Схемы выполнения БАПВ см.
[38-13].
Особенности и расчет АПВОС. Устрой-
ства АПВОС применяются на линиях с
двумя-тремя параллельными связями, если
при наложении аварий в ремонтном режи-
ме такие линии оказываются одиночным
транзитом; после размыкания которого раз-
делившиеся части системы несинхронны
[38-13].
Прямое назначение УАПВОС — осу-
ществление АПВ при синхронизме напря-
жений. Однако по конструкции устройства
АПВОС они могут действовать и при поте-
ре синхронизма, если разность частот не-
синхронных напряжений мала. Выключатели
линии включаются поочередно. Устройства
§ 38-3]
Автоматическое повторное включение
415
АПВОС устанавливаются на обоих концах
линии, что позволяет менять очередность
включения этих концов. В комплект
УАПВОС входят: комплектное, устройство
АПВ типа РПВ-58 (см. рис. 38-26), реле
контроля напряжения линии KSV типа
РН-53 н контроля синхронизма ASS. типа
РН-55. Схема УАПВОС показана на рис.
38-24. Накладка SX устанавливается в
Рис. 38-24. Схема устройства АПВОС.
KQT— реле положения «отключен»; AKS— уст-
ройство РПВ-58; KSV — реле контроля напряже-
ния линии; Q — выключатель; SA — ключ управ-
ления с фиксацией положений; бв.р и р “*уг"
лы соответственно возврата н срабатывания реле
контроля синхронизма KSS; AKS —устройство ти-
па РПВ-58 (см. рис. 38-26); диаграмма—для слу-
чая K>s=wSMH.
устройстве, действующем первым по при-
знаку отсутствия напряжения Ул и удаля-
ется в устройстве, действующем' вторым, с
проверкой синхронизма напряжений Ул и
Um. Реле KSS реагирует на геометрическую
разность ДУ напряжений UB и Уш, т. е. на
угол между ними, и имеет регулировку уста-
вок по углу от 20 до 40°. Угол бв,р отпуска-
ния реле ASS выбирается с коэффициентом
запаса 1,15—1,20, т. е. большим наиболь-
шего угла бн между напряжениями по кон-
цам линии, обусловленным нагрузкой па-
раллельных связей. При отсутствии напря-
жения Ул (после неуспешного АПВ
противоположного конца) напряжение
AU = иш, что соответствует углу 6Д°, реле
KSS не отпускает и АПВ запрещается. То
же происходит при отсутствии иш. Если
Un = Uts = 0, реле KSS отпускает, но цепь
пуска комплекта AKS типа РПВ-58 ра-
зомкнута контактом реле ASV, имеющего
уставку около 0,7 Увом. В случае успешно-
го АПВ противоположного конца замкнуты
контакты KSV и ASS в цепи пуска комп-
лекта A AS и с выдержкой времени А,а ре-
ле КТ происходит АПВ. При равных вре-
менах отключения выключателей выдержка
времени /с,а, учитывающая время отключе-
ния противоположного конца линии, выби-
рается равной
У ,а “ /рза /в + /д,с “Ь /зап.
где (pat и /раз — времена действий защиты
противоположного и своего конца линии;
/в — время включения выключателя; /д,с —
время деоинзации среды и /зад = 0,3-4-
0,4 с — время запаса.
В редком случае потери снихроннзма
возникает взаимное скольжение Un и Уш С
угловой частотой о, и происходят биения
напряжения A.U. За период этих биений
контакт реле ASS — замкнут в течение вре-
мени t в прохождения суммы углов возвра-
та бвр и срабатывания бСр этого реле. Если
4>/с а> то АПВ происходит. В противном
случае УАПВОС, запускаясь и возвраща-
ясь в каждом периоде скольжения Тв, «ожи-
дает» снижения скольжения до значения,
меньшего или в пределе равного шамд =
= (6вр+6ср)//с,а, получающегося принуди-
тельно, поскольку устааки по углу и време-
ни заданы. Наибольший угол включения
имеет место при t6 =/С(в (см. рис. 38-24)
и равен бмд = бср+<0амд А, где А—время
включения выключателя Q. Как правило,
о>«мд невелико (например при бвр+бор =
= 72° и А,а = 1,5 с шамд = 0,27%) и угол
включения лишь ненамного превосходит
угол бор. С учетом перемены очередности
включения сторон линии время А,а уста-
навливается одинаковым для обеих сторон
(по большему из значений).
Если угол бя превосходит предел шка-
лы уставок KSS (такие случаи появились),
то указатель шкалы выводят за ее предел.
Если этого недостаточно, то добавляют
второе реле KSS, включаемое на разность
напряжений, сдвинутую по фазе на угол
<р относительно основного напряжения ДУ
и контакты реле соединяют параллельно
(ВГПНИИ ЭСП). Тогда При одинаковой
уставке обоих реле бвр замыкание ими пус-
ковой цепи происходит при угле бВр+ф.
Если Ул и Уш несинхронны, то <оа мд =“
«= бвр+<р+бс р/А, а наибольший угол вклю-
чения, в завненмостН от знака скольжения,
или такой же как при одном реле KSS, илн
на угол ф больше. Целесообразный сдвиг —
на угол ф = 30°. Проверка допустимости
включения в несинхронном режиме — как
416
Автоматизация в энергосистемах.
[Разд. 38
при БАПВ. Неравенство напряжений линии
и шии создает отклонения от расчетной
уставки по углу и должно учитываться при
выборе коэффициента запаса.
Особенности и расчет АПВУС. Устрой-
ства АПВУС используются на одиночных
и двухцепяых линиях с двусторонним пи-
танием, не имеющих шунтирующих связей,
в случае невозможности по тем или дру-
гим причинам применения НАПВ или
БАПВ. Включение концов линии поочеред-
ное, как при АПВОС с возможностью из-
менения очередности. Устройства АПВУС
предусматриваются с обеих сторон.
Устройства АПВУС отличаются от
УАПВОС только более совершенным орга-
ном контроля синхронизма типа синхрони-
затора с постоянным или дискретно увели-
.чивающимся при увеличении <ов углом опе-
режения [38-4, 38-5, 38-15, 38-16]. Это
позволяет обеспечивать значение ю® мд на
порядок большее, чем разрешает УАПВОС,
одновременно с ограниченным' углом вклю-
чения. По принципу их выполнения синхро-
низаторы не могут действовать при нулевом
скольжении. Однако при необходимости
(например, на двухцепной линии) легко
обеспечить действие УАПВУС и при син-
хронизме напряжений добавлением одного
реле времени. Указанные особенности
АПВУС позволяют использовать его в лю-
бых случаях.
На рис. 38-25 показана схема УАПВУС
на основе синхронизатора с постоянным уг-
лом опережения [38-4]. Скольжение конт-
ролируется на протяжении разности углов
возврата (отпускания) 6вр1 реле KSS7 и
6ьр2 Реле KSS2. Если время t 6 прохожде-
ния этого угла больше выдержки времени
(к реле КТ1, запускаемого при возврате ре-
ле KSS7, то последнее успевает сработать
и стать на самоудерживание через контакт
KSS1.1. При этом в цепи высокоомной об-
мотки реле KL1 замкнут мгновенный кон-
такт реле КТ1, и в момент отпускания ре-
ле KSS2 реле KL1 действует и посылает
команду на включение. Угол возврата реле
KSS2 есть постоянный угол опережения
Son. На диаграмме рис. 38-25 показан пре-
дельный случай, <оя=<овМД, когда t6 =<к.
Значение <о8МД = (&pi—бвР2)/1к, а наиболь-
ший уГОЛ ВКЛЮЧеНИЯ бмд = СЫмд tB—бвр2.
Выбор значения tK никак не связан с време-
нем отключения противоположного конца
линии (что имеет место в случае АПВОС),
т.е. здесь имеется полная свобода. То же
в отношении выбора углов возврата реле
KSS. Уменьшение угла включения в срав-
нении с АПВОС видно из сопоставления
диаграмм.для обоих видов АПВ.
Если <08><%мд, т.е. t6 <tK, реле
KSS2 отпускает раньше срабатывания ре-
ле времени КТ1, последнее теряет питание
и включения не происходит.
Если требуется действие УАПВУС и
при синхронизме напряжений, предусматри-
вается реле времени КТ2 и накладка SX
ставится в положение О—2. Введение реле
КТ2 требует небольших внутренних пере-
соединений в устройстве РПВ-58.
Для конца линии, включаемого первым,
накладка должна быть в положении 0—1.
Рис. 38-25. Схема устройства АПВУС.
KSST и KSS2 — реле контроля синхронизма. Про-
чие обозначения — как на рнс. 38-24, диаграм-
ма—для случая ь>
•3
Исходя из возможных уставок реле
контроля синхронизма можно иметь: 6BPi~
~50° (с выводом указателя уставки за
предел 40°), бВр2 = 20° Приняв /к = 0,1 с,
получаем' <о8МД = (50—20)/0,1 = 300%, что
соответствует скольжению 1,67%. При вре-
мени выключателя 0,3 с максимальный угол
включения бМд = 300-0,3—20 = 70°.
Упоминавшаяся схема с тремя углами
опережения [38-13, 38-15, 38-16] позволя-
ет получать примерно в 2 раза большие
<0вмд-
Неравенство синхронизируемых напря-
жений и всегда имеющееся в условиях
АПВУС ускорение do)s/d/ вносят погреш-
ности в работу устройств.
Гораздо более совершенные УАПВУС
можно получить, используя синхронизатор
с постоянным временем опережения, выби-
рающим' угол опережения, пропорциональ-
ный скольжению (см. ТАС). Синхронизато-
ры типа АСТ-4 н УБ АС для этой цели не
подходят ввиду незначительных значений
допускаемых скольжений и неравенства
входных напряжений. Вполне подходит
синхронизатор СА-1, позволяя, получать
угол опережения до 120° и ш.мд до 2%, а
§ 38-3]
Автоматическое повторное включение
417
если допустить погрешность во времени
опережения большей паспортной, то <о8мД
может быть еще большей. Учет ускорения
и нечувствительность к значительному не-
равенству напряжений — дополнительные
преимущества синхронизатора СА-1. Не-
большой угол включения, в том числе и при
большом времени выключателя, особен-
ность использования принципа постоянного
времени опережения. В МЭИ разработан
бесконтактный синхронизатор для АПВУС,
сходный по своим показателям с синхрони-
затором СА-1, но обеспечивающий угол опе-
режения до 220° и допустимое скольжение
до 4%, однако его выпуск не организован.
АПВ с самосинхронизацией генерато-
ров [3S-9], После отключения одиночной
связи с системой ГЭС без существенной
местной нагрузки происходит АПВ прием-
ного конца линии. В случае его успеха
магнитное поле генераторов гасится и пос-
ле АПВ питающего конца линии генерато-
ры самосинхроннзируются с системой.
В настоящее время может представлять
интерес только для мелких местных ГЭС.
Примеры устройств АПВ
УАПВ однократного действия на по-
стоянном оперативном токе типа РПВ-58
(см. рис. 38-26). Пуск — от несоответствия.
Ключ управления SA1 — с фиксацией поло-
жений (если ключ без фиксации, то вместо
его контактов используются реле фиксации
оперативных команд, см. рис. 38-14).
Рис. 38-26. УАПВ однократного действия типа
РПВ-58.
SA1 — ключ управления с фиксацией положения;
KQT и K.QC — реле положения выключателя соот-
ветственно «отключен» и «включен»; К// — ука-
зательное реле; KBS — реле блокировки от мно-
гократных включений.
27—792
В нормальном исходном режиме при вклю-
ченном выключателе Q конденсатор С за-
ряжен через высокоомный резистор R2.
Постоянная времени контура R2C— около
20 с. После отключения выключателя не от
SA1 (защитой, самопроизвольно) реле KQT
положения выключателя «отключен» запус-
кает термически устойчивое реле времени
КТ комплекта РПВ-58, которое с выдерж-
кой /с,а замыкает цепь импульсной разряд-
ки конденсатора на высокоомную обмотку
промежуточного реле KL. Последнее, сра-
батывая, дает команду «включить» на кон-
тактор КМ включения выключателя и са-
моудерживается своей низкоомной обмот-
кой до окончания операции включения.
Если АПВ успешно и выключатель остал-
ся включенным, пусковая цепь размыкает-
ся, конденсатор дешунтируется и начинает
вновь заряжаться. После его полной заряд-
ки (15—20 с) устройство готово к новому
действию (самовозврат УАПВ). В случае
неуспеха АПВ и нового отключения выклю-
чателя реле КТ опять запускается и через
время tc,a снова замыкает конденсатор на
обмотку KL. Однако заряд конденсатора
еще мал, реле KL не действует, а конден-
сатор остается шунтированным и ие под-
заряжается, пока персонал не включит вы-
ключатель. При дистанционном отключении
выключателя Q пусковая цепь размыкается
контактом ключа SA1. Для запрета АПВ
после включения выключателя персоналом
на КЗ другой контакт SA1, замыкающийся
на время подачи команды «включить»,
быстро разряжает С через резистор R3.
Если включение успешно, то после от-
пускания ключа (переход в положение
«включено») начинается нормальная за-
рядка С. Аналогично разрядкой конденсато-
ра запрещается АПВ от контакта соответ-
ствующих устройств защиты или автомати-
ки. Многократное АПВ на устойчивое КЗ,
возможное в случае сваривания контакта
KL в цепи включения, предотвращает двух-
обмоточное реле блокировки KBS. Если су-
ществует постоянно поданный «плюс» от
контакта KL (или ключа управления), то
при появлении команды «отключить» иа
электромагнит отключения YAT реле KBS
срабатывает, самоудерживается второй об-
моткой н размыкает цепь включения кон-
тактора КМ включения выключателя, пока
не будет снята длительная команда «вклю-
чить». Все другие возможные повреждения
в схеме устройства приводят только к его
отказу.
УАПВ однократного действия типа
РПВ-358. Предназначается для схем с вы-
прямленным переменным оперативным то-
ком' иа подстанциях, имеющих выключате-
ли с электромагнитным приводом ([38-5,
38-19] и разд. 22) и отличается от устрой-
ства РПВ-58 наличием полупроводниково-
го выпрямителя в цепи зарядки конденса-
тора С, препятствующего его разрядке при
понижениях напряжения источника опера-
тивного тока. Реле блокировки от много-
кратных включений (KBS на рис. 28-26)
418
Автоматизация в энергосистемах
[Разд. 38
должно иметь задержку на возврат для
предотвращения отказа блокировки вслед-
ствие понижения напряжения оперативного
тока при близких КЗ.
УАПВ двукратного действия типа
РПВ-258 на постоянном оперативном токе
(рис. 38-27). Выполнено на принципе УАПВ
Рис. 38-27. УАПВ двукратного действия типа
РПВ-258.
SA — ключ управления с фиксацией положений.
типа-‘РПВ-58, но имеет два емкостно-рези-
сторных контура: R1C1—первого цикла и
R2C2— второго. Постоянные времени за-
рядки обоих контуров 60—120 с. Уставки
времени срабатывания /с,а: первого цикла —
на импульсном контакте КТ.2 и второго
цикла — на упорном контакте КТ.З реле
времени КТ. Зарядка контура R1C1 — че-
рез обмотку реле КТ. Резисторы R3, R4 —
для временного запрета АПВ в момент по-
дачи ключом команды «включить». Нало-
жение накладки SX.1 выводит второй цикл
из действия. Указательные реле КН1, КН2
встроены в корпус устройства. В цикле
АПВ после отключения выключателя (и за-
мыкания контакта KQT реле положения
«отключен») и до момента его повторного
включения емкость С1 начинает разря-
жаться через резистор R1. Одиако ввиду
большой постоянной времени контура и ма-
лого времени первого цикла эта разрядка
незаметна.
Устройства АПВ выключателей с пру-
жинно-грузовыми приводами (см. разд. 22)
на переменном оперативном токе [38-13,
38-19]. Пружинно-грузовые приводы вы-
ключателей имеют встроенный механизм,
позволяющий однократное «механическое»
АПВ без выдержки времени (fc,a = 0), не
требующее релейной аппаратуры (кроме од-
ного указательного реле). Отсутствие вы-
держки времени <с,а и выявившаяся нена-
дежность «механического» УАПВ заставили
выводить его из действия и переходить к
«электрическому» УАПВ с добавлением для
получения /с,а>0 реле времени или устрой-
ства РПВ-358 [38-5, 38-13]. В первом слу-
чае пуск УАПВ происходит от защиты
(действующей на отдельный электромагнит
отключения, при срабатывании которого в
приводе замыкается специальный вспомога-
тельный контакт, вводимый в пусковую
цепь АПВ), во втором случае пуск УАПВ
возможен от положения несоответствия.
Кроме ряда указанных схем однократного
АПВ разработана также схема двукратного
УАПВ [38-13, 38-19], которое осуществля-
ет первое АПВ без выдержки времени, а
второе — с выдержкой, устанавливаемой
на реле времени. Время автоматического
завода включающих пружины (и подъема
груза) привода после неуспешного первого
АПВ, составляющее в зависимости от типа
выключателя 6—15 с, укладывается в обыч-
ное время второго цикла АПВ (около 20 с).
В качестве примера на рис. 38-28 при-
ведена схема однократного УАПВ для вы-
ключателя с пружинно-грузовым приводом.
Пуск УАПВ — от контактов привода SQM.1
и SQM.3, замыкающихся после отключения
защитой от отдельного электромагнита
(цепь не показана). Контакт привода SQM.2
замкнут после подготовки привода к вклю-
чению. Контакт SQM.4 замкнут при незаве-
денных и разомкнут при заведенных пружи-
SQM.B
после АПВ
tSHM.5
Во АПВ
КН
Сигнал
Рис. 38-28. УАПВ однократного действия для вы-
ключателя с пружинно-грузовым приводом.
SQ — вспомогательные контакты выключателя;
SQM — вспомогательные контакты привода; YAТ —
электромагнит дистанционного отключения (ие от
защиты); YAC — электромагнит включения.
нах. Команда иа АПВ — через импульсный
контакт реле времени КТ, запускаемого при
аварийном отключении. В случае неуспеха
АПВ реле КТ остается сработавшим, а его
импульсный контакт разомкнутым, пока
выключатель ие будет включен (ключом
SA), чем' обеспечивается однократность
АПВ. Пружины автоматически заводятся
после как успешного, так и неуспешного
АПВ. (В некоторых схемах однократность
АПВ достигается автоматическим заводом
пружин после успешного АПВ).
§ 38-3]
Автоматическое повторное включение
419
АПВ линий с двусторонним питанием
включенных более чем через один выклю-
чатель ^схемы с двумя выключателями иа
цепь, полуторная, многоугольник). АПВ
каждого конца линии производится снача-
ла только одним выключателем, которому
дается приоритет. Если его АПВ успешно,
то АПВ второго выключателя производит-
ся по признаку наличия синхронизма на-
пряжений по обеим сторонам этого выклю-
чателя. В схемах с выключателями, общими
для линии и блока генератор—трансформа-
тор (полуторная схема, многоугольник),
АПВ общего выключателя должно автома-
тически запрещаться в случае отключения
блока его защитой.
Принципы выполнения АПВ шин
Автоматическое повторное включеяие
шин (АПВШ) низших напряжений под-
станций [38-13, 38-14, 38-19] используется
прн отсутствии АВР (рис. 38-29). Отказ от
АВР может вызываться целесообразностью
параллельной работы трансформаторов на
данном напряжении или чрезмерной пере-
грузкой трансформатора при включении на
него нагрузки обеих секций шин. В случае
внутреннего повреждения трансформатора
АПВ должно запрещаться. Свидетельством
Рис. 38-29. Пример применения АПВШ в случае
отсутствия АВР.
РЗТ — защита трансформатора от внутренних пов-
реждений; РЗС — защита иа секционном выклю-
чателе.
такого повреждения служит срабатывание
газовой зашиты трансформатора, чувстви-
тельный сигнальный элемент которой (по-
плавок) выводит УАПВШ из действия, на-
пример, разрядкой конденсатора комплекта
РПВ-58 (см. рис. 38-26). Поскольку этот
элемент не быстродействующий, время сра-
батывания УАПВШ должно быть соответ-
ственно увеличено. Дополнительный запрет
АПВШ при действии дифференциальной
защиты трансформатора нецелесообразен,
поскольку последняя действует и в случае
27*
КЗ на выводах трансформатора, прн кото-'
рых запрещать АПВШ нет необходимости.
Возможное в принципе АПВШ секционным,
а не трансформаторным выключателем, оче-
видно, в данном случае менее целесообраз-
но, так как при повреждении трансформато-
ра секционный выключатель и так остается
включенным, а при КЗ на шинах целесооб-
разнее повторное включение трансформатор-
ного выключателя, не создающее перегрузки
другого трансформатора. На однотраисфор-
маторных подстанциях с односторонним'
питанием выключатель на стороне высшего
напряжения, как правило, отсутствует, обя-
зательное (при трансформаторах мощностью
выше 1000 кВт) АПВШ производится вы-
ключателем со стороны низшего напряже-
ния и запрещать АПВШ при внутреннем
повреждении трансформатора нет необхо-
димости.
Для АПВ шин высших напряжений
подстанций используются УАПВ выключа-
телей линий, имеющих питание с противо-
положного конца [38-13, 38-14]. Защиты
шин отключают только питающие присоеди-
нения. Первоочередная задача АПВШ в
этих случаях — подхват нагрузки, питаемой
от шин, для него может быть достаточным
АПВ одного из питающих присоединений
или выключателя смежной секции шин. (На
электростанциях это может быть и выклю-
чатель соответствующего блока генератор—
трансформатор.) Устройству АПВ выбран-
ного выключателя разрешается действовать
при условии наличия напряжения со сторо-
ны линии и отсутствия напряжения на ши-
нах (выключатели всех питающих присоеди-
нений отключились), для чего в схему УАПВ
дополнительно вводится минимальное реле
отсутствия напряжения шин. Если АПВШ
успешно и на шинах восстановилось напря-
жение, остальные питающие присоединения
начинают автоматически включаться соот-
ветственно алгоритму их функционирова-
ния (АПВОС, АПВУС, НАПВ). На присо-
единениях, немедленное АПВ которых по
каким-либо причинам нецелесообразно,
действие УАПВ запрещается подействовав-
шей защитой шин. Во избежание перегруз-
ки аккумуляторной батареи токами включе-
ния выключателей следует исключить
возможность одновременного включения
нескольких выключателей (настройкой вре-
мен срабатывания соответствующих УАПВ).
Поскольку ток КЗ в защите шин при их
опробовании включением только одного пи-
тающего присоединения меньше, чем при
включенных и других питающих присоеди-
нениях, чувствительность защиты шин при
неуспешном АПВ должна проверяться и
обеспечиваться. Это может повлиять на вы-
бор присоединения, включаемого первым,
а также потребовать специальных мер по
повышению чувствительности защиты в
данном режиме. Важность АПВШ для на-
дежности электроснабжения вызывает раз-
работку все более совершенных схем, в
частности, с использованием двукратного
АПВШ (ВГПНИИ ЭСП).
420
Автоматизация в энергосистемах
[Разд. 38
38-4. АВТОМАТИЧЕСКОЕ ВКЛЮЧЕНИЕ
РЕЗЕРВНОГО ПИТАНИЯ
Основные- сведения
Сокращенные обозначения: автомати-
ческая операция резервирования — АВР,
соответствующее автоматическое устройст-
во—УАВР.
Назначение. Восстановление питания
потребителей путем автоматического при-
соединения резервных источников питания
взамен рабочих источников, получивших
повреждение, ошибочно отключенных и т. п.
Области применения. Автоматическое
включение резервного трансформатора, ли-
нии, секционного выключателя, резервного
механизма (насос, компрессор и т.п.).
Технический и экономический эффект
АВР. Восстановление без серьезных нару-
шений нормального технологического про-
цесса потребителей. Упрощение релейной
защиты, снижение токов КЗ и удешевление
аппаратуры при замене кольцевых сетей
радиально-секционированными с введением
АВР.
Общие положения по выполнению АВР
[38-5].
1. АВР должно предусматриваться в
случаях, когда исчезновение рабочего пи-
тания вызывает обесточение или ограниче-
ние мощности потребителей.
2. Как правило, УАВР должны дейст-
вовать при потере питания от рабочего ис-
точника по любой причине, включая КЗ
на резервируемом элементе. Исключение —
потеря питания вследствие действия устрой-
ства АЧР (§ 38-5). В таких случаях резер-
вирование от источника питания, разгружа-
емого путем АЧР, запрещается.
Возврат к нормальной схеме питания
может быть как автоматическим, так н не-
автоматическим.
3. Действие УАВР должно быть од-
нократным.
4. Включение электрического резервно-
го питания должно происходить после от-
ключения выключателя на вводе от источ-
ника рабочего питания во избежание от-
ключения резервного источника в случае
устойчивого КЗ в тракте рабочего питания.
(В распределительных сетях, защищаемых
плавкими предохранителями, практикуется
АВР без предварительного отделения пов-
режденной цепи рабочего питания: В случае
несамоликвидирующегося повреждения ука-
занной цеди после АВР плавится предохра-
нитель в цепи резервирующего элемента.)
5. В установках собственных ' нужд
электростанций УАВР, включившее резерв-
ный источник питания взамен одного из
рабочих, должно сохранять готовность к
действию по резервированию и остальных
рабочих источников.
6. В случае недопустимой перегрузки
резервного источника питания после АВР
нли если не обеспечивается самозапуск от-
ветственных электродвигателей, предусмат-
ривается автоматическая разгрузка (за
счет неответственных потребителей) — дли-
тельная или только на время самоза-
пуска с автоматическим обратным включе-
нием нагрузки после самозапуска электро-
двигателей. Во избежание сброса нагрузки
допускается соответственно конкретным
условиям замена или дополнение УАВР
устройствами АПВ рабочих источников.
7. Если при неявном' резерве защита,
действующая на резервирующие выключа-
тели, имеет выдержку времени более 1—
1,2 с, целесообразно ' вводить ускорение
действия этой защиты после АВР. Для от-
стройки ускоренной защиты от бросков то-
ка включения (имеющих в первый момент
после АВР повышенное значение за счет
несинхронной и несинфазиой с Uc остаточ-
ной ЭДС электродвигателей) в цепь уско-
рения действия защиты вводится выдержка
времени 0,5 с.
8. Выключатели, на которые действуют
электрические УАВР, должны иметь конт-
роль исправности цепи включения.
Основные принципы выполнения уст-
ройств автоматического включения резерв-
ного электрического питания. Пуск УАВР.
В соответствии с п. 4 общих положений
команда на включение резервирующей це-
пи подается от размыкающего вспомога-
тельного контакта выключателя рабочей
Цепи или замыкающего контакта его реле
положения «отключен». Так как рабочее
питание может исчезнуть и без отключения
выключателя рабочего ввода (повреждение
рабочего тракта вне данного объекта, бли-
же к источнику питания), предусматрива-
ется минимальный пусковой орган напря-
жения (ПОН), отключающий рабочий ввод
при устойчивом исчезновении напряжения,
после чего немедленно включается резерв-
ное питание. ПОН обычно содержит блоки-
рующий элемент, запрещающий отключение
выключателя рабочего ввода, если напря-
жение на резервирующем вводе отсутству-
ет или оно ниже значения, обеспечивающе-
го самозапуск электродвигателей после
Если рабочая н резервная цепи пита-
ются от общего источника (например, двух-
трансформйториая подстанция, питаемая
одной линией), то ПОН теряет смысл и не
предусматривается.
Для отстройки от КЗ, не вызывающих
потери рабочего питания (включая случаи
восстановления рабочего питания действием
соответствующего УАПВ), ПОН снабжает-
ся выдержкой времени. Отстройка ПОН от
понижений напряжения в процессе само-
запуска после внешних КЗ и АПВ рабочего
питания производится по напряжению.
При резервировании иеэлектрического
питания (например, насосные установки)
пусковой орган УАВР реагирует на устой-
чивое понижение контролируемого парамет-
ра (скорости движения жидкости, давле-
ния н т. д.). При наличии обратных клапа-
нов резервный агрегат включается без
отключения рабочего агрегата (см., напри-
мер, 'рис. 38-40).
§ 38-4]
Автоматическое включение резервного питания
421
Рис. 38-30. Принцип обеспечения однократности АВР и контроля исправности цепей включения ре-
зервного питания при постоянном оперативном токе.
/ и 2 — цепи управления соответственно выключателей Q1 и Q2; 3 — сигнал о неисправности цепей,
управления; YAC и YAТ — электромагниты соответственно включения и отключения выключате-
лей; KQC и KQT — реле положения выключателя соответственно «включен» и «отключен».; t 0
выдержка времени ПОН.
Однократность АВР обеспечивается
различно в зависимости от конструкции при-
вода выключателя и вида оперативного
тока.
На рис. 38-30 показан способ обеспе-
чения однократности АВР и контроля ис-
правности цепи включения от УАВР с ис-
пользованием реле положения выключате-
лей при постоянном оперативном токе.
Реле KQC1 положения «включено» (см.
§ 38-3) выключателя рабочего ввода имеет
замедление иа возврат и служит в качестве
реле РОД — однократности действия
УАВР.
ПОН не действует при внешних КЗ в
точках К1— К4 н срабатывает При КЗ в
точках Кб и Кб и неуспешном АПВ линии.
После отключения Q1 ПОН, как уже не-
нужный, автоматически выводится из
действия. Накладка SX1 — для выведения
УАВР при ремонтах и ревизиях. В цепи
сигнала о неисправности цепи управления
выключателем нормально разомкнут одни
из контактов реле положения — «включен»
(KQC1) или «отключен» (KQT1). При об-
рыве в пепях управления оба реле отпуще-
ны и в цепи сигнализации возникает сигнал
(см. § 38-3). Задержка реле KQC1 иа воз-
врат должна быть достаточной для надеж-
ного включения Q2.
Рисунок 38-31 поясняет в качестве
примера способ получения однократности
АВ секционного ~~
жинно-грузовым приводом на переменном
выключателя Q3 с пру-
Рис. 38-31. Принцип получения однократности ав-
томатического включения секционного выключате-
ля при переменном оперативном токе (ТЭП).
1 — идентичные цепи реле .положения «включен»
выключателей Q1 н Q2; 2 — цепи выключателя Q3;
YAT1, YAT2— электромагниты отключения выклю-
чателей Q1 и Q2; YAC3— электромагнит включе-
ния выключателя Q3; SX1 — накладка для неав-
томатического завода пружин.
оперативном токе. При включенных выклю-
чателях QI, Q2 автоматический моторный
редуктор М (АМР) заводит пружины и
422
Автоматизация в энергосистемах
[Разд. 38
поднимает груз привода секционного вы-
ключателя. При заведенных пружинах
блок-контакт привода SQM1.1 замыкается,
a SQM1.2— размыкается. После отключе-
ния Q1 или Q2 следует команда на включе-
ние секционного выключателя. Одновремен-
но в цепи АМР размыкается контакт реле
положения KQC1 нли KQC2. Если АВР не-
успешно (включение иа устойчивое КЗ) и
Q3 отключается защитой, то завода пружин
и повторного АВР нет.
Варианты выполнения минимального
пускового органа напряжения (ПОН) уст-
ройств АВР. К схемам ПОН предъявляет-
ся требование несрабатывания этого орга-
на при исчезновении или снижении напря-
жения t/раб вследствие наиболее вероятных
повреждений (обрыв фазы, двухфазное КЗ)
во вторичных цепях трансформатора напря-
жения. Примеры удовлетворяющих этому
требованию схем показаны на рис. 38-32.
В схемах рис. 38-32, б—г реле времени пе-
ременного тока серии ЭВ-200 служат од-
новременно и как реле времени, и как ми-
нимальное реле напряжения. При напряже-
нии не более 0,85 1/ВОм эти реле втягивают
якорь и заводят пружины часового меха-
низма. При исчезновении или достаточном
снижении напряжения якорь реле отпада-
ет и освобождает часовой механизм, веду-
щий подвижной контакт на замыкание.
В схеме рис. 38-32, г ПОН действует толь-
ко при исчезновении тока через рабочий
ввод. Ток срабатывания минимального реле
тока КА выбирается меньшим минимально-
го значения тока /рас.
Предохранитель в одной из фаз А или
С выбирается на номинальный ток, значи-
тельно больший номинального тока другого
предохранителя с тем, чтобы при КЗ меж-
ду фазами А н С успел сплавиться только
один предохранитель. В схеме рис. 38-32,6
после сгорания одного предохранителя схе-
ма выпрямления становится однофазной, но
выпрямленное напряжение остается боль-
шим уставки реле КТ2. Уставка ПОН по
напряжению 1/раб соответственно смыслу
его назначения должна быть минимальной.
У реле РН-54 минимальная уставка по Шка-
ле равна 0,4 t/BOM, что приемлемо для от-
стройки от минимального напряжения са-
мозапуска нагрузки, т. е. обычно (0,6—
0,7) UBoa. Отпускание якоря и пуск часового
механизма реле времени переменного тока
(схемы рис. 38-32, б—г) у разных экземп-
ляров— от 5 до 55% l/ном, что позволяет
подобрать подходящее реле.
При наличии двух трансформаторов на-
пряжения 17Раб на каждый включается одно
реле напряжения.
Уставка реле KVI контроля 1/рвз при-
нимается около 0,7 t/ном.
Если в схемах с переменным оператив-
ным током к контактам реле ПОН, контро-
лирующим t/pa6, подводится непосредствен-
но переменное напряжение t/pea, то надоб-
ность в реле контроля наличия последнего
отпадает.
В случае неуспеха АВР выходная цепь
ПОН остается подготовленной для отклю-
чения выключателя, что может воспрепятст-
вовать последующему оперативному включе-
нию выключателя рабочего ввода. Во избе-
жание этого следует цепь отключения от
ПОН заводить через замыкающий вспомо-
гательный контакт выключателя с блоки-
ровкой на время подачи ключом управления
команды «включить» или через реле поло-
Рис. 38-32. Варианты схем ПОН устройств АВР.
KVI, KV2. КУЗ —реле напряжения типа PH-54; КТ2 — реле времени типа ЭВ-215К, ЭВ-225К; К.ТЗ,
времени типа ЭВ-215, ЭВ-225.
§ 38-4]
Автоматическое включение резервного питания
423
жения «отключен», имеющее небольшую за-
держку на возврат.
Блокировка между выключателями для
ускорения действия УАВР. В случае рабо-
чего питания объекта от трансформатора
или короткой кабельной линии выключатель
питающей стороны, отключаясь, действует
своим вспомогательным контактом на от-
ключение выключателя рабочего ввода объ-
екта, что вызывает немедленное действие
УАВР.
Рис. 38-33. Принцип схемы введения ускорения
действия защиты после АВР.
Обозначения — как на предыдущих схемах.
Ускорение действия защиты после АВР
при неявном резерве (рис. 38-33). Приме-
няется, если защита действует на секцион-
ный выключатель с выдержкой более 1,2 с
и сокращает выдержку до 0,5 с. Неполное
устранение выдержки — во избежание не-
обходимости загрублеиия токового органа
защиты для его отстройки (в случае успеш-
ного АВР) от тока включения, повышенного
за счет еще не затухшей ЭДС электродви-
гателей иа нх выбеге. Уставка импульсного
контакта реле времени КТ равна 0,5 с. Реле
КОТ положения выключателя «отключен»
должно иметь задержку на возврат не ме-
нее 0,5 с.
Примеры схем АВР
Устройство АВР собственных нужд
двухтрансформаторной подстанции на пере-
менном оперативном токе (ТЭП) (рис.
38-34). Оперативные цепи автоматики пи-
таются от шин собственных нужд 220 В,
нормально присоединенных к одному из
трансформаторов с. н. ТЗ. При этом реле
KV1 и KV2 сработали, пускатель КМ1
включен, сблокированный механически с ним
пускатель КМ2 отключен. Трансформатор
с. н. Т4 находится под напряжением, реле
времени КТ 1 сработало, и его контакт замк-
нут, подготовляя цепь включения КМ2. Если
шины теряют питание, пускатель КМ1 ав-
томатически отключается, а в его цепи уп-
равления размыкаются контакты KV1.1,
KV2.2. Одновременно замыкается цепь об-
мотки КМ2 и последний включается, пере-
Рис. 38-34. Схема АВР собственных нужд двухтрансфор-
маторной подстанции с переменным оперативным током.
1 — включение трансформаторов собственных нужд Тз,
Т4 при наличии выключателей высшего напряжения; 2 —
то же при отсутствии этих выключателей; МБ — механи-
ческая взаимоблокировка пускателей.
424
Автоматизация в энергосистемах
[Разд. 38
водя питание собственных нужд и опера-
тивных цепей на Т4.
При восстановлении напряжения со
стороны ТЗ срабатывают реле KV1 и KV2,
обесточивая катушку КМ2 и подготовляя
цепь включения КМ1. Пускатель КМ2 от-
ключается, вследствие чего включается КМ1
и восстанавливается нормальная схема пи-
тания. Реле К.Т1 обеспечивает, включение
первым пускателя КМ1 в случае обесточи-
вания ТЗ и Т4 и последующего одновремен-
кап
ат
К6.С1 ' fif
катг'^2
IIIIII
о
Г-.У/С2
YA.T1
YAT2
т
КаС2 iQ2
Kacti^
YAC3
катз касз
^асг^ п
> Сигнал неиспраВ-
'Л* кости.
управления QJ
Рис. 38-35. Схема устройства автоматического
включения секционного выключателя на постоян-
ном оперативном токе.
ного восстановления их питания. Механи-
ческая блокировка пускателей исключает
включение нх обоих при повреждениях в це-
пях управления.
Устройство автоматического включения
секционного выключателя на постоянном
оперативном токе (рис. 38-35). Оператив-
ные цепи выключателей разделены и пита-
ются от отдельных предохранителей.
Устройство автоматического включения
секционного выключателя на оперативном
переменном токе — см. рис. 38-31.
Устройство автоматического включения
резервного трансформатора (рис. 38-36).
Условно показаны два рабочих трансформа-
тора (7/, Т2). Схема дана для секции шин,
питаемой от трансформатора Т1, для другой
секции схема идентична. Порядковые номе-
ра реле положения «включен» KQC и «от-
ключен» KQT, вспомогательных контактов
выключателей Q и электромагнитов включе-
ния YAC и отключения YAT соответствуют
порядковым номерам выключателей. При
выводе резервного трансформатора ТЗ в ре-
визию развилка с выключателями ставится
под напряжение от наименее нагруженной
секции включением резервирующего выклю-
чателя этой секции. Съемом накладки SX3
блокируется включение от УАВР выключа-
теля Q3 и в схеме ПОН шунтируется замы-
кающий контакт реле напряжения, контро-
лирующего наличие 17реа (не показано), чем
обеспечивается автоматическое резервирова-
ние питания другой секции.
Устройство автоматического включения
резервной линии 3—10 кВ (рис. 38-37).
Контроль наличия t/pe3 автоматически за
счет питания автоматики от TV2. Защитное
заземление вторичных цепей осуществляет-
ся через пробивной предохранитель во избе-
жание КЗ при повреждении изоляции от-
носительно земли. Если TV2 отсутствует, то
для отключения Q1 и команды на включе-
ние Q2 используется энергия конденсаторов,
заряженных от TV1, и питание электродви-
гателя завода пружин подается также от
+И1У
-111У
KQT1 01, YAC1
IIIIII
Рис. 38-36. Схема устройства автоматического включения резервного трансформатора на постоянном
оперативном токе.
§ 38-4]
Автоматическое включение резервного питания
425
Рис. 38-37. Схема автоматического включения резервной лнннн 3—10. кВ на переменном оператив-
ном токе.
КТ1, К72 —реле времени переменного тока, контакт SQM1.1 замыкается при готовности привода к
включению, контакт SQM1.2 размыкается при заведенных пружинных приводах; YAC2, YAT1 —
электромагниты включения Q2 и отключения Q1.
TV1. Однократность АВР — за счет автома-
тического завода пружин привода Q2 толь-
ко при включенном Q1. Накладка SX2 —
для завода пружин персоналом.
Устройство автоматического взаиморе-
зервирования питания двух подстанций с пе-
ременным оперативным током (рис. 38-38).
Резервирующий выключатель Q2. Вы-
ключатель Q3 нормально включен. Фазы В
.и В' трансформаторов напряжения TV1,
TV2 соединены накоротко. Выключатель Q2
включается автоматически после отключе-
ния Q1 по любой причине или при исчезно-
вении напряжения от подстанции II (замы-
кается контакт КТ2). Во втором случае
предварительно ПОН подстанции II (реле
КТЗ) отключает выключатель Q4 импульсом
от конденсатора С (заряжается, когда к ре-
ле КТЗ подведено нормальное напряжение).
Многократные включения Q2 предотвраща-
ются: а) в случае отключенного Q1 — раз-
мыканием цепи электродвигателя М2 завода
пружин Q2; б) в случае включенного Q1 и
отсутствия напряжения иа TV2 — посредст-
вом реле блокировки KBS1. Прочие поясне-
ния — в подрисуночном тексте.
Самовозврат к нормальному питанию
подстанции без выключателей на стороне
высшего напряжения (рис. 38-39).
После устойчивого КЗ на линии, напри-
мер Л1 (или вывода ее в ремонт) устройст-
во АВР отключает выключатель Q1 и вклю-
чает Q3. После восстановления питания по
линии на трансформаторе собственных нужд
Т1 появляется напряжение и реле KSV3
срабатывает. Поскольку и реле KSV1 под
напряжением, запускается реле времени КТЗ
и своим импульсным контактом действует
на электромагнит YAC1 включения выклю-
чателя Q1. Далее упорный контакт КТЗ за-
мыкает цепь электромагнита YAT3 отключе-
ния выключателя Q3, котбрый срабатывает,
поскольку замкнуты все три вспомогатель-
ных контакта выключателей и замкнут
упорный контакт реле КТЗ, так как KSV3
было под напряжением. Устройство АВР
также возвращается в состояние готовно-
сти к действию. При выпадении Л2 схема
действует аналогично. Приводы выключате-
лей и ПОН опущены.
Сочетание АВР с АПВ. В случае откры-
тых сборных шин (на которых возможны
КЗ) и переменного режима подстанции (раз-
дельная и параллельная работа трансформа-
торов) применяется комбинация устройств
АВР и АПВ. Устройства АПВ ставятся на
выключателях трансформаторов, запускают-
ся защитой последнего от внешних КЗ и,
срабатывая, блокируют УАВР (или УАВР
выжидают действия УАПВ). Разработано
комбинированное устройство АВР—АПВ’
для двухтрансформаторной подстанции с
переменным оперативным током, использую-
щее комплект РПВ-358 [38-19]. Ввод уст-
ройства в действие — ключом режима, пере-
ключаемым соответственно режиму под-
станции.
При наличии закрытых сборных шин
(КРУ) устройство АПВ теряет смысл.
В этом случае может применяться УАВР,
посылающее кратковременные импульсы иа
все выключатели, могущие резервировать
питание, за исключением аварийно отклю-
чившихся.
Схема АВР насоса (рис. 38-40) харак-
терна для ТЭС. При понижении параметра
рабочего вещества (давления, скорости дви-
жения) реле KS контроля параметра дей-
ствует на реле KL1, которое самоудержива-
етси и посылает команду на электромагнит
YAC1 включении выключателя QI. Теряющее
питание реле KL2 с задержкой, достаточной
дли включения Q1, отпускает и этим обес-
печивает однократность АВР. По восстанов-
426
Автоматизация в энергосистемах
[Разд. 38
ира.61
Upagz
е«
TV2,
с‘
0.2
FV1
КТЗ
А В
С
TVS
FV2
0m TV2 $Д1
А1'
О в
SX1 КТ1.1 ш
10.1.2
КТ1 I
1
I
I
YAT1
СО. УЗ-ЧОО
КНЧ YAT4
КТ3.1
»Ц1.1
, В SAZ
I I
I 1 f SQ.M2.2 •
10.1.3 ‘ KBS1.1
о ВС.М2.1
(мп
КН2 YAC2 02
0mTV1
’ KH3
KT2.1
8X2
2
3
' 1 SQ.M2.3 ''
KflSf.
KBS1.2
KBS1.3
На. сигнал
Ч
Рнс. 38-38. Устройство взаиморсзервнровання питания двух подстанций с переменным оперативным
током.
Назначение цепей’ 1 — отключение выключателя Q4 от ПОН; 2 — отключение выключате-
ля Q1 ОТ ПОН и ключа управления; 3 — завод пружин и груза привода выключателя Q2; 4—вклю-
чение выключателя Q2 от ключа управления и автоматически прк отключении выключателя Q1
илн исчезновении напряжения от подстанции II, блокировка выключателя Q2 от многократных вклю-
чений; КГ —реле времени (ПОН); УАС, У АТ — электромагниты включения н отключения выключа-
телей; SQM2.2 — контакт готовности привода, замкнут прн заведенных пружинах; SQM2.3 — то же,
замкнут при незаведенных до конца пружинах; CQ — зарядное устройство.
лении нормального режима схема деблоки-
руется нажатием кнопки SB.
При необходимости ускорять пуск ре-
зервного иасоса Н1 в случае отключения
рабочих насосов, параллельно контакту KS
вводятся контакты реле, срабатывающих по
признаку несоответствия положений ключа
управления и отключившегося выключателя
рабочего иасоса.
Благодаря обратным клапанам ОК
предварительное отделение от магистрали
отключившегося рабочего насоса не тре-
буется.
Схема автоматического управления и
АВР маслонасоса маслонапорной установки
(МНУ) гидроагрегата (рис. 38-41) [38-9].
Схемы управления обоих маслонасосов
Н1 и Н2 идентичны. Ключ управления 5Л
§ 38-4]
Автоматическое включение резервного питания
427
Рис. 38-39. Принцип выполнения схемы самовозврата к нормальному режиму питания двухтрансфор-
маторной подстанции после восстановления питания по линии. Приводы выключателей и ПОН опу-
щены.
+Е/У -ШУ
Рис. 38-40. Схема АВР насоса.
SA и SAC — ключи управления выключателем и
режима.
имеет два положения («отключено», «вклю-
чено») для местного управления (МУ) дви-
гателем (Ml, М2) насоса и два положения
для автоматического управления (АУ) (ра-
бочий и резервный). Пока разворачиваю-
щийся маслонасос не создает нормального
давления, обратный клапан ОК закрыт и
разгрузочный клапан РК открыт, что облег-
чает пуск двигателя. При заедании ОК от-
крывается аварийный клапан АК-
В режиме АУ один насос — рабочий, а
второй резервный.
Автоматические пуск и остановка рабо-
чего и резервного иасосов — от датчиков
давления ВР1 и ВР2 соответственно. При
избыточном давлении в масловоздушном
котле контакт датчика ВР4 размыкает цепь
самоудерживания магнитного пускателя
КМ, рабочий насос останавливается и пус-
кается вновь от датчика ВР1 после соответ-
ствующего снижения давления.
Снижение давления до уставки датчика
ВР2 вызывает автоматический пуск резерв-
ного насоса. В случае дальнейшего пониже-
ния давления подается предупредительный
сигнал. Аналогичный сигнал подается от
датчика уровня ВЫ при недопустимом по-
вышении или понижении уровня масла в
ванне.
Снижение давления до уставки датчика
ВРЗ вызывает сигнал иа остановку гидроаг-
регата.
Согласование действий устройств АВР
и автоматической частотной разгрузки (АЧР)
[33-21]. При наличии на подстанции нагру-
зок, отключаемых устройствами АЧР (как
менее ответственных) и неотключаемых (от-
ветственных), они выделяются на отдельные
секции шин (рис. 38-42). При этом приме-
няется либо «одностороннее» УАВР, обес-
печивающее резервирование питания только
ответственных нагрузок (рис. 38-42, а), ли-
бо более совершенная схема с «двусторон-
ним» УАВР (рис. 38-42, б), резервирующим
питание и неответственной нагрузки, если
только она не отключена устройством АЧР.
Реле понижения частоты KF, питаемое от
секции шин 2 (частота снижается на обеих
секциях), замыкает контакт и блокирует
выходную цепь ПОН1 при понижении
частоты. Уставка реле KF — выше частоты
срабатывания УАЧР, и ПОН1 блокируется
ранее отключения выключателя Q1. При от-
сутствии напряжения на секции 2 контакт
KF разомкнут, ио ПОН1 по общему прави-
лу не может действовать. При нормальной
частоте и наличии напряжения на секции 2
действует П0Н1 в случае исчезновения на-
пряжения на секции /; П0Н2 действует как
обычно при отсутствии напряжения иа сек-
ции 2 и наличии напряжения на секции 7.
428
Автоматизация в энергосистемах
[Разд. 38
BPf ВР2 BPS ВРЧ
ОК
РК
КМ
SA
i.P
М1
(М2]
К серводвигателю
направляющего
аппарата
Ст серводвигателя
направляющего
аппарата (слив)
3S0/220B
Размыкание
контакта
Замыкание,
На остановку
гидроагрегата-
МУ
АуРаб
Рез—
ВРЧ-
-ВР1 '
ВР2
-----ВРЗ
на сигнал
Рнс. 38-41. Схема автоматического управления и АВР маслонасоса маслонапорной установки (МНУ)
гидроагрегата.
BPI, ВР2, ВРЗ — датчики минимального и ВР4 — максимального давления; SA — ключ режима уп-
равления; РК— разгрузочный клапан; BL,— датчик уровня масла; /И У—местное и АУ— автомати-
ческое управление маслонасосом; Ф— фильтры.
Питающий Питающий
Питающий центр центр А центр Б
нагрузка. нагрузка. нагрузка. $ нагрузка.
Рис. 38-42. Согласование действий устройств АВР и автоматической частотной разгрузки.
38-5. АВТОМАТИЧЕСКАЯ
ЧАСТОТНАЯ РАЗГРУЗКА
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
Основные сведения
Сокращенные обозначения: автомати-
ческая операция разгрузки—АЧР; автома-
тическое включение потребителей, отключен-
ных устройством УАЧР—ЧАПВ; автомати-
ческий «частотный» пуск резервных гидроаг-
регатов — АЧП и перевод этих агрегатов из
компенсаторного в генераторный режим —
АПГР; приставка У—•устройство.
Назначение АЧР. Автоматическое от-
ключение части нагрузки при снижении ча-
стоты электроэнергетической системы, вы-
званном возникшим аварийным дефицитом
активной мощности, в целях восстановления
нормального уровня частоты.
Значение АЧР и предъявляемые требо-
вания. Понижение частоты в электроэнерге-
тической системе нарушает ее нормальное
функционирование и даже может приводить
к цепочечному развитию локальной аварии
(с выпадением генерируемой активной мощ-
ности) в общесистемную с нарушением энер-
госнабжения целых районов (см. § 38-6).
Если возникший дефицит активной мощно-
§ 38-5]
Автоматическая частотная разгрузка
429
ста не покрывается включенным резервом
активной мощности системы и снижение ча-
стоты достигает опасного уровня, единствен-
ной возможностью восстановления частоты
оказывается автоматическое отключение ча-
сти нагрузки соответственно значению дефи-
цита. По мере развития объединенных элек-
троэнергетических систем (ОЭС) требовании’
к поддержанию в них нормального значения
частоты непрерывно повышались, и' в на-
стоящее время верхняя граница снижения
частоты, от которой начинается автомати-
ческая разгрузка системы, достигла 49—
49,2 Гц. Дефициты активной мощности бы-
вают общесистемными, вызванными выпа-
дением крупного источника генерируемой
мощности, и местными, возникающими в
эиергодефицитных районах при аварийных
потерях их связи с системой, обеспечиваю-
щей им недостающую активную мощность.
Благодаря большой мощности ОЭС возмож-.
ные в них дефициты активной мощности в
процентном отношении невелики и вызывае-
мые ими снижения частоты не бывают глу-
бокими, однако н такие снижения могут
быть для иих опасными (см. § 38-6). В про-
тивоположность этому дефициты в аварийно
отделяющихся районах могут быть весьма
большими относительно располагаемой мощ-
ности электростанций и вызывать глубокие
снижения частоты. Последние в первую оче-
редь опасны для собственных нужд ТЭС,
которые снижают свою производительность,
что ведет к снижению мощности, усугубле-
нию дефицита и развитию «лавины часто-
ты». Критической для собственных нужд
ТЭС является частота около 46,5 Гц. Кро-
ме того, одновременно с дефицитом актив-
ной мощности возникает дефицит и реактив-
ной мощности, обусловленный как увеличе-
нием ее потребления вследствие снижения
реактивного сопротивления элементов си-
стемы, так и некоторым понижением напря-
жения на электростанциях, перегруженных
реактивной мощностью. В результате сни-
жается напряжение в узлах потребления,
что может приводить к неустойчивости на-
грузки с развитием «лавины напряжения».
Хотя при значительном снижении напряже-
ния наступает снижающая дефицит мощ-
ности саморазгрузка потребителей за счет
действий защиты от понижения напряжения
и отпадания магнитных пускателей, при
этом страдают и ответственные потребители.
К функционированию АЧР предъявля-
ются требования: возможно более быстрой
ликвидации возникшего дефицита, ио без из-
лишних отключений нагрузки, предотвраще-
ния даже кратковременного (в переходном
процессе) опускания частоты ниже 45 Гц и
подъема частоты в зону 49,2—50 Гц (чем
ближе к 50 Гц, тем лучше). Дальнейший
подъем частоты в указанной зоне происхо-
дит за счет АЧП и АПГР резервных гидро-
агрегатов и действий диспетчера системы.
Поскольку значения возникающих дефи-
цитов мощности носят вероятностный харак-
тер, а вызываемые ими снижения частоты
зависят от состава и частотных характерис-
тик нагрузки и системы в целом, комплекс
устройств АЧР должен обладать способ-
ностью самоприспособления к различным
условиям и правильно функционировать как
при местных, так и при общесистемных де-
фицитах. Для этого отключения нагрузки
производятся относительно небольшими до-
зами по мере снижения частоты. При этом
используются три категории устройств АЧР.
Первая категория АЧР-1 быстродейст-
вующая, предназначенная для задержки
снижения частоты ^предотвращения ее опу-
скании ниже 45 Гц, состоит из ряда очере-
дей с частотами срабатывания, равномерно
размещенными в диапазоне частот 49—
46,5 Гц с интервалами 0,1 Гц. Суммарная
мощность очередей АЧР-I принимается рав-
ной максимально возможному дефициту и
распределяется по очередям примерно по-
ровну.
Вторая категория АЧР-2 имеет единую
уставку по частоте 49,2 Гц и ряд очередей,
действующих с нарастающими выдержками
времени. Назначение категории АЧР-2 —
подъем частоты выше 49,2 Гц после дейст-
вий категории АЧР-1.
Третья, дополнительная категория АЧР
(быстродействующая) используется в энер-
годефицитных районах, если одна категория
АЧР-1 ие в состоянии предотвратить опуска-
ние частоты ниже 45 Гц или если требуется
дополнительно отключить нагрузку для
предотвращения лавины напряжения.
‘ Расчеты АЧР производятся с исполь-
зованием частотных характеристик электро-
энеогетической системы — статической и ди-
намической.
Статическая частотная характеристика
электроэнергетической системы включает в
себя частотные характеристики нагрузки и
генерирующей части системы.
Частотная статическая характеристика
нагрузки определиет изменения мощности
нагрузки Рв электроэнергетической системы
в зависимости от изменения частоты f при
постоянстве напряжения и имеет вид:
f { f \2
Ри = Ро + ₽17?- + Р2 7—) +
I ном \/ ном/
/ f \3 / f \4
Это выражение описывает все известные
виды нагрузки систем.
Статические частотные характеристики нагрузок
электроэнергетической системы
Виды нагрузок Мощность в функции
частоты
Лампы накаливания, нагре-
вательные приборы и вы-»
прямительные установки . Ро
Металлорежущие станки,
мельницы, поршневые на-
сосы и компрессоры . . ^’/'/ном
Потери в сетях н специаль- .
иые установки V'*h0m)~
430
Автоматизация в энергосистемах
[Разд. 38
Центробежные -насосы и
вентиляторы при статиче-
ском напоре:
малом . •««««
большом •
Собственные нужды ТЭЦ .
P»(WHCM)3
р‘ (Whom)4
p‘(WHOm)4
В небольшом диапазоне частот (50—
45 Гц) частотная характеристика мощности
нагрузки может быть спрямлена (рис.
38-43), что оправдывается ее малой кривиз-
Рнс. 38-43. Статическая частотная характеристика
нагрузки.
, . АРн ^ном
1 — истинная; 2 —спрямленная; ви= —----,
ной в области частот 50—45 Гц, а также из-
менениями в известных пределах самой ха-
рактеристики соответственно изменениям
состава нагрузки, чем предопределяется
приближенность расчетов при ее использо-
вании. При понижении частоты мощность
нагрузки уменьшается и при повышении —
увеличивается. Эти изменения уменьшают
небаланс активных мощностей генерации и
потребления (дефицит или избыток генера-
ции) и соответственно изменения частоты.
Таким образом, сама нагрузка действует
подобно автоматическому регулятору час-
тоты. Это явление называется регулирую-
щим эффектом нагрузки (РЭН) и оценива-
ется коэффициентом регулирующего эффек-
та нагрузки по частоте kn, характеризую-
щим относительное изменение ее мощности
при относительном изменении частоты;
, н* &Рн*
н“ df* ~ м, '
Эта производная показывает также, ка-
кое влияние иа значение kB оказывают раз-
ные виды нагрузки;
+ ЗРз* + 4Р4,-
По экспериментальным данным в элект-
роэнергетических системах обычные значе-
ния feH=l,5-4-2,5. В диапазоне спрямленной
части характеристики нагрузки fea=const.
Статическая частотная характеристика
генерирующей части системы в области 50—
45 Гц близка к квадратичной параболе с
максимумом при 50 Гц (рис. 38-44) и кру-
тизной, меньшей крутизны характеристики
нагрузки.
Совмещение характеристик 1 агрузки и
генерирующей части при разных дефицитах
Рис. 38’44. Статическая частотная характеристика
генерирующей части электроэнергетической си-
стемы.
р — частотная характепистнка нагрузки.
Рис. 38-45. Совмещение статических частотных ха-
рактеристик генерации и потребления,
а—и аброс кагрузки; б — отключение генерируе-
мой мощности.
показано на рис. 38-45. Непересечение ха-
рактеристик свидетельствует о наступлении
лавины частоты.
При отклонениях частоты менее 10%
мощность генераторов меняется относитель-
но мало и определяющее значение имеет
характеристика нагрузки, котораи и исполь-
зуется для расчета АЧР.
Динамическая частотная характеристи-
ка энергосистемы определяет изменения во
времени частоты системы вследствие возник-
новения дефицита или избытка генерируе-
мой мощности при условии постоянства на-
пряжения, количества включенных генерато-
ров и впуска энергоносителя первичных
двигателей. При этом обычно в диапазоне
частот 50—45 Гц генерируемая мощность
принимается постоянной.
При достаточно сильных электрических
§ 38-5]
Автоматическая частотная разгрузка
431
связях электростанций и нагрузок электро-
энергетическую систему можно рассматри-
вать как эквивалентный агрегат с моментом
инерции /, равным сумме моментов инер-
ции генераторов и нагрузки.
Дифференциальное уравнение движения
эквивалентного агрегата в условиих неба-
ланса мощностей генераторов и нагрузки
где
•Л^яеб = Mr А1нагр
— разность вращающего момента эквива-
лентного агрегата Л4Г и момента сопротив-
ления нагрузки Afaarp, Э Рдеф — мощность
дефицита.
После отнесения Ряе$ к мощности Рио
нагрузки при 50 Гц, введения относительно-
го отклонения частоты Af. и с учетом того,
что Рдеф*=РдеФо*—AiaA/., где Гдефо* — отно-
сительный дефицит при частоте 50 Гц, урав-
нение принимает вид:
J<оа>ном ^А/„ р , , t
р —"дефо* йнЧ*'
"но
При небольших отклонениях частоты
J<0(0HOM ^ном
Р ~ Р
гно “но
где Tj — отнесенная к мощности нагрузки
постоянная механической инерции эквива-
лентного агрегата, лежащая по опытным
данным в пределах 10—15 с.
Окончательно после преобразования
уравнение движения эквивалентного агре-
гата соответствует уравнению типового апе-
риодического звена и в операторной форме
имеет вид:
iTJ \ 1
\ . Р + М А/* = , Рдефо»
' кн ' вн
где Tj[kn—T4 — постоянная времени измене-
ния частоты, с; l/feB — коэффициент переда-
чи звена.
Соответствующая алгоритмическая
структурная схема показана на рис. 38-46.
При отсутствии регулирующего эффекта
нагрузки (&и=0) эквивалентный агрегат
системы описывается интегрирующим зве-
ном. Наличие РЭН создает отрицательную
жесткую обратную связь, преобразующую
1
.Pdecp on- 7
1-----------* frT
1
I
i 44
I
I
i
1
I
I
Рнс. 38-46. Алгоритмическая структурная схема
электроэнергетической системы в условиях дефи-
цита активной мощности.
интегрирующее звено в апериодическое.
Поэтому при скачкообразном возиикиовении
или изменении небаланса активной мощно-
сти переходный процесс изменения частоты
протекает по экспоненте
/=/oo + (/Ha4-/00)e“Z/r\
где ft» и /яач — соответственно установив-
шееся и начальное значения частоты.
В зависимости от дефицита относитель-
ное отклонение частоты во времени опреде-
ляется выражением
/ * \
А/» = —лефп* I 1 —е~Т^ )
и установившееся отклонение частоты при
отсутствии АЧР
.г ___Рдефо f ном
а/00 — р JL
" но кн
Выше закон изменения частоты был оп-.
ределен без учета включенного резерва
мощности. Если таковой имеется, но покры-
вает дефицит лишь частично, то к моменту
снижения частоты до 49 Гц ои обычно уже
мобилизуется и далее снижение частоты
происходит практически по экспоненте. По-
этому в расчетах АЧР за исходную прини-
мается номинальная мощность генераторов.
Характер изменении частоты в процессе
АЧР иллюстрируется рис. 38-47.
Начальная скорость снижения частоты
от исходного значения fa0M
di J
_____Pдефо f ном
Нач Pho Tj
Общие сведения по расчету
и организации АЧР
1. При анализе возможных дефицитов
мощности следует учитывать:
а) для изолированной электростанции—•
отключение наиболее мощного генератора
или блока либо секции сборных шии;
б) для энергосистем — полное отключе-
ние наиболее мощной электростанции;
в) дли частей электроэнергетических си-
стем и для систем, входящих в ОЭС — от-
432
Автоматизация в энергосистемах
[Разд. 38
ключение питающих линий; при наличии сла-
бых связей — отключение генерируемой
мощности с последующим отключением сла-
бых связей вследствие увеличения переда-
ваемой мощности сверх предела их статиче-
ской устойчивости;
г) для ОЭС в целом—главным обра-
зом возможность их разделения на части
из-за отключений межсистемных связей или
отключений генерируемой мощности с по-
следующим отключением этих связей из-за
аварийного изменения передаваемой по ним
мощности, а также возможность возникно-
вения асинхронного хода по отдельным свя-
зям, и, как следствие этого, развитие ава-
рии с отключением генерируемой мощности.
Оценка подобных дефицитов должна
выполняться для всех характерных режи-
мов: вечернего и утреннего максимумов,
ночного и дневного минимумов, для рабо-
чих, выходных и праздничных дней в раз-
ные периоды (зима, лето, период паводка).
При этом следует рассмотреть реально воз-
можные наложения как аварийных режи-
мов, так и ремонтных схем, начиная с эле-
ментарных узлов и кончая ОЭС в целом.
2. При выборе объемов АЧР целесооб-
разно идти от анализа местных аварий ко
все более общим и размешать устройства
АЧР по-возможиости так, чтобы не наруша-
лась устойчивость межсистемиых связей.
3. При выборе объема категорий АЧР-1
в каждом районе, электроэнергетической си-
стеме в целом, группе систем и ОЭС следу-
ет в целях запаса принимать дефициты
большими расчетных на 5% мощности на-
грузки (района, системы). Расчетный дефи-
цит принимается равным максимально воз-
можному
4. Уставки очередей АЧР-1 по частоте
размещаются в диапазоне частот 49—
46,5 Гц, со ступенью 0,1 Гц и примерно
равномерным распределением всего объема
АЧР-1 по очередям. При этом допускается
неселективное одновременное срабатывание
некоторых автоматов смежных очередей за
счет погрешностей реле частоты. По мере
накопления опыта использования АЧР . и
введения совмещенного действия категорий
АЧР-1 и АЧР-2 были допущены некоторые
отступления от этого правила (см. ниже).
5. Устанавливающееси после действий
АЧР-1 значение частоты fa, приближенно
без учета времени действия УАЧР и выклю-
чателей и при неизменной мощности гене-
раторов равно [38-20, 38-22]:
Р/ном Рн0( f ном feH /ном геАЧР1^цач)
PHo(feH+nA4P)
Величина 1 ,
_ РАЧР1 /Ном
АЧР1 (/нач /вои)Р но
при большом числе очередей характеризует
регулирующий эффект АЧР-1 ([аач и fKOB —
верхняя и нижняя границы уставок АЧР-1).
Действительное значение f„ несколько
выше, а наименьшее значение частоты в пе-
реходном процессе несколько ниже за счет
времени действия автоматики и отключения
выключателя. Зависимость f = <p(t) при дей-
ствии АЧР-1 может быть приближенно рас-
считана путем группировки ряда смежных
очередей в одну и условии Тч=Тj/kH=const.
Точные расчеты, учитывающие изменения Tj
и приведенного к номинальной частоте оста-
ющегося дефицита после действия очередей,
производятся на ЭВМ (программы с учетом
действий ЧАПВ разработаны в ОДУ ЕЭС
СССР).
6. Всем очередям АЧР-2 задается еди-
ная уставка по частоте, равная 49,2 Гц.
Начальная уставка АЧР-2 по времени
5—10 с и конечная —60 с (70—90 с в слу-
чае возможной мобилизации мощности ГЭС)
с минимальной ступенью 3 с.
Более ответственные потребители при-
соединяются к очередям с большими вы-
держками времени.
Объем АЧР-2 должен быть достаточ-
ным для восстановления частоты после дей-
ствий устройств АЧР-1, а также для пред-
отвращения значительного снижения часто-
ты при медленных аварийных снижениях ге-
нерируемой мощности (каскадное развитие
аварии и т. п.). Для решения первой задачи
объем АЧР-2 должен быть не менее 10%
мощности системы (района). Для решения
второй задачи, когда действует в основном
только АЧР-2, ее объем должен составлять
не менее 40% объема АЧР-1. Для умень-
шения общего количества потребителей,
присоединяемых к устройствам АЧР-1 и
АЧР-2, рекомендуется и внедряется совме-
щенное их действие. При этом категория
АЧР-2 действует на те же нагрузки, что и
АЧР-1 и дополнительно имеет несколько от-
дельных очередей с общим объемом раз-
грузки ие менее 10% мощности системы
(района) и начальными выдержками време-
ни. Совмещенный пуск УАЧР (по частоте и
времени) желателен для 100% очередей
АЧР-1. Постепенное его внедрение начи-
нается с очередей АЧР-1 с более высокими
уставками по частоте.
При раздельном действии категорий
АЧР-1 и АЧР-2 общий объем категории
АЧР-2 должен приниматься равным 40%
объема АЧР-1.
Соответственно в этом случае суммар-
ный объем АЧР-1 и АЧР-2
2РАЧР*>(Рдефо* + 0>°5) +
+ °’4 (Рдефо* + °’05) = 1 >4Рдефоя. +0,07.
При совместном действии АЧР-1 н
АЧР-2
^АЧР.>(Рдефо* + 0’°5) + 0>1 =
~ Г’дефо + 0,15.
Примерное соотношение объемов АЧР-1
и АЧР-2 при разных дефицитах приведено в
табл. 38-5.
В случае совмещении действия АЧР-2
на первые верхние семь очередей АЧР-1
[38-21] ступень уставок АЧР-1 между эти-
ми очередями может быть увеличена до
§ 38-5]
Автоматическая частотная разгрузка
433
Таблица 38-5
Суммарные объемы разгрузки при раздельном
и совмещенном действии категорий АЧР-1 и АЧР-2
Рдефо РАЧР1 (не ме- нее) ₽АЧР2 (не ме- нее) 2РДЧР <не ыенее) прн действии АЧР-1 н АЧР-2
раздельном совмещен* ном
0.1 0,15 0.1 0,25 0,25
0,2 0,25 ОД 0,35 0,35
0,3 0,35 0,14 0,49 0,45
0,4 0,45 0,18 0,63 0,55
0,5 0,55 0,22 0.77 0,05
0,2—0,3 Гц, что повышает их селективность.
При этом отключаемая каждой очередью
мощность соответственно увеличивается.
Уставки времени АЧР-2, действующих иа
эти семь очередей, принимаются с интерва-
лом 5 с от 25 с для первой очереди до
55 с для седьмой. Очередей АЧР-2, дейст-
вующих самостоятельно, — четыре с вы-
держками времени 10, 14, 17, 20 с.
7. При отсутствии данных в расчетах
принимаются: значение Tf— 10<-15 с и мень-
шее из наблюдаемых значение kB.
8. Дополнительная категория АЧР дол-
жна применяться в отделяющихся энерго-
дефицитных районах, если категория АЧР-1
ие в состоянии предотвратить опускание ча-
стоты ниже 45 Гц или развитие лавицы на-
пряжения. Действие этой категории осуще-
ствляется не по признаку снижения часто-
ты, а немедленно по фактору, вызывающему
как его следствие, глубокое снижение часто-
ты (отключение линий и трансформаторов,
резкая скорость понижения частоты). Ввиду
такого способа пуска эта категория не реа-
гирует на общесистемные дефициты, а по-
тому не заменяет АЧР-1.
Возможность опускания частоты ниже
45 Гц в переходном процессе, несмотря на
наличие АЧР-1, зависит от глубины дефици-
та, значения постоянной механической инер-
ции системы Tj и времени /с,а срабатывания
очередей АЧР-1 (суммы времен действия
апппаратуры автоматики н отключения вы-
ключателя).
В табл. 38-6 иа основании ряда расче-
тов приведены предельные значения дефици-
тов Рвр, превышение которых приводит к
опусканию частоты ниже 45 Гц. При этом
принимались: объем АЧР-1 равным с запа-
сом максимальному дефициту, количество
очередей — 20 и kB=1,5 ч-2,5.
Для предотвращения опускания частоты
ниже 45 Гц требуемый минимальный объем
дополнительной разгрузки Рдоп определяет-
ся по формуле
£доп >1.1 дефо — Рно юо j ’
где 1,1—коэффициент запаса; РДеФоиРно—
начальные мощности дефицита и нагрузки
(относительные значения илн МВт) и
Рвр, %.
28—792
Таблица 38-6
Предельные дефициты активное мощности,
вызывающие понижение частоты до 45 Гц
Постоянная механической инерции Tj.c Рпр. % прн tCt а очередей АЧР-1
0,3 с 0,5с 0,7 с
10—12 13—14 15-16 65—75 75—80 80—85 55—65 65—70 70—75 45-55 55—60 60-65
При отсутствии данных о Tj принима-
ется РПр=45%.
По условию предотвращения лавины на-
пряжения рассчитываются уровни напряже-
ний в узлах нагрузки в исходном режиме
и при минимальной частоте в переходном
процессе [38-20, 38-22].
Точный расчет требует знания большого
количества разных характеристик и пара-
метров (нагрузки во всех узлах, регулято-
ров возбуждения синхронных машин, за-
грузки электродвигателей и трансформато-
ров и т. д.), обычно известных не полностью.
Поэтому проводят приближенные упрощен-
ные расчеты иа моделях переменного тока
или ЭВМ, замещая генераторы ЭДС £' за
переходным' сопротивлением хл (исходя из
исходного режима), а нагрузки—постоян-
ными сопротивлениями.
Если упрощенные расчеты покажут, что
во всех узлах Г/^0,8£/Вом, то считают
опасность лавины напряжения исключенной.
В противном случае нужны детальные рас-
четы и натурные эксперименты.
В ряде случаев при £/^(0,6^-0,7)С/аок
наблюдается массовая саморазгрузка по-
требителей за счет отпадания магнитных
пускателей и действия минимальных защит
напряжения. Если при этом устойчивость
ответственной нагрузки не нарушается, и
устанавливающиеся уровни напряжения при-
емлемы для потребителей, то разгрузка по
напряжению не требуется. Дополнительная
разгрузка по условию снижения напряжения
осуществляется от тех же факторов, что и
по условию снижения частоты, а также по
снижению напряжения в соответствующем
узле. Если возможны как снижения часто-
ты ниже 45 Гц, так и лавина напряжения,
то дополнительные разгрузки могут распро-
страняться на одних и тех же потребителей
с условием, что суммарный объем разгрузки
не меньше максимального по каждому из
условий. Допускаетси действие дополнитель-
ных разгрузок на потребителей, отключае-
мых очередями АЧР-1.
9. Как правило, УАЧР ставятся на под-
станциях электроэнергетической системы.
Однако в целях большей избирательности
АЧР допускается их установка и непосред-
ственно у потребителей; например, на круп-
ных предприятиях, потребляющих тепло от
ТЭС, допустимо отключать только потреби-
434
Автоматизация в энергосистемах
[Разд. 38
телей, не связанных с потреблением тепла,
поскольку полное или частичное прекраще-
ние потребления пара снижает мощность
ТЭС и усугубляет дефицит. В подобных слу-
чаях рассматривается вопрос о резервиро-
вании на подстанциях системы устройства-
ми АЧР с меиьшей частотой и большим вре-
менем срабатывания.
Если мощность очереди АЧР более 5%
мощности нагрузки (крупные электропечи
и т. п.), то для предотвращения неселек-
тивного отключения более ответственных
потребителей в случае отказа этой очереди
целесообразно предусмотреть для нее дуб-
лирующее УАЧР.
10. При обесточении подстанций в пау-
зах АПВ и АВР допускается действие
УАЧР за счет подпитки от выбегающих
электродвигателей и синхронных компенса-
торов. Восстановление питания отключен-
ных потребителей после подачн напряжения
должно осуществляться устройствами
ЧАПВ, выдержки времени которых следует
исключать или снижать до 1—2 с по при-
знаку глубокого снижения напряжения. До-
пускается также блокировка УАЧР по приз-
накам обесточения подстанции или разме-
щение на ней только УАЧР-2.
11. В случае возникновений в системе
асинхронных режимов размещение н выбор
уставок устройств АЧР подлежат особому
рассмотрению. Если другие способы обеспе-
чения ресинхронизации недостаточны, то ей
способствует действие части устройств АЧР
в эиергодефицитной части системы (где ча-
стота понижена). Наоборот, если ресинхро-
низация возможна без отключения нагруз-
ки, действия УАЧР следует предотвратить
(см. § 38-6 и [38-20, 38-22]). После ресин-
хронизации отключенные нагрузки снова
включаются посредством ЧАПВ.
12. Дополнительным к АЧР мероприя-
тием при авариях с особенно большими де-
фицитами мощности является делительная
автоматика по частоте, предназначаемая
для сохранения собственных нужд ТЭС пу-
тем отделения ТЭС с примерно сбалансиро-
ванной нагрузкой, когда это допустимо по
условиям работы электростанции (схема
ТЭС, ее местоположение, теплофикационный
режим). В этом случае автоматика имеет
два пуска: один с частотой срабатывания на
1 Гц ниже нижней границы уставок АЧР-1
и временем срабатывания 0,5 с и второй с
уставками около 47 Гц и 30—40 с.
Кроме того, делительная автоматика
целесообразна, если сохраняемая нагрузка
высокоответствениа, а нагрузка, отключае-
мая обычной АЧР до или после отделения
электростанции, менее ответственна; выпол-
нение дополнительной разгрузки по местным
факторам затруднительно (по ответственно-
сти потребителей нельзя отключить крупную
подстанцию или линию, или если нагрузки
сильно рассредоточены и т. п.); временно
почему-либо объем разгрузки недостаточен.
Уставка по частоте такой автоматики выби-
рается по местным условиям в пределах
46,5—47,5 Гц и по времени — не более 1 с,
т. е. допускается неселективность автомати-
ки относительно АЧР.
13. Учитывая возможности ликвидации
дефицитов мощности в изолированных си-
стемах путем мобилизации мощности ТЭС,
а в системах, входящих в -ОЭС — в резуль-
тате АПВ и синхронизации по межсистемиым
связям, следует в принципе ориентироваться
на использование ЧАПВ везде, где имеются
УАЧР, ограничивая, одиако, его использо-
вание, если оно после ресинхронизации по
«слабой» связи приводит к повторному на-
рушению устойчивости.
В первую очередь целесообразность
ЧАПВ определяется: высокой ответствен-
ностью потребителей (отключаемых послед-
ними очередями АЧР), большей вероятно-
стью действий УАЧР (первые очереди АЧР),
значительным временем восстановления пи-
тания потребителей после АЧР (на подстан-
циях без телеуправления и постоянного де-
журства персонала, удаленных от пункта
размещения оперативных выездных бригад).
Селективность ЧАПВ обеспечивается
разными уставками времени и разными
уставками по частоте в узких пределах
(49,5—50 Гц). При ориентации иа ресин-
хронизацию энергосистем (районов) уставки
по частоте принимаются близкими к 50 Гц
(выше частоты ресинхронизации и включе-
ний связей путем АПВУС), а уставки вре-
мени увеличиваются.
Минимальный интервал времени между
смежными очередями ЧАПВ — в пределах
системы или отдельного узла 5 с. Распреде-
ление нагрузки по очередям ЧАПВ по-воз-
можиости равномерное. Очередность присо-
единений потребителей в УЧАПВ обратна
очередности присоединения к УАЧР (послед-
ние очереди АЧР обеспечиваются первыми
очередями ЧАПВ).
В качестве типового решения ЧАПВ мо-
жет иметь четыре очереди по частоте 49,6;
49,7; 49,9; 50 Гц с выдержками времени:
для первой очереди 10 с, для второй и треть-
ей очередей — 10,20 и 40 с, для четвертой—
10, 20 и 30 с.
К первой очереди ЧАПВ' с уставками
49,6 Гц н выдержкой 10 с присоединяются
потребители с односторонним питанием там,
где возможно действие УАЧР за счет напря-
жения, поддерживаемого на шннах при вы-
беге двигательной нагрузки.
Некоторые разработки по совершенство-
ванию АЧР и ее устройств. Предложенный
способ выполнения АЧР ’ с зависимой вы-
держкой времени устройств, органически
сочетающих функции устройств АЧР-1 и
АЧР-2, позволяет уменьшить снижения ча-
стоты и ускорить ее подъем [38-4, 38-20].
В другой разработке предложено в тех
же целях осуществлять разгрузку по пара-
метрам: абсолютному снижению частоты,
производной частоты и ее знаку и времени
[38-22]. Внедрение указанных способов за-
висит от организации выпуска устройств и
разработки методов согласования их дейст-
вий с действиями АЧР, уже внедренной в
электроэнергетических системах.
§ 38-5] '
Автоматическая частотная разгрузка
435
ЛО-1 Л1~2_
Рис. 38-48. Схема электроэнергетической системы к примеру расчета АЧР.
Таблица 38-7
Аварийный режим Район А Нагрузка Рн*1 Район Б Система
Нагрузка рн* Генерируемая мощность Р Расчетный дефицит мощ» “0СТИ ^дефо, /0 Генерируемая мощность Рп Расчетный дефицит мощ- “остн /ч) Нагрузка Рн* Генерируемая мощность Р Расчетный дефицит мощ- ности Рдеф0, %
1 0.3 0,2 33 •—1 «мА *—«
2 0,35 0,2 43 =— — ►—t
3 0.6 0.2 67 0.4 0.5 Избыток мощно- сти
4 •—< — 1 0,7 30
5 —• •— 1—• 0,3 0,5 Избыток мощно- сти 0,7 0.2 71,5
6 0(6 0,2 67 0.4 0.5 То же 1—1 М4
Пример расчета АЧР электроэнергетической
системой по условиям снижения частоты [38-20,
38-22].
Электроэнергетическая система из двух
электростанций Г4 и Гб связана с ОЭС и получа-
ет из нее энергию двухцепиой линии ЛО-1 (рис.
38-48). За базисную принята суммарная мощность
нагрузки системы (Рна+^нз+Лм+Лга+^нв=
=0.25+0,05+0.3+0,1+0,3=1).
Исходный режим системы:
0,2 — мощность электростанции Г4-,
0,5 — мощность электростанции Гб;
0,3— нагрузка линии Л0-Г.
0,4 — предельная нагрузка одной цепи ЛО-1 по
статической устойчивости.
Включенный резерв отсутствует, постоянные
механической инерции системы и районов А, Б —
неизвестны.
Характерные аварийные режимы (наиболее
вероятные);
28*
1. Отключение трансформаторов Т4 с отде-
лением электростанции Г4 с местной нагрузкой
РН4=о,з.
2. Отключение линий Л2-3 и отделение элект-
ростанции Г4 с нагрузками РН4=0,3 н Рнз«6,5.
3. Отключение автотрансформаторов Т2 и от-
деление электростанций: Г4—с нагрузками РЕ4 =
*=0,3; Т>нз=0,5; Рн2«0,25 и Гб с нагрузками Рн6==
-0,3 и «0,1.
4. Отключение линий Л0-1 илн Л1-2 с сохра-
нением параллельной работы районов Л и Б.
5. Отключение трансформаторов Т5 прн одной
работающей цепи Л0-1 е последующей перегруз-
кой и отключением последней вследствие наруше-
ния статической устойчивости.
6. Отключение линий Л2-5 при одной работа-
ющей цепи Л0-1 с последствиями, как в режиме 5.
Значения соответствующих дефицитов мощно-
сти приведены в табл. 38-7.
436
Автоматизация в энергосистемах
[Разд. 38
Расчет объемов разгрузки начинается с мест-
ных дефицитов. Для режима 1 объем АЧР-1 при
дефиците 33% должен быть ие меиее 0,334-0,05—
"=0,38% нагрузки электростанции Г4, т.е. не ме-
нее 38-0,3=1-3,4% нагрузки системы, и размещать-
ся иа электростанции Г4.
Для режима 2 требуемый объем АЧР-1 равен
43+5=48% нагрузки узла., т.е. 48-0,35=16,7% мощ-
ностиасястемы.
По режиму 1 на станции Г4 принят объем
разгрузки 11,4%. Следовательно, надо последний
увеличить на Гб,7—11,4=5,3%. Размещение объема
АЧР-1 по режиму 2 примем, например, так: 14,2%
на электростанции Г4 и 2,5% — на подстанции 3.
В режимах 3 и 6 относительные дефициты
равны? 67%, т. е. больше 45%. Постоянные механи-
ческой' инерции неизвестны, следовательно, нужна
дополнительная разгрузка по факторам, характе-
ризующим эти дефициты, в данном случае по
изменению направления и значения потока мощ-
ности в трансформаторах Т4 н линиях Л23. Мощ-
ность этой разгрузки
/>доп = 1л (0,4 — 0’6'^')== °’143
должна быть не менее мощности нагрузки энерго-
системы.
Эту разгрузку можно разместить на электро-
станции Г4 и подстанции 2п, с пуском иа элект-
ростанции Г4 по изменению знака мощности в
трансформаторах Т4, а на подстанции 2а — по
тому же фактору для линии Л2-3. Простота вы-
явления данных дефицитов позволяет увеличить
Рдоп, что^ы сразу быстрее восстанавливать ча-
стоту. Примем иа подстанции 2а РДоп=0,2 и на
электростанции Г4 РДоп«=0,15. Тогда для режимов
3 и 6 необходимый объем АЧР-1:
Рачр = -Рдефо ~ Рдоп = — 0,35 = 0.05.
Ранее для электростанции Г4 и подстанции 3
уже была принята Pa4pi =0,167 и, следовательно,
объем АЧР-1 по условиям режимов 3 и 6 можно
не увеличивать.
Ввиду возможности меньших дефицитов, ко-
гда дополнительная разгрузка бездействует, мож-
но менее ответственных потребителей подключить
к устройствам- и дополнительным и АЧР-1.
Аналогично с учетом уже выбранных объемов
рассчитывается разгрузка для остальных режи-
мов. Объемы АЧР-2 при совмещенном действии
категорий АЧР-1 и АЧР-2 равны объемам АЧР-1
плюс 10% мощности узла, а при несовмещенном
40% мощности АЧР-1.
Примеры расчета АЧР по условию ре-
зультирующей устойчивости и дополнитель-
ной разгрузки по условию лавины напряже-
ния — см. [38-20,. 38-22].
Принципы выполнения устройств АЧР
и ЧАПВ
В устройствах АЧР, ЧАПВ н делитель-
ной автоматики используются реле пониже-
ния частоты типа ИВЧ-3 — электромехани-
ческое н типа РЧ-1—полупроводниковое
[38-10,38-20]. Неправильное импульсное за-
мыкание контакта реле ИВЧ-3 при резких
изменениях напряжения на входе заставляет
в очередях АЧР-1 предусматривать задерж-
ку на срабатывание не менее 0,25—0,3 с.
При напряжениях менее 0,6 Uном начина-
ется резкое понижение уставки. Поэтому
при использовании ИВЧ-3 в энергодефицнт-
иых районах важное значение имеет быст-
родействие дополнительной разгрузки, и, в
частности, с действием на отключение по-
требителей, присоединенных к очередям
АЧР-1. Уменьшение зависимости уставки
от напряжения возможно путем включения
ИВЧ-3 через магнитный стабилизатор на-
пряжения или автоматическим переключе-
нием входа реле на промежуточный повы-
шающий трансформатор при снижениях на-
пряжения на 50%. Оба способа громоздки
и требуют дополнительной аппаратуры. По-
лупроводниковое реле лишено указанных
недостатков и по мере его выпуска будет
заменять электромеханическое реле, в пер-
вую очередь, очевидно, в устройствах
АЧР-1 в районах с большими дефицитами
мощности. Коэффициент возврата обоих
реле близок к единице.
Основной принцип выполнения устройств
ЧАПВ основан на автоматической пере-
настройке сработавшего реле частоты иа ча-
стоту возврата, соответствующую выбран-
ной уставке ЧАПВ. Поскольку уставки
ЧАПВ выше уставок очередей АЧР, пере-
настройка реле частоты не меняет его со-
стояния, н очередь АЧР действует, как ес-
ли бы перенастройки не было. Прн сраба-
тывании очереди АЧР в ее схеме
подготовляется цепь повторного включения
нагрузки. После возврата реле частоты за-
пускается реле времени, которое, срабаты-
вая, осуществляет ЧАПВ.
Перенастройка реле ИВЧ-3 произво-
дится шунтированием в его схеме части ре-
зистора (служащего для плавной регули-
ровки уставок) контактом промежуточного
реле, действующего при срабатывании
ИВЧ-3. Аналогично перенастраивается по-
лупроводниковое реле путем шунтирования
одного из его частотных контуров.
Принцип построения простейшей схемы
одной очереди с ЧАПВ показан на рис.
38-49.
Реле понижения частоты Af действует
иа отключение нагрузки через термически
устойчивое реле времени КТ1 (с уставкой,
равной выдержке времени очереди АЧР) и
+2Z/y . —WY
На. повыше~ На. отключение На. Включение '
кие нагрузки. — - нагрузки,
уставки KF
Рис. 38-49. Схема простейшей очереди АЧР с
ЧАПВ.
§ 38-6] Специальная противоаварийная автоматика 437
промежуточное реле KL1 и KL2. Прн этом
контакт KL1.3 действует на повышение
уставки реле Д/ до частоты запуска схемы
ЧАПВ. В схеме очереди АЧР-1 полупро-
водниковое реле частоты действует непо-
средственно иа промежуточное реле, а реле
ИВЧ-3 — через промежуточное реле с за-
держкой на срабатывание ие менее 0,25—
0,3 с. Одновременно реле KL3 срабатывает,
самоудерживается и подготовляет цепь
пуска второго реле времени КТ2 очереди
ЧАПВ. После подъема частоты до уставки
ЧАПВ реле частоты получает возврат и его
уставка понижается до частоты уставки
очереди АЧР. Одновременно контактом
KL1.2 запускается реле КТ2 и импульсным
контактом КТ2.2 действует на АПВ нагруз-
ки, а упорным контактом КТ2.3 самодебло-
кируется и вся схема, возвращается в ис-
ходное состояние.
В практических схемах ввиду больших
выдержек времени АЧР-2 и ЧАПВ исполь-
зуются моторные реле, в том числе миого-
коитактиые, позволяющие иа одном реле
осуществлять несколько очередей АЧР-2 и
ЧАПВ. Кроме того, в некоторых случаях
необходимо запрещать повторное действия
ЧАПВ, если после их действия частота
вновь снижается. Ряд таких схем, в том
числе комплектное полупроводниковое уст-
ройство (выпускаемое Рижским опытным
заводом «Энерготехника»), содержащее
тракты АЧР-1, АЧР-2 и ЧАПВ, описаны в
[38-20]. Там же дан обстоятельный разбор
вопросов, связанных с расчетами и органи-
зацией АЧР.
38-6. СПЕЦИАЛЬНАЯ
ПРОТИВОАВАРИЙНАЯ АВТОМАТИКА
Общие сведения
Развитие идей н методов современной
противоаварийной автоматики началось
с создания и освоения в СССР дальних
электропередач 400—500 кВ [38-42] и со-
оружения мощных ТЭС с энергоблоками
200—300 МВт. Рост мощностей ОЭС, уве-
личение обслуживаемой территории в ре-
зультате развития сетей различных напря-
жений, образование кольцевых и миогокон-
турных электрических связей усложнили
задачу обеспечения надежности работы ЕЭС
СССР и вызвали необходимость разработки
комплекса специальных автоматических
устройств для обеспечения живучести ЕЭС
СССР в целом, предотвращения каскадного
развития аварий, обеспечения устойчивости
электропередач сверхвысоких и ультравы-
соких напряжений и бесперебойности пита-
шия потребителей.
При разработке этого комплекса учи-
тывались следующие особенности современ-
ных ОЭС:
а) использование электропередач
500 кВ и выше в качестве межсистемных
связей;
б) передача больших мощностей при
минимально допустимых запасах по устой-
чивости в нормальных и послеаварийных
режимах;
в) наличие слабых межсистемных свя-
зей (имеющих пропускную способность в
пределах 2—10% мощности меньшей из
соединяемых ЭЭС), что увеличивает опас-
ность возникновения каскадных аварий;
г) возможность ввиду пп. «б» и «в»
возникновения аварийных асинхронных
режимов работы ОЭС, длительных, требу-
ющих деления ОЭС на несинхронно рабо-
тающие части (по возможности со сбалан-
сированным генерированием и потреблением
электроэнергии) нли кратковременных с
последующей ресинхронизацией (например,
после НАПВ или после действия специаль-
ной противоаварийной автоматики);
д) наличие на электропередачах 500 кВ
и выше установок продольной емкостной
компенсации;
е) наличие небольших ЭЭС с тепловы-
ми электростанциями, связанных с мощной
ОЭС или ГЭС, в которых аварийные режи-
мы в ОЭС нли на ГЭС вызывают опасные
нарушения нормального режима (повыше-
ние частоты и напряжения, или, наоборот,
недопустимые иабросы нагрузки);
ж) большая зарядная емкость (мощ-
ность) электропередач 500 кВ и выше н
связанное с ией возникновение опасных для
электрооборудования повышений напряже-
ния при одностороннем отключении элек-
тропередач (или их участков), что вызвало
необходимость применения шунтирующих
реакторов.
Наиболее тяжелыми и опасными воз-
мущениями для ЭЭС являются внезапные
отключения источников больших генериру-
емых мощностей или узлов нагрузки, при-
водящие к возникновению небалансов
мощности, а также отключения мощных меж-
системиых связей или их участков, приво-
дящие к значительным снижениям пропуск-
ной способности этих связей. Три
указанных случая иллюстрируются двумя
характеристиками мощности (рис. 38-51,
38-52) электропередачи ВЛ1, ВЛ2 (рис.
38-50), по которой от электростанции ЭС1
передается мощность 2Р0 в ЭЭС2. На рис.
38-51 и 38-52 после исходного режима (О)
и режима КЗ (/) сопротивление электро-
передачи в послеаварийном режиме (II)
увеличивается и предел передаваемой мощ-
ности Р12 снижается до значения РЦ- Ес-
ли значение Р{| превышает значение меха-
нической мощности Р®{ (рис. 38-51), при-
ложенной к агрегатам передающей станции
ЭС1 в исходном режиме, то условия ста-
тической устойчивости послеаварийного
режима обеспечиваются. При этом, если пе-
редаваемая мощность = 2Р0 останет-
ся прежней, площадка ускорения Sy может
оказаться больше площадки торможения
ST и электропередача становится динами-
чески неустойчивой. Во избежание этого
необходимо снизить передаваемую мощ-
438
Автоматизация в энергосистемах
[Разд. 38
Рис. 38-50. Схема ОЭС.
иость на ДРТ до значения Рт1, при котором
ST>Sy. Площадка Sy тем меньше, чем рань-
ше снижается передаваемая мощность
(на рис. 38-51 условно снижение РТ1
показано в момент возиикиовеиия КЗ, т. е.
при начальном угле 6120) и чем меньше
Рис. 38-51. Характеристика мощности электропере-
дачи по рнс. 38-50 прн р
6 ; 6 , углы электропередачи соответ-
120 1л1 X2I1
ствеино в исходном (доаварийном) режиме, режи-
ме КЗ и послеаварийном режиме; ДРК — сброс
активной мощности в режиме КЗ; ЛРТ — значение
мощности разгрузки электропередачи для обеспе-
чения устойчивости.
угол 6|2i к моменту отключения КЗ (умень-
шение угла 6121 одновременно увеличивает
площадку ST). Уменьшение угла 6120 (при
уменьшении также повышает дина-
мическую устойчивость.
На рис. 38-52 показан случай, когда
< ^т1»: т-е- условия статической ус-
тойчивости послеаварийиого режима ие
соблюдаются. Кроме того, площадка тор-
можения полностью отсутствует. Поэтому
для обеспечения статической и динамичес-
кой устойчивости динамического перехода
необходимо снизить механическую мощ-
ность P^i на определенное значение ДРТ.
Значения и ДРТ определяются
нормативными требованиями, в соответст-
Рис. 38-52. Характеристика мощности электропере-
дачи по рис. 38-50 при 1’
вии с которыми запас статической устой-
чивости электропередач по мощности дол-
жен быть ие меиее 20% в нормальном
режиме и 8%—в кратковременном после-
аварийном режиме (до вмешательства пер-
сонала в регулирование режима).
Отключение крупного узла нагрузки
Phi (см. рис. 38-50) создает избыток мощ-
ности на передающем конце электропереда-
чи ВЛ1, BJI2, вызывающий повышение
частоты и наброс мощности на электропе-
редачу.
§ 38-6]
Специальная противоаварийная автоматика
439
Отключение электропередачи ВЛЗ (см.
рис. 38-50) создает дефицит мощности в
ЭЭС2 и вызывает снижение в ней частоты,
а также иаброс активной мощности на
электропередачу ВЛ1, ВЛ2.
При всех указанных возмущениях воз-
можны случаи, когда в установившемся
режиме по электропередаче ВЛ1, ВЛ2
должна передаваться мощность, значительно
превышающая мощность доаварийного ре-
жима. Если эта мощность превышает пре-
дел статической устойчивости электропере-
дачи или при нарушении динамической устой-
чивости, дальнейшая нормальная работа
электропередачи невозможна, так как на-
ступает асинхронный режим.
Когда передающая часть ЭЭС пред-
ставляет собой мощную ГЭС (ЭС1, рис.
38-50), имеющую связь с небольшой мест-
ной энергосистемой PHi, отключение ма-
гистральной электропередачи (ВЛ 1, ВЛ2)
приводит ие только к подъему частоты, ио
и к перегрузке (набросу мощности) на ли-
нию связи и другие элементы местной энер-
госистемы. При отключении магистральной
электропередачи (ВЛ1, ВЛ2) возможны по-
вышения напряжения (на шинах 1, II, III,
рис. 38-50) или из-за сброса нагрузки с
гидрогенераторов (так как их АРЧВ мед-
леннодействующие), или из-за большой за-
рядной емкости (мощности) электропере-
дачи сверхвысокого напряжения (при ее
одностороннем: отключении). Устранение
указанных последствий аварийных возму-
щений (нарушений устойчивости, отключе-
ний потребителей, повреждений оборудова-
ния) в современных ЭЭС осуществляется
устройствами ПА (см. рис. 38-12).
Как указывалось выше, эти задачи не
могут быть решены только устройствами
ПА общего типа, включая и устройства ав-
томатического регулирования н ограничения
перетоков мощности (см. § 38-8), которые
в описанных условиях неэффективны. Поэ-
тому предусматриваются специальные уст-
ройства ПА, которые должны обеспечивать:
автоматическое управление активной мощ-
ностью ЭЭС с целью сохранения устойчи-
вости— устройства АУМСУ н специальной
автоматики отключения нагрузки (САОН);
автоматическое предотвращение (делитель-
ная автоматика) и прекращение асинхрон-
ного режима (устройства АПАР); автома-
тическое ограничение отклонений частоты
и напряжения — устройства автоматики
ограничения частоты (АОЧ), автоматики
для ограничения повышения напряжения
(АОН) и автоматики для предотвращения
аварийного понижения напряжения (раз-
грузки по напряжению); автоматическое
предотвращение набросов активной и ре-
активной мощности иа оборудование ЭЭС
(устройства автоматики от наброса актив-
ной мощности и АОН); автоматическое
восстановление синхронизма между отдель-
ными частями ЭЭС — устройства автомати-
ки ресинхронизации.
На рис. 38-12 показаны также устрой-
ства АРВ, которые, помимо задач, выпол-
няемых в нормальных режимах, действуют
и в аварийных, демпфируя качания генера-
торов и тем самым способствуя повышению
динамической устойчивости, а также сохра-
нению статической устойчивости в после-
аварийном режиме.
Устройства ПА оказывают управляю-
щие воздействия иа ЭЭС, осуществляя:
отключение части генераторов ГЭС н в неко-
торых случаях (при необходимости) турбо-
генераторов нли блоков ТЭС (ОГ); аварий-
ную разгрузку или загрузку паровых тур-
бин (APT) путем воздействия иа систему
регулирования паровых турбин с целью
быстрого изменения их мощности; электри-
ческое торможение (ЭТ) кратковременным
включением нагрузочных резисторов; деле-
ние ЭЭС (ДС), если указанные выше уп-
равляющие воздействия неэффективны; фор-
сировку возбуждения (ФВ) генераторов;
управление устройствами продольной н по-
перечной емкостной компенсации — форси-
ровку компенсации (ФК); отключение шун-
тирующих реакторов (ОР); отключение
части нагрузки потребителей (ОН).
Интенсивность (дозировка) управляю-
щих воздействий и выбор их оптимального
сочетания зависят от назначения автомати-
ки, вида возмущения, схемы ЭЭС, исход-
ного режима ее работы и т. п.
Общий метод ликвидации последствий
аварийных возмущений состоит в установ-
лении баланса механической и электричес-
кой мощностей в приемной и передающей
частях ЭЭС.
Мероприятия по установлению баланса
мощностей осуществляются (см. рис. 38-12)
автоматикой управления мощностью для
сохранения устойчивости (АУМСУ), пред-
ставляющей собой так называемую балан-
сирующую автоматику. Отключение части
нагрузки иа приемном конце производится
(мгиовеиио) специальной автоматикой от-
ключения нагрузки (САОН), а также уст-
ройствами АЧР (при снижении частоты) и
устройствами автоматики для предовраще-
иия аварийного понижения напряжения.
Кроме того, развитию аварий в дефицитной
части ЭЭС препятствуют и устройства час-
тотного пуска гидрогенераторов (АЧПГ) и
перевода их в генераторный режим из ре-
жима синхронного компенсатора (АПГР).
В ряде случаев установлению баланса
мощностей предшествует деление ЭЭС
(ДС), осуществляемое устройствами дели-
тельной автоматики, предотвращающей
возникиовеиие асинхронного режима. Деле-
ние ЭЭС должно сопровождаться меропри-
ятиями по восстановлению синхронизма.
Для этого требуется прежде всего обеспе-
чить условия ресинхронизации, т. е. сбли-
зить частоты соответствующих частей ЭЭС,
например, путем восстановления в них ба-
ланса мощностей. Это осуществляет авто-
матика ресинхронизации. При сближении
частот разделившихся частей ЭЭС повторно
(от устройства АПВУС или АПВОС, см.
§ 38-3) включается отключившийся при де-
лении выключатель.
440
Автоматизация в энергосистемах
[Разд. 38
При возникновении асинхронного режи-
ма в первую очередь производятся меро-
приятия, способствующие ресинхронизации.
К таким мероприятиям относятся APT,
ОГ и ОН, направленные . иа восстановле-
ние баланса мощностей в несинхронно ра-
ботающих частих ЭЭС. Если ресинхрони-
зация не происходит, то ЭЭС разделяется
в заранее определенных узлах (сечениях).
Указанные действия выполняются и устрой-
ствами прекращения асинхронного режима
(АПАР) и устройствами делительной ав-
томатики.
При повышении в ЭЭС частоты прини-
маются меры по ее снижению (APT, ОГ,
ЭТ) и разделению ЭЭС для отделения ТЭС
со сбалансированной нагрузкой от ГЭС.
Это осуществляется автоматикой ограниче-
ния частоты (АОЧ). Последействия аварий-
ного отключения Электропередач иа пере-
дающем конце ликвидируются устройства-
ми АОЧ и автоматики от наброса активной
мощности путем деления ЭЭС и выравни-
вания баланса мощностей воздействием на
генераторы и нагрузку. Для ’защиты элек-
трооборудования в таких режимах предус-
матривается автоматика для ограничения
повышения напряжения. Эта автоматика
действует иа включение шунтирующих
реакторов, 'установленных на электропере-
даче (если они были отключены), и на от-
ключение 'электропередачи, являющейся
источником перенапряжения в случаях, ког-
да возникает реальная угроза пробоя изо-
ляции.
Принципы действия
и способы выполнения устройств
противоаварийной автоматики
В современных ЭЭС используются в
основном локальные (автономные) устрой-
ства, комплексы и системы ПА, осущест-
вляющие децентрализованное противоава-
рийное управление, для которого характер-
но или полное отсутствие, или наличие
ограниченной информации о запасах по
пропускной способности межсистемных
связей в других районах противоаварий-
иого управления.
Главной функцией ПА (см. рис. 38-12)
является предотвращение нарушения устой-
чивости при недопустимых-отклонениях ре-
жимных параметров или при внезапных на-
рушениях нормального режима работы-,
осуществляемое устройствами автоматики
управления активной мощностью для сохра-
нения устойчивости (АУМСУ). Системы
и устройства АУМСУ должны обеспечить
устойчивость и живучесть ЕЭС СССР в
целом. Поэтому в будущем более целесооб-
разно их построение по централизованной
структуре. Другие функции ПА, например
ликвидация асинхронного режима, выпол-
няемые устройствами делительной автомати-
ки и АПАР, а также функции, выполняе-
мые устройствами АЧР, АОЧ, АОН и др.,
носят локальный характер и в будушем мо-
гут выполняться по децентрализованной
структуре.
Построение устройств ПА характеризу-
ется противоречием между непрерывным
характером электромеханических переход-
ных процессов и дискретным, чаще всего
однократным действием устройств ПА. По-
этому структура устройств специальной
ПА в большинстве случаев во многом при-
ближается к структуре устройств релейной
защиты .н некоторых видов общей противо-
аварийиой автоматики (АПВ, АВР, АЧР
и т. п.).
В качестве пусковых и измерительных
органов используются измерительные- реле
электрических величин. Пуск устройств ПА
производится также от вспомогательных
контактов выключателей и других аппа-
ратов.
Устройства дозировки, распределения и
реализации воздействий могут быть пост-
роены с помощью релейно-контактных схем,
диодных матричных коммутаторов, цифро-
вых, аналоговых и гибридных ЭВМ.
Пусковые и измерительные органы реа-
гируют на аварийные возмущения и изме-
нения параметров режима и схемы ЭЭС и
выдают соответствующую информацию
устройствам автоматической дозировки воз-
действий (АДВ), которые в зависимости от
сигналов пусковых устройств и информации
об исходном (доаварнйиом) режиме фор-
мируют управляющие воздействия иа ЭЭС,
реализуемые через устройства распределения
и реализации воздействий и исполнитель-
ные устройства ПА.
Управляющие воздействия ПА должны
соответствовать возмущению и его реаль-
ной опасности прн данном состоянии ЭЭС.
Основными параметрами, определяющи-
ми электромеханические переходные про-
цессы, являются угол S, Скольжение s и
ускорение ds/dt роторов генераторов. Для
измерения этих параметров нужна доста-
точно сложная аппаратура, требующая в
большинстве случаев передачи вектора на-
пряжения из одной части ЭЭС в другую.
Поэтому часто производится их косвенное
измерение [38-25, 38-26].
В ряде случаев информация от пуско-
вых устройств к устройствам АДВ нли ко-
манды к исполнительным устройствам могут
передаваться с помощью устройств телепе-
редачи, а параметры доаварийного режима
и переходного процесса могут измеряться с
помощью устройств телеизмерения.
При этом используются два вида те-
леииформации: доаварийная (передаваемая
до возникновения аварии) и аварийная
(передаваемая при возникновении аварии).
Автоматика управления мощностью
для сохранения устойчивости (АУМСУ)
Основной функцией рассматриваемых
видов автоматики является обеспечение
статической, динамической и результирую-
щей устойчивости ЭЭС. Мероприятия, осу-
ществляемые с этой целью (ОГ, APT, ЭТ,
ОН, ДС, а также ФВ, ФК н ОР), приве-
§ 38-°]
Специальная противоаварийная автоматика
441
I
к
F-
1
I
I
I
I
I
1
1
I
I
I
I
I
I
1
I
I
L_
п . Т Устройстве Исполнительные устройства.
пусковые | автоматической. I----------------------,------------------------1
устройства. | дозировки I Устройства распределен : Устройства реализации |
воздействий. I ния воздействий. | воздействий. i
ко.
1
ДО |
vw.uv-
УВООГ
№<1 пр
по
I-
ИО
К системе АРЧи М
1
ЮГ |
20Г |
Общестанци,-
онная часть
САУМ
АЗД
a„;?,(Aptj
™1_.
_£4-
ЛРТ„р(АОМ)
-^АДВ
I
г 1
ГЭС I
-----1
КО
UW.UV
ДС,ЛРс1Пр др*
ог.он
Агрегатная
часть
САУМ
4
I
I
I
+
1
1
I
tK выключателям |
генераторов
1
I
+
К выключателям
*- генераторов
к эгп
К МУТ
I
I
1
I К системе регулиро- [
| ваная парогенератора. ।
Рис. 38-53. Функциональная схема устройства АУМСУ.
УВООГ — устройство выбора очередности отключаемых генераторов, САУМ — система автоматиче-
ского управления мощностью ТЭС; АРС, р '^с2пр' АРт>пр — предписанные значения мощностей
разгрузки ГЭС, ТЭС и турбины ТЭС; Аа, ти— амплитуда и длительность сигнала APT.
деиы иа рис. 38-12. АУМСУ, как указыва-
лось, представляет собой балансирующую
автоматику, сочетающую ОГ, APT, ЭТ в
передающей части ЭЭС и ОН — в прием-
ной. Отключение нагрузки в приемной части
ЭЭС осуществляется устройствами САОН
путем передачи управляющих телесигналов.
На рис. 38-53 приведена функциональ-
ная схема комплексного устройства
АУМСУ, пусковые и измерительные орга-
ны которого при выявлении нарушений
нормального режима фиксируют: отклю-
чение участка электропередачи — по отклю-
чениям выключателей, срабатыванию ре-
лейной защиты, сбросу передаваемой мощ-
ности (ДРк, см. рис. 38-51), разности меж-
ду токами и мощностями в повреждённой
и неповрежденной частях сети; успешное и
неуспешное АПВ (в условиях, когда элек-
тропередача не имеет шунтирующих свя-
зей) — по тем же признакам; тяжесть КЗ —
по снижению напряжения прямой последо-
вательности, сбросу активной мощности,
затягиванию отключения КЗ из-за отказа
выключателя или быстродействующей защи-
ты; аварийную перегрузку электропереда-
чи — по изменениям активной мощности или
угла сдвига фаз между напряжениями в
начале и конце электропередачи; перегрузку
элемента ЭЭС — по току.
Кроме того, пусковые устройства (ПУ)
определяют тяжесть исходного и аварий-
ного режимов, фиксируя исходные (до-
аварийные) значения активной мощности
различных элементов ЭЭС и значения сбро-
са активной мощности, снижения напряже-
ния прямой последовательности, времени
отключения КЗ — по действию измеритель-
ных органов мощности UW, напряжения
UV, реле времени, и исходное состояние
схемы ЭЭС — по состоянию реле положения
выключателей KQ (или вспомогательных
контактов выключателей). Такие ПУ до
последнего времени выполнялись на аппа-
ратуре, применяемой в релейной защите,
недостаточно приспособленной для целей
ПА. В настоящее время Всесоюзным науч-
но-исследовательским институтом релестро-
ения (ВНИИР) по техническому заданию
«Энергосетьпроекта» разработаны несколь-
ко комплексов аппаратуры [38-30]: УПА-1,
УПА-2 (комплексы мощности), ПА-501
(комплекс разности фаз), ПА-601 (комп-
лекс частоты).
Схемы таких комплексов состоят из из-
мерительных преобразователей режимных
параметров, элементов для определения
значений скоростей или скачкообразных
изменений этих параметров н измеритель-
ных реле напряжения, фиксирующих опре-
деленное значение напряжений, получаемых
на выходе названных выше преобразовате-
лей и элементов.
Схемы построены на операционных уси-
лителях (транзисторных и выполненных на
базе линейных интегральных микросхем
серий К153 и К553) н логических элемен-
тах, выполненных также иа интегральных
микросхемах, главным' образом серии К155
и элементах серии «Логика Т».
Устройства автоматической дозировки
воздействий (АДВ) определяют интенсив-
442
Автоматизация в энергосистемах
[Разд. 38
ность управляющих воздействий и выдают
соответствующие команды на электростан-
ции, электропередачи или потребителям.
Эти команды вырабатываются в зависимо-
сти от интенсивности аварийного возмуще-
ния и параметров исходного (доаварийио-
го) режима, информация о которых посту-
пает от ПУ. Если устройства АДВ
оценивают послеаварийиое состояние ЭЭС
непосредственно в момент возникновения
возмущения, т. е. прогнозируют это состоя-
ние, то увеличивается быстродействие ПА и
может быть снижена интенсивность управ-
ляющих воздействий. Для этого управляю-
щие воздействия вырабатываются с ис-
пользованием аппаратуры запоминания до-
зировок (АЗД), в которую введены резуль-
таты предварительных расчетов, образую-
щие массив управляющих воздействий.
Для узлов ЭЭС малой и средней слож-
ности этот массив удается хранить с по-
мощью релейно-контактных схем и комму-
таторов. На рис. 38-54 приведена схема
релейно-контактного АДВ, в которое вве-
дена информация об исходном состоянии
ЭЭС, включающая значение активной мощ-
ности, передаваемой по электропередаче
(см. рис. 38-50), и информация о схеме
электропередачи. Рассматриваемое АДВ
получает сигналы от двух пусковых орга-
нов ПО1 и ПО2 об отключении соответст-
вующего участка электропередачи и имеет
четыре ступени измерения исходного зна-
чения мощности (промежуточные реле
KL1—KL4).
Если в местах соединения (штекерах)
входных и выходных шин коммутатора ус-
танавливать диоды, то образуются устрой-
ства, получившие названия диодных мат-
ричных коммутаторов (КДМ), способные
ие только хранить информацию, но и вы-
полнять логические операции И или ИЛИ
[38-25, 38-30]. При этом требуется мень-
шее число реле и коммутаторы меньших
размеров. При использовании диодов VD1—
Рис. 38-54. Схема релейно-контактного УАДВ с
коммутатором.
10Г—40Г — воздействия на отключение различно-
го числа генераторов; 1ФК—ЗФК — различные
воздействия и а форсировку продольной компен-
сации.
VD6 в схеме УАДВ может осуществляться
передача сигналов от более интенсивной
ступени разгрузки к менее интенсивной (так
называемый «диодный спуск»),
38-7. АВТОМАТИЧЕСКОЕ
РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ,
ВОЗБУЖДЕНИЯ И РЕАКТИВНОЙ
МОЩНОСТИ
Основные сведения
Сокращенные обозначения-. ЭЭС —
электроэнергетическая система; АРН —
автоматическое регулирование напряжения;
АРВ — автоматическое регулирование воз-
буждения синхронных машин; АРН и РМ —
автоматическое регулирование напряжения
и реактивной мощности; ТК и УФК —со-
ответственно токовое и управляемое фазо-
вое компаундирование; РФ и РРФ — релей-
ная форсировка и расфорсировка возбуж-
дения; РСД — регулятор сильного действия;
ГУВ — групповое управление возбуждением
генераторов; АРКТ — автоматическое регу-
лирование коэффициента трансформации
под нагрузкой (РПН); приставка У — уст-
ройство.
Назначение АРН и РМ. Напряжение в
ЭЭС является многомерным параметром,
поскольку оно различно по абсолютному
значению и фазе в каждом из узлов ЭЭС.
Различие напряжений связано с передачей
электроэнергии (активной и реактивной
мощности). Напряжение Ut в начале линии
электропередачи ВЛ1 (рис. 38-55) от гид-
ро- или тепловой электростанции ЭС отли-
чается от напряжения t/2 иа шинах ЭЭС
на At/, определяемое активной Ра и реак-
тивной Од мощностями (при допущении
гл = а) [38-7]
Нх = <72 + At/ = 0а + j хл-Н =
2 U 2
— 4- /Хд (Zn.a ~Йл,р)-
Различие напряжений по абсолютному
значению определяется в основном переда-
ваемой реактивной мощностью фл, а по фа-
зе—активной мощностью Рл «----sin Oii2.
«л
Наибольшая возможная (предельная)
мощность Рл,пр = HiUilXn передается по
электропередаче при 6i2,np — 90° (при неиз-
менных значениях напряжений Vi и 1/2).
При значительных снижениях напряже-
ния при КЗ в ЭЭС сохранение синхронной
работы электростанций зависит от скорости
восстановления напряжения в процессе и
после отключения КЗ. При возникновении
асинхронного режима успешность и время
восстановления синхронной работы элек-
тростанций и частей ЭЭС зависят от ско-
рости восстановления и уровней напряже-
ния. Поэтому АРН и РМ имеют важное
значение для обеспечения статической,
§ 38-7}
Автоматическое регулирование напряжения
443
Рис. 38-55. Схема ЭЭС (а) и векторная диаграмма напряжений и токов (б).
синхронной динамической и результирую-
щей устойчивости ЭЭС.
Требования стандарта по качеству на-
пряжения (см. § 28-3) могут быть удовлет-
ворены только при автоматическом регули-
ровании напряжения.
Таким образом, основными задачами
АРН и РМ являются:
1) обеспечение требуемого качества
напряжения иа выводах токоприемников;
2) поддержание заданных уровней на-
пряжения в узловых точках ЭЭС и обес-
печение тем самым рационального распре-
деления потоков реактивной мощности в
процессе передачи электроэнергии от элек-
трических станций к потребителям;
3) повышение статической устойчиво-
сти электропередач в нормальных режимах
работы ЭЭС;
4) повышение и обеспечение синхрон-
ной динамической и результирующей устой-
чивости ЭЭС в аварийных и послеаварий-
иых режимах.
Указанные задачи решаются: автома-
тическим регулированием возбуждения
(АРВ) синхронных генераторов электро-
станций; АРВ синхронных компенсаторов
и электродвигателей; автоматическим регу-
лированием мощности управляемых стати-
ческих источников реактивной мощности;
автоматическим регулированием коэффи-
циентов трансформации трансформаторов
с РПН или специальных линейных регули-
ровочных трансформаторов.
На рис. 38-55 АРВ синхронных генера-
торов электростанции ЭС и АРКТ транс-
форматора Т1 определяют напряжение Ui
в начале электропередачи ВЛ1 и ее реак-
тивную мощность Ол, необходимые для
передачи активной мощности Рл электро-
станции ЭС в ЭЭС.
Прн заданных напряжении U2 и ак-
тивной мощности Рпс, передаваемой иа
подстанцию, напряжение Ut иа шинах низ-
шего напряжения подстанции и реактивная
мощность Qnc определяютси АРКТ транс-
форматора Т2 н реактивной мощностью
Qgc синхронного компенсатора GC нли
Фирм управляемого источника реактивной
мощности ИРМ. Таким образом, на элект-
ростанциях, связанных с ЭЭС и с распре-
делительными сетями, или на электростан-
циях с шинами генераторного напряжения
(ТЭЦ) и иа подстанциях с регулируемыми
источниками реактивной мощности (GC,
ИРМ) требуются трансформаторы с РПН
(Т1 и Т2), т. е. два регулирующих устрой-
ства, необходимость которых обусловлена
наличием двух регулируемых параметров:
1) напряжения иа шинах (Й® или Ui),
к которым присоединены распределитель-
ные сети;
2) реактивной мощности Q„, передава-
емой в сеть высшего напряжения, нли Qnc,
потребляемой из нее [38-32].
Кроме того, дли обеспечения требуе-
мых значений напряжения Йв у потребите-
ля [иа выводах синхронных (МС) и асин-
хронных (МА) электродвигателей] при
случайно изменяющихси потребляемых ак-
тивной Ра н реактивной Q® мощностях в
общем случае необходимо АРВ синхрон-
ных электродвигателей МС и управление
реактивной мощностью конденсаторных ба-
тарей СВ.
Синхронные машины, управляемые
источники реактивной мощности, трансфор-
маторы с РПН и линейные регулировочные
трансформаторы являются объектами авто-
матических систем регулирования напряже-
ния и реактивной мощности. Регулируемый
объект содержит устройство (регулирую-
щий орган), воспринимающее регулирую-
щее воздействие автоматического регулято-
ра. При АРВ синхронных машни регулиру-
ющее воздействие воспринимает система
возбуждения синхронного генератора, ком-
пенсатора или электродвигателя, при
АРКТ — устройство РПН и при автомати-
ческом регулировании мощности статичес-
444
Автоматизация в энергосистемах
[Разд. 38
ких ИРМ — устройство (схема) управле-
ния индуктивным или емкостным сопротив-
лением.
Назначение АРВ. АРВ является основ-
ным средством, выполняющим задачи АРН
и РМ. В нормальных режимах АРВ играет
важную роль в повышении пределов ста-
тической устойчивости электропередач.
В аварийных и послеаварийных режимах
(при больших возмущениях в ЭЭС) АРВ:
а) является важнейшим средством по-
вышения динамической и результирующей
устойчивости параллельной работы элект-
ростанций;
б) повышает устойчивость асинхронной
нагрузки й ускоряет ее самозапуск в после-
аварийных режимах;
в) снижает посадки напряжения и тем
облегчает и ускоряет втягивание в синхро-
низм машин при их включении по спосо-
бу АСС;
г) предотвращает недопустимые повы-
шения напряжения при разгоне гидроагре-
гатов вследствие сброса их нагрузки;
д) обеспечивает четкость действия ре-
лейной защиты (имеющей выдержку време-
ни) за счет уменьшения затухания то-
ков КЗ.
Технический и экономический эффект
АРВ и АРН и РМ. Сложность современ-
ных ЭЭС и высокая ответственность вы-
полняемых ими функций делает устройства
АРВ и АРН и РМ технически необходимы-
ми. Стоимость этих устройств мала в срав-
нении с обеспечиваемым имн экономиче-
ским эффектом.
Общие положения по АРВ. Все совре-
менные синхронные генераторы, компенса-
торы и мощные синхронные двигатели
снабжаются УАРВ. УАРВ синхронных ма-
шин осуществляют непрерывное регулиро-
вание без зоны нечувствительности по
входным величинам, что является необхо-
димым условием для обеспечения работы
генератора в области искусственной устой-
чивости. Основными требованиимн к УАРВ
являются быстродействие и обеспечение
необходимого «потолка» возбуждения. По
условию быстродействия астатические си-
стемы АРВ неприемлемы, вследствие чего
используются исключительно статические
системы регулирования. УАРВ разделяют-
ся на регуляторы пропорционального типа,
изменяющие ток возбуждения пропорцио-
нально отклонению какой-либо входной ве-
личины, и регуляторы сильного действия
(РСД), регулирующее воздействие кото-
рых определяется не только отклонениями
режимных параметров, но и первой и вто-
рой производными этих параметров. По-
скольку УАРВ выполняет функции АРН,
то основной входной величиной этих уст-
ройств является отклонение от заданного
значения напряжения иа выводах генера-
тора (на выходе укрупненного блока или
на шинах электростанции при ГУВ). До-
полнительно для улучшения качества ре-
гулирования, увеличения быстродействия
системы АРВ, а также повышения статиче-
ской и динамической устойчивости парал-
лельной работы ЭЭС вводятся сигналы по
возмущающим воздействиям (ток статора,
cos<p, взаимный угол, частота) и в необ-
ходимых случаях по первой и второй про-
изводным напряжения н других входных
величин. Выбор типа УАРВ в основном
определяется системой возбуждения гене-
ратора, которая в свою очередь зависит от
вида (турбо- или гидрогенератор), мощно-
сти и условий работы генератора в ЭЭС.
Система возбуждения представляет собой
комплекс устройств, включающий возбуди-
тель, средства гашения поля, устройства
быстродействующей форсировки и расфор-
сировки возбуждения, а также коммутаци-
онную и контрольно-измерительную аппара-
туру. Возбудители синхронных генераторов
можно разделить на электромеханические
(содержащие вращающиеся электрические
машины), статические (не содержащие вра-
щающихся электрических машин) и комби-
нированные. Синхронные машины средней
мощности (гидрогенераторы до 80 МВт,
турбогенераторы до 100 МВт и синхронные
компенсаторы до 50 МВ-А), работающие,
как правило, в условиях значительных за-
пасов статической устойчивости, имеют на
валу электромашинные коллекторные воз-
будители постоянного тока (см. рис. 38-63,
38-64) и снабжаются УАРВ пропорциональ-
ного'действия (токовое или фазовое компа-
ундирование с электромагнитным и полу-
проводниковым корректором напряжения).
Капсюльные гидрогенераторы снабжаются
специальными системами возбуждения типа
силового фазового компаундирования и
пропорциональными УАРВ. Развитие энер-
гетики в СССР сопровождается ростом
единичных мощностей синхронных машин,
что связано с увеличением плотности тока
в обмотках статора н ротора и с возраста-
нием мощности возбудителя [38-33].
Номинальное напряжение возбуждения
современных синхронных машин не превос-
ходит 400—500 В, а мощность возбужде-
ния турбогенераторов 100, 200, 300, 500
и 800 МВт с форсированным охлаждением
обмоток составляет соответственно 450,
800, 1300, 1700—2300, 3000 кВт.
Для турбогенераторов с частотой вра-
щения 3000 об/мин наибольшая мощность
коллекторного возбудителя в СССР состав-
ляет 450 кВт (возбудитель типа ВТ-450-3000
для турбогенератора 100 МВт с форсиро-
ванным охлаждением), что связано с усло-
виями работы коллектора и щеточного ап-
парата при высоких значениях окружной
скорости. Таким образом, для турбогенера-
тора свыше 100 МВт применение возбуди-
теля постоянного тока затруднительно.
Для гидрогенераторов, работающих с
меньшей (чем у турбогенераторов) часто-
той вращения, коллекторный возбудитель
может быть выполнен на большую мощ-
ность. Однако тихоходные генераторы по-
стоянного тока не обладают достаточным
быстродействием, в то время как мощность
§ 38-7]
Автоматическое регулирование напряжения
445
Рис. 38-56. Принципиальная схема тиристорной системы самовозбуждения.
/ и 2 — турбогенератор и его ротор с обмоткой возбуждения; 3 — последовательный трансформатор
(ПТ); 4— выпрямительный трансформатор ,(ВТ); 5 и 6 — разрядники для защиты от перенапря-
жений ротора и преобразователя; 7 и 8 — контакторы, шунтирующие разрядники при самосинхрони-
зации; 9— автомат гашения поля (АГП); 10—трансформатор напряжения; 11— трансформатор то-
ка; 12 — рабочая группа тиристоров; 13 — форсировочная группа тиристоров; 14 и 15 — системы
управления рабочей и форсировочной групп; 16 и 17 — трансформаторы с. н. рабочей и форсиро-
вочной групп тиристоров; 18 — регулятор возбуждения сильного действия; 19 — делитель напря-
жения; 20 и 21—трансформатор постоянного тока и его вспомогательное устройство; 22—агрегат
начального возбуждения после пуска; 23 — шины 380 В с. и. блока; 24 и 25 — воздушные автома-
тические выключатели соответственно рабочего и резервного возбудителей.
гидрогенераторов передается в ЭЭС по
линиям большой протяженности. Мощные
гидрогенераторы, а также мощные турбо-
генераторы, синхронные компенсаторы, ра-
ботающие в условиях малых запасов ста-
тической устойчивости, снабжаются тири-
сторной (ранее ионной) системой возбуж-
дения и РСД. По роду источника питания
различаются тиристорные независимые си-
стемы и системы самовозбуждения в
двух вариантах: с последовательными
трансформаторами и без них [38-39, 38-41,
38-44]. В тиристорных независимых систе-
мах источником питания служит трехфаз-
ный вспомогательный генератор частотой
50—100 Гц, расположенный на одном валу
с главным генератором. Системы самовоз-
буждения питаются, от возбуждаемой ма-
шины через трансформаторы (рнс. 38-56).
Тиристорные независимые системы
(применяемые для возбуждения гидрогене-
раторов мощностью 105, 225 МВт и выше
и турбогенераторов мощностью 500 н
800 МВт) и системы самовозбуждения с
446
Автоматизация в знергосистемах
[Разд. 38
Рис. 38-57. Схема возбуждения турбогенератора с электромашинным возбудителем постоянного то-
ка с приводом от вала турбогенератора через редуктор.
1 и 2 — турбогенератор и его ротор с обмоткой возбуждения; 3 — редуктор; 4 — возбудитель по-
стоянного тока; 5 и 6 — подвозбудители 50 кВт, 400 Гц; 7 — УАРВ подвозбудителя; 8 — регулятор
(С первой производной напряжения) возбуждения турбогенератора; 9 и 10— трансформаторы на-
пряжения и тока; 11 и 12—измерительный трансформатор постоянного тока и его вспомогательное
устройство; 13 — делитель напряжения; 14 н 15 — обмотки форсировки и развозбуждения возбу-
дителя; 16 и 19 — обмотки независимого и самовозбуждения возбудителя; 11 и 18 — выпрямитель
и добавочный резистор в цепи обмотки независимого возбуждения; 20 и 21 — реостаты возбуж-
дения; 22 — контактор релейной форсировки возбуждения; 23—26 — устройства гашения поля; 27
и 28 — воздушные автоматические выключатели рабочего и резервного возбудителя.
последовательными трансформаторами
обладают высоким быстродействием и при
равенстве предельных напряжений возбуж-
дения эквивалентны по своим динамиче-
ским характеристикам. При этом наличие
только статических элементов обеспечивает
более высокую надежность систем самовоз-
буждения с последовательными трансфор-
маторами, устанавливаемых иа турбогене-
раторах типа ТГВ-200 и ТГВ-300 и гидро-
генераторах соответствующей мощности. Для
мощных турбогенераторов (до 300 МВт),
работающих со значительным запасом ста-
тической устойчивости, могут применяться
более дешевые системы возбуждения:
а) высокочастотная («Электросила») с
пропорциональным УАРВ, отличающаяся
высокой надежностью, применяемая для
турбогенераторов серии ТВВ мощностью
165, 200 и 300 МВт и содержащая неуправ-
ляемые полупроводниковые выпрямители
(см. рис. 38-78);
б) с коллекторным возбудителем по-
стоянного тока, выполненным с частотой
вращения меньшей, чем частота вращения
генератора, и приводимым во вращение
или от вала генератора через редуктор
(рис. 38-57), или от асинхронного двигате-
ля с повышенным опрокидывающим момен-
том (рис. 38-58). Последняя обычно ис-
пользуется как резервная дополнительно к
другим более совершенным системам воз-
буждения. Применение редуктора снижает
надежность агрегата в целом. Токн воз-
буждения современных синхронных генера-
торов достигают нескольких тысяч ампер
§ 38-7]
Автоматическое.регулирование напряжения
447
Рис. 38-58. Схема возбуждения турбогенератора с электромашиниым возбудителем постоянного тока,
имеющим привод от асинхронного электродвигателя.
1 и 2 — турбогенератор и его обмотка возбуждения; 3 — возбудитель постоянного тока; 4 — мульти-
пликатор 740/1500 об/мин; 5 и 6 — подвозбудитель 20 кВт, 400 Гц; 7 — УАРВ подвозбудителя; 8 —
УАРВ турбогенератора (с производной напряжения); обозначения 9—28— как на рис. 38-57; 29 —
маховик; 30 — асинхронный электродвигатель; 31 — выключатель РУ с. и. блока.
(например, для турбогенераторов мощ-
ностью 800 и 1200 МВт номинальные зна-
чения токов возбуждения составляют соот-
ветственно 8000 и 10000 А), что создает
большие трудности в выполнении контакт-
ных колец ротора н щеточного аппарата.
Поэтому для мощных генераторов разрабо-
таны и применяются бесщеточные системы
возбуждения с полупроводниковыми неуп-
равляемыми (диодными) выпрямителями,
размещенными на валу генератора и жест-
ко соединенными с обмоткой ротора
(рис. 38-79).
Применение вращающихся неуправ-
ляемых выпрямителей связано со слож-
ностью передачи к ним управляющих сиг-
налов.
В настоящее время [38-33] диодные
бесщеточные системы возбуждения уста-
новлены иа синхронных компенсаторах
мощностью 50 МВ-А и на турбогенерато-
рах мощностью 200 н 300 МВт. Проекти-
руется их установка на турбогенераторах
мощностью 1000 и 1200 МВт.
Условия устойчивости таких машин,
передающих, как правило, мощность по ли-
ниям большой протяженности, требуют
установки РСД.
Бесщеточные системы с неуправляемы-
ми выпрямителями, питаемыми от обра-
щенного генератора, постоянная времени
которого может быть значительной, по
быстродействию уступают тиристорным.
Поэтому разрабатываются тиристорные
бесщеточные системы, требующие надеж-
ной бесконтактной передачи управляющих
сигналов на вращающийся тиристорный
преобразователь. Мощные синхронные ма-
шины с форсированным охлаждением до-
пускают относительно небольшую длитель-
ность перегрузки по токам статора н ро-
тора. Поэтому их УАРВ дополняются
устройствами автоматической разгрузки с
зависимой от кратиостн перегрузки выдерж-
кой времени. В РСД такие устройства яв-
ляются их частью и ограничивают возбуж-
дение по истеченйн допустимого времени
перегрузки [38-41].
448
Автоматизация в энергосистемах
[Разд. 38
Система возбуждения обеспечивает:
а) необходимое быстродействие, т. е.
высокую скорость нарастания напряжения
Up на обмотке ротора в переходном про-
цессе его изменения от номинального до
наибольшего возможного (потолочного)
значения Up.<p (при форсировке);
б) необходимую кратность форсировки
возбуждения.
Первое требование обусловлено инер-
ционностью возбудителей. Тиристорные
(ионные) возбудители практически безынер-
ционны. Для инерционных возбудителей
скорость нарастания напряжения возбуж-
дения при форсировке установлена не ме-
нее ’ (dUJdt)IUB ,ном 5г 2 ед. возб/с.
Кратность форсировки может опреде-
ляться отношением потолочного напряжения
на роторе - к номинальному и отношением
наибольшего . возможного (регламентируе-
мого) тока ротора (тока форсировки) /р,ф
К НОМИИаЛЬНОМу /р.ном- В связи с этим
различаются потолки возбуждения по току
ротора и напряжению возбудителя. Пото-
лок по току ротора ограничивается значе-
нием порядка двукратного от номинально-
го. При больших значениях этого потолка
допустимая длительность фосировки воз-
буждения недостаточна в сравнении с воз-
можной длительностью аварийных и после-
аварийных режимов в ЭЭС. Двукратная
форсировка тока ротора, как правило,
удовлетворяет предъявляемым требова-
ниям.
При электромашинных системах воз-
буждения кратность потолка напряжения
возбуждения обычно соответствует кратно-
сти потолка тока ротора. При тиристор-
ных системах возбуждения легко достига-
ется четырехкратный (и более) потолок на-
пряжения возбуждения, что позволяет
ускорять нарастание тока ротора до дву-
кратного значения, после чего вступает в
действие устройство ограничения форсиров-
ки указанным значением.
Скорость нарастания напряжения воз-
буждения при данной кратности форсиров-
ки определяется постоянной времени воз-
будителя Те, значение которой для элект-
ромашинных возбудителей постоянного
тока 7"е>1 с, для бесщеточной системы
возбуждения Геаг0,1 с и для тиристорных
систем возбуждения Те-*-0. Поэтому РСД
целесообразно использовать при тиристор-
ной н бесщеточной системах возбуждения.
Устройства гашения поля
синхронных машин
Прн внутреннем повреждении синхрон-
ной машины ее магнитное поле должно
быть быстро погашено переключением об-
мотки возбуждения на внешний резистор,
в котором рассеивается энергия поля. В на-
чальный момент после переключения ток
обмоткн возбуждения сохраняет предшест-
вующее значение, а напряжение на ее вы-
водах меняет знак и равно произведению
этого тока на сопротивление резистора.
Процесс гашения поля считается закон-
ченным, когда ЭДС статора снижается до
500 В (дуга переменного тока в месте по-
вреждения уже не поддерживается); Тогда
прн средней ЭДС остаточного намагничи-
вания машины порядка 300 В ЭДС, созда-
ваемая током возбуждения, должна иметь
в конце гашения примерно 200 В (т. е. 0,5—
1,0% номинального значения напряжения).
В случае переключения на резистор с
неизменным значением сопротивления (рав-
ным 4—5-кратному значению сопротивле-
ния обмотки ротора) процесс гашения про-
текает по экспоненте (если пренебречь на-
сыщением машины) с постоянной времени
7'=£/(5-:-6) Я,
где L и R — индуктивность н сопротивле-
ние обмотки.
При переключении на нелинейный ре-
зистор, сопротивление которого обратно
пропорционально току, процесс протекает
практически по линейному закону, что
ускоряет гашение. Таким сопротивлением
в современных автоматах гашения поля
(АГП) обладает дуга, образующаяся в де-
ионной решетке автомата (рис. 38-59).
При .размыкании главного контакта 1
автомата ASV между пластинами решетки
возникают напряжения Uk, поддерживаю-
щие ток в образующихся- коротких дугах.
Общее напряжение на решетке 1/д=п1/к,
где п — число дуг. Это напряжение остает-
ся практически постоянным в течение всего
процесса гашения. Резистор R1 уравнивает
напряжения на отдельных дугах н препят-
ствует преждевременному обрыву тока i,
что вызвало бы перенапряжение на обмот-
ке ротора.
Уравнение процесса гашения
L di/dt iRил = Ubo
и его решение
i = UBtl/R — Ua (1 — e~tlT)lR =
= /во- h (1 - е~t/T),
где T—LJR-, 1bo — Upo/R — начальный ток
возбуждения; If=U„IR — некоторый фик-
тивный ток.
Рис. 38-59. Схема гашения поля автоматом с де-
. ионной решеткой.
1 — главный и 2—дугогасящий контакты; ASVZ,
A5V2 — обмотки управления автоматом.
§ 38-7]
Автоматическое регулирование напряжения
449
Процесс соответствует внезапному
включению в момент времени Л в цепь воз-
буждения постоянной ЭДС t/д, направлен-
ной против ЭДС, создаваемой возбудителем
(рис. 38-60). Соответственно напряжение
на обмотке ротора постоянно и равно t/p —
—Ubo—(причем вплоть до
момента, когда 1=0).
Рис. 38-60. Временные характеристики процесса
гашения поля автоматом с деионной решеткой по
рис. 38-59.
Кратность перенапряжений: на обмот-
ке ротора t/p/t/BC=A, на деионной решетке
1/д/Пбо=А+1. Время гашения tram=
A -J- 1
= Г1п-^— .
k
Для крупных синхронных машин Ri^.
<С/Д, откуда (1— kt/T) и ^гаш — T/k.
С учетом времени затухания токов в
демпферных контурах после погасания ду-
ги в решетке и насыщения машины общее
время гашения поля несколько увеличива-
ется. Подробнее — см. [38-34].
Для дополнительной страховки от пе-
ренапряжений при погасании дуги, а так-
же для включения генераторов по способу
самосинхронизации при отключенном АГП1
устройство гашения дополняется контакто-
ром самосинхронизации КМ, резистором
1 На гидрогенераторах с возбудителем по-
стоянного тока используется также включение по
способу АСС с отключением АГП возбудителя, а
не генератора (обмотка ротора замкнута иа якорь
возбудителя).
R2, реле КТ с замедлением на возврат, пе-
рекрывающим /гаш, н страховочным раз-
рядником FV (рис. 38-59).
При электромашинных возбудителях
постоянного тока и высокочастотных систе-
мах возбуждения используется АГП с де-
нонной решеткой и контактор самосинхро-
низации (см. рис. 38-57—38-59, 38-78).
При независимом тиристорном возбуж-
дении гашение поля осуществляется пере-
водом тиристоров в инверторный режим,
что аналогично гашению автоматом с де-
ионной решеткой. Так как время гашения
обратно пропорционально кратности k, то
целесообразно инвертировать форснровоч-
ную группу тиристоров. Для целей АСС и
страховки предусматривается также кон-
тактор самосинхронизации.
Для гашения поля генераторов с тири-
сторными системами самовозбуждения
(рис. 38-56) применяют АГП с деионной
решеткой (гашение поля только переводом
преобразовательной установки в инвертор-
ный режим в данном случае оказывается
недостаточно эффективным из-за снижения
напряжения питания при КЗ и соответ-
ственного снижения встречной ЭДС инвер-
тора). При этом наряду с отключением
АГП подается сигнал от выходных реле
защит от внутренних повреждений на ин-
вертирование. Совмещение >двух средств га-
шения поля позволяет осуществить резер-
вирование н облегчить работу АГП с де-
ионной решеткой.
Для очень крупных генераторов раз-
мер деионной решетки чрезмерно возраста-
ет, вследствие чего поставляются два АГП,
включаемых в оба полюса цепи, возбуж-
дения.
При однополюсном включении АГП его
размыкающий вспомогательный контакт по-
дает сигнал иа развозбужденне возбудите-
ля (на случай двойного замыкания на зем-
лю в цепи ротора). При двухполюсном
включении АГП этот сигнал не требуется.
Характеристики поставляемых АГП
приведены в табл. 38-8.
Управление автоматики — дистанцион-
ное и рычажное. Обмотки управления
ASV1, ASV2 (рис. 38-59) включены через
выпрямители, что позволяет использовать
как постоянный, так и переменный ток.
Характеристики АГП
Таблица 38-8
Автомат Номинальный ток, А Схема гашения Область применения
АГП-3 300 Однополюсная Турбогенераторы 2,5; 4 и 6 МВт
АГП-6 300 Двух полюси ая Турбогенераторы 12 МВт •
600 Однополюсная Турбогенераторы и синхронные компенса- торы до 3—4 МВт„
АГП-12 600 Двухполюсная Турбогенераторы 25 МВт
1200 Однополюсная Турбогенераторы 50 МВт и гидрогенерато- ры до 30 МВт
АГП-24 1200 Двухполюсная Турбогенераторы 100 и 150 МВт
2300 Двухполюсная Гидрогенераторы до 105 МВт
АГП-40 4000 Двухполюсная Гидрогенераторы свыше 105 МВт, турбоге- нераторы 200 МВт и выше
450
Автоматизация в энергосистемах
[Разд. 38
Расцепитель может иметь три магнитные
системы для отключения АГП от трех не-
зависимых сигналов. При Двухполюсной
схеме включающие обмотки соединяют па-
раллельно, а отключающие — последова-
тельно. Автоматы допускают четыре-пять
гашений поля подряд при номинальном то-
ке возбуждения и одно-два —прн форси-
ровке возбуждения (и разомкнутой цепи
статора).
При диодной бесщеточной системе (см.
рис. 38-79) невозможно использовать АГП
в цепи ротора генератора. Поэтому гаше-
ние поля осуществляется путем развозбуж-
дения возбудителя, что увеличивает время
Гашения поля и снижает эффективность си-
стемы возбуждения.
Основные соотношения для систем АРВ
с электромашинными возбудителями
постоянного тока
В этом случае АРВ осуществляется
подпиткой цепей возбуждения возбудителя
от УАРВ. Подпитки, повышающие возбуж-
дение, могут вводиться как в дополнитель-
ные, так и в основную обмотки возбужде-
ния (независимого или самовозбуждения).
Токи развозбуждения (от противовключен-
иого корректора напряжения или аналогич-
ного элемента других регуляторов), долж-
ны вводиться в дополнительную обмотку.
Зависимость полного тока возбужде-
ния возбудителя от тока регулирования
определяется графоаналитическим методом
с использованием законов Кирхгофа для
схемы возбуждения и графика нагрузочной
характеристики возбудителя.
Рис. 38-61. Графо-аналитическое определение зна-
чений токов регулирования и самовозбуждения
для данного значения полного тока возбуждения
электромашинного возбудителя постоянного тока.
а — схема цепей возбуждения; б — диаграмма то-
ков; КМ1 — контакт контактора релейной форси-
ровки возбуждения (см, рис. 38-66).
Применительно к схеме с самовозбуж-
дением (рис. 38-61, а)
7в — ^рег 4" 7 с,в j ия = 7с,в 7?1 4“ /в
и —нагрузочная характеристика
возбудителя (рис. 38-61,6).
В зависимости от типа УАРВ значение
R1 может соответствовать поддержанию
при отсутствии тока регулирования 7рег
тока ротора /р, примерно равного его зна-
чению в режиме холостого хода генератора
(указывается заводом).
При закорачивании R1 (контактом
КМ1 устройства релейной форсировки — см.
ниже) возбудитель переходит в режим
«естественного потолка» за счет жесткой
положительной обратной связи (ПЖОС)
по напряжению возбудителя через цепь са-
мовозбуждения. Коэффициент ПЖОС в та-
кой схеме не остается постоянным и сни-
жается до нуля в режиме естественного
потолка. Из теории автоматического регу-
лирования известно, что охват инерционно-
го звена (возбудителя) ПЖОС приводит
к увеличению его коэффициента передачи,
а значит, и коэффициента передачи всей
системы АРВ в целом. При этом может
быть получена большая скорость нараста-
ния напряжения на роторе и тем самым
большее быстродействие системы по срав-
нению со схемой без ПЖОС (рис. 38-62, а).
Значения 77в,Пот н 7в,Пот определяются
(рис. 38-61,6) точкой пересечения с нагру-
зочной характеристикой луча UK=IKR2.
При незакороченном имеем Us+IperRl^
—IB(R2-\-Rl). Нанося на график нагрузоч-
ной характеристики лучи I„(R2+R1) и
1Л2, получаем отрезки, определяющие то-
ки регулятора 7рег и самовозбуждения 7с,в
для любого значения полного тока возбуж-
дения возбудителя, например /»,1 (рис.
38-61,6).
При увеличении полного тока 7» до
потолочного значения за счет 7рег (при
Rl>0) отрезок 7с,в7?/=0 и, следователь-
но, 7рег,пот==7в,пот. ЕСЛИ 7рег,пот^>7в,пот, ТО
ток 7с,в меняет знак и часть тока регули-
рования бесполезно ответвляется в R1 и
якорь возбудителя GE.
Таким образом, для заданного значе-
НИЯ Zb,пот можно определить требуемые ток
Zper,noT и напряжение 77Рег,пот—на
выходе регулятора.
Аналогичная диаграмма для схемы не-
зависимого возбуждения показана на
рис. 38-62,6. Подвозбудитель GEA имеет
неизменное возбуждение, и его напряжение
7/пв практически постоянно.
Требуемый ток регулирования 7рег для
конкретного значения тока ротора 7Р1 мож-
но определить и без построения диаграмм.
Для этого определяется требуемое напря-
жение возбудителя Usi—IpiR и по его на-
грузочной характеристике соответствующий
полный ток возбуждения возбудителя 7В.
Далее для случая самовозбуждения опре-
деляется ток самовозбуждения
/с,в = /bi 7?2)/7?1
§ 38-7]
Автоматическое регулирование напряжения
451
и требуемый ток регулирования
7per = lei ~ 1с,в •
Аналоги чно для независимого возбуж-
дения
7н,В — (^пв — 7в 7?2)//?1
И 7рег===7в—7н,в-
При вводе тока (или токов) регулиро-
вания в дополнительную (дополнительные)
обмотку возбуждения возбудителя (рис.
38-63) этот ток (токн) приводится к числу
витков основной обмотки возбуждения воз-
Рис. 38-62. Графоаналитическое определение
взаимосвязи тока регулирования и напряжения
возбудителя при независимом возбуждении.
а— схема цепей возбуждения; б — диаграмма то-
ков и напряжений; G — генератор; LG — обмотка
ротора генератора; GE — возбудитель; LE — об-
мотка возбуждения возбудителя; GEA — подвоз-
будитель; КМ 1 — контакт контактора релейной
форсировки возбуждения; /нв — ток независимо-
го возбуждения; /реГ —ток регулирования; /в —•
полный ток возбуждения возбудителя.
Рис. 38-63. Ввод регулирующих подпиток в допол-
нительные обмотки Wi и w2 возбудителя.
^рег.с и ^рег п — соответственно «согласован-
ная» и «противо включен на я» подпитки.
29*
будителя. Полный ток возбуждения, опре-
деляемый из нагрузочной характеристики
имеет три слагающие:
7в = 7с,в 4“ 7рег,с ^1/^о — 7рег.п И2/в)0»
где 7Рег,с — ток «согласованного» элемента
регулятора, повышающий возбуждение, и
7рег.п — ток «противовключенного» элемен-
та регулятора, снижающий возбуждение.
В ряде УАРВ, когда /Рег,с>0, /рег,п«
«0, н наоборот. В такой схеме, как и в
схеме по рис. 38-61, цепь самовозбуждения
осуществляет ПЖОС по напряжению воз-
будителя, но только с постоянным коэффи-
циентом. При этом самовозбуждение про-
исходит и в режиме потолка, причем ток
7с,в = 77в.пот7(Т?2 4- R1)
имеет максимум, что позволяет уменьшить
требуемый ток регулирования. Некоторый
недостаток схемы — увеличение общей по-
стоянной времени возбудителя за счет на-
личия магнитосвязанных контуров.
Благоприятный эффект положительной
обратной связи используется и в схемах
«смешанного» возбуждения возбудителя
(рис. 38-64).
Рис. 38-64. «Смешанные» системы возбуждения.
При наличии токового компаундирова-
ния (см. ниже) подпитка, пропорциональ-
ная току статора, вводится, как правило,
в основную обмотку возбуждения, а в до-
полнительные обмотки — подпитки в функ-
ции отклонения напряжения на статоре.
Системы возбуждения с подвозбудите-
лем используются в тех случаях, когда
синхронная машина должна работать в об-
ласти потребления реактивной мощности,
т. е. с низким и даже нулевым возбужде-
нием (синхронные компенсаторы, гидроге-
нераторы в режиме синхронного компенса-
тора). В этом случае подвозбудитель обес-
печивает устойчивость регулирования, а
также быстродействие релейной форсиров-
ки возбуждения. Последнее иллюстрирует-
ся рис. 38-65. Если генератор нормально
работает с возбуждением, близким к номи-
452
Автоматизация в энергосистемах
[Разд. 38
нальному, то независимое возбуждение
практически выигрыша в быстродействии
УРФ не дает и от подвозбудителя (воз-
можные повреждения которого снижает
надежность системы возбуждения) отказы-
ваются.
Рис. 38-65. Фактор, определяющий скорость нара-
стания тока возбуждения в первый момент после
закорачивания R1 (значение отрезка L dIBldt).
а — самовозбуждение; б — независимое возбужде-
ние; L и R2 — индуктивность и сопротивление об-
мотки возбуждения возбудителя. В области низких
начальных значений 1>в скорость нарастания 2В
при самовозбуждении мала.
напряжения генератора питаются от напря-
жения статора (и, следовательно, снижают
свою выходную мощность при КЗ), а регу-
лирующая подпитка в функции тока стато-
ра оказывается недостаточной для форси-
ровки возбуждения до естественного пото-
ка. На практике УРФ всегда дополняет
устройство токового компаундирования с
электромагнитным корректором, а также
устройство фазового компаундирования.
Уставка минимальных реле напряже-
ния KV1 принимается равной
^КУ1 — Уг,ном/Йв feHnTV»
еде — коэффициент возврата реле; Ав=
= 1,05 — коэффициент надежности.
Контактор форсировки 'КМ1 имеет
время срабатывания 0,3—0,4 с. Ввиду на-
личия запаздывания такое простейшее
УРФ для мощных генераторов с форсиро-
ванным охлаждением и пониженной посто-
янной инерции неэффективно н не приме-
няется.
Устройство релейной расфорсировки
(УРРФ) применяют для гидрогенераторов
с электромашинным возбудителем и инер-
Рис. 38-66. Принципиальная схема релейных устройств форсировки и расфорсировки возбуждения.
ДТП/— контактор форсировки; КМ2 — то же расфорсировки (для гидрогенераторов); КМ — контакт
контактора самосинхронизации; ASV — автомат гашения поля и его. вспомогательный контакт.
Релейные устройства форсировки
и расфорсировки возбуждения
Принципиальная схема устройств дана
иа рис. 38-66. Устройство релейной форси-
ровки (УРФ) применяется в случаях, когда
усилительные органы УАРВ по отклонению
ционным электромагнитным регуляторо'м
по отклонению^,напряжения (корректором
напряжения) в, целях предотвращения пе-
ренапряжения и срабатывания защиты от
повышения п'аЙ^яжения статора при сбросе
нагрузки и разгоне гидроагрегата. Уставка
максимального реле напряжения K.V2 —
§ 38-7]
Автоматическое регулирование напряжения
453
примерно 1,2 номинального напряжения.
Сопротивление R3x> 10R2—RJ.
Во избежание ложных действий УРФ
и УАРВ при неисправности низковольтных
предохранителей последние во вторичных
цепях TH не ставятся и защита TH осу-
ществляется только высоковольтными пре-
дохранителями или во вторичной цепи пре-
дусматривается максимальный автомат.
При отключении автомата блокируется
УРФ, а в систему АРВ может вводиться
сигнал от независимого источника, поддер-
живающий возбуждение генератора (на-
пример, номинальное).
Компаундирование
и электромагнитный корректор напряжения
Используется для машин Средней мощ-
ности и сочетает безынерционное регулиро-
вание по току статора (главному возмуща-
ющему воздействию) с регулированием
по отклонению напряжения инерционным
электромагнитным корректором напряжения
(ЭМК). Дополнительно предусматривается
УРФ, а для гидрогенераторов и УРРФ.
Безынерционность устройства компа-
ундирования (УК) и наличие УРФ позво-
ляют применить простой и надежный, хотя
и инерционный ЭМК. Схема УК приведе-
на на рис. 38-67.
Расчет схемы УК включает выбор па-
раметров выпрямителя, коэффициента
трансформации Ак=1/2/1/2 и сопротивления
установочного резистора R3, причем пред-
варительно принимается «нормальная» на-
стройка УК, при которой UT=Ur,noM в ре-
жимах холостого хода и номинальной на-
грузки (/ст =/ст,ном; cos <P = COS фном).
Сопротивление R1 определяется по ре-
жиму холостого хода:
Rl = UB ,х//в.х — R2-
Для определения параметров выпрями-
теля VS (числа m параллельных ветвей вы-
прямителя и числа п диодов в ветви пле-
ча схемы) .задаются значением тока ротора
в режиме КЗ на выводах статора /р,к,з=
= (1,5-т-2,0)/р,ном*
Найдя требуемые значения тока ком-
паундирования /к.ном и /к,к,з в режимах но-
минальном и КЗ (см. «Основные соотно-
шения для систем АРВ»), определяют m
для обоих режимов:
тпом = /и, ном/1ном! тк,з = /ц,к,з//ф,
где /ном, /ф — допустимые нагрузки на
вентиль в номинальном (длительном) ре-
жиме и в режиме КЗ (кратковременном).
Из двух значений m принимается большее.
Рис. 38-67. Принципиальная схема компаундирования синхронной машины.
При заданных параметрах схемы и
неизменной частоте зависимость 7Р=
тока ротора компаундированного
генератора от тока статора'— однозначная
и в области до номинального значения то-
ка статора практически линейна, а затем
искривляется по мере насыщения возбу-
дителя (рис. 38-68). В режиме холостого
хода (/ст=О) на выходе-выпрямителя 14S
возникает встречное напряжение
//в.в.х — /в,х R2,
поэтому выпрямитель VS’заперт и ток /2
поступает только в установочный резистор
R3, пока напряжение /2/?3' не создаст на-
пряжение и.л трансформ^-рора Т, большее
встречного. Ток /сто, при котором появля-
ется ток /„, называется током порога ком-
паундирования.
Рис. 38-68. Характеристика возбуждения компа-
ундированного генератора.
1 — характеристика комнаундирования /р =
-'/’(/2 — характеристика КЗ генератора;
7СТО — ток статора «порога» компаундирования;
индексы «X», «ном», «к, а» соответствуют режи-
мам холостого хода, номинальному и К-.
454
Автоматизация в энергосистемах
[Разд. 38
Число п определяется допустимым об-
ратным напряжением на Один диод.
Приведенное к стороне переменного то-
ка падение напряжения на выпрямителе
вычисляется, исходя из спрямленной вольт-
амперной характеристики последнего, сня-
той прн п=т—1, из которой линейное па-
дение напряжения NUi—Ei+RI и фазное
ЛГ7ф1=(£1+7?/)//з’ (Et,R — противо-ЭДС
и динамическое прямое сопротивление дио-
да, определяемые по спрямленной вольт-
амперной характеристике).
Соответственно при л>1, т>1 и токе
7К линейное и фазное падения напряжения
на выпрямителе
EUa^(Ei+It{Rlm)n
и
ДПф - (£i + /„ R/m) п/Уз.
Отсюда окончательно
ииом —
и
пк,з =
V'~^7b,b,hom/Pu
доп, ном — А^тном
У^^в.в.к.з/Ри
^ДОП.К.З Д^1К,3
где ри=2,2 — коэффициент выпрямления
фазного напряжения U2 мостовой схемой.
Из двух значений п принимается боль-
шее.
При нормальном компаундировании
ток статора должен создавать номиналь-
ный ток ротора, исходя из которого можно
найти (см. рис. 38-67)
^в,в,ном» А<,ном> ^к.ном— ^к.ном^Р/*
где ₽i =1,2 — коэффициент выпрямления
по току, а также записать
/ = J N •
'к,ном~ 'к,ном~ “к,
Л'.ЧОМ ^2, НОМ ^К,НОм~*
Зная параметры выпрямителя, находим:
^2,НОм = ^B.B.HOM iРц А^ф.ИОМ
и далее записываем: ^.ном^^г.ном^ю
== ^2,ном^у,ном ~ ^2,ном^л (^2,ном
^к,пом~) ^2,ном^к (^2,ном
^к,ном~ ^н).
В последнем выражении NK и R3 пока
не известны. Связывающее их второе урав-
нение вытекает из условий «порога» ком-
паундирования (индекс «О»):
’ ^в,в,х/₽„ = <4 = 7VB t/20 = 7VK 720 R3 =
~NKICTOIi3fnTA.
Поскольку в точке порога /к=0 и
7у0=/20,
Таким образом, для трех неизвестных
NK, R3 и Дю имеются два уравнения.
Неизвестный ток /сто определяется
графоаналитически из диаграммы рис.
38-69, в которой линейная часть характе-
ристики компаундирования 7P=F(/CT) (см.
рис. 38-68) проводится через точку N, со-
ответствующую номинальным токам ста-
тора и ротора, с углом а наклона к оси
абсцисс, большим угла Р наклона U-образ-
ной характеристики (чисто реактивная на-
грузка). Последнее обеспечивает устойчи-
вость компаундирования, поскольку только
в таком случае режимы токов /Ст и 1Р оп-
ределяются единственными устойчивыми
точками пересечения характеристики 1Р—
с U-образными характеристиками.
Пересечение проведенной характеристики
компаундирования Nn с перпендикуляром
к оси абсцисс из точки 1Р=1Р,* определяет
отрезок, соответствующий току порога
/сю, зная который, из двух уравнений на-
ходят NB и R3.
Рисунок 38-70 дает примерный вид
внешних характеристик генератора с
«нормальным» компаундированием для раз-
ных значений cos <р, из которого следует,
что компаундирование как бы преобразует
генератор в другой, с улучшенными внеш-
ними характеристиками, но не обеспечива-
ет поддержания предписанного значения
Ur во всех режимах. Дополнительные от-
клонения /А- возникают ввиду известной
приближенности расчетов УК и темпера-
Рис. 38-69. Получение характеристики компаунди-
рования.
Nn — характеристика" = ст) при нормальном
компаундировании; /сто — определяемый графи-
чески ток «порога»; U-образная характеристика
для /М имеет наибольший наклон к оси абсцисс,
угол а принимается,, (большим угла ₽ для обеспе-
чения устойчивости компаундирования; N'n' — ха-
рактеристика компаундирования (ослабленного)
при наличии согласованного корректора; /р~
(/ст) — регулировочная характеристика гене-
ратора При COS ф““1.
§ 38-7]
Автоматическое регулирование напряжения
455
турных изменений сопротивлений обмоток
в системе возбуждения. Поэтому УК допол-
няется «корректором напряжения» (регу-
лятором по отклонению Д1/г). Ввиду улуч-
шения компаундированием внешних харак-
Рис. 38-70. Внешние характеристики прн «нормаль-
ном» компаундировании.
----- — компаундированный генератор;---------
нерегулируемый генератор; Z и Г, 2 и 2', 3 и 3'—
соответственно номинальный, повышенный и пони-
женный cos <р; 1 ст0 — ток порога компаундиро-
вания.
теристик генератора корректор имеет
ограниченную задачу устранения относи-
тельно небольших отклонений 17г в нор-
мальных режимах (в режимах КЗ усили-
вается действие УК и срабатывает УРФ).
Это позволяет допустить инерционность
корректора, а также питание его усилитель-
ного элемента с выводов генератора.
В случае «нормальной» настройки УК
корректор должен обеспечить знакопере-
менные (согласованную и протнвовключен-
ную) подпитки цепей возбуждения. Такой
двухсистемный корректор состоит из двух
типовых корректоров: «согласованного»
(рабочая область с/г<[/г,ном) и «противо-
включениого» (рабочая область 1Л>
>£/г,ном), каждый из которых устраняет
примерно только половину всей зоны откло-
нений ±ДС/Г, что при заданной типовой
выходной мощности каждого корректора
увеличивает возможности регулирования.
Если для регулирования достаточно
мощности одного типового корректора, ис-
пользуют один согласованный корректор
(один противовключенный корректор в со-
четании с УК не применяют, но использу-
ют его в схеме управляемого фазового
компаундирования).
Типичные характеристики ЭМК пока-
заны на рис. 38-71. Измерительный орган
напряжения (ИОН) корректора выдает
два тока /л и /вл, поступающих в обмотки
управления выходного магнитного усилите-
ля и создающих ток управления /у, имею-
щий разный знак в областях 1/вх<17вк,Пр и
1/вх>1/вх,пр- В зависимости от знака /у
внешняя обратная связь магнитного усили-
теля по току его выхода оказывается по-
ложительной или отрицательной, что и
определяет рабочую зону корректора дан-
ного типа.
При использовании только согласован-
ного корректора, имеющего ток выхода
одного знака и действующего согласно с
компаундированием, последнее следует
ослабить (в сравнении с «нормальным»)
соответствующим уменьшением R3 (см.
рис. 38-67), а также увеличением R1 сни-
зить ток самовозбуждения (независимого
возбуждении) в режиме холостого хода
Рнс. 38-71. Типичные выходные характеристики
электромагнитных корректоров напряжения.
а — согласованного; б — противовключениого; в —
двухсистемного; г — выходные токи линейного и
нелинейного элементов измерительного органа на-
пряжения; U вх — пропорциональное Ur напря-
жение на входе ИОН; 1 у==7нл — разностный
ток управления усилительным элементом (МУ)
корректора; рабочая область согласованного кор-
ректора прн /у>0, противовключениого — прн
/у<0. Корректор ЭПА-305 имеет максимум тока
выхода 8 А прн нагрузке 80 Ом я 47 вх =150 В.
Рис. 38-72. Вид внешних_ характеристик генерато-
ра, обеспечиваемых компаундированием прн на-
личии согласованного корректора.
Обозначения те же, что на рис. 38-70.
для обеспечения корректору регулировоч-
ного диапазона. Требуемый вид внешних
характеристик генератора, создаваемых
компаундированием при наличии согласо-
ванного корректора, показан на рис. 38-72,
а соответствующая характеристика ком-
паундирования—на рис. 38-69 (прямая
Расчет устройства компаундирования
с ЭМК. В случае согласованного корректо-
ра выбирается такое значение RI (см.
рис. 38-67), чтобы в режиме холостого хода
корректор обеспечивал 20—30% полного
тока /в,х- Сохранив найденное выше значе-
ние (или используя ближайшее к нему
имеющееся в типовом УК), определяют
456
Автоматизация в энергосистемах
[Разд. 38
значение R3, так чтобы в . режиме /сТ =
= /ст,иом и COS «Ртах ОТ КОррвКТОрЭ ПОСТу-
пала составляющая полного тока возбуж-
дения возбудителя, также равная 20—30%
/в,х«
Далее для режима /ст=/ст,вом и
cos tpmin принимают ток корректора рав-
ным его паспортному максимальному зна-
чению и находят требуемый ток компаун-
дирования, Если фактический ток компаун-
дирования (при принятом R3) больше или
равен требуемому, то режим обеспечивает-
ся. В противном случае необходимо при-
менить двусистемный корректор (с «нор-
мальным» компаундированием). В этом
случае проводятся аналогичные расчеты
отдельно для согласованной (со5фтгп) и
противовключенной (cos фтох) частей кор-
ректора. Требуемые токи ротора в расчет-
ных режимах находят из векторных или
эксплуатационных диаграмм генератора.
» При отсутствии второй дополнительной
обмотки возбудителя согласованная часть
корректора может включаться параллель-
но входу УК иа основную обмотку возбу-
дителя.
Одновременно определяется и сравни-
вается с паспортным требуемое максималь-
ное напряжение на выходе корректора.
Работа ТТ в УК. Компаундирующие
ТТ работают с нагрузками и индукцией в
магнитопроводе, превышающими допусти-
мые по классу их точности. По условию
их нагрева ТТ в схемах УК допускают дли-
тельно индукцию до Ввом=1 Тл, т. е. вто-
ричное напряжение, В,
^2ном = 222ВНОМ Sw2>
где S — сечение стали, м2; w?— число вит-
ков вторичной обмотки.
При этом погрешность в коэффициенте
трансформации обычно 3—5%.
В режиме форсировки возбуждения и
при наличии УРФ индукция не ограничи-
вается. Как правило, компаундирование
обеспечивается одним комплектом ТТ. с
вторичным током 5' или 1 А; ориентировоч-
ные данные по некоторым ТТ даны в табл.
38-9.. Последний столбец таблицы относит-
ся к случаю отсутствия УРФ и дает на-
пряжения при Вкг3=1,5 Тл, что соответст-
вует погрешности в коэффициенте транс-
формации примерно 5—10%.
Устройство компаундирования с согла-
сованным ЭМК завода «Электросила» типа
ЭПА-305 (рис. 38-73) [38-36, 38-38). По-
ставляется с турбогенераторами ТВ и Т2
мощностью до 100 МВт и имеет максималь-
ный выходной ток корректора, равный 9 А.
Магнитный усилитель А корректора имеет
внутреннюю положительную обратную
связь по току выхода /КОр~, и при отсутст-
вии сигналов управления его ток выхода
максимален. Поэтому введена внешняя об-
ратная связь ОС по току /кор, противодей-
ствующая внутренней. В итоге /кор увели-
чивается с увеличением положительного
тока управления /У=7П—/пл и имеет пока-
занную на рис. 38-71, а характеристику.
Таблица 38-9
Параметры некоторых трансформаторов тока
Тип ТТ Класс Номинальный ток, А Сечение стали маг- нитопровода, см Допустимое напряжение на вторичной обмотке, В
Номинальный режим гене- ратора I Режим фор- сировки воз- । Суждения
ТПОФ-Ю 1 600 750 1000 24,2 16,2 12.1 65 54 54 97 81 81
д 600 750 1000 1500 36,3 32,4 24,2 16,2 97 108 108 108 145 162 162 162
3 600 750 1000 1500 36,3 32,4 24,2 24,2 48 54 54 80 72 81 81 120
ТПШф-10 д 2000 3000 25,4 19,1 266 255 399 382
3 2000 3000 25,4 19,4 133 128 200 192
0,5 ДЗ 5000 5000 7,65 7,65 170 85 252
Если система регулирования оказыва-
ется неустойчивой, то вводится стабилизи-
рующая отрицательная обратная связь по
напряжению Uv на дифференцирующем
трансформаторе TD, охватывающая возбу-
дитель и магнитный усилитель А. Дроссель
L насыщается при //Вх>1/вх,пР, вследствие
чего растет ток в размагничивающей обмот-
ке трансформатора ТЗ и ток /кор стремит-
ся к нулю.
Трансформатор TL и переменный рези-
стор R4 служат для введения на вход ИОН
(I/V) корректора напряжения, пропорцио-
нального току статора, в целях регулировки
статизма системы регулирования («компа-
ундирование» корректора). Необходимая
для питания корректора мощность обеспе-
чивается использованием трех однофазных
TH (TV1). Отсйда— соединение их пер-
вичных обмоток в треугольник.
Двухсистемный корректор напряжения
типа ЭПА-162 (рис. 38-74) [38-5, 38-36,
38-38].- Поставляется объединением «Элект-
росила» к гидрогенераторам и синхронным
компенсаторам средней мощности. В отли-
чие от корректора в ЭПА-305 насыщенный
трансформатор ,ЦИ;Выдает только нелиней-
ный ток управления, усиливаемый затем
промежуточным магнитным усилителем А1.
Линейными элементами ИОН служат не-
насыщенные дроссели L1 и L2; А2 я АЗ —
§ 38-7]
Автоматическое регулирование напряжения
457
Рнс. 38-73. Устройство компаундирования с согласованным корректором напряжения типа ЭПА-305
(«Электросила»).
VV—измерительный орган напряжения (насыщенный трансформатор); Т1 — установочный авто-
трансформатор; TL— трансформатор ввода в ИОН сигнала, пропорционального току статора (ком-
паундирование ИОН) для изменения статизма регулирования; L—насыщающийся дроссель для
снижения тока 7кор в области ^ЕХ>^ЕХ пр! ГО — дифференцирующий трансформатор стабили-
зирующей гибкой обратной связи но напряжению возбудителя; ТЗ — выходной трансформатор кор-
ректора с отпайками для согласования с параметрами возбудителя и с компенсирующей обмоткой
(в цепи L).
соответственно магнитные усилители- сог-
ласованной и противовключенной частей
корректора. Назначение трансформаторов
TL и TD—как в корректоре ЭПА-305.
Устройство управляемого фазового
компаундирования типа РВА-62 (рис.
38-75) [38-5, 38-37, 38-45]. Выпускается
для генераторов до 100 МВт н аналогичен
ранее выпускавшемуся регулятору УБК-3.
Дает согласованную подпитку 7ВЫХ в ос-
новную обмотку возбудителя. Имеет кор-
ректор напряжения, который действует,
как противовключенный, увеличивая ток /у
подмагничивания выходного трансформа-
торного магнитного усилителя АТ с увели-
чением напряжения генератора. При этом
458
Автоматизация в энергосистемах
[Разд. 38
Рис. 38-74. Двухснстемный корректор напряжения типа ЭПА-162 («Электросила»),
АТ насыщается, переменный магнитный
поток, создаваемый первичными обмотками
тока (»i) и напряжения (ат;), снижается
и соответственно уменьшается ЭДС вто-
ричной обмотки При КЗ ток /у резко
падает и магнитное сопротивление АТ сни-
жается. Вместе с тем растет МДС обмотки
Wr, создаваемая током КЗ, и ЭДС вторич-
ной обмотки соответственно увеличивается.
Поэтому форсировочная способность уст-
ройства примерно в 1,5 раза выше, чем в
схемах токового компаундирования с ЭМК,
а объем и масса устройства — в 2 раза
меньше. Наличие зависимости значения
МДС и ЭДС обмотки ш2 от фазы тока ста-
тора (рис. 38-76) облегчает коррекцию UT.
Поэтому корректор имеет относительно не-
большие мощность и постоянную времени.
Последнее настолько повышает устойчи-
вость регулирования, что стабилизирующая
гибкая обратная связь, как правило, не
требуется. При КЗ сразу резко возрастает
МДС обмотки ш2> так как быстро снижа-
ется подмагничивание АТ, что определяет
быстродействие устройства.
При замыкании во вторичных цепях
напряжения отключается автомат SF и
своим вспомогательным контактом вклю-
чает постоянное подмагничивание АТ, пре-
дотвращающее ложное перевозбуждение
(форсировку) генератора.
Характеристики выходного тока устрой-
ства показаны на рис. 38-77. Устройство
имеет универсальное исполнение в двух
модификациях (табл. 38-10).
Если тока или напряжения одного уст-
ройства недостаточно, используются два
устройства и соответственно два АТ с па-
раллельным или последовательным включе-
нием их выходов. При этом второе уст-
ройство можно включить на ток свободной
фазы (В), что повышает чувствительность
схемы к несимметричным КЗ. Обмотки уп-
равления обоих АТ включаются последо-
вательно. Рабочие обмотки АТ имеют ряд
ответвлений, выбираемых при наладке.
Введение ё схему дополнительного
магнитного усилителя позволяет переклю-
чать устройство на регулирование по от-
клонению тока статора от номинального
§ 38-7]
Автоматическое регулирование напряжения
459
Рис. 38-75. Устройство управляемого фазового компаундирования типа РВА-62.
АТ — трансформаторный магнитный усилитель; L — балластный дроссель для формирования тока
IH; С — компенсирующий конденсатор; Т2—автотрансформатор для повышения напряжения и за-
дания тока /н; А— магнитный усилитель корректора; ОС/—ОСЗ—обратные связи по току выхода
регулятора /вы2. току выхода корректора 1у и току статора 1 ст (для создания требуемого статиз-
ма внешней характеристики генератора).
значения в условиях длительной перегруз-
ки генератора.
Потребление по цепям напряжения 4 А
в двух н 1 А в одной фазе. Напряжение на
трансформаторах тока при максимальной
мощности устройства — около 200 В.
Модификация устройства выбирается
из условия не превышения указанных в
табл. 38-10 значений в режиме полной на-
грузки нагретого генератора с наинизшим
costp, пониженной частотой и пониженным
напряжением. Для этого обычно требует-
ся, чтобы
0,75Двыхтая: ^в.ном /?2;
0,757выхтах As, ном U Ап)»
где А!щ = 7с,в,вомДв,вом.
Значение принимается 0,5—0,65 И
для обеспечения регулирования в режиме
холостого хода не должно превышать зна-
чения
Лв,Х UВ,НОМ Лз,ном R2
I В,НОМ ^В,Х ^в,х
Индексы «ном» и «х» соответствуют
режимам номинальному и холостого хода;
подробнее о расчетах см. [38-38].
При невыполнении указанных условий
используют два АТ.
Устройство АРВ типа ЭПА-325Б для
турбогенераторов серии ТВВ с еысокочас~
тотной системой возбуждения (еЭлектро-
сила»). Упрощенная схема — на рис. 38-78.
460
Автоматизация в энергосистемах
[Разд. 38
J^d^cr
icr
О
Емкостная
нагрузка.
Рис. 38-76. Зависимость результирующей МДС
первичных н вторичных обмоток АТ от cos ф на-
грузки Генератора.
а — упрощенные векторные диаграммы генератора;
б — соответствующие векторные диаграммы МДС
первичных н вторичных обмоток АТ.
йг
Индуктивная
нагрузка
Таблица 38-10
Модификации регулятора
Модифика- ция Максимальные рабо- чие (выпрямленные) значения на выходе регулятора Максимальное допустимое обратное нап- ряжение при релейной фор- сировке, В
Напряже- ние, В Ток, А
1 70 9.0 250
2 140 4,5 500
Рид. 38-77. Выходные токи регулятора РВА-62 в
функции напряжения на его входе (дополнитель-
ные обратные связи отсутствуют).
/-ток генератора I ст =0; 2 —ток /ст —
=0.5/ст ном» высокий коэффициент мощности;
3 — то же при низком коэффициенте мощности;
4 Н 5— TOK /сТ— ^СТ-НОМ при ВЫСОком и НИЗКОМ
коэффициентах мощности.
Полные схемы и описание даны в [38-5,
38-31].
В качестве возбудителя GE применен
высокочастотный индукторный генератор
переменного тока частотой 500 Гц серии
ВГТ (табл. 38-11). Повышенная частота
позволяет уменьшить габариты как самого
возбудителя, так и магнитных усилителей
А1 и А2 устройства регулирования воз-
буждения АУР пропорционального типа.
Применение индукторного генератора, у
которого все обмотки расположены на ста-
торе, и кремниевых диодов для выпрямле-
ния тока обеспечивает высокую надежность
системы возбуждения. Возбудитель имеет
две рабочие трехфазные обмотки, питаю-
щие соединенные последовательно выпря-
мительные мосты VS/ и VS2, представля-
ющие собой установки типа ВУГТ-3000 (см.
табл. 38-12) с кремниевыми диодами (типа
ВКД-200 класса 6 с воздушными радиато-
рами), и три обмотки возбуждения LE1—
LE3. В принципе возможно применение од-
ной мостовой схемы (с применением дио-
дов более высокого класса).
Последовательная обмотка LE1 воз-
будителя включена в цепь обмотки возбуж-
дения LG возбуждаемого генератора. Тем
самым в системе АРВ осуществляется силь-
ная положительная обратная связь по току
возбуждения, что позволяет уменьшить
мощность управления от УАРВ, который
выполнен аналогично двухсистемному кор-
ректору компаундированного генератора
(см. рис. 38-74), но с измерительным орга-
ном напряжения, подобным ИОН устройст-
ва ЭПА-305 (см. рис. 38-73).
Технические данные турбогенераторов
Таблица
типа ТВ В и возбудителей серии ВГТ
38-11
Возбудитель Турбоге- нератор Токн н напряжения воз- буждения турбогенера- * торов Данные возбудителей
Нормаль- ный режим Режим форсировки Длительный режим . Форсировка в течение 20 с
S о и -.“•с о к ей м •е я । Р, кВт и, В /, А ©- СА О ’ Р, кВт | и. в 7,- А COS ф
В ГТ-2500-500 ТВВ-165-2 2020 370 4040 740 1100 43э 1680 к Оо 3.0987 3650 795 3040 0,87
ВГТ-2700-500 ТВВ-200-2 2680 316 4360 632 1230 370 2220 0?87< 4150 676 4Й40 0,87
ВГТ-4500-500 ТВВ-320-2 2900 447 5800 894 1900 523 2400 0,87 6300 958 <360 0,87
ВГТ-5000-500 ТВВ-500-2 3560 478 7120 956 2400 540 2970 0,87 7950 980 6400 0,87
§ 38-7]
Автоматическое регулирование напряжения
461
Рис. 38-78. Система АРВ мощных турбогенераторов с высокочастотным возбудителем («Электро-
сила»),
« — принципиальная схема: UV — измерительный орган напряжения УАРВ; GE— высокочастотный
возбудитель с двумя параллельными ветвями статора; GEA—высокочастотный подвозбудитель
(трехфазный генератор 400 Гц с постоянными магнитами на роторе); LE1—LE3— обмотки возбуж-
дения GE; Rl, R2— резисторы для уменьшения постоянных; времени обмоток LE2, LE3; А/—»маг-
нитный усилитель устройств^ бесконтактной форсировки возбуждения (УБФ); А2— то же противо-
включенного корректора напряжения; TL—промежуточный трансформатор для введения требуемо-
го статизма по току статора; TD — дифференцирующий трансформатор стабилизирующей гибкой
обратной связи по напряжению ротора; Т1 — установочный автотрансформатор УАРВ; б —зависи-
мость токов выхода согласованной /рег>с и противовключениой /рег п частей УАРВ от напряже-
ния (7ВХ ; в — зависимость тока выхода устройства ограничения форсировки от напряжения возбу-
дителя Uqe .
462
Автоматизация в энергосистемах
[Разд. 38
Таблица 38-12
Технические данные установок типа ВУГТ-3000
для выпрямления переменного тока 500 Гц
ТВВ-165-2
ТВВ -200-2
ТВВ-320-2
Генератор
Параметры выпрямительных
устройств
2100 370
2700 320
3000 470
4200
5400
6000
740
640
940
В нормальных режимах МДС, создан-
ная током /с,в в обмотке LE1, превосходит
необходимое для этого режима значение.
Избыток МДС компенсируется МДС, соз-
даваемой ТОКОМ /рег.п (в обмотке LE3) от
противовключенного ЭМК.
Обмотка LE2 питается током Iver,c,
устройства бесконтактной форсировки УБФ
(согласованного ЭМК). Характер зависи-
мости этих- токов от Двх«UT показан на
рис. 38-78, б. Магнитный усилитель А1 схе-
мы УБФ питается от GE, а усилитель А2
противовключенного ЭМК — от высокочас-
тотного подвозбудителя GEA, служащего
независимым источником питания. Приме-
няются схемы с подвозбудителем типа
ГСП-4,5 (4,5 кВт) и ГСП-30 (30 кВт) и без
подвозбудителя. Наличие подвозбудителя
большей мощности повышает быстродейст-
вие системы АРВ. В нормальных режимах
и при повышениях напряжения ток /рег.с
от УБФ мал и регулирование ведет протн-
вовключенный ЭМК. Прн КЗ резко падает
размагничивающий ток /рег.п обмотки LE3,
а согласованный ток /рег.с обмотки LE2 от
УБФ растет. Кроме того, при КЗ свободная
составляющая тока ротора генератора, про-
ходя по обмотке LE1, также способствует
обеспечению требуемого значения и уско-
рения процесса форсировки.
При глубоких снижениях напряжения
ток управления Д от VV снижается прак-
тически до нуля (см. рис. 38-71, а), т. е.
форсировка возбуждения не обеспечивается
даже при неизменном напряжении питания
усилителей А1 и А2 (см. пунктир иа рис.
38-78,6). Для устранения этого недостат-
ка предусмотрен подпор линейного элемен-
та UV током /п через выпрямитель VS3 от
напряжения подвозбудителя GEA. Ток 1П
обеспечивает неизменную форсировку воз-
буждения при глубоких снижениях напря-
жения. Благодаря повышенной частоте пи-
тания усилителей А1 и А2 их постоянная
времени мала и инерционное запаздывание
системы регулирования определяется в ос-
новном постоянной времени возбудителя
GE (около 0,1 с). В результате получается
достаточно высокая скорость нарастания
ед.возб
напряжения (d//B/d/)///B,H0M>2 -------- и
С
кратность форсировки возбуждения &ф>2.
Устройство ограничения форсировки ACL
настраивается так, что пока Дев не пре-
восходит двукратного значения этого на-
пряжения в номинальном режиме, выходной
токАСГ7у0ф мал (рнс. 38-78, в). Прн боль-
шем Uсе выходной ток ACL резко возра-
стает и создает в магнитных усилителях
А7 и А2 дополнительные МДС управления,
снижающие согласованный ток выхода
УБФ (7рег,с) и увеличивающие развозбуж-
дающее действие противовключенного ЭМК
(/рег.п).
Дополнительно имеется (не показано)
релейное устройство развозбуждеиия, за-
пускающееся при 17св=(1,5-г-1,7)17ОвНОм
и через 20 с задающее в А1 и А2 дополни-
тельные МДС управления, снижающие воз-
буждение до значения, близкого к номи-
нальному (или меньшего в зависимости от
настройки, исходя из местных условий).
Особенность системы — необходимость
переключения УБФ с GE на GEA для соз-
дания начального возбуждения прн пуске
(в режиме холостого хода отсутствуют то-
ки в обмотках LE1 и LE2, а в об-
мотке LE3 есть некоторый ток /рег,п).
Для этого служит отдельное релей-
ное устройство (не показано), переключа-
ющее контактором КМ1 питание Al с GE
иа GEA при включенном АГП (ASV) и от-
сутствии напряжения статора. После появ-
ления последнего схема автоматически
переключает А1 на питание от GE и систе-
ма регулирования вступает в нормальное
действие. При подвозбудителе мощностью
30 кВт оба усилителя А1 и А2 могут пи-
таться от подвозбудителя. Отрицательная
гибкая обратная связь ОГОС по напряже-
нию ротора турбогенератора, выполненная
на дифференцирующем трансформаторе
TD, обеспечивает устойчивость регулиро-
вания.
Автоматическое регулирование
возбуждения генераторов
с бесщеточной системой возбуждения
В бесщеточной системе (рис. 38-79) в
качестве возбудителя GE применяют обра-
щенный синхронный генератор переменно-
го тока, сочлененный с валом главного ге-
нератора G. Обмотка возбуждения LE воз-
будителя размещена на статоре, а на рото-
ре— трехфазная или многофазная обмотка
переменного тока. При использовании трех-
фазного генератора частота переменного
тока, как правило, равна 150 Гц. Обмотка
каждой фазы состоит из шести ветвей, а
неуправляемый вращающийся выпрямитель
VS1' состоит нз шести трехфазных мосто-
вых схем, соединенных параллельно на
стороне выпрямленного тока [38-33, 38-45].
В выпрямителе VS1 используются си-
ловые роторные диоды типа ВКС-500 (пря-
мой ток 500 А,' обратное напряжение
2000 В), обладающие механической проч-
ностью и стойкостью к вибрациям и уско-
рениям.
§ 38-7]
Автоматическое регулирование напряжения
463
Рнс. 38-79. Система АРВ пропорционального типа для мощных турбогенераторов с диодной бесще-
точной системой возбуждения.
Для обеспечения надежности количест-
во диодов взято с избытком. Диоды защи-
щаются предохранителями. При перегора-
нии предохранителей или повреждении
диодов кратность форсировки снижается.
Для бесконтактного контроля исправности
диодов и предохранителей и измерения то-
ка ротора используется устройство бескон-
тактного контроля и измерения (АСЕ).
Расщеплением трехфазной обмотки GE
на параллельные ветви обеспечивается
примерно одинаковое распределение токов
в параллельно работающих вентилях вы-
прямителя.
Применение многофазного генератора
GE также облегчает такое распределение
тока. Обмотка возбуждения LE питается
от подвозбудителя GEA, представляющего
собой высокочастотный (500 Гц) индук-
торный генератор, подобный возбудителю
в высокочастотной системе возбуждения
(см. рис. 38-78).
Подвозбудитель имеет последователь-
ную обмотку самовозбуждения LA1 (поло-
жительная обратная связь по току /в воз-
буждения возбудителя) и обмотку возбуж-
дения LA2 для управления его возбужде-
нием от АРВ пропорционального типа
(AVP3). Для начального'возбуждения GEA
(при пуске) предусматривается кратковре-
менное подключение аккумуляторной бата-
реи GB.
Ввиду отсутствия электрической связи
с цепью ротора LG регулирование возбуж-
дения турбогенератора осуществляется
посредством изменения тока /в в обмотке
возбуждения LE возбудителя, питаемой
подвозбудителем через два трехфазных
неуправляемых выпрямителя VS2 и VS3,
соединенные параллельно. Выпрямители
VS2 и US3 совместно с трансформаторами
Т1 и Т2 и двумя управляемыми днодно-ти-
ристорными коммутаторами (переключа-
телями) VS4 и VS5 образуют рабочую и
форсировочную группы управления возбуж-
дением турбогенератора. Для обеспечения
форсировки возбуждения трансформатор
Т2 имеет две вторичные обмотки, а выпря-
митель VS3 состоит нз двух работающих
параллельно мостовых схем. В нормальных
режимах работы ток возбуждения генера-
тора создается рабочей группой.
Для автоматического регулирования
возбуждения турбогенераторов с диодной
бесщеточной системой возбуждения приме-
няется транзисторный АРВ пропорциональ-
ного действия по отклонению напряжения
от заданного значения («Электросила»).
Для бесщеточных систем с повышенным
быстродействием устанавливаются унифи-
цированные РСД (см. ниже).
В первом случае АРВ осуществляется
двумя одинаковыми транзисторными регу-
ляторами возбуждения AVP1 и AVP2, воз-
действующими соответственно на рабочую
и форсировочную группы управления воз-
буждением с различными уставками по
напряжению t/Inp>t/2np, устанавливаемыми
резисторами R1 и R2. При такой настройке
AVP2 вступает в действие после того, как
по мере снижения напряжения генератора
полностью откроется рабочая группа. Ре-
гулятор A VP1 изменяет ток рабочего вы-
прямителя VS2, обеспечивая при неизмен-
464
Автоматизация взнереосистемах
[Разд. 38
ном напряжении генератора изменение тока
ротора от /р,х до /р.вом, осуществляет раз-
возбуждение и обеспечивает полуторакрат-
ную форсировку возбуждения. Регулятор
AVP2 током выпрямителя VS3 обеспечива-
ет необходимую форсировку возбуждения в
аварийных режимах, ограничиваемую по
достижении двукратного значения тока ро-
тора, При повреждении определенной части
диодов или перегорании предохранителей
выпрямителя VS1 регулятор AVP2 выво-
дится из действия устройством ACL (цепь 4).
На входе (/—3) регуляторов AVP1 н
AVP2 вводится информация о фактическом
значении напряжения генератора, токе ро-
тора, предписанном значении регулируемой
величины ({ЛпР, С/2пр). Сигналы обратной
связи по току ротора осуществляют стаби-
лизацию системы АРВ и ограничение его
значения.
Для обеспечения требуемого знака и
значения коэффициента статизма системы
регулирования возбуждения иа входы /
регуляторов подаются сигналы, пропорци-
ональные значению UT±AICi (сигнал, про-
порциональный ±Д/ст, обеспечивается с
помощью трансформатора TL).
Автоматические регуляторы возбужде-
ния AVP1 и AVP2 через системы управле-
ния тиристорами СУТР и СУТФ осуществ-
ляют непрерывную подачу последователь-
ности прямоугольных импульсов на откры-
тие тиристоров преобразователей 1Л54, VS5
(один импульс за период промышленной
частоты).
В измерительном органе ИОН регуля-
тора (AVP1, AVP2), состоящего из измери-
тельного преобразователя напряжения UV,
элемента сравнения ЭС и иуль-индикатора
релейного действия ЕА, осуществляется
преобразование отклонения фактического
значения напряжения Ur генератора от
предписанного значения &UT=UT—Ur,np в
изменение длительности импульса напря-
жения /иоя, в течение которых открыты ти-
ристоры переключателей VS4, VS5 и выпря-
мители VS2, KS.3 подключены к напряже-
нию £7пв GEA. При снижении или повыше-
нии напряжения Ur длительность импуль-
сов /Иов соответственно увеличивается или
уменьшается, в результате чего увеличива-
ется или уменьшается значение тока /в и со-
ответственно тока/р. При форсировке воз-
буждения тиристорные коммутаторы VS4,
VS5 полностью открыты в течение всего вре-
мени форсировки.
Постоянная времени Те обращенного
трехфазного генератора GE превосходит
значение, при котором обеспечивается не-
обходимая для применения РСД скорость
нарастания возбуждения. Для повышения
быстродействия возбудителя GE в целях
использования РСД последовательно с его
обмоткой возбуждения LE включается до-
бавочный резистор R3 с сопротивлением, в
несколько раз превышающим сопротивления
обмотки LE. Это примерно во столько же
раз уменьшает постоянную времени Те воз-
будителя, но требует соответствующего
увеличения напряжения и мощности под-
возбудителя GEA для компенсации потерь
мощности в резисторе R3. При этом КПД
GE снижается. Быстродействие возбудителя
можно повысить и без R3, увеличив пре-
дельное напряжение подвозбудителя (т. е.
и его мощность). Повышение .мощности
подвозбудителя без включения ' дополни-
тельного резистора R3 не изменит постоян-
ную времени возбудителя, что осложняет
настройку РСД и требует больших значе-
ний коэффициентов усиления по режимным
параметрам. Это. может привести к не-
устойчивости системы АРВ сильного дей-
ствия, которая устраняется охватом отри-
цательной жесткой обратной связью ОЖОС
возбудителя и управляемого выпрямителя
подвозбудителя VS6. Применение ОЖОС
с коэффициентом koc снижает в (1+Лос/гв)
раз постоянную времени возбудителя, ко-
торый может быть эквивалентирован апе-
риодическим звеном с передаточной функ-
цией kjJTep-\-1 (kB — коэффициент усиления
GE). Таким образом, повышение предель-
ного напряжения подвозбудителя и ОЖОС
(рис. 38-79) повышает быстродействие бес-
щеточного возбудителя и позволяет приме-
нить РСД.
Регуляторы сильного действия
Основные показатели сильного регули-
рования возбуждения характеризуются, по-
вышением предела статической устойчиво-
сти электропередачи до предела устойчиво-
сти по линии, интенсивным гашением коле-
баний и быстродействующей форсировкой
возбуждения (уже при небольших сниже-
ниях напряжения). По условиям синхрон-
ной динамической устойчивости сильное
регулирование проявляется в успокоении
колебаний после отключения КЗ и предот-
вращении нарушений устойчивости во вто-
ром и последующих циклах качаний [38-4,
38-35, 38-37, 38-41].
Сильное регулирование позволяет уве-
личить передаваемую в ЭЭС мощность и
снизить требования к реактивным сопро-
тивлениям и постоянной времени электро-
механической инерции синхронных генера-
торов и компенсаторов, что дает сущест-
венный экономический эффект. В режимах
потребления синхронными машинами реак-
тивной мощности РСД повышают устойчи-
вость параллельной работы. РСД особенно
эффективны для систем возбуждения с
малой постоянной времени возбудителя,
т. е. для тиристорных систем возбуждения.
Особенностью РСД является введение
в закон регулирования, кроме сигналов но
отклонениям напряжения и тока, также
сигналов по производным напряжения и
тока или отклонению и первой нронзводной
частоты. ,<« >
Выбор комбинаций сигналов и коэффи-
циентов их передача, определяется парамет-
рами синхронных ,йашин электростанций и
параметрами ЭЭСк>,-,а также параметрами
их режимов и осуществляется иа основании
соответствующих расчетов, а также экспе-
риментов на моделях и в ЭЭС.
§ 38-7]
Автоматическое регулирование напряжения
465
Так как устойчивость передачи в пер-
вую очередь определяется углом последней,
то наиболее эффективен ввод в РСД сиг-
налов пс этому углу (б' и б"); это, однако,
связано с телепередачей вектора напряже-
ния приемного конца линии (или линий при
выдаче электростанций энергии в несколь-
ких направлениях), что сложно и не обес-
печивает высокой надежности системы ре-
гулирования. Поэтому используются пара-
метры режима, отражающие угол передачи
н его изменения, которые можно опреде-
лить непосредственно на ' электростанции.
В слу-tfee выдачи энергии в одном на-
правлении такими параметрами являются
значения полного (или активной составля-
ющей) тока передачи и его производных.
При выдаче энергии в нескольких направ-
лениях приходится использовать сигналы
по отклонению (Д)~6') и по производной
частоты (f'~S") на шинах станции. Такое
решение имеет и некоторые недостатки,
например, при ускорении роторов машин в
режимах КЗ возникают ложные сигналы
на снижение возбуждения, которые необхо-
димо блокировать.
Таким образом, закон автоматического
регулирования возбуждения сильного дей-
ствия может быть представлен одним из
следующих выражений:
ирег,1 = + kvU +kjl + k/ I
ИЛИ
Урег.2 = kU W + M7' + kf M + k’f f ’
где t/per — регулирующее воздействие регу-
лятора; At/ — отклонение напряжения от
предписанного значения напряжения гене-
ратора (блока); U'— первая производная
напряжения генератора (блока); Г и I" —
первая и вторая производные токи генера-
тора (блока, линии); Af=f—/ном—Аи/2л~
— отклонение частоты; f'—первая
производная частоты; k k^; kf, kp,\
kf и kf — коэффициенты усиления системы
APB по соответствующим составляющим
закона регулирования.
В настоящее время применяется типо-
вой (унифицированный) РСД на магнитных
и полупроводниковых элементах. Такими
регуляторами' оборудованы гидрогенерато-
ры мощных ГЭС и турбогенераторы 300,
500, 800 МВт и выше й генераторы атом-
ных станций. Унифицированный РСД реа-
лизует сложный алгоритм 'автоматического
управления возбуждением генератора, осу-
ществляя: изменение возбуждения ио вто-
рому закону (Upers) автоматического регу-
лирования сильного действия; форсировку
возбуждения генератора '6'ысокой кратности
(fe/»4) по напряжению возбуждения; огра-
ничение тока ротора двукратным значением;
автоматическую разгрузку генератора по
току ротора и реактивному току статора с
зависимой характеристикой’’выдержки вре-
мени; нзменеине предписанного значения
напряжения генератора (уставки) при
синхронизации; ограничение снижения воз-
30—792
буждения в режиме потребления реактив-
ной мощности; уравнивание реактивных на-
грузок параллельно работающих генерато-
ров (блоков) при ГУВ; регулирование по
отклонению тока ротора в процессе выбега
турбогенераторов атомных электростанций;
защиту генератора от повышения напряже-
ния при сбросах нагрузки. На рнс. 38-80
приведена упрощенная схема РСД для тур-
богенератора с тиристорной системой, са-
мовозбуждения. Схема построена иа стан-
дартных блоках.
Усилительные элементы регуляторов
построены на магнитных усилителях (А1—
АЗ) с постоянной времени несколько милли-
секунд, питаемых стабилизированным ис-
точником (магнитным удевятерителем час-
тоты ПЧМ) переменного напряжения по-
вышенной частоты ПО В, 450 £ц. Диффе-
реицируюшие элементы — пассивные на це-
почках RC.
Введение в закон регулвровапия откло-
нения А (7 обеспечивает поддержание пред-
писанного значения напряжения генератора.
Передача максимальной мощности, близкой
к предельной мощности линии, происходит
при постоянстве напряжения U„ в ее начале
(рис. 38-80). Поэтому используется откло-
нение напряжения от (7Л
АС/ =| йл | С/Г,пр = | — jlr хт | J/r.np,
где jlrX-x — падение напряжения иа сопро-
тивлении хт трансформатора Т.
Такое определение АС/ требует введе-
ния в измерительный орган напряжения
(ИОН) сигнала по току генератора (токо-
вая компенсация БКТ). При этом иа шинах
генератора напряжение, будет изменяться
по закону встречного регулирования, а в
начале линии обеспечивается поддержание
постоянного напряжения (7Л-
ИОН — нелинейный мост с кремниевы-
ми стабилитронами. Так как при нулевом
входном напряжении выходное напряжение
моста также падает до нуля (как и при
С/г=£/г,пр), предусмотрен ввод на вход
моста через выпрямитель VD напряжения
от ПЧМ через подпорный трансформатор
TL. Когда входное напряжение становится
ниже подпорного, вентиль VD1 открывает-
ся и напряжения на входе и выходе моста
практически постоянны (рис. 38-81). При
этом реле форсировки возбуждения KV на
выходе ИОН надежно срабатывает при лю-
,бых КЗ и подает на магнитный усилитель
первого каскада усиления А1 постоянный
управляющий сигнал РФ достаточной дли-
тельности, обеспечивающий требуемую фор-
сировку и блокирующий ложное действие
сигнала иа развоэбуждение после от-
ключения КЗ (когда напряжение генерато-
ра восстанавливается).
Производная U' стабилизирует систе-
му АРВ прежде всего при холостом ходе
генератора. Сигналы, пропорциональные
Д/, f' и U', повышают устойчивость парал-
лельной работы. Однако прн сбросах на-
грузки генератора, сопровождающихся од-
новременным повышением частоты и иа-
466
Автоматизация в энергосистемах
[Разд. 38
Рис. 38-80. Структурная схема РСД для турбогенератора с тиристорной системой возбуждения.
G — турбогенератор; Т — трансформатор блока; TV1, TV2 — трансформаторы напряжения генератора
и блока; LG ~~ обмотка ротора; Т2 —последовательный трансформатор (трансреактор); ТПТ—транс-
форматор постоянного тока; 7'3— выпрямительный трансформатор; ТВ—-тиристорный возбудитель;
VS1 и VS2— форсировечная и рабочая группы тиристоров; Т4— трансформатор собственных иужд
ТВ; SF—автомат питания РСД; СУТР н СУТФ— системы управления тиристорами рабочей и фор-
сировочной групп; РУ — резервная система управления; ПУН — блок подгонки уставки регулятора
по напряжению при точной синхронизации; БКТ — блок токового компаундирования ИОН; TL1 —
промежуточный трансформатор; ASV — вспомогательный контакт автомата гашения поля; ПЧМ. —
стабилизированный магнитный преобразователь (удевятеритель частоты 110 В, 450 Гц); БОСТ В —
блок обратной связи тиристорного возбудителя; А1 — первый каскад суммирующего усилителя; А2
и АЗ — вторые каскады МУ для рабочей и форсировочной групп; ПР — установочный потенциал-ре-
гулятор ИОН; ДНУ — двигатель изменения уставки ИОН; Ф — сглаживающий фильтр; KV — реле
форсировки возбуждения; UF — измерительный преобразователь частоты; КБ — реле повышения
частоты; ЙОП — измерительный орган перегрузки по току ротора; СС—схема сравнения; РОП
реле ограничения перегрузки ротора: БЭН — блок эталонного напряжения; КБ — промежуточное реле.
§ 38-7]
Автоматическое регулирование напряжения
467
пряжения, сигналы Л[ и f' действуют на
форсировку возбуждения, что недопустимо.
Поэтому на выходе измерительного органа
частоты (ИОЧ) включено реле KF (рис.
38-80), блокирующее ложные сигналы А/ и
Рис. 38-81. Характеристика измерительного органа
напряжения РСД.
ОЬа — без подпорного напряжения; сЪа — с под-
порным напряжением 17п.
аналоговых элементах, а каналы по произ-
водным напряжения, частоты и изменению
частоты — на цифровых. Комбинированное
выполнение упрощает структуру цифровой
части регулятора, т. е. повышает его на-
дежность при сохранении быстродействия.
Кроме того, в комбинированных регулято-
рах используется «сжатие» информации иа
основе использования обобщенных ампли-
тудно-частотных представляющих пара-
метров сигналов, т. е. совмещение диффе-
ренцирования амплитуды и частоты напря-
жения генератора.
Цифро-аналоговые РСД выполняются
на импульсно-потенциальных счетных, ло-
гических и усилительных интегральных
микросхемных элементах.
Прочие пояснения в подрисуночном
тексте.
Цифровые регуляторы возбуждения
сильного действия
В цифровых регуляторах, проходящих
пока опытную эксплуатацию, используются
элементы цифровой вычислительной техни-
ки, т. е. обработка информации происходит
в цифровых формах.
Это позволяет повысить быстродейст-
вие регулятора, а также осуществить комп-
лексное автоматическое управление агрега-
том в нормальных, аварийных и послеава-
рнйных режимах, включая АРВ, АРЧВ,
АРЧ и М (см. § 38-8), APT, АОМ (см.
§ 38-6), включение и отключение турбо- и
гидрогенераторов [38-45, 38-46].
Имеются две разновидности цифровых
РСД: РСД дискретного и комбинированно-
го действия. В первой разновидности ис-
пользуются только элементы дискретного
действия, с помощью которых в дискретные
моменты времени определяются значения
регулируемой и других величин и по ним
вычисляются дискретные значения регули-
рующего воздействия.
В Сибирском энергетическом институте
(СЭИ) Сибирского отделения Академии
наук СССР разработан цифровой (ЦАРВ-1)
АРВ дискретного действия [38-46], в кото-
ром осуществляется преобразование ампли-
туд напряжений трех фаз генератора и
частоты в двоичные цифровые коды. Циф-
ровое вычислительное устройство регулято-
ра реализует второй закон регулирования
возбуждения сильного действия (см. вы-
ше). Для управления тиристорным возбу-
дителем были разработаны преобразовате-
ли цифрового кода в значения угла управ-
ления тиристоров.
Аналого-цифровое преобразование ам-
плитуд напряжений усложняет построение
регулятора и в последующих модификаци-
ях ие применяется, а используются комби-
нированные цифро-аналоговые регуляторы.
В комбинированных регуляторах канал по
отклонению напряжения выполняется на
30*
Особенности АРВ
синхронных компенсаторов
Синхронные компенсаторы (СК) рабо-
тают в режимах как выдачи, так и потреб-
ления реактивной мощности. Поэтому тре-
буемый ими диапазон регулирования воз-
буждения больше, чем у генераторов.
В случае электромашинкой системы воз-
буждения предусматривается подвозбуди-
тель для повышения устойчивости регули-
рования и обеспечения быстродействия
форсировки возбуждения, когда КЗ пред-
шествует режим недовозбуждения (потреб-
ления). При использовании УК с двухсис-
темным ЭМК компаундирование в режиме
потребления противодействует противо-
включенной части корректора. Поэтому в
литературе встречается рекомендация о
выведении УК в этом режиме, что, однако,
ухудшает качество регулирования и нера-
ционально. Для сохранения УК в работе
возможен переход к смешанной системе
возбуждения (см. рис. 38-64,6).
При использовании УФК диапазон ре-
гулирования можно расширить, создавая
противовозбуждение пропусканием тока
подмагничивания АТ в дополнительную об-
мотку возбудителя.
Групповое управление возбуждением
Для обеспечения устойчивого и опреде-
ленного распределения реактивной мощно-
сти между параллельно работающими ге-
нераторами электростанции характеристи-
ка регулирования напряжения в точке
соединения генераторов (или блоков) долж-
на при отсутствии специальной схемы урав-
нения реактивных нагрузок агрегатов иметь
положительный статизм по собственному
току генератора [38-4, 38-40].
Однако прн этом не обеспечивается
требуемое качество напряжения. Для авто-
матического повышения напряжения в точ-
ке соединения агрегатов на параллельную
работу при увеличении реактивной нагруз-
ки, т. е. для «встречного регулирования на-
пряжения» в измерительные органы ИОН
регуляторов по отклонению напряжения
468
Автоматизация в энергосистемах '
[Разд. 38
генераторов вводится сигнал по суммарно-
му току включенных параллельно агрегатов
(«компаундирование ИОН»).
Для обеспечения такого закона поддер-
жания напряжения и требуемого распреде-
ления реактивных нагрузок используется
групповое управление возбуждением (ГУВ)
генераторов,' которое осуществляется за-
меной индивидуальных УАРВ группы гене-
раторов (блоков генератор — трансформа-
тор, укрупненных блоков), работающих на
общие шины, одним регулятором, присое-
диненным к этим шинам; используется в
основном на ГЭС.
Достоинства ГУВ:
а) изменение предписанного значения
напряжения воздействием на одни регуля-
тор, а не на несколько;
б) возможность настройки общего ре-
гулятора с отрицательным статизмом по
нагрузке общих шин;
в) устранение в переходных режимах
взаимных качаний генераторов, возникаю-
щих при индивидуальном АРВ.
При практическом выполнении ГУВ
общим является измерительный орган на-
пряжения регулятора или элемент этого
органа (например, нелинейный), а в ос-
тальном используются элементы индивиду-
альных регуляторов генераторов с теми или
иными дополнительными элементами или
без них (что определяется принятой систе-
мой ГУВ ц типом индивидуальных регуля-
торов) .
Основных разновидностей систем ГУВ
две;
1) с «центральным» распределителем
реактивных нагрузок (рис. 38-82);
2) со схемами уравнивания реактивных
нагрузок, образующими поперечные связи
между генераторами и основанными на
принципе мнимого статизма (рис. 38-83,
38-84).
Параметр, характеризующий реактив-
ную нагрузку генераторов, получил в ли-
Рис. 38-82. Принцип выполнения ГУВ с централь-
ним распределителем реактивной нагрузки.
тературе наименование «параметр распре-
деления Д». В качестве этого параметра
используются: а) реактивная мощность или
реактивная составляющая тока статора;
б) полный ток статора; в) напряжение иа
кольцах или ток ротора.
При выполнении устройств ГУВ по
рис. 38-82 общий регулятор возбуждения
ОРВ, реагируя иа отклонения напряжения
на шинах, посылает через распределитель
ч
Рис. 38-83. Принцип выполнения ГУВ с уравнива-
нием реактивных нагрузок по среднему значению.
реактивной нагрузки РРН сигнал предпи-
санного значения Дпр, ь ДпР, 2 в индивиду-
альные исполнительные элементы ИЭ си-
стем АРВ генераторов. Встречно этим сиг-
налам в ИЭ поступают сигналы фактиче-
ских значений параметра Ri (Rz и т. д.),
вырабатываемые измерительными преобра-
зователями ИП. Результирующие сигналы
управления исполнительных элементов про-
порциональны ДД1=Д1—ДИр,!, АД2=Д2—
—ДпР, 2 и т. д. Установочное устройство УУ
регулятора позволяет изменять реактивную
нагрузку всех генераторов одновременно.
Принцип выполнения ГУВ по п. 2 по-
казан на рис. 38-83. Общий регулятор ОРВ
через усилитель У посылает управляющие
сигналы Дп₽ в исполнительные элементы
ИЭ. При неравенстве фактических и пред-
писанных значений параметра распределе-
ния возникают корректирующие сигналы
АД соответствующего знака от схемы урав-
нивания реактивных нагрузок, поступаю-
щие в ИЭ. Если ИЭ содержат интегрирую-
щие звенья, то системы распределения в
обеих схемах (рис. 38-82 и 38-83) астатич-
ны. В противной'‘Случае имеется статиче-
ская погрешность 1 распределения.
Прн наличий специальной схемы урав-
нивания реактивней? нагрузок (рис. 38-84)
характеристики регулирования напряжения
генераторов могут иметь нулевой или отри-
цательный статизм по собственному реак-
тивному току генератора. Схема уравнива-
ния вводится также н для компенсации не-
§ 38-7]
Автоматическое регулирование напряжения
469
одинаковости распределения реактивной
нагрузки между агрегатами за счет неко-
торого различия (практически всегда имею-
щего место) статизмов по собственному
реактивному току характеристик регулиро-
вания возбуждения генераторов.
Схемы уравнивания реактивных нагру-
зок используют принцип мнимого статизма
и являются дополнительной автономной си-
стемой группового автоматического регуля-
рно. 38-84. Принцип выполнения схемы уравнива-
ния реактивных нагрузок группы синхронных ма-
шин.
въ «2’—ЭДС сигналов, пропорциональных возбуж-
дению машин*, ИЭ — дополнительные обмотки уп-
равления исполнительными элементами индиви-
дуальных УАРВ машин; QJ, Q2...—вспомогатель-
ные контакты выключателей машин; уи у2 — про-
водимости ветвей схемы; а, b — шинкн уравнива-
ния.
роваиия возбуждения генераторов по от-
клонению от среднего значения реактивной
нагрузки, приходящейся на один агрегат
группы. Наиболее распространено уравни-
вание токов роторов или напряжений на
выводах последних.
При наладке системы устанавливает!
^1 = ^2= ••• = Уп = У,
тогда
Ч = (УаЬ — ^1) У\
i2 == (Uab~~~ У*
- jn — ab Сп) У___
(п \
nUab~— ei I#
1 /
откуда
п
Uab = У e-Jn = Яо,' a et = R,.
1
Напряжение Иаь между шинками урав-
нивания соответствует h-Й части суммар-
ной реактивной нагрузки группы агрегатов
и является предписываклдим воздействием
( Р, + Р2 + • 4~ Rn \
схемы ----------------‘'--------= Кп .
\ « " /
При этом токи в ветвях пропорциональны
отклонению фактической реактивной на-
грузки агрегата от предписанного значения
и создают сигналы соответствующих зна-
ков, направленные в сторону уравнивания
токов возбуждений (т. е. реактивных на-
грузок) генераторов. Если сигналы уравни-
вания поступают в ИЭ через интегрирую-
щие звенья (например, двигатели, меняю-
щие напряжение, подводимое к обмотке
уравнивания в ИЭ), то схема уравнивания
астатична. В противном случае (более час-
том) уравнивание происходит со статиче-
ской погрешностью. Последнее не столь су-
щественно, так как различие в .реактивных
нагрузках агрегатов на 5—10% увеличи-
вает потери активной мощности лишь не-
значительно.
При отключении генератора его цепь
уравнивания выводится из схемы вспомо-
гательным контактом (Qb Q2, .... Qn) соот-
ветствующего выключателя (или реле по-
ложения последнего).
Отбор напряжения с выводов роторов
осуществляется потенциометрами, что наи-
более просто. Одиацо при этом соединяют-
ся гальванически цепи всех роторов, что
является недостатком. Кроме того, при
больших напряжениях возбуждения (мощ-
ные генераторы) цепи уравнивания оказы-
ваются под высоким потенциалом относи-
тельно земли. Во избежание этого исполь-
зуют также уравнивания по току ротора
и снимают сигналы еь е2, ..., ек с зажимов
трансформаторов постоянного тока (МУ
без обратной связи, током управления ко-
торых служит ток ротора генератора). При
этом цепи возбуждения генераторов элек-
трически не связаны. (На аналогичном
принципе строятся схемы уравнивания ак-
тивных нагрузок агрегатов ГЭС — см.
§38-8.)
В простейшем случае ГУВ сохраняют-
ся индивидуальные УАРВ (со схемой урав-
нивания или без иее) и дополнительно к
индивидуальным УУ предусматривается
общее УУ.
АРН и РМ в электрических сетях
1. Основным средством АРН в питаю-
щих узлах сетей является автоматическое
регулирование под нагрузкой (РПН) ко-
эффициента трансформации (АРКТ) транс-
форматоров (автотрансформаторов) или
специальных линейных регуляторов, осу-
ществляемое по закону встречного регули-
рования.
2. АРКТ в целях АРН н РМ исполь-
зуется также на трансформаторах (авто-
трансформаторах), связывающих сети раз-
ных напряжений.
3. Соответственно конкретным условиям
АРКТ может осуществляться:
а) по отклонению напряжения;
б) по отклонению реактивной мощно-
сти (от заданного значения);
в) по заданному временному графику.
4. Современные УАРКТ выполняются
бесконтактными с выдержками времени
порядка десятков и сотен секунд и зоной
470
Автоматизация в энергосистемах
[Разд. 38
нечувствительности большей ступени регу-
лирования под нагрузкой.
5. Дополнительными средствами АРН
и РМ служат управляемые (автоматически
переключаемые) батареи статических кон-
денсаторов, а также УАРВ синхронных
двигателей.
АРКТ используется для автоматическо-
го регулирования как напряжения на ши-
нах, питаемых трансформаторами с РПН
(см. § 17-14), так и потоков реактивной
мощности, протекающих через такие транс-
форматоры. Ввиду дискретности РПН
устройства АРКТ должны иметь зону не-
чувствительности, превышающую ступень
РПН по напряжению (или соответственно
по реактивному току), с тем чтобы в слу-
чае срабатывания регулятора вблизи его
зоны нечувствительности значение регули-
руемого параметра не вышло после пере-
ключения на одну ступень РПН за преде-
лы противоположной границы этой зоны
(что вызвало бы ложное действие регуля-
тора в обратном направлении, т. е. неустой-
чивость регулирования). Непременным тре-
бованием к УАРКТ является практически
равный единице коэффициент возврата.
Для отстройки от кратковременных вы-
ходов регулируемого параметра из зоны не-
чувствительности регуляторов и уменьше-
ния количества переключений в течение
суток (износ УРПН) предусматривается
выдержка времени порядке десятков и со-
тен секунд. В этих условиях регулятор в
течение суток многократно запускается и
возвращается в исходное состояние.
Так как при этом электромеханические
регуляторы быстро изнашиваются, разра-
ботаны и используются бесконтактные ис-
полнения последних. Для осуществления
встречного регулирования напряжения
предусматривается компаундирование из-
мерительного органа током нагрузки.
Во избежание перенапряжений в случае
повреждения в регуляторе, а также пере-
возбуждения трансформатора обычно
предусматривается запрет действия регуля-
тора в сторону «выше» по высшему допу-
стимому значению напряжения шин нли
схемы, контролирующей значение индукции
в сердечнике трансформатора.
В случае возникновения в энергоси-
стеме дефицита реактивной мощности и
связанного с ним понижения напряжения
в сетях АРКТ, действуя в сторону повы-
шения напряжения на шинах распредели-
тельных подстанций, усугубляет дефицит
реактивной мощности, оказывается вред-
ным, н его действие следует в этих усло-
виях автоматически запрещать.
Выявление на каждой подстанции с
АРКТ признаков возникновения дефицита
реактивной мощности затруднительно, и
полноценное решение этого вопроса пока
отсутствует. Как временная мера может
осуществляться запрет действия УАРКТ
в сторону «выше» в случае снижения на-
пряжения на стороне питания подстанции
на значение, превышающее максимальное
снижение этого напряжения в нормальных
эксплуатационных режимах.
Для установок с. н. тепловых электро-
станций, оборудованных трансформаторами
с РПН, предложено АРКТ без выдержки
времени в условиях снижения напряжения,
вызванного самозапуском электродвигате-
лей, что облегчает и ускоряет последний.
Типичная структурная схема простей-
шего УАРКТ, реагирующего на отклонение
напряжения шин подстанции, приведена на
рис. 38-85 (цепи запрета действия не пока-
заны).
Структурная схема более сложного н
обладающего большими возможностями
УАРКТ [38-48] показана на рис. 38-86.
Устройство имеет два тракта с идентич-
ными измерительными органами, осущест-
вляющими РПН силового трансформатора
через логические элементы И и ИЛИ. При
регулировании напряжения первый тракт
является основным и второй — контрольным.
Выходной сигнал «выше» выдается только
в том случае, если напряжение на входе
контрольного тракта не превосходит его
уставки (плюс половины зоны нечувстви-
тельности). Сигнал «ниже» реализуется не-
рпе. 38-85. Схема УАРКТ трансформатора с РПН.
Т — трансформатор напряжений; Т1 —входной трансформатор УАРКТ; TAL— промежуточный транс-
форматор тока; ЭВР — элемент встречного регулировании (компаундирования ИОН для компенса-
ции падения напряжения в сети); R1 — установочный резистор; UV — измерительный преобразова-
тель напряжения; А— усилители в релейном режиме: ОВВ— орган выдержки времени; KLl, KL2—
выходные реле.
§ 38-8]
Автоматическое регулирование частоты
471
зависимо обоими трактами. Подавая на
вход первого тракта регулируемое напря-
жение, а на вход второго — напряжение,
функционально связанное с реактивной со-
ставляющей тока, можно осуществлять
комплексное регулирование режима по не-
параллельно работающие ОЭС обра-
зуют единую энергегическую систему стра-
ны (ЕЭС). Таким образом, частота пере-
менного тока во всех частях ЕЭС одина-
кова, т. е. является обобщенным парамет-
ром электрической энергии. В СССР номи-
Рис. 38-86. Схема УАРКТ с логическими элементами.
И0Н1, И0Н2 — измерительные органы напряжения первого и второго трактов; DX, DW- логи-
ческие элементы Й, ИЛИ; прочие обозначения — как на рис. 38-85.
пряжению и реактивной мощности подстан-
ций (или электростанций) при наличии
трансформаторов с РПН н синхронных
машин.
38-8. АВТОМАТИЧЕСКОЕ
РЕГУЛИРОВАНИЕ ЧАСТОТЫ
И АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ В ЭЭС,
входящих В ОЭС
Общие положения
Электрическая энергия производится и
в основном потребляется иа переменном
токе. Частота переменного тока есть пара-
метр качества электрической энергии. Про-
изводство электрической энергии характе-
ризуют:
1) территориальная разобщенность
мест производства (электрические станции)
и мест потребления и параллельная работа
электрических станций;
2) непрерывность соответствия (балан-
са) мощности, развиваемой производящими
электроэнергию агрегатами, и потребляемой
мощности с учетом потерь в электрических
сетях;
3) наличие неплановых, случайных на-
рушений баланса мощности наряду с пла-
новыми изменениями суточного графика
нагрузки.
Для непрерывного и надежного кругло-
суточного снабжения потребителей элек-
трической энергией с учетом указанных осо-
бенностей энергетического производства
возникает необходимость обеспечивать не-
прерывную связь мест производства между
собой и местами потребления с помощью
электрических сетей различных напряжений.
Создаются электроэнергетические системы
(ЭЭС), охватывающие определенные тер-
ритории страны, которые объединяются в
объединенные энергетические системы
(ОЭС).
нальное значение частоты /иом = 50 Гц.
Прн этой частоте наиболее оптимально ра-
ботают все потребители электрической
энергии.
Даже незначительное изменение часто-
ты приводит к увеличению потерь энергии
и снижению производительности у потре-
бителей.
В СССР действует ГОСТ 13109-67,
предусматривающий допустимое отклонение
частоты на 10-мннутном интервале, равное
±0,1 Гц (см. § 28-1).
Для сохранения постоянства частоты
необходимо непрерывно поддерживать ба-
ланс активных мощностей, меняя по мере
необходимости мощность, развиваемую аг-
регатами на электростанциях. Для измене-
ния мощности агрегата электростанции,
состоящего из синхронного генератора и
паровой турбины на тепловых и атомных
электростанциях, илн гидравлической тур-
бины на гидроэлектростанциях, необходимо
изменять количество энергоносителя (пара
или воды), вводимого в турбину, что и
осуществляется автоматическими регулято-
рами частоты вращения (АРЧВ) турбин.
Непрерывное распределение нагрузки
между агрегатами электростанций, между
электростанциями в ЭЭС, между ЭЭС, вхо-
дящими в ОЭС, и между ОЭС на высшем
уровне объединения в ЕЭС должно произ-
водиться по законам оптимизации режима
работы на каждом уровне. Все это обуслов-
ливает необходимость непрерывного изме-
нения мощности агрегатов электростанций,
участвующих в покрытии переменной части
суточного графика нагрузки.
Энергоблоки большой мощности (500—
1000 МВт) ТЭС обладают ограниченной
способностью менять нагрузку, а энерго-
блоки АЭС, как правило, должны работать
в базовой части графика нагрузки. Что ка-
сается ГЭС, то они обладают весьма боль-
шим регулировочным диапазоном, ограни-
ченным лишь условиями кавитации. Связи
472
Автоматизация в энергосистемах
[Разд. 38
электростанций между собой и с подстан-
циями мест потребления осуществляются
линиями системообразующих, передающих
и распределительных электрических сетей.
При распределении нагрузки между элек-
тростанциями должно учитываться условие
оптимальности режима электрических се-
тей — минимума потерь на транспорт элек-
трической энергии, а также ограничения пе-
редаваемой по линиям мощности условиями
электрической и термической устойчивости.
Системообразующие и передающие ли-
нии связи между ЭЭС и ОЭС нуждаются
в регулировании и ограничении перетоков
мощности. В ОЭС и ЕЭС возникает необ-
ходимость регулирования обменной мощно-
сти. Решение всех задач оптимизации ре-
жима производства, распределения и реали-
зации электрической энергии должно осу-
ществляться на принципе минимума трудо-
вых затрат на электроэнергию, доставля-
емую потребителю, на базе автоматической
системы регулирования частоты и активной
мощности (АСРЧ и М), создаваемой на
всех уровнях управления режимом работы
ЕЭС.
Функционирование этой системы вызы-
вает изменение частоты вращения н мощ-
ности турбо- и гидроагрегатов на так на-
зываемых частоторегулирующих электро-
станциях (ЧРЭС), предназначенных для
ликвидации небаланса между производст-
вом и потреблением в любой момент вре-
мени путем воздействия на АРЧВ турбин.
На основании всего сказанного выше
можно определить основные функции АСРЧ
и М в ЕЭС:
1) астатическое регулирование часто-
ты в ЕЭС;
2) регулирование частоты в отдельных
частях ЕЭС при нх отделении;
3) регулирование обменной мощности
между ОЭС;
4) ограничение и регулирование перето-
ков мощности по внешним связам ОЭС, ог-
раничение перетоков мощности по внутрен-
ним связям между ЭЭС, входящих в ОЭС,
и по так называемым «слабым» связям
между теми илн иными элементами ЕЭС;
5) оптимальное распределение нагрузки
между элементами ЕЭС на любом уровне
управления.
Автоматические регуляторы
частоты вращения турбин
Автоматические регуляторы частоты
вращения (АРЧВ) турбин выполняются на
различных принципах и имеют разнообраз-
ные конструктивные решения.
Различают три типа регуляторов: гид-
ромеханические, гидродинамические и элек-
трогидравлнческне.
Регуляторы первого и второго типов
используются для паровых турбии, а для
гидравлических турбин в основном приме-
няют электрогидравлические регуляторы
(ЭГР).
Основные функции АРЧВ: регулирова-
ние частоты вращения, ограничение воз-
можных увеличений частоты вращения в пе-
реходном процессе сброса нагрузки; пуск и
остановка турбины, изменение частоты вра-
щения при синхронизации, распределение
нагрузки между параллельно работающими
Рис. 38-87. Структурная схема АРЧВ.
турбинами, режимные ограничения мощно-
сти турбины, участие в АСРЧ и М ЭЭС.
Регуляторы гидравлических турбин выпол-
няют все перечисленные функции, регуля-
торы паровых турбин — лишь частично.
Структурная схема АРЧВ показана на
рис. 38-87. Ее основные элементы: измери-
тельный преобразователь /; предписываю-
щий элемент 2; сумматор 3; преобразова-
тельно-усилительный элемент 4; стабилизи-
рующие элементы обратных связей 5.
Воздействует АРЧВ на воспринимающий
элемент ВЭ регулируемого объекта РО
(турбины).
Для агрегатов, снабженных АРЧВ,
зависимость между частотой вращения агре-
гата илн частотой переменного тока гене-
ратора и мощностью турбины нли генера-
тора называется статической характеристи-
кой регулирования, показанной на рис.
38-88. Основным- показателем статической
%"е
р
rrtHQK
Рнс. 38-88. Статическая характеристика АРЧВ.
fyi’ ^у>: Уставки регулятора; 1 — закон ста-
тического регулирования; 2 — закон астатического
регулирования; Р^ — предписывающее значе-
ние мощности генератора.
характеристики является коэффициент ста-
тизма 5=ДД/ДР», где ДД=Д/7/Ном— изме-
нение частоты ц. относительных единицах;
ДР» = ДР/Рг,ком—г изменение мощности в
относительных единицах.
Автоматические регуляторы частоты
вращения могут функционировать по зако-
ну статического регулирования — характе-
§ 38-8]
Автоматическое регулирование частоты
473
ристика 1 н по закону астатического регу-
лирования (s=0)—характеристика 2.
Для паровых турбин используется за-
кон статического регулирования, у гидрав-
лических турбин могут использоваться оба
закона.
Все регуляторы снабжаются предписы-
вающим элементом — механизмом, изменя-
ющим уставку регулятора. Под уставкой по-
нимается предписываемая регулятором час-
тота вращения агрегата в режиме холостого
хода. Этот механизм обеспечивает переме-
щение статической характеристики-в соот-
ветствии с уставкой (см. рис. 38-88). При
различных положениях частотной характе-
ристики агрегат может нести различную на-
грузку при постоянной частоте. Механиз-
мом пользуются для перевода нагрузки с
одного агрегата на другой путем переме-
щения характеристик в разных направлени-
ях. Механизмом пользуются для подгонки
частоты при точной синхронизации.
Статическая характеристика агрегата
, может быть записана аналитическим выра-
жением
Д/+5(Рр-Рг.Пр)=0,
где Af — отклонение частоты от значения
частоты уставки; s — коэффициент статиз-
ма; Рг — мощность, развиваемая генерато-
ром в ' данный момент времени; Рг,пр —
предписанное значение мощности генерато-
ра, которую он развивает при номинальной
частоте.
При Pr,np=const имеет место статиче-
ский закон регулирования частоты. При из-
менении Рг,пр с помощью предписывающего
элемента можно реализовать астатический
закон регулирования частоты.
Предписывающий элемент носит раз-
личные названия: механизм управления тур-
биной (МУТ), механизм изменения частоты
(МИЧ), механизм изменения частоты вра-
щения (МИЧВ). Далее используется назва-
ние МИЧВ.
При наличии на параллельно работаю-
щих агрегатах электростанций ЭЭС только
регуляторов частоты вращения с опреде-
ленной настройкой статических характери-
стик можно реализовать в ЭЭС статический
закон регулирования частоты и распределе-
ние нагрузки между агрегатами — обратно
пропорционально коэффициентам статизма.
При нормированном диапазоне измене-
ния частоты регулирование частоты и актив-
ной мощности по статическому закону об-
ладает существенными недостатками, ог-
раничивающими область применения всего
закона. Эти недостатки следующие:
1. Приемлемый диапазон изменения
нагрузок будет иметь место лишь при весь-
ма малых коэффициентах статизма, при ко-
торых затруднена работа турбоагрегатов в
режиме холостого хода перед его включе-
нием на параллельную работу.
2. Весьма существениоё'влияние на про-
цесс регулирования оказывает зона нечувст-
вительности регулятора частоты вращения,
которая необходима для отстройки от флук-
туационных колебаний нагрузки в системе.
Как известно, диапазон неопределенных
значений нагрузок при параллельной рабо-
те агрегатов с регуляторами, имеющими
зону нечувствительности, прямо пропорцио-
нален зоне нечувствительности регулятора
н обратно пропорционален коэффициенту
статизма, и поэтому уменьшение последнего
существенно влияет на увеличение указан-
ного диапазона.
3. Распределение нагрузок по закону
статического регулирования, т. е. обратно
пропорционально коэффициентам статизма,
не соответствует экономическому критерию
распределения нагрузок.
Учитывая указанные недостатки стати-
ческого регулирования частоты в системе,
в настоящее время обычно применяют ас-
татический закон регулирования частоты и
распределение нагрузок по экономическому
критерию. Так как прн астатическом регу-
лировании частоты распределение нагрузок
между частоторегулирующими станциями н
между агрегатами на указанных станциях
не может обеспечиваться регуляторами ча-
стоты вращения, реагирующими лишь на
изменение последней, то возникает необхо-
димость принудительного распределения на-
грузок между частоторегулирующими стан-
циями и агрегатами на станциях в соответ-
ствии с экономическим критерием.
Регулирование частоты
и активной мощности в ЭЭС
одной частоторегулирующей станцией
Наиболее просто астатический закон
регулирования частоты может быть обеспе-
чен в ЭЭС путем выделения одной частото-
регулирующей электростанции (ЧРЭС),
обычно ГЭС, которая принимает на себя все
случайные изменения нагрузки и изменения
нагрузки в диапазоне суточного графика,
если они укладываются в регулировочный
диапазон электростанции. Такой метод регу-
лирования частоты обусловливает неэконо-
мичный режим работы ЧРЭС в пределах все-
го диапазона изменения нагрузки ЭЭС, если
вовремя ие будет производиться коррекция
нагрузки ЧРЭС в соответствии с диспетчер-
ским графом распределения нагрузки между
всеми электростанциями ЭЭС, в том числе
и ЧРЭС.
Эта коррекция может осуществляться
с тем или иным интервалом времени персо-
налом или автоматическим, устройством за-
дания графика нагрузки (УЗГН). Рассмот-
ренный метод регулирования частоты и
мощности достаточно прост и находит при-
менение в автономных ЭЭС.
Основной проблемой, которая должна
быть решена прн таком методе регулирова-
ния частоты, является распределение на-
грузки между параллельно работающими
агрегатами, которое при астатическом регу-
лировании частоты должно быть принуди-
тельным. Такое изменение нагрузки парал-
лельно работающих агрегатов может осу-
ществляться путем изменения уставки
474
Автоматизация в энергосистемах
[Разд. 38
АРЧВ турбин, т. е. перемещением их ста-
тических характеристик.
Следовательно, для выполнения своих
функций ЧРЭС должна быть оборудована
АСЧР и М, обеспечивающей астатический
закон регулирования частоты в ЭЭС и при-
нудительное распределение нагрузок между
агрегатами с помощью общественного уст-
ройства по общему для всех агрегатов пара-
метру задания. В качестве такого парамет-
ра может быть использована нагрузка элек-
тростанции, автоматически меняющаяся при
изменении частоты и сохраняющая свое
значение неизменным при ликвидации отк-
лонения частоты. Обычно для этого исполь-
зуется или суммарная мощность ЧРЭС, или
интегральная функция отклонения частоты
в ЭЭС. АСРЧ и М, использующая в качестве
параметра распределения суммарную мощ-
ность ЧРЭС, осуществляет распределение
по так называемому мннмостатическому
принципу, который основывается на созда-
нии регулирующего воздействия на АРЧВ
каждого из параллельно работающих агре-
гатов по закону
(и \
Рг-аг =°>
/
где Af — отклонения частоты от уставки из-
мерительного органа; kj — коэффициент, оп-
ределяющий соотношение составляющих ре-
гулирующего воздействия; а* — коэффици-
ент долевого участия i-ro агрегата в сум-
п
маркой нагрузке ЧРЭС; У Pi — суммарная
г=1
нагрузка п работающих параллельно агре-
гатов ЧРЭС.
Указанный закон обеспечивает астати-
ческое регулирование частоты и принуди-
тельное распределение нагрузок между аг-
регатами в соответствии со значениями ко-
п
эффициентов а<, при условии, что ^аг-=1.
i=i
Если это соотношение не соблюдается, то
регулирование происходит по статическому
закону.
Наиболее пригоден рассмотренный
принцип регулирования для ГЭС с однотип-
ными агрегатами, имеющими одинаковые
расходные характеристики. Для таких аг-
регатов оптимальным распределением нагру-
зок будет распределение по среднему зна-
чению нагрузки, т. е. при а;=1/п. В этом
случае условие Sdi=l всегда выполняется.
Для создания регулирующего воздействия
по записанному выше закону для гидроаг-
регатов вместо мощности часто используют
открытие направляющего аппарата, т. е.
осуществляют распределение нагрузки по
среднему открытию направляющего аппа-
рата.
Простейшая функциональная схема, ил-
люстрирующая мнимостатический принцип,
показана на рис. 38-89.
Предписывающее значение нагрузки
каждого агрегата Р*пр=Рпр,ер формиру-
ется в устройстве распределения активной
мощности (УРАМ), куда от измерительных
преобразователей мощности (ИПМ), уста-
новленных на агрегатах, поступает в УРАМ
значение Pi, это же значение передается в
исполнительный блок (ИБО агрегата, где
Рис. 38-89. Распределение нагрузок на частоторе-
гулирующей электростанции по закону мнимоста-
тического регулирования.
образуется регулирующее воздействие на
АРЧВ агрегата. Отклонение частоты А/
фиксируется измерительным органом
(ИОЧ), от которого воздействие по откло-
нению частоты поступает в каждый испол-
нительный блок.
Регулирующее воздействие с выхода
ИБ поступает в схему электрооборудования
электрогидравлического регулятора (ЭГР),
где реализуется или через МИЧВ, или пря-
мо в контуре регулирования.
В тех случаях, когда в качестве ЧРЭС
используется ТЭС, где распределение нагру-
зок по мнимостатическому принципу не яв-
ляется оптимальным, необходимо осущест-
влять распределение по экономическому
критерию, обеспечивающему минимум рас-
хода топлива на ТЭС.
Для распределения нагрузки между аг-
регатами необходимо пользоваться харак-
теристиками относительного прироста расхо-
да топлива, а в качестве общего параметра
задания использовать интегральную функ-
цию отклонения частоты в ЭЭС.
АСРЧ и М, использующие в качестве
параметра распределения интегральную
функцию отклонения частоты, создает регу-
лирующее воздействие на АРЧВ каждого
из параллельно работающих агрегатов по
закону
А/ + *г (Pf-<pjAM0 = 0,
где Af, ki, Pi определены выше; <р» f Afdt—
интегральная функция отклонения частоты,
определяющая величину экономической на-
грузки i-ro агрегата в данный момент в
§ 38-8]
Автоматическое регулирование частоты
475
соответствии с его характеристикой отно-
сительного прироста расхода топлива.
Всякое отклонение частоты вызывается
нарушением баланса мощностей в ЭЭС,
при этом мощность ЧРЭС должна быть из-
менена: увеличена при снижении частоты
и уменьшена при ее увеличении. Соответ-
ственным образом меняется и относитель-
ный прирост расхода топлива на ЧРЭС н
на каждом работающем агрегате. Одновре-
менно меняется и значение интегральной
функции от отклонения частоты. Это каче-
ственное соответствие позволяет с помощью
функционального преобразования интег-
ральной функции вида <р4 f Afdt получить
предписанное значение мощности агрегата
в соответствии с экономическим критерием
распределения.
Простейшая функциональная схема,
иллюстрирующая рассматриваемый закон
регулирования, показана на рис. 38-90.
Рис. 38-90. Распределение нагрузок на частоторе-
гулируюодей электростанции с использованием ин-
тегральной функции отклонения частоты.
Предписывающее значение нагрузки
каждому агрегату Pi пр формируется в
устройстве распределения активной мощ-
ности (УРАМ) 3, в котором происходит ин-
тегрирование значения Af и функциональ-
ное преобразование вида Pi np=<р, f Afdt для
каждого агрегата. УРАМ имеет столько
выходов, сколько агрегатов участвует в
регулировании частоты.
Отклонение частоты фиксируется из-
мерительным органом (ИОЧ) 1, от которо-
го воздействие поступает в исполнитель-
ный блок агрегата (ИБ.) и в УРАМ. Из-
мерительный преобразователь мощности
(ИПМ) 2 формирует значение Pi, которое
поступает в ИБ, 4. Регулирующее воздей-
ствие с выхода ИБ, подается либо прямо
на МИЧВ регулятора i-ro агрегата, либо
в электрическую приставку к АРЧВ, ко-
торыми снабжаются регуляторы мощных
паровых турбин.
Рассматриваемая простейшая схема ре-
гулирования обычно сочетается с автома-
тической системой регулирования парамет-
ров пара парогенератора и дополняется
устройствами для распределения нагрузок
между парогенераторами, работающими на
общий паропровод, и между турбинами иа
ЧРЭС с поперечными связями или же меж-
ду блоками парогенератор — турбина для
блочных ЧРЭС. Введение регулирующего
воздействия по частоте в систему автома-
тического регулирования парогенератора
позволяет улучшить динамические показа-
тели этой системы регулирования и создать
единую для ЧРЭС систему регулирования
режима ее работы по частоте н активной
мощности.
Регулирование частоты
и активной мощности в ЭЭС несколькими
частоторегулирующими станциями
В тех случаях, когда к регулированию
частоты по астатическому закону привле-
каются несколько ЧРЭС, то возникает не-
обходимость распределения нагрузки между
ними. Кроме того, эти электростанции мо-
гут привлекаться к регулированию перето-
ков мощности по связям данной ЭЭС с дру-
гими. АСРЧ и М для ЭЭС с несколькими
ЧРЭС обычно строится как двухуровневая
система. На верхнем уровне (на диспет-
черском пункте ЭЭС) производится или
распределение нарузок между ЧРЭС с вы-
работкой предписанного значения мощности
для каждой ЧРЭС (централизованный ме-
тод), или формируется общесистемный па-
раметр в виде интегральной функции от-
клонения частоты, по которому каждая
ЧРЭС определяет свое предписанное зна-
чение мощности (децентрализованный ме-
тод) . В этом и другом методе сформирован-
ный на верхнем уровне сигнал передается
на ЧРЭС по каналам телемеханической свя-
зи с той лишь разницей, что при централи-
зованном методе для каждой ЧРЭС созда-
ется свой канал связи, по которому пере-
дается предписанное значение мощности, а
при децентрализованном методе для всех
ЧРЭС формируется единый командный
сигнал, соответствующий значению систем-
ного относительного прироста. Реализация
децентрализованного метода возможна и
без телемеханических связей путем форми-
рования значения системного относительно-
го прироста в виде интегральной функции
отклонения частоты на самой ЧРЭС. Одна-
ко для того чтобы эта функция была обще-
системным параметром, т. е. формировалась
одинаково на всех ЧРЭС, необходимо от-
клонение частоты фиксировать как откло-
нение частоты в системе от частоты эталон-
ного генератора, а для этого необходимо
снабжать все ЧРЭС достаточно стабильны-
ми эталонными генераторами частоты.
Оба указанных метода обладают до-
стоинствами и недостатками и в чистом ви-
де находят ограниченное применение в ав-
тономных ЭЭС.
476
Автоматизация в энергосистемах
[Разд. 38
Одной из причин ограничений, особен-
но для децентрализованного метода, явля-
ется необходимость учитывать потери в
сетях при экономическом распределении
нагрузки между ЧРЭС. Для этого необхо-
димо для каждой ЧРЭС получать значение
относительного прироста потерь в сети при
изменении мощности электростанции о=
=dAP/dPi.
Получение этого дифференциального
коэффициента целесообразно сосредоточить
на диспетчерском пункте, где соответству-
ющие решающие устройства по данным о
потокораспределенин в питающих» сетях
смогут рассчитать указанные коэффициен-
ты для каждой ЧРЭС и определить либо
предписанное значение мощности, либо
скорректированный системный относитель-
ный прирост затрат с учетом потерь в се-
тях. Полученные регулирующие воздейст-
вия должны быть переданы по каналам
телемеханической связи на ЧРЭС. Рассмот-
ренные методы регулирования частоты н
мощности предусматривают реализацию
принятого на ЧРЭС регулирующего воздей-
ствия для изменения мощности этих элек-
тростанций с распределением нагрузки
между агрегатами по экономическому кри-
терию.
В последнее время наибольшее распро-
странение в ОЭС получил метод раздельно-
го регулирования плановых и неплановых
нагрузок. Плановые нагрузки для всех
регулирующих электростанций определяют-
ся по данным краткосрочного прогноза,
полученного на диспетчерском пункте путем
расчета иа ЭВМ распределения нагрузок
между электростанциями с учетом потерь в
сетях и участия некоторых электростанций
или в регулировании перетоков мощности,
или в ограничении мощности, передавае-
мой по отдельным высоковольтным линиям
в системообразующих и питающих сетях.
Плановые нагрузки на каждый час
суток могут быть переданы на электро-
станцию заблаговременно и сосредоточены
в памяти устройства задания графика на-
грузки (УЗ ГН) для реализации в
АСРЧ и М электростанции при ведении су-
точного режима н распределении нагрузки
между агрегатами. При этом электростан-
ции должны получать по каналам телеме-
ханической связи корректирующие воздей-
ствия при изменении запланированного су-
точного графика нагрузки.
Более целесообразно так выполнять
взаимодействие АСРЧ и М на обоих уров-
нях, чтобы плановые нагрузки передавались
на электростанции непрерывно, чем бы
обеспечивалась непрерывная коррекция за-
данного графика нагрузки.
Неплановые изменения нагрузки приво-
дят к нарушению баланса активных мощно-
стей и к отклонению частоты и могут ре-
гулироваться иа электростанции путем фор-
мирования регулирующего воздействия по
пропорционально-интегральному закону.
При распределении неплановых нагрузок
можно ие учитывать потери в сетях и воз-
можные погрешности в замере отклонения
частоты на отдельных электростанциях, что
позволяет вести регулирование неплановых
нагрузок по децентрализованному методу.
Что касается неплановых изменений пере-
токов мощности, то регулирующее воздей-
ствие обычно формируется на диспетчерском
пункте по пропорционально-интегральному
закону от отклонения фактического пере-
тока от заданного и передается на электро-
станции по каналам телемеханической свя-
зи. Аналогичным образом формируются и
передаются воздействия по ограничению
мощностей отдельных высоковольтных ли-
ний.
Экономические критерии
распределения нагрузок
между агрегатами электростанций
и электростанциями
В основу распределения нагрузок меж-
ду электростанциями системы и между аг-
регатами на станциях должен быть поло-
жен экономический критерий минимума
трудовых затрат на производство электри-
ческой энергии по системе в целом за оп-
ределенный период времени. При отсутствии
стоимостных нормативов обычно использу-
ют в качестве экономического критерия ми-
нимум расхода топлива, так как топливная
составляющая определяет наибольшую
часть издержек на производство электриче-
ской энергии в системе.
При экономическом распределении на-
грузок в системе должно быть минималь-
ным значение Т:
А
71 = [ ВСИСТЛ,
it
где Т — расход условного топлива в систе-
ме за период времени от до t2; ВсаСт—
суммарный часовой расход условного топ-
лива в системе:
^сист'= Bt + ••• +^i+ ~v Вп,
Bi — часовой расход условного топлива на
i-й станции; п — число тепловых станций
системы.
Так как часовой расход Bi зависит от
нагрузки станции Pi, то ВСИст представляет
собой функцию п переменных нагрузок
станций. Определение ‘минимума Т произ-
водится методами вариационного исчисле-
ния, и для некоторых типов расходных ха-
рактеристик станций
Bi = <₽ (Pt)
минимум Т имеет место при равенстве так
называемых относительных (удельных)
приростов расхода топлива на всех тепло-
вых станциях системы;
t>i — • • bi — ... = bn,
где й;=с)В1/д7'-‘;-*--относительный прирост
расхода топлива для станции (рис. 38-91).
Таким образом, экономическое pajnpe-
деление нагрузок между тепловыми стан-
§ 38-8]
Автоматическое регулирование частоты
477
циями системы имеет место при равенстве
их относительных приростов.
На ТЭС происходит последовательное
преобразование одного вида энергии в дру-
гой. Каждая ступень преобразования харак-
теризуется своими зависимостями расхода
энергоносителя, подлежащего преобразова-
нию от нагрузки ступени. Для котлов это
Рис. 38-91. Вид расходных характеристик и харак-
теристик относительных приростов.
а — для котла В—f(D) и 6=<p(D); б — для паровой
турбины D=f(₽) и d-f(₽).
будет зависимость часового расхода услов-
ного топлива от-» часового паросъема стан-
дартного пара
Для турбоагрегатов зависимость часо-
вого расхода стандартного пара от нагруз-
ки генератора D=q>(P).
Пользуясь расходными характеристи- •
ками ступеней, можно получить и характе-
ристики относительных приростов как функ-
ции от нагрузки для каждой ступени пре-
образования. Так, могут быть получены
характеристики относительных приростов
для котлов и турбоагрегатов станций, для
котельного и турбинного цехов, если стан-
ция выполнена с общим паропроводом.
Для блока котел — турбина может быть
получена результирующая характеристика
относительного прироста расхода топлива
в зависимости от нагрузки блока. По ха-
рактеристикам относительных приростов
расхода топлива для отдельных цехов или
блоков может быть найдена характеристи-
ка относительного прироста расхода топли-
ва для станции в целом.
При параллельной работе отдельных
агрегатов иа каждой ступени преобразова-
ния экстремальный расход энергоносителя
имеет место при равенстве относительных
приростов его расхода.
Если расходная характеристика каждо-
го из параллельно работающих агрегатов
монотонно возрастает ири- увеличении на-
грузки, имеет конечное число перегибов и
обращена выпуклостью к оси нагрузок
(вторая производная по нагрузке не отри-
цательная), то критерий? .равенства относи-
тельных приростов дает:, минимум расхода
энергоносителя и может-.служить условиям
экономического распределения нагрузок ме-
жду параллельно работающими агрегатами.
Если расходная характеристика в оп-
ределенном диапазоне линейна или обраще-
на выпуклостью вверх (вторая производная
по нагрузке равна нулю или отрицательна),
то критерий равенства относительных при-
ростов дает максимум расхода энергоноси-
теля и не пригоден для экономического
распределения нагрузок. Загрузка агрега-
тов в этом случае должна осуществлять-
ся последовательно, начиная с агрегатов с
наименьшим относительным приростом рас-
хода энергоносителя, например для паровых
турбин, где характеристика относительного
прироста (ХОП) имеет вид, показанный на
рис. 38-91.
Результирующий относительный при-
рост при последовательном преобразовании
представляется как произведение относи-
тельных приростов каждой ступени:
Ьбл = Ьк Ьтр: ЬТЭС = Ьк,ц Ьт.и’
где Ьвл — относительный прирост для бло-
ка; ^тэс — для ТЭС; Ьк — для котла;
&тр — для турбин; 6к,ц—для котельного
цеха; feT,u — для турбинного цеха.
Для блоков котел — турбина и для
ТЭС в целом ХОП имеют вид, показанный
на рис. 38-92 и 38-93.
Рис. 38-93. Вид ха-
рактеристики относи-
тельного прироста
расхода топлива для
тепловой станции Ь=
Рис. 38-95. Вид харак-
теристики относи-
тельного прироста
расхода воды для
ГЭС при различном
числе работающих аг-
регатов.
Рис. 38-92. Вид харак-
теристики относнтель-
кого прироста расхо-
да топлива для бло-
ка котел — турбина
.-b-f(P).
Рис. 38-94. Вид ха-
рактеристики относи-
тельного прироста
расхода воды
для гидравли-
ческой турбины при
различных напорах
//4>//3>я2>я1.
Для ГЭС расходные характеристики
турбин представляются семейством зависи-
мостей q=tp(NT) при различных напорах,
как это показано иа рис. 38-94, где q—
относительный прирост расхода воды через
турбину, м3/(с-кВт); -—нагрузка тур-
бины, кВт.
Изменение ХОП для турбоагрегатов
ГЭС таково, что распределение нагрузок
между агрегатами должно осуществляться
по экономическому критерию равенства
478
Автоматизация в энергосистемах
[Разд. 38
относительных приростов расхода воды.
Агрегаты ГЭС обычно имеют одинаковые
расходные характеристики или же мало
отличаются друг от друга, поэтому эконо-
мическим критерием распределения на-
грузок между агрегатами ГЭС будет рав-
номерное распределение нагрузок, т. е.
равенство нагрузки одного агрегата сред-
ней нагрузке:
Pi~P ст/и>
где Pct — нагрузка ГЭС в целом; п—чис-
ло работающих агрегатов.
Характеристики относительного при-
роста для ГЭС в целом строятся с учетом
пуска очередного агрегата при росте на-
грузок по условию равенства КПД п н
п+'1 работающих агрегатов. В этих усло-
виях характеристики относительного при-
роста станций имеют разрывы при нагруз-
ках, соответствующих пуску очередного
агрегата, как это видно из рис. 38-95. Для
распределения нагрузок в системе ХОП
ГЭС усредняются (спрямляются), как это
показано на рис. 38-95 пунктиром.
При распределении нагрузок в систе-
мах, имеющих ТЭС и ГЭС, критерий ра-
венства относительных приростов, обеспе-
чивающий минимум расхода топлива в си-
стеме, запишется в виде
bi = Ьг= — = Ь, = ... = bn =
— Ят == 1'рЯр'
где qm и <?р — относительные приросты
расхода воды на ГЭС с индексами тир;
и — неопределенные множители Ла-
гранжа для указанных ГЭС, позволяющие
сравнивать относительные приросты расхо-
да топлива и воды.
Численно множитель Лагранжа X мо-
жет быть определен как отношение прира-
щения расхода топлива на ДВ в системе
прн изменении расхода воды на ГЭС на
AQ.
Распределение нагрузок между стан-
циями системы по вышерассмотренному
критерию применимо для концентрирован-
ных систем, где передающие сети имеют
малую протяженность и потерями актив-
ной мощности в сетях при распределении
нагрузки можно пренебречь.
В тех случаях, когда указанные сети
имеют значительную протяженность и по-
тери в сетях могут оказать влияние на рас-
пределение нагрузок, обычно нагрузки стан-
ций в первом приближении определяют по
соотношению, записанному для случая на-
личия в системе
bj __ = bj____________
1 — dn/dPi 1—dn/dPi -
bn
1 — дл/дРп
лишь тепловых станций, где л — потери ак-
тивной мощности в питающей сети;
dnjdPi — относительный прирост потерь в
сети при изменении нагрузки i-й станции.
Определение потерь в сетях, особенно
относительных приростов потерь, требует
проведения значительного количества рас-
четов при переработке информации о влия-
нии нагрузок отдельных узлов на потери в
сетях.
Регулирование частоты,
активной мощности и перетоков в ЕЭС
Автоматическая система регулирования
частоты и мощности ЕЭС как подсистема
АСДУ, входящей в АСУ «Энергия», выпол-
няется по ступенчато иерархическому прин-
ципу формирования управляющих воздей-
ствий, которые реализуются АСРЧ и М на
всех ступенях. Первой (нижней) ступенью
будут АСРЧ и М, установленные на регу-
лирующих электростанциях, которые и
обеспечивают управление режимом работы
электростанций и отдельных агрегатов на
них с учетом всех регулирующих воздей-
ствий, формируемых на различных ступе-
нях. На этой ступени производится эконо-
мическое распределение нагрузки между
агрегатами.
Вторую (среднюю) ступень образует
АСРЧ и М ЭЭС, где формируются регули-
рующие воздействия для экономического
распределения нагрузки регулирующими
электростанциями с учетом потерь в сетях
и ограничений передаваемой мощности по
слабым внутрисистемным связям.
Третья (верхняя) ступень АСРЧ и М
ОЭС осуществляет регулирование суммар-
ной обменной мощности данной ОЭС с дру-
гими по тому или иному закону, а также
взаимосвязь АСРЧ н М отдельных ЭЭС,
выполненных иногда на различных принци-
пах. На этой же ступени осуществляется
экономическое распределение нагрузок
между ЭЭС, входящих в ОЭС, и центра-
лизованное ограничение перетоков по внеш-
ним связям.
Регулирование частоты в ЕЭС осуще-
ствляется выделенными для этой цели элек-
тростанциями.
Четвертая (высшая) ступень АСРЧ и
М ЕЭС формирует управляющие воздейст-
вия для регулирующих частоту электро-
станций и для изменения заданных значе-
ний обменных мощностей между ОЭС. При
необходимости иа этой ступени может про-
изводиться корректировка нагрузок на раз-
личных ступенях.
Приведенное распределение функций
между АСРЧ и М на разных ступенях яв-
ляется ориентировочным и не претендует
на полноту представления АСРЧ и М ЕЭС.
38-9. ОПРЕДЕЛЕНИЕ
МЕСТ ПОВРЕЖДЕНИЯ
В ВОЗДУШНЫХ И КАБЕЛЬНЫХ СЕТЯХ
НАПРЯЖЕНИЕМ ВЫШЕ 1000 В
Общие сведения
Правила устройства электроустановок
[38-28] и Правила технической эксплуата-
ции предусматривают для определения мес-
§ 38-9]
Определение мест повреждений в сетях
479
Таблица 38-13
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 330 кВ и выше Автоматические ло- кационные искате- ли (основное) Фиксирующие прибо- ры (дополнитель- ное) P5-Z, ЛИДА ФЙП, ФИП-1, ФИП-2 ЛИФП Указатели опоры с поврежденной изо- • ляцией УПИ-1
Воздушные линии 110—220 кВ Фиксирующие прибо- ры (основное) Неавтоматические локационные иска- тели (дополнитель- ное) ФИП, ФИП-1, ФИП-26 ЛИФП ИКЛ-5, Р5-1, Р5-5, Р5-8, Р5-9, Р5-10 Указатели опоры с поврежденной изо- ляцией Указатели повреж-* денного участка УПИ-1 УПУ-1
Воздушные линии 6—35 кВ Фиксирующие прибо- ры ФИП, ФИП-1, ФИП-2 ЛИФП Указатели повреж- денного участка Переносные измери- тели тока или на- правления мощно- сти нулевой по- следовательности при замыкании на землю УПУ-1 «Поиск», УПЗ-1, УПЗ-2, «Зонд»
Кабельные линии 6—500 кВ Неавтоматические локационные иска- тели Петлевой, волновой, емкостный метод колебательного разряда ИКЛ-5, Р5-1, Р5-5, Р5-8, Р5-9. Р5-10 мост постоянного то- ка мост переменного то- ка ЭМКС-58М, Щ-4120 Индукционный, аку- стический и дру- гие методы АИП-ЗМ, КАИ-73, КАИ-77
та повреждения (ОМП) ВЛ 110 кВ и вы-
ше установку специальных приборов на
подстанциях, а для ОМП ВЛ 6—35 кВ —
применение указателей поврежденного уча-
стка (при междуфазных КЗ) и переносных
устройств (при однофазных замыканиях на
землю). Кроме того, ряд директивных ма-
териалов и инструкций Минэнерго СССР
[38-52 — 38-54] предписывает применение
комплекса средств и методов ОМП, кото-
рый позволяет: 1) радикально сократить
время ОМП; 2) увеличить процент найден-
ных неустойчивых повреждений, ликвиди-
ровавшихся после успешного АПВ, что при
своевременном проведении профилактичес-
кого ремонта предотвращает последующие
аварийные отключения ВЛ; 3) уменьшить
трудозатраты по обходу линий за счет со-
кращения зоны обхода; 4) сократить вре-
мя перерывов в электроснабжении и недо-
отпуск электроэнергии, 5) повысить готов-
ность линий к работе; 6) уменьшить объ-
ем земляных работ при ремонте КЛ; 7) со-
кратить потери электроэнергии при ремон-
те одной из параллельных- цепей; 8) повы-
сить надежность ВЛ и КЛ.
Средства и методы ОМП подразделя-
ются на дистанционные (относительные)—
позволяющие указывать с некоторой по-
грешностью расстояние до МП от шин под-
станции, и топографические (абсолютные,
трассовые) — позволяющие ориентировать-
ся на местности и непосредственно опре-
делять МП.
Применяемые в энергосистемах СССР
средства и методы ОМП приведены в табл.
38-13.
Локационные искатели
Принцип действия локационных иска-
телей (ЛИ) основан на измерении времени
распространения искусственно создаваемо-
го зондирующего импульса от места уста-
новки до МП и обратно [38-55, 38-56]. Рас-
стояние в метрах до места повреждения
оценивается по формуле 1=0,5 vtnp, где
tup — время пробега отраженного импуль-
са, мкс; v — скорость распространения
электромагнитной волны по линии. Для
кабельных линий (КЛ) v—160 м/мкс, для
воздушных линий (ВЛ) 0—296 м/мкс.
Неавтоматические ЛИ используются
на КЛ и ВЛ после неуспешного АПВ и
для контроля ВЛ перед включением. При
успешном АПВ использование неавтомати-
ческого ЛИ (НЛИ) невозможно.
Подключение ИЛИ к жилам и оболоч-
ке КЛ осуществляется непосредственно
при соблюдении мер безопасности после от-
ключения КЛ с двух сторон.
Подсоединение НЛИ к проводам ВЛ
осуществляется через фильтры присоеди-
нения (ФП) и конденсаторы связи (КС)
ВЧ обработки, что позволяет производить
измерения в любой момент, не требуя от-
ключения линии. Измерение tup в НЛИ
типов ЙКЛ, Р5-1, Р5-5, Р5-8 и Р5-9 произ-
480
Автоматизация в энергосистемах
(Разд. 38
водится иа экране электронно-лучевой
трубки с использованием калибровочных
временных меток.
Периоду калибровочных меток 2 мкс,
например, соответствует расстояние до
МП для КЛ около 160 м, а для ВЛ 296 м.
Зондирующие импульсы посылаются мно-
гократно периодически, что обеспечивает
' получение на экране ЛИ устойчивого изо-
бражения и отстройку от нерегулярных
помех. Частота повторения зондирующих
импульсов не должна быть кратной 50 Гц
дЛя отстройки от регулярных индустриаль-
ных помех. Отражение зондирующих им-
пульсов происходит не только от МП, ио и
от всех неоднородностей волнового сопро-
тивления линии, ответвлений, пересечений
ВЛ, муфт КЛ и т. д. Это затрудняет ис-
пользование ЛИ в разветвленных сетях
6—35 кВ.
Технические данные наиболее совершенного
неавтоматического ЛИ типа Р5-10 [38-57]
Диапазоны дальностей. Длительность импуль-
ки сов, мкс
0,3 0,05
1 0,1
3 0,3
10 1
30 3
100 10
300 30
Погрешность измерения ±1% диапазона даль-
ности.
Для ОМП ВЛ используются затухаю-
щие высокочастотные колебания (радиоим-
пульсы). Для КЛ используются импульсы
постоянного тока (видеоимпульсы) колоко-
лообразиой формы или единичные перепа-
ды напряжения. В НЛИ типа Р5-10 изме-
рение расстояния производится с исполь-
зованием калиброванной в километрах за-
держки развертки по времени. Прибор
имеет- питание от аккумуляторов и может
работать как на подстанциях, так и в по-
левых условиях. Его можно применять не
только для КЛ и ВЛ выше 1000 В, но и
для сетей 0,4 кВ, внутренней проводки
зданий, линий связи и т. п.
Неавтоматические ЛИ относительно де-
шевы и имеют массовое применение в энер-
госистемах.
Автоматический ЛИ (АЛИ) запуска-
ется от пусковых органов релейной защи-
ты (рис. 38-96). Под воздействием команд
блока управления БУ АЛИ осуществляет
заданное число циклов зондирования (обыч-
но от 8 до 16 циклов каждый длитель-
ностью Т) и останавливается, зафиксиро-
вав расстояние до места КЗ раньше нача-
ла разрыва дуги в отключающемся вы-
ключателе поврежденной ВЛ. Подсоедине-
ние генератора зондирующих импульсов
осуществляется ко всем трем фазам (для
работы при однофазных КЗ) поврежден-
ной ВЛ. Используются те же конденсато-
ры связи КС н фильтры присоединения
ФП, что и для ВЧ каналов связи и релей-
ной защиты.
Рис. 38-96. Структура автоматического ЛИ и
схема подсоединения к проводам ВЛ.
Генератор зондирующих импульсов вы-
полнен иа базе высокочастотного транс-
форматора, вторичная обмотка которо-
го через ФП и КС подключается к фазам
поврежденной ВЛ, а параллельно вторич-
ной обмотке подключен частотозадающий
коидеисатор С/. При подключении заря-
женного конденсатора СПЯт к первичной
обмотке в контуре вторичной обмот-
ки возникают затухающие синусоидальные
колебания с некоторой частотой, которые
и используются в качестве < зондирующих
импульсов Пзонд. Длительность зондирую-
щих импульсов в несколько десятков мик-
росекунд столь мала, что не влияет иа ра-
боту ВЧ каналов связи и релейной защиты.
При приеме детектирование отражен-
ных сигналов осуществляется по каждой
фазе отдельно в детекторах Д и только
потом осуществляется их суммирование.
При изменении порядка выполнения этих
операций и суммировании отраженных сиг-
налов до детектирования может произойти
их взаимное уничтожение из-за разных
сдвигов по фазе.
Зондирующие импульсы, распространя-
ясь вдоль проводов ВЛ, затухают с неко-
торой постоянной времени тл по экспонен-
циальному закону
—?/т_
ut — utae л .
Для компенсации этого затухания
предусмотрена коррекция затухания уси-
лителем с увеличивающимся во время ожи-
дания отраженного Импульса коэффициен-
том усиления Kt тоже по экспоненциаль-
ному закону с постоянной времени тус;
Kt = А/о е//Т?с.
§ 38-9]
Определение мест повреждений в сетях
481
При Тус=тл напряжение иа выходе
этого усилителя в течение времени ожида-
ния зондирующего импульса
«/К/ = e+//V =
= ut0 Kt0 = const
остается практически неизменным, что об-
легчает его автоматическую обработку в
блоке индикации. В АЛИ типа Р5-7 блок
индикации (рис. 38-96) выполняется на за-
поминающей электронно-лучевой трубке
(ЭЛТ) с линейным накоплением яркости.
Многократное зондирование позволяет
обеспечить достаточную яркость полезного
изображения каждый раз повторяющихся
отраженных импульсов от МП. Случайные
импульсные помехи, распределяясь по эк-
рану в течение серии записей хаотично, не
дают сколько-нибудь заметного изображе-
ния.
При использовании ЭЛТ расстояние I
оценивается оператором по относительно-
му положению изображения отраженных
от МП импульсов н изображений от им-
пульсов генератора масштабных меток.
Работа генераторов масштабных меток
и развертки и пуск усилителя с увеличива-
ющимся во времени коэффициентом син-
хронизированы с работой генератора зон-
дирующих импульсов командами БУ.
В настоящее время на Рижском опыт-
ном заводе «Энергоавтоматика» начат се-
рийный выпуск АЛИ типа ЛИДА, в кото-
ром операция оценки расстояния I авто-
матизирована и отсчет показания произво-
дится в дискретной форме. Для этого в
АЛИ типа ЛИДА диапазон дальности раз-
бивается на 50 равных участков (напри-
мер по 2 км для диапазона 100 км). Каж-
дому участку соответствует ячейка, содер-
жащая интегратор и лампу индикации.
После формирования очередного зондиру-
ющего импульса интеграторы ячеек после-
довательно с шагом по времени 2% от
диапазона дальности подключаются к вы-
ют в разные ячейки. После окончания за-
данного числа циклов зондирования уро-
вень накопленного сигнала в ячейке, соот-
ветствующей МП, выше, чем в других.
В этой ячейке и загорается сигнальная
лампа. Расстояние I оценивается по номе-
ру загоревшейся лампы.
Фиксирующие приборы
Фиксирующие приборы (ФП) предна-
значены для автоматического запоминания
и измерения значений токов или напряже-
ний нулевой или обратной последователь-
ности по концам ВЛ в режиме несиммет-
ричного КЗ. Предусматривается блокиров-
ка ФП после однократного действия, на-
пример, в цикле АПВ ВЛ. Прибор дебло-
кируется персоналом после снятия показа-
ний. Зная параметры схемы замещения
ВЛ н примыкающих сетей по показаниям
ФП, решают задачу, обратную расчету то-
ков и напряжений КЗ и находят место не-
симметричного КЗ. В соответствии с [38-53]
ФП отнесены к категории устройств ре-
лейной защиты и противоаварийной авто-
матики. Наибольшее распространение ФП
получили в сетях с заземленной нейтралью
ПО кВ и выше при включении на слагаю-
щие нулевой последовательности. В настоя-
щее время более 90% протяженности ВЛ
ПО—500 кВ длиной 20 км и более оснаще-
ны ФП. Известно много различных конст-
рукций ФП, разработанных и выпущенных
силами энергосистем, однако наибольшее
распространение имеют приборы Рижского
опытного завода «Энергоавтоматика» типов
ФИП, ФИП-1, ФИП-2 и ЛИФП. Все они
являются приборами с запоминающим кон-
денсатором. Их основные технические дан-
ные приведены в табл. 38-14.
Принцип работы ФП поясняется схе-
мой иа рис. 38-97. На вход ФП подается
напряжение UBx с выхода фильтра пара-
метра аварийного режима (ток или напря-
жение нулевой либо обратной последова-
тельности). При возникновении несиммет-
Таблица 38-14
Технические данные фиксирующих приборов РОЗ «Энергоавтоматнка»
Тип ФП Диапазоны фиксации Основная от- носительная погрешность Определение показаний Тип счетчика
ФИП-1 Напряжение (В) 5-250 ’ Ток (А) 0,2—10 0,4—20 1,0—50 20—100 4,0—200 (только ЛИФП) ±3% По вспомогательному графи- ку Механический с сохранением показаний при снятии пи- тания
ФИП-2 ±3% По вспомогательному графи- ку Цифровой с потерей инфор- мации при снятии питания
ЛИФП ±5% Непосредственно по счетчи- ку в размерных единицах Цифровой с сохранением по- казаний при снятии пита- ния
ходу усилителя, корректирующего затуха-
ние. Таким образом, каждая ячейка накап-
ливает отражения от своего участка линии,
соответствующего 2% диапазона дальности.
Импульсы от МП накапливаются в одной
и той же ячейке, импульсы помех попада-
31—792
ричного КЗ напряжение иа входе ФП рез-
ко возрастает и вызывает срабатывание
блока управления зарядом БУЗ. Контакт
БУ31 замыкается на время, достаточное
для заряда запоминающего конденсатора
Сзап через выпрямитель В до амплитуды
482
Автоматизация в энергосистемах
[Разд. 38
Овх. Размыкание контакта БУ31 происхо-
дит до начала отключения КЗ выключате-
лями ВЛ (выбирается и регулируется в
пределах 0,05—0,12 с после пуска ФП).
Для устранения влияния свободных
апериодических составляющих электромаг-
ДУ32 о ~1____________________________ t
Пуск ФП___________х_______
Ц-Сзап о t
Аварийная сигнализация ............... —
Ожидание сигнала
аварийной сигнализации
БУЗЯ о______Ь - Н *
РУС1 с_~-------------- ~ '"I, Г~1Г t
“««о_____________________Г\ Г\ Г~ |
РУС2с_______________________I—1|—| *
fXCJo_______________________I II It
f г ,
СИ Q_____.______________О г '------ t
Рис. 38-97. Функциональная схема н диаграммы
работы фиксирующего импульсного прибора.
нитного переходного процесса при КЗ кон-
денсатор Сади подключается на заряд не
сразу после пуска БУЗ, а спустя 0,03—
0,08 с. Длительность этой задержки выби-
рается и регулируется. Постоянная времени
цепи заряда такова, что заряд до ампли-
туды происходит лишь в конце цикла за-
ряда, когда свободные составляющие в
большинстве ВЛ практически затухают.
Контакт БУ32 до запуска ФП замк-
нут и препятствует заряду Сзап.
Для правильного ОМП запоминание
электрических величии на разных концах
ВЛ должно происходить практически од-
новременно.
Потребляемая по измерительному вхо-
ду мощность невелика, что обеспечивается
необходимой чувствительностью пускового
реле в БУЗ и параметрами водного транс-
форматора (для вольтметра) или трансре-
актора (для амперметра). В конце цикла
ток заряда Сзап практически отсутствует.
Для предотвращения излишних сраба-
тываний ФП при КЗ на смежных ВЛ ис-
пользуются контакты аварийной сигнализа-
ции выключателя ВЛ. Если отключение вы-
ключателя обслуживаемой ВЛ не произой-
дет в интервале времени ожидания этого
сигнала (см. рис. 38-97), отстроенного от
резервных защит обслуживаемой ВЛ, то
БУЗ деблокирует ФП и приведет его в со-
стояние готовности к последующим дейст-
виям, обеспечив разряд Сзап контактом
БУ32. Если же после запуска ФП и заря-
да Сзап релейная защита отключит вы-
ключатель обслуживаемой ВЛ, то после
появления сигнала аварийной сигнализации
БУЗ спустя заданное время ожидания
этого сигнала контактом БУЗЗ осуществит
подключение заряженного Сзап к реле уп-
равления . считыванием РУС через незаря-
женный считывающий конденсатор Ссч.
Временная диаграмма (см. рис. 38-97)
соответствует этому случаю. Под действи-
ем тока перезаряда конденсаторов РУС
сработает и через время, достаточное для
перезаряда конденсаторов, кратковременно
разомкнет контакт РУС1 и замкнет кон-
такты РУС2 н РУСЗ на время, достаточ-
ное для полного разряда Ссч и срабатыва-
ния счетчика импульсов СИ. После зату-
хания тока перезаряда конденсаторов н
срабатывания СИ РУС вновь подключает
незаряженный Ссч к заряженному Сза.л.
Под действием вновь возникающего тока
перезаряда конденсаторов РУС может
опять сработать.
В процессе действия РУС происходит
циклический разряд Сзап и накопление им-
пульсов в СИ.
После i-ro цикла переключений напря-
жение на запоминающем конденсаторе
окажется равным
I Сзап \ ‘
i; __jj I---------------
vCsani ^СзапО! г Г I ’
\ '-зап “Г »-сч /
где С/сзапо=^вх — начальное напряжение
на запоминающем конденсаторе перед пер-
вым циклом разряда. Последовательность
значений Ссзапо, й^сзапь —, Псзащ... образу-
ет убывающую геометрическую прогрессию
с показателем 9=Сзап/(Сзап+Ссч) < 1, а
последовательность положений СИ являет-
ся арифметической прогрессией 1, 2,..., t...
После того как в СИ окажется зареги-
стрированным И импульсов, напряжение
t/сзап снижается настолько, что РУС не
срабатывает и генерация импульсов пре-
кращается, так как UcaanN<Uo, где U3—
минимальное напряжение на Сзап, При КО-
тором генерация импульса в СИ все-таки
происходит. Это значение зависит от чув-
ствительности РУС. Следовательно,
^Сзапо QN ~^э-
Очевидно, можно записать
f UBX1
N = ) с In---! — неотрицательное большее
I G J целое,
где
____________J_______Сзап
In (1 —Ссч/Сзап) Ссч
а — нижний предел измерения ФП.
Верхний предел измерения ФП с лога-
рифмическим преобразованием при задан-
§ 38-9]
Определение мест повреждений в сетях
483
ной погрешности зависит от емкости счет-
чика.
Относительная погрешность, %, дис-
кретности логарифмического преобразова-
ния постоянна во всем диапазоне работы
ФП и определяется отношением емкостей
50Ссч
Ртах —± „
'-зап
Для ограничения максимальной отно-
сительной погрешности дискретности, на-
пример, до Ртах = ±2,5 % в приборах ФИП
достаточно выбрать Ссч = Сзап/20, что лег-
ко осуществимо. Весьма существенным яв-
ляется требование большой кратности
шкалы ФП. Необходимо обеспечивать от-
ношение верхнего предела измерения ФП к
нижнему не менее 50 при допустимой по-
грешности во всем диапазоне не более 3—
5%. В логарифмическом ФП это требова-
ние удовлетворяется при емкости счетчика
до 100 импульсов. Характеристика рассмат-
риваемого ФП оказывается прямолинейной
в полулогарифмической системе координат
(рис. 38-98).
Рис. 38-98. Градуировочная характеристика лога-
рифмирующего ФП.
Первые предложения по ОМП с ис-
пользованием симметричных составляющих
токов, измеряемых в режиме КЗ, были сде-
ланы еще в довоенные годы, однако широ-
кое развитие и применение эти методы по-
лучили в конце 60-х годов, особенно пос-
ле начала серийного выпуска приборов
ФИП на рижском опытном заводе «Энер-
гоавтоматика».
Все способы ОМП по показаниям ФП
основаны на том, что в режиме несиммет-
ричного КЗ без обрыва фазных проводов
появляется только один источник мощности
нулевой (обратной) последовательности,
включаемый в схеме замещения по по-
перечной схеме в точке КЗ. Зная пара-
метры схемы замещения и показания ФП
по концам поврежденной ВЛ, можно рас-
считать расстояние до места подключения
этого источника, т. е. определить МП.
Выбор схемы расстановки ФП в сети,
видов используемых фильтров симметрич-
ных составляющих (нулевой нли обратной
последовательности), способов обработки
их показаний, допустимость неучета влия-
ния ответвлений, продольного активного и
поперечного активного н реактивного со-
противлений ВЛ и других факторов регла-
ментируется в [38-54].
31*
В общем случае расстояние до места
повреждения рассчитывается как отноше-
ние линейных комбинаций показаний ФП
(метод пассивного многополюсника), иног-
да (для ВЛ с ответвлениями) это отноше-
ние ФП используется как промежуточный
параметр при осуществлении ОМП (метод
активного многополюсника). В простейшем
случае для одиночной ВЛ без обходных
связей и взаимной индукции с другими
ВЛ расстояние до места повреждения с уче-
том обозначений на рис. 38-99 можно оп-
Рис. 38-99. Схема замещения и эпюра напряжения
нулевой (обратной) последовательности при КЗ
иа одиночной ВЛ.
ределять по выражениям табл.'38-15. Ко-
личество фиксируемых параметров зависит
от стабильности сопротивлений примыкаю-
щих сетей хс и хс. Если эти сопротивле-
ния заранее неизвестны, то на подстанции
устанавливают два ФП — амперметр и
вольтметр, если сопротивления заранее из-
вестны, то достаточно иметь по одному ФП
с каждой стороны ВЛ. Использование дву-
стороннего замера позволяет полностью ис-
ключить влияние переходного сопротивле-
ния в месте КЗ.
Приведенные расчетные выражения
справедливы для составляющих как нуле-
вой, так н обратной последовательности
при несимметричных КЗ без обрыва прово-
дов. В табл. 38-16 указаны виды КЗ, ко-
торые удается находить по показаниям ФП
в зависимости от режима заземления нейт-
ралей и фиксируемой симметричной со-
ставляющей.
В энергосистемах в подавляющем боль-
шинстве случаев ФП реагируют на состав-
ляющие нулевой, а не обратной последова-
тельности, что объясняется следующими
причинами:
1) высоким процентом (80—90%) КЗ иа
землю ВЛ ПО—500 кВ;
2) простотой выполнения фильтров токов
и напряжений нулевой последовательности;
3) независимостью сопротивления примы-
кающих сетей от нагрузки;
4) меньшей погрешностью ОМП из-за уве-
личения удельного веса сопротивления ВЛ
в сумме с сопротивлениями примыкающих
сетей.
Отказ от нулевой и использование со-
ставляющих обратной последовательности
обычно производятся для ВЛ, связанных
484
Автоматизация в энергосистемах
[Разд. 38
Таблица 38-15
Расчетные формулы для ОМП одиночной ЕЛ без обходных связей
и взаимной индукций с другими ВЛ
Расчетная формула Список фиксируемых параметров нулевой (обратной) поел едоватслькости
U” - U' — /”лтт 7 = — L W + /") х U'. Г. U". Г х* =. var, х — var с с
(х X I — х' I _ \ с л 1 с хя <7' + - L Г, Г х' ~ const, х” = const с с
X ( х + X \и —х к С \ С л ,1 с с х х U 4- х х V с л с л if — L U', и” х’ = const, х” — const с с
( х 4-х х' I — х' > __ у С 1 л] с с х v' х' х /" л с л и' - L U\ Г х = const, х = const с с
(х 4- х £7 — х х t = \ л с) с с хх 1 х U С Л л f' L I', V х' ~ const, х" — const с с
( х 4т X ) f ~ и' t _ УС Л ) ХЛ + Г) -L х var, х" — const с с
Xc(U'’~U')+U" (х^’ + и")хл к л L U', Г, и° х'— var, х" — const с с
Xc(U"~U') + /" хлхс ( и' + х'с) хл L V\ I" х = const, х" — var с с
U — х' [' 4- Г X 1 с л (Г + Г) Хл L Г, и\ Г х' = const, х” — var с с
труд неучитываемой взаимной индукцией
нулевой последовательности с несколькими
другими ВЛ, идущими параллельно на всей
длине (или ее части).
Обработка показаний ФП в энергоси-
стемах осуществляется тремя способами:
Таблица 38-16
Фиксируемые электрические величины Режим нейтрали
заземлена незаземлена
Нулевой последо- вательности KlD.Kf1-!) —
Обратной после- довательности «(D.Kd.o, к<2>
аналитическим, графическим и автоматиче-
ским.
Аналитический способ предусматривает
проведение расчетов диспетчерским персо-
налом энергосистем по формулам, напри-
мер табл. 38-15, непосредственно после КЗ.
Графические способы ОМП предусмат-
ривают проведение численных расчетов за-
ранее с тем чтобы в оперативной работе
упростить работу дпепетчер'а, уменьшить
вероятность ошибок.
При использовании показаний двух
ФП (по одному с каждой стороны ВЛ при
известных сопротивлениях сетей .гс и хс )
возможно построение графиков /(1'11")
или 1(1'/Г+/"). Однако использование
подобных графиков не исключает полностью
необходимости вычислений и связанных с
§ 38-9]
Определение мест повреждений в сетях
485
ними возможных ошибок. Этого недостат-
ка лишены номограммы, подобные изобра-
женным на рис. 38-100. По осям номограм-
мы откладываются не значения зафиксиро-
ванных токов или напряжений, а показа-
ния СИ ФП. Достоинством подобной но-
мограммы является исключение операции
использования градуировочных характери-
стик ФП, так как на осях необходимо от-
Рис. 38-100. Номограмма для ОМП по ‘-показаниям
счетчиков импульсов двух логарифмирующих ФП.
кладывать показания СИ ФП без перевода
в значения электрических величин. Однако
построение таких номограмм достаточно
трудоемко, а использование показаний бо-
лее чем двух ФП невозможно.
Использование логарифмирующих им-
пульсных приборов типов ФИП, ФИП-1,
ФИП-2 позволяет использовать свойства
разности логарифмических функций и изо-
бражать зависимость расстояния I в функ-
ции разности чисел импульсов ФП по кон-
цам ВЛ l(N' — N"). В оперативной рабо-
те диспетчер после получения показаний
СИ ФП производит операцию вычитания,
обращается к графику и производит ОМП.
На рис. 38-101 изображен пример подоб-
Рис. 38-101. График для ОМП по разности чисел
импульсов трех логарифмирующих ФП.
него графика, позволяющий обрабатывать
показания более чем двух ФП- На подстан-
ции I фиксируются значения составляющих
нулевой последовательности U' и I', так
как неучет возможных изменений хс со-
противления подстанции I приводит к не-
допустимым погрешностям. На подстанции
11 один силовой трансформатор и его со-
противление постоянно. Учет изменения
сопротивления подстанции I осуществлен
дискретно. Оценка его значения произво-
дится по разности показаний СИ фикса-
торов напряжения и тока, которая в силу
указанного свойства логарифмов соответст-
вует логарифму сопротивления. При ис-
пользовании графических способов обра-
ботки показаний ФП в значительной сте-
пени исключаются погрешности ОМП из-за
ошибок в вычислениях и выборе режима,
становится целесообразным широкое ис-
пользование неупрощенных аналитических
выражений при их построении (позволяю-
щих учитывать реактивную поперечную
проводимость ВЛ, продольное активное
сопротивление, маломощные ответвления
и т. д.)
Автоматизация обработки показаний
ФП возможна двух видов:
1) с использованием специализирован-
ных устройств, например па базе мостовых
самобалансирующихся схем с ручным или'
автоматическим вводом информации;
2) с реализацией расчетов иа ЭВМ.
Наиболее перспективным является ис-
пользование ЭВМ, так как полностью ис-
ключаются ошибки при вычислениях, легко
использовать неупрощенные расчетные вы-
ражения. Прн целесообразной организации
взаимодействия служб энергосистемы по-
вышается оперативность ОМП. Однако са-
мой важной особенностью использования
ЭВМ является реализация возможности
контроля достоверности показаний ФП и
автоматическая отбраковка «сомнительных»
показаний.
В настоящее время в энергосистемах
эксплуатируется значительное число ФП и
некоторую избыточность их количества це-
лесообразно направить на повышение точ-
ности ОМП и автоматическое устранение
«промахов» при счете на ЭВМ.
Указатели повреждений
Указатели поврежденного участка
(УПУ) предназначены для запоминания
факта протекания тока КЗ (или направ-
ления мощности в ВЛ с двусторонним пи-
танием) [38-63]. Запоминание осуществля-
ется при неуспешном АПВ. При успешном
АПВ происходит автоматический возврат,
сброс показаний и перевод всех сработав-
ших УПУ в исходное состояние.
УПУ монтируются на опорах вдоль
грассы ВЛ обычно в местах разветвлений
и не требуют подключения к обычным ТТ.
Указатель типа УПУ-1, например, распола-
гается на опоре ВЛ 6—35 кВ примерно в
середине треугольника проводов. Его сра-
батывание обеспечивается от суммы ЭДС
двух перпендикулярных друг другу стерж-
невых магнитных датчиков тока. Диаграмма
направленности подобной системы такова,
что обеспечивается примерно одинаковая
чувствительность УПУ-1 к токам всех меж-
дуфазных к. з. Возврат УПУ-1 после ус-
пешного АПВ осуществляется током утечки
дополнительно подвешиваемого на одну нз
фаз изолятора или от емкостного отбора
напряжения (выполняется в виде четвертого
провода, подвешиваемого в одном проле-
те). В качестве запоминающего реагирую-
щего элемента используется двухгюзицион-
486
Автоматизация в энергосистемах
[Разд. 38
ное поляризованное реле. Съем показаний
осуществляется ремонтной бригадой с по-
мощью переносного электрического пробни-
ка, сигнализирующего положение контактов
этого реле.
Указатель типа УПУ-1 выпускается на
Рижском опытном заводе «Эпергоавтома-
тика» в двух исполнениях и соответствен-
но может иметь диапазоны устанавливае-
мого первичного тока срабатывания от 100
до 300 А пли от 50 до 200 А». Регулирова-
ние тока срабатывания указателя осущест-
вляется плавно-ступенчато, переменным ре-
зистором и перемычкой.
Первичный ток срабатывания указате-
ля /с,у должен выбираться из условия
1 >5^раб max ^с,у ’С 0,5/к з min-
Указатель опоры с поврежденной изо-
ляцией [38-63]. Указатели запоминают факт
протекания тока КЗ через опору на зем-
лю и поэтому действуют только при КЗ на
землю. Устанавливаются на каждой опоое
ВЛ ПО кВ и выше. В зоне обхода ремонт
ная бригада последовательно подключает-
ся к указателям и находит опору с повреж-
денной изоляцией. Использование указате-
лей возможно как при успешном, так и при
неуспешном АПВ. Действие указателей
типа УПИ-1, выпускаемых иа Рижском
опытном заводе «Энергоавтоматика» ос-
новано на размагничивании предваритель-
но намагниченного воспринимающего эле-
мента магнитным полем переменного тока
КЗ на землю, протекающим через элементы
железобетонной или металлической опоры.
Контроль магнитного состояния восприни-
мающего элемента ремонтной бригадой
при обходе ВЛ осуществляется с помощью
индикатора на базе геркона. Возврат сра-
ботавшего указателя, т. е. намагничивание
воспринимающего элемента, осуществляется
с помощью постоянного магнита.
Указатели замыкания на землю [38-63].
Известно большое число устройств, позво-
ляющих определять направление к месту
замыкания на землю в воздушной сети 3—
35 кВ с изолированной нейтралью. Все
приборы реагируют на электрические ве-
личины нулевой последовательности, суще-
ствующие в проводах ВЛ в режиме замы-
кания. Приборы реагируют на ток и на-
пряжение ВЛ дистанционно с помощью
преобразователей магнитного поля тока
ВЛ и штыревой антенны. Для отстройки
от токов нагрузки в приборах предусмат-
ривается возможность селективного реаги-
рования на гармонические составляющие
электрических величин. Прибор «Поиск-1»,
например, можно оперативно перестраивать
иа 5, 7, 11 или 13-ю гармонику и дистан-
ционно измерять ток нулевой последова-
тельности. Сопоставляя показания этого
прибора в местах разветвлений ВЛ можно
определять направление к месту замыкания
на землю, т. е. поврежденную ВЛ. В ради-
альной сети с одним источником питания
емкости сети и тупикового участка повреж-
денной ВЛ резко отличаются. Соответст-
венно резко отличаются и токи нулевой по-
следовательности в проводах ВЛ слева н
справа от места ЗНЗ в режиме ЗНЗ. Это
обстоятельство позволяет, сопоставляя по-
казания прибора «Поиск-1» вдоль трассы
ВЛ, находить место ЗНЗ.
Определение мест повреждения
кабельных линий
Предусматривается обязательное по-
следовательное использование того или
иного дистанционного, а затем топографи-
ческого метода [38-64, 38-65]. Наиболее
удобным является применение неавтома-
тического ЛИ (типов Р5-5, Р5-10 и др.), од-
нако его применение ограничено случаями
обрыва жил и устойчивого замыкания че-
рез достаточно малое переходное сопротив-
ление (гПер< 100-^-150 Ом). Снижение пе-
реходного сопротивления до требуемого
значения осуществляется «прожигом» по-
врежденной изоляции, т. е. многократным
подъемом напряжения до пробоя и дли-
тельным пропусканием тока через разряд-
ный канал. На КЛ кроме ЛИ может при-
меняться ряд других дистанционных мето-
дов:
Метод колебательного разряда осно-
ван на оценке расстояния до места про-
боя заряженной КЛ по длительности пе-
риода колебательного разряда при профи-
лактических испытаниях постоянным на-
пряжением.
Волновой метод. В отличие от ЛИ в
КЛ посылается не кратковременный им-
пульс, а волна напряжения большой дли-
тельности и высокого напряжения. Измеря-
ется время прохождения фронтом волпы
расстояния до МП и обратно. Волна вы-
сокого напряжения вызывает в МП искро-
вой разряд. Поэтому волновой метод
можно использовать как при малом, так и
при большом значении переходного сопро-
тивления без «прожига» изоляции.
Петлевой метод основан на измерении
соотношения активных сопротивлений двух
участков жил КЛ: первый участок — по-
врежденная жила КЛ от одного конца ка-
беля до МП, второй участок — от МП до
другого конца кабеля плюс неповрежден-
ная жила кабеля. Измерение соотношения
осуществляется четырехплечим мостом по-
стоянного 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 применим при замыкании од-
ной или двух жил на оболочку КЛ без
обрыва через ГперСЮ кОм.
Емкостный метод — основан на изме-
рении емкости частей оборванной жилы
КЛ. Измерения производятся мостом пе-
ременного тока на частоте 1 кГц. Подоб-
ные измерения дают приемлемую точность
ОМП при
Гиер > 300 500 Ом.
Список литературы
487
Погрешности ОМП дистанционными
методами не позволяют производить рас-
копки КЛ. Поэтому в энергосистемах до-
полнительно применяется целый ряд топо-
графических методов:
Индукционный метод — основан на
улавливании магнитного поля звуковой ча-
стоты над трассой КЛ. Генератор звуковой
частоты, например типа ГК-77 (с f—800-s-
4-1000 Гц), подключается к петле КЗ. На
поверхности земли, перемещаясь вдоль КЛ.
при помощи рамки, усилителя и телефона
можно проследить трассу КЛ, места рас-
положения муфт (по усилению звука), оце-
нить глубину заложения, найти МП. Для
усиления сигналов, получаемых от индук-
ционной рамки или акустического датчика,
применяются переносные усилители пере-
менного тока. В энергосистемах распрост-
ранен кабелеискатель типа АИП-ЗМ. В на-
стощее время разработан усовершенство-
ванный кабелеискатель типа КАП-77.
Акустический метод — основан на про-
слушивании иад МП звуковых колебаний,
вызываемых искровым разрядом в канале
повреждения. Он эффективен при одно- и
многофазных замыканиях с различными
гПер, обрывах жил, позволяет определять
МП на подводных участках КЛ. Прослу-
шивание звуковых колебаний на поверхно-
сти земли производится стетоскопом или
акустическим датчиком с усилителем и те-
лефоном типа АИП-ЗМ или КАИ-77.
Контактный метод — основан на изме-
рении электрического напряжения от токов
в земле. Место замыкания жилы на обо-
лочку КЛ определяют по изменению на-
правления тока в земле в районе МП при
питании петли поврежденная жила КЛ —
оболочка постоянным или однополярным
импульсным напряжением. Два контактных
стержня, перемещаемых вдоль трассы КЛ
на неизменном расстоянии 0,5—1 м отно-
сительно друг друга, подключаются к чув-
ствительному направленному измеритель-
ному прибору.
Список литературы
38-1. Хачатуров А. А. Несинхронные включе-
ния и ресинхронизация в энергосистемах. — Мл
Энергия, 1969. — 216 с.
38-2. Сиротинский Е. Л., Вострокиутов Н. Н.
Новый принцип получения постоянного времени
опережения в автоматических синхронизаторах. —
Электричество, 1961, № 8, с. 35—40.
38-3. Автоматический синхронизатор с посто-
янным временем опереження/Н. И. Панфилов,
В. Г. Пищугин, Е. Л. Сиротинский, В. И. Соков-
цев. — Энергетик, 1979, № 12, с. 23—25.
38-4. Автоматизация энергетических систем/
А. Д. Дроздов, А. С. Засыпкин, А. А. Аллилуев,
М. М. Савин. —М.: Энергия, 1977.—440 с.
38-5. Электротехнический справочник. Т. 2/Под
общ. ред. П. Г. Грудинского и др. — 5-е изд.,
испр.— М.: Энергия, 1975, с. 521—602.
38-6. Викентьев Е. П., Киршмаи Р. В., Пода-
руев А. И. Устройство автоматической синхрони-
зации. — Электрические станции, 1978, № 2,
с. 67—68.
38-7. Веников В. А. Переходные электроме-
ханические процессы в электрических систе-
мах. — М.: Высшая школа, 1978. — 415 р.
38-8. Мамикоияиц Л. Г. Токи и моменты вра-
щения, возникающие в синхронной машине при
включении ее способом самосинхронизации. —•
Тр. ЦНИЭЛ, Вып. 4. — М. — Л.: Госэнергоиздат,
1956, с. 9—87.
38-9. Кучкин М. Д. Автоматическое управле-
ние и контроль режима работы гидроэлектростан-
ций. — М.: Энергия, 1967. — 240 с.
38-10. Реле защиты/В. С. Алексеев, Г. П. Вар-
ганов, Б. И. Панфилов, Р. 3. Розенблюм.—М.:
Энергия, 1976. — 464 с.
38-11. Павлюк К., Бендарек С. Пуск и асин-
хронные режимы синхронных двигателей: Пер. с
польск. — М.: Энергия, 1971. — 272 с.
38-12. Атабеков Г. И. Теоретические основы
релейной защиты высоковольтных сетей — М. —-
Л.: Госэнергоиздат, 1957. — 344 с,
38-13. Богорад А. М., Назаров Ю. Г. Автома-
тическое повторное включение в энергосистемах,—
М.: Энергия, 1969. — 336 с.
38-14. Беркович М. А., Семенов В. А. Основы
автоматики энергосистем — М.: Энергия, 1968. —
432 с.
38-15. Александров И. Н., КрасновскиЙ А. 3.
Автоматическое повторное включение одиночных
линий электропередачи с двусторонним питани-
ем. — М. — Л.: Госэнергоиздат* 1958. — 95 с.
38-16. Электротехнический справочник. Под
ред. М. Г. Чиликина. — 3-е изд. — М. — Л.: Энер-
гия, 1966, т. 2, кн. 1, с. 82—85.
38-17. Способы обеспечения правильной ра-
боты релейной защиты при несинхронных вклю-
чениях.— М.— Л.: Госэнергоиздат, 1960. Информ,
материалы ВНИИЭ, № 47. — 32 с.
38-18. Голубев М. Л. Релейиая защита и ав-
томатика подстанций с короткозамыкателями и
отделителями — М.: Энергия, 1973.—89 с.
38-19. Гельфанд Я. С., Голубев М. Л., Ца-
рев М. И. Релейная защита и электроавтоматика
на переменном оперативном токе/Под общ. ред.
М. И. Царева.—М.: Энергия, 1973. — 280 с.
38-20. Рабинович Р. С. Автоматическая ча-
стотная разгрузка энергосистем—М.: Энергия,
1980. — 344 с.
38-21. Головкин А. И. Энергосистема и потре-
бители электрической энергии.—М.: Энергия,
1979. — 368 с.
38-22. Методические указания по автоматиче-
ской частотной разгрузке (АЧР)/Е. Д. Зейлидзон,
С. А. Совалов, Р. С. Рабинович и др. — М.:
СЦНТИ ОРГРЭС, 1972. — 68 с.
38-23. Иофьев Б. И. Автоматическое аварий-
ное управление мощностью энергосистем. — М.:
Энергия, 1974. — 416 с.
38-24. Федосеев А. М. Релейиая защита элект-
рических систем. — М.: Энергия, 1976. — 560 с.
38-25. Электрические системы управления ре-
жимами энергосистем/В. А. Богданов, В. А. Вени-
ков, Я. ,Г. Лугинский. Г. А. Черня; Под ред.
В. А. Веникова. — М.: Высшая школа, 1979.—448 с.
38-26. Алексеев О. П., Лугинский Я. Н. Про-
тивоаварийная автоматика энергосистем. — М.г
МЭИ, 1978. — 90 с.
38-27. Ушаков М. А. Эффективность функцио-
нирования сложных систем. — В кн.: О надежно-
сти сложных технических систем. — М.: Советское
радио, 1966, с. 25—56.
38-28. Правила устройства электроустановок.
Разд. II. Канализация электроэнергии. Гл. П-5.
Воздушные линии электропередачи напряжением
выше 1000 В, 5-е изд.—М.: Атомиздат, 1978.—96 с.
38-29. Типовая инструкция по определению
мест повреждения иа воздушных линиях напряже-
нием 110 кВ и выше с помощью фиксирующих
приборов. 2-е изд. — М. СПО Союзтехэнерго, 1979.
38-30. Современная аппаратура противоава-
рийной автоматики энергосистем/В. Г. Киракосов,
Я. Н. Лугинский, В. К. Стрюцков; Под ред.
Я. Н. Лугинского. — М.: Информэнерго. Серия:
Средства и системы управления в энергетике,
1979, вып. 3. — 61 с.
38-31. Соловьев И. И. Автоматические регу-
ляторы синхронных генераторов. — М.: Энергия,
1981. — 248 с.
38-32. Мельников Н. А. Электрические сети
и системы. — М.: Энергия, 1969. — 456 с.
38-33. Морозова Ю. А. Параметры и характе-
ристики вентильных систем возбуждения мощных
синхронных генераторов. — М.: Энергия, 1976.—
153 с.
38-34. Брои О. Б. Автоматы гашения магнит-
ного поля.—М. — Лд Госэнергоиздат. 1961,—
392 с.
488
Релейная защита
[Разд. 39
38-35. Барзам А. Б. Системная автоматика. —
3-е изд. — М.: Энергия, 1973. — 392 с.
38-36. Иносов В. Л., Цукерник В. Л. Компаун-
дирование и электромагнитный корректор напря-
жения синхронных генераторов. — М. — Л.: Гос-
энергоиздат, 1954.— 154 с.
38-37. Баженов С. Н.» Бенин В. Л. Автомати-
ческое регулирование в энергосистемах. — Киев:
Техника, 1966.— 412 с.
38-38. Костюк О. М., Цукерник Л. В. Автома-
тические магнитополупроводииковые регуляторы
возбуждения синхронных генераторов. — Электри-
ческие станции, 1965, № 2, с. 23—28.
38-39. Станиславский Р. Л. Технике-экономи-
ческие показатели систем возбуждения турбогене-
раторов ТГВ-300. — Электрические станции, 1968,
№ 10, с. 29 -34.
38-40. Росман Л. В. Составление и расчет си-
стем группового возбуждения синхронных генера-
торов. — М.: Энергия, 1966. — 168 с.
38-41. Автоматическое регулирование и управ-
ление в энергосистемах/Под ред. Г. Р. Герценбср-
га.—М.: Энергия, 1968.—Тр. ВЭИ, вып. 78,
с. 7—27.
38-42. Совалов С. А. Режимы электропередач
400—500 кВ ЕЭС. — М.: Энергия, 1967. — 304 с.
58-43. Маркович И. М. Режимы энергетиче-
ских систем.— М.: Госэнергоиздат, 1963.—360 с.
38-44. Глебов 11. А. Системы возбуждения и
регулирования синхронных машин и мощные ста-
тические преобразователи. — М. — Л.: Наука,
19ь7. — 78 с.
38-45. Овчаренко Н. 11. Автоматическое регу-
лирование возбуждения синхронных генераторов
с элсктромашииными возбудителями.—М.: МЭИ,
1977. — 82 с.
33-46. Горский ТО. М., Вайнер-Кротов В. С.,
Ушаков В. Л. Цифровой регулятор возбуждения
синхронных генераторов. — Электричество, 1971,
№ 3, С. 9—13.
38-47. Баркан Я. Д. Автоматическое регулиро-
вание напряжения в распределительных сетях. —
М.: Энергия, 1971.—231 с.
38-48. Бесконтактные автоматические регуля-
торы напряжения для трансформаторов с регули-
рованием под нагрузкой/Сиротинский Е. Л., Рож-
ков М. Г.. Вострокнутов Н. И. и др. — Электриче-
ство, 1963, № 7, с. 4—12.
38-49. Горнштейн В. М. Наивыгоднейшее рас-
пределение нагрузок между параллельно работа-
ющими электростанциями. — М. — Л.: Госэнерго-
издат, 1949. — 255 с.
38-50. Москалев А. Г. Автоматическое регули-
рование режима энергетической системы по ча-
стоте и активной мощности. — М. — Л.: Госэнерго-
издат, 'I960. — 240 с.
38-51. Стернинсон Л. Д. Переходные процессы
при регулировании частоты и мощности в энерго-
системах. — М.: Энергия, 1975. — 216 с.
38-52. Типовое положение по организации экс-
плуатации устройств для определения мест по-
вреждений воздушных линий электропередачи на-
пряжением 6—20 кВ. — М.: СПО Союзтехэиерго,
1979.
38-53. Решение Э-18/65 ГТУ по эксплуатации
энергосистем Минэнерго СССР. О внедрении и
эксплуатации фиксирующих приборов. М.: Мин-
энерго, 1965.
38-54. Решение Э-18/75 ГТУ по эксплуатации
энергосистем /Минэнерго СССР. Методические ука-
зания по использованию различных способов оп-
ределения мест повреждения воздушных линий
электропередачи напряжением 110 кВ и выше с
помощью фиксирующих приборов. М.: СПО
ОРГРЭС, 1976. — 88 с.
38-55. Локационный автоматический искатель
повреждений ВЛ Р5-7/Г. М. Шалыт, С. Е. Сидор-
чук, А. Н. Афонин и Л. Я- Красюк-— В кн.: Оп-
ределение мест повреждений воздушных линий
электропередачи. — М.: Энергия, 1977, с. 131—139.
38-56. Шалыт г. М. Определение мест повреж-
дений линий электропередачи импульсными мето-
дами. — М.: Энергия, 1968. —216 с.
38-57. Прибор Р5-10 для определения мест
повреждения воздушных и кабельных линий
электропередачи и связи/В. А. Половников,
Б. Л. Кофман, В. М. Милованов, Г. М. Шалыт. —
Электрические станции, 1978, № 4, с. 59—63.
38-58. Резенкоп М. И. Методика определения
места замыкания иа землю по токам и напряже-
ниям нулевой последовательности в сетях разной
конфигурации. — М.: Энергия, 1964. — 34 с.
38-59. Казанский В. Е., Кузнецов А. П. Фикси-
рующие приборы типа ФИВО-65. — Электрические
станции, 1969, № 7, с. 68—72.
38-60. Малый А. С., Шалыт Г. М., Айзеи-
фельд А. И. Определение мест повреждения ли-
ний электропередачи по параметрам аварийного
режима. — М.: Энергия, 1972. — 216 с.
38-61. Айзеифельд А. И., Шалыт Г. М. Опре-
деление мест короткого замыкания на линиях с
ответвлениями.—М.: Энергия, 1977- — 208 с.
38-62. Арцишевский Я. Л. Автоматический
фиксирующий прибор. Учебное пособие. М.; изд.
МЭИ, 1977.—20 с.
38-63. Борухман В. А., Кудрявцев А. А., Куз-
нецов А. П. Устройства для определения мест
повреждения па воздушных линиях электропере-
дачи. — М.: Энергия, 1973. — 88 с.
38-64. Дементьев В. С. Как определить место
повреждения в силойом кабеле — М.: Энергия,
1980. — 72 с.
38-65. Платонов В. В.,Шалыт Г. М. Испыта-
ние и прожигание изоляции силовых кабельных
линий, — М.: Энергия. — 136 с.
Раздел 39
РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА
СОДЕРЖАНИЕ
Введение » . * * * 491
39-1. Общие вопросы работы Синхронных
генераторов иа электростанциях . . 491
39-2. Релейная защита турбогенераторов
мощностью 160—800 МВт, работаю-
щих в блоках с трансформаторами 491
А. Основные защиты .... 491
39-2-1. Защита от многофазных КЗ
в обмотке статора и на его выводах
(491). 39-2-2. Защита от КЗ между
витками одной фазы обмотки ста-
тора (492). 39-2 3. Защита ©т замы-
каний иа землю (корпус) в обмотке
статора (492)
Б. Резервные защиты от токов внеш-
них симметричных и несимметрич-
ных КЗ и несимметричных перегру-
зок ................................493
39-2-4. Защита обмотки статора от
внешних симметричных КЗ (493).
39-2-5. Защита обмотки статора от
внешних несимметричных КЗ и не-
симметричных перегрузок (193)
В. Защиты обмотки статора от сим-
Содержание
489
метричных перегрузок, ротора от пе-
регрузок током возбуждения и дру-
гие защиты......................., 495
39-2-6. Защита обмотки статора от
симметричных перегрузок (495).
39-2-7. Защита ротора от перегрузок
током возбуждения (495). 39-2-8. До-
полнительная (временная) защита
ротора от перегрузок током возбуж-
дения при его работе с резервным
возбудителем (496). 39-2-9. Защита
от асинхронного режима при потере
возбуждения (496). 39-2-10. Защита'
от повышения напряжения на вы-
водах турбогенератора и трансфор-
матора (496). 39-2-11. Защита от за-
мыканий на землю в одной точке це-
пи ротора (496)
39-3. Общие вопросы работы повышающих
трансформаторов и а электростанци-
ях........................................497
39-4. Релейная защита повышающих
трансформаторов, работающих в бло-
ках с турбогенераторами мощностью
160—800 МВт...............................497
А. Основные защиты .... 497
39-4-1. Защита от всех видов КЗ в
обмотках и на выводах, включая вит-
ковые замыкания в обмотках (497).
39-4-2. Защита от всех видов КЗ на.
выводах и ошиновке ВН 330—525 кВ
трансформатора (500). 39-4-3. Защита
от замыканий внутри бака маслона-
полненного трансформатора, сопро-
вождающихся выделением газа (501).
Б. Резервные защиты от внешних КЗ
на землю, дополнительная резервная
защита и другие защиты . . . «01
39-4-4. Защита от внешних КЗ на
землю в сети с заземленными ней-
тралями для трансформатора с за-
земленной нейтралью (501). 39-4-5.
Защита от внешних КЗ на землю в
сети с заземленными нейтралями для
трансформатора с незаземленной
нейтралью (502). 39-4-6. Дополнитель-
ная резервная защита на стороне ВН
трансформатора для блоков с выклю-
чателями у турбогенератора для спа-
ренных блоков (502). 39-4-7. Защита
от внешних симметричных и несим-
метричных КЗ и защита от симмет-
ричных перегрузок (502). 39-4-8. За-
щита от однофазных замыканий на
землю на стороне НН трансформато-
ра для блоков с выключателем у
турбогенератора (контроль изоля-
ции) (502). 39-4-9. Контроль изоля-
ции вводов 525 кВ трансформатора,
выполненных с бумажно-масляной
изоляцией (502). 39-4-10. Устройство
для тушения пожара в трансформа-
торе (503)
39-5. Общие вопросы выполнения релейной
защиты блоков турбогенератор—
трансформатор.............................503
39-5-1. Устройство резервирования
отказа выключателя (УРОВ) (503).
39-5-2. Технологические защиты в
блоке турбогенератор—трансформа-
тор (503). 39-5-3. Выходные цепи от-
ключения в устройствах релейной
защиты блока турбогенератор—транс-
форматор (503). 39-5-4. Воздействие
защит (504). 39-5-5. Дополнительные
указания по выполнению защит бло-
ка (504)
39-6ч Пример выполнения защиты блока
турбогенератор-трансформатор, ра-
ботающего через один выключатель
и а двойную систему шнн 220 кВ с
обходной..................................505
39-7. Релейная защита рабочих трансфор-
маторов собственных нужд (с. н.)
мощностью 25—63 МВ-А, работающих
в блоках турбогенератор—трансфор-
матор . . J.......................512
А. Основные защиты . 512
. 39-7-1. Защита от всех видов КЗ в
обмотках и на выводах, включая
витковыс замыкания в обмотках
(512). 39-7-2. Защита от замыканий
внутри бака маслонаполненного
трансформатора, сопровождающихся
выделением газа (512)
Б. Резервные и другие защиты . .
39-7-3. Защита от чоков внешних КЗ
(512). 39-7-4. Защита шин распред-
устройств с. н. 6 кВ и резервирование
защит присоединений к этим шинам
(512). 39-7-5. Защита от симметрич-
ных перегрузок (513). 39-7-6. Устрой-
ство для тушения пожара в транс-
форматоре (513). 39-7-7. Воздействие
защит (513)
39-8. Релейная защита резервных транс-
форматоров с. н. мощностью 25—
63 МВ-А, работающих на мощных
ГРЭС, и релейная защита магистра-
лей резервного питания 6 кВ
А. Основные защиты ....
39-8-1. Защита от всех видов КЗ в
обмотках и на выводах, включая внт-
ковые замыкания в обмогках (513).
39-8-2, Защита от замыканий внутри
бака маслонаполненного трансформа-
тора, сопровождающихся выделением
газа (513)
Б. Резервные и другие защиты . .
39-8-3. Защита от токов внешних КЗ
(513). 39-8-4. Защита для резервного
действия при повреждениях на ма-
гистралях резервного питания секций
КРУ с. н. 6 кВ (513). 39-8-5. Защита
от симметричных перегрузок (514).
39-8-6. Воздействие защит (514).
39-8-7. Защита магистрали резервно-
го питания 6 кВ от междуфазных
КЗ (514)
39-9. Пример выполнения защиты рабоче-
го трансформатора с. и. мощностью
25-63 МВ-А.............................
39-10. Пример выполнения защиты резерв-
ного трансформатора с. н. мощностью
40—63 МВ-А.............................
39-11. Релейная защита гидрогенераторов
мощностью до 500 МВт, работающих
в блоках с трансформаторами . . .
А. Основные защиты ....
39-11-1. Защита от многофазных КЗ
в обмотке статора и на его выводах
(521). 39-11-2. Защита от КЗ между
витками фазы обмотки статора (521).
39-11-3. Защита от замыканий на'зем-
лю (корпус) в обмотке статора (521).
Б. Резервные защиты от токов внеш-
них симметричных и несимметрич-
ных КЗ.................................
39-11-4. Защита обмотки статора от
внешних симметричных КЗ (521).
39-11-5. Защита обмотки статора от
внешних несимметричных КЗ (522).
В. Защита обмотки* статора от не-
симметричных и симметричных пере-
грузок .....................
39-11-6. Защита обмотки статора от
несимметричных перегрузок (522).
39-11-7. Защита обмотки статора от
симметричных перегрузок (522)
Г. Другие защиты. .
39-11-8. Защита от повышения на-
пряжения на выводах гидрогенера-
тора и трансформатора (523). 39-11-9.
Защита гидрогенераторов, работаю-
щих в режиме синхронного компен-
сатора, от исчезновения питания
(523). 39-11-10. Защита от асинхрон-
ного хода (523). 39-11-11. Защита от
потери возбуждения (523). 39-11-12.
Защита от замыканий на землю в
одной точке цепи ротора (524)
Д. Защиты системы возбуждения
гидрогенераторов..................
39-11-13. Защита выпрямительного
трансформатора от междуфазных КЗ
(524). 39-11?14. Защита цепей ротора
н тиристдрного преобразователя
(524). 39-11-15. Резервная защита си-
стемы возбуждения (524). 39-11-16.
512
513
513
513
514
515
520
521
521
522
523
490
Релейная защита
[Разд. 39
Устройство для тушения пожара в
гидрогенераторе (524)
39-12. Релейная защита повышающих
трансформаторов, работающих в бло-
ках с гидрогенераторами
А. Основные защиты ....
39-12-1. Защита от всех видов КЗ в
обмотках н на выводах, включая
витковые замыкания (524). 39-12-2.
Защита от всех видов КЗ на выво-
дах и ошиновке ВН трансформатора
(525). 39-12-3. Защита от замыканий
внутри бака маслонаполненного
трансформатора (525)
Б. Резервные и другие защиты . .
39-13. Общие вопросы выполнения защиты
блоков с гидрогенераторами
39-13-1. Устройство резервирования
отказов выключателя (УРОВ) (525).
39-13-2. Выходные цепи отключения
в устройствах защиты блока гидро-
генератор — трансформатор (525).
39-13-3. Воздействие защит (526)
39-14. Пример выполнения защиты блока
гидрогенератор—трансформатор, ра-
ботающего через один выключатель
на одинарную систему шии ПО кВ
39-15. Релейная защита турбогенераторов
мощностью 63—120 МВт, работающих
иа сборные шины 6—10 кВ
А. Основные защиты ....
39-15-1. Защита от многофазных КЗ
в обмотках статора и и а его вы-
водах (534). 39-15-2. Защита от КЗ
между вйткамн одной фазы обмотки
статора (534). 39-15-3. Защита от за-
мыканий и а землю (корпус) в об-
мотке статора (534). 39-15-4. Защита
от двойных замыканий на землю в
обмотке статора и в сети генератор-
ного напряжении (534)
Б. Резервные защиты от внешних
несимметричных КЗ, симметричных
КЗ и несимметричных перегрузок .
39-15-5. Защита от внешних несим-
метричных КЗ н несимметричных пе-
регрузок (535). 39-15-6. Защита от
внешних симметричных КЗ (535)
В. Защиты обмоток статора от сим-
метричных перегрузок и ротора от
перегрузок током возбуждения .
39-15-7. Защита от симметричных пе-
регрузок (535). 39-15-8. Защита рото-
ра от перегрузок током возбуждения
(535). 39-15-9. Защита от замыканий
на землю в одной точке цепи рото-
ра (535). 39-15-10. Выходные цепи от-
ключения в устройствах защиты тур-
богенераторов (535). 39-15-11. Воз-
действие защит (535). 39-15-12. До-
полнительные указания по выполне-
нию защит турбогенераторов (535)
39-16. Пример выполнения защиты турбо-
генератора. работающего через один
выключатель иа сборные шины 6—
10 кВ..................................
39-17. Релейиая защита трансформаторов
связи напряжением 240/115/38 кВ, ра-
ботающих на сборные шины 6—10 кВ
А. Основные защиты .
* 39-17-1. Защита от всех видов КЗ в
обмотках и на выводах, включая
витковые замыкания в обмотках
(539). 39-17-2. Защита от замыканий
внутри бака маслонаполненного
трансформатора, сопровождающихся
выделением газа (540)
Б. Резервные защиты от токов внеш-
них несимметричных и симметричных
КЗ . .......
39-17-3. Защита от внешних КЗ на
землю в сети с заземленными ней-
тралями для трансформатора с за-
земленной нейтралью (540). 39-17-4.
Защита от внешних КЗ на землю в
сети е заземленными нейтралями
для трансформатора с незаземленной
нейтралью (540). 39-17-5. Защита от
внешних многофазных несимметрнч-
524
524
525
525
526
533
534
534
535
536
539
539
540
ных КЗ (540). 39-17-6. Защита от
внешних многофазных КЗ на трех-
обмоточиом трансформаторе (540).
39-17-7. Защита от внешних симмет-
ричных КЗ (540). 39-17-8. Защита от
симметричных перёгрузок (541).
39-17-9. Воздействие защит (541).
39-17-10. Дополнительные указания
по выполнению защит трансформато-
ра связи (541)
39-18. Пример выполнения защиты повыша-
ющего трансформатора связи, рабо-
тающего через один выключатель и а
двойную систему шин 110—220 кВ с
обходной и через один выключатель
на секцию шин генераторного напря-
жения .................................
39-19. Релейная защита понижающих авто-
трансформаторов напряжением
220/110/10—6 кВ, мощностью до 250
МВ-А .......
А. Основные защиты »
39-19-1. Защита от всех видов КЗ в
обмотках и иа выводах, включая
витковые замыкания в обмотках
(544). 39-19-2. Защита от замыканий
внутри бака автотрансформатора и в
контакторных объемах РПН, сопро-
вождающихся выделением газа (545)
Б. Резервные защиты от токов внеш-
них несимметричных и симметрич-
ных КЗ............................
39-19-3. Защита от внешних КЗ на
землю в сетях с заземленными ней-
тралями (545). 39-19-4. Защита от
внешних симметричных КЗ (545).
39-19-5. Защита от внешних симмет-
ричных КЗ (546). 39-19-6. Защита от
внешних многофазных КЗ на сторо-
не НН автотрансформатора (546).
39-19-7, Защита для обеспечения со-
гласования защит линий, подходя-
щих к подстанции, с защитой авто-
трансформатора (546). 39-19-8. Защи-
та от неполнофазных режимов (547).
39-19-9. Защита от симметричных
перегрузок (547). 39-19-10. Защита от
однофазных замыканий на землю на
стороне НН автотрансформатора
(контроль изоляции) (547). 39-19-1L
Устройство для тушения пожара в
автотрансформаторе (547). 39-19-12.
Оперативное и автоматическое уско-
рения резервных защит (547).
39-19-13. Общие вопросы выполнения
защит понижающего автотрансфор-
матора (547)
39-20, Пример выполнения защиты понижа-
ющего трансформатора, работающего
через выключатель на двойную си-
стему шин 220 кВ с обходной, через
один выключатель на двойную си-
стему шин ПО кВ с обходной и на
две секции шин 6—-10 кВ через сдво-
енный реактор .
39-21. Релейная защита шин электростан-
ций и подстанций.......................
39-22. Релейная защита шин 110 кВ и вы-
ше, выполненных по различным схе-
мам электрических соединений .
39-23. Пример ’выполнения защиты одиноч-
ной системы шнн 330—500 кВ
39-24. Релейная защита шин генераторного
напряжения электростанций
39-25. Защита кабельных линий 6—10 кВ
39-25-1. Токовая защита от много-
фазных КЗ (564). 39-25-2. Защита от
однофазных замыканий иа землю ли-
ний 6—10 кВ (568)
39-26, Релейная защита электрических дви-
гателей ...............................
39-26-1. Общие сведения (572). 39-26-2.
Защиты от коротких замыканий в
обмотке статора (573). 39-26-3. Защи-
та от однофазных замыканий обмот-
кн статора иа землю (-576). 39-26-4.
Защита асинхронных двигателей от
перегрузки (579). 39-26-5. Защита
синхронных двигателей от асинхрон-
541
544
544
545
549
556
558
563
563
564
572
§ 39-2] Релейная защита турбогенераторов, работающих в блоках 491
него хода и перегрузки (580). 39-26-6.
Защита от потери питания (581).
39-26-7. Особенности выполнения схем
р'лейной защиты электродвигателей
и блоков трансформатор—электро-
двигатель па переменном оператив-
ном токе (582). 39 26-8. Схема защи-
ты синхронного двигателя на пере-
менном оперативном токе (583)
Список литературы . >.».< 583
Введение
1. В § 39-1—39-24 рассмотрены схемы
релейной защиты для электротехнических
установок электростанций и подстанций,
выполняемые на релейной аппаратуре Че-
боксарского электроаппаратного завода
(ЧЭАЗ).
2. В § 39-25 и 39-26 рассмотрены схе-
мы релейной защиты для электротехничес-
ких установок и сетей промышленных
предприятий.
3. Схемы релейной защиты, приведен-
ные в § 39-1—39-24, выполнены на опера-
тивном постоянном токе.
4. В § 39-26 приведены примеры уст-
ройств релейной защиты на оперативном
переменном токе.
5. Устройства релейной защиты для
высоковольтных сетей и соответствующие
панели этих защит, выпускаемые ЧЭАЗ,
описаны в Руководящих указаниях по ре-
лейной защите [39-4—39-8] и в каталогах
ЧЭАЗ и поэтому в данном разделе спра-
вочника не приводятся.
6. Описание устройств релейной защи-
ты, особенности их реализации, методика
определения параметров защиты, примеры
выполнения, приведенные в данном разде-
ле справочника, заимствованы из типовых
работ «Энергосетьпроекта», «Теплоэлектро-
проекта», «Гидропроекта», «Промэнерго-
проекта», «Тяжпромэлектропроекта».
7. Все рассмотренные в данном разде-
ле устройства релейной защиты выполнены
в соответствии с Правилами устройств
электроустановок и соответствующими Ру-
ководящими указаниями.
39-1. ОБЩИЕ ВОПРОСЫ
РАБОТЫ СИНХРОННЫХ
ГЕНЕРАТОРОВ
НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ
Синхронные генераторы на электро-
станциях могут работать:
в блоках с повышающими трансфор-
маторами, в которых отсутствуют потреби-
тели на генераторном напряжении;
в блоках, где имеется питание потре-
бителей на генераторном напряжении;
на общие шины генераторного напря-
жения параллельно с другими генерато-
рами.
Блоки генератор — трансформатор мо-
гут выполняться:
одиночными (простыми);
укрупненными с параллельной работой
нескольких генераторов иа один повыша-
ющий трансформатор;
объединенными — два одиночных бло-
ка под один выключатель на высшем на-
пряжении.
, В блоках в цепях генераторов могут
предусматриваться или отсутствовать вы-
ключатели.
Мощные синхронные генераторы, как
правило, имеют выводы двух параллельных
ветвей статорной обмотки в каждой фазе.
Мощные синхронные генераторы снаб-
жаются закрытыми токопроводами, под-
ключающими генератор к выключателю
генераторного напряжения или к обмотке
низшего напряжения повышающего тран-
сформатора со встроенными ТТ и TH.
На синхронных генераторах в общем
случае должна предусматриваться релей-
ная защита от следующих видов повреж-
дений и ненормальных режимов:
многофазных КЗ в обмотках статора
и на его выводах;
КЗ между витками одной фазы обмот-
ки статора;
замыканий на землю (корпус) в об-
мотках статора;
токов симметричных и несимметричных
внешних КЗ;
замыканий на землю в обмотке воз-
буждения;
симметричных и несимметричных пере-
грузок обмоток статора;
перегрузок обмотки ротора;
повышения напряжения на выводах
обмотки статора;
потери возбуждения;
асинхронного хода;
возгораний (пожара) внутри генера-
тора.
39-2. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА
ТУРБОГЕНЕРАТОРОВ
МОЩНОСТЬЮ 160—800 МВт,
РАБОТАЮЩИХ В БЛОКАХ
С ТРАНСФОРМАТОРАМИ
А. ОСНОВНЫЕ ЗАЩИТЫ
39-2-1. Защита от многофазных КЗ
в обмотке статора и иа его выводах
Тип защиты. Продольная дифферен-
циальная токовая защита с циркулирую-
щими токами.
Указания по выполнению защиты. 1. Для
защиты используются трансформато-
ры тока (ТТ) класа Р. ТТ, используемые
для защиты, должны удовлетворять кри-
вым предельной кратности при 10%-ной
492
Релейная защита
[Разд. 39
погрешности при протекающих через них
токах внешних КЗ.
Коэффициент трансформации К выби-
рается по поминальному току генератора
/г,пом для ТТ на линейных выводах и на
нулевых выводах, если ТТ охватывают то-
копроводы обеих параллельных ветвей. Ес-
ли на каждой из параллельных ветвей ус-
танавливаются отдельное ТТ, то их К вы-
бирается по току I г,ном/2.
В защищаемую зону, кроме обмотки
статора, включаются токопроводы, соеди-
няющие генератор с его выключателем или
обмоткой ПН повышающего трансформа-
тора.
2. Защита выполняется трехфазной
трехрелейиой с током срабатывания, мень-
шим номинального тока генератора, и без
контроля цепи циркуляции. Для защиты
используется реле типа ДЗТ-11/5.
Расчетные уставки защиты. Расчет за-
щиты производится в следующей последо-
вательности.
1. Число витков рабочей обмотки на-
сыщающегося трансформатора реле ДЗТ-
11/5 принимается равным wpac=144, если
коэффициенты трансформации ТТ одинако-
вы, или к.'Раб=72, если они разные.
2. Определяется максимальное расчет-
ное значение первичного тока небаланса
/нб.гаечтах В уСТЭПОВИВШеМСЯ реЖНМС ПрО-
теканпя через ТТ внешнего расчетного
МаКСИМалЬНОГО тока /впеш.расч max'
1 -- Н ”1
'кб.раечтех од внеш.расч max’
где /год=0,5 — коэффициент однотипности
ТТ; е=0,1 — полная погрешность ТТ:
/вн.-пт.расч max определяется максимальным
ТОКОМ внешнего КЗ /к,внеш max ИЛИ МЭКСИ-
мальпым током в асинхронном режиме.
3. Определяется рабочая МДС Fpm
при протекании по рабочей обмотке тока
небаланса:
„ ^отс /пб.расч max
' паб — K'paG >
Л
где kmc. = 1,6 — коэффициент отстройки;
К — коэффициент трансформации ТТ со
стороны линейных выводов генератора;
Ираз — используемое число витков рабочей
обмотки.
4. Определяется тормозная МДС FTop
по формуле аппроксимации
ЕтоР = 13б]/ ^--1 .
5. Определяется вторичное значение
тормозного тока:
где /Jf1— ток трехфазпого КЗ, протекаю-
щий через генератор при повреждении на
его выводах.
6. Определяется число витков тормоз-
ной обмотки:
^тор.расч — Т’тор/А'ощв-
Принимается целое число витков
и’тор.уст, ближайшее большее, которое мож-
но установить на тормозной обмотке на-
сыщающегося трансформатора реле.
Чувствительность рассматриваемой за-
щиты обычно ие проверяется, так как она
обеспечивается с большим запасом.
39-2-2. Защита от КЗ между витками
одной фазы обмотки статора
Тип защиты. Односистемная попереч-
ная дифференциальная токовая защита.
Указания по применению защиты. За-
щита применяется на турбогенераторах с
выведенными параллельными ветвями об-
мотки статора, соединенными в звезду.
Указания по выполнению защиты. 1. Для
защиты используется ТТ, устанавливаемый
на шинопроводе, соединяющем нейтрали
параллельных ветвей.
2. Коэффициент трансформации ТТ К
принимается для различных турбогенера-
торов в диапазоне 600/5 — 2500/5.
3. Для защиты используется реле то-
ка типа РТ40/Ф с фильтром первой гармо-
ники.
Расчетные уставки защиты. Первичный
ток срабатывания защиты принимается
равным /с,з= (0,2"0,3)/г,нем, ГДе /г,ном—
номинальный ток турбогенератора.
При указанных значениях К вторичные
токи срабатывания защиты укладываются
в диапазон уставок реле РТ-40/Ф (1,75—
17,6 А).
119-2-3. Защита от замыканий на землю
(корпус) в обмотке статора
Указания по применению защиты. Ток,
протекающий через место замыкания на
землю (корпус), в основном создается за
счет емкости на землю обмоток статора и
по значению невелик. Емкость фаз обмот-
ки статора определяется по каталожным
данным, например по табл. 2-1 г. [39-2].
Значение емкостного тока в месте КЗ 1с,
А, иа выводах генератора определяется по
выражению
7с = ^-Ж,иом«Сг.10-6,
где Сг ~ емкость фазы генератора, мкФ;
со — угловая частота сети, рад/с.
Хотя ток замыкания на землю невелик,
ио, как показывает опыт эксплуатации, его
протекание через место повреждения мо-
жет сопровождаться большим разрушени-
ем стали статора. Поэтому вместо ранее
применявшейся максимальной зашиты на-
пряжения нулевой последовательности в
настоящее время применяется специальная
защита, действующая на отключение.
§ 39-21
Релейная защита турбогенераторов, работающих в блоках
493
Тип защиты. Защита напряжения пер-
вой и третьей гармоник без зоны нечувст-
вительности типа ЗЗГ-1 (100%-ная за-
щита).
Указания по выполнению защиты, 1. За-
щита ЗЗГ-1 содержит два органа:
максимальное реле напряжения первой
гармоники, именуемое «реле напряжения»,
защищает 85—90% витков обмотки стато-
ра со стороны линейных выводов;
реле напряжения третьей гармоники с
торможением, именуемое «реле с торможе-
нием», защищает до 35% витков обмотки
статора со стороны нейтрали и саму ней-
траль.
2. К «реле напряжения» и «реле с
торможением» подводится напряжение со
стороны линейных выводов от TH типа
ЗНОМ с номинальным напряжением обмо-
I 100 / 100
ток 17ф I y-j — -
Для «реле с торможением» дополни-
тельно подводится напряжение со стороны
нулевых выводов от специально устанав-
ливаемого TH типа ЗНОЛ пли ЗОМ с но-
минальным напряжением обмоток 3/100-
Расчетные уставки защиты. Для «реле
напряжения» определяется напряжение
срабатывания реле из условий отстройки
от действующего значения напряжения ну-
левой последовательности основной часто-
ты со стороны линейных выводов, обуслов-
ленного электростатической индукцией меж-
ду обмотками ВН и НН силового
трансформатора, по методике [39-6].
Для «реле с. торможением» в качестве
уставки принимается его коэффициент
торможения, рассчитываемый по методике
[39-3]. По той же методике определяется и
коэффициент чувствительности защиты.
В условиях проектирования определе-
ние параметров не производится, так как
они не влияют на выбор типа аппаратуры.
Защита действует с независимой выдерж-
кой времени около 0,5 с.
Б. РЕЗЕРВНЫЕ ЗАЩИТЫ ОТ ТОКОВ
ВНЕШНИХ СИММЕТРИЧНЫХ И
НЕСИММЕТРИЧНЫХ ПЕРЕГРУЗОК
39-2-4. Защита обмотки статора
от внешних симметричных КЗ
Тип защиты. Одноступенчатая дистан-
ционная защита с независимой выдержкой
времени.
Указания по применению защиты. За-
щита предназначена для резервирования
отключения внешних КЗ и для резервиро-
вания основных защит турбогенератора.
Указания по выполнению защиты. 1. Для
защиты используется одно из трех ре-
ле сопротивления, блок реле типа КРС-2.
Реле включается на разность фазных то-
ков от ТТ, установленных на стороне ну-
левых выводов, и на междуфазное напря-
жение от TH, установленного иа выводах
генератора.
2. Реле должно иметь круговую пли
эллиптическую характеристику, располо-
женную в 1 квадранте комплексной плоско-
сти со смещением в III квадранте и охва-
тывающую начало координат.
3.. Защита выполняется с двумя ступе-
нями выдержки времени.
Расчетные уставки защиты. 1. Сопро-
тивление срабатывания защиты выбирает-
ся из условий отстройки от сопротивления,
измеряемого защитой в послеаварийном
нагрузочном режиме. При использовании
круговой характеристики сопротивление
срабатывания защиты Zc,3 при угле мак-
симальной чувствительности определяется
по выражению
___________^пагр__________
^-отс cos (<1м,ч — Фнагр)
где йоте = 1,2 —• коэффициент отстройки;
£„=1,05 — коэффициент возврата реле;
Ч>м,ч=80° — угол максимальной чувстви-
тельности; фнагр = 31,5° в соответствии с
cos <р=0,85;
7 _ ____Umin______
^нагр — — 1
V 3 Дтагр max
Umin=0,95 Ur,ном — минимальное значение
первичного междуфазного напряжения в ме-
сте установки защиты; 7нагрп1ах=1,5/г,ном—•
максимальное значение первичного рабоче-
го тока генератора.
2. Чувствительность реле по току точ-
ной работы определяется при трехфазном
КЗ в конце зоны, охватываемой зашитой,
при минимальном коэффициенте чувстви-
тельности, не меньшем 1,3.
Чувствительность реле по измеряемому
сопротивлению в конце зоны резервирова-
ния определяется коэффициентом чувстви-
тельности, не меньшим 1,2.
3. Выдержка времени первой ступени
согласуется с наибольшей выдержкой вре-
мени резервных защит от междуфазных
КЗ на элементах, присоединенных к шинам
ВН:
*с,з1 ~ ^элта..т +
Выдержка времени второй ступени за-
щиты выбирается на ступень времени боль-
ше времени первой ступени.
?с,з и ^с.з г Д^'
39-2-5. Защита обмотки статора
от внешних несимметричных КЗ
н несимметричных перегрузок
Указания по применению защиты. Для
мощных синхронных турбогенераторов с
непосредственным охлаждением проводни-
ков обмоток должна предусматриваться
защита от перегрузок генераторах токами
обратной последовательности, вызванных
ненормальными несимметричными режима-
ми. Основное назначение защиты от пере-
грузок— защита ротора генератора от теп-
494
Релейная защита
[Разд. 39
ловых воздействий токов двойной частоты
в бочке ротора, возникающих при несим-
метрии в токах статора.
Тип защиты. Токовая защита обратной
последовательности с интегрально-зависи-
мой выдержкой времени.
Указания по выполнению защиты. За-
щита осуществляется одним фильтр-реле
тока обратной последовательности типа
РТФ-6М, которое содержит следующие эле-
менты:
1) пусковой орган без выдержки вре-
мени, обеспечивающий пуск и возврат
интегрального органа и блокировку органа
«отсечка II»;
2) интегральный орган с интегрально-
зависимой выдержкой времени, соответст-
вующей кривой /доп = Ф (Дг), обеспечиваю-
щий правильную работу защиты при изме-
нении тока обратной последовательности
/гг и охлаждении ротора после устранения
несимметричной перегрузки.
В применяемых схемах защита с
РТФ-6М выполняется с двумя ступенями
выдержки времени, для чего на выходе
интегрального органа включается выносное
реле времени.
Отключение выключателя ВН произ-
водится первой ступенью через контакт
без выдержки времени данного реле вре-
мени.
Остановка блока производится второй
ступенью через упорный контакт этого же
реле времени;
3) орган «отсечка I», срабатывающий
без выдержки времени, предназначенный
для действия защиты с независимой вы-
держкой времени в качестве резервной за-
щиты от внешних несимметричных КЗ.
Имеет регулируемую уставку по току.
Выдержка времени создается вынос-
ным реле времени, обеспечивающим ис-
пользование органа «отсечка I» для деле-
ния шии ВН и для резервирования защит
присоединений, отходящих от шин элек-
тростанции. Орган «отсечка I» может быть
применен для ускорения токовой защиты
обратной последовательности турбогенера-
тора при выведении из действия дифферен-
циальной защиты ошиновки 330—500 кВ
блока;
4) орган «отсечка II», срабатывающий
без выдержки времени, предназначенный
для резервирования быстродействующих
защит турбогенератора с независимой вы-
держкой времени, создаваемой выносным
реле времени.
Орган «отсечка II» может приходить в
действие в переходном режиме при двух-
фазном КЗ на стороне ВН блока.
Во избежание излишних отключении
блока в схеме защиты применена специаль-
ная блокировка, выводящая орган «отсеч-
ка П» из действия при указанном повреж-
дении.
Орган «отсечка II» применяется па
блоках с выключателями у турбогенерато-
ров и без них;
5) сигнальный орган, срабатывающий
без выдержки времени и предназначенный
для фиксации с независимой выдержкой
времени недопустимой несимметричной на-
грузки генератора. Выдержка времени соз-
дается выносным реле времени. Сигналь-
ный орган используется для защиты транс-
форматора блока от внешних КЗ на землю
при его работе с незаземленной нейтралью
(см. п. 39-4-5).
Расчетные уставки защиты. 1. Пер-
вичный ток срабатывания пускового орга-
на выбирается по условию обеспечения на-
дежного пуска интегрального органа при
максимальной выдержке времени послед-
него, равной 600 с, что примерно соответ-
ствует /с,з,п,о 0,1 /г,ном.
2. Расчет параметра срабатывания ин-
тегрального органа основывается на тепло-
вой характеристике турбогенератора, пред-
ставленной выражением
Л-2* ^доп
где А — постоянная величина, устанавли-
ваемая заводом-изготовителем и равная
допустимой длительности (в секундах) то-
ка обратной последовательности в статоре,
равного номинальному току статора. Для
всех турбогенераторов в пределах мощно-
сти до 1000 МВт значение А принимается
равным 8; /доп — допустимая длительность
протекания тока обратной последователь-
ности по тепловой характеристике турбо-
генератора; /гг» — ток обратной последова-
тельности в относительных единицах, при-
веденный к номинальному току турбогене-
ратора.
Как указывалось выше, защита с
РТФ-6М выполнена двухступенчатой, при
этом допустимая длительность протекания
токов обратной последовательности в тур-
богенераторе при КЗ на выводах генерато-
ра соответствует сумме времени интеграль-
ного органа и времени действия реле вре-
мени.
В связи с этим уставка величины А
на интегральном органе должна быть сни-
жена по сравнению со значением, задава-
емым заводом. Расчет параметра срабаты-
вания интегрального органа сводится к оп-
ределению уставки А и выбору исполнения
реле РТФ-6М в соответствии с каталожны-
ми данными [39-10]. Для турбогенераторов
с указанным пределом мощности значение
величины А=5 10 укладывается в диапа-
зон первого исполнения реле РТФ-6М.
3. Первичный ток срабатывания орга-
на «отсечка I» выбирается из условий со-
гласования с защитами, установленными в
сети. Орган «отсечка I» должен обладать
достаточной чувствительностью для реали-
зации деления. Первичный ток срабатыва-
ния органа «отсечка I» по условиям деле-
ния принимается равным /«,->!= (0,4-?-
4-0Д)7г.ном. Выдержки времени ступеней
органа «отсечка I» выбираются из условий
согласования с защитами сети.
§ 39-21
Релейная защита турбогенераторов, работающих в блоках
495
4. Первичный ток срабатывания органа
«отсечка И» выбирается из условия доста-
точно"' чувствительности при двухфазном
КЗ на выводах генератора в сверхпереход-
ном режиме и определяется по выражению
^с,з2 п = 42>/* *ч»
где —ток обратной последовательности
при двухфазном КЗ на выводах генерато-
ра; /гч=1,2— коэффициент чувствитель-
ности.
Выдержка времени органа «отсечка II»
выбирается по условию согласования с ос-
новными защитами генератора.
5. Первичный ток срабатывания сиг-
нального органа принимается равным
/с,з2С = 0,057Г, НОМ»
6. Пределы регулировки уставок реле
РТФ-6М приведены в табл. 39-1.
Таблица 39-1
Пи-апяопи лгстяппи Д
5—10
10—20
29—45
0,05—0,15
0,05—0,15
0,10—0,30
0,08—0,24
0,08—0,24
0,10—0,30
180—240
180—240
165—240
В. ЗАЩИТЫ ОБМОТКИ СТАТОРА ОТ
СИММЕТРИЧНЫХ ПЕРЕГРУЗОК, РОТОРА ОТ
ПЕРЕГРУЗОК ТОКОМ ВОЗБУЖДЕНИЯ
И ДРУГИЕ ЗАЩИТЫ
39-2-6. Защита обмотки статора
от симметричных перегрузок
Тип защиты. Максимальная токовая
защита с независимой выдержкой времени.
Указания по выполнению защиты. За-
щита осуществляется токовым реле с вы-
соким коэффициентом возврата типа РТВК
и реле времени и действует па сигнал.
Расчетные уставки защиты. 1. Ток сра-
батывания защиты
*С,3 — . 'г,ком»
кв
где йоте = 1,05 —коэффициент отстройки;
/г„=0,99 — коэффициент возврата реле
РТВК.
2. Выдержка времени согласуется с за-
щитами, действующими на отключение.
39-2-7. Защита ротора от перегрузок
током возбуждения
Тип защиты. Токовая защита с двумя
ступенями интегрально-зависимой выдерж-
ки времени.
Указания по выполнению защиты.
Защита осуществляется с помощью блок-
реле РЗР-1М.
2. Блок-реле РЗМ-1М содержит сле-
дующие элементы:
входное преобразовательное устрой-
ство;
сигнальный орган, срабатывающий без
выдержки времени при токах возбуждения,
превышающих длительно допустимое зна-
чение; необходимая выдержка времени соз-
дается выносным реле времени;
пусковой орган, срабатывающий без
выдержки времени и контролирующий пуск
и возврат интегрального органа;
интегральный орган, действующий с
двумя интегрально-зависимыми ступенями
выдержки времени в зависимости от на-
копления тепла в обмотке возбуждения
при перегрузках и охлаждении после уст-
ранения перегрузки.
3. Для подключения реле РЗР-1М ис-
пользуются устройства И-514 или И-528,
выпускаемые заводом «Точэлектроприбор»
(Киев), содержащие трансформатор посто-
янного тока (ТПТ).
Варианты использования защиты. I.Ha
генераторах типа ТВВ, работающих с вы-
сокочастотной системой возбуждения, уста-
навливаются И-528. Питание ТПТ перемен-
ным током осуществляется от подвозбуди-
теля на частоте 400 Гц.
В реле РЗР-1М используются обе сту-
пени выдержки времени. Первая ступень
действует на устройство ограничения фор-
сировки в АРВ, вторая ступень — на
отключение турбогенератора и гашение
поля.
Прн выходе из работы высокочастот-
ного подвозбудителя питание ТПТ пере-
менным током не обеспечивается и вместо
защиты с реле P3P-IM может быть ис-
пользована дополнительная защита, уста-
новленная на резервном возбудителе и реа-
гирующая на напряжение ротора.
2. На турбогенераторах типа ТВВ, ра-
ботающих с резервным электромашинным
возбудителем, имеющим высокочастотный
подвозбудитель, в реле РЗР-1М использу-
ется только вторая ступень. Вместо первой
ступени используется устройство ограниче-
ния длительности форсировки, установлен-
ное на резервном возбудителе. Если под-
возбудитель не работает или его нет, то
используется дополнительная защита.
3. На турбогенераторах типа ТГВ, ра-
ботающих в основном с тиристорной сис-
темой возбуждения, для питания защиты
используется устройство И-514/2 или
И-514/3 (в зависимости от тока возбуж-
дения). Питание ТПТ переменным током
осуществляется от транформатора с. н. ти-
ристорного возбудителя с резервированием
от одной из секций распределительного уст-
ройства 0,4 кВ блока. В реле РЗР-1М ис-
пользуются обе ступени. Первая ступень
действует на развозбуждение генератора
через устройство АРВ. Может предусмат-
риваться двухступенчатая разгрузка с по-
мощью дополнительного реле времени.
Вторая ступень действует на отключение
турбогенератора и на гашение поля.
496
Релейная защита
[Разд. 39
4. На турбогенераторах типа ТГВ, ра-
ботающих с резервной системой возбужде-
ния, первая ступень защиты с реле РЗР-1М
действует на расфорсировку возбуждения.
Расчетные уставки защиты. Входное
преобразующее устройство. Настройка осу-
ществляется так, чтобы
/ррт,ном.Л==07-^1)2>
* РЗР.иом
где /рот,ном,в — вторичный номинальный ток
ротора генератора, равный /рот,нОм/КТПт1
/рзрНом— номинальный ток устройства РЗР,
равный 2,5 А; /рот.ном — первичный номи-
нальный ток ротора; Атпт— коэффициент
трансформации ТПТ.
Сигнальный орган. Диапазон регули-
ровки уставки 1,0—1,2 номинального то-
ка возбуждения. Рекомендуется уставка
1,05. Выдержка времени сигнального орга-
на принимается около 10 с.
Пусковой орган. Диапазон регулировки
уставки 1,05—1,25 от номинального тока
возбуждения. Рекомендуется уставка 1,1.
Интегральный орган. Изменение уста-
вок интегрального органа не производится.
Реле РЗР-1М имеет зависимую характерис-
тику, приведенную в табл. 39-2.
Таблица 39-2
Кратность тока ротора к номи- нальному значению Время срабатывания, с, на максимальной уставке
I ступень П ступень
1.1 480 600
1,2 215 265
1,5 50 60
2,0 16 20
39-2-8. Дополнительная (временная)
защита ротора от перегрузок
током возбуждения при его работе
с резервным возбудителем
Тип защиты. Максимальная защита
напряжения с независимой выдержкой вре-
мени.
Расчетные уставки защиты.
Первичное напряжение срабатывания
реле напряжения
UС.3 = 1 >5/роТ,110М ^рот>
где /рот.пом — первичный номинальный ток
ротора; Rpm — сопротивление обмотки ро-
тора в горячем состоянии.
• Выдержка времени защиты — около
20 с.
39-2-9. Защита от асинхронного режима
при потере возбуждения
Тип защиты. Одноступенчатая дистан-
ционная защита с независимой выдержкой
времени.
Указания по выполнению защиты. 1. Для
защиты используется одно нз трсх реле
сопротивления типа К.РС-2.
2. Реле включается на разность фазных
токов от ТТ и иа междуфазные напряжения
от TH так, чтобы круговая характеристика
располагалась в III и IV квадрантах ком-
плексной плоскости сопротивления н не
охватывала начало координат.
Расчетные уставки защиты. 1. Линия
максимальной чувствительности в комплек-
сной плоскости при угле максимальной
чувствительности реле, равном 80°, распо-
лагается в III квадранте под углом 260°.
2. Диаметр окружности характеристи-
ки принимается равным 1,1 Xd, с смещени-
ем 0,4Х^, где Xd* и Х([*— соответственно
синхронное и переходное сопротивления
турбогенератора. Прн этих параметрах
обеспечивается надежная отстойка защиты
от нормального режима, режима недовоз-
буждення и от асинхронного режима в
энергосистеме.
3. Время действия принимается равным
1—2 с, чем защита отстраивается от нару-
шения динамической устойчивости в энер-
госистеме. Защита вводится в действие
после появления тока в статоре генератора
с выдержкой времени, обеспечивающей ре-
жим самосинхронизации.
39-2-10. Защита от повышения напряжения
на выводах турбогенератора
и трансформатора
Тип защиты. Максимальная защита на-
пряжения с независимой выдержкой вре-
мени.
Указания по применению защиты. За-
щита предназначена для предотвращения
недопустимого повышения напряжения в
режиме холостого хода или сброса на-
грузки.
Указания по выполнению защиты. 1. В
качестве пускового органа используется ре-
ле напряжения типа РН-58/200 с высоким
коэффициентом возврата (около 0,9).
2. Для выведения защиты из действия
в рабочем режиме генератора применяется
реле тока типа РТ-40/Р.
На блоках без выключателя у генера-
тора реле тока контролирует ток в цепи
ВН трансформатора.
На блоках с выключателем у генера-
тора и при наличии УРОВ на этом выклю-
чателе применяются два реле контроля.
3. Реле напряжения включается иа
междуфазное напряжение TH на выводах
генератора.
4. Реле времени должно быть терми-
чески устойчивым.
Расчетные уставки защиты. 1. Напря-
жение срабатывания пускового органа при-
нимается Дс,3=1,2ДГ.НОМ.
2. Первичный ток срабатывания бло-
кирующего реле/с,з=» 0,1 /г.яом-
3. Выдержка времени /с,3«3 с.
39-2-11. Защита от замыканий на землю
в одной точке цепи ротора
Тип защиты. Защита с наложением пе-
ременного напряжения 25 Гц типа КЗР-З
[39-10J.
§ 39-4]
Релейная защита трансформаторов, работающих в блоках
497
39-3. ОБЩИЕ ВОПРОСЫ РАБОТЫ
ПОВЫШАЮЩИХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ
Повышающие трансформаторы на элек-
тростанциях могут работать:
в блоках с одиночными генераторами
(одиночные — простые блоки);
в укрупненных блоках, где в ряде
случаев используются расщепленные обмот-
ки трансформатора на генераторном на-
пряжении;
в объединенных блоках, где два оди-
ночных блока соединяются под один вы-
ключатель на стороне ВН;
в качестве трансформаторов связи с
электроэнергетической системой при нали-
чии поперечных связей на генераторном
напряжении.
Повышающие трансформаторы обычно
имеют встроенные ТТ на стороне ВН.
Ошиновка со стороны ВН у повышаю-
щих трансформаторов осуществляется от-
крытым токопроводом или кабелем и мо-
жет иметь значительную протяженность,
что характерно для гидроэлектростанций.
Повышающие трансформаторы, рабо-
тающие в блоках, обычно не имеют встро-
енных устройств для регулирования напря-
жения под нагрузкой.
На трансформаторах в общем случае
должна предусматриваться' релейная защи-
та от следующих видов повреждений и не-
нормальных режимов:
всех видов КЗ, включая и витковые, в
обмотках и на выводах;
замыканий внутри бака маслонапол-
ненных трансформаторов и устройств РПН,
сопровождающихся выделением газа;
междчфазных КЗ на ошиновках выво-
дов ВН и НН;
замыканий на землю иа ошиновках
выводов ВН и НН;
токов симметричных и несимметричных
внешних КЗ;
перегрузок обмоток;
повышения напряжения на выводах;
нарушений в системе охлаждения;
возгорания (пожара) масла.
39-4. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА
ПОВЫШАЮЩИХ ТРАНСФОРМАТОРОВ.
РАБОТАЮЩИХ В БЛОКАХ
С ТУРБОГЕНЕРАТОРАМИ
МОЩНОСТЬЮ 160—800 МВт
А. ОСНОВНЫЕ ЗАЩИТЫ
39-4-1. Защита от всех видов КЗ
в обмотках и иа выводах, включая
витковые замыкания в обмотках
Тип защиты. Продольная дифференци-
альная токовая защита т циркулирующими
токами.
Указания по выполнению защиты. 1. ТТ
защиты устанавливаются на всех сторонах
32—792
и на ответвлениях, имеющих выключатели,
в результате чего образуется зона защиты.
Ответвления, не имеющие выключателей,
например трансформатор с. н. блока, вхо-
дят в зону защиты. Место установки ТТ на
токопроводах сторон определяется выбран-
ной зоной действия защиты.
2. На блоках без выключателя у ге-
нератора могут применяться общая диф-
ференциальная защита блока и отдельная
дифференциальная защита турбогенератора.
3. Для защиты используются ТТ вы-
носные и встроенные во втулки трансфор-
маторов и выключателей со вторичным то-
ком 5 и 1 А класса Р.
4. Защита выполняется трехфазной на
всех сторонах и трехрелейной для повыше-
ния чувствительности и надежности.
5. Выбор коэффициентов трансформа-
ции и схем соединения ТТ на различных
сторонах производится по номинальному
току стороны трансформатора или ответ-
вления с учетом необходимости выравни-
вания фаз токов в плечах защиты.
6. ТТ, используемые для защиты, дол-
жны удовлетворять кривым предельной
кратности прн 10%-ной погрешности при
протекающих через них токах внешних КЗ.
7. Для защиты используются реле с
торможением типа ДЗТ-21. Реле имеет це-
пи торможения от токов в плечах защиты
и отстройку бросков токов намагничива-
ния, выполненную на время-импульсном
принципе, что позволяет значительно по-
высить чувствительность защиты. Для по-
вышения быстродействия защиты при боль-
ших кратностях тока используется диф-
ференциальная отсечка.
Минимальный ток срабатывания заши-
ты по условиям отстройки бросков тока
намагничивания может быть принят рав-
ным примерно 0,3 номинального тока тран-
сформатора.
Наличие цепей торможения позволяет
не отстраивать ток срабатывания защиты
от токов небаланса при КЗ на тех сторо-
нах, где применено торможение.
Для блоков турбогенератор — тран-
сформатор до последнего времени рекомен-
довалось использовать торможение на сто-
роне ВН и в цепи ответвления на трансфор-
матор с. и., хотя последний не имеет вы-
ключателя и входит в зону действия
защиты.
8. При применении для защиты ТТ с
разными вторичными токами для их вы-
равнивания в цепях защиты используют
автотрансформаторы типа АТ.
Принципиальная схема присоединения
реле типа ДЗТ-21 показана на рис. 39-1.
Вид тормозной характеристики с ее
параметрами изображен на рис. 39-2.
Расчетные устаски защиты. В реле
ДЗТ-21 могут выбираться ответвления
трапсреактора TAV для выравнивания ра-
бочих токов, ответвления промежуточного
ТТ и автотрансформатора TL для вырав-
нивания тормозных токов и токов в плечах
защиты. Может регулироваться минималь-
498
Релейная защита
[Разд. 39
Рис. 39-1. Принципиальная схема включения реле ДЗТ-21.
ный ток срабатывания защиты и коэффици-
ент торможения. Может меняться длина
горизонтального участка тормозной харак-
теристики (рис. 39-2).
Рис. 39-2. Вид тормозной характеристики реле
ДЗТ-21.
Ниже приводится последовательность
расчета параметров дифференциальной за-
щиты с реле типа ДЗТ-21.
Расчет для выбора ответвлений на
трансреакторе TAV и ТТ в тормозной цепи
ТА. 1. Определяются первичные токи для
сторон ВН и НН трансформатора блока Ц
и 1ц соответственно.
2. Определяется минимальное значе-
ние первичного тока срабатывания защиты
Я,з min — kOic 1 т.ном >
где kOTc = 0,3 — коэффициент отстройки;
/т,НОМ - номинальный ток трансформатора
на стороне ВН.
Рассчитывается его значение в относи-
тельных единицах /с,з»пип.
3. Определяются вторичные токи в це-
пях защиты в соответствии с выбранными
коэффициентами трансформации ТТ Ki и
Ли на сторонах ВН и НН:
Лв — h И3/Яр 1цв = 1ц/Кц-
Выбираем ответвление трансреактора
на стороне НН с номинальным током
Лэтв.рабП Aib •
Если в цепи ВН не используется авто-
трансформатор, то находится расчетный
рабочий ток на стороне ВН, соответствую-
щий выбранному току ответвления транс-
реактора на стороне НН:
' I —I —
расч.раб! отв.рабП ,
*Пв
5. Выбирается ответвление трансреак-
тора на стороне ВН с номинальным током
^отв.раб! ^расч.рабР
Если в цепи ВН используется авто-
трансформатор, то определяется коэффи-
циент трансформации автотрансформатора
TL по выражению
Я77. = 2,5/70ТвГД1
из условия, что к первичной обмотке транс-
реактора присоединяется крайнее ответвле-
ние TL с номинальным вторичным током
2,5 А. .
Здесь /отиты — номинальный ток вы-
бранного ответвления, ближайшего к /iB нз
следующих данных;
§ 39-4]
Релейная защита трансформаторов, работающих в блоках
499
Номинальные токи ответвлений
автотрансформатора типа АТ-81
Вводы . . .1—2 1—3 1—4 1—51—6 1—7 1—8 1—11
0,34 0,45 0,61 0,82 1.12 1,48 2,0 2,5
отв, ном ’ ’ ’
6. Определяется расчетный рабочий
ток в плече на стороне ВН:
^расч.раб! ^расч.раб! ^TLV
7. Выбирается ответвление трансреак-
тора с номинальным током
А>тв,раб1^ ^расч.раб!"
8. Определяется уставка на резисторе
Aj3 исходя из следующих расчетов: для
каждой из сторон по минимальному току
срабатывания защиты в долях номиналь-
ного тока трансформатора /с,3*т.п рассчи-
тывается минимальный ток срабатывания
реле в долях от выбранных ответвлений
трансреактора: если нет TL,
для стороны НН
1 Пв .
A,p*minII ~ ^c,3*min j ’
2отв,рабП
для стороны ВН
/Гв
A,p*«inl ^c,3*mln j *
2отв,раб1
если есть TL, то правая часть выражения
для стороны ВН умножается на К ты-
9. Выбирается большее из значений,
которое и определяет уставку Aja, имею-
щую регулировку от 0,3 до 0,7.
10. Выбираются ответвления на ТТ
тормозной цепи ТА1 и ТА2 с номинальны-
ми токами:
для ТА1 стороны ВН при отсутствии
TL
Атв.тор! Ав-
при наличии TL
А>тв,тор1 Ав ^TLl •
На стороне ответвления к трансформа-
тору с. н. ТТ тормозной цепи ТА2 питает-
ся непосредственно от ТТ, установленных
на стороне ВН трансформатора с. н., и от-
ветвление панели выбирается с номиналь-
ным током
Атв.торП ^С.н.в-
Вторичный ток во второй цепи тормо-
жения 1с,н,в определяется по выражению
Аз,н,в — 3 Umin Ас,н>
где Sc,я — мощность трансформатора с. н.,
кВ. A; Umin — минимальное напряжение,
соответствующее крайней уставке РПН;
Кс,к — коэффициент трансформации ТТ в
ответвлении, выбранный по номинальному
току ответвления.
Номера ответвлений TAV и ТА и их
номинальные токи приведены ниже.
32*
Номинальные токи ответвлений
трансреактора TAV
Ответвления .123456
'отв, ном* А ' 5 4-6 4-25 3-Ю 3-° 2-5
Номинальные токи ответвлений
на промежуточных ТТ ТА1—ТА9
Ответвления............... 1 2 3 4
'отв, торI и'отв, торП-А 5’0 2,3
Расчет для выбора коэффициентов
торможения в тормозных цепях I и II.
Определяется вторичное значение периоди-
ческой составляющей тока трехфазного КЗ,
протекающего через цепь торможения I
прн КЗ на стороне ВН при отсутствии вы-
ключателя на генераторе и при КЗ на сто-
роне НН при наличии выключателя у ге-
нератора.
2. Определяется вторичное значение
расчетного тока небаласа /нб.расч.в, проте-
кающего в рабочей цепи при указанных ус-
ловиях и видах повреждений на сторонах
ВН и НН:
Атб.расч,в А1б,расч,в + Атб.расч.в’
причем первая составляющая тока неба-
ланса определяется погрешностью ТТ по
выражению
Аб.расч.в = Аэд В^к.в ’
где е=0,1—полная погрешность ТТ; /год=
= 1 — коэффициент однотипности ТТ, а
вторая составляющая тока небаланса опре-
деляется неточностью выбора ответвлений
в трансреакторе по выражению
» Аасч.раб! Атв.раб!
'нб,расч,в I К
'расч.раб! ^ТТЛ
где 7расч,рабт и /отв.рабг определены выше.
Если автотрансформатор не устанавлива-
ется, то Кты=1.
Периодическая слагающая вторичного
тока при внешнем трехфазном КЗ в
расчетной точке, протекающего в плече за-
щиты со стороны ВН, определяется по вы-
ражению
С = /к3)Кз/Кг
3. Определяются рабочие токи в плечах
ЗаЩИТЫ /рабГ И /раб!!.'
Ааб! А1б,расч,в*
При повреждении на ответвлении, вхо-
дящем в зону дифференциальной защиты,
'рабП^в^’/Кп-
где Кн — коэффициент трансформации ТТ
на стороне НН силового трансформатора.
За расчетный режим для определения
500
Релейная защита
[Разд. 39
коэффициентов торможения на стороне от-
ветвлений принимается трехфазное КЗ за
трансформатором с. н. при отключенном
выключателе ВН, так как при этом тормо-
жение будет минимальным, а защита не
должна срабатывать.
За расчетный режим для определения
коэффициента торможения принимается
трехфазное КЗ в расчетной точке в зави-
симости от наличия выключателя на гене-
раторе.
4. Определяются тормозные токи /topi
И /гор!!'
при КЗ иа сторонах ВН и НМ
/тор1 = ^
если нет автотрансформатора, то Кты=1;
при КЗ на ответвлении за трансформато-
ром с. н.
, _ /О) _ ГЮ1К
7торП 'к,в 'к г'с,И
5. Определяются относительные значе-
ния рабочих и тормозных ТОКОВ /рав», /тор*
при КЗ на сторонах ВН и НН:
/раб*1 ^нб,расч,р/^от.в,раб1 »
/раб*П ~ ^к,в/Л>тв,рабП»
/ II
тор*1 — /к,в' отв,тор!»
^тор*П ~ ^к,в/^°тв»торП’
6. Выбирается ток начала торможения
по характеристике торможения (см. рис.
39-2). Ток начала торможения /Нач* = 1.
7. В соответствии с тормозной харак-
теристикой
“ А/раб*/^ ’ 5AS/ТОр*
определяются коэффициенты торможения
для расчетных точек КЗ:
для первой тормозной цепи
1 ^отс ^раб*1
Tl 0.5/торЧ-1
для второй тормозной цепи
, ^отс ^Раб*11 ^c,P*mfn
я — - -----------------—• .
В защите для установки коэффициен-
тов торможения используется один резис-
тор, на котором устанавливается большее
из значений feu и Лтц.
8. Уставка дифференциальной отсечки
выбирается по условию отстройки от брос-
ка тока намагничивания:
Л:,Р* > %тс ^Раб*>
^раб* Лв ^гщ/^отв.раб! ’
где йотс=4 — коэффициент отстройки от
броска тока намагничивания.
Отсечка имеет две уставки по току
срабатывания: 6 и 9. По рассчитанному
значению выбирается большее.
Расчет для определения коэффициента
чувствительности защиты. Коэффициент
чувствительности определяется в режиме
минимальных токов КЗ в расчетной точке
и для расчетного вида КЗ
= /^c.p.min •
Чувствительность защиты 'при металли-
ческом повреждении на соответствующих
выводах блоков определяется соотношени-
ем /гч>2.
Для ориентировочных расчетов чувст-
вительность может быть оценена по упро-
щенным расчетным выражениям
ь(3) _ /3) ,,
Ч ‘клип! С, ЗГГШ1 ’
^ч = 1кт.1п[1c.amin ’
где /£%in — первичный минимальный ток
трехфазного КЗ в расчетной точке; /^„—
первичный минимальный ток однофазного
КЗ на стороне ВН блока.
39-4-2. Защита от всех видов КЗ
на выводах и ошиновке ВН
330—525 кВ трансформатора
Тип защиты. Продольная дифференци-
альная токовая защита с циркулирующими
токами.
Указания по выполнению защиты. 1. Для
защиты используются ТТ, встроенные во
вводы трансформатора, выносные ТТ,
устанавливаемые в цепях выключателей
или встроенные во вводы выключателей
со вторичными токами 5 и 1 А класса Р.
Предполагается использование ТТ с оди-
наковым коэффициентом трансформации.
2. Защита выполняется трехфазной,
трехрелейной:
при присоединении блока к шинам од-
ним выключателем с реле типа РНТ-566;
при присоединении блока к сборным
шинам по схемам с двумя, полутора и 4/3
выключателями на присоединение или по
схеме многоугольника с реле типа ДЗТ-11.
3. При повреждении на ошиновке вне
зоны действия рассматриваемой защиты
ошиновка должна отключаться дополни-
тельными защитными устройствами, дейст-
вующими через цепи УРОВ (см. § 39-5).
Расчетные уставки защиты. Ниже при-
водится расчет первичного тока срабаты-
вания защиты с реле типа РНТ-565 или
РНТ-566.
1. Определяется максимальное расчет-
ное значение первичного тока небаланса
/нб.расч max в установившемся режиме про-
текания через ТТ внешнего максимального
расчетного ТОКа /виеш.расч max’
А1б,расч max ~ ^од е/внеш,расч max’
где .е=0,1—полная погрешность ТТ; Аод—
коэффициент однотипности ТТ.
Значение /виеш.расч max определяется
максимальным током внешнего КЗ
А,внеш max или максимальным током в асин-
хронном режиме.
§ 39-4]
Релейная защита трансформаторов, работающих в блоках
501
2. Определяется расчетный первичный
ток срабатывания защиты из условии:
отстройка от расчетного тока небалан-
са
/с,з ~ ^отс Л1б,расч max':
отстройки от максимального тока на-
грузки при обрыве цепи циркуляции
/с,з — ^отс/раб max,
где Лотс=1,2-*-1,3 — коэффициент отстройки.
Принимается большее из рассчитанных
значений.
3. Проверяется чувствительность за-
щиты в режиме минимального тока КЗ в
зоне действия защиты
= ЛкРасч mlnllcfi’
Дальнейший расчет защиты с РНТ-560
и расчет защиты с торможением осущест-
вляется по методике, изложенной в [39-6].
39-4-3. Защита от замыкания внутри бака
маслонаполненного трансформатора,
сопровождающихся выделением газа
Тип защиты. Газовая защита с двумя
ступенями действия.
Указания по выполнению защиты.
1. Должно быть обеспечено получение на-
дежного отключения выключателей при
кратковременном срабатывании газового
реле.
2. В выходных цепях защиты должна
быть предусмотрена возможность перевода
второй ступени защиты с отключения из
сигнал.
Б. РЕЗЕРВНЫЕ ЗАЩИТЫ ОТ ВНЕШНИХ КЗ
НА ЗЕМЛЮ, ДОПОЛНИТЕЛЬНАЯ РЕЗЕРВНАЯ
ЗАЩИТА И ДРУГИЕ ЗАЩИТЫ
39-4-4. Защита от внешних КЗ на землю
в сети с заземленными нейтралями
для трансформатора с заземленной
нейтралью
Тип защиты. Токовая защита нулевой
последовательности с независимой выдерж-
кой времени.
Указания по выполнению защиты. 1. За-
щита выполняется двухступенчатой с
двумя комплектами (I и II) токовых за-
щит с разными значениями токов сраба-
тывания. Каждый комплект выполняется с
одним реле тока, присоединенным к ТТ в
цепи заземления трансформатора, и реле
времени с двумя выдержками времени.
2. Комплект более чувствительной за-
щиты I предназначается для ускорения за-
щиты в режиме неполного отключения вы-
ключателя и действует с первой выдержкой
времени на ускорение. Со второй выдерж-
кой времени осуществляется деление шин
на стороне ВН блока.
3. Комплект более грубой защиты И
предназначается для дальнего резервирова-
ния и действует с первой выдержкой вре-
мени на отключение выключателей на сто-
роне ВН блока. Со второй выдержкой вре-
мени производится полная остановка блока.
Расчетные уставки защиты. 1. Первич-
ный ток срабатывания комплекта I выби-
рается по меньшему из двух условий:
по условию обеспечения надежного сра-
батывания при самопроизвольном отключе-
нии одной или двух фаз выключателя бло-
ка, работающего в режиме номинальной
нагрузки
/<з,з1 ^т,ном/^отс’
по условию согласования с комплектом
II
^с.з! = ^с,зп/^отс‘
где йотс==1,5 — коэффициент отстройки;
/т.ном — номинальный ток трансформатора.
2. Выдержка времени для действия по
цепи ускорения /с.з.уск выбирается из усло-
вия отстройки от времени разновременности
действия фаз выключателя
/с,з,уск /раз ^0,5 с.
При присоединении блока по схемам с
двумя, полуторами и 4/3 выключателями на
присоединение надо учитывать время дей-
ствия ОАПВ линий 330—500 кВ, так как
выключатели линии и блока являются об-
щими.
3. Выдержка времени на деление
/с,з,дел принимается большей из рассчитан-
ных по двум условиям:
согласования с резервными защитами
элементов, присоединенных к шинам ВН,
/с.з.дел = /с.з.зл max 4" А/;
согласования с выдержкой времени за-
щиты, действующей на ускорение,
/<з,з,дел = /с,з,уск 4" А/-
4. Первичный ток срабатывания ком-
плекта II выбирается по условию согласо-
вания с наиболее чувствительной из защит
линий, отходящих от шин ВН,
/с,зП = ^отс /с,з,эл min »
где fe0Tc= !,!-*• 1,2 — коэффициент отстройки:
kT — коэффициент токораспределения;
/с,з,элт<п — минимальный первичный ток
срабатывания защиты линий.
5. Выдержка времени первой ступени
комплекта II защиты выбирается по усло-
вию согласования с защитой, действующей
на деление,
/с,з1 = /с.з.пел 4" А/.
Выдержка времени второй ступени ком-
плекта II защиты
/с,32 = /с,31 4" А/.
502
Релейная защита
[Разд. 39
6. Чувствительность защит проверяется
по КЗ в конце зоны резервирования с коэф-
фициентом чувствительности fe4«sl,2.
39-4-5. Защита от внешних КЗ на землю
в сети с заземленными нейтралями
для трансформатора с незаземленной
нейтралью
Указания по применению защиты. Для
трансформаторов, имеющих неполную изо-
ляцию нейтрали и работающих в режимах
с заземленной и незаземленной нейтралью,
дополнительно к рассмотренной выше за-
щите нулевой последовательности преду-
сматривается для режима работы с неза-
земленной нейтралью специальная защита.
Типы защит. 1. Максимальная защита
напряжения нулевой последовательности с
независимой выдержкой времени.
2. Токовая защита обратной последо-
вательности с независимой выдержкой вре-
мени.
Указания по выполнению защит 1 и 2.
1. Максимальная защита напряжения нуле-
вой последовательности выполняется с ре-
ле РНН-57 и реле времени.
2. Токовую защиту обратной последо-
вательности осуществляет сигнальный ор-
ган защиты с реле РТФ-6М.
Рассматриваемая защита должна от-
ключать в первую очередь трансформаторы
с незаземленной нейтралью, для чего спе-
циальная защита имеет одну выдержку
времени, на ступень меньшую выдержки
времени первой ступени токовой защиты
нулевой последовательности.
Расчетные уставки защиты 1. 1. На-
пряжение срабатывания реле РНН-57 5 В.
2. Выдержка времени ^с,з,спец='с,з|—
—А/.
39-4-6. Дополнительная резервная защита
на стороне ВН трансформатора для блоков
с выключателями у турбогенератора
и для спаренных блоков
Тип защиты. Максимальная токовая
защита с независимой выдержкой времени.
Указания по выполнению защиты. 1. За-
щита выполняется двумя реле тока типа
РТ-40 по схеме неполной звезды, подклю-
ченными к ТТ стороны ВН, соединенным
в треугольник, и реле времени.
2. Защита автоматически вводится в
действие после отключения выключателя
на НН при исчезновении тока в его цепи с
помощью реле повторителя и реле тока
PT 40/Р в схеме УРОВ выключателя на НН
(см. § 39-5).
Расчетные уставки защиты. 1. Первич-
ный ток срабатывания защиты выбирается
из условия отстройки от номинального то-
ка трансформатора:
т ____&отс т
*С,3 — , *Т,ПОМ>
«В
где kffie = 1,2 — коэффициент отстройки;
/:,>== 0,85 — коэффициент возврата реле за-
щиты.
2. Выдержка времени выбирается по
условию согласования с максимальной то-
ковой защитой на трансформаторе с. н.:
= ^с,з,с,н 4" Д^.
3. Чувствительность защиты проверя-
ется по двухфазному КЗ за трансформато-
ром с. н. при отключенном генераторе.
39-4-7. Защита от внешних симметричных
и несимметричных КЗ и защита
от симметричных перегрузок
Типы защит. На двухобмоточных
трансформаторах блоков с турбогенерато-
рами функции указанных защит трансфор-
матора выполняют соответствующие защи-
ты турбогенератора (п. 39-2-4, 39-2-5,
39-2-6).
39-4-8. Защита от однофазных замыканий
на землю на стороне НН трансформатора
для блоков с выключателем
у турбогенератора (контроль изоляции)
Тип защиты. Максимальная защита
нулевой последовательности с независимой
выдержкой времени.
Указания по выполнению защиты. 1. За-
щита выполняется одним реле напряжения
типа РН-53/60Д и реле времени.
2. Реле защиты присоединяется к об-
мотке TH, соединенной в разомкнутый тре-
угольник. Трансформатор напряжения под-
ключен к обмотке НН силового трансфор-
матора.
Расчетные уставки защиты. 1. Вторич-
ное напряжение срабатывания защиты
£7с,з min в= 15 В.
2. Время действия защиты /С13~9 с.
39-4-9. Контроль изоляции вводов 525 кВ
трансформатора, выполненных с бумажно-
масляной изоляцией
Тип устройства. Устройство контроля
выполняется на принципе измерения сум-
мы токов утечки изоляции вводов трех фаз
с помощью блок-реле типа КИВ-500Р и со-
гласующего трансформатора типа ТПМ-0,66.
Указания по выполнению устройства.
1. Блок-реле типа КИВ-500Р содержит
сигнальное реле типа РН-53/60Д, отключа-
ющее реле типа РТ-40/Ф и измерительный
миллиамперметр.
2. Срабатывание сигнального реле про-
исходит прн токе в первичной обмотке со-
гласующего трансформатора, равном 5—
7% номинального емкостного тока ввода.
3. Выдержка времени сигнального эле-
мента определяется отстройкой от макси-
мальной выдержки времени резервных за-
щит сети ВН.
§ 39-5] Общие вопросы релейной защиты блоков турбогенератор—трансформатор
503
4. Ток срабатывания отключающего ре-
ле равен 20—25% номинального емкостно-
го тока ввода.
5. Выдержка времени отключающего
элемента согласуется с выдержкой време-
ни основных защит.
39-4-10. Устройство для тушения пожара
в трансформаторе
Устройство должно действовать авто-
матически при срабатывании основных за-
щит трансформатора и контроля изоляции
вводов трансформатора 500 кВ с фиксаци-
ей возгорания соответствующими прибо-
рами.
До последнего времени применялся
пуск устройства при одновременном сра-
батывании токовой защиты в контуре за-
земления бака трансформатора и газовой
защиты. Токовое реле защиты присоединя-
лось к ТТ в цепи заземления бака. Для
фиксации срабатывания газовой защиты
применялось серийное реле типа ЭП-1/0,25.
39-5. ОБЩИЕ ВОПРОСЫ
ВЫПОЛНЕНИЯ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ
БЛОКОВ ТУРБОГЕНЕРАТОР —
ТРАНСФОРМАТОР
39-5-1. Устройство резервирования
отказа выключателя (УРОВ)
На выключателях блока на стороне
ВН и на турбогенераторах предусматрива-
ется УРОВ, обеспечивающее отсоединение
поврежденного элемента блока от источни-
ков питания места КЗ при отказе его вы-
ключателя.
Выполнение УРОВ производится в со-
ответствии с рекомендациями [39-7] и ти-
повыми материалами проектных организа-
ций.
В выходных цепях устройств релейной
защиты элементов блока должны быть
предусмотрены цепи для пуска УРОВ.
Для фиксации отказа выключателя
УРОВ действует с выдержкой времени, а
для определения отказавшего выключателя
используются трехфазные реле тока типа
РТ-40/Р, включенные на ТТ в цепях вы-
ключателей.
Предусматривается запрет перевода
технологической части блока в режим хо-
лостого хода до отключения выключателя
на питающих сторонах устройством УРОВ.
39-5-2. Технологические защиты в блоке
турбогенератор — трансформатор
Для защиты технологического обору-
дования предусматриваются соответствую-
щие технологические защиты, которые мо-
гут производить:
отключение турбины н гашение котла
(остановку блока);
перевод блока на холостой ход без
отключения турбины.
Отключение турбины осуществляется
также и при повреждении основного элект-
рического оборудования и действии соот-
ветствующих устройств релейной защиты.
Операция перевода блока на холостой
ход осуществляется при действии резерв-
ных, защит блока на его отключение от се-
ти, при действии защиты цепи возбужде-
ния от перегрузок и при ошибочном или
самопроизвольном отключении выключате-
лей, отделяющих блок от сети.
С целью разделения во времени пере-
численных операций перевод блока на хо-
лостой ход в схеме технологической защи-
ты производится с выдержкой времени до
1 с.
Для обеспечения форсированной ра-
боты системы регулирования турбины при
выполнении указанных операций техноло-
гическая защита действует на устройство
релейной форсировки регулятора турбины.
При повреждении в технологической
части блока технологическая защита дей-
ствует иа отключение всех выключателей
блока и на гашение поля.
39-5-3. Выходные цепи отключения
в устройствах релейной защиты блока
турбогенератор — трансформатор
Выходные цепи отключения содержат
промежуточные реле, которые должны обе-
спечивать соответствующее действие ос-
новных и резервных защит турбогенерато-
ра и трансформатора блока.
Выходные промежуточные реле защит
турбогенератора и трансформатора могут
питаться от разных шинок оперативного
тока.
Выходные реле устройств релейной за-
щиты каждого из защищаемых объектов
разделяются на группы параллельно вклю-
ченных реле, реализующих ту или иную
операцию. Для сокращения числа выход-
ных реле отдельные их группы могут со-
единяться через разделительные диоды,
что позволяет осуществлять воздействие
на все группы или на часть из них.
Разделение на группы должно быть
выполнено так, чтобы было обеспечено дуб-
лирование операций от различных групп
промежуточных реле.
Примерное формирование групп про-
межуточных реле следующее:
Первая группа фиксирует действие ос-
новных защит турбогенератора и транс-
форматора и производит полную останов-
ку блока. Она может содержать' достаточ-
но большое число промежуточных реле в
зависимости от того, какие цепи отключе-
ния дублируются для надежности.
Вторая группа фиксирует действие
технологических защит.
Третья группа фиксирует действие ре-
зервных защит на деление шин ВН отклю-
чением секционных и шиносоединительных
выключателей.
Четвертая группа фиксирует действие
504
Релейная защита
[Разд. 39
резервных защит на отключение выключа-
теля ВН.
Пятая группа фиксирует действие ре-
зервных защит на отключение выключате-
ля генератора, если он предусматривается,
на отключение трансформатора с. и. и га-
шение поля генератора и возбудителя.
Шестая группа фиксирует действие
резервных защит на остановку турбины.
Группы и отдельные промежуточные
реле могут быть связаны вентильными це-
пями.
Седьмая группа обеспечивает перевод
агрегата в асинхронный режим при потере
возбуждения.
\
39-5-4. Воздействие защит
Защиты турбогенератора блока. 1. Ос-
новные защиты по п. 39-2-1—39-2-3 дейст-
вуют без выдержки времени иа первую
группу промежуточных реле, которые про-
изводят полную остановку блока и дейст-
вуют на УРОВ.
2. Защита по п. 39-2-4 имеет две сту-
пени выдержки времени. Первая ступень
обеспечивает дальнее резервирование и дей-
ствует на промежуточное реле четвертой
группы. Вторая ступень обеспечивает
ближнее резервирование и действует на
промежуточные реле шестой группы.
3. Защита по п. 39-2-5. Интегральный
орган действует без дополнительной вы-
держки времени на четвертую группу, с
дополнительной выдержкой времени на
шестую группу.
' «Отсечка I» имеет две ступени выдерж-
ки времени.
Первая ступень действует на третью
группу, а вторая — на четвертую.
«Отсечка II» имеет одну ступень вы-
держки времени и действует на шестую
группу.
4. Защиты по п. 39-2-6 и 39-2-7 дейст-
вуют на пятую группу.
5. Защиты по п. 39-2-8 и 39-2-9 дей-
ствуют на сигнал.
6. Действие защиты по п. 39-2-10 и
39-2-11 рассмотрено при ее описании.
Защиты трансформатора блока. 1. За-
щиты по п. 39-4-1—39-4-3, как основные
защиты, действуют без выдержки времени
на первую группу.
2. Защита по п. 39-4-4. Первый комп-
лект защиты имеет две ступени выдержки
времени. Первая ступень ускорения дейст-
вует на первую группу, вторая ступень —
на третью группу.
Второй комплект защиты имеет две
ступени выдержки времени. Первая сту-
пень действует на четвертую группу, вто-
рая ступень — на шестую группу.
3. Защита по п. 39-4-5. Имеет одну
ступень выдержки времени и действует на
четвертую группу.
4. Защита по п. 39-4-8 действует на
сигнал.
5. Защита по п. 39-4-7 действует на
пятую группу.
6. Защиты по п. 39-4-8 и 39-4-9 дейст-
вуют как основные защиты на первую
группу.
При действии всех защит блока произ-
водится воздействие на блок релейной фор-
сировки регулятора турбины.
39-5-5. Дополнительные указания
по выполнению защит блока
1. При выполнении схемы станции
«двойная система шин с обходной» должно
быть предусмотрено при замене выключа-
теля блока обходным следующее:
цепи дифференциальной защиты транс-
форматора должны быть переключены с
помощью испытательных блоков на ТТ,
встроенные в силовой трансформатор;
за/цита блока производит отключение
обходного выключателя;
для защиты ошиновки, не входящей в
зону действия дифференциальной защиты
трансформатора, вводится в действие за-
щита, установленная на обходном выклю-
чателе.
2. В выходных цепях каждой защиты
блока предусматриваются указательные
реле. Дополнительно предусматриваются
указательные реле в цепях ускорения со-
ответствующих защит и в цепях техноло-
гической защиты: У защит, имеющих две
выдержки времени, указательные реле мо-
гут устанавливаться в цепях с большей
выдержкой времени. При присоединении
к одному выходному реле нескольких за-
щит для надежного действия указатель-
ных реле должно быть увеличено потреб-
ление выходной цепи путем шунтирования
обмотки выходного реле добавочвым рези-
стором.
3. Отключающие устройства для вывс7
дения защит из действия предусматрива-
ются в цепях следующих защитных уст-
ройств;
дифференциальной защиты трансфор-
матора блока;
дифференциальной защиты ошиновки
330—500 кВ;
максимальной токовой защиты с пус-
ком по напряжению;
резервных защит от замыканий на зем-
лю на стороне ВН и цепи их ускорения;
устройства пожаротушения;
в цепях связи защит блока с УРОВ.
4. Переключающие устройства преду-
сматриваются в цепях следующих защит-
ных устройств:
газовой защиты для перевода на сиг-
нал- ступени, действующей на отключение;
в цепях оперативного ускорения токо-
вой защиты обратной последовательности
для введения выдержки времени 0,5 с;
в цепях действия АГП на выходное
реле защиты для обеспечения отключения
генератора.
5. Испытательные блоки устанавлива-
ются в цепях дифференциальной защиты
трансформатора и дифференциальной за-
щиты ошиновки.
§ 39-6] Пример выполнения защиты блока турбогенератор — трансформатор
505
39-6. ПРИМЕР ВЫПОЛНЕНИЯ
ЗАЩИТЫ БЛОКА ТУРБОГЕНЕРАТОР —
ТРАНСФОРМАТОР, РАБОТАЮЩЕГО
ЧЕРЕЗ ОДИН ВЫКЛЮЧАТЕЛЬ
НА ДВОЙНУЮ СИСТЕМУ ШИН 220 кВ
С ОБХОДНОЙ
Схема защиты блока
с турбогенератором 300 МВт,
20 кВ типа ТГВ-300 (рис. 39-3)
Основные защиты. 1. От всех видов
КЗ в обмотках трансформатора, на его вы-
водах, иа ошиновке 220 ’кВ и от много-
фазных КЗ в обмотке статора турбогене-
ратора — общая продольная дифференци-
альная токовая защита с реле типа ДЗТ-21
(AKW1).
2. От замыканий внутри кожуха транс-
форматора — газовая защита с двумя сту-
пенями действия (KSG).
3. От многофазных КЗ в обмотке ста- •
тора и на его выводах—продольная диф-
ференциальная токовая защита с реле типа
ДЗТ-11/5 (KAW1, KAW2, KAW3).
4. От КЗ между витками одной фазы
обмотки статора — односистемная попереч-
ная дифференциальная токовая защита с
реле типа РТ-40/Ф (KAZ7).
5. От замыканий на землю (корпус) в
обмотке статора — защита напряжения
первой и третьей гармоник без зоны нечув-
ствительности с реле типа ЗЗГ-1 (AKV1)
и реле времени (КТ5).
Резервные и другие защиты. 6. От
внешних КЗ на землю в сети с заземлен-
ными нейтралями при работе трансформа-
тора с заземленной нейтралью — двухсту-
пенчатая токовая защита нулевой последо-
вательности с независимой выдержкой вре-
' меии. Первая ступень — с реле тока типа
PT-40 (КА6) и реле времени КТ2 и КТЗ.
Вторая ступень — с реле тока типа РТ-40
(КА5) и реле времени КТ 1.
7. От внешних КЗ на землю в сети с
заземленными нейтралями при работе
трансформатора с изолированной нейт-
ралью — специальная защита напряжения
нулевой последовательности с минималь-
ным реле напряжения типа РНН-57
(KVZ21) или токовая защита обратной
последовательности с использованием сиг-
нального органа К1, реле АКИ, промежу-
точного реле KL22 и реле времени КТ4.
8. От внешних несимметричных КЗ и
от несимметричных перегрузок обмотки ста-
тора — четырехступенчатая токовая защита
обратной последовательности с интеграль-
но-зависимой выдержкой времени и неза-
висимой выдержкой времени с реле типа
РТФ-6М (АКИ) и реле времени (КТ6,
КТ7, КТ 13 и КТ 14).
9. От внешних симметричных КЗ — од-
ноступенчатая дистанционная защита с
независимой выдержкой времени с реле
сопротивления К1 в комплекте реле типа
КРС-2 (AKZ1) и реле времени (КТ8).
10. От асинхронного хода при потере
возбуждения — одноступенчатая дистан-
ционная защита с независимой выдержкой
времени с реле сопротивления К2 в комп-
лекте реле типа КРС-2 (AKZ1) и реле вре-
мени (КТ9).
11. От повышения напряжения иа вы-
водах турбогенератора и трансформато-
ра — максимальная защита напряжения с
независимой выдержкой времени с реле на-
пряжения типа PH-58/200 (KV1), реле то-
ка типа РТ-40/Р (КАЗ), промежуточного
реле (KL3) и реле времени (КТ 10).
12. От перегрузки обмотки статора —
максимальная токовая защита с независи-
мой выдержкой времени с реле тока типа
РТВК и реле времени (КТ 12).
13. От перегрузки ротора- турбогенера-
тора током возбуждения — токовая защи-
та с двумя ступенями с интегрально-зави-
симой выдержкой времени и одной сту-
пенью с независимой выдержкой времени с
реле типа РЗР-1М (АКТ 2) и реле времени
(КТ4).
14. От замыканий иа землю в цепи ро-
тора—защита с реле типа КЗР-З (АКЕ1).
Указания по выполнению защиты.
1. В схеме предусмотрены общая продоль-
ная дифференциальная защита блока и
продольная дифференциальная защита тур-
богенератора.
2. Защита от замыканий иа землю на
стороне генераторного напряжения выполня-
ется с помощью устройства типа ЗЗГ,
обеспечивающего 100%-иую защиту обмот-
ки статора.
3. Первая ступень защиты по п. 6, бо-
лее чувствительная, имеет две ступени вы-
держки времени.
С выдержкой времени первой ступени,
создаваемой реле времени КТ2, произво-
дится ускорение защиты от внешних КЗ иа
землю при неполиофазных оперативных
отключениях выключателя ВН блока. Цепь
ускорения создается или через замыкаю-
щий контакт реле переключения фаз KL'
выключателя иа ВН блока и размыкающий
контакт обходного разъединителя QS4,
или через замыкающий контакт реле пере-
ключения фаз КТ" обходного выключателя
блока и замыкающийся контакт обходного
разъединителя QS4.
С выдержкой времени второй ступени,
создаваемой реле времени КТЗ, обеспечи-
вается действие защиты иа деление шин
ВН блока.
Вторая ступень защиты, более грубая,
выполняется с реле тока КА5 и реле вре-
мени КТ1 с двумя ступенями выдержки
времени для дальнего резервирования.
С выдержкой времени первой ступени от-
ключается выключатель иа стороне ВН бло-
ка. С выдержкой времени второй ступени
осуществляется полная остановка блока.
4. В защите по п. 7 прн применении
первого исполнения следует установить"пе-
ремычку между зажимами 1 и 2, при при-
менении второго исполнения — между за-
жимами 3, 4 (см. П. 5 в подписи к рис.
39.3). . . ............
506
Релейная защита
[Разд. 39
2Z0kB Г
asi\
QS4\‘
ТА1
Ш|
0
ТА1
TLAl\
TAZ
ТАЗ
Г
ТАЧ
SGj|
ТА1В
ТА18
Т1
QS5
\~TAS
ii
r
r f
I" TA5
I’ TAS
AKW1
SGV.
KAW2
KAW3
TAW
TA13
TAW
KAZ1
TA 15
TA1B
TA17
CTA17 TV3
1
\as.j
KSG1
TAT TAB
Dm ТТна
трансформаторе с.н.
KAW1
ТТ
Испытательные блоки.
Автотрансформатор
Дифференциальная
защита блока
Испытательные блоки
ТТ
ТТ
TA11t.
TAIZ^
Дифференциальная
защита
турбогенератора.
ТТ
Поперечная дифферен-
циальная защита,
турбогенератора.
ТТ
Рис. 39-3. Схема релейной защиты блока с турбогенератором 300 МВт, 20 кВ типа ТГВ-300.
а — поясняющая схема; б — цепи переменного тока и напряжения; в — цепи оперативного постоян-
ного тока; г —выходные цепи защит; д — цепи сигнализации.
Примечания: П.1. Цепь на включение короткозамыкателя выполняется при применении
выключателей 220 кВ с пофазным приводом.
П.2. Цепь ускорения защиты от КЗ иа землю при применении выключателей с трехфазным
приводом из схемы исключается, при этом аппаратура К.Т2 и KJH5 не используется.
П.З. Автотрансформаторы тока TL1 устанавливаются, как правило, при использовании для
подключения дифференциальной защиты ТТ (ТАГ) со вторичным номинальным током 1 Л.
П.4. При выполнении защиты от КЗ иа землю на ВН с реле напряжения нулевой последова-
тельности оно включается и a TV шин 220 кВ.
П.5. Назначение перемычек в схеме защиты от КЗ на землю и а ВН следующее:
Устанавливаются
Вариант защиты перемычки и а зажимах
Токовая защита обратной последователь-
ности ................................. 3,4
Защита напряжения нулевой последова-
тельности Л 2
§ 39-6] Пример выполнения защиты блока турбогенератор — трансформатор
507
ТТ
Защита от сим метричных перегрузок
Сигнальный орган Токовая защита обратной, последовательности
Пусковой орган
л Орган „ отсечка 1
Орган tt отсечка JL
Интегральный орган
тг
Токовая^защита
нулевой последо-
вательности.
Специальная защи-
та напряжения
нулевой
послеоо вательности
ТТ
Реле тока устрой-
ства тушения
пожара
ТТ
Ди станционная
защити-
ТТ
Испытательный,
блок
Реле тока
УРОВ
Испытательный I
блок
ТТ
Реле тока контроля
заищ-ты от повыше-
ния напряжения
Защита ротора
от замыканий
на землю и от
перегрузок
Защита
от замыканий
на землю
в обмотке
• статора
Защита
от повышения
напряжения
Дистанционная
защита
кЖ
Рнс. 39-3. Продолжение.
П.6. Указанная цепь выполняется при применении схемы УРОВ с автоматической проверкой
исправности выключателя.
П.7. Контакт реле, фиксирующего отключение генератора от сети, замкнутый при включенном
выключателе блока, должен быть предусмотрен в схеме технологических защит.
П.8. KL', KL" — контакты реле контроля непереключения фаз выключателей соответственно
Q1 и обходного.
П.9. QS4 — вспомогательные контакты обходного разъединителя.
П.10. QN1 — вспомогательный контакт короткозамыкателя.
П.11. Данная схема учитывает наличие самоудерживания в цепях отлючения в схемах управ-
ления всех выключателей блока и его АГП.
П.12. Сигнал в схему технологических защит на остановку турбины и разгрузку блока по ак-
тивной мощности выполнено в предположении, что необходимая длительность сигнала формиру-
ется в схеме технологических защит.
ПЛЗ. Указанная цепь используется только прн наличии устройства тушения пожара на транс-
форматоре с. н.
П.14. Цепь от временной защиты обмотки возбуждения от перегрузки используется при рабо-
те иа резервном возбудителе.
ПЛ5. Цепь от технологических защит импульсного действия.
П.16. Распределение защит по ТТ дано для случая установки воздушных выключателей
220 кВ и выносных ТТ.
ПЛ7. Количество ТТ показано условно.
508
Релейная защита
[Разд. 39
Рис. 39-3. Продолжение.
Дифференциальная защита, блокам
Гззовая защита.
Дистанционное управление устройства тушения пожара
Защита, от внешних КЗ на землю | Нейтраль трансформатора заземлена Действие с выдержкой. Времени.-
Действие с ускорением
ДешстВие на Веление
Нейтраль трансформатору не заземлена Действие с Выдержкой, времени.
Дифференциальная защита, турбогенератора
Поперечная дифференциаль- ная защита турбогене- ратора
Защита от замыканий на землю в обмотке статора
При использовании специальной защи-
ты следует закоротить и заземлить ТТ в
нейтрали трансформатора блока. Для от-
ключения специальной защиты при КЗ на
землю, в первую очередь трансформатора
с изолированной нейтралью, она имеет
меньшую выдержку времени (реле КТ4),
чем защита, отключающая трансформато-
ры с заземленной нейтралью.
При действии токовой защиты нулевой
последовательности специальная защита
выводится контактами реле К.А5.
5. В защите по п. 8 в реле РТФ-6М
(АКЛ) используются:
сигнальный орган (К/, KL22) в схеме
специальной защиты от КЗ на землю, уста-
новленной на трансформаторе блока;
интегральный орган (К5) с интеграль-
но-зависимой выдержкой времени как за-
щита от несимметричных перегрузок, дей-
ствующий иа отключение выключателя бло-
ка на ВН;
интегральный орган (К5) с дополни-
тельной выдержкой времени, создаваемой
§ 39-6] Пример выполнения защиты блока турбогенератор — трансформатор
509
реле времени (КТ6), для резервирования
защит блока, действующий на остановку
блока;
орган «отсечка I» (КЗ) с двумя ступе-
нями независимой выдержки времени, соз-
даваемой реле времени (К.Т7), действую-
Цепь питания
> 2 Интеграль- ный орган
J! 3 cd d 'эс Орган 1( „отсечка!
S Орган (/ „отсечкаЯ
Повторитель реле тока, контроля
цепи питания и блокировки.
ионная защита / от Внешних симметричных КЗ
CJ 1 при потере возбуж- дения =3 с; блоки- ровки-
действия
Защита от повышения напряжения
а ротора от \ егоизка i Цепь питания
Сигнальный, орган
Защит леп Интегральный орган
От технологических защит
щий с первой выдержкой времени на де-,
леиие шии ВН, а со второй — иа отключе-
ние выключателя блока иа стороне ВН;
орган «отсечка II» с одной ступенью
независимой выдержки времени, создавае-
мой реле времени КТ 14, обеспечивающий
510
Релейная защита
[Разд. 39
Защита статора от сим-
метричной перегрузки
Сигнальный орган токовой,
защиты обратной
последо вательности
резервирование основных защит тур-
богенератора действием иа остановку
блока;
пусковой орган (К2), осуществляющий
блокировку органа «отсечка П».
6. Защиты по п. 9 и 10 осуществляют-
Выходные промежуточные реле технологических защит
действующие на Веле- ние шин ВН
основных защит,дейст- вующих на отключение турбины и остановки котла
резервных защит^ейсг- вующих на отключение выключателя ВН
резервных защит,дейст- вующих на отключение трансформатора с.н и гашение тля
резервных защит,дейст- вующих на остановку турбины
перевода В асинхрон- ный. режим
обеспечивающие ресинхронизацию
Защита ротора от пере-
грузки
Защита ротора от замы —
каний на землю
ся разными реле сопротивления, имеющи-
мися в комплекте реле КРС-2.
7. В схеме пуска устройств.! тушения
пожара предусматриваются токовое реле
нулевой последовательности КА4 и про-
межуточное реле KL1. Пуск устройства
§ 39-6] Пример выполнения защиты блока турбогенератор — трансформатор
511
Wj
HL S
"—тД'иИ) I П ваВключение коротка-
'—[p2fj±4—;^.замыкателя (см.П.1)
. На отключение выключа-
. теля ВН
;>Ozn УРОВ ВН(см.П.в)
>- Да отключение шино-
соединительного
выключателя
KL9
,KL1z\
SX10
*2
KL12
_ 'j
1
^KL,11
^KL12 ^KL17
В блок релейной.
• форсировки. РЧв
В схему-защиты трам
' форматора с.Н (смД13)
^kLis\
j
KL10
•w.
SQ.3
На гашение поля
, резервного
Возбудителя
В схему vpoB
ггокв
На включение шунтиру-
ющего контактора
в схеме возбуждения
На гашение поля гене-
ратора и рабочего
возбудителя
инвертированием
От защиты резервного
возбудителя
На отключение АГП при
работе с резервным
возбудителем
К устройству тушения
пожара, трансфор-
матора. Слона .
V
На отключение выклю-
чателей рабочего
'трансформатора он.
KL18
-KL1S
.KL16
KL18
.KL13
,KL16
+7J ^KL1O
KL17
KL11 8X11
KLW 8X12
KL8 8X13
Ш 8X19
KL1
"йч~\ЗХ15
KL11
>Деление шин ВН
шо
На разгрузку Флопа по.
активной мощности
(см.П.к)
Сигнал
а указатель н$ ftocHnfrr
—о ^_KH3
3 KH9 "*<q --KHB Акне
ЛкН7 —^C ^KHB J?khio
KH11
J?KH12 ^KH13 КН1У KH15 2 KH16 -Xq —< ^KH17 KH18 KH19 J? KH20 KH21 — IKSGI .KH2 -*о ^KTIZ <^,KTie ^KH9
КТ11
Рис. 39-3. Продолжение.
осуществляется реле KL9, а также дистан-
ционно ключом SA1 н реле K.L2.
8. Предусматривается включение ко-
роткозамыкателя от всех защит, действу-
ющих на отключение выключателя блока
на ВН,
АКЕ1
KL18
KLB
На остановку турбины
1 (смЛ1г)
Газовая защита (си-
гнальная ступень)
Газовая защита
на сигнале
Симметричная
перегрузка
Перегрузка по 1г
Земля на генераторном
напряжении
Перегрузки ротора
Земля в одной точке цепи
возбуждения
Потеря -возбуждения
Обрыв цепи AKZ1
9. При потере возбуждения, вызванной
отключением АГП у некоторых типов тур-
богенераторов, возможен перевод в асин-
хронный режим. Если такой режим допус-
тим, то сигнал об отключении АГП осуще-
ствляет отключение выключателя 6 кВ ра-
512
Релейная защита
[Разд. 39
бочего трансформатора с. н. и разгрузку
блока по активной мощности.
При недопустимости асинхронного ре-
жима производится отключение блока.
Воздействие защит. В соответствии с
указаниями по воздействию защит, приве-
денными в § 39-5, в схеме предусмотрены
соответствующие промежуточные реле:
1. Группа промежуточных реле (KL9,
KL10, К.Ы1), фиксирующих действие ос-
новных защит.
2. Промежуточное реле (KL7), фикси-
рующее действие технологических защит.
3. Промежуточное реле (KL8), фикси-
рующее действие резервных защит на де-
ление шин ВН блока.
4. Промежуточное реле (KL12), фик-
сирующее действие резервных защит на от-
ключение выключателя ВН.
5. Группа промежуточных реле (KL13,
KL14), фиксирующих действие резервных
защит на отключение трансформатора с. н.,
гашение поля турбогенератора и возбуди-
теля.
6. Промежуточное реле (K.L15), фик-
сирующее действие резервных защит на
остановку турбины.
7. Группа промежуточных реле (КЫ6.
K.L17), обеспечивающих перевод агрегата в
асинхронный режим при потере возбужде-
ния.
Операции отключения, выполняемые
выходными промежуточными реле, показа-
ны па (рис. 39-3, г).
39-7. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА
РАБОЧИХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
СОБСТВЕННЫХ НУЖД (С. Н.)
МОЩНОСТЬЮ 25—63 МВ-А,
РАБОТАЮЩИХ В БЛОКАХ
ТУРБОГЕНЕРАТОР —
ТРАНСФОРМАТОР
Указания по применению защит. На
указанных трансформаторах мощных ГРЭС
устройства релейной защиты должны обес-
печивать:
защиту трансформатора;
защиту от КЗ иа секциях КРУ с. н. 6 кВ
и резервирование защит, установленных на
присоединениях к этим секциям.
А. ОСНОВНЫЕ ЗАЩИТЫ
39-7-1. Защита от всех видов КЗ
в обмотках и иа выводах, включая
внтковые замыкания в обмотках
Тип защиты. Продольная дифференци-
альная токовая защита с циркулирующи-
ми токами.
Указания по выполнению защит. 1. На
стороне ВН для защиты используются
встроенные в трансформатор ТТ, а на сто-
роне НН — ТТ, установленные в КРУ с. н.
6 кВ.
2. Защита выполняется трехфазной,
трехрелейной с реле с торможением типа
ДЗТ-21.
Применение указанного реле позволя-
ет принять ток срабатывания защиты рав-
ным примерно 0,3 номинального тока тран-
сформатора с учетом возможности его ра-
боты на крайних ответвлениях РПН. Для
отстройки защиты от токов небаланса при
внешних КЗ в схеме предусматривается
торможение иа стороне 6 кВ.
39-7-2. Защита от замыканий внутри бака'
маслонаполненного трансформатора,
сопровождающихся выделением газа
Тип защиты. Газовая защита с двумя
ступенями действия.
Указания по выполнению защиты.
1. Ступень защиты, действующая на от-
ключение, может переводиться для дейст-
вия на сигнал.
2, Газовая защита контакторного объе-
ма РПН выполняется аналогично. При дей-
ствии защиты на отключение должен осу-
ществляться пуск устройства для тушения
пожара трансформатора с. н., если оно пре-
дусматривается.
Б. РЕЗЕРВНЫЕ И ДРУГИЕ ЗАЩИТЫ
39-7-3. Защита от токов внешних КЗ
Тип защиты. Максимальная токовая
защита с комбинированным пуском по на-
пряжению с независимой выдержкой вре-
мени.
Указания по выполнению защиты. 1. За-
щита устанавливается иа стороне ВН
трансформатора с. н. и выполняется по це-
пям тока двухфазной, двухрелейной с реле
тока РТ-40.
2. По цепям напряжения зашита вы-
полняется двухрелейиой с одним реле на-
пряжения обратной последовательности ти-
па РНФ-53М и одним реле напряжения
типа РН-53/60Д, включенным на между-
фазиые напряжения.
3. Для питания реле напряжения ис-
пользуются TH, установленные на расщеп-
ленных обмотках НН трансформатора.
39-7-4. Защита шин распредустройств с. н.
6 кВ и резервирование защит
присоединений к этим шинам
Тип защиты. Одноступенчатая дистан-
ционная защита с независимой выдержкой
времени.
Указания по выполнению защиты. 1. За-
щита выполняется комплектом реле
КРС-2, содержащим три реле сопротивле-
ния. Реле имеют круговую характеристику
с центром в начале координат и включа-
ются на -разность фазных токсз и между-
фазиых напряжений без использования
контура подпитки.
§ 39-8]
Релейная защита резервных трансформаторов с. н.
513
2. Для блокировки защиты при обрыве
цепей напряжения оперативный ток к за-
щите подводится через вспомогательный
контакт автомата в цепях напряжения.
Аналогичная защита устанавливается иа
присоединениях резервного питания к сек-
циям. шин РУ с. и. 6 кВ.
39-7-5. Защита
от симметричных перегрузок
Тип защиты. Максимальная токовая
защита с независимой выдержкой времени.
Указания по выполнению защиты. У
трансформаторов с расщепленной обмот-
кой НН защита устанавливается иа каж-
дом из вводов рабочего питания секций
РУ с. н. 6 кВ, что объясняется возможно-
стью неравномерной загрузки обмотки НН
трансформатора.
39-7-6. Устройство для тушения пожара
в трансформаторе
На рабочих трансформаторах с. н. с
расщепленной обмоткой НН мощностью
25 МВ-А и выше, приключенных ответвле-
ниями к блоку, предусматривается устрой-
ство тушения пожара при установке транс-
форматора с. н. в непосредственной близо-
сти от комплектного токопровода блока,
если такое устройство предусмотрено на
трансформаторе блока.
Указания по выполнению устройства.
Пуск устройства осуществляется от газовой
защиты трансформатора с. н., для чего в
цепь отключения от газовой защиты вклю-
чается промежуточное реле типа ЭП-1/0,25
с последовательной обмоткой.
39-7-7. Воздействие защит
1. Защиты по п. 39-7-1—39-7-3 дейст-
вуют на отключение выключателей блока и
выключателей 6 кВ трансформатора.
2. Газовая защита дополнительно дей-
ствует, на устройство пожаротушения.
3. 'Защита по п. 39-7-4 на выводах к
РУ с. н. 6 кВ действует на отключение со-
ответствующего выключателя 6 кВ.
4. Защита по п. 39-7-5 действует на
сигнал.
39-8. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА
РЕЗЕРВНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
С.Н. МОЩНОСТЬЮ 25—63 МВ-А,
РАБОТАЮЩИХ НА МОЩНЫХ ГРЭС,
И РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА МАГИСТРАЛЕЙ
РЕЗЕРВНОГО ПИТАНИЯ 6 кВ
Указания по применению защиты.
При выполнении релейной защиты ука-
занных трансформаторов необходимо учи-
тывать схемы их питания:
от шин 110—220 кВ ВН с присоедине-
нием через один выключатель;
от шин напряжения 330 кВ и выше,
33—792
выполненных по схеме с двумя, полутора-
ми и 4/3 выключателями на присоедине-
ние;
от обмоток 35 кВ автотрансформаторов
связи.
А. ОСНОВНЫЕ ЗАЩИТЫ
39-8-1. Защита от всех видов КЗ
в обмотках и на выводах, включая
витковые замыкания в обмотках
Тип защиты. Продольная дифференци-
альная токовая защита с циркулирующими
токами.
Указания по выполнению защиты. 1. На
стороне ВН для защиты используются вы-
носные ТТ или встроенные в трансформа-
тор с. н. или в выключатели в зависимости
от принятой схемы питания резервного
трансформатора с. н.
2. Остальные указания приведены в
п. 39-7-1.
39-8-2. Защита от замыканий внутри бака
маслонаполненного трансформатора,
сопровождающихся выделением газа
Защита выполняется аналогично за-
щите на рабочем трансформаторе с. н. по
п. 39-7-2.
Б. РЕЗЕРВНЫЕ И ДРУГИЕ ЗАЩИТЫ
39-8-3. Защита от токов внешних КЗ
Тип защиты. Максимальная токовая
защита с комбинированным пуском по на-
пряжению с независимой выдержкой вре-
мени.
Указания по выполнению защиты. За-
щита устанавливается на стороне высшего
напряжения и выполняется так же, как и
соответствующая защита рабочего транс-
форматора с. и. по п. 39-7-3, с той лишь
разницей, что реле тока данной защиты
включается на ТТ, соединенные в треуголь-
ник, для предотвращения действия защи-
ты при замыканиях на землю в сети НО—
330 кВ при заземленной нейтрали резерв-
ного трансформатора с. н.
39-8-4. Защита для резервного действия
при повреждениях на магистралях
резервного питании секций КРУ с. н. 6 кВ
Указания по применению защиты. По-
скольку резервная защита рассматриваемых
трансформаторов по п. 39-8-3 не обладает
достаточной чувствительностью при повреж-
дении на магистралях резервного питания,
имеющих на мощных ГРЭС значительную
протяженность, предусматривается допол-
нительная защита, устанавливаемая на
вводах от резервного трансформатора к
магистрали резервного питания.
Типы защит — иа резервных трансфор-
маторах с. и. мощностью 40 и 64 МВ-А—-
одноступенчатая дистанционная защита
514
Релейная защита
[Разд. 39
с независимой выдержкой времени, выпол-
ненная так же, как и соответствующая за-
щита на рабочих трансформаторах с. н.;
на трансформаторах с. н. мощностью
25 и 30 МВ-А — максимальная токовая
защита с пуском напряжения.
39-8-5, Защита
от симметричных перегрузок
Защита выполняется аналогично защи-
те на рабочем трансформаторе с. н. по п.
39-7-5.
Устройство для тушения пожара на ре-
зервном трансформаторе с. н. не предусмат-
ривается.
39-8-6. Воздействие защит
1. Защита по пунктам 39-8-1 — 39-8-3
действует:
на резервных трансформаторах ПО—
220 кВ — на отключение выключателей
110—220 кВ, 6 кВ и пуск УРОВ ПО—
220 кВ;
на резервных трансформаторах, питае-
мых от обмотки 35 кВ автотрансформатора
связи;
на отключение выключателей 35 и 6 кВ
и на отключение автотрансформатора свя-
зи со второй выдержкой времени резервной
защиты трансформатора с. н.;
на резервных трансформаторах с. н.
330 кВ — на отключение выключателей
330 кВ, 6 кВ, пуск УРОВ 330 кВ и запрет
АПВ на выключателях 330 кВ.
2. Защита по п. 39-8-4 на выводах 6 кВ
действует на отключение соответствующего
выключателя 6 кВ.
3. Защита по п. 39-8-5 действует на
сигнал.
39-8-7. Защита магистрали
резервного питания 6 кВ
от междуфазных КЗ
Тип защиты. Продольная дифференци-
альная токовая защита с циркулирующими
токами.
Указания по выполнению защиты. 1. За-
щита устанавливается на каждой секции
магистрали.
2. Для защиты используются ТТ на
вводах от резервного трансформатора с. н.
на магистраль, ТТ в ячейках секционных
выключателей и ТТ каждого из вводов ре-
зервного питания к секциям шин КРУ 6 кВ.
3. Защита выполняется с помощью ре-
ле РНТ-565 и действует на отключение всех
источников питания магистрали.
39-9. ПРИМЕР ВЫПОЛНЕНИЯ
ЗАЩИТЫ РЕЗЕРВНОГО
ТРАНСФОРМАТОРА С. Н.
МОЩНОСТЬЮ 25—63 МВ-А
Схема защиты рабочего транс-
форматора с. н. 15,75—20/6,3/6,3 к В
мощностью 25—63 МВ-А, приклю-
ченного к блоку ответвлением
без выключателя (рис. 39-4)
Основные защиты. 1. От всех видов КЗ
в обмотках и на выводах, включая витко-
вые замыкания в обмотках, — продольная
дифференциальная токовая защита с реле
типа ДЗТ-21 (AKW1).
2. От замыканий внутри бака транс-
форматора— газовая защита с двумя сту-
пенями действия для трансформатора и от-
дельная газовая защита для отсека РПН
(KSG).
3. Устройство для тушения пожара в
трансформаторе с. н., пускаемое при дей-
ствии газовой защиты. ,
Резервные и другие защиты. 4. От то-
ков внешних КЗ — максимальная токовая
зашита с комбинированным пуском по на-
пряжению с независимой выдержкой вре-
мени с реле тока типа РТ-40 (КД/, КЛ2),
реле напряжения типа РН-53/60Д (КУ/,
КУ2), реле напряжения обратной последо-
вательности типа РНФ-1М (КУ2/, KVZ2)
и реле времени (К77).
5. От междуфазных КЗ на шинах КРУ
с. н. 6 кВ — одноступенчатая дистанцион-
ная защита с независимой выдержкой вре-
мени с реле сопротивления типа КРС-2
(AKZZ и AKZII) и реле времени (KT2-Z,
КТ2-П) для шнн секций /А и 1Б.
6. От междуфазных КЗ на шинах КРУ
с. н. 6 кВ — одноступенчатая дистанцион-
ная защита с независимой выдержкой вре-
мени с реле сопротивления типа КРС-2
(AKZIII и AKZIV) и реле времени (КТШ
и КГ/У) для присоединений резервного
питания шин секций /А и 1Б от магистра-
лей резервирования /А и 1Б.
7. От симметричных перегрузок — мак-
симальная токовая защита с независимой
выдержкой времени с реле тока типа РТ-40
(КД/ и КАП) и реле времени (КТ/ и КТП)
от перегрузок секций IA и 1Б КРУ с. н.
6 кВ.
Указания по выполнению защиты.
1. Дифференциальная защита с реле ДЗТ-21
(ДК1У/) подключается на стороне ВН к
встроенным в трансформатор ТТ, а на сто-
роне НН — на сумму токов ТТ каждого
вывода и поэтому имеет понижающий ав-
тотрансформатор типа АТ-32 (Т£А/).
2. Максимальная токовая защита с
комбинированным пуском по напряжению
имеет два' комплекта пусковых реле напря-
жения, питаемых от TH, установленных на
выводах расщепленных обмоток НН транс-
форматора (TV-I и TV-II).
3. Для предотвращения возможности
залипания контактов реле сопротивления
при одновременном исчезновении тока и
напряжения у дистанционных защит на
вводах резервного питания последователь-
но с блок-контактами автоматов (SP)
включаются замыкающие контакты реле
положения выключателя этого ввода
(KQCHI, KQCIV).
Воздействие защит. 1. Защиты по п. 1,
2 действуют на отключение блока и вы-
ключателей 6 кВ трансформатора.
2. Газовая защита по п. 3 дополнитель-
но действует на устройство пожаротуше-
ния.
§ 39-10]
Пример выполнения защиты резервного трансформатора с. н.
515
ТТ
Испытательный блок
AKW1
^Секция 7Л Секция 1Б
ТАЗ-1
КАТ
№
Дифференциальная
защита.
KSG
TVS
Автотрансформатор
Испытательные блоки.
ТТ
ТТ
Испытательные блоки.
Испытательные блоки.
Секция IS
Магистраль резервирования
ТА5-Ш
TA5S
AKZI
От
TV-1
ТАЕ-Ш
. TABS
Секция IA
К измерительным
приборам
ТАЧ-1
.ТАЧ-Л
Защита от симметрич-
ных перегрузок
ТАЗ-1
ТАЗ-Ц
KI
-I От
TVS
Дистанционные
' защиты секций.
1А и 1Б
Максимальная токовая
защита. с комбиниро-
ванным пуском по на-
пряжению ( цепи напря-
жения)
К измерительным
приборам
ТАЧ~1
KVZZ KVZ
И ~
] СТ
ь— -J
С— “
о
От TH TV-I и TVS
Рис. 39-4. Схема релейной защиты рабочегЪ трансформатора с. н. 20/6,3/6.3 кВ мощностью 25—
63 МВ-А, приключенного к блоку ответвлением без выключателя.
а — поясняющая схема; б — цепи переменного тока и напряжения; в — Цепи оперативного тока; г —
цепи сигнализации.
Примечания: П.1. KQC-III, KQC-/V — контакты реле положения «включено» выключате-
лей Q3, Q4.
П 2. SFIII, SFIV — вспомогательные контакты автоматов в цепях TH, приключенных к секциям
/А, 1Б.
П.з. Реле KL. КНЗ, накладка SX3. диод и резистор R2 устанавливаются, если предусматрива-
ется тушение пожара в трансформаторе с. н.
3. Защиты по п. 4—6 действуют на
отключение соответствующего выключате-
ля 6 кВ.
4. Защита по п. 7 действует на сигнал.
В схеме защиты осуществлено деление
цепей защит, действующих на отключение
блока.
Основные защиты действуют на груп-
пы выходных реле основных защит блока.
Резервные защиты действуют на груп-
пу выходных реле резервной защиты блока.
33*
39-10. ПРИМЕР
ВЫПОЛНЕНИЯ ЗАЩИТЫ
РЕЗЕРВНОГО ТРАНСФОРМАТОРА G Н.
МОЩНОСТЬЮ 40—63 МВ-А
Схема защиты резервного
трансформатора с. н. 115—230/6,3—
6,3 кВ, мощностью 40—63 МВ• А,
приключенного к шинам
НО—220 кВ (рис. 39-5)
516
Релейная защита
[Разд. 39
ТТ
Максимальная
токовая зайча-
та с комбини-
рованным пус-
ком по напря -
жению на
стороне ВН
TAB-JE
К защите
секции 1Б
Акгш
АШГ
KHt
К измерительным
приборам
К измерительным
приборам
Дифференциаль-
ные защиты
.секций. 1Аи1Б
Испытательные
блока
Дистанционные
защиты секций
1АИ.1Б
Испытательные
блока •
—о
КАТ
KVZ
SX1
AKW1
\KSG КБ КПЗ
SX2
КН5
KL
КНЧ-
К контактам
выходных промежуточных
реле схемы защиты блока
К защите
секции 1А
Максимальная токовая
защита с комбинирован-
ным пуском по напряже-
нию на стороне ВН
На отключение блока,
генератор-
трансформатор
Дифференциальная
защита
трансформатора
Газовая защита,
трансформатора
От газовой, защиты
контакторного
объема РПН
Устройство
пожаротушения
трансформатора с.н.
ТТ
ТТ
KHZ
кнч-
\KSG-
КПЗ
KH5
г)
В)
Сигнал
^указатель
не поднят"
Газовая защита
(сигнальная
ступень)
Газовая защита
на сигнале
Газовая защита
контакторного
объема РПН
Рис. 39-4. Продолжение.
Основные защиты. 1. От всех видов КЗ
в обмотках и на вводах, включая внтковые
замыкания в обмотках, — продольная диф-
ференциальная токовая защита с реле ти-
па ДЗТ-21 (AKW1).
2. От замыканий внутри кожуха транс-
форматора— газовая защита с двумя сту-
пенями действия для трансформатора и от-
дельная газовая защита для отсека РПН
(KSG).
Резервные и другие защиты. 3. От то-
ков внешних КЗ — максимальная токовая
защита с комбинированным пуском по на-
пряжению с независимой выдержкой вре-
мени с реле тока типа РТ-40 (КЛЗ и КА4),
реле напряжения типа РН-53/60Д (KV/,
К К?) и реле напряжения обратной после-
довательности типаРНФ-1М (K.VZ1, T\VZ2)
и реле времени (КГ/).
4. От междуфазных КЗ на присоеди-
нениях резервного питания и резервирова-
ния защиты магистрали резервирования —
одноступенчатая дистанционная защита с
независимой выдержкой времени с реле со-
противления типа КРС-2 (AKZI и AKZII)
и реле времени K.T2-I, K.T2-II для присо-
единений резервного питания к секциям ТА
и ТБ магистрали резервирования.
5. От симметричных перегрузок — мак-
симальная токовая защита с независимой
выдержкой времени с реле тока типа РТ-40
(КД/ и КАП) и реле времени (КГ/-/,
КГ/-//).
Указания по выполнению защиты.
1. .Дифференциальная токовая защита с
реле ДЗТ-21 (ДКИ?/) подключается на
стороне ВН к встроенным в выключатель
ТТ, а на стороне НН — на сумму токов ТТ
каждого вывода. Для согласования токов
циркуляции устанавливаются два авто-
трансформатора (TLAI, TLA2).
2. Максимальная токовая защита с
комбинированным пуском по напряжению
имеет два комплекта пусковых реле напря-
§ 3:910]
Пример выполнения защиты резервного трансформатора с. н.
517
KAI
SFI
О'
------—\AKZI
КТ1-1
Защита от перегрузки секции'1А
FQ2
„ , KT2-I
SX4- п
Дистанционная защита при —
соединения рабочего питания
секции 1А
%*тг-1 iff
От защиты блока
На отключение выключателя Q1 НН
KT1-I
От пускового органа АВР
KHI
о—
.НАЛ
вГЛ
-----—| АК2Л
KT1-Z
Сигнал перегрузки секции 1А
Сигнал„ указатель не поднят"
Защита от перегрузки секции 1Б
sxs ктг~*
Дистанционная защита при-
соединения рабочего питания
, секции 1Б
л,, т-л кнл
>____________П_
От защиты блока
На отключение выключателя Q2НН
\От пускового органаАВР
кнл
s''о----
Сигнал перегрузки секции 1Б
Сигнал „указатель не поднят"
Дистанционная защита при-
соединения резервного питания
секции 1А
На отключение выключателя 0.3 НН
Сигналц указатель не поднят"
Дистанционная защита при-
соединения резервного питания
секции 1Б
На отключение выключателя ОДНИ
Сигнал„ указатель не поднят"
Рис 39-4. Продолжение.
518
Релейная защита
[Разд. 39
Испытательный, блок
Z втотрансформатор
Дифференциальная
защита
Z Втотрансформатор
Испытательные блоки
Дистанционные за-
щиты секций
1Аи 1Б
Испытательные блоки
Защита от симметрич-
ной. перегрузки
Дифференциальные
защиты секций.
1Аи1Б
ТТ
ТТ
ТТ
Рис. 39-5. Схема релейной зашиты резервного трансформатора с. и. 115—230/6,3/6,3 кВ мощностью 40—
65 МВ-А, приключенного к шинам 110—220 кВ.
а поясняющая схема; б — цени переменного тока; в — цепи оперативного постоянного тока; г —
цепи сигнализации.
Примечания; П.1. Распределение защит по ТТ дано для случая установки иа стороне
ВН масляных выключателей со встроенными ТТ.
П.2. Указанная цепь выполняется в случае применения схемы УРОВ с автоматической провер-
кой исправности выключателя.
П.З. Автотрансформатор TLA1 устанавливается при использовании для дифференциальной за-
щиты ТТ TAI, ТА2 со вторичным током 1 А.
§ 39-10]
Пример выполнения защиты резервного трансформатора с. н.
519
ТТ
ТАЧ
ита шин
К измерительным
приборам
6)
К защите шин
Максимальная токовая
защита с комбиниро -
ванным пуском по
напряжению на сто-
роне ВН
Максимальная токовая защи-
та с комбинированным пуском
по напряжению на стороне ВН
Дифференциальная защита
В схему УРОВ выключателя а
От газовой, защиты контак-
. торного объема РПН
Выходные реле, установлен-
ные на ОРУ ВН
От защиты на обходном
Выключателе
Газовая защита трансфор-
мсйпора
Рис. 39-5. Продолжение.
жения, питаемых от TH, установленных на
выводах расщепленных обмоток НН транс-
форматора (TV-I и TV-II).
3. При замене выключателя на обход-
ной цепи защиты не переключаются из-за
сложности выполнения этой операции.
В этом случае ключом S/1 вводится в дей-
ствие защита установленная на обходном
выключателе, и действие резервной защиты
трансформатора переводится на обходной
выключатель.
4, Для повышения надежности дейст-
вия в схеме предусмотрено дублирование
выходных промежуточных реле, действую-
щих на отключение выключателей НО—
220 кВ.
Воздействие защит. 1. Защиты по
п. 1—3 действуют на отключение выклю-
чателей ПО—220 кВ, 6 кВ и пуск УРОВ
110—220 кВ.
2. Защита по п. 4 иа выводах 6 кВ дей-
ствует на отключение соответствующих вы-
ключателей 6 кВ.
3. Защита по п. 5 действует на сигнал.
520
Релейная защита
[Разд. 39
На отключение Выключателя Q
ВН
На отключение обходного Выклю-
чателя О.^ ВН
Защита от перегрузки-
секции IA
Дистанционная защита-бри-
соединения и магистрали.
резервирования
На отключение Выключателя С1
НН
Сигнал „указатель не поднят11
Сигнал перегрузки секцииТА
Защита от перегрузки'
секции 1Б - .
Дис'танционнаЯ'Защита при-
соединения и 'магистрали
резервирования
На отключение Выключателяйд
НН
Сигнал „указатель не поднят"
Сигнал перегрузки секцииТБ
Сигнал„ указатель не поднят"
Газовая защита на сигнале
Газовая защита (сигнальная
ступень)
Газовая защита контактор-
ного объема РПН
Рис. 39-5. Продолжение.
39-11. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА
ГИДРОГЕНЕРАТОРОВ МОЩНОСТЬЮ
ДО 500 МВт, РАБОТАЮЩИХ В БЛОКАХ
С ТРАНСФОРМАТОРАМИ
Принципы выполнения большинства
устройств релейной защиты гидрогенерато-
ров, работающих в блоках с трансформа-
торами, незначительно отличаются от
принципов выполнения релейной защиты
турбогенераторов, работающих в блоках
(см. § 39-2). В первую очередь это отно-
сится к мощным гидрогенераторам с непо-
средственным охлаждением обмоток. У гид-
рогенераторов с косвенным охлаждением
имеется некоторое различие в аппаратной
реализации зашит, поэтому ниже даётся
лишь перечень одинаковых защит с ссыл-
ками на их реализацию в § 39-2,
. § 39-11]
Релейная защита гидрогенераторов, работающих в блоках
521
Гидрогенераторы имеют некоторые
конструктивные особенности, которые обу-
словливают необходимость изменения, реа-
лизации отдельных устройств релейной за-
щиты и применение дополнительных защит.
В последнее время на гидрогенерато-
рах начали широко применять систему са-
мовозбуждения с тиристорными преобразо-
вателями, что потребовало разработки ря-
да устройств релейной защиты для систе-
мы возбуждения гидрогенераторов. Типы
защит описаны ниже.
А. ОСНОВНЫЕ ЗАЩИТЫ
39-11-1. Защита от многофазных КЗ
в обмотке статора и на его выводах
Тип защиты. Продольная дифферен-
циальная токовая защита с циркулирующи-
ми токами.
Указания по выполнению защиты.
1. Должны выполняться указания п. 39-2-1.
2. Для гидрогенераторов с непосредст-
венным охлаждением обмоток, а также для
мощных гидрогенераторов с косвенным ох-
лаждением для повышения чувствительно-
сти защиты ее выполняют с реле типа
ДЗТ-11/5 с током срабатывания до
0,2 /г,ном.
3. Для гидрогенераторов с косвенным
охлаждением возможно применение заши-
ты с реле РНТ-560 с током срабатывания
ДО 0,6 /г,ном-
Расчетные уставки защиты. 1. Методи-
ка расчета защиты с реле типа ДЗТ-11/5
приведена в и. 39-2-1.
2. Методика расчета защиты с реле
типа РНТ-562 приведена в п. 39-4-2 и в
[39-6].
39-11-2. Защита от КЗ между витками
одной фазы обмотки статора
Тип защиты. Односистемная попереч-
ная дифференциальная защита.
Указания по выполнению защиты. 1. Для
защиты используется ТТ, установленный
на шинопроводе между нейтралями, с ко-
эффициентом трансформации в диапазоне,
позволяющем при первичном токе сра-
батывания 1с,з= (0,24-0,6)/г,ном получить
ток срабатывания реле РТ-40/Ф в преде-
лах 1,75—17,6 А.
39-11-3. Защита от замыканий на землю
(корпус) в обмотке статора
Указания по применению защиты. 1. Ток,
протекающий через место замыкания,
обусловлен емкостью на землю обмоток
статора. Значения этой величины опре-
деляются по каталожным данным [39-2].
При отсутствии этих данных емкость од-
ной фазы обмотки статора по отношению
к земле, мкФ, может быть определена ори<
ентировочно по выражению
fcrS3/4
С —___________1-----------
з(гуг,НОм + збоо)и1/3
где Аг=40 — для изоляции класса В при
25° С; S — мощность, кВ-A; UT,BOM — номи-
нальное напряжение, В; п — частота вра-
щения, об/мин.
Емкостный ток в месте КЗ на выводах
генератора может быть рассчитан по выра-
жению, приведенному в п. 39-2-3.
2. Для гидрогенераторов емкостный ток
замыкания на землю может превосходить
5 А, а для укрупненных блоков с гидроге-
нераторами, работающими параллельно на
одну обмотку повышающего трансформа-
тора, емкостные токи суммируются. Очень
часто в нейтрали гидрогенераторов уста-
навливаются заземляющие дугогасящие
реакторы, снижающие емкостный ток,
однако протекание даже небольшого тока
через место повреждения может сопровож-
даться большим разрушением стали стато-
ра. Поэтому, так же как и на турбогене-
раторах, в настоящее время на гидрогене-
раторах применяют специальную защиту,
действующую на отключение.
Тип защиты. Защита напряжения пер-
вой и третьей гармоник без зоны нечувст-
вительности типа ЗЗГ-1.
Указания по применению защиты при-
ведены в п. 39-2-3.
Для резервирования указанной защи-
ты иногда применяют защиту максималь-
ного напряжения нулевой последовательно-
сти с реле типа РНН-57 с напряжением
срабатывания в диапазоне 5—8 В.
Б. РЕЗЕРВНЫЕ ЗАЩИТЫ ОТ ТОКОВ ВНЕШНИХ
СИММЕТРИЧНЫХ И НЕСИММЕТРИЧНЫХ КЗ
39-11-4. Защита обмотки статора
от внешних симметричных КЗ
Типы защит. 1. Максимальная токовая
защита с пуском по напряжению с незави-
симой выдержкой времени.
2. Одноступенчатая дистанционная за-
щита с независимой выдержкой времени.
3. Минимальная токовая защита с бло-
кировкой минимального напряжения и пус-
ком максимального тока.
Указания по применению защит.
1. Наиболее распространенной является за-
щита по и. 1, которая может быть замене-
на защитой по п. 2, если опыт эксплуата-
ции этой защиты на блоках с турбогенера-
торами подтвердит целесообразность ее ус-
тановки.
2. Для гидрогенераторов с параллель-
ной системой самовозбуждения, у которых
при близких симметричных КЗ ток в об-
мотках статора и напряжение на выводах
генератора быстро затухают из-за умень-
шения тока возбуждения, предлагается ус-
тановка защиты, которая пускается при
начальном значении тока КЗ с последую-
щим срабатыванием при снижении тока и
напряжения гидрогенератора.
Указания по выполнению защиты по
п. I. 1. Защита осуществляется одним реле
тока типа РТ-40, включенным на ток фазы
последовательно с фильтр-реле тока обрат-
522
Релейная защита
[Разд. 39
ной последовательности, одним минималь-
ным реле напряжения типа РН-54/160,
включенным на междуфазное напряжение
TH на выводах генератора, и реле времени.
2. Защита имеет две ступени выдержки
времени.
Расчетные уставки защиты по п. 1 и 2.
1. Первичный ток срабатывания защиты
выбирается из условия отстройки от номи-
нального тока генератора 7r, т„ по выра-
жению
• __^отс .
*с,з— , *г,ном>
где боте = 1,2— коэффициент отстройки;
&в=0,85 —коэффициент возврата, реле
тока.
2. Первичное напряжение срабатыва-
ния защиты выбирается из условия от-
стройки от минимального эксплуатационно-
го напряжения Uc,3= (0,64-0,7)(7г,Иом.
3. Выдержка времени первой ступени
защиты выбирается по условию согласова-
ния с линейными резервными защитами.
Выдержка времени второй ступени на сту-
пень селективности больше выдержки вре-
мени первой ступени.
Указания по выполнению и расчетные
уставки защиты по п. 2 приведены в
п. 39-2-4.
Указания по выполнению защиты по
п. 3. 1. Защита выполняется одним реле
типа РМТН, включенным на ток одной фа-
зы и на треугольник междуфазных напря-
жений TH на выводах генератора.
2. Для обеспечения правильного функ-
ционирования защиты в процессе восста-
новления напряжения после отключения КЗ
сна снабжается соответствующей блокиров-
кой.
Расчетные уставки защиты по п. 3.
Первичный ток срабатывания, напряжение
срабатывания и выдержка времени защиты
выбираются аналогично тому, как это де-
лается для защиты по п. 1.
39-11-5. Защита обмотки статора
от внешних несимметричных КЗ
Тип защиты. Токовая защита обратной
последовательности с независимой выдерж-
кой времени.
Указания по применению защиты. Для
гидрогенераторов в широком диапазоне
мощностей защита выполняется отдельны-
ми фильтр-реле тока обратной последова-
тельности. Для гидрогенераторов больших
мощностей находит применение комбиниро-
ванная защита с фильтр-реле тока с инте- -
грально-зависимой и независимой выдерж-
ками времени.
Указания по выполнению защиты. 1. За-
щита выполняется с фильтр-реле тока об-
ратной последовательности типа ВТФ-1М
и реле времени.
2. Защита имеет две ступени выдерж-
ки времени.
Расчетные уставки защиты. 1. Первич-
ный ток срабатывания защиты выбирается
по условию согласования с токовой защитой
нулевой последовательности, установлен-
ной на повышающем трансформаторе.
2. Выдержка времени выбирается по
условиям согласования с защитой последу-
ющих элементов.
При выполнении защиты с фнльтр-ре-
ле тока обратной последовательности типа
РТФ-6М для рассматриваемой защиты
используется орган «отсечка I» и реле вре-
мени.
Орган «отсечка II», резервирующий
основные защиты гидрогенератора, обычно
не используется.
Указания по выполнению и расчетные
уставки защиты приведены в п. 39-2-5.
В. ЗАЩИТА ОБМОТКИ СТАТОРА ОТ
НЕСИММЕТРИЧНЫХ И СИММЕТРИЧНЫХ
ПЕРЕГРУЗОК
39-11-6. Защита обмотки статора
от несимметричных перегрузок
Типы защит. 1. Двухступенчатая токо-
вая защита обратной последовательности
с независимой выдержкой времени.
2. Токовая защита обратной последо-
вательности с интегрально-зависимой вы-
держкой времени.
Указания по применению защиты. Так
же как и защита от внешних несимметрич-
ных КЗ, защита по п. 1 применяется на
гидрогенераторах в широком диапазоне
мощностей. Защита по п. 2 начинает приме-
няться на гидрогенераторах больших мощ-
ностей с непосредственным охлаждением
обмоток.
Указания по выполнению защиты по
п. 1. 1. Защита выполняется с фильтр-реле
тока обратной последовательности типа
РТФ-7/2 и реле времени.
2. Обе ступени защиты действуют на
отключение гидрогенератора.
Расчетные уставки защиты по п. 1. Ток
срабатывания и выдержки времени каждой
из ступеней согласуются с характеристи-
кой допустимого времени протекания не-
симметричных токов taon=f(Ir2) для гид-
рогенераторов [39-6].
Ориентировочно могут быть рекомендо-
ваны следующие уставкн
ток срабатывания
/с, з(1) =0,47г, ном!
выдержка времени
fc, al = 2 мин;
ток срабатывания
1с. all — 0,2 /г, ном»
выдержка времени
tc, з11=15 мин.
зашиты:
первой ступени
первой ступени
второй ступени
второй ступени
Указания по выполнению и расчетные
уставки защиты по п. 2. Для защиты с
фильтр-реле тока обратной последователь-
ности РТМ-6М приведены в п. 39-2-5.
39-11-7. Защита обмотки статора
от симметричных перегрузок
Типы защит. 1. Максимальная токовая
защита с независимой выдержкой времени.
§ 39-11]
Релейная защита гидрогенераторов, работающих в блоках
523
2. Устройство автоматической разгруз-
ки гидрогенератора (УАР), воздействую-
щее на разгрузку гидрогенератора от реак-
тивного тока.
Указания по выполнению защиты по
п. 1. Защита осуществляется одним реле
тока типа РТ-40, включенным иа ток фазы
последовательно с фильтр-реле тока обрат-
ной последовательности, и реле времени.
Расчетные уставки защиты ' по п. 1.
1. Первичный ток срабатывания защиты
определяется по выражению, приведенному
в и. 39-2-6, в котором коэффициент возвра-
та должен приниматься равным 0,85.
2. Выдержка времени согласуется с
защитами, действующими на отключение.
Г. ДРУГИЕ ЗАЩИТЫ
39-11-8. Защита от повышения напряжения
на выводах гидрогенератора
и трансформатора
Типы защит. 1. Одноступенчатая мак-
симальная защита напряжения с независи-
мой выдержкой времени.
2. Двухступенчатая максимальная за-
щита напряжения с независимой выдержкой
времени.
Указания по применению защиты. Для
гидрогенераторов в широком диапазоне
мощностей защита выполняется одноступен-
чатой.
На мощных гидрогенераторах с непо-
средственным охлаждением обмоток начи-
нает применяться двухступенчатая защита.
Указания по выполнению защиты по
п. 1. 1. Защита осуществляется одним мак-
симальным реле напряжения типа РН-53/
200, включенным на междуфазное напря-
жение TH, установленного на выводах ге-
нератора, и реле времени.
2. Защита имеет одну ступень выдержки
времени..
Расчетные уставки защиты по п. I.
1. Первичное напряжение срабатывания за-
щиты Uс. з=1,5 UT, ном.
2. Выдержка времени 1с,з=0,5 с.
Указания по выполнению защиты по
п. 2. Первая ступень защиты выполняется
аналогично защите по п. 1.
Вторая ступень защиты, более чувст-
вительная, предназначается'для предотвра-
щения недопустимого повышения напряже-
ния в режиме холостого хода и сброса на-
грузки и выполняется так же, как и соот-
ветствующая защита на блоках с турбо-
генераторами по п. 39-2-10.
39-11-9. Защита гидрогенераторов,
работающих в режиме синхронного
компенсатора, от исчезновения питания
Типы защит. 1. Минимальная защита
напряжения с независимой выдержкой вре-
мени.
2. Минимальная защита частоты с не-
зависимой выдержкой времени.
Указания по применению защит. Защи-
та по п. 1 предназначается для отключения
гидрогенератора, работающего в режиме
СК, при исчезновении напряжения питания,
чем остановившийся гидрогенератор защи-
щается от возможного появления напряже-
ния.
Защита по п. 2 иаходнт применение для
предотвращения выпадения гидрогенерато-
ра, работающего в режиме СК, из синхро-
низма.
Указания по выполнению защиты по
п. 1. Защита выполняется одним минималь-
ным реле напряжения типа РН-54/160,
включенным иа междуфазное напряжение
TH на выводах генератора, и реле времени.
Расчетные уставки защиты по п. 1.
1. Первичное напряжение срабатывания за-
щиты Uc, 3--6,4 t/p, ном-
2. Выдержка времени tc, а согласуется
с выдержкой времени резервных защит
сети.
Указания по выполнению защиты по
п. 2. Защита выполняется быстродействую-
щей с реле понижения частоты типа РЧ1 и
реле времени.
Расчетные уставки защиты по п. 2.
1. Частота срабатывания защиты прини-
мается 45 Гц.
2. Выдержка времени tc, э=0,5 с.
Общее указание по выполнению защит
по п. 1 и 2. Защиты вводятся в действие
только при переводе гидрогенератора в ре-
жим СК. Фиксация указанного режима осу
ществляется автоматически с помощью реле
направления мощности.
39-11-10. Защита от асинхронного хода
Указания по применению защиты. На
мощных гидрогенераторах с непосредствен-
ным охлаждением обмоток, для которых
режим асинхронного хода особо опасен,
предусматривается специальная защита.
Тип защиты. Токовая защита с орга-
ном, фиксирующим знак мощности.
Указания по выполнению защиты. 1. За-
щита выполняется двухступенчатой. Пер-
вая ступень защиты действует на разгруз-
ку гидрогенератора от активной мощно-
сти, вторая ступень на отключение гидро-
генератора.
2. Защита выполняется с помощью спе-
циального реле асинхронного хода (РАХ),
не имеющего пока промышленного изготов-
ления.
39-11-11. Защита от потери возбуждения
Типы защит. Максимальная токовая за-
щита в цепи статора генератора и мини-
мальная токовая защита в цепи выпрями-
тельного трансформатора.
Указания по выполнению защиты. 1. При
одновременном срабатывании обеих защит
гидрогенератор отключается.
2. В процессе самосинхронизации гид-
рогенератора защита выводится из дейст-
вия на время порядка 2—9 с.
524
Релейная защита
[Разд. 39
Расчетные уставки защиты. Защита
должна срабатывать при увеличении тока
статора до 1,1 /г, мои и при уменьшении то-
ка ротора до 0,5 If, иоМ.
39-11-12. Защита от замыканий на землю
в одной точке цепи ротора
Тип защиты. Защита типа КЗР-3 с на-
ложением переменного напряжения 25 Гц.
Д. ЗАЩИТЫ СИСТЕМЫ ВОЗБУЖДЕНИЯ
ГИДРОГЕНЕРАТОРОВ
На гидрогенераторах с параллельной
системой самовозбуждения предусматрива-
ются нижеперечисленные защиты, уста-
навливаемые на выпрямительном трансфор-
маторе.
39-11-13. Защита
- выпрямительного трансформатора
от междуфазных КЗ
Тип защиты. Токовая защита без вы-
держки времени (отсечка).
Указания по выполнению защиты. За-
щита выполняется трехфазной с тремя реле
тока типа РТ-40, включенными на ТТ на
стороне ВН выпрямительного трансформа-
тора.
Расчетные уставки защиты. Первичный
ток срабатывания защиты выбирается по
условию отстройки от КЗ на стороне НН.
39-11-14. Защита цепей ротора
и тиристорного преобразователя
Тип защиты. Двухступенчатая макси-
мальная токовая защита с независимой вы-
держкой времени.
Указания по выполнению защиты. 1. За-
щита выполняется двухфазной, двухрелей-
ной в каждой ступени с реле типа РТ-40,
включенными на ТТ иа стороне выпрями-
тельного трансформатора, и реле времени
с двумя выдержками времени.
2. Первая ступень защиты без выдерж-
ки времени действует на реле контроля
длительности перегрузки и реле ограниче-
ния форсировки; с первой выдержкой вре-
мени она действует на отключение АРВ, со
второй отключается блок.
3. Вторая ступень защиты без выдерж-
ки времени отключает АРВ и с выдерж-
кой времени отключает блок.
Расчетные уставки защиты. 1. Первич-
ный ток срабатывания первой ступени оп-
ределяется током возбуждения, равным
1,8 /р.ном-
Первая выдержка времени защиты
^c,al:==:35 С.
Вторая выдержка времени защиты
^c,aII^=50 С.
2. Первичный ток срабатывания второй
ступени определяется током возбуждения в
режиме форсировки.
Выдержка времени защиты 1с.з=0,5 с.
39-11-15. Резервная защита
системы возбуждения
Тип защиты. Максимальная токовая за-
щита с независимой выдержкой времени.
Указания по выполнению защиты. За-
щита выполняется трехфазиой, трехрелей-
ной с реле тока типа РТ-40, включенными
на ТТ на стороне ВН выпрямительного
трансформатора, и реле времени.
Расчетные уставки защиты. 1. Первич-
ный ток срабатывания защиты определяет-
ся отстройкой от номинального тока воз-
буждения.
2. Выдержка времени определяется от-
стройкой от времени форсировки и равна
примерно 50 с.
39-11-16. Устройство для тушения пожара
в гидрогенераторе
Устройство может действовать автома-
тически при срабатывании основных защит
гидрогенератора с фиксацией возгорания
соответствующими приборами.
Кроме рассмотренных выше устройств
релейной защиты на гидрогенераторах пре-
дусматривается ряд технологических защит
электрического оборудования, в том числе;
за щита от потери охлаждения, гидроге-
нератора с непосредственным охлаждением
обмоток;
за щита от потери охлаждения тири-
сторов;
за щита от перегрева тиристоров;
за щита от разгона агрегата;
устройство развозбуждения генератора.
39-12. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА
ПОВЫШАЮЩИХ ТРАНСФОРМАТОРОВ,
РАБОТАЮЩИХ В БЛОКАХ
С ГИДРОГЕНЕРАТОРАМИ
Устройства релейной защиты повышаю-
щих трансформаторов, работающих в бло-
ке, выполняются аналогично соответствую-
щим защитам повышающих трансформато-
ров, работающих в блоках с турбогенера-
торами, и в данном описании даются лишь
их перечисление н некоторые указания с
ссылкой на § 39-3.
А. ОСНОВНЫЕ ЗАЩИТЫ
39-12-1. Защита от всех видов КЗ
в обмотках и на выводах, включая
витковые замыкания
Тип защиты. Продольная дифферен-
циальная токовая защита с циркулирую-
щими токами.
Указания по, выполнению защиты.
1. Должны выполняться указания 1—6,
приведенные в п. 39-4-1.
2. На блоках с одиночными гидрогене-
раторами при подключении блока к шинам
ВН одним выключателем может оказаться
возможным по условиям чувствительности
применить для защиты реле типа РНТ-560.
§ 39-13] Общие вопросы выполнения защиты блоков с гидрогенераторами
525"
3. На мощных укрупненных блоках с
подключением гидрогенераторов к расщеп-
ленным обмоткам повышающего трансфор-
матора и для мощных блоков с одиночны-
ми гидрогенераторами обычно применяют
для защиты реле с торможением типа
ДЗТ-21.
Расчетные уставки защиты. 1. Для за-
щиты, выполненной с реле типа РНТ-560,
первичный ток срабатывания защиты опре-
деляется по п. 39-4-2. Полный расчет за-
щиты проводится по методике, изложенной
в [39-6].
2. Для защиты, выполненной с реле
ДЗТ-21, расчет защиты может быть выпол-
нен в соответствии с методикой, изложен-
ной в п. 39-4-1.
39-12-2. Защита от всех видов КЗ
на выводах и ошиновке ВН
трансформатора
Указания по применению защиты. На
гидроэлектростанциях в силу особенности
расположения здания электростанции и от-
крытых распределительных устройств
(ОРУ) имеет место значительная протя-
женность токопроводов от трансформато-
ров к выключателям. Для защиты этих то-
копроводов (перекидок) обычно применя-
ется отдельная защита.
Тип защиты. Продольная дифферен-
циальная токовая защита с циркулирующи-
ми токами.
Указания по выполнению защиты.
1. Должны быть выполнены указания 1—3,
приведенные в п. 39-4-2.
2. При большой протяженности токо-
проводов защита выполняется с контролем
исправности соединительных проводов.
Расчетные уставки защиты. 1. Для за-
щиты, выполненной с реле типа РНТ-560,
расчетные уставки защиты могут быть оп-
ределены по п. 39-4-2.
2. Для защиты, выполненной с реле ти-
па ДЗТ-11, расчет защиты осуществляется
по методике, изложенной в [39-6].
Остальные защиты, устанавливаемые
на повышающем трансформаторе блока с
гидрогенераторами, выполняются так же,
как и на блоках с турбогенераторами.
39-12-3. Защита от замыканий внутри бака
маслонаполненного трансформатора
Защита выполняется по п. 39-4-3.
Б. РЕЗЕРВНЫЕ И ДРУГИЕ ЗАЩИТЫ
Защита от внешних КЗ на землю в" се-
ти с заземленными нейтралями выполняет-
ся по п. 39-4-4; дополнительная резервная
защита иа стороне ВН трансформатора —
по п. 39-4-6; защита от однофазных замы-
каний на землю иа стороне НН трансфор-
матора — по п. 39-4-8; контроль изоляции
выводов 525 кВ трансформатора — по
п. 39-4-9; устройство тушения пожара в
трансформаторе — по п. 39-4 10.
Кроме перечисленных выше устройств
релейной защиты на трансформаторах пре-
дусматриваются технологические защиты
от потери охлаждения трансформаторов и
от перегрева его обмоток.
39-13. ОБЩИЕ ВОПРОСЫ
ВЫПОЛНЕНИЯ ЗАЩИТЫ БЛОКОВ
С ГИДРОГЕНЕРАТОРАМИ
39-13-1. Устройство резервирования
отказов выключателя (УРОВ)
На выключателях блока иа сторонах
ВН и гидрогенераторов предусматривается
УРОВ, обеспечивающее отсоединение по-
врежденного элемента блока от источников
питания места КЗ при отказе соответству-
ющего выключателя как с пофазным, так и
с трехфазным приводом.
Указания по выполнению УРОВ при-
ведены в п. 39-5-1.
39-13-2. Выходные цепи отключения
в устройствах защиты блока
гидрогенератор — трансформатор
Выходные цепи отключении осущест-
вляются промежуточными реле, которые
должны обеспечивать соответствующее дей-
ствие основных н резервных защит гидро-
генератора н трансформатора блока. Вы-
ходные промежуточные реле защит гидро-
генератора и трансформатора могут питать-
ся от разных шинок оперативного постоян-
ного тока.
Выходные реле устройств релейной за-
щиты каждого из защищаемых объектов
разделяются на группы параллельно вклю-
ченных реле, реализующих ту или иную
операцию.
Дли сокращения числа выходных реле
отдельные группы могут соединяться через
разделительные диоды, что позволяет осу-
ществлять воздействие на все группы или
на часть нз них. Разделение на группы
должно быть выполнено так, чтобы было
обеспечено дублироваиие операций от раз-
личных групп промежуточных реле.
Обычно для защит гидрогенератора
применяются выходные промежуточные ре-
ле двух групп.
Первая группа фиксирует действие ос-
новных защит гидрогенератора, устройства
автоматического пожаротушения гидроге-
нератора и некоторых других его защит.
Вторая группа фиксирует действие послед-
них ступеней резервных защит н остальных
защит гидрогенератора и его системы воз-
буждения.
Выходные цепи защит гидрогенератора
должны обеспечить отключение .выключате-
ля гидрогенератора или выключателей
трансформатора, если на гидрогенераторе
выключатель отсутствует, гашение поля,
отключение АГП, остановку турбин, пуск
устройства пожаротушения и пуск УРОВ.
526
Релейная защита
[Разд. 39
Для защит трансформатора могут быть
образованы три группы выходных проме-
жуточных реле.
Первая группа фиксирует действие ос-
новных защит трансформатора. Вторая
группа фиксирует действие резервных за-
щит от внешних КЗ гидрогенератора и
трансформатора и образуется промежуточ-
ным реле, реализующим деление шин ВН,
и группой реле, обеспечивающих отклю-
чение выключателей ВН. Третья группа
фиксирует действие последних ступеней ре-
зервных защит трансформатора и гидроге-
нератора и других защит трансформатора.
Выходные цепи защит трансформатора
должны обеспечить: отключение выключа-
телей ВН, запрет их АПВ, пуск УРОВ, га-
шение поля, отключение АГП, остановку
турбины и пуск устройства пожаротушения.
39-13-3. Воздействие защит
Защиты гидрогенератора блока. 1. Ос-
новные защиты по п. 39-11-1—39-11-3 и
устройство автоматического пожаротушения
в гидрогенераторе действуют на первую
группу выходных промежуточных реле за-
щит генератора. На эту же группу могут
действовать первая ступень защиты от по-
вышения напряжения на обмотке статора
по п. 39-11-8, защита от асинхронного хода
по п. 39-11-10 и защита от потери возбуж-
дения по п. 39-11-11.
2. Резервная защита от внешних к. з.
по п. 39-11-4 и 39-11-5, обеспечивающие
деление шин ВН илн отключение выключа-
теля ВН, действуют на соответствующие
реле второй группы выходных промежуточ-
ных реле защит трансформатора. Послед-
ние ступени этих защит действуют на
третью группу выходных реле защит транс-
форматоров.
3. Защита по п. 39-11-6, вторая сту-
пень защиты по п. 39-11-8 и защиты по
п. 39-11-9—39-11-15 действуют на вторую
группу выходных реле защит генератора.
4. Защита по п. 39-11-7 действует на
сигнал.
Защита трансформатора блока. 1. Ос-
новные защиты по п. 39-11-16, 39-11-18,
39-11-22 и устройство автоматического по-
жаротушения трансформатора действуют
на первую группу выходных промежуточ-
ных реле защиты трансформатора.
2. Резервная защита от внешних КЗ
на землю в сети с заземленной нейтралью,
обеспечивающая деление шин ВН нлн от-
ключение выключателя ВН, действует на
соответствующие реле второй группы вы-
ходных реле защит трансформатора. По-
следняя ступень этой защиты действует
на третью группу выходных реле защит
трансформатора.
3. Защита по п. 39-12-1 действует на
третью группу реле.
4. Защита от внешних КЗ на землю
действует на промежуточное реле, обеспе-
чивающее отключение выключателя ВН.
5. Дополнительная резервная защита
на стороне ВН трансформатора и вторая
ступень защиты по п. 39-12-2 действуют на
сигнал.
Приведенное выше разделение выход-
ных промежуточных реле на группы и реа-
лизация операций отключения носят лишь
иллюстрированный характер и существенно
зависят от схемы и мощности блока.
39-14. ПРИМЕР ВЫПОЛНЕНИЯ
ЗАЩИТЫ БЛОКА ГИДРОГЕНЕРАТОР —
ТРАНСФОРМАТОР, РАБОТАЮЩЕГО
ЧЕРЕЗ ОДИН ВЫКЛЮЧАТЕЛЬ
НА ОДИНАРНУЮ СИСТЕМУ ШИН
110 кВ
Схема защиты блока
с гидрогенератором 64 МВт,
13,8 кВ типа СВ-1510/120-108
с тиристорной системой
возбуждения по схеме
с самовозбуждением
с выпрямительным
трансформатором 2,3 МВ-А
(рис. 39-6)
Основные защиты. 1. От всех видов
КЗ в обмотках трансформатора и на его
выводах, на шинопроводах, соединяющих
трансформатор с ОРУ ПО кВ, в обмотке
статора генератора и шинопроводах гене-
раторного напряжения. Общая продольная
дифференциальная токовая защита блока
с реле типа РНТ-565 (КАТ1, КАТ2, КАТЗ).
2. От замыканий внутри бака транс-
форматора— газовая защита с двумя сту-
пенями действия (KSG).
3. Устройство для тушения пожара в
трансформ аторе.
4. От многофазных КЗ в обмотке ста-
тора генератора и на его выводах — про-
дольная дифференциальная токовая защита
с реле типа РНТ-566 (КАТ1—КАТЗ).
5. От замыканий на землю в обмотке
статора генератора — защита напряжения
первой и третьей гармоник без зоны нечув-
ствительности с реле типа ЗЗГ-1 (AKV1)
и реле времени КТ5.
6. От замыканий на землю на стороне
13,8 кВ блока и для резервирования защи-
ты по п. 4 — максимальная защита напря-
жения нулевой последовательности с реле
' типа РНН-57 (KV7) и реле времени KJ4.
7. Устройство для тушения пожара в
генераторе.
Резервные и другие защиты. 8. От
внешних КЗ на землю в сети с заземлен-
ными нейтралями — одноступенчатая токо-
вая защита нулевой последовательности с
реле тока типа РТ-40 (КА 18) и реле вре-
мени (КТ1) с двумя выдержками времени.
9. От внешних междуфазных КЗ — за-
щита минимального тока и напряжения с
пуском максимального тока с реле типа
РМТН (КАК/) и реле времени (КТ 2) с
двумя выдержками времени.
§ 39- 14] Пример выполнения защиты блока гидрогенератор — трансформатор
527
К шинам
41
Е Е 12™
4S1\
t e
e e
ZT7\ TAB TAT
71
ОМ-
CLS2^
i e (>
e e e™
e e ewo
.-TA11 ,
t! jTpi
TV1
•»
Е Г \2гмг
Е Е О™
Е Е \JAW
Е Е fTA1S
L С 1тА1е
тг
£Hl f V.™8
e i I™3
TV2
А В C
Испытательный. блок
Испытательный, блок
Дифференциамно-я
защита блока.
TT
ТТ
ABC
Рис. 39-6. Схема релейной защиты блока с гидрогенератором 64 МВт, 13,8 кВ типа СВ-1500/120-108
с тиристорной системой самовозбуждения.
а — поясняющая схема; б — цепи переменного тока; в — цепи переменного напряжения; г — цепи
оперативного постоянного тока; д—выходные цепи защиты; е —цепи сигнализации.
10. От внешних несимметричных КЗ —
одноступенчатая токовая защита обратной
последовательности с реле типа РТФ-1М
(KAZ2) и реле времени (КТ7) с двумя вы-
держками времени.
11. От внешних симметричных КЗ —
максимальная токовая защита с пуском
минимального напряжения с реле тока ти-
па РТ-40 (КА8), реле напряжения типа
PH-57/160 (KV/), для создания выдержки
времени используется реле времени защиты
по п. 8.
528
Релейная защита
[Разд. 39
Рис. 39-6. Продолжение.
ТТ -
Защита, ротора, от перегруз-* хи. Тступень
^ступень
Максимальная токовая защита системы Возбуждения
Токовая защита выпря- мительного трансфор- матора (отсечка)
ТТ
Максимальная токовая защита цепей, возбуждения- и тиристорного преобразователя Тступенъ
ТТступень
Защита от потери, возбуждения
Цепи, питания
АРВ (АУ) током
12. От повышения напряжения — мак-
симальная защита напряжения с независи-
мой выдержкой времени с реле типа
PH-58/260 (KV1) и реле времени (КГ8).
13. От симметричной перегрузки обмот-
ки статора — максимальная токовая защи-
та с независимой выдержкой времени с ре-
ле тока типа PT-40 (КА1} и реле времени
(/<77.3).
14. От несимметричных перегрузок об-
мотки статора — двухступенчатая токовая
защита обратной последовательности с
фильтр-реле РТФ7/2 (KAZ1) и реле време-
ни (КТ6) с двумя выдержками времени.
15. От перегрузки ротора гидрогене-
ратора —• двухступенчатая токовая защита
с независимой выдержкой времени в цепях
выпрямительного трансформатора с реле
§ 39-14] Пример выполнения защиты блока гидрогенератор — трансформатор
529
Защита от замыканий,
на землю в обмотке
статора.
TH
TV1
fiV
TH
Рубильник
Выключатель w
автоматический.
Реле мощности фикса-
ции. режима СК
Защита от симмет-
ричных КЗ
Максимальная защи-
та напряжения
Резервная защита.
РМТН
Релейное
развозбуждение
Реле контроля наличия
Возбуждения
Рис. 39-6. Продолжение.
типа РТ-40 и реле времени. Первая ступень
действует на сигнал (КАИ, КТ11), вторая
ступень — на отключение (КА10, КТ 12).
16. От замыкания иа землю в цепи ро-
тора с реле типа КЗР-3 (АКЕ1).
17. Защита от асинхронного хода н за-
щиты гидрогенератора, работающего в ре-
жиме СК, на схеме ие показаны.
18. От потери возбуждения — макси-
мальная токовая защита (КАЗ) и мини-
мальная токовая защита- (КА16, КА 17) с
реле типа РТ-40 н реле времени (КТ 12).
34—792
19. От междуфазных КЗ в выпрями-
тельном трансформаторе — токовая защита
без выдержки времени (отсечка) с реле
тока типа РТ-40 (КА7—КА9) на стороне
ВН выпрямительного трансформатора.
20. Резервная защита системы возбуж-
дения — максимальная токовая защита с
реле тока типа РТ-40 (КА4—КА6) и реле
времени (КТЗ) на стороне ВН выпрями-
тельного трансформатора.
21. Защита цепей ротора и тиристор-
ного преобразователя — двухступенчатая
530
Релейная защита
[Разд. 39
Выходные промежуточные реле
защиты трансформатора
Максимальная токовая защита
системы возбуждения
Резервная защита от замыканий,
на землю на стороне 13,8кВ
Дифференциальная защита
блока
Газовая защита трансформа ~
тора
Токовая защита выпрямительного
' трансформатора (отсечка)
Резервная защита отвнешних
многофазных КЗ типа
РМТН
ТоМваЯ защита от КЗ на
землю на ВН
максимальная токовая защита с независи-
мой выдержкой времени с реле тока типа
РТ-40 и реле времени.
Первая ступень — КА12, КА13 и КТ9.
Вторая ступень—КА14, КА15 и КТ 10.
Указания по выполнению защит. 1. В
схеме предусматриваются общая продоль-
ная дифференциальная защита блока и
продольная дифференциальная защита ге-
нератора.
2. Защита от замыканий на землю на
стороне генераторного напряжения выпол-
няется с помощью устройства типа ЗЗГ-1,
обеспечивающего 100%-ную защиту обмот-
ки статора, и резервируется максимальной
защитой напряжения нулевой последова-
тельности с независимой выдержкой вре-
мени.
3. Токовая защита нулевой последова-
тельности от КЗ на землю в сети ПО кВ
одноступенчатая и имеет две выдержки
времени. С первой выдержкой времени от-
ключается выключатель ПО кВ (Q1), а со
второй останавливается весь блок.
4. Гидрогенератор выполнен с парал-
лельной системой самовозбуждения, и для
резервной зашиты от междуфазных КЗ ис-
пользуется минимальная токовая защита
§ 39-14] Пример выполнения защиты блока гидрогенератор — трансформатор
531
Рис. 39-6. Продолжение.
Дифференциальная защита,
генератора
Устройство пожаротушения
генератора
Основная защита от замыканий
на землю в обмотке статора
генератора
Цепь питания реле KAZ1
Хступень
Лступень
Шступень
Защита от несим-
метричных
перегрузок
Защита от Внеш-
них несимметрич-
ных КЗ
Защита от Внешних симметричных
КЗ
Цепи газовой защиты трансформа-
тора
УРОВ
Защита от повышения напряжения
Защита от потери Возбуждения
с блокировкой минимального напряжения
с пуском максимального тока типа РМТН
в дополнение к максимальной токовой за-
щите с пуском по напряжению.
5. Защита от несимметричных перегру-
зок выполнена с фильтр-реле РТФ-7/2, име-
ющем два реагирующих органа {К1 и К2),
осуществляющих защиту от длительно до-
пустимой несимметричной перегрузки, ко-
торая имеет выдержку времени порядка
10 мин (К1), и защиту от максимально до-
пустимой несимметричной перегрузки с вы-
держкой времени порядка 2 мин (Ю). Вы-
34*
держки времени реализует реле времени
(КТ6).
6. Защита от повышения напряжения
одноступенчатая.
7. Защита от потери возбуждения кон-
тролирует увеличение тока гидрогенерато-
ра {КАЗ) и снижение тока возбуждения в
цепи выпрямительного трансформатора
{КА16, КА 17). При самосинхронизации гид-
рогенератора защита выводится иа время
порядка 9 с устройством {KSS), показан-
ным условно.
8. Установленные на выпрямительном
532
Релейная защита
[Разд. 39
0тА2
КТ11
KL5
Огл защиты от асинхрон-
ног'^ова
Ст защип, д в режиме
СК
От технологических. —
защит
KLB-
KLB
KL1D
Рис. 39-6. Продолжение.
КПЗ
МаясимплбнаятохоВая защита цепей ротора и тиристорного преобразователя Тступень
ступень
Защита, ротора. от перегрузись Л ступень
Защита от замыканий на землю В цепи ротора.
Выходные промежуточные реле за - щиты генератора.
Защита ротора от перегрузки, Iступень
Защита, статора от симметричных перегрузок
трансформаторе защиты системы возбужде-
ния выполнены в соответствии с указания-
ми, приведенными в п. 39-1 Г-13—39-14-15.
Воздействие защит. Выходные проме-
жуточные реле разделены на группы для
каждого защищаемого объекта.
На первое выходное промежуточное
реле (KL1) группы выходных промежуточ-
ных реле защит трансформатора действуют
с первой выдержкой времени резервные за-
щиты от внешних КЗ иа землю по п. 7, от
внешних междуфазовых КЗ — по п. 8 и ре-
зервные защиты гидрогенератора — по п. 10
и 11.
На вторую группу реле (KL2—KL4)
действуют: основные защиты трансформа-
тора по п. 1 и 2 и устройство пожаротуше-
ния— по п. 3, резервные защиты по п. 7
и 8 со второй выдержкой времени, основ-
ная защита по п. 18 и резервнаи защита
выпрямительного трансформатора по п. 19,
резервная защита от замыканий на землю
в обмотке статора гидрогенератора
по п. 6.
' На первую группу выходных промежу- .
точных реле (KL5, KL6) защиты гидроге-
нератора действуют: основные защиты гид-
рогенератора по п. 4 и 5 и устройство по-
жаротушения гидрогенератора по п. 7.
На вторую группу реле (KL7, KL8)
действуют: обе ступени токовой защиты
обратной последовательности от несиммет-
ричных перегрузок по п. 14, одноступенча-
тая токовая защита обратной последова-
§ 39-15]
Релейная защита турбогенераторов, работающих на шины
533
Tfa отключение
выключателя
ВЦ
•На. октлючениб
АГП
- Гашение поля
инвертированием
В)
Рис. 39-6. Продолжение.
тельиости от внешних несимметричных КЗ
по п. 10 и максимальная токовая защита
с пуском напряжения по ц. 11 со второй
выдержкой времени.
На третью группу реле (KL9, KL10)
действуют: газовая защита по п. 2, УРОВ,
защита от повышения напряжения по п. 12,
защита от потери возбуждения по п. 18,
двухступенчатая максимальная токовая за-
щита цепей ротора н тиристорного преоб-
разователя по п. 21, защита от асинхронно-
го хода, защита гидрогенератора в режиме
СК и технологические защиты, защита от
замыкания на землю в цепи ротора по
п. 16 н вторая ступень защиты от пере-
грузки ротора по п. 15.
Защита от симметричных перегрузок
по п. 13 и первая ступень защиты от пере-
грузки ротора по п. 15 действуют на
сигнал.
Операции отключения, выполняемые
выходными промежуточными реле, показа-
ны на рис. 39-6, д.
39-15. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА
ТУРБОГЕН ЕРАТОРОВ
МОЩНОСТЬЮ 63—120 МВт,
РАБОТАЮЩИХ НА СБОРНЫЕ ШИНЫ
6—10 кВ
Принципы, использованные при . выпол-
нении релейной защиты рассматриваемых
турбогенераторов, незначительно отличают-
ся от принципов релейной защиты турбо-
генераторов, работающих в блоках (см.
§ 39-2). Имеется лишь некоторое различие
в аппаратной реализации, поэтому ниже
дается только краткое описание применяе-
мых схем защиты.
534
Релейная защита
[Разд. 39
А. ОСНОВНЫЕ ЗАЩИТЫ
39-15-1. Защита от многофазных КЗ
в обмотках статора и на его выводах
Тип защиты. Продольная дифферен-
циальная токовая защита с циркулирующи-
ми токами.
Указания по выполнению защиты. 1. Дол-
жны выполняться указания и. 39-2-1.
2. Для защиты используются реле ти-
па РНТ-565.
Расчетные уставки защиты. Методика
расчета приведена в п. 39-4-2,
39-15-2. Защита от КЗ между витками
одной фазы обмотки статора
Тип защиты. Односистемная попереч-
ная дифференциальная защита.
Указания по выполнению защиты. 1. Для
защиты используется ТТ, установленный
на шинопроводе между нейтралями с ко-
эффициентом трансформации К в диапазоне
600/5 — 1500/5.
2. Для защиты используется реле типа
РТ-40/Ф с диапазоном уставок 1,75—17,6 А.
39-15-3. Защита от замыканий на землю
(корпус) в обмотке статора
Указания по применению защиты. 1. За-
щита приходит в действие от естест-
венного (емкостного) или остаточного после
компенсации тока замыкания на землю.
2. Емкостный ток замыкания на землю
определяется емкостными токами кабель-
ных линий сети генераторного напряжения
6—10 кВ и токами, обусловленными ем-
костью обмоток статоров на землю турбо-
генераторов, работающих параллельно на
шины 6—10 кВ.
3. Определение емкостного тока замы-
кания на землю, создаваемого турбогенера-
тором, — см. п. 39-2-3. Емкостный ток за-
мыкания на землю, обусловленный ем-
костью кабельных линий, определяется по
выражению
q i=l
где Ics —суммарный емкостный ток за-
мыкания на землю, обусловленный кабель-
ными линиями; /су — емкостный ток замы-
кания на землю 1 км кабеля данного сече-
ния (см. табл. 39-6); Ц — длина кабельной
линии данного сечения; п — число кабель-
ных линий данного сечения; q — число раз-
личных сеченнй кабелей в данной сети.
При наличии разветвленной сети гене-
раторного напряжения емкостные токи за-
мыкания на землю могут стать значитель-
ными, и для их снижения применяют за-
земляющие дугогасящие реакторы, устанав-
ливаемые на электростанции или на под-
станциях сети генераторного напряжения.
Ток замыкания на землю существенно
зависит от режима сети и электростанции
и может стать недопустимым для рассмат-
риваемых турбогенераторов. В связи с этим
на них предусматривается специальная за-
щита с действием на отключение.
Тип защиты. Токовая защита нулевой
последовательности.
Указания по применению защиты. 1. Для
защиты используются специальные ТТ ну-
левой последовательности типа ТНПШ с.
подмагничиванием переменным током, па-
раметры которых приведены в [39-2].
2. Зашита выполняется с помощью
специального реле типа РТЗ-50, обладаю-
щего высоким коэффициентом возврата и
сопротивлением, обеспечивающим достаточ-
ную чувствительность защиты.
3. Для повышения чувствительности
защиты выводятся из действия при внеш-
них междуфазных КЗ от соответствующей
резервной защиты турбогенератора.
4. Защита выполняется с выдержкой
времени.
5. На рассматриваемых ТТ нулевой по-
следовательности имеется дополнительная
вторичная обмотка, которая может исполь-
зоваться для компенсации собственной ем-
кости на землю обмотки статора. Для этой
цели к указанной обмотке через специаль-
но подобранные конденсаторы подводится
напряжение нулевой последовательности.
Расчетные уставки защиты. 1. Вторич-
ный ток срабатывания защиты при мини-
мальной уставке равен 0,01 А.
2. Выдержка времени защиты 0,5—
1,5 с.
Более подробно о защитах с ТНП см.
п. 39-25-2.
39-15-4. Защита от двойных замыканий
на землю в обмотке статора и в сети
генераторного напряжения
Тип защиты. Токовая защита нулевой
последовательности.
Указания по выполнению защиты. 1. За-
щита выполняется совместно с защи-
той по п. 39-15-3 с реле типа РНТ-565,
включенным последовательно с реле РТЗ-50
на вторичную обмотку ТТ нулевой после-
довательности.
2. Защита действует без выдержки вре-
мени.
Б. РЕЗЕРВНЫЕ ЗАЩИТЫ ОТ ВНЕШНИХ
НЕСИММЕТРИЧНЫХ КЗ, СИММЕТРИЧНЫХ КЗ
И НЕСИММЕТРИЧНЫХ ПЕРЕГРУЗОК
39-15-5. Защита от внешних
несимметричных КЗ
и несимметричных перегрузок
Тип защиты. Четырехступенчатая токо-
вая защита обратной последовательности с
независимой выдержкой времени.
Указания по выполнению защиты. 1. За-
щита осуществляется двумя фильтр-реле
тока обратной последовательности типа
РТФ-7/1.
2. Первая ступень защиты лредназна-
чена для действия при КЗ в турбогенера-
торе и на его выводах.
§ 39-15]
Релейная защита турбогенераторов, работающих на шины
535
3. Вторая и третья ступени предназна-
чаются для действия при удаленных несим-
метричных КЗ и несимметричных пере-
грузках.
4. Все три ступени имеют две ступени
выдержки времени. С первой выдержкой
времени отключается секционный выключа-
тель. Со второй выдержкой времени отклю-
чается генератор и гасится поле.
5. Четвертая ступень служит для .сиг-
нализации наступления перегрузок турбоге-
нератора токами обратной последователь-
ности.
Расчетные уставки защиты. Ориентиро-
вочно могут быть рекомендованы следую-
щие уставки защиты.
Первичный ток срабатывания цервой
ступени /с,з1=(1.84-2)/г,ЕОм.
Выдержка времени первой ступени
<с,з1=2 с.
Первичный ток срабатывания второй
ступени /с ,зп=0,61т,ном-
Выдержка времени второй ступени
<с,зп=5-г-7 с.
Первичный ток срабатывания третьей
ступени Zc .зги=0,2 -ь 0,25 /г,ном.
Выдержка времени третьей ступени
Zc,3in=40 с.
Первичный ток срабатывания четвер-
той (сигнальной) ступени Zc,3iv== (0,05-а-
4- 0,06) /г, ном*
Выдержка времени четвертой ступени
согласуется с выдержкой времени второй
ступени.
39-15-6. Защита от внешних
симметричных КЗ
Тип защиты. Максимальная токовая за-
щита с пуском по напряжению с независи-
мой выдержкой времени. Защита имеет две
ступени выдержки времени и действует как
защита по п. 39-13-5.
Указания по выполнению защиты и
расчетные уставки защиты приведены в
и. 39-11-4.
В. ЗАЩИТЫ ОБМОТОК СТАТОРА ОТ
СИММЕТРИЧНЫХ ПЕРЕГРУЗОК И РОТОРА
ОТ ПЕРЕГРУЗОК ТОКОМ ВОЗБУЖДЕНИЯ
39-15-7. Защита
от симметричных перегрузок
Тип защиты. Максимальная токовая
защита с независимой выдержкой времени.
Указания по выполнению защиты и
расчетные уставки защиты приведены в
п. 39-11-7.
39-15-8. Защита ротора от перегрузок
током возбуждения -
Тип защиты. Максимальная защита на-
пряжения с независимой выдержкой вре-
мени.
Указания по выполнению защиты.
1. Защита осуществляется одним реле на-
пряжения типа РН-53/400, подключенным
к цепи возбуждения турбогенератора, и ре-
ле времени.
2. Защита имеет две ступени выдерж-
ки времени.
С первой выдержкой времени произво-
дится разгрузка ротора.
Со второй выдержкой времени турбо-
генератор разгружается по активной мощ-
ности нли отключается.
Расчетные уставки защиты. Параметры
защиты выбираются так же, как и защиты
по п. 39-2-8.
39-15-9. Защита от замыканий на землю
в одной точке цепи ротора
Тип защиты. Защита с наложением
переменного напряжения 25 Гц типа
КЗР-З.
39-15-10. Выходные цепи отключения
в устройствах защиты турбогенераторов
Выходные цепи отключения в устрой-
ствах релейной защиты турбогенератора
должны обеспечивать соответствующее дей-
ствие основных и резервных защит турбо-
генератора. Для этой цели выходные про-
межуточные реле делятся иа группы, кото-
рые реализуют нужные операции.
39-15-11. Воздействие защит
Основные защиты по п. 39-15-1—39-15-4
производят отключение генератора, гаше-
ние поля и остановку турбины без выдерж-
ки времени.
Резервные защиты по п. 39-15-5 и
39-15-6 и защита по п. 39-15-8 имеют две
ступени выдержки времени и действуют в
соответствии с приведенными выше указа-
ниями.
Защиты по п. 39-15-5 (сигнальная сту-
пень) и 39-15-7 действуют иа сигнал.
Технологические защиты действуют как
основные защиты.
Защита по п. 39-15-9 может действо-
вать на сигнал или на отключение.
39-15-12. Дополнительные указания
по выполнению защит турбогенераторов
1. В выходных цепях каждой защиты
турбогенератора предусматриваются указа-
тельные реле.
У защит с двумя выдержками времени
вторые ступени могут иметь общее указа-
тельное реле.
2. При присоединении к выходным про-
межуточным реле нескольких защит для
надежного действия указательных реле
должно быть увеличено потребление вы-
ходной цепи шунтированием обмоток вы-
ходных реле добавочным резистором.
3. Переключающие устройства устанав-
ливаются в цепи защиты по п. 39-13-8 и
в цепи, фиксирующей отключение АГП.
536
Релейная защита
[Разд. 39
QS1
6-ЮкВ
0.1
КАТ2
TV1
АКБ
а.)
КАТЗ
TAB
TV2
TVZ
ТА5
KV2
TAB
Защита ротора
от перегрузки.
Защита от
симметричных
КЗ
Цепь обмотки-
ротора
£ f Ш
С" Я" М2
£ ф физ
Ф £ С™
KAZ2
ТТ
0m TV1
ТА1
КАТ1
КАТВ KAZ1
Дифференциальная
защита
турбогенератора
ТТ
Защита от замыканий на землю одной фазы и двойных замыканий на землю в статоре турбогенератора
Питание обмотки под- магничивания
Поперечная дифференци- альная защита турбо- генератора
ТТ
К измерительным прибо- рам
Защита от симметричных перегрузок
Токовая защита обратной последова- тельности. I ступень
Ш ступень
JZ ступень
ТТ ступень
Защита от симметричных КЗ
Рис. 39-7. Схема релейной защиты турбогенератора 120 МВт, 10.5 кВ типа ТВФ-120-2.
а—поясняющая схема; б — цепи переменного тока и напряжения; е —цепи оперативного постоян-
ного тока: г — выходные цепи защиты; д — цепи сигнализации.
39-16. ПРИМЕР ВЫПОЛНЕНИЯ
ЗАЩИТЫ ТУРБОГЕНЕРАТОРА,
РАБОТАЮЩЕГО ЧЕРЕЗ
ОДИН ВЫКЛЮЧАТЕЛЬ
НА СБОРНЫЕ ШИНЫ 6—10 кВ
Схема защиты
турбогенератора 120 МВт, 10,5 кВ
типа ТВФ-120-2 (рнс, 39-7)
Основные защиты. 1. От многофазных
КЗ в обмотке статора генератора и на его
выводах — продольная дифференциальная
токовая защита с реле типа РНТ-565
(КАТ 1—КАТЗ).
2. От КЗ между витками одной фазы
обмотки статора — односистемиая попереч-
ная дифференциальная токовая защита с
реле типа РТ-40/Ф (KAZ2).
§ 39-16]
Пример выполнения защиты турбогенератора
537
К
К ATI
-1
КАТ2
KATS
KAZ2
КН1
KHZ
КА2 KTS ______
КПЗ
$КТ1
KAZ1
КТ1
КАТЦ
КНЦ
KAZS,K1
tyKTZ
&КТ2,
клгцдг
КН5
KTS
j£.K7J
KAZS,K2
КН6
КН7
КТ2
KTS
$*ТЦ
^КТ5
$КТ5
$КТ6
1<А2
KAZS
KAZ4
SX1
КН8
^кте
КН9
м"
КГЦ
пШ
KTS
Дифференциальная защита турбогенератора.
Поперечная дифференциальная защита турбогенератора
Защита от замыканий^ на землю одной, фазы статора Цепи защиты
Цепи:- питания
Защита от двойных замыка- ний, на землю .
Токовая защита обратной, последовательности I ступень
JL ступень
Ж ступень
Цепипитания
Защита от симметричньрсКЗ
и г
з
К„Б"
б)
Рис. 39-7. Продолжение.
3. От замыканий на землю в обмотке
статора — токовая защита нулевой после-
довательности с независимой выдержкой
времени с реле типа РТЗ-50 (KAZ1) и ре-
ле времени (КТГ).
4. От двойных замыканий на землю в
обмотке статора и в сети генераторного на-
пряжения— токовая защита нулевой после-
довательности с реле типа РНТ-565
(JKAT4).
Резервные и другие защиты. 5. От
внешних несимметричных КЗ и несиммет-
ричных перегрузок — четырехступенчатая
токовая защита нулевой последовательно-
сти с независимой выдержкой времени с
двумя реле типа РТФ-7/1 (KAZ3 и KAZ4)
и реле времени {К.Т2-~-КТ5).
6. От внешних симметричных КЗ —
максимальная токовая защита с пуском
напряжения с независимой выдержкой вре-
мени с реле тока типа PT-40 (КА2), реле
напряжения типа PH-54/160 (KV1) и реле
времени (К.Т6).
7. От симметричных перегрузок — мак-
симальная токовая защита с независимой
выдержкой времени с реле тока типа РТ-40
(КД/) и реле времени (КТ9).
8. От перегрузок ротора током воз-
буждения — максимальная защита напря-
жения с независимой выдержкой времени
с реле напряжения типа PH-53/400 (KV2)
и реле времени (КТ7 и КТ8).
9. От замыкания на землю в одной точ-
ке цепи ротора реле типа КЗР-3 (АКЕ1).
538
Релейная защита
[Разд. 39
Залцита. ротора, от перегрузок
На отключение Выключателя Q1
Выходные промежуточные реле защиты'ротора и £ГП
технологических защит
основных защит
резервных защит, действующих с первой выдерж- кой времени
со второй выдерж- кой времени
Защита от симметричных перегрузок
Токовая защита обратной последовательности (сигнальный орган)
Указания по выполнению защит. Все
устройства релейной защиты, перечислен-
ные в примере, выполнены в соответствии
с указаниями, приведенными для отдельных
защит в § 39-15.
Воздействие защит. Для реализации
действия рассмотренных устройств релей-
ной защиты в схеме предусматриваются
следующие промежуточные реле и их
группы:
группа промежуточных реле (K.L5 и
KL6), фиксирующих действие основных за-
щит по п. 39-15-1—39-15-4 и производящих
отключение выключателя турбогенератора,
гашение поля и остановку турбины;
промежуточное реле (KL7), фиксирую-
щее действие резервных защит по п. 39-15-5
и 39-15-6 с первой выдержкой времени и
производящее отключение секционного вы-
ключателя;
группа промежуточных реле (KL8 и
JKL9), фиксирующих действие резервных
защит со второй выдержкой времени и
производящих отключение выключателя
турбогенератора и гашение поля;
группа промежуточных реле (KL1—
KL3), фиксирующих отключение АГП и пе-
регрузку ротора и производящих разгрузку
ротора при действии первой ступени защи-
ты по п. 39-15-8 или разгрузку турбогене-
ратора по активной мощности при действии
второй ступени защиты по п. 39-15-8 при
§ 39-17]
Релейная защита трансформаторов связи
539
В)
Продолжение.
возможности реализации асинхронного ре-
жима;
промежуточное реле (KL4), фиксирую-
щее действие технологических защит.
А. ОСНОВНЫЕ ЗАЩИТЫ
39-17-1. Защита от всех видов КЗ
в обмотках и на выводах, включая
витковые замыкания в обмотках
39-17. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА
ТРАНСФОРМАТОРОВ СВЯЗИ
НАПРЯЖЕНИЕМ 240/115/38 кВ,
РАБОТАЮЩИХ НА СБОРНЫЕ ШИНЫ
6—10 кВ
Устройства релейной защиты трансфор-
маторов связи незначительно отличаются
от рассмотренных ранее устройств релей-
ной защиты для повышающих трансформа-
торов, работающих в блоках. Поэтому ни-
же даются лишь перечисление защит и ука-
зания по выполнению устройств, имеющих
то или иное отличие.
Тип защиты. Продольная дифференци-
альная токовая защита с циркулирующими
токами.
Указания по выполнению защиты. 1. За-
щита может выполняться с реле РНТ-560,
ДЗТ-11 и ДЗТ-21 в зависимости от мощ-
ности трансформатора, схемы присоедине-
ния к шииам ВН и необходимости обеспе-
чения требований чувствительности, опреде-
ляемых ПТЭ.
2. Для электростанций, где трансфор-
матор связи присоединяется к шииам ВН
по схеме с одним выключателем иа присое-
динение, может оказаться возможным при-
менение для защиты реле типа РНТ-560.
540
Релейная защита
[Разд. 39
Для электростанций, где трансформа-
тор связи присоединяется к шинам ВН по
схемам с двумя, полугорами и 4/з выклю-
чателями на присоединение и ошиновка ВН
включается в зону действия дифферен-
циальной защиты, для защиты использует-
ся реле с торможением типа ДЗТ-11.
Для мощных трансформаторов может
оказаться необходимым применение для
защиты реле ДЗТ-21, обеспечивающее наи-
большую ее чувствительность.
Указания по выполнению защиты. 1. Дол-
жны быть выполнены указания 1, 3—5
в п. 39-4-1.
2. На трансформаторах связи, имею-
щих ответвление к трансформатору с. н. с
выключателем на генераторном напряже-
нии, ТТ дифференциальной защиты могут
выбираться по номинальному току ответ-
вления при условии, что для защиты ис-
пользуется реле ДЗТ-11 и его обмотка
торможения может быть включена в плечо
ответвления.
Расчетные уставки защиты. 1. Расчет
защиты с реле РНТ-560 и с реле ДЗТ-11
выполняется по методике, изложенной в
[39-6].
2. При применении для защиты реле
ДЗТ-11 расчет защиты может быть выпол-
нен в соответствии с указаниями, изложен-
ными в п. 39-4-1.
39-17-2. Защита от замыканий внутри бака
маслонаполненного трансформатора,
сопровождающихся выделением газа
Тип защиты. Газовая защита с двумя
ступенями действия для основного бака.
Указания по выполнению защиты. 1. Дол-
жны быть выполнены указания, приведен-
ные в п. 39-4-3.
2. На трехобмоточных трансформато-
рах с регулировкой под нагрузкой в схеме
защиты должно быть предусмотрено дей-
ствие ' газовых реле в основном баке и
в контакторных объемах РПН, а также на-
личие реле давления.
Б. РЕЗЕРВНЫЕ ЗАЩИТЫ ОТ ТОКОВ ВНЕШНИХ
НЕСИММЕТРИЧНЫХ И СИММЕТРИЧНЫХ КЗ
39-17-3. Защита от внешних КЗ на землю
в сети с заземлёнными нейтралями
для трансформатора с заземленной
нейтралью
Тип защиты. Токовая защита нулевой
последовательности.
Указания по выполнению защиты. 1. В об-
щем случае для защиты может использо-
ваться одноступенчатая токовая защита
нулевой последовательности.
2. Когда по условиям режима работы
возникает необходимость деления шин ВН
электростанции и введения ускорения дей-
ствия рассматриваемой защиты, может ока-
заться целесообразным применение двух-
ступенчатой защиты и ее выполнение по
п. 39-4-4.
39-17-4. Защита от внешних КЗ на землю
в сети с заземленными нейтралями
для трансформатора с незаземленной
нейтралью
Тип защиты. Защита максимального
напряжения нулевой последовательности
или токовая защита обратной последова-
тельности с независимой выдержкой вре-
мени.
Указания по применению н выполне-
нию защиты приведены в п. 39-4-5.
39-17-5, Защита от внешних многофазных
несимметричных КЗ
Тип защиты. Одноступенчатая токовая
защита обратной последовательности с не-
зависимой выдержкой времени.
Указания по выполнению защиты. 1. На
двухобмоточных и трехобмоточных транс-
форматорах связи без питания со сто-
роны с. н. защита присоединяется к ТТ на
стороне НН.
2. Защита выполняется с фильтр-реле
тока обратной последовательности типа
РТФ-1М и реле времени.
39-17-6. Защита от внешних
многофазных КЗ на трехобмоточном
трансформаторе
Тип защиты. Максимальная токовая за-
шита с независимой выдержкой времени.
Указания по применению защиты. Рас-
сматриваемая защита предусматривается
для резервирования отключения КЗ на сто-
роне СН трехобмоточного трансформатора
в режиме его отключения со стороны НН.
Указания по выполнению защиты. 1. За-
щита присоединяется к ТТ на сторо-
не СН.
2. Защита выполняется двумя реле то-
ка типа РТ-40, включенными по схеме не-
полной звезды, и реле времени. Предпола-
гается, что защита в таком выполнении
обладает достаточной чувствительностью.
39-17-7. Защита от внешних
симметричных КЗ
Типы защиты. 1. Максимальная токо-
вая защита с пуском по напряжению с не-
зависимой выдержкой времени.
2. Дистанционная защита.
Указания по выполнению защиты по
п. 1. 1. На двухобмоточиых и трехобмс!-
точных трансформаторах связи без пита-
ния со стороны СН защита присоединяет-
ся к ТТ на стороне НН.
2. Защита выполняется одним реле то-
ка типа РТ-40, включенным на ток фазы
последовательно с фильтр-реле РТФ-1М,
§ 39-17]
Пример выполнения защиты повышающего трансформатора
541
и двумя реле напряжения типа РН-54/160,
включенными на междуфазные напряже-
ния. Одно реле напряжения питается от
TH, установленного на шинах ВН, дру-
гое — от TH шин НН.
3. Предусматривается шунтирование
контактов реле напряжения для обеспече-
ния действия рассматриваемой защиты при
повреждении в трансформаторе связи пос-
ле отключения выключателей ВН или НН.
Шунтирование обеспечивается контактами
реле положения «включено» соответствую-
щих выключателей.
Указания по выполнению защиты по
и. 2 приведены в ц. 39;2-4.
39-17-8. Защита
от симметричных перегрузок
Тип защиты. Максимальная токовая
защита с независимой выдержкой времени.
Указания по выполнению защиты.
1. Защита осуществляется одним реле тока
типа РТ-40, включенным на ток фазы.
2. Защита присоединяется к ТТ, уста-
новленным: на двухобмоточных трансфор-
маторах— со стороны обмотки НН, на
трехобмоточных трансформаторах — со сто-
роны всех трех напряжений.
39-17-9. Воздействие защит
1. Основные защиты по п. 39-17-1 и
39-17-2 действуют без выдержки времени
на отключение всех выключателей транс-
форматора связи и пуск УРОВ, а также
на устройство пожаротушения, если оно
предусматривается.
2. Резервные защиты по п. 39-17-3,
39-17-5, 39-17-7 действуют:
на двухобмоточиых трансформаторах
связи без ответвлений на собственные нуж-
ды— с одной выдержкой времени иа от-
ключение трансформатора от источников
питания;
на двухобмоточных трансформаторах
связи с ответвлением на собственные нуж-
ды и на трехобмоточных трансформаторах
без питания со стороны обмотки СН — с
двумя выдержками времени: с первой —
на отключение выключателя со стороны об-
мотки ВН, со второй — на отключение всех
выключателей трансформатора.
3. Резервная защита по п. 39-17-6 дей-
ствует с двумя выдержками времени: с
первой — на отключение выключателя сто-
роны СН, со второй — на отключение всех
выключателей трансформатора.
4. Защита по п. 39-17-8 действует на
сигнал с выдержкой времени.
39-17-10. Дополнительные указания
по выполнению защит
трансформатора связи
1. Для повышения надежности преду-
сматривается дублирование выходных про-
межуточных реле основных защит и ре-
зервных защит, действующих со второй
выдержкой времени.
2. Должны быть учтены соответствую-
щие дополнительные указания по выполне-
нию защит трансформаторов блока по
и. 39-5-5.
39-18. ПРИМЕР ВЫПОЛНЕНИЯ
ЗАЩИТЫ ПОВЫШАЮЩЕГО
ТРАНСФОРМАТОРА СВЯЗИ,
РАБОТАЮЩЕГО ЧЕРЕЗ
ОДИН ВЫКЛЮЧАТЕЛЬ
НА ДВОЙНУЮ СИСТЕМУ ШИН
110—220 кВ С ОБХОДНОЙ И ЧЕРЕЗ
ОДИН ВЫКЛЮЧАТЕЛЬ НА СЕКЦИЮ
ШИН ГЕНЕРАТОРНОГО НАПРЯЖЕНИЯ
Схема защиты тран с.ф орматора
связи мощностью 40—80 мВ-А,
напряжением ПО (220)/6((10) кВ
(р и с. 39-8)
Основные защиты. 1. От всех видов
КЗ в обмотках трансформатора н на выво-
дах, включая витковые замыкания в об-
мотках, — продольная дифференциальная
токовая защита с реле РНТ-560 (/(АТ/—
1(АТЗ).
2. От замыканий внутри бака транс-
форматора, сопровождающихся выделени-
ем газа, — газовая защита с KSG.
Резервные и другие защиты. 3. От
внешних несимметричных КЗ — одноступен-
чатая токовая защита обратной последова-
тельности с реле типа РТФ-7/1 (KAZ1, 1(2)
и реле времени (1(Т1).
4. От внешних однофазных 1(3 на зем-
лю в сети с заземленными нейтралями при
работе трансформатора с заземленной ней-
тралью— одноступенчатая токовая защита
нулевой последовательности с независимой
выдержкой времени с реле типа РТ-40 н
реле времени (КТЗ).
5. От внешних однофазных КЗ на зем-
лю в сети с заземленными нейтралями при
работе трансформатора с изолированной
нейтралью — одноступенчатая максималь-
ная защита напряжения нулевой последо-
вательности с независимой выдержкой вре-
мени с реле типа РНН-57 (KVZ1) и реле
времени (КТ4) или токовая защита обрат-
ной последовательности, реализуемая с по-
мощью сигнального органа реле РТФ-7/1
(KAZ1, KJ) защиты по п. 3 и реле времени
(КТ4).
6. От внешних симметричных КЗ —
максимальная токовая защита с пуском
напряжения с независимой выдержкой вре-
мени с реле тока типа РТ-40 (КАЗ), дву-
мя реле напряжения типа PH-54/160 (KV1
и KV2) и реле времени (КТ2).
7. От симметричных перегрузок — мак-
симальная токовая защита с независимой
выдержкой времени с реле тока типа РТ-
40 (КА2) и реле времени (1(Т5).
542
Релейная защита
[Разд. 39
С Е Г™
С С СМ2
С с с™
f if f ™
\ Q.S3
С С с™
С Е Г.™
f~TA7
f~TA8
С С
С L
L ?J L™
С L
□«*
X,
I e(w)fi8
a.)
Om-ТУ на
шинах НН
Токовая защита
обратной-
последовательности
Максимальная токо-
вая защита с пуском
напряжения
ТТ
Защита от
перегрузки
Рис. 39-8. Схема релейной защиты трансформатора связи мощностью 40—80 МВ-А.
а — поясняющая схема; б — цепи переменного тока и напряжения; в — цепи оперативного постоян-
ного тока; г —выходные цепи защиты; д — цепи сигнализации.
Примечания: П.1. Назначение перемычек в схеме защиты от КЗ иа землю на ВН;
Устанавливаются
Вариант защиты перемычки иа зажимах
Токовая защита обратной последователь-
ности ............................... 3, 4
Защита напряжения нулевой последова-
тельности . ....................... 1,2
§ 39-18]
Пример выполнения’защиты повышающего трансформатора
543
КАТ1
КАТ?
™ SX1
KATS
t KSG1
3X2
R1
KAZ1
о
КТ1‘
J^KTI
KAZ1
KHS
К AS
KV1
(crdlS) "НсмЛЗ)
Гкосп Г fiS4~i
KV2
\К0С2~\(см.П.З)
КТ2
^КТ2_
KAI
кт
KTS
КН5
^кп
+ш
KTS
(см.П.1) (смЛ.1)
КА2
-ш
КТ5
От защиты шин ВН
От защиты шин НН
От УРОВ ВН
От защиты на. .
обходном выклю-
чателе
KL1
KL2
В2
Рис. 39-8. Продолжение.
в) Дифференциальная защита, трансформатора.
Газовая защита.
Защита от внешних несимметричных КЗ
Защита от Внешних симметричных КЗ
Защита от Внешних КЗ ни землю Нейтраль трансформатора заземлена
Нейтраль трансформатора не заземлена.
Защита от симметричных перегрузок
Выходные промежуточные реле
П.2. Присоединение токовых реле УРОВ на схеме не показано.
П.З. K.QCJ, KQC2 — контакты реле положения «включено» выключателей Q1 и Q2; QS-^—вспо-
могательный контакт обходного разъединителя; QS3 — вспомогательный контакт разъединителя.
П.4. Цепи на отключение выключателей ВН от выходных промежуточных реле KL1 и K.L2 по-
казаны на схеме для случая установки масляного выключателя. При установке воздушных выклю-
чателей последовательные обмотки в реле KL1 и K.L2 не используются.
П.5. Указанная цепь выполняется при применении схемы УРОВ с автоматической проверкой
исправности выключателя.
544
Релейная защита
[Разд. 39
Указания по выполнению защит. 1. Схе-
ма дифференциальной защиты трансформа-
тора предполагает установку на ВН мас-
ляных выключателей н выполнение защиты
с реле РНТ-560.
2. Газовая защита предусматривается
с двумя ступенями действия — на отключе-
ние трансформатора и на сигнал.
3. Для защиты от внешних несиммет-
ричных КЗ предполагается использование
фильтр-реле тока типа РТФ-7/1, имеющего
два выходных реле К1 и К2, что позволя-
ет применить сигнальное реле К1 для за-
щиты трансформатора от внешних одно-
фазных КЗ в сети ВН при его работе с изо-
лированной нейтралью.
4. Варианты защит трансформатора по
п. 4 и 5 реализуются установкой перемычек
в соответствии с примечанием 1 к рис. 39-8.
5. Для шунтирования контактов пуско-
вого органа напряжения в защите по п. 6
используются контакты реле положения
«включено» соответствующих выключате-
лей и вспомогательные контакты разъеди-
нителей (см. П. 3 в подписи к рис. 39-8).
Воздействие защит. Все защиты дей-
ствуют на выходные промежуточные реле
KL1 и KL2, осуществляющие отключение
соответствующих выключателей.
39-19. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА
ПОНИЖАЮЩИХ
АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ
НАПРЯЖЕНИЕМ 220/110/10-6 кВ,
МОЩНОСТЬЮ ДО 250 МВ-А
А. ОСНОВНЫЕ ЗАЩИТЫ
39-19-1. Защита от всех видов КЗ
в обмотках и на выводах, включая
витковые замыкания в обмотках
Тип защиты. Продольная дифференци-
альная токовая защита с циркулирующи-
ми токами.
Указания по применению защиты. 1. За-
щита может выполняться с реле РНТ-560,
реле ДЗТ-11 с одной зоной чувствительнос-
ти и с двумя зонами чувствительности и
реле ДЗТ-21 в зависимости от мощности
на сторонах ВН, СН и НН, наличия или
отсутствия линейного добавочного транс-
форматора на НН, режима работы авто-
трансформатора на подстанции и необходи-
мости обеспечения требований чувстви-
тельности, определяемых ПТЭ.
§ 39-19]
Релейная защита понижающих автотрансформаторов
545
2. В зависимости от тех или иных усло-
вий зона действия рассматриваемой защи-
ты может сокращаться и возникает необ-
ходимость выполнения отдельной диффе-
ренциальной защиты ошиновки стороны ВН
и отдельной дифференциальной защиты
ошиновки НН, если для защиты применяет-
ся реле ДЗТ-11 с одной тормозной обмот-
кой.
3. На мощных автотрансформаторах
250 МВт и больше целесообразно приме-
нять продольную дифференциальную защи-
ту с реле ДЗТ-21, позволяющую выполнить
защиту автотрансформатора, защиту оши-
новок ВН и НН и защиту линейного доба-
вочного трансформатора одним комплек-
том реле.
Указания по выполнению защиты с ре-
ле типа ДЗТ-21. 1. При выполнении защи-
ты автотрансформатора с реле типа ДЗТ-
21 обычно используется торможение на
всех трех сторонах, для чего применяется
приставка дополнительного торможения ти-
па ПТ-1 н автотрансформатор типа АТ-32
для стороны, где установлена приставка.
2. Принципиальная схема присоедине-
ния реле типа ДЗТ-21 показана на рис.
39-1, а некоторые указания приведены в
п. 39-4-1.
Расчетные уставки защиты. 1. Расчет
защит с реле типов РНТ-560 и ДЗТ-11
приводится по методике, изложенной в
]39-6].
2. Расчет защиты с реле ДЗТ-21 может
быть выполнен по методике, изложенной в
п. 39-4-1.
39-19-2. Защита от замыканий
внутри бака автотрансформатора
и в контакторных объемах РПН,
сопровождающихся выделением газа
Тип защиты. Газовая защита, выполня-
емая одним газовым реле, контролирующим
выделение газа из бака в расширитель
тремя газовыми реле и реле давления в
контакторных объемах РПН.
Указания по выполнению защиты. 1. Га-
зовая защита основного бака выполняется
с двумя ступенями действия.
2. Газовая защита контакторных объ-
емов РПН выполняется с одной ступенью
действия.
3. Должны быть выполнены указания
в п. 39-4-3.
Б. РЕЗЕРВНЫЕ ЗАЩИТЫ ОТ ТОКОВ ВНЕШНИХ
НЕСИММЕТРИЧНЫХ И СИММЕТРИЧНЫХ КЗ
39-19-3. Защита от внешних КЗ на землю
в сетих с заземленными нейтралями
Тип защиты. Токовая защита нулевой
последовательности с независимой выдерж-
кой времени.
Указания по применению защиты. 1. За-
щита предназначена для резервирова-
ния отключения внешних КЗ на землю н
36—792
для резервирования основных защит авто-
трансформатора.
2. Защиты устанавливаются на сторо-
нах ВН и СН.
3. Обе защиты могут быть направлен-
ными с числом ступеней до трех, что опре-
деляется условиями нх согласования с ана-
логичными защитами линий в сетях ВН и
СН.
4. Направленными следует выполнять
те ступени, селективность которых не мо-
жет быть обеспечена без органа направле-
ния мощности.
Указания по выполнению защиты. 1. За-
щиты присоединяются к ТТ, встроенным в
вводы ВН и СН.
2. Защиты выполняются с использова-
нием панели КЗ 15 с тремя выдержками
времени и действуют последовательно на
отключение секционного или шиносоедини-
тельного выключателя своей стороны, на
отключение выключателя своей стороны и
на выходные промежуточные реле защиты
автотрансформатора.
Расчетные уставки защиты. 1. Первич-
ный ток срабатывании ступеней выбира-
ется из условий согласования по чувстви-
тельности с соответствующими защитами
линий на сторонах ВН и НН, а также по
условиям отстройки от утроенного тока ну-
левой последовательности в цепях реле в
возможных неполнофазных режимах ука-
занных линий.
2. Выдержки времени определяются из
условий согласования с соответствующими
защитами линий по методике, изложенной в
п. 39-4-4.
39-19-4. Защита от внешних
несимметричных КЗ
Тип защиты. Токовая защита обратной
последовательности с независимой выдерж-
кой времени.
Указания по применению защиты. 1. За-
щита предназначена для резервирования
отключения внешних несимметричных КЗ и
для резервирования основных зашит авто-
трансформатора.
2. Обычно защита устанавливается иа
стороне ВН и выполняется направленной в
сторону сети ВН и в обход реле направ-
ления мощности для резервирования защит
на стороне СН и резервирования основных
защит автотрансформатора. Такое выполне-
ние защиты предполагает наличие меньших
выдержек времени у зашит линий в сети
ВН по сравнению с выдержками времени
защит в сети СН.
Если нет необходимости в таком со-
гласовании защит по времени, рассматри-
ваемая зашита может выполняться нена-
правленной.
Указания по выполнению защиты. 1. За-
щита присоединяется к ТТ, встроенным во
вводы ВН, и к TH на стороне НН.
2. Направленная защита выполняется
с фильтр-реле мощности типа РМОП-2, а
546
Релейная защита
[Разд. 39
для ненаправленной защиты используется
фильтр-реле тока типа РТФ-1М.
3. Защита может выполняться с тре-
мя выдержками времени и действует ана-
логично токовой защите нулевой последо-
вательности, установленной на автотранс-
форматоре (см. п. 39-19-3).
Расчетные уставки защиты. 1. При вы-
боре тока срабатывания защиты /с,вг обыч-
но достаточно произвести ее согласование
по чувствительности с токовыми защитами
нулевой последовательности в сети с зазем-
ленными нейтралями для расчетных видов
КЗ — замыкания одной фазы на землю или
двух фаз на землю — с учетом токораспре-
деления в схемах замещения нулевой н об-
ратной последовательностей.
2. Выдержки Времени выбираются по
условиям согласования с наиболее чувст-
вительными ступенями защит соседних эле-
ментов на сторонах ВН и НН.
39-19-5. Защита от внешних
симметричных КЗ
Тип защиты. Максимальная токовая
защита с пуском по напряжению с незави-
симой выдержкой времени.
Указания по применению защиты. За-
щита является дополнительной к токовой
защите обратной Последовательности и ус-
танавливается там же.
Указания по выполнению защиты. За-
щита выполняется с реле тока типа РТ-40
н реле минимального напряжения типа РН-
54/160.
Расчетные уставки защиты. 1. Первич-
ный ток срабатывания реле тока выбира-
ется из условия отстройки от номинального
тока автотрансформатора на стороне, где
установлена защита, и нз условия согласо-
вания по чувствительности с наиболее чув-
ствительными ступенями защит от много-
фазных КЗ соседних элементов на сторо-
нах ВН и НН.
2. Первичное напряжение срабатывания
минимального реле напряжения выбирает-
ся из условий обеспечения возврата реле
после отключения внешнего КЗ.
3. Выдержка времени осуществляется
реле времени токовой защитой обратной
последовательности.
39-19-6. Защита от внешних
многофазных КЗ на стороне НН
автотрансформатора
Тип защиты. Максимальная токовая
защита с комбинированным пуском напря-
жения.
Указания по применению защиты. За-
щита предназначается для резервирования
основных защит на стороне НН, для защи-
ты шин НН и для резервирования отклю-
чения КЗ на присоединениях к шинам НН.
Указания по выполнению защиты. 1. За-
щита присоединяется к ТТ, встроенным во
вводы НН, и к TH, установленному на сто-
роне НН.
2. Защита выполняется с реле тока ти-
па РТ-40, фильтр-реле напряжения обратной
последовательности типа РНФ-1М и мини-
мальным реле напряжения типа РН-54/160.
3. Защита выполняется с двумя выдер-
жками времени и действует последователь-
но на отключение выключателя НН и на
выходные промежуточные реле защиты ав-
тотрансформатора.
Расчетные уставки защиты. 1. Первич-
ный ток срабатывания реле тока и первич-
ное напряжение срабатывания минималь-
ного реле напряжения РН-54 выбираются
так же, как и для защиты по п. 39-19-5.
2. Первичное напряжение срабатывания
фильтр-реле напряжения обратной после-
довательности принимается, исходя ив ми-
нимальной уставки реле РНФ-1М, равной
6 В.
3. Выдержки времени определяются из
условий отстройки от соответствующих за-
щит на присоединениях к шинам НН.
39-19-7. Защита для обеспечения
согласования защит линий, подходящих
к подстанции, с защитой
автотрансформатора
Тип защиты. Дистанционная защита с
одной или двумя ступенями действия.
Указания по применению защиты. 1. За-
щита может устанавливаться на стороне
ВН, или на стороне СН, нли же на обеих
сторонах.
2. Установка защит будет целесообраз-
ной, если вторые ступени дистанционных
защит линий с противоположной стороны
от шин данной подстанции окажутся недос-
таточно чувствительными при их отстройке
КЗ за автотрансформатором.
3. Установка защит будет целесообраз-
ной, если онн улучшат дальнее резервиро-
вание защит в сетях ВН и СН.
4. Рассматриваемые защиты обеспечи-
вают дополнительное резервирование ос-
новных защит автотрансформатора.
Указания по выполнению защит. 1. За-
щита выполняется отдельной- панелью типа
ПЗ-5, содержащей:
ко мплект реле сопротивления КРС-2
для первой ступени и КРС-3 для второй
ступени;
ус тройство блокировки от качаний;
устройство блокировки от неисправнос-
тей цепей напряжения.
2. Защиты присоединяются к ТТ соот-
ветствующих сторон ВН н СН так, чтобы
автотрансформатор входил в зону нх дей-
ствия.
3. Защиты присоединяются к TH, уста-
новленным на стороне НН автотрансформа-
тора, если по условиям расчета защиты не
потребуется выбор другого источника пита-
ния цепей напряжения.
Расчетные уставки защиты
Выбор параметров дистанционной за-
щиты производится в соответствии с реко-
мендациями, изложенными в [39-8], в еле-
§ 39-19]
Релейная защита понижающих автотрансформаторов
547
дующей последовательности:
1. Определяется первичное сопротивле-
ние срабатывания первых ступеней защиты
по условию согласования с первыми сту-
пенями дистанционных защит смежных ли-
ний.
2. Определяется первичное сопротив-
ление срабатывания, вторых ступеней за-
щиты по условию отстройки от минималь-
ного сопротивления нагрузки.
3. Проверяется чувствительность вто-
рых ступеней защиты.
4. Выбираются выдержки времени пер-
вой и второй ступеней.
39-19-8. Защита
от неполиофазных режимов
Тип защиты. Токовая защита нулевой
последовательности с пуском от реле не-
переключения фаз.
Указания по выполнению защиты. 1. Для
защиты используется реле тока третьей
ступени токовой защиты нулевой последо-
вательности (см. п. 39-19-3).
2. Защита устанавливается на сторо-
нах ВН и СН при применении на этщх
сторонах выключателей с пофазным при-
водом.
Расчетные уставки защиты. Выдержка
времени защиты выбирается по условию
отстройки от выдержки времени реле кон-
троля непереключения фаз, которое в свою
очередь отстраивается от времени разновре-
менности включения фаз выключателя.
39-19-9. Защита
от симметричных перегрузок
Тип защиты. Максимальная токовая
защита в однофазном выполнении с неза-
висимой выдержкой времени.
Указания по выполнению защиты.
1. Защита устанавливается со стороны
ВН, СН и со стороны выводов обмоток ав-
тотрансформатора к нейтрали.
2. Защита выполняется с реле тока ти-
па РТ-40 и реле времени.
3. Защита действует на сигнал.
Расчетные уставки защиты. Первич-
ный ток срабатывания защиты выбирается
из условия отстройки от номинального то-
ка обмотки, где устанавливается защита,
при минимальном коэффициенте отстройки,
равном 1,05.
39-19-10. Защита
от однофазных замыканий на землю
иа стороне НН автотрансформатора
(контроль изоляции)
Тип защиты. Максимальная защита
напряжения нулевой последовательности с
независимой выдержкой времени.
Указания по выполнению защиты и рас-
четные уставки защиты приведены в
п. 39-4-6.
35*
39-19-11. Устройство для тушения пожара
в автотрансформаторе
Устройство должно действовать авто-
матически на отсечный клапан между ба-
ком и расширителем при срабатывании ос-
новных защит автотрансформатора с фик-
сацией возгорания соответствующими при-
борами.
39-19-12. Оперативное
и автоматическое ускорения
резервных защит
В схемах защиты автотрансформато-
ра, работающего на сборные шины, преду-
сматривается оперативное ускорение ре-
зервных защит от внешних КЗ, которое
вводится прн выведении из работы соот-
ветствующих защит шин.
2. На стороне ВН могут быть ускорены:
направленная токовая защита обрат-
ной последовательности;
пе рвая илн вторая ступень токовой за-
щиты нулевой последовательности;
соответствующая ступень дистанцион-
ной защиты.
2. На стороне СН могут ускоряться
аналогичные защиты, установленные на сто-
роне СН.
3. Ускорение может быть выполнено
с выдержкой времени илн без нее.
4. На сторонах ВН и СН защищаемого
автотрансформатора предусматривается
автоматическое ускорение резервных защит
при включении выключателей от руки или
от устройства АПВ. Ускорение осуществля-
ется с выдержкой времени.
5. На стороне НН с выдержкой вре-
мени ускоряется максимальная токовая за-
щита с комбинированным пуском, установ-
ленная на ответвлениях в секции шнн НН.
39-19-13. Общие вопросы
выполнения защит
понижающего автотрансформатора
1. В цепях выходных промежуточных
реле, пускающих УРОВ, может предусмат-
риваться самоудерживание.
2 Фиксация кратковременного замы-
кания газового реле обеспечивается в це-
пях управления выключателем.
3. При питании от шин НН подстан-
ции синхронных двигателей они при дей-
ствии резервных защит на стороне НН от-
ключаются в первую очередь, чем обеспе-
чивается уменьшение подпитки места КЗ.
4. Испытательные блоки устанавлива-
ются в цепях питания дифференциальных
защит и в цепях напряжения направленных
токовых защит.
5. В цепях отключения предусматрива-
ется дублирование действия выходных про-
межуточных реле на отключение выключа-
телей.
6. Воздействие защит ие приводится,
так как реализация выходных отключаю-
щих цепей сильно зависит от схемы при-
соединения автотрансформатора.
548
Релейная защита
[Разд. 39
к шикан
1220кВ
К обходной-
системе шин К шинам
110кВ
220кВ
КобхоЗнои
Системе шил
1110кВ
HS1
QS2
Е Е Е™
Е Е Е™
Е Е Е™
Е Е Е™
Е Е Е™
ЕЕ Е™
ЕЕ Е™
Е Е Е™
Е Е Е™
77 YaBtA-11
ТАЮ ТА11
ТАЮ ТАЮ
Е Е Е™*
Е Е Е^
TV1
Е Е С™
Е Е V™
Е Е Егл#
Е Е Е7*»
а.ч
Y Б-10кВ
“ 11 секция
а.)
Y 6-ЮкВ
а ‘ Лсекция
Рис. 39~9. Схема релейной
защиты понижающего автотрансформатора 220/Ц0/10—6 кВ при наличии
на стороне ВН сборных шнн.
а — поясняющая схема; б —цепи переменного тока; в — цепи переменного'‘напряжения; е — цепи
оперативного постоянного тока; д — выходные цепи защиты; е — цепи сигнализации; QS1, QS2—
вспомогательные контакты обходных разъединителей автотрансформатора иа сторонах 220 и ПО кВ;
K.QC1—KQC6—контакты реле положения «включено, выключателей Q1—обходных выключа-
телей 220 кВ и 110 кВ; KQT3, K.QT4 — контакты реле положения «отключецо.: выключателей Q3 и
Q4> KQT1, KQT2, KQT5, KQT6 — контакты реле положения «отключено» выключателей QI, Q2 и об-
ходных выключателей 220 н 110 кВ; KL28—KL31 — контакты реле контроля непереключения фаз в
схемах управления выключателями QI, Q2 н обходными выключателями 220 н ПО кВ; KL32, KL33 —
обмотки и контакты реле пуска АПВ выключателей Q3, Q4.
§ 39-20]
Пример выполнения защит автотрансформатора
549
От ТТв цепи,
обходного
Выключателя
От 71. в цепи.
Выходного
выключателя
77
TL1-7L3
TL4-US
РелетокаУРОВ
110-220кВ
Испытательные
блоки.
Автотранс-
форматоры
Рис. 39-9. Продолжение.
Дифференциальная
защита, автотранс-
форматора и. реак-
тора. ил стороне НВ
Автотрансформатор
Испытательные
блоки.'
б)
77
39-20. ПРИМЕР ВЫПОЛНЕНИЯ
ЗАЩИТЫ ПОНИЖАЮЩЕГО
АВТОТРАНСФОРМАТОРА,
РАБОТАЮЩЕГО ЧЕРЕЗ
ОДИН ВЫКЛЮЧАТЕЛЬ
НА ДВОЙНУЮ СИСТЕМУ ШИН 220 кВ
С ОБХОДНОЙ, ЧЕРЕЗ
ОДИН ВЫКЛЮЧАТЕЛЬ
НА ДВОЙНУЮ СИСТЕМУ ШИН ПО кВ
С ОБХОДНОЙ И НА ДВЕ СЕКЦИИ
ШИН 6—10 кВ ЧЕРЕЗ
СДВОЕННЕЙ РЕАКТОР
‘Н ?
Схема зашиты понижающего
автотрансформатора мощное»
тью 200 МВ-А, напряжением
22 0/1 10/1 0 — 6 кВ (рис. 39-9)
Основные защиты. 1. От всех видов КЗ
в обмотках автотрансформатора и на вы-
водах, включая витковые замыкания в об-
мотках, в сдвоенном реакторе и иа выводах
присоединений к секциям шин 6—10 кВ—
общая продольная дифференциальная токо-
вая защита с реле типа ДЗТ-21 (AKW7).
2. От замыканий внутри бака автотран-
сформатора и в контакторных объемах
РПН, сопровождающихся выделением га-
за,— газовая защита с одним газовым ре-
ле для бака и тремя газовыми реле для
контакторных объемов РПН и реле давле-
ния.
550
Релейная защита
[Разд, 39
А В_ С
]КА7 * ТАШ АКЗ
□ □
Максимальная
токовая защита
с пуском напря-
жения на стороне
6~ЮкВ
А ,В С
ТТ
Защита от
перегрузки.
АВС
А18
\мю V КТ11 ’ 1
ТТ
'----—v ' ' — V- " J
К измерительным К измерительным
приборам приборам
Максимальная
токовая
защита
с пуском по
напряжению
на ответвле-
ниях к секциям
С-10кВ
ТАЗ
KWZ1
КА2
КА1
KW1
— АК1
КАЗ
КА5
ТТ
SG7
. Испытательный,
блок
Максимален токо-
вая защита спус-
ком по напряжению
на стороне 220кВ
Защита от
перегрузки
Токовая направлен-
ная защита обрат-
ной. последователь-
ности на стороне
220кВ
Токовая
направленная
защита нулевой,
последователь —
ности на сторо-
не ггокв
От ТН(ТУ1)на стороне НН
АВС 30П
KVZ1
KVZ1
Пусковой, орган
’напряжения
максимальной,
токовой, защиты
на стороне 10кВ’
От ТВ'системы
шин ВН через
вспомогательные
контакты Ц1
ABC 3UB
»
Пусковой, орган
напряжения’
максимальной,
токовой защи-
ты на стороне
220кВ
В С зи0
»>
»>
»
»
»
KWZ1
-018
О 20
-О 22
АК1
^-о№
=J=C
IW7
R
018
АВС 30о L—□
От TH системы шин ВН через Вспомога-
тельные контакты 0.81
От TH системы шин СН
через вспомогательные
А В 30о контакты Q2
»
А
В зип
Токовая
направленная
защита обрат-
ной последова-
тельности на
стороне
220кВ
Токовая
направленная
защита нулевой
последователь-
ности на сто-
роне ггокВ
KL20 W
AKZ1
о
о
аПЗ-5
о
Контроль изо-
ляции. на
стороне
6-10 кВ
Дистанционная
защита от
мноеофазных КЗ
б)
-»
АК2
\R '
18
Орган
напряжения
для автомати-
ческого
ускорения
От TH системы шин СН через
Вспомогательные
0,82
А В С KVZZ
KV22 ™
контакты
-918
4=С
KW1
АВ С KVZ3
KV8
KVZ3 п
От TH Тсекции. От TH Л секции
шин 6~10кВ в) шин 6~10кВ
Рнс. 39-9. Продолжение.
Токовая
направленная
заруита нулевой
последователь-
ности на сто-
роне 110кВ
Пусковые органы
напряжения
максимальной
токовой защи-
ты на ответ-
влениях
§ 39-20]
Пример выполнения защиты автотрансформатора
551
+0
Vfr_—________
KSG1 КН1 (.
! К562^ ’
' । кда// [
I KSP1КН51-
i________j
Газовая защита АТ и РПН (реле давления)
/Дифференциальная защита автотрансформатора и реак- тора
Реле пожаротушения (KL1)
Контроль наличия оператив- ного токсь
Направлен- ная ступень Токовая направленная защита обрат- нои последова- тельности на стороне 220к В
Направлен- ная ступень
Максимальная токовая защи- та с пуском напряжения на стороне 22ЦкВ
Оперативное ускорение
. Повторитель положения вы- ключателя 01 и обходного 220кВ
Повторитель реле KW1 (KL12)' Токовая направленная защита нулевой, последовательности на стороне 220кВ (АК1)
I ступень
TL ступень
Ш ступень
Выходные Депи
Выходные реле отключения шов и св ггокв
Оперативное ускорение защиты 220кВ
Рис. 39-9. Продолжение.
552
Релейная защита
[Разд. 39
AM
2
Кв SX9 КН15 -1 КН1В п
^ктч fyKT5 L
л Схема. а в тематического ускорения „ п Схема оперативного 'ОтПЗ-5 "*77 [ОтПЗ-5 ~tr78 51
। ускорения
Цепи отключения Выключа-
теля GJ «- обходику 22вцВ
Автоматическое ускорение
при включении 0.1 а обходного
ггокв
Оперативное ускорение защит
220кВ
Защита от неполнофазного
режима 220ЙВ
^KL2B~j KQSZ Г
I ty KL29 { ^KQSZ
Фиксация положения выклю-
чателпОё
Повторитель. KW1(KL15) Токовая направо ленная защита нулевой, последова- телъноста на стороне 118кВ (АК2)
I ступень
Л ступень
Ш ступень
Выходные цепи.
Цепи отключения 111 С В и СВ
ЦОкВ
КЗ-15 ‘ Зг9
Оперативное ускорение защит
110кВ
AKZ1
Г~
1
I
7Чо-\-----------
«о 75оЧ----,------
g 77о|->ДУскорение
о 78о !> J М
Дистанционная защита
П3т5
I
I
I
I
ig sso-U-j az
ПЧо-^—----
Рис. 39-9. Продолжение.
Резервные и другие защиты. 3. От
внешних несимметричных КЗ и для резер-
вирования основных защит — двухступен-
чатая токовая направленная защита обрат-
ной последовательности с фнльтр-реле тока
н мощности обратной последовательности
типа РМОП-2М (KWZ1), реле времени
(КТ1) и промежуточными реле (KL9,
KL10).
4. От внешних КЗ иа землю в сети
220 кВ — трехступенчатая токовая направ-
ленная защита нулевой последовательности
(ДК1) с реле времени (КТЗ) и промежуточ-
ным реле (KL13).
Защита AKJ выполнена на базе ком-
плекта реле защиты “КЗ-15, содержащего:
три реле тока (КД/—КАЗ), ре.’.е направле-
ния мощности (KW1), два реле времени
§ 39-20]
Пример выполнения защиты автотрансформатора
553
Цепи, отключения Выключа- теля Q2 и обходного 110 к В
Автоматическое ускорение- при. включении. Q.2 и. обходного 110кВ
Оперативное ускорение защит 110кВ
Защита от неполнофазных режимов на стороне 110кВ
Реле-повторители пусковых органов напряжения
Максимальная токовая защи- та с пуском по напряжению на стороне 6~10кВ
Максимальная токовая защи- та с пуском по напряжению на ответвлениях к секциям шин 8-10кВ
Выходные промежуточные реле Отключение выключа- теля 01 320кВ
Отключение выключа- теля 0.2 110кВ
(КТ1, КТ2), два укааательйых реле (КН1,
КН2) и выходное, промежуточное реле
(KL1) типа РП-253.
5. От внешних,-,чКЗ на землю в сети
ПО кВ — трехступейчатая токовая направ-
ленная защита нулевой последовательности
(АК2) с реле времени (КТ 8) и промежу-
точным реле (KL16). Защита АК2 выпол-
иена-аналогично защите АК1 на базе ком-
плекта реле, защиты КЗ-15.
6. От внешних симметричных КЗ — од-
ноступенчатая максимальная токовая за-
щита с минимальным пуском напряжения
с реле тока типа РТ£40 (КЛ5), реле напря-
жения типа PH-54/160 (KV7) и реле вре-
мени (КТ2).
554
Релейная защита
[Разд. 39
Е
f
S
Отключение
автотрансформатора,
от источников
питания
со
Защита от перегрузки
Предотвращение направленного
действия контроля
Контроль изоляции на сторо-
не В~10кВ
Реле-повторители пусковых
органов напряжения
+ШСВ220__АК1_
I Г о-^-кД____> На втключение
ji жв 22CkS
+шсвгго
а кг
I г—-~1
4—ьо---—о-г
SKIP
-о—о-»- На отключение
ШСВ (СВ) 110кВ
На отключение
СВ 220x8
+ СВ 220
KL21 KL25 ~~0B22Q
SG12 L-1 |
г----1
+« »4—>~//а отключение
L.---1 обходного выклнж
чателя. 220кв
д)
4-ШСВЮ
-ОВПОкВ
На отключение
обходного
выключателя
1Юк&
Рис. 39-9. Продолжение.
7. От внешних многофазных КЗ — од-
ноступенчатая максимальная токовая за-
щита с комбинированным пуском по напря-
жению (АКЗ), выполненная с применением
комплекта КЗ-12, содержащего:! два реле
тока (КА1 и КА2), реле времени (КТ1) и
указательное реле (КН1).
Комбинированный пуск по напряжению
выполняется с фильтр-реле напряжения об-
ратной последовательности типа РНФ-1М
§ 39-20]
Пример выполнения защиты автотрансформатора
555
КУРОВ
1КкВ
ггокВ Оперативное ускорение введено
1ЮкВ
Газовая защита на сигнале'
Газовая защита (сигналь- ная ступень)
Нет оперативного тока
Нейс прав- ность цепей, напряжения Сторона в-Юк В
I секция в-ЮкВ
К секция 6-ЮкВ
Контроль изоляции, цепей. НН
Запрет АПВ обходного
выключателя 220кВ
Запрет АПВ 0.2
Запрет АПВ обходного
выключателя 110кВ
->- Сигнал
^указатель не
поднят"
I секция 6-10кВ
Отключение синхронных
двигателей.
•Л секция 6-10кВ
(д
Рис. 39-9. Продолжение.
(KVZ1) и реле напряжения типа РН-54/
160 (KV3). Защита устанавливается на
выводах НН автотрансформатора.
8. От многофазных КЗ на секциях
шнн 6—10 кВ — одноступенчатая макси-
мальная токовая защита с комбинирован-
ным пуском по напряжению с реле тока
типа РТ-40 (КА8—КАИ) и реле времени
(КПЗ—КТ 16).
Комбинированный пуск по напряжению
(KVZ2, KVZ3, KVZ5 н KVZ6) выполняет-
ся аналогично п. 7.
556
Релейная защита
[Разд. 39
Защиты устанавливаются на каждом
ответвлении сдвоенного реактора к секци-
ям шив 6—10 кВ.
9. Для обеспечения согласования за-
щит линий с защитой автотрансформато-
ра— дистанционная защита (AKZ1), вы-
полненная отдельной панелью типа ПЗ-5.
Защита установлена на стороне ПО кВ ав-
тотрансформатора.
10. От неполнофазных режимов, выз-
ванных непереключением фаз выключате-
лей, — токовая защита нулевой последова-
тельности с реле тока К.А1 в комплектах
АК1 и АК2 и промежуточным реле (KV13,
KL16) и с пуском от реле непереключения
фаз (KL28—KL31) и реле времени (КТ7
и КТ8). Защита предусматривается для
выключателей QI, Q2 и обходных выклю-
чателей 220 и ПО кВ.
11. От симметричных перегрузок —
максимальная токовая защита с реле тока
типа РТ-40 (КА6, КА7, КА12) и реле вре-
мени (КТ 17).
12. От однофазных замыканий на зем-
лю на стороне НН автотрансформатора
(контроль изоляции) — максимальная за-
щита напряжения нулевой последователь-
ности с реле напряжения типа РН-53/60Д
(KV4).
Указания по выполнению защит. 1. В схе-
ме предусматривается общая продольная
дифференциальная защита автотрансфор-
матора, охватывающая ошиновку 220 кВ,
ошиновку ПО кВ, сдвоенный реактор на
стороне НН и ответвления к секциям шии
6—10 кВ.
Для выравнивания токов в плечах
дифференциальной защиты предусматрива-
ются автотрансформаторы (TL1—TL9).
Торможение осуществляется со всех
трех сторон, для чего на стороне НН уста-
навливается приставка дополнительного
торможения типа ПТ-1 (ATI).
2. Токовая направленная защита об-
ратной последовательности, установленная
на стороне 220 кВ, имеет направленную
ступень, действующую с выдержкой вре-
мени реле КТ1 на отключение шиносоеди-
нительного или секционного выключателя,
обеспечивающее деление шин 220 кВ под-
станции. Ненаправленная ступень может
осуществлять ускоренное отключение ав-
тотрансформатора.
3. Максимальная токовая защита с пус-
ком напряжения действует с выдержкой
времени реле КТ2 на деление шии 110 кВ.
4. Токовая направленная защита нуле-
вой последовательности, установленная иа
стороне 220 кВ (АК1), имеет две направ-
ленные ступени, которые с соответствующи-
ми выдержками’времени действуют на де-
ление шин и на отключение выключателя
Q1 на стороне 220 кВ, а с дополнительной
выдержкой времени, создаваемой реле вре-
мени КТ4, происходит полное отключение
автотрансформатора.
Третья ступень защиты образуется от-
дельными реле времени КТЗ. Токовое реле
третьей ступени через промежуточное реле
KL13 действует в цепях автоматического
ускорения.
Токовая направленная защита нуле-
вой последовательности АК2, установлен-
ная на стороне ПО кВ, выполнена так же,
как и защита с АК1.
5. Дистанционная защита действует че-
рез выходные промежуточные реле KL1
комплектов АК1 и АК2.
6. Автоматическое ускорение при вклю-
чении выключателя Q1 н обходного выклю-
чателя 220 кВ осуществляется: ненаправ-
ленной ступенью токовой защиты обратной
последовательности (реле KAI, KL9 н
KL1O), ненаправленной ступенью защиты
АК1 (реле KAI, KL13), соответствующей
ступенью панели ПЗ-5. Ускорение осуще-
ствляется с выдержкой времени реле вре-
мени КТ5.
7. Оперативное ускорение защит сторо-
ны 220 кВ осуществляется контактами без
выдержки времени в реле времени «77 за-
щиты KWZ1 и в реле времени КТ1 или
КТ2 защиты АК1 и соответствующей сту-
пенью панели ПЗ-5.
Ускорение может реализоваться с по-
мощью реле КТ6 (без выдержки времени
или с выдержкой времени) путем воздей-
ствия на выходное реле защиты АК1.
8. Аналогичным образом реализуются
ускорения на выключателе и обходном вы-
ключателе ПО кВ.
9. Ускорение защит на ответвлениях к
секциям шин 6—10 кВ предусматривается
при включении выключателя от руки или
при действии АПВ. Пуск АПВ осуществля-
ется от защиты контактами реле времени
КТ 13 н КТ 15, а ускорение —контактами
реле времени КТ 14, КТ 15.
Воздействие защит. В соответствии с
указаниями по действию защит, приве-
денными в § 39-19, в схеме предусмот-
рены:
про межуточное реле KL14, осуществля-
ющее отключение выключателя Q7 нлн об-
ходного выключателя 220 кВ;
про межуточное реле КЫ7. осуществля-
ющее отключение выключателя Q2 или об-
ходного выключателя 110 кВ;
гру ппа промежуточных реле KL2—
KL7, осуществляющих отключение авто-
трансформатора со всех сторон.
Шиносоединительное и секционные вы-
ключатели на сторонах 220 и ПО кВ от-
ключаются выходными и промежуточными
реле защит АК1 н АК2.
1
39-21. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ШИН
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЕЙ ПОДСТАНЦИИ
' и.
Указания по применению защит. 1. Бы-
стродействующая заката шин электро-
станций и подстанцуц’ предусматривается
для: 1 ‘
быстрого отключения поврежденных
шин, обеспечивающего бесперебойное пи-
тание неповрежденной части сети н сохра-
§ 39-21]
Релейная защита шин
557
ненне ее динамической устойчивости; необ-
ходимость в такой защите ориентировочно
определяется из условия снижения напря-
жения на шииах источников питания ниже
0,6 l/ном при КЗ иа шииах рассматриваемой
электростанции или подстанции;
селективного и по возможности быстро-
го отключения поврежденной системы или
секции шин по требованиям сохранения
бесперебойности питания нагрузки от не-
поврежденных шин и сохранения ее устой-
чивости.
2. При выполнении защиты шин учиты-
ваются следующие виды повреждений:
в сетях с заземленными нейтралями—
замыкания между фазами, однофазные и
многофазные замыкания иа землю; в се-
тях с изолированными нейтралями —за-
мыкания между фазами, двойные замыка-
ния на землю и двухфазные замыкания иа
землю в одной точке.
Типы защит. 1. Для шин напряжения
35 кВ и выше электростанций и подстанций,
выполненных по схемам: одна система шин
с одним выключателем на присоединение;
две системы шин с двумя, полуторами и
4/з выключателями иа присоединение, для
каждой системы шии предусматривается
дифференциальная токовая защита шин,
охватывающая все присоединения и выпол-
ненная по схеме с циркулирующими тока-
ми, без выдержки времени, с контролем
соединенных проводов и устройством для
опробования подачей напряжения.
2. Для шин напряжения 35 кВ н выше,
выполненных по схеме с двумя системами
шии и одним выключателем на присоедине-
ние, при наличии или отсутствии обходной
системы шин и при фиксированном распре-
делении элементов предусматривается один
комплект дифференциальной токовой защи-
ты без выдержки времени, охватывающий
все присоединения, выполненной по схеме
с циркулирующими токами, с избиратель-
ными органами для каждой системы шин
и общим пусковым органом, с контролем
соединительных проводов и устройством
для опробования, подачей напряжения.
3. Для шин напряжения 35 кВ и выше
электростанций и подстанций, выполненных
по мостовой схеме и схеме многоугольника,
специальная защита шин не предусматрива-
ется, так как шины входят в зону защит
присоединенных элементов или в зону спе-
циальных защит ошиновок.
Указанные защиты для шин напряже-
ния 35 кВ и выше могут выполняться с ре-
ле типа РНТ-560. В последнее время для
шии напряжения НО кВ и выше находит
широкое применение специальная диффе-
ренциальная токовая с торможением защи-
та шин (ДЗШТ), ошйанная в § 39-22.
Указания по выполнению защиты. Ни-
же приведены общие указания по выполне-
нию защит с реле типа РНТ-560.
1. Для шин напряжения НО кВ и вы-
ше в сетях с заземленными нейтралями за-
щиты выполняются трехфазными, трехре-
лейными.
2. Для шин напряжения 35 кВ в • се-
тях с изолированными нейтралями защи-
ты выполняются двухфазными, двухре-
лейным и.
3. Для выполнения защит на всех при-
соединенных элементах должны устанавли-
ваться ТТ, как правило, с одинаковым ко-
эффициентом трансформации, выбраиным
по току наиболее мощного элемента.
Применяемые для защиты реле поз-
воляют иметь в защите две группы транс-
форматоров тока с неодинаковыми коэф-
фициентами трансформации.
4. Для защиты могут использоваться
ТТ, встроенные в выключатели, выносные
и встроенные во вводы трансформаторов,
присоединенных к шннам, со вторичным
током 5 или 1 А.
Подбор однотипных ТТ для защиты не
обязателен.
5. ТТ для защиты должны размещать-
ся так, чтобы выключатели входили в зону
действия защиты шин.
6. Для уменьшения нагрузки иа транс-
форматоры тока цепи циркуляции защиты
целесообразно соединять в распредустрой-
стве. В случае применения выравнивания
токов двух групп ТТ, в выравнивающих
обмотках реле (см. п. 3) возникает необ-
ходимость заведения цепей циркуляции к
месту установки реле, что обусловливает
увеличение нагрузки иа ТТ.
Заземление во вторичных цепях защи-
ты следует осуществлять в одной точке,
как правило, — в месте установки за-
щиты.
7. Схемы защиты предусматривают
применение УРОВ, АПВ шин и устройства
для опробования системы шин подачей на
нее напряжения и скорейшего отключения
прн ее повреждении.
8. Устройства для контроля исправнос-
ти соединительных проводов действуют с
выдержкой времени иа сигнал и выводят
защиту из действия.
9. Испытательные блоки устанавлива-
ются в цепях ТТ всех присоединений, в
дифференциальных цепях защиты и в це-
пях, предназначенных для переключений в
случае замены ремонтируемого выключате-
ля обходным, секционным или шиносоеди-
нительным выключателем.
10. Отключающие устройства в выход-
ных цепях защиты устанавливаются по ме-
ре надобности.
11. Указательные реле предусматрива-
ются в цепях защиты каждой системы или
секции шин и в цепях отключения ши-
носоединительного и обходного выключа-
телей. ь
12. Для повышения чувствительности
защиты при опробовании и АПВ в схемах
защиты предусматривается второй ком-
плект реле защиты с меньшим током сра-
батывания, который вводится в действие
только при осуществлении указанных опе-
раций.
558
Релейная защита
[Разд. 39
39-22. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ШИН
110 кВ И ВЫШЕ, ВЫПОЛНЕННЫХ
ПО РАЗЛИЧНЫМ СХЕМАМ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ
Тип защиты. Дифференциальная токо-
вая с торможением (ДЗШТ) (рис. 39-10).
Указание по применению защиты. I. За-
щита может применяться для различных
схем присоединения. элементов к шинам, в
том числе и для двойной секционированной
системы шин с фиксированным присоедине-
нием элементов.
2. Выполнение защиты позволяет ис-
пользовать для защиты ТТ с различными
коэффициентами трансформации.
3. Наличие торможения дает возмож-
ность получить чувствительную защиту шин
при больших погрешностях ТТ.
Указания по выполнению защиты. Ком-
плект ДЗШТ содержит: комплект реле то-
ка АКА, комплект промежуточных реле
AKL, комплект промежуточных ТТ ATAL.
Комплект реле тока АКА состоит из:
1) трех реле тока с торможением
(KAWI—KAW3), используемых в качест-
ве пускового органа защиты;
2) односистемного трехфазного реле
тока (KAW'), используемого в качестве:
избирательного органа в схеме диффе-
ренциальной защиты двойной системы шии
с фиксированным присоединением элемен-
тов;
чувствительного органа р схеме диф-
ференциальной защиты одиночной системы
шнн;
3) односистемного трехфазного реле то-
ка (КА), используемого для контроля ис-
правности цепей переменного тока. Реле КА
может служить и как чувствительный эле-
мент.
Комплект промежуточных реле AKL
содержит четыре реле повторителя контак-
тов магнитоэлектрических реле и реагирую-
щих органов в реле KAW, KAW', КА, об-
ладающих малой коммутационной способ-
ностью.
Комплект промежуточных ТТ ATAL
содержит промежуточные ТТ TAL с вторич-
ным током, позволяющим использовать
магнитоэлектрические реле. TAL имеет от-
ветвления от первичной обмотки, что дает
возможность применять для защиты шнн
основные ТТ с разными коэффициентами
трансформации. Схемы комплектов fiKA
И AKL покараны на рис. 39-10.
Реле токд с торможением KAW выпол-
нено по схеме сравнения на циркуляцию
«тормозного тока», пропорционального
арифметической сумме токов присоединений
данной фазы, и «дифференциального тока»,
пропорционального геометрической сумме
токов присоединенной данной фазы.
Схема KAW содержит:
1) многополюсный выпрямительный
мост из диодов VD1—VD40, полумосты ко-
торого питаются от вторичных обмоток
TAL; среднее значение тока иа выходе мос-
та пропорционально арифметической сумме
токов присоединений данной фазы;
2) полумост из диодов VD45, VD46 и
балластные резисторы R8 и R9-, среднее
значение тока на выходе полумоста про-
порционально геометрической сумме токов
присоединений данной фазы;
3) резисторы R1—R3, образующие схе-
му сравнения;
4) реагирующий орган К (магнитоэлек-
трическое реле) с резистором R7, защит-
ными диодами VD41—VD44 и резистора-
ми R4—R6 для регулирования начального
тока срабатывания, фильтром вторых гар-
моник Cl, L1, комбинированным фильтром
С2, L2, L3, обеспечивающим дополнитель-
ное торможение qt апериодической слага-
ющей дифференциального тока.
Схема KAW' содержит:
1) два трехфазных выпрямительных
моста VD1—VD3- VD7—VD9; VD4—VD6;
VD10—VD12 и соответствующие балласт-
ные резисторы R2—R13t которые образуют
схему сравнения иа циркуляцию токов;
2) реагирующие органы К1 и К2, маг-
нитоэлектрические реле, выбирающие пов-
режденную систему шии с защитными дио-
дами VD13—VD16, фильтром вторых гар-
моник и резистором R1 для регулирования
начального тока срабатывания;
3) резисторы R14—R17, образующие
выходную цепь схемы сравнения.
Прн использовании KAW' как избира-
тельного органа мосты VD1—VD3, VD7—
VD9, VD4—VD6, VD1Q—VD12 включаются
встречно. При использовании KAW' как
чувствительного органа мосты включаются
согласно. Переключения осуществляются
штекерами HITS, ШТ4.
Дополнительно в этом случае для рас-
ширения диапазона регулировки тока сра-
батывания штекерами ШТ5 и ШТ6 про-
изводится параллельное соединение рези-
сторов R14—R17,
Схема КА содержит:
1) миогополюедый выпрямительный
мост VD1—VD13;
2) резисторы R1 и R2 для регулирова-
ния тока срабатывания;
3) реагирующий орган К1 (магнито-
электрического реле) с защитным диодом
VD9 и фильтром второй гармоники CL;
4) реле К2 (РЭС-44) с тремя магнито-
управляемыми контактами; резистор R5
используется для загрубления реле AS4;
5) резисторы R3 и R4, включенные по-
следовательно с обмоткой реле К2 для со-
гласования параметров срабатывания реле
Ki с напряжением питания защиты.
В защите двоицей системы шин реле
КА используется как чувствительный орган.
Схема AKL содержит:
1) делители напряжении R9, R10 и ста-
билитроны VD1—VD3 для ограничения на-
пряжения иа контактах реагирующих ор-
ганов;
2) промежуточные реле KL1—KL4 дли
размножения контактов реагирующих ор-
ганов.
§ 39-22] Релейная защита шин 110 кВ и выше
Рис. 39-10. Схема внутренних соединений комплекта блоков ДЗШТ.
Л — пусковой орган фазы А; б — пусковой орган фазы В; в —пусковой орган фазы С; г — избирательный орган; д— устройство контроля;
е — комплект промежуточных реле.
560
Релейная защита
[Разд. 39
Характеристика срабатывания реле.
«Тормозной ток», пропорциональный ариф-
метической сумме токов присоединений при
однополупериодном выпрямлении, равен:
«Дифференциальный ток», пропорцио-
нальный геометрической сумме токов при-
соединений при однополупериодном вы-
прямлении, равен:
п
1 Хг
knJi
где kui — эквивалентный коэффициент пре-
образования тока i-го присоединения; It—
первичный ток i-ro присоединения.
Схема сравнения определяет характе-
ристику срабатывания реле при равенстве
/гп; в виде
/д /г > Ze,30,
где /д — «дифференциальный ток», пропор-
п |
циональный У— «тормозной ток»,
п
1 |
п
П
пропорциональный У, /; — У Ц ; kT =
1 1
= Rl/(R2+R3) —коэффициент торможения.
Указания по выполнению схем защи-
ты шин с ДЗШТ. 1. После отключения по-
врежденной системы или секции шин пер-
От TH шин
AKA
Рнс. 39-11. Схема дифференциальной токовой с торможением защиты шин 330—500 кВ.
а — поясняющая схемам б — цепи переменного тока; в — цепи переменного напряжения; г - цепи
оперативного постоянного тока» д — выходные цепи защиты.
§ 39-22]
Релейная защита шин 110 кВ и выше
561
у,квгг,2
AKL2
I-----------1
кн
____Ш7,5
AKL1
I--------1
+-о—•<—0-1—
AKA
А К LI
J-o—^Д-о-1
I KAW‘1 J
|_о_
Т__КАМ^2__[
l/xLj.
Г^и'7Г97
Контроль напряжения
на шинах
Контроль исправности,
цепей переменного тока
и цепей отдельных реле
Реле-повтори-
тели
пускового
органа
Реле-повтори
те ли КА
К„А" КиВя
КЛВи
Рис. 39-11. Продолжение.
Контроль наличия опе-
ративного тока
Выходные
промежуточные
реле защиты
шин
вым от устройства АПВ включается один
из питающих элементов. При успешном
АПВ может быть предусмотрено полное ав-
томатическое восстановление схемы путем
включения других элементов своими УАПВ.
Первое АПВ осуществляется с проверкой
напряжения, последующие АПВ происходят
с проверкой синхронизма.
36-792
2. При включении на неустраннвшееся
КЗ от АПВ или ключом управления одного
из питающх элементов, а -Также при пуске
УРОВ может возникнуть необходимость в
чувствительном органе, в качестве которого
могут использоваться KAW" или КА в за-
висимости от системы защищаемых
шин,
562
Релейная защита
[Разд. 39
„б"
KAW"
,_АКЬ2_
,_______}AKL2
4-о—о—1------
[_ KL3J_J
AKL2
__л Я 9/\
о z О" n С
... Г, г
т
—оЦ
KL17
-о-
^КТ2,2
KL17J
-Л----------
KL2^
SXS о
Рис. 39-11. Продолжение.
3. При КЗ на шинах и отказе одного
нр выключателей возникают условия сни-
жения чувствительности защиты шнн, по-
Реле- повторители, чувствительного органа. Цепи комплекта промежуточных реле AKL2
Фиксация сра- батывания защиты шин
Реле возврата, схемы
Цепь запрета АПВ элементов
Цепь ручного опробования
этому в схеме защиты предусматривается
удерживание выходных реле защиты от чув-
ствительного органа.
§ 39-24] Релейная защита шин генераторного напряжения электростанций
563
Рис. 39-11. Продолжение.
требовало второго комплекта промежуточ-
ных реле (2 АКР).
2. Для того чтобы в некоторых случа-
ях при АПВ шин включались не все при-
соединенные элементы, в схеме предусмот-
рены цепи запрета АПВ присоединений от
контактов реле KL15 через накладки.
3. В качестве отдельного чувствитель-
ного элемента в схеме используется реле
KAW".
Для надежного пуска УРОВ при дейст-
вии защиты шин н отказе выключателя од-
ного присоединения в схеме предусмотрено
удержание выходных промежуточных реле
9КР—13KL через контакт реле повторите-
ля чувствительного органа РП1 (2 АКР) и
контакт реле фиксации срабатывания за-
щиты шин КР4 (2 АКР).
5. В схеме предусмотрен запрет АПВ
элементов при действии УРОВ, несиммет-
ричном неустойчивом КЗ иа шинах и отка-
зе неповрежденных фаз выключателя одно-
го из элементов от чувствительного токово-
го органа.
6. Цепи опробования системы шин от
руки после неуспешного АПВ шин преду-
смотрены для всех питающих присоедине-
ний.
7. В схеме предусмотрено устройство
контроля исправности вторичных цепей ТТ
и вторичных цепей (ТАР) с реагирующим
органом реле тока КА (реле КА комплек-
та АКА, реле КР4 комплекта АКР, реле
времени КТ1 и реле КР4), выводящее за-
щиту из работы с выдержкой времени реле
КТ1, большей, чем у реле К.Т2.
8. В схеме предусмотрен контроль опе-
ративного постоянного тока с помощью ре-
ле КР5 типа РП-252 с выдержкой времени
при возврате.
9. Выведение защиты из работы может
осуществляться накладкой SXL
39-23. ПРИМЕР
ВЫПОЛНЕНИЯ ЗАЩИТЫ
ОДИНОЧНОЙ СИСТЕМЫ ШИН
330—500 кВ
Схема защиты одной систе-
мы шин подстанции 33 0—5 0 0 к В
с тремя воздушными линиями,
автотрансформатором и реак-
тором поперечной компенсации
(рис. 39-11).
Тип защиты. Дифференциальная токо-
вая с торможением зашита шин с комплек-
том ДЗШТ.
Указания по выполнению •защиты.
1. В ДЗШТ используются: комплект реле
тока (АКА), комплект промежуточных реле
(АКР) и комплект промежуточных ТТ
(АТАР).
Защита выполнена с пофазным отклю-
чением, что позволяет выбрать поврежден-
ную фазу реактора для автоматического
пожаротушения. Пофазное выполнение по-
36*
39-24, РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА ШИН
ГЕНЕРАТОРНОГО НАПРЯЖЕНИЯ
ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ
Для селективного и по возможности
быстрого отключения повреждений нр ши-
нах генераторного напряжения обычно прег
дусматривается специальная защита щин.
Типы защит. 1. Для электростанций с
двумя системами шин генераторного напря-
жения, одна из которых секционирована,
с одним выключателем на присоединение,
с реакторами на отходящих линиях при
нормальной работе на рабочих секциях пре-:
дусматривается двухступенчатая неполная
дифференциальная защита (первая н третья
ступени).
Первая ступень защиты является основ-
ной и выполняется в виде токовой отсечки,
отсечки по току и напряжению или дис-
танционной защиты.
Третья ступень защиты является per
зервной и выполняется в виде максималь-
ной токовой защиты с независимой выдер-
жкой времени.
564
Релейная защита
[Разд. 39
2. Для указанных электростанций, ког-
да по тем нли иным условиям предусмат-
ривается одновременная работа на двух
системах шин с выделением части элемен-
тов на резервную систему шин н связь двух
систем шин через шиносоединительный вы-
ключатель, дифференциальная защита шии
может выполняться по схеме с фиксирован-
ным присоединением элементов, где преду-
сматриваются избирательные органы для
селективного отключения повредившейся
системы нли секции шин.
Указания по выполнению защиты.
1. Рассматриваемая защита выполняется
двухфазной двухрелейиой с установкой ТТ
в фазах А и С, так как от шии генератор-
ного напряжения питаются сети с изолиро-
ванными нейтралями.
2. Для выполнения зашиты на всех пи-
тающих элементах устанавливаются ТТ, как
правило, с одинаковым коэффициентом
трансформации, выбранным по току наибо-
лее мощного элемента. На нереактироваи-
ных элементах для выведения их из зоны
действия защиты могут устанавливаться ТТ.
Прн повышении чувствительности тре-
тьей ступени комплекта на мощных элемен-
тах могут устанавливаться и вводиться в
схему соответствующие ТТ, при этом надо
обеспечивать отдельное резервирование за-
щит этих элементов.
При нспользованнн на отдельных эле-
ментах ТТ с неодинаковыми коэффициента-
ми трансформации могут применяться вы-
равнивающие автотрансформаторы.
'3, На шиносоедиинтельном выключате-
ле предусматриваются ТТ защиты шин, нор-
мально шунтированные испытательными
блоками. Они вводятся в схему защиты
шнн прн различных случаях использования
шиносоединительного выключателя. В схе-
мах с фиксированным присоединением эле-
мента на две системы шни указанные ТТ
нормально введены в схему защиты. На сек-
ционном выключателе ТТ защиты целесо-
образно устанавливать по обе стороны от
выключателя, вводя в зону действия защит
выводы выключателя.
4. В целях экономии контрольного ка-
беля н уменьшения нагрузки на трансфор-
маторы тока цепи циркуляции защиты це-
лесообразно соединять в распредустрой-
стве.
5. Заземление во вторичных цепях за-
щиты следует осуществлять в одной точке,
как правило, — в месте установки защиты.
6. Первая ступень защиты обычно вы-
полняется с действием на отключение всех
питающих элементов, кроме генератора, чем
обеспечивается питание потребителей при
неправильном срабатывании первой ступе-
ни защиты.
Если предусматривается АПВ шнн ге-
нераторного напряжении, то для ускорения
обесточивания поврежденной секции первая
ступень защиты отключает все источники
питания, включая генератор.
Для ускорения АВР иа шинах с. н.
станции одновременно с питающими эле-
ментами могут отключаться выключатели
трансформаторов с. и.
Третья ступень защиты в целях резер-
вирования выполняется с действием иа от-
ключение всех источников питания, вклю-
чая генератор.
7. Первая ступень защиты выполняется
без выдержки времени и действует на от-
ключение питающих элементов при КЗ до
реактора, устанавливаемого иа отходящих
от шин линиях. Такое действие защиты шин
необходимо, так как линейные выключа-
тели ие рассчитываются иа отключение по-
вреждения до реактора. Токовые отсечки
без выдержки времени на линиях не уста-
навливаются.
8. В схемах зашиты предусматривается
замедление отключения питающих элемен-
тов при опробовании системы шин через
шиносоединительный выключатель.
9. Испытательные блоки предусматри-
ваются в дифференциальных цепях за-
щиты и цепях шиносоединительного вы-
ключателя.
10. Отключающие устройства в схемах
защиты позволяют выводить нз действия
первую ступень и всю защиту в целом.
11. Указательные реле предусматрива-
ются для контроля действия первой и вто-
рой ступеней.
12. Для рассматриваемых защит приме-
няются реле обычного типа.
13. Схема защиты должна предусмат-
ривать установку еще одного комплекта ре-
ле с меньшим током срабатывания для по-
вышения чувствительности прн опробова-
нии.
39-25. ЗАЩИТА КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ
6—10 кВ
39-25-1. Токовая защита
от многофазных КЗ
Тип защиты. В системах электроснаб-
жения токовая защита выполняется либо
одноступенчатой (максимальной токовой),
либо двухступенчатой (на основе токовой
отсечки без выдержки времени н макси-
мальной токовой защиты).
Указания к выполнению. 1. Зашита
должна предусматриваться [39-12], как пра-
вило, в двухфазном нсполиении (фазы А
и С — в предположении, что ТТ защит дру-
гих элементов сети 6—10 кВ установлены
в тех же фазах).
2. Аппаратура защиты размещается в
релейных отсеках Шкафов КРУ (типов КРУ
и КСО). Защита подключается к ТТ,
установленным в шкафу того же КРУ
или КСО.
3. Максимальная токовая защита с не-
зависимой от тока характеристикой выдер-
жки времени применйется в случаях, не
требующих быстрого отключения линий при
многофазных КЗ иа них. Выполняется с
использованием двух реле тока, реле вре-
§ 39-25]
Защита кабельных линий
565
мени н указательного реле н действует на
отключение выключателя с питающей сто-
роны линии.
Схема защиты предусматривает ускоре-
ние действия защиты при включении вы-
ключателя на КЗ. В цепи ускорения преду-
смотрена выдержка времени, предотвраща-
ющая ложное срабатывание защиты из-за
бросков токов нагрузки при включении.
Для этой цели цепь ускорения осуществля-
ется посредством последовательного соеди-
нения замыкающего контакта реле положе-
ния выключателя «отключено» и временно
замыкающего контакта реле времени.
При использовании реле времени типа
ЭВ-122 схема управления выключателем
должна обеспечивать удерживание отклю-
чающего сигнала.
4. Максимальная токовая защита с
зависимой от тока характеристикой'выдер-
жки времени применяется наиболее часто
для линий, питающих одну или несколько
ТП 6—10/0,4 кВ, а также в случаях, когда
обеспечивается лучшее согласование рас-
сматриваемой защиты с защитами электро-
прнемников, находящихся на большом элек-
трическом удалении от источника питания
и имеющих защиту с зависимой характерис-
тикой выдержки времени. Защита выполня-
ется с использованием двух реле тока (ти-
па РТ-80).
5. Двухступенчатая токовая защита
применяется дли защиты линий, питающих
ТП 6—10/0,4 кВ. '
Токовая отсечка (первая ступень) вы-
полняется с использованием двух реле тока,
промежуточного и указательного реле.
В качестве выходного реле защиты ис-
пользуется реле типа РП-23. Однако допус-
тимо применение реле РП-251, имеющего
задержку на срабатывание в случаях, если
это ие приводит к нарушению устойчивой
работы нагрузок, присоединенных к тем же
шинам, что и защищаемая линия.
Указательное реле отсечки может быть
включено как в цепь контакта выходного
промежуточного реле, так н в цепь обмотки
этого реле.
Максимальная токовая зашита выпол-
няется с использованием двух реле тока,
реле времени и указательного. Как прави-
ло, предусматривается [39-13] ускорение
действия зашиты при включении выключа-
теля линии иа КЗ. Прн недостаточной чув-
ствительности двухрелейиой защиты к КЗ
за трансформатором со схемой соединения
Y/Д илн Д/Y, подключенным к защищаемой
линии, применяется еще одно (третье) ре-
ле тока, подключаемое на сумму токов фаз
А и С.
Расчет защит линий 6—10 кВ заключа-
ется в определении их параметров срабаты-
вания (уставок) при условии обеспечения
требований селективности, необходимого
быстродействия и чувствительности [39-15].
Для определения' параметров срабаты-
вания определяют первичные токи, проходя-
щие в месте установки защиты, для сле-
дующих режимов^
при внешних металлических трехфаз-
ных КЗ в условиях, обеспечивающих наи-
большие значения тока (максимальный ре-
жим работы системы; отключены шунтиру-
ющие связи; учет подпитки точки КЗ элек-
тродвигателями, если это приводит к суще-
ственному увеличению тока в месте уста-
новки защиты, и т. д.);
при металлическом трехфазном КЗ в
начале защищаемой линии в условиях, обес-
печивающих наибольшее значение тока в
реле защиты;
при металлических трехфазных КЗ в
начале н конце защищаемой линии, питаю-
щей трансформаторную подстанцию, и иа
.выводах низшего напряжения трансформа-
тора в условиях, обеспечивающих протека-
ние наименьших значений тока в реле за-
щиты.
Кроме указанных токов исходными
данными для расчета являются:
максимальный переходный ток нагруз-
ки /пертах в защищаемой линии;
коэффициенты трансформации н схема
соединения ТТ, к которым подключена за-
щита;
схейа защиты;
тип и характеристики реле защиты;
параметры срабатывания защит смеж-
ных элементов, нолучающнх питание от за-
щищаемой линии.
1. Расчет максимальной токовой защи-
ты состоит в определении токов срабатыва-
ния (защиты и реле тока), временя сраба-
тывания и минимальных значений коэффи-
циентов чувствительности при металличес-
ких КЗ в конце защищаемой зоны.
Ток срабатывания защиты (/ и 4 на
рис. 39-12, 39-13) определяют нз условия
отстройки:
а) от тока в линии после отключения
трехфазиого внешнего КЗ (точка Кб);
Рас. 39-12. Схема электроснабжения РП и ГПП.
56.6
Релейная защита
[Разд. 39
б) от тока в линии при восстановлении
питания после действия АПВ защищаемой
линии или устройств АПВ или АВР на под-
станциях, расположенных ближе к источни-
ку питания, чем защищаемая линия;
Рнс. 39-13. Схема электроснабжения, в которой
имеются промежуточные РП.
Рис. 39-14. Схема электроснабжения, в которой по
одной линии питаются несколько ТП.
в) от тока в линии при включении до-
полнительной нагрузки после срабатывания
устройств АВР иа подстанциях, получаю-
щих питание по защищаемой линии (рнс.
39-12, 39-13);
г) от тока в линии, посылаемого элек-
тродвигателями. при внешних трехфазных
КЗ на шинах питающей подстанции (точка
КЗ);
д) от бросков тока намагничивания
трансформаторов подстанций, получающих
питание по защищаемой линии, если защи-
та имеет ускорение при включении выклю-
чателя.
Первичный ток срабатывания защиты
(/ на рис. 39-12—39-14 и 4 на рис. 39-13)
по условиям «а»—«в» определяется как
/'Рте
/с,з ’Т /пер тах>
«в
где Лоте— коэффициент отстройки; 1г„— ко-
эффициент возврата.
Максимальный переходный ток нагруз-
ки /портах ДЛЯ СХЕМ На рис, 39-12 — 39-14
по условию «а» определяется при включен-
ном секционном выключателе, когда защи-
щаемая линия питает обе секции РП:
Aiep щах ~ А:зап+ Аанед>
где /^зап— результирующее значение тока
самозапуска электродвигателей после от-
ключения повреждения; /2нед—результиру-
ющее значение тока недвигательной на-
грузки.
По условию «б»
Чертах ~ Ап + ^Хзапа + ^Диед2»
где индексы / и 2 соответствуют длительно
питаемой н подключаемой секциям РП;
/„, — ток нагрузки длительно питаемой сек-
ции.
Первичный ток срабатывания /с,3 по
условию «г» (защита / на рнс. 39-12, 39-13
и защита 4 на рнс. 39-13) определяется как
А,з А>тс ^2пуск ’
где 1 ЕПуск — результирующий пусковой ток
нагрузки, питаемой по защищаемой ливни.
Первичный ток срабатывания /С)3 по
условию «д» (защита 1 на рнс. 39-14)
А,з А>тс Ashom«
где —коэффициент отстройки (зна-
чение Л отс принимается равным 4—5, если
ускорение действия защиты выполнено без
задержки, и 3—4, если оно выполнено с
задержкой на 0,3—0,1 с); /2н0М—суммар-
ный номинальный ток трансформаторов,
присоединенных к защищаемой линии.
Расчетный ток срабатывания Zc»3,pacfl
защиты определяется как наибольшее из
значений /с>3, полученных по условиям «а»
—«г», а также по условию согласования с
защитами других элементов схемы электро-
снабжения (см. п. 2).
Расчетный ток срабатывания реле оп-
ределяется с учетом схемы соединений ТТ
и реле защиты:
ь<3)
лсх
^с.р.расч = /с.з.расч-•
Ток уставки /уст реле, имеющих сту-
пенчатую регулировку, определяется бли-
§ 39-25]
Защита кабельных линий
567
жайшнм большим значением, а реле, име-
ющих плавную регулировку, — округлением
полученного значения расчетного тока сра-
батывания реле в большую сторону.
Время срабатывания защиты выбира-
ется по условию согласования с временами
срабатывания защит элементов, находящих-
ся на большом электрическом удалении от
источника питания (см. п. 2).
Чувствительность защиты оценивается
минимальным значением коэффициента чув-
ствительности k4 в режиме, обусловливаю-
щем наименьшее значение тока в реле защи-
ты при двухфазном КЗ:
/(3)
k4 = k---------,
7с,з,расч
где /<3>—ток трехфазного металлического КЗ
в месте КЗ (конце защищаемой зоны) в
минимальном режиме работы системы;
k — коэффициент, учитывающий вид и мес-
то КЗ, схему соединения трансформаторов
тока и реле (табл. 39-3).
Таблица 39-3
Значения коэффициента k
Схема соединения ТТ и обмоток реле К(2) па защищае- мой линии /<(2) За трансфор- матором Д/Y или Y/Д К&) за трансфор- матором Y/YH
Неполная звез- да Неполная звез- да с третьим ре- ле в обратном проводе 0,87 0,87 0,5 1,0 0,87 0,87
Приемлемые значения k-r. для основ-
ной защиты — не меиее 1,5 и для резерв-
ной — не менее 1,2. Для защиты трансформа-
торов с низшим напряжением 0,4 кВ наи-
меньший k4 должен быть не менее 2, так
как ие учитываются сопротивления токо-
вых катушек на 0,4 кВ.
2. Согласование защиты по чувстви-
тельности и времени срабатывания состоит
в определении токов и времени срабатыва-
ния из условия ее селективности по отно-
шению к защитам элементов, подключен-
ных к шинам подстанции, питаемой по за-
щищаемой линии. При этом возможны сле-
дующие типовые варианты:
а) Если максимальная токовая защита
на секционном выключателе постоянно
включена и на всех присоединениях под-
станции установлены токовые отсечки без
выдержки времени (рйс. 39-12), то согласо-
вание по току радиальной линии (рис. 39-
12, 39-13) производитёй:
с защитой на секционном выключателе
7с,з,л = kc ^с.з,с,в>
где 7С1з,л — ток срабатывания защиты ли-
пин; /с,з,с,в —ток срабатывания защиты
секционного выключателя; kc — коэффици-
ент согласования, принимаемый равным
1.2—1,3;
с наиболее грубой токовой отсечкой
электродвигателя, присоединенного к пита-
емой секции шин,
7с,з — kc (/с.з.отсН- 7 ц).
где Д.з.отс — ток срабатывания отсечки, с
которой производится согласование; 1Я —
ток нагрузки подстанции, питаемой по за-
щищаемой линии (исключая нагрузку элек-
тродвигателя, с защитой которого произ-
водится согласование).
Время срабатывания ^с»з,Л ЗЗЩИТЫ ЛИ-
нии согласуется с временем /оз.с.в сраба-
тывания защиты секционного выключа-
теля;
7с,я,л = 7с,з,о,в "Ь А1,
где А/ — ступень селективности, минималь-
но допустимые значения которой (в зави-
симости от исполнения защит) приведены
в табл. 39-4.
Таблица 39-4
Тип реле времени согласуемой защиты Тип реле времени защиты, с кото- рой производите я согласование ДА с
ЭВ-122 Без выдержки (РТ-40+ РП-23 или РТ-40+ + РП-251) 0,3
ЭВ-122 Л втоматы серий АВМ. А3100, АЗ 700 0,3
ЭВ-122 ЭВ-122 0,35
ЭВ-132 ЭВ-122 0,5
ЭВ-132 ЭВ-132 0,6
б) Если зашита на секционном выклю-
чателе постоянно включена и без выдержки
времени действует только часть защит при-
соединений подстанции (рис. 39-13), то к
условиям по п. 1 следует дополнительно рас-
смотреть условие согласования с максималь-
ной токовой защитой линии, отходящей от
питаемой секции шин, если ток ее сраба-
тывания больше тока срабатывания наибо-
лее грубой отсечки электродвигателей, при-
соединенных к той же секции.
3. Расчет селективной токовой отсечки.
а) Первичный ток срабатывания токовой
отсечки одиночной радиальной линии оп-
ределяют из условия отстройки от наиболь-
шего значения тока 7^ота¥при внешнем
трехфазном КЗ:
' = k 7(3)
-с.о.расч отс jk,3max’
где йоте — коэффициент отстройки (прини-
маемый равным 1,2—1,3 для защит с реле
РТ-40 и 1,5—1,6—с реле РТ-80 и РТ-90).
б) Ток срабатывания отсечки, установ-
ленной на магистральной линии к трансфор-
матору (рис. 39-14), выбирается из двух
условий:
отстройки от наибольшего тока в месте
установки защиты при трехфазном КЗ на
стороне НН трансформатора (как и по ус-
ловию «а») и значении /гогс, равном 1,3—•
568
Релейная защита
[Разд. 39
1,4 для РТ-40 н 1,5 —1,6 — для РТ-80 и
РТ-90;
отстройки от броска намагничивающе-
го тока трансформатора при включении ли-
нии (см. п. 1).
За расчетный ток срабатывания отсечки
принимают большее из значений по указан-
ным двум условиям.
в) Чувствительность защиты прн ис-
пользовании ее в качестве основной на
магистральных линиях (рис. 39-14) прове-
ряется прн двухфазном КЗ на выводах
высшего напряжения трансформатора и
должна оцениваться значением 1,5, если
защита трансформаторов выполняется от-
дельным устройством.
При отсутствии отдельных устройств
защиты трансформаторов минимальное зна-
чение k4 прн двухфазном КЗ' на выводах
высшего напряжения питаемых трансфор-
маторов должно быть не менее 2.
Расчетный ток срабатывания реле, ус-
тавка реле н реальный ток срабатывания
защиты определяются аналогично п. 1.
4. Расчет. неселективной токовой отсеч-
ки. а) Ток срабатывания неселективной от-
сечки, устанавливаемой на линиях, связы-
вающих ГПП и РП или две РП, для от-
ключения без выдержки времени КЗ, вы-
зывающих снижение напряжения в месте
установки защиты ниже допустимого (по
условиям устойчивой работы нагрузки)
значения, определяется как
- Пс min_______И»91/ном
ус,о% — — /—
V 3 Z Г 3 &ОТС %
где Ucmin — междуфазное напряжение пи-
тающей системы в минимальном режиме;
Z — наибольшее сопротивление от источни-
ка питания до шин подстанции, где необ-
ходимо обеспечить требуемый уровень на-
пряжения при КЗ; йоте — коэффициент от-
стройки, зависящий от допустимого значе-
ния напряжения 1/Яоп на шннах подстан-
ции:
и ......... 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9
котс....... 1,8 2.2 2.8 3,7 5,5 11
Кроме того, значение тока срабатыва-
ния неселективной отсечки должно удовлет-
ворять условию п. 1, б, поскольку после от-
ключения линии неселективной отсечкой
происходит АПВ.
б) Ток срабатывания неселективной от-
сечки, устанавливаемой в качестве основной
быстродействующей защиты всей линии,
выбирается из условия обеспечения fet»l,5
при двухфазном КЗ в конце линии в мини-
мальном режиме работы системы:
г(2)
. 1к,з min
Г — ----------
‘с’° 1,5
39-25-2. Защита от однофазных замыканий
иа землю линий 6—10 кВ
В сетях с изолированной нли заземлен-
ной через дугогасящий реактор нейтралью
защита должна устанавливаться, как пра-
вило, на всех линиях 6—10 кВ, отходящйх
от шии РП и ГПП.
Защита должна реагировать иа уста-
новившиеся замыкания на землю и обла-
дать также способностью повторности дей-
ствия.
Выполнение защиты. Защита выполня-
ется с действием на сигнал (кроме случа-
ев, когда условия техники безопасности
требуют отключения). В последнем случае
защита выполняется двухступенчатой:
I ступень (без выдержки времени) отклю-
чает только элемент системы электроснаб-
жения, непосредственно питающий повреж-
денный участок; II ступень (с выдержкой
времени) отключает секцию шин 6—10 кВ
илн питающий трансформатор, запрещая
повторную подачу напряжения до ликвида-
ции замыкания на землю.
Защита выполняется, как правило, с
использованием ТТ нулевой последователь-
ности.
Применение селективных по направле-
нию защит не исключает [39-14] установки
на шинах подстанций устройств контроля
изоляции, действующих с выдержкой вре-
мени на сигнал.
Как в компенсированных, так и в не-
компенсированных сетях в риде случаев-це-
лесообразно применять комбинацию различ-
ных принципов для надежного выявления
поврежденного присоединения и его селек-
тивного отключения.
Указания к выполнению. В компенси-
рованных сетях обычно применяются для
защиты устройства типа УСЗ-2/2, УСЗ-ЗМ
и УСЗ-З [39-16, 39-17].
В некомпенсированных сетях независи-
мо от тока замыкания на землю следует
применять направленную защиту нулевой
последовательности (типа ЗЗП-1). Возмож-
но также осуществление зашиты с помощью
реле РТ-40/0,2 и РТЗ-50, если прн этом
обеспечивается необходимая чувствитель-
ность защиты.
В некомпенсированных сетях прн то-
ках замыкания на землю, больших 3—5 А,
допустимо применение устройства типов
УСЗ-З и УСЗ-ЗМ.
В некомпенсированных сетях с повы-
шенными требованиями к технике безопас-
ности (механизмы шахт, торфоразработки,
передвижные подстанции) при выполнении
двухступенчатой защиты:
первую ступень выполняют с помощью
устройств ЗЗП-1;
вторую ступень выполняют с выдерж-
кой времени 0,5 с в.виде максимальной за-
щиты напряжения нулевой последователь-
ности на основе реле серии РН-53.
Как в компенсированных, так и в не-
компенсированных сетях целесообразно при-
менять устройства контроля изоляции на
основе максимальных! реле напряжения
(РН-53), подключаемых к цепям 31/0 TH
[39-18].
Устройства селективной защиты преду-
сматривают применение следующих основ-
§ 39-25]
Защита кабельных линий
569
ных принципов построения измерительных
органов.
а) Токовые устройства, реагирующие
на полный ток нулевой последовательности
в месте установки защиты (на основе ре-
ле РТ-40/0,2 н РТЗ-50), успешно применя-
ют в некомпенсированных сетях в тех слу-
чаях, когда суммарный емкостный ток сети
значительно превосходит емкостный ток за-
щищаемого присоединения.
б) Токовые устройства, для действия
которых используются естественные высшие
гармоники установившего тока замыкания
на землю (УСЗ-2/2, УСЗ-З, УСЗ-ЗМ), при-
меняют в условиях, когда в конкретной
(компенсированной нли некомпенсирован-
ной) сети системы электроснабжения состав
и уровень высших гармоник достаточно
стабильны. Увеличение значения переходно-
го сопротивления снижает чувствительность
защит.
в) Устройства, реагирующие на направ-
ление мощности нулевой последовательнос-
ти в защищаемой линии в установившемся
режиме замыкания на землю (ЗЗП-1), поз-
воляют осуществлять защиту в сетях с ма-
лыми значениями токов замыкания на зем-
лю (не менее 0,5 —1 А). Область примене-
ния ограничена только некомпенсированны-
ми сетями, поскольку в компенсированных
(или перекомпенснрованных) сетях направ-
ления мощности нулевой последовательнос-
ти н поврежденном н неповрежденном при-
соединениях совпадают,
г) Токовые (ненаправленные) защиты,
сравнивающие амплитуды бросков емкост-
ного тока замыкания на землю поврежден-
ного и неповрежденного присоединений в
начальные моменты времени, применяют
как в компенсированных, так и в некомпен-
сированных сетях. Основными недостатками
(ограничивающими область применения)
этого принципа являются отсутствие воз-
можности повторности действия устройств
защиты, отказ в срабатывании при значи-
тельном переходном сопротивленнн, а так-
же возможность ложных срабатываний при
КЗ на шинах, от которых отходят защища-
емые присоединения.
д) Устройства, использующие искусст-
венно создаваемые гармоники тока опреде-
ленной частоты (100 Гц или 25 Гц) прв
замыкании на землю, применимы в любых
сетях 6—10 кВ, однако требуют искусствен-
ного увеличения тока замыкания на землю.
е) Направленные защиты используют
естественную и искусственно создаваемую
активную составляющую установившегося
тока замыкания на землю (с использовани-
ем реле мощности косинусного типа). Ес-
тественная активная составляющая тока в
основном обусловливается активным со-
противлением дугогасящего реактора
(в компенсированных сетях). В некомпенси-
рованных сетих искусственно создаваемая
активная составляющая- тока иногда обес-
печивается заземлением нейтрали непосред-
ственно после повреждения через активное
сопротивление. При реализации этого прин-
ципа требуется исключить влияние высших
гармоник тока, а также угловых погрешнос-
тей ТТ нулевой последовательности.
Наибольшее распространение получили
защиты по п. «а»—«в».
Расчет защит. 1. Защита на основе ре-
ле РТ-40/0,2 нли РТЗ-50. Первичный ток
срабатывания выбирается из условия от-
стройки защиты от собственного емкостно-
го тока при внешнем замыкании на землю
(с учетом первого броска тока):
Лз.з.расч ^отс ^б »
где йоте — коэффициент отстройки, равный
1,1—1,2; й6— коэффициент, учитывающий
бросок собственного емкостного тока за-
щищаемого присоединения при внешних пе-
ремежающихся замыканиях на землю; /Ск—
собственный емкостный ток всех элементов
Защищаемого присоединения:
Л? = ^Ск
где I — длина кабельной линии, км; п—•
число кабелей на одном присоединении;
/^-к —значение собственного емкостного то-
ка на единицу длины кабельной линии,
А/км, приведенное в табл. 39-5.
Таблица 39-5
Установившиеся значения I °Rnpu частоте 50 Гц
Сечение трехфаз-
ного кабеля, мм3
Ток 1° , А, при номинальном
напряжении
6 кВ
16
25
35
50
70
95
120
150
185
240
0,4
0,50
0,58
0,68
0,80
0,90
1,00
1,18
1,25
10 кВ
0,55
0,65
0,72
0,80
0,92
1.04
1,16
1,30
1.47
1.70
Кроме того, прн определении/Ск следу-
ет учитывать собственные емкостные токи
высоковольтных двигателей н другой аппа-
ратуры питаемых подстанций. Прн отсут-
ствии конкретных данных их влияние учи-
тывают путем увеличения значений собст-
венных емкостных токов присоединений на
20%.
Расчетное значение Iс,з,расч необходимо
сравнить с минимально возможным значе-
нием первичного тока срабатывания защи-
ТЫ /с.зтгп (табл. 39-6), зависящим от типа
применяемых ТТ нулевой последовательнос-
ти, схемы нх соединений н типа используе-
мого реле защиты.
При /с.з.расч-^^с.зтпгп ПрННИМЯЮТ /с,а“
“/с,эшг31- ПрН /с,з,расч>/с,апИя ПрИНИМЭЮТ
/с,Э“(с,зрасч-
Чувствительность защиты проверяется
по соотношению
йц = /повр/(с,а»
570
Релейная защита
[Разд. 39
Таблица 39-6
Тип ТТ Тип реле Уставка реле; А ^с. з mln* &
один трансфер* иатор два последо- вательно сое- диненных трансформа- тора
тзлм РТ-40/0,2 0,1 8.6 11.6
РТЗ-50 0,03 30 3,9
ТЗРЛ РТ-40/0,2 0,1 20 25
РТЗ-50 0,03 •— —
ТЗЛ-95 РТ-40/0,2 0,1 6,2 8,0
РТЗ-50 0,03 3,2 4,0
ТЗЛ РТ-40/0,2 0,1 7,0 9.0
РТЗ-50 0,03 3,5 4,0
где /повр — ток замыкания на землю, про-
текающий в месте установки ТТ нулевой
последовательности . поврежденного присо-
единения, определяется для компенсиро-
ванной сети как ~!С~Л,,к’
а для некомпенсированной сети как /Повр =
tc^csmin —наименьший сум-
марный емкостный ток сети; /я,к — номи-
нальный ток дугогасящего реактора).
2. Защита, выполненная на основе уст-
ройств ЗЗП-1. Определение уставок на-
правленной защиты нулевой последователь-
ности ЗЗП-1 производится по первичному
току. Устройство ЗЗП-1 имеет три уставки,
которым соответствуют следующие значе-
ния первичных токов: уставке 1—0,07 А;
уставке 2—0,5 А; уставке 3—2 А.
Первичный ток срабатывания защиты
определяют, исходя из требования обеспе-
чения необходимой чувствительности:
^CZmiti С
<с,з,расч ,
кч
Коэффициент чувствительности k^- 2.
По полученному значению /с.з.расч принима-
ют ближайшее меньшее значение уставки
устройства по току (/с.з).
3. Защита, выполненная с помощью
устройства УСЗ-2/2, Уставку устройства
/уст в первом приближении определяют
(табл. 39-7) по суммарному емкостному то-
Таблица 39-7
J (, ч, А, для УСЗ-2/2 при частоте, Гц
^уст’ А 50 150 250 350 550 650 2000
25 5 1,74 0,95 0,61 0,48 0,57 2,0
50 10 2,8 1,4 0,85 0,73 0,98 3,2
100 20 5,1 2,5 1,35 1,47 2,05 6,5
250 50 10,4 4,85 2,44 3,4 4,95 1.6
ку замыкания на землю /cs без учета ком-
пенсации его дугогасящнм реактором.
Обозначение уставки в табл. 39-7 указы-
вает, какому Iона соответствует.
Для предварительно выбранной устав-
ки /уст определяют [39-16, 39-17] первичный
ток срабатывания защиты /с.3 при частоте
50 Гц, а затем проверяют отстроениость
защиты от собственного емкостного тока
/<; присоединения:
йотс ~ 1с,^!С •
Значение kmc должно лежать в преде-
лах от 2 до 3. Если koTC <2 ИЛИ feOTC>3,
следует повысить чувствительность устрой-
ства изменением уставки по току и при-
нять ее равной 101с-
В сетях с соотношением Iq 1>0,1/^
выбор уставки производится по значению
тока, равному 10/с.
4. Защита, выполненная с помощью
устройства УСЗ-З и УСЗ-ЗМ. При исполь-
зовании устройств УСЗ-З и УСЗ-ЗМ выбор
поврежденного присоединения реализуется
на основе сопоставления суммарных дей-
ствующих значений высших гармоник на
каждом из присоединений, поэтому расче-
тов уставок этих устройств производить
ие требуется.
Выполнение защит. Принцип действия
УСЗ-2/2 основан на использовании высших
гармоник в составе тока нулевой последо-
вательности, содержание которых в токе
поврежденного присоединения существенно
выше, чем в токах нулевой последователь-
ности неповрежденного присоединения.
Устройство состоит (рис. 39-15) из со-
гласующего трансформатора, измеритель-
ного органа, логической части и выходло-
го устройства.
Измерительный орган предназначен для
выявления высших гармоник в токе нуле-
вой последовательности и состоит нз
фильтра (L, С1), настроенного иа частоту,
близкую к 50 Гц; выпрямительного моста
VS5 и резисторов R11—R14.
Конденсатор СЗ предназначен для от-
стройки от гармоник с частотами, значения
которых превышают 2000 Гц.
Логическая часть состоит нз транзи-
стора VT1, диода VD1, конденсатора С2,
резисторов R2, R2', R8, R9.
Выходное устройство состоит из тран-
зистора VT2, выходного реле KL (проме-
жуточное реле РП221 с нестандартной об-
моткой), тиратрона,? холодным катодом
VL, диода VD2 и резисторов R4—R8.
Разрядник FV установлен для защиты
устройства от повышенного напряжения на
входе при двойных! замыканиях на землю.
При сопротивлении . соединительных прово-
дов, превышающем 0,5 Ом, резистор R10
должен шунтироваться.
Устройство ЗЗП-1 (рис. 39-16) состо-
ит из согласующего устройства, усилителя
переменного тока н фазочувствительного
усилителя.
§ 39-25]
Защита кабельных линий
571
Рис. 39-15. Схема подключения и принципиальная схема устройства УСЗ-2/2.
Рис. 39-16. Схема подключения и принципиальная схема защиты от замыканий на землю ЗЗП-1.
3cQ<SO
SP2
Релейная защита
[(Разд. 39
Согласующее устройство (TL1, С6, R5,
R9, VD1, VD2, разрядник FV):
производит сдвиг фазы выходного то-
ка на угол, близкий к 90° по отношению
к первичному току нулевой последователь-
ности во всем возможном диапазоне его
изменения;
обеспечивает возможность применения
устройства с ТТ нулевой последовательно-
сти различных типов;
обеспечивает термическую стойкость
устройства при двойных замыканиях на
землю.
Усилитель переменного тока {VT1,
VT2) усиливает выходной сигнал согласу-
ющего устройства, пропорциональный 3/р.
На выходе усилителя включен контур (С2,
первичная обмотка TLS), обеспечивающий
отдачу максимальной мощности на частоте
50 Гц.
Фазочувствительный усилитель усили-
вает сигнал, соответствующий току нуле-
вой последовательности, с учетом фазы по
отношению к напряжению нулевой после-
довательности, чем обусловливает сраба-
тывание выходного реле в зоне углов при-
мерно в 180°.
39-26, РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ДВИГАТЕЛЕЙ
39-26-1. Общие сведения
Большую часть двигателей в электро-
приводах составляют асинхронные двигате-
ли (АД). Оии обладают большой надеж-
ностью, простотой исполнения и обслужи-
вания. Однако асинхронные двигатели по-
требляют относительно большую реак-
тивную мощность, причем ее потребление
практически не зависит от нагрузки, что
является недостатком АД, поэтому все ши-
ре применяются синхронные двигатели (СД),
особенно для привода механизмов, не тре-
бующих регулирования частоты вращения.
Применение устройств автоматического ре-
гулирования возбуждения синхронных дви-
гателей обеспечивает резкое увеличение от-
даваемой ими реактивной мощности прн
снижении напряжения в системе электро-
снабжения, что является эффективным
средством повышения устойчивости работы
сети.
Основными видами повреждений элект-
родвигателей являются:
многофазные КЗ в обмотках статора;
однофазные замыкания обмотки ста-
тора на землю;
двойные замыкания на землю (одна
точка — в сети, а другая — в одной нз фаз
статорной обмотки);
замыкание части витков в одной фазе
обмотки статора.
Для синхронных двигателей характер-
ными видами повреждений (кроме указан-
ных) являются также повреждения цепи
возбуждения:
обрыв цепи возбуждения;
замыкание на землю цепи возбуждения.
Защиту электродвигателей необходимо
выполнять возможно более простой н на-
дежной, что особенно важно для двигате-
лей напряжением выше 1000 В, поскольку
отказ основной защиты даже при надеж-
ном действии резервной защиты смежного
элемента может привести к серьезным по-
следствиям, требующим длительного ре-
монта или полной замены электродвигате-
ля, а также нарушению устойчивой рабо-
ты неповрежденной нагрузки. Поэтому
защита от многофазных КЗ должна быть
обязательно быстродействующей с действи-
ем на отключение.
Требование быстродействия является
обязательным также для защиты от одно-
фазных КЗ двигателей напряжением ниже
1000 В. Для двигателей напряжением вы-
ше 1000 В допустимо вводить в защиту от
однофазного замыкания на землю выдерж-
ку времени' 1—2 с, если без этого нельзя
достичь необходимой чувствительности за-
щиты.
Для защиты от однофазных замыка-
ний устанавливают специальную защиту ну-
левой последовательности.
Двойные замыкания на землю, как и
многофазные, должны отключаться без вы-
держки времени. Защита от многофазных
КЗ не всегда может обеспечить отключе-
ние этих видов повреждений (из-за недос-
таточной чувствительности, а также в слу-
чаях, когда одно из мест замыкания нахо-
дится в фазе, где нет трансформатора то-
ка). В этих случаях функции защиты от
двойных замыканий на землю выполняет
защита от однофазных замыканий. Когда
эта защита имеет выдержку времени, ино-
гда устанавливают дополнительное реле то-
ка, обеспечивающее отключение без выдер-
жки времени при двойных замыканиях. Ес-
ли же защита от однофазных замыканий
ие устанавливается, то защита от много-
фазных КЗ должна обеспечивать необходи-
мую чувствительность при двойных замы-
каниях. Для этого защиту от многофазных
КЗ выполняют трехфазиой на основе диф-
ференциальной токовой.
Для двигателей, выполненных с парал-
лельными ветвями обмотки статора, соеди-
ненными в звезду, может быть установлена
поперечная дифференциальная защита, ре-
агирующая на витковые замыкания в од-
ной фазе.
Для СД необходима защита от обры-
ва цепи возбуждения, поскольку защита
от асинхронного режима при обрыве цепи
возбуждения обычно отказывает в действии.
Специальной защиты от замыканий на
землю в одной точке'цепи возбуждения СД
обычно не устанавЛйвают, если двигатель
оперативно может быть выведен в ремонт.
При отсутствии такой возможности уста-
навливают временную защиту от появле-
ния второго замыкания на землю в цепи
возбуждения.
Основным видом ненормального режи-
ма электродвигателей является прохожде-
§ 39-26]
Релейная защита электрических двигателей
573
ние в статоре токов, превышающих номи-
нальный. Появление сверхтоков в статоре
обусловливается следующими . причинами:
перегрузкой приводимого механизма, сни-
жением частоты вращения и выходом нз
синхронизма СД в результате снижения
напряжения на выводах с последующим
его восстановлением, обрывом одной из
фаз питающей цепи, повреждением механи-
ческой части илн приводимого механизма.
Защита двигателя от перегрузки должна
действовать на его отключение, но с выдер-
жкой времени, достаточной для его пуска.
Допустимое время перегрузки обычно
оценивают по упрощенному выражению
[39-19]
t_________А__
»Доп.п-&?_ J .
где k — кратность тока перегрузки по от-
ношению к номинальному току обмотки
статора; А — коэффициент, зависящий от
типа и исполнения двигателя.
Значение коэффициента А ориентиро-
вочно принимают равным 250 для электро-
двигателей закрытого исполнения н 150—
открытого исполнения.
Если позволяют условия, целесообраз-
но осуществлять действие защиты от пере-
грузки на разгрузку приводимого меха-
низма.
Прн снижении напряжения с последу-
ющим его восстановлением происходит са-
мозапуск электродвигателей. Под самоза-
пуском понимается [39-20] разворот до под-
синхронной частоты вращения и вхождение
в синхронизм синхронных двигателей пос-
ле восстановления питания, потерянного нз-
за кратковременного отключения источника
или кратковременного глубокого снижения
напряжения вследствие короткого замыка-
ния на смежных элементах сети.
Для обеспечения самозапуска двигате-
лей ответственных механизмов и предотвра-
щения несинхронного включения применя-
ется защита от потерн питания, в качестве
которой используется, как правило, мини-
мальная защита напряжения (дополненная
часто на СД минимальной защитой часто-
ты с блокировкой по направлению актив-
ной мощности). Защита действует на от-
ключение или развозбуждение электродви-
гателей во избежание: несинхронного вклю-
чения СД; повторного пуска после остано-
ва из-за длительного (более 1—9 с) отсут-
ствия напряжения; самозапуска двигателей,
не подлежащих самозапуску при его затя-
гивании (АД с короткозамкнутым ротором)
или его тяжелых условиях (особенно АД
с фазным ротором}. Время действия защи-
ты на отключение группы неответственных
АД принимают равным^,5—1 с для предо-
твращения ненужных отключений при внеш-
них КЗ, отключаемых быстродействующими
защитами. .. <..
Ненормальным режимом синхронных
двигателей (кроме указанных) является
асинхронный ход, появляющийся вследст-
вие выпадения СД из синхронизма.
При кратковременной потере питания
с последующим действием устройств АПВ
и АВР синхронные двигатели успевают вы-
пасть из синхронизма, поскольку полный
цикл отключения — включения превышает,
как правило, 0,3—0,4 с [39-20].
При трехфазных КЗ на смежных эле-
ментах в нереактированной сети синхрон-
ные двигатели не выпадают из синхронизма,
если сеть снабжена быстродействующими
защитами (без выдержки времени). В про-
тивном случае выпадение из синхронизма
обязательно произойдет. Поэтому применя-
ют защиту от асинхронного хода, действую-
щую на восстановление синхронного режи-
ма или на отключение СД.
В реактированиых сетях КЗ не приво-
дят к выпадению нз синхронизма двигате-
лей, поскольку остаточное напряжение на
шинах в этих случаях превышает (0,5—
0,6) UНОМ.
Функции защиты от обрыва фазы час-
то возлагаются и а защиту от перегрузок.
Одиако в ряде случаев предусматривается
специальня защита от неполнофазного ре-
жима работы электродвигателя.
На промышленных предприятиях полу-
чили распространение блоки трансформа-
тор— электродвигатель со схемой соедине-
ния трансформатора звезда — треугольник
с напряжением 10/6 или 10/3 кВ. При осу-
ществлении защиты таких блоков учитыва-
ют необходимость:
1) повышенной чувствительности защи-
ты от многофазных КЗ, поскольку токи КЗ
ограничены сопротивлением трансформа-
тора;
2) отстройки защит блоков от бросков
тока намагничивания трансформаторов прн
включении блока;
3) установки газовой защиты для тран-
сформатора блока.
Кроме того, необходимость в защите
от замыкания, на землю статорной обмотки
двигателя отпадает из-за малого (значи-
тельно меньше 5 А) значения тока замы-
кания на землю.
39-26-2. Защиты от коротких замыканий
в обмотке статора
Выполнение защит. Защита от много-
фазных КЗ устанавливается на всех без
исключения синхронных и асинхронных дви-
гателях и действует без выдержки времени
на отключение электродвигателя от сети,
а у СД — также иа устройство гашения
поля (если оно предусмотрено).
Для защиты двигателей- напряжением
ниже 1000 В широко используются плавкие
предохранители, а также электромагнитные
и тепловые расцепители выключателей низ-
кого напряжения (автоматов). Такая токо-
вая защита может защищать низковольтные
двигатели не только от КЗ, но и от пере-
грузок. При выборе автоматов для этой
защиты в качестве расчетного тока /расч
принимают номинальный ток двигателя
7д,НОМ.
574
Релебная защита
[Разд. 39
Электродвигатели, подключаемые к се-
ти Через контакторы, имеют защиту от КЗ
в виде токовой, выполняемой посредством
электромагнитных реле косвенного дейст-
вия. Токовые реле включаются в каждую
фазу статора непосредственно (реле КА1—
КАЗ на рис. 39-17) или через трансформа-
торы тока.
Рис. 39-17. Токовая защита от многофазных КЗ
двигателя напряжением ниже 1000 В, подключае-
мого к сети через контакторы.
Защита электродвигателей напряжени-
ем 3—10 кВ осуществляется на вторичных
реле тока или комбинированных реле тока
и времени прямого или косвенного действия.
Для двигателей мощностью до 5000 кВт
защита от многофазных КЗ, как правило,
выполняется в виде максимальной токовой
без выдержки времени.
Для электродвигателей мощностью до
2000 кВт применяют однорелейную схему,
если чувствительность защиты при К<2) на
выводах двигатели не менее двух. Дли по-
вышения чувствительности защиту выполня-
ют двухрелейной с включением реле на то-
ки двух фаз по схеме неполной звезды.
Двухрёлейнаи схема применяется также,
если это целесообразно по исполнению
защиты, выполненной комплектно, нли в тех
случаях, когда применяемый привод выклю-
чатели имеет соответствующее число то-
ковых реле прямого действия.
Если электродвигатели не имеют защи-
ты от замыканий на землю и есть необхо-
димость защиты от максимальная .то-
ковая защита выполняется трехрелейной
с тремя ТТ.
Для обеспечения срабатывания защит
прн удаленных от выводов повреждениях
обмотки статора, а также в случаях, ког-
да k4 простых токовых защит меньше двух
при КЗ на выводах, токовую защиту от КЗ
выполняют дифференциальной (рнс. 39-18).
Ее установка считается обязательной для
электродвигателей мощностью 5000 кВт н
более.
Для электродвигателей, имеющих за-
щиту от однофазных замыканий на землю,
дифференциальная защита может выпол-
няться двухфазной (рис. 39-18), а защита
от однофазных замыканий выполняет также
фукцин защиты прн двойных замыканиях.
Применение дифференциальной защи-
ты с током срабатывания, меньшим номи-
нального, нежелательно для двигателей от-
ветственнйх механизмов, поскольку при
этом возможно ложное срабатывание за-
щиты и отключение электродвигателя при
обрыве цепи циркуляции. Применение спе-
циальных схем, отстроенных от обрыва це-
ци циркуляции, целесообразно для двигате-
лей большой мощности особо ответственных
механизмов.
Для электродвигателей мощностью до
10 00b кВт дифференциальную токовую за-
щиту выполняют, как правило, с первич-
ным током срабатывания, обеспечивающим
отстроенность защиты от обрыва цепи цир-
куляции.
Для электродвигателей мощностью свы-
ше 5000 кВт при наличии шести выводов
обмотки статора предусматривают про-
дольную дифференциальную токовую защи-
ту по схеме с циркулирующими токами в
трехфазном трехрелейном исполнении (при
отсутствии защиты без выдержки времени
от замыканий иа землю) с применением
реле типа РНТ-565 с промежуточными на-
сыщающимися трансформаторами.
При выполнении дифференциальной за-
щиты иа электродвигателях с реакторным
пуском пусковой реактор, как правило,
включают в зону защиты.
Для блоков с электродвигателями мощ-
ностью до 2000 кВт токовую отсечку, об-
щую для блока, выполняют по схеме не-
полной звезды с третьим реле в общем про-
воде (при схеме соединения обмоток тран-
сформатора звезда — треугольник). При
невозможности установки трех реле допус-
кается схема с двумя реле, включенными
на соединенные треугольником вторичные
обмотки трех трансформаторов тока.
На блоках с электродвигателями мощ-
ностью более 2000 кВт устанавливают об-
щую для блока продольную дифференци-
альную защиту с реле типа РНТ-565, обес-
печивающими отстроенность защиты от брос-
ков тока намагничивания, по двухрелейной
схеме с двумя трансформаторами тока в ну-
левых выводах обмотки электродвигатели
и тремя ТТ, соединенными в треугольник,
на высшем напряжении трансформатора со
схемой соединении обмоток звезда — тре-
угольник.
Расчет защиты от многофазных КЗ в
обмотке статора. 1. Ток срабатывания мак-
симальной токовой защиты без выдержки
времени выбирают по условию отстроен-
ноСтн защиты от пускового тока двигателя:
/с,з = ^отс ^птдх»
где In max — действующее значение перио-
дической составляющей пускового тока при
выведенных пусковых устройствах нли то-
ка, генерируемого --электродвигателем при
внешнем К(3>. ;
Коэффициент’ отстройки kотс ПрНЙНМН-
ется равным 1,8 для реле типа РТ-40 нли
ЭТ-521 и 2 — для реле типа РТ-80 нли ИТ-
80, а также для реле прямого действии
вследствие меньшей точности этих реле.
,Б-10кВ
YATT YAT2
гтгя
Дифференциальная
защита
Защита от асинхронного
хода и перегрузки.
Измерительные приборы
Дифференциаль-
, ная токовая
продольная
защита
Цепи отключения
от минимальной
защиты
напряжения-
Защита от
замыканий
на землю
Защита от
перегрузки
и асинхронного
хода
Цепи отключения
Защита
от потери,
питания
KL5
, Xх—п—п____»- На ресинхро-
\\ низацию
-----^-сс±6----г- На разгрузку
двигателя
КН1
Цепи,
сигнализа-
ции.
Рнс. 39'18. Принципиальная схема
защиты синхронного двигателя.
§ 39-26] Релейная защита электрических двигателей
576
Релейная защита
[Разд. 39
2. Ток срабатывания реле
Т _ Ь 1,(3) г /А,
'с.р отс сх 'птах'ч'
где — коэффициент схемы в симмет-
ричном режиме.
3. Чувствительность защиты оценива-
ется При двухфазном КЗ иа выводах дви-
гателя значением Л., >2 (в минимальном
режиме работы системы электроснабжения).
4. Ток срабатывания реле дифференци-
альной токовой защиты выбирается по ус-
ловию обеспечения отстроенности защиты
от тока небаланса при прямом пуске без
токоограничивающих устройств с учетом
апериодической составляющей:
/с,з,расч — К^отс ^одн /д,ном>
где ka — кратность пускового тока; Аоди—
коэффициент однотипности.
При использовании реле типа РНТ-565
коэффициент fea, учитывающий апериоди-
ческую составляющую, принимается равным
1, а при использовании обычных макси-
мальных реле тока Л» — равным 2. Так, ес-
ли Лп=5 и применяется защита с реле пря-
мого действия РТМ, то при однотипных ТТ
7с.3=0,1-2-2-0,5-5>Лом=/ном. На практике
рекомендуется /с,3= (1,54-2)7ROM.
При применении реле РНТ-565 значение
коэффициента Ла принимается равным 1-
5. Расчетное число витков обмотки реле
РНТ-565, соответствующее току срабаты-
вания защиты,
®расч — Рс,р к?!7с,з»
где Fc.p — МДС срабатывания реле (Fc,₽=
= 100 А).
Принятое число витков w ие должно
превышать расчетного значения.
6. Чувствительность защиты
Лз.Р
где
Ipmin ~ Лез min^f
Для дифференциальной защиты с реак-
торным пуском допускается пониженное
значение коэффициента чувствительности
(Лч>1,5) при двухфазном КЗ на выводах
двигателя в режиме его пуска.
39-26-3. Защита от однофазных замыканий
обмотки статора на землю
Выполнение защиты. 1. Защита уста-
навливается иа электродвигателях мощнос-
тью менее 2000 кВт, если ток замыкания на
землю 13 превышает 10 А, а на электро-
двигателях мощностью более 2000 кВт —
при токе замыкания иа землю /3>5 А и
действует иа отключение электродвигателя
и автомат гашения поля (у СД). Защита
выполняется с помощью токового реле,
подключенного к фильтру токов нулевой
последовательности (рис. 39-19, а).
2. Для электродвигателей мощностью до
10 000 кВт значения 13 обычно меньше 1 А.
В качестве фильтра нулевой последователь-
ности используют кабельные ТТ типов ТЗЛ,
ТЗРЛ, надетые на каждый из параллель-
ных кабелей и включаемые последователь-
но. Кроме того, применяют ТТ типа ТИП
(рис. 39-19, а) с подмагничиванием пере-
менным током. ТТ всех этих типов вклю-
чают в режим согласованной нагрузки, ког-
да значение сопротивления нагрузки ZH
близко к значению внутреннего сопротивле-
ния самого трансформатора (2Н »ZT1T„x,r).
Рис. 39-19, Защита от замыканий на землю асинхронного двигателя и принципиальная схема ре-
ле РТЗ-50.
'§ 39^26]
Релейная защита электрических двигателей
577
3. Дли двигателей мощностью 2000 кВт
и более первичный ток срабатывания не бо-
лее 5 А может быть обеспечен только спе-
циальным реле (РТЗ-50), обозиачеиным в
схеме (рис. 39-19, а) как РТЗ. Это тран-
зисторное реле (рис. 39-19,6) имеет боль-
шую чувствительность (ток срабатывания
реле равен 0,03 А при первичном токе ЗА)
и высокий коэффициент возврата, довольно
сложно и требует дополнительного питания
постоянным (зажимы 4—8} напряжением
220 В или переменным (зажимы 2—4) на-
пряжением 100 В (от трансформатора на-
пряжении). Реле состоит из входного транс-
форматора, выпримительиого устройства,
усилителя постоянного тока, исполнитель-
ного органа KL и блока питания. Первич-
ная обмотка трансформатора TL имеет че-
тыре вывода (а—г), выведенных на плату
и позволяющих изменять диапазон шкалы
токов срабатывания. Разрядник FV защи-
щает элементы схемы от импульсов напря-
жения, возникающих во вторичной обмотке
TL при больших токах. Усилитель постоян-
ного тока выполнен иа транзисторах VT1
и VT2. Резистором R7, включенным в цепь
смещении триода VT1, осуществляется
плавное изменение уставки. Резисторы R13
и R14 включаются только при питании реле
напряжением постоянного тока.
4. Для действия защиты по рис'. 39-19
при двойных замыканиях на землю без вы-
держки времени во вторичную цепь ТНП
включается второе токовое реле КА1 с пер-
вичным током срабатывания 150—200 А.
Защиту от двойных замыканий на землю
целесообразно предусматривать даже при
трехфазном исполиенин продольной диффе-
ренциальной защиты, поскольку последняя
может оказаться нечувствительной при
двойном замыкании на землю через пере-
ходное сопротивление.
5. Специальный контроль исправности
цепи подмагничивания ие устанавливается,
поскольку обрыв этой цепи лишь загрубля-
ет защиту, не нарушая селективности несра-
батывания. Подключение цепей подмагни-
чивания к ТНП выполняют через замыкаю-
щий блок-контакт выключателя электро-
двигателя.
6. Если цепи питания реле РТЗ-50 (РТЗ
иа рис. 39-19, а) подключены к фазам А и
В либо В и С ТСН, а Цепь подмагничива-
ния ТНП —на линейное иаприжение Пав
либо Пвс, то при замыкании фазы В (вне
зоны действия двухфазной дифференциаль-
ной защиты) и любой из двух- других фаз
сети произойдет отказ в срабатывании реле
РТЗ-50 либо загрубленйе защиты. Для ис-
ключения этих недостатков предусматрива-
ют подключение цепей подмагничивания к
Пас, а питание РТЗ-50 —от оперативного
постоиииого тока либо от шииок а и с тран-
сформатора напряжения.
7. При токах замыкания иа землю,
меиьших указанных в п. 1 значений, защи-
та от однофазных замыканий может, как
правило, не предусматриваться. В этих слу-
чаях для своевременного выявления одно-
37—792
фазного замыкания обмотки статора и пре-
дупреждения появления двойных замыка-
ний иа землю целесообразно выполнять
сигнализацию замыканий на землю иа при-
соединении к электродвигателю с использо-
ванием тех же устройств, что и для кабель-
ных и воздушных сетей 3—10 кВ.
8. Защиты от замыканий на землю (од-
нофазных и двойных) действуют иа отклю-
чение электродвигателя от сети, а у син-
хронных двигателей — также на устройст-
во гашения поля (если оио предусмотрено).
9. Защита от однофазных замыканий
выполняется без выдержки времени, если
ток ее срабатывания удается отстроить от
броска емкостного тока двигателя при
внешнем замыкании. Указанное возможно
иа всех двигателях мощностью менее
2000 кВт.
Для более мощных двигателей, а также
прн использовании ТТ нулевой последова-
тельности (ТТНП) с подмагничиванием за-
щита от однофазных замыканий выполня-
ется с выдержкой времени 0,5—2 с.
10. Использование ТТЙП, установлен-
ных в камере комплектного распредустрой-
ства, где размещается выключатель элек-
тродвигателя, или в непосредственной бли-
зости от камеры, оказывается приемлемым
в том случае, когда дополнительный учет
емкостного тока кабеля (от места установ-
ки ТТНП до электродвигателя) в токе
срабатывании защиты не приводит к необ-
ходимости увеличения времени срабатыва-
ния.
Во всех остальных случаях ТТНП ус-
танавливают у выводов электродвигателя.
11. Защиту от замыканий иа землю в
системе электродвигатель — вторичная об-
мотка трансформатора предусматривают
для блоков с электродвигателями мощ-
ностью 20 МВт и более, поскольку токи
однофазного замыкания обычно значитель-
но меньше 5 А, при этом защищаемая зона
защиты должна охватывать не менее
85% витков обмотки статора электродвига-
теля н действовать на сигнал с выдержкой
времени.
Расчет защиты ' нулевой последователь-
ности от однофазных и двойных замыканий
на землю. 1. Расчет уставок срабатывания
реле тока защит от замыканий на землю
производят, как правило, в первичных то-
ках.
2. Первичный ток срабатывания /с,3
защиты, выполненной с ТТНП кабельного
типа без подмагничивания, выбирается из
условия отстроениости защиты от броска
собственного емкостного тока при внешнем
перемежающемся замыкании иа землю сле-
дующим образом:
7с.з ^отс йбр /С .
где йоте — коэффициент отстройки, прини-
маемый равным 1,3; — коэффициент,
учитывающий бросок собственного емкост-
ного тока электродвигателя (йвр принима-
ется равным 3—4).
578
Релейная защита
[Разд. 39
Значение /₽, А, собственного емкост-
ного тока электродвигателя определяется
как
/с = 6л/С(/ивм/)Лз,
где f — частота сети, Гц; ипоы— номиналь-
ное междуфазцое напряжение, В; С — ем-
кость фазы электродвигателя, Ф.
При отсутствии данных завода-изгото-
вителя значение С, мкФ, можно приближен-
но определить как
0,0187 SH0M
С =-------- . ...... ••• — для
1,2 УиНОМ (108+0,08 ияом)
турбокомп рессоров;
п 40
~ — для остальных
3(ПНОМ + 3600)У п двигателей,
где 5„ом — мощность двигателя, кВ-А;
Еном — номинальное напряжение, В; л —
частота вращения, об/мин.
3. Для электродвигателей мощностью до
2000 кВт значение /с, в должно быть ие
более 10 А, а дли двигателей большей мощ-
ности — не более 5 А. Указанное условие
выполняется для двигателей мощностью до
10 000 кВт. Поэтому можно пользоваться
ориентировочными значениями /с, в, приве-
денными в табл. 39-8.
Таблица 30-8
Параметр Тип реле
РТ-40/0,2 РТЗ-50
Используемая шкала, А Уставка срабатывания реле. А Л\з min • А: при одном ТТНП при двух ТТНП, включенных после- довательно при двух ТТНП. включенных парал- лельно 0,1—0,2 0,1 8,5 10,2 12,5 0,03—0,06 0,03 3 3,2 4,5
4. Первичный ток срабатывания защи-
ты /с,а,а, выполненной с ТТНП кабель-
ного типа с подмагничиванием, определяют
по условию обеспечения отстроенности При
внешнем однофазном замыкании, сопро-
вождающемся внешним двухфазным КЗ:
г и Л ь (^отс ГС “Ь ^отс ^нб,к,з,п) ’
где 1,а—установившийся емкостный ток за-
мыкания на землю защищаемого двигателя
и кабелей между местом установки ТТНП
и двигателем; fepTc^=2; /яв1КЭ1П —первич-
ное значение установившегося тока неба-
ланса ТТНП, вызываемого наличием под-
магничивания и несимметричным располо-
жением фаз первичной обмотки относитель-
но вторичной, при максимальном расчетном
токе внешнего двухфазного КЗ; йотС—
коэффициент отстройки, принимаемый рав-
ным 1,5; ks — коэффициент возврата реле
* (для РТЗ-50 feB=0,94-0,93).
Значение первичного тока небаланса
Дл.к.в.п определяют по значению вторич-
ного тока /нб, в небаланса:
/нб,к,з,п в /нб,в wb (1 ~Ь 2р/^э.нам.в)>
где wB — число витков вторичной обмотки
ТТНП (табл. 39-9); 2Э, наи,в— эквивалент-
ное сопротивление намагничивания, приве-
денное ко вторичной цепи (табл. 39-9);
— сопротивление реле и проводов (от
зажимов ТТНП до реле).
Вторичный ток небаланса /нс, в содер-
жит две составляющие: /нб,вес,в — состав-
ляющую, обусловленную несимметричным
расположением первичных токопроводов от-
носительно вторичной обмотки ТТНП;
/нб, лвдм, в — составляющую, обусловленную
неидентичностью двух магнитопроводов
ТТНП.
Эти составляющие определяют как
. _ ^^нб.нес
^нб.нес.в — 7 । 1
/-э,нам,в~Г-ср
- __£цб,подм
' нб,подм,в — ~ >
ZP
где Енб, нес — ЭДС небаланса, наводимая
во вторичной обмотке ТТ в номинальном
режиме (табл. 39-9) ; k— коэффициент, рав-
ный кратности расчетного тока внешнего
двухфазного КЗ для момента времени, со-
ответствующего выдержкейвремени защиты;
Енб, води ЭДС небаланса, обусловленная
неидентичностью магнитопроводов (табл.
39-9).
Таблица 39-9
Тип ТТНП Число ох- ватывае- мых кабе- лей Цепь подмагничива - ння ЭДС небаланса во вторичной цепи, мВ Сопротивле- ние намагни- чивания, при- веденное ко вторичной це- пи, Ом Число витков вторичной обмотки
Номиналь- ное нап- ряжение, В Потреб- ляемая мощность, В.А от подмаг- ничивания нб, подм от несимметрично расположенных токопроводов £нб, нес
ТНП-2 1—2 по 20 150 17 10 20
ТНП-4 3—4 по 45 150 17 10 20
ТНП-7 5—7 по 50 ISO 14 10 20
§ 39-26]
Релейная защита электрических двигателей
579
5. Ток срабатывания защиты от двой-
ных замыканий на землю должен быть вы-
бран большим максимально возможного
значения тока, проходящего через защиту
при внешнем повреждении. Первичный ток
срабатывания выбирают порядка 100—150 А,
учитывая, что защита выполняется без вы-
держки времени.
6. Параметры (ориентировочные) сра-
батывания защиты от двойных замыканий
при использовании ТТНП с подмагничива-
нием приведены в табл. 39-10.
Т а блица 39-10
Тип транс- форматора тока Тип реле Ток срабаты- вания реле ZC,p,B' А Первич- ный ток срабаты- вания за- щиты
ТНП-2 РТ-40/6 .2.3 1ОЛ—150
ТНП-4 РТ-40/6 4,0 100—150
ТНП-7 РТ-40/6 3.3 100—150
39-26-4. Защита асинхронных двигателей
от перегрузки
Выполнение защиты. 1. Защита от пе-
регрузки АД напряжением ниже 1000 В
выполняется токовой, тепловой или темпе-
ратурной (реагирует на повышение темпера-
туры обмотки или других частей двигате-
ля). Защита может выполняться посред-
ством автоматов с замедленным срабатыва-
нием илн с помощью реле косвенного
действия — тепловых или электромагнитных.
Магнитный пускатель содержит два тепло-
вых реле KST1 и KST2 (рис. 39-20), кото-
Рис. 39-20. Защита от обрыва фазы и от перегруз-
ки асинхронного двигателя напряжением ниже
1000 В.
рые отключают электродвигатель в зависи-
мости от количества теплоты, выделенной
в них.
При КЗ в двигателе нагреватель может
перегореть раньше, чем реле отключит дви-
гатель, поэтому тепловые реле применяют-
ся только при наличии быстродействующей
защиты от КЗ (например, плавких предо-
хранителей) .
2. Температурная защита использует
измерительные преобразователи нагрева
37*
обмоток двигателя: температурные реле и
терморезисторы, встраиваемые в лобовые
части обмотки статора [39-21]. Такая защи-
та применяется дли двигателей открытых
установок.
3. Для низковольтных АД, защищаемых
от КЗ с помощью предохранителей, и при
необходимости осуществления защиты от
перегрузки применяют реле обрыва фазы
(1ОФ—ЗОФ иа,рис. 39-20), которые своими
контактами разрывают цепь самоудержива-
иия контактора КМ при перегорании пре-
дохранителей.
4. Наиболее распространена для двига-
телей выше 1000 В защита на основе од-
ного индукционного реле серии РТ-80, ко-
торое позволяет выполнить в одном реле
защиту от перегрузки и отсечку от много-
фазных КЗ. При этом индукционный эле-
мент с выдержкой времени, зависимой от
кратности тока, используется для защиты
от перегрузки, а без выдержки времени—
для выполнения отсечки (например, реле
РТ-82). Когда необходимо действие защиты
от перегрузки выполнить на сигнал или раз-
грузку ппиводимого механизма, применяют
реле РТ-84.
Для выполнении функции защиты от
обрыва фазы защиту от перегрузки выпол-
няют двух- или трехрелеиной. Специаль-
ная зашита от обрыва фазы для двигателей
напряжением выше 1000 В применяется
редко.
5. Защита выполняется с действием на
сигнал, если предусматривается возмож-
ность ликвидации перегрузок дежурным
персоналом, или иа разгрузку приводимого
механизма, если она выполняется автома-
тической.
Действие защиты от перегрузки на от-
ключение применяется для электродвига-
телей с тяжелыми условиями пуска и само-
запуска, при недопустимости самозапуска,
работе электродвигателей без постоянного
дежурного персонала или невозможности
разгрузки механизма без остановки дви-
гателя.
Расчет защит перегрузки асинхронного
двигателя. 1. Номинальный ток теплового
реле 7Р, „ом и номинальный ток 1„, ном его
сменного нагревателя при осуществлении
защиты двигателей напряжением <1000 В
выбирают из условия
7р,нем > ^д,ном/^т ~ /н,вои>
где /д, ном — номинальный ток двигателя.
2. Ток срабатывания реле защиты АД
выше 1000 В от перегрузки выбирают из
условия надежного возврата защиты при но-
минальном токе:
7с.р == коте ^сх 7д,ном/^в кт,
где йоте — коэффициент отстройки, прини-
маемый равным 1,1—1,2; kB—коэффициент
возврата, принимаемый равным 0,8 для ре-
ле РТ-80, РТ-82, РТ-84 и 0,85 — для реле
РТ-40.
3. Время срабатывания реле выбирают
из условия отстройки от времени пуска, а
580
Релейная защита
[Разд. 39
с целью приближения зависимой части ха-
рактеристики реле к тепловой характери-
стике электродвигателя принимают время
максимально возможным в независимой
части характеристики (12—16 с для реле
РТ-82 и РТ-84).
39-26-5. Зашита синхронных двигателей
от асинхронного хода и перегрузки
Выполнение защиты. 1. Защита уста-
навливается иа всех синхронных двигателях
н действует:
а) с выдержкой времени на запуск схе-
мы ресинхронизации и автоматическую раз-
грузку механизма до такой степени, чтобы
обеспечить втягивание СД в синхронизм,
если ресинхронизация возможна и допу-
стима;
б) на отключение СД и повторный ав-
томатический пуск;
в) на отключение СД при невозможно-
сти ресинхронизации или повторного авто-
матического пуска.
2. Для СД со «спокойной» нагрузкой
применяется защита двух разновидностей:
1) с реле, реагирующим иа увеличение
тока в обмотках статора;
2) с реле, реагирующим иа наличие пе-
ременного тока в цепи обмотки ротора, или
устройством, реагирующим на сдвиг фаз
между током и напряжением статора при
асинхронном ходе, когда необходимо быст-
родействие защиты от асинхронного хода.
3. Защиты, использующие изменение
тока статора, выполняются часто прн помо-
щи токового реле с зависимой характери-
стикой (типа РТ-80), которое одновременно
используется для защиты СД от перегрузки.
Действие защиты прн изменениях то-
ка статора в случае асинхронного хода
(рис. 39-21) основано на том, что реле
Рис. 39-21. Временная диаграмма, поясняющая
поведение токовой защиты синхронного двигателя
от асинхронного режима.
РТ-80, у которого большое время возврата,
не успевает возвращаться за время А/ и
после нескольких периодов биений тока
статора срабатывает. Для того чтобы обе-
спечивалось удерживание реле за время А/,
необходимо, чтобы /с, р-^/кач max/ (2-г-З).
Значение тока качаний Дач зависит от воз-
буждения СД, а также от его отношения
короткого замыкания (ОКЗ). Поэтому при
обрыве цепи возбуждения СД, а также
при ОКЗ <1 защита отказывает в дейст-
вии н может применяться только для СД
с ОКЗ>1 при наличии дополнительной за-
щиты от обрыва цепи возбуждения.
4. Для СД с ОКЗ<1 применяется сов-
мещенная защита (рис. 39-22) с независи-
мой от тока выдержкой времени н током
срабатывания
/с,з = (1»3 -S— 1 »4) 7д,ном-
Выдержка времени защиты выбирает-
ся из условия отстройки от времени пуска
и принимается равной 8—10 с.
В схему защиты (рис. 39-22) последо-
вательно с контактом без выдержки време-
Рис. 39-22. Защита синхронного двигателя от
асинхронного режима и перегрузки.
ни КА1 включена обмотка KL2 промежу-
точного реле с замедлением на возврат,
предотвращающего возврат реле времени
КТ 2 при биениях тока асинхронного хода.
Скольжение при асинхронном ходе,
возникшем в результате обрыва цепи воз-
буждения, для различных двигателей ко-
леблется от 0,1 до 2—3%. При малом
скольжении необходимое время возврата
реле KL2, а следовательно, необходимая
выдержка времени реле КТ2 могут ока-
заться (см. расчет защиты) недопустимо
большими. Поэтому предусматривается от-
дельная защита от потери возбуждения
(реле КА иа рис. 39-22, называемое реле
нулевого тока), а время возврата релеКД2
выбирается из условия примерного равен-
ства периоду биений прн выпадении из син-
хронизма возбужденного двигателя и при-
нимается равным 1,5—2 с.
Если время действия защиты необхо-
димо иметь меньшим, чем время пуска, то
применяют ее блокировку иа время пуска.
Защита от обрыва цепи возбуждения мо-
жет сработать ложно при сбросе нагруз-
§ 39-26]
Релейная защита электрических двигателей
581
ки и отключении внешнего КЗ. Для исклю-
чения такой возможности вводится за-
держка с помощью реле КТЗ (рис. 39-22).
Для предотвращения отключения дви-
гателя при пуске защита от обрыва цепи
возбуждения выводится контактом контак-
тора включения возбуждения КМ, а при
ресинхронизации — размыкающим контактом
реле- времени КТ 1, имеющим выдержку вре-
мени на возврат.
Выдержку времени защиты (т. е. вы-
держку времени реле КТЗ) принимают рав-
ной 3—5 с.
Расчет защиты синхронного двигателя
от перегрузки и асинхронного хода. 1. Ток
срабатывания токового. реле защиты от
асинхронного хода, совмещенной с защитой
от перегрузки, определяется так же, как и
для асннхрониого двигателя.
2. Скольжение при асинхронном режи-
ме без возбуждения при номинальной на-
грузке для различных синхронных двигате-
лей колеблется в широких пределах — от
0,1 до 3% (реже до Ij>%). Защита, реаги-
рующая на увеличение тока статора, может
работать прн потере возбуждения только
в том случае, когда земедление на возврат
промежуточного реле KL2 (рис.. 39-22)
удовлетворяет условию [39-20]
> l/2sHOM тмех>
где Яном — скольжение, .%, прн номинальной
нагрузке и снятом возбуждении.
При Яяом=0,1°/о и /дМех=0,5 необходи-
мое время возврата реле KL2 оказывается
большим 10 с. Выдержка времени реле
КТ2 должна быть в 1,5—2 раза больше
времени возврата реле KL2, а следователь-
' но, может достичь 20 с, что часто недопу-
стимо и обосновывает применение отдель-
ной защиты от потери возбуждеиня, по-
скольку асинхронный ход возбужденного
двигателя возможен при скольжениях
s>0,5%, а при s<0,5% возбужденный
двигатель обязательно втянется в син-
хронизм.
3. Для надежной работы защиты при
выпадении из синхронизма возбужденного
синхронного двигателя' достаточно обеспе-
чить замедление 1,5—2 с на возврат реле
KL2 (рис. 39-22).
4. Первичный ток срабатывания реле
КА1 (рис. 39-22)
Iс.р.п = 1 /д.ном-
5. Ток срабатывания защиты от поте-
ри возбуждения выбирают равным
1,3—1,5 /в, х. х, где /в.х, х — ток возбужде-
ния при холостом ходе, номинальном на-
пряжении и минимальном токе статора дви-
гателя.
6. Выдержку времени защиты, реаги-
рующей иа исчезновение тока возбуждения,
принимают (реле КТЗ на рис. 39-22) равной
3—5 с.
39-26-6. Защита от потери питания
Выполнение защиты. 1. Защита от по-
тери питания устанавливается на электро-
двигателях, которые:
ие подлежат самозапуску по техноло-
гическим причинам или правилам техники
безопасности;
не обходимо отключить для обеспечения
самозапуска других, более ответственных
электродвигателей;
по длежат отключению во избежание
повторного пуска после останова из-за дли-
тельного (более 10 с) отсутствия напряже-
ния прн перерыве электроснабжения;
под лежат отключению нли развозбуж-
дению для предотвращения возможного
несиихрониого включения этих электродви-
гателей на параллельную работу с сетью;
подлежат отключению или развозбуж-
деиию для ограничении или ликвидации
подпитки места КЗ в питающей сети.
2. Защита от потери питания выполня-
ется обычно групповой (один комплект за-
щиты иа несколько присоединений) н дей-
ствует иа отключение двигателей или их
развозбуждение (для СД).
В качестве защиты от потери питания
применяют:
а) минимальную защиту частоты с бло-
кировкой по направлению активной мощно-
сти;
б) минимальную защиту напряжения,
выполняемую обычно двуступенчатой.
Выдержка времени I1 первой ступени
выбирается из условия отстройки от време-
ни действия быстродействующих защит при
многофазных КЗ, в зоне действия которых
напряжение на выводах двигателя меньше
напряжения 3 срабатывания защиты.
Первая ступень предназначена для
ускорения и повышения эффективности
самозапуска ответственных электродвигате-
лей, а также предупреждения несинхрон-
ного включения СД иа сеть. Обычно t1
принимают равным 0,5 с, а ^с,з ~
г» 0,7 UBOM из условия обеспечения самоза-
пуска ответственных электродвигателей.
Вторая ступень предназначена для от-
ключения электродвигателей при перерывах
питания по условиям технологии или тех-
ники безопасности, а также прн невозмож-
ности самозапуска двигателя с полной на-
грузкой (даже при использовании ресинхро-
низации) .
Выдержку времени tn второй ступени
минимальной защиты напряжения принима-
ют равной 5—10 с.
На рис. 39-23 представлен один из
возможных вариантов выполнения группо-
-вой защиты. Защита имеет две выдержки
времени: /*=0,5 с и ZII=10 с. Источником
оперативного тока служат предварительно
заряженные (от зарядного устройства УЗ)
конденсаторные батареи. Поэтому выход-
ные реле защиты KL1 и KL2 имеют задер-
жку при возврате для обеспечения надеж-
ности отключения выключателей.
Защита срабатывает только при сни-
жении напряжения во всех трех фазах.
Выдержка времени создается реле времени
КТ, имеющим размыкающий контакт и по-
582
Релейная защита
[Разд. 39
Рнс. 39-23. Групповая минимальная защита напряжения для двигателей напряжением выше JOOO В.
лучаюшим питание от трансформатора с. и.
через параллельно соединенные контакты
реле напряжения. Для предотвращения сра-
батывания защиты при отключении TV
предусмотрен вывод защиты из действия
вспомогательным контактом автомата TH,
а при исчезновении напряжения на выходе
трансформатора с. и. (Ут,с,я) — размыкаю-
щим контактом KV3 в цепи контактов КТ.
Когда мощность сети недостаточна для
обеснечения самозапуска всех двигателей
ответственных механизмов, от минимальной
защиты напряжения отключают н часть этих
двигателей, предусматривая их последую-
щий автоматический повторный пуск.
8. Применительно к электродвигателям
напряжением ниже 1000 В минимальную
защиту напряжения реализуют с помощью
контактора с удерживающей обмоткой,
подключенной к силовой сети. Контактор
отключает двигатель от сети, если напря-
жение снижается до (0,4—0,5) UBm.
4. Для электродвигателей напряжением
ниже 1000 В применяют кроме защиты по
п. 3 также схемы, обеспечивающие отсут-
ствие излишних отключений при быстро
ликвидируемых КЗ в питающей сети при
одновременном обеспечении незамедлеино-
го оперативного отключения. Пример такой
схемы показан на рис. 39-24. В ней при-
менено реле фиксации команды KQQ (типа
РП-351), получающее питание от незави-
симого источника переменного оперативно-
го тока, и реле времени КТ с выдержкой
Рис. 39-24. Минимальная защита напряжения дви-
гателя напряжением ниже 1000 В.
времени при возврате. При подаче команды
на включение реле KQQ включает контак-
тор КМ, вспомогательный контакт которо-
го подключает питание к обмотке реле вре-
мени КТ. Прн исчезновении напряжения в
сети контактор КМ отключается, а КТ на-
чинает отсчет времени. Если восстановле-
ние напряжения произошло раньше замы-
кания контакта КТ, то через контакт KQQ
контактор вновь включится. Если же пере-
рыв питания длителен, то контакт КТ, за-
мыкаясь, переключает реле KQQ и тем са-
мым не допускает повторного пуска дви-
гателя при последующем восстановлении
иапряжения.
39-26-7. Особенности выполнения
схем релейной защиты электродвигателей
и блоков трансформатор —
электродвигатель на переменном
оперативном токе
1. В качестве источника питания опе-
ративных цепей защиты используются ТТ и
трансформаторы с. н., для защиты от по-
тери питания — предварительно заряженные
конденсатор ы.
Питание непосредственно от ТТ при-
нято для цепей защит от многофазных КЗ.
Питание оперативных цепей от транс-
форматоров собственных нужд осущест-
вляется для защит от перегрузки, асинхрон-
ного хода (режима), от замыканий на зем-
лю, газовой защиты, а также в ряде слу-
чаев для минимальной защиты частоты с
блокировкой по направлению активной мощ-
ности.
2. Защиту от многофазных КЗ для дви-
гателей мощностью до 5000 кВт осущест-
вляют с помощью фазной токовой отсечки
с применением реле прямого действия ти-
па РТМ нли реле РТ-40 в сочетании с реле
РП-341 с действием иа дешунтирование ре-
ле РТМ в приводе выключателя.
3. Защиту двигателей более 5000 кВт,
выполняемую с помощью реле типа
РНТ-565, сочетают с реле типа РП-341,
дешунтирующим обмотку реле прямого дей-
ствия РТМ привода выключателя.
Список литературы
583
4. Защиты от перегрузки, асинхронного
режима и от замыканий на землю обмотки
статора электродвигателя выполняются
аналогично соответствующим защитам на
постоянном оперативном токе.
5. Для некоторых двигателей в качест-
ве минимальной защиты напряжения может
использоваться реле прямого действия ти-
па РНВ.
39-26-8. Схема защиты
синхронного двигателя на переменном
оперативном токе
В качестве защиты от многофазных
КЗ (см. рис. 39-18) установлена диффе-
ренциальная токовая продольная защита в
двухфазном исполнении с применением реле
1РНТ, 2РНТ, действующих через указа-
тельные реле КН1, КН2 иа выходные про-
межуточные реле KL10 и KL11, контакты
которых дешунтируют катушки отключения
YAT1 и YAT2 выключателя Q.
Защита от замыканий иа землю выпол-
нена на основе реле РТЗ-50 (см. рис. 39-19),
обеспечивающего значение первичного то-
ка срабатывания до 5 А.
Поскольку дифференциальная защита
от многофазных КЗ выполнена двухфазной,
в схеме защиты от замыканий иа землю
предусмотрено токовое реле КА2, дейст-
вующее на реле KL1 и отключение при
двойных замыканиях иа землю, если одно
из мест замыкания находится на фазе В.
При исчезновении или снижении напря-
жения в сети, питающей электродвигатель,
выпрямленное напряжение от блоков пи-
тания оперативных цепей может пропасть
илн оказаться недостаточным для действия
на отключение выключателя электродвига-
теля от групповой минимальной защиты
напряжения, устанавливаемой обычно в
камере трансформаторов напряжения. По-
этому от нее к камерам электродвигателей
идут четыре шинки минимальной защиты
иапряжеиия: +ШЗ, 1ШМН, 2ШМН и
—ШЗ. Через шинки +ШЗ и —ШЗ конден-
саторы С в камерах электродвигателей по-
стоянно подзаряжаются. Через шинки
1ШМН и 2ШМН реле KL (типа РП-252)
получает импульсный сигнал от минималь-
ной защиты напряжения (с меньшей вы-
держкой времени, если двигатель неответ-
ственный, и с большей выдержкой, если
двигатель ответственный или этого требуют
условия выполнения техники безопасности).
Реле KL, имеющее контакты с задержкой
иа возврат, замыкает их (с двух сторон
электромагнита отключения), подключая
электромагнит к конденсатору С.
Шинки А-ШРС н —ШРС защиты от
потерн питания подают при срабатывании
защиты оперативное питание на обмотку
реле KL5, контакты которого действуют
на разВозбуждение двигателя с последую-
щей ресинхронизацией или на разгрузку
двигателя.
Защита от асинхронного хода и пере-
грузки срабатывает с меньшей выдержкой
времени (КТ 1.1) на разгрузку или ресин-
хронизацию и с большей (контакт КТ 1.2) —
на отключение М.
Список литературы
35-1. Федосеев А. М. Релейная защита элект-
рических систем. — М.: Энергия, 1976. — 559 с.
39-2. Крючков И. П., Кувшинский Н.Н., Не-
клепаев Б. Н. Электрическая часть электростан-
ций и подстанций. Справочный материал для кур-
сового и дипломного проектирования. — М.: Энер-
гия, W78. — 454 с.
39-3. Кискачк В. М. Защита генераторов энер-
гоблоков от замыканий на землю в обмотках
статора.—Электричество, 1975, № 11, С. 25—31.
39-4. Руководящие указания по релейной за-
щите. Вып. 3. Защита шин 6—220 кВ станций и
подстанций.—М. — Л.: Госэнергоиздат, 1961.—
71 с.
39-5. Руководящие указания по релейной за-
щите. Вып. 4. Защита понижающих трансформа-
торов и автотрансформаторов. — М. — Л.: Гос-
энергоиздат, 1962. — 119 с.
39-6. Руководящие указания по релейной за-
щите. Вып. 5. Защита блоков генератор—транс-
форматор и генератор—автотрансформатор.—М.—
Л.: Госэнергоиздат, 1963-— 111 с.
39-7. Руководящие указания по релейной за-
щите. Вып. 6. Устройство резервирования прн от-
казе выключателей 35—500 кВ. — М.: Энергия,
1966. — 47 с.
39-8. Руководящие указания по релейной за-
щите. Вып. 7. Дистанционная защита 35—330 кВ.—
М.: Энергия, 1066. — 169 с.
39>9. Грек Г. Т., Петров С. Я- Дифференци-
альная защита шин с торможением. — Электриче-
ство, 1970, № Ю, с. 42—48.
39-10. Козис В. Л. Релейная защита. — В кн.:
Электротехнический справочник. Том 2. — М.:
Энергия, 1975, с. 602—628.
39-11. Реле защиты/В. С. Алексеев и др.—
М.: Энергия, 1976. — 463 с.
39-12. Гельфанд Я. С. Релейная защита рас-
пределительных сетей. — М.: Энергия, 1975. —
328 с.
39-13. Чернобровое Н. В. Релейная защита.—
М.: Энергия, 1974.—679 с.
39-14. Сирота И. М. Защита от замыканий на
землю в электрических системах. — Киев: Из-во
АН УССР, 1955. — 208 с.
39-15. Шабад М. А. Расчеты релейной защиты
и автоматики распределительных сетей. — Л.:
Энергия, 1976. — 286 С.
39-16. Кискачи В. М., Назаров Ю. Г. Сигна-
лизация однофазных замыканий на землю в ком-
пенсированных кабельных сетях 6—10 кВ. Тр-
ВНИИЭ, вып. 16. — М.—Л.: Госэнергоиздат, 1963,
с. 249—251.
39-1=7. Кискачи В. М. Селективная защита от
однофазных замыканий иа землю в сетях с весь-
ма малыми емкостными токами. — Тр. ВНИИЭ.
вып. 38. — М.: Энергия, 1972, с. 146—165.
39-18. Кискачи В. М. Схемы подключения за-
щиты и сигнализации однофазных замыканий при
параллельных кабелях. — Электричество, 1072,
Jfc 1, с. 13—17.
39-19. Беркович М. А., Семенов В. А. Основы
техники и эксплуатации релейной защиты. — М.:
Энергия, 1971. —583 с.
39-20. Слодарж М. И. Режимы работы, релей-
ная защита н автоматика синхронных электро-
двигателей.— №.: Энергия, 1977. — 215 с.
39-21. Тубис Я- Б., Белов Г. К. Температурная
защита асинхронных двигателей в сельскохозяй-
ственном производстве. — М.: Энергия, 1977.—
103 с.
584
Управление, контроль и сигнализация
[Разд. 40
Раздел 40
УПРАВЛЕНИЕ, КОНТРОЛЬ И СИГНАЛИЗАЦИЯ
НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ И ПОДСТАНЦИЯХ
СОДЕРЖАНИЕ '
40~ 1. Дистанционное управление аппарата-
ми и а постоянном оперативном токе
Общие сведения (584). Дистанцион-
ное управление выключателями С
электромагнитным приводом (584).
Модификации схем управления вы-
ключателями с электромагнитным
приводом (587). Дистанционное
управление разъединителями (593).
Избирательные схемы управления
(594)
40-2. Электромагнитная блокировка разъ-
единителей ..........................
40-3. Сигнализация иа постоянном опера-
тивном токе..........................
Общие сведения (600). Сигнализация
положения (600). Аварийная сигна-
лизация (600). Предупреждающая
сигнализация (601). Участковая сиг-
нализация с центральным осведомле-
нием (603). Групповая предупрежда-
ющая сигнализация (605). Групповая
сигнализация с промежуточным об-
общением и расшифровкой по запро-
су (608). Универсальное устройство
групповой сигнализации (610). Сиг-
нализация действия защиты и авто-
матики (614). Командная сигнализа-
ция (614)
40-4. Контроль . ' . . * . « . 615
584 Общие принципы и объем контроля
(615). Схема избирательного измере-
ния (615). Выполнение измеритель-
ных цепей тока и напряжения (618).
Схемы синхронизации (619). Конт-
роль изоляции оперативных цепей
(621)
40-5. Питание вторичных цепей от шин ак-
кумуляторной батареи .... 622
Общие принципы распределения тока
(622). Схемы питания цепей управ-
598 ления, защиты и сигнализации (622)
40-6. Управление и сигнализация на пере-
600 менном оперативном токе . . . 624
Источники оперативного переменного
тока (624). Резервирование питания
оперативных цепей (624). Дистанци-
онное управление коммутационными
аппаратами (626). Сигнализация
(631)
40-7. Монтажные схемы.....................633
Общие требования к монтажным схе-
мам (633). Размещение аппаратуры
вторичных цепей (633). Маркировка
во вторичных цепях (634)
Список литературы « ж . м . ы 636
40-1. ДИСТАНЦИОННОЕ УПРАВЛЕНИЕ
АППАРАТАМИ НА ПОСТОЯННОМ
ОПЕРАТИВНОМ ТОКЕ
Общие сведения
Под дистанционным управлением ап-
паратами понимается изменение положе-
ния аппарата на расстоянии с помощью
электрического командного сигнала. Ко-
мандный сигнал формируется при воздей-
ствии вручную на орган управления и
передается на исполнительный орган при
помощи релейных схем.
Воздействие на орган управления на-
зывается подачей команды, лицо, подающее
команду. — оператором, место, откуда по-
дается команда, — постом управления, ор-
ган управления, прн помощи которого по-
дается команда, — ключом управления
(сокращенно «ключ»), исполнительный ор-
ган — приводом. Схема электрических со-
единений между постом управления и при-
водом называется схемой управления.
На электрических станциях и подстан-
циях применяется дистанционное управле-
ние коммутационными аппаратами (выклю-
чатели, контакторы, разъединители, запор-
ные задвижки и т. п.) и регулирующими
аппаратами (регуляторы напряжения, ре-
гулирующие задвижки и т. п.).
Управление аппаратами, как правило,
осуществляется на оперативном напряже-
нии 220 В. .
В последних разработках появляется
тенденция перехода на малогабаритную
аппаратуру и пониженное оперативное на-
пряжение 24 В. Это диктуется в первую
очередь стремлением к уменьшению габа-
ритов щитов и пультов управления, и в то
же время целесообразно с точки зрения
использования аппаратуры с унифицирован-
ными входными и выходными сигналами
(в том числе и ЭВМ), принимаемыми сог-
ласно ГОСТ равными 5 мА/3 кОм для ана-
логовых и 24 В для дискретных сигналов.
Дистанционное управление выключателями
с электромагнитным приводом
-Схема со световым контролем цепей
управления (рис. 40-1) позволяет обеспе-
чить постоянный контроль целости цепей
управления и включенного положения ав-
томата SF1.
Контроль цепей осуществляется путем
включении сигнальных ламп HLGC и HLT
последовательно с электромагнитом отклю-
чения YAT и промежуточным контактором
§ 40-1]
Дистанционное управление на постоянном оперативном токе
585
+Ь/У--
-ШУ—-----
фд/м--»-4—
SF2\ XSF1
5
11
9
9
14
10
16
е
00201В1В2В
KI | Т |Н
I I
Л X
1 1
ТТ
11
11
кд
। ! t * ю
♦ 11,5
1 ?1Т-К
! 8________
HLT
I 1 1
Ml
{Iff 7
1 и I
12
1 M,G
13
I 13
I
1 । i i 1 1 i _£
-ШП------------------------------------r
KM YAC KM SF2\
L_-----------£}---------------J.
aj
Шинки, управления
Шинка мигания
Автомат
Шахка. звуковой. аварийной, сигка-дизощили
От авто- матики Цепи ‘ Включения
От ключа.
Цепа, сигнализации, положения яотключеноп
Цепи сигнализации положения „включен^
От ключа Цепи отключения
От защиты
Цепь звукового сигнала аварийного отключения
' Шинки, силового питания привода выключателя
Автомат
Цепь электромагнита включения
Условное обозначение положения Вид рукоятка и схема пакетов спереди в положении иотключеноа 0 1 / Q иг 1 г ° а Cf-O-P оз 5 ей 8 ° 07 9 10, ° 12 О—С> о Ъ11 13 17 18 2 20 о 19 21 22 2гЦ о 23
Тип рукоятки и пакетов Д124 1 3 в вг Юг Юг
~-—~-^_Н^контактов Положения""^— рукоятки ~~— Ьо 1 7s с!э т СП I X X Л- Ьо 1 т 1 оа «м 1 См <м «м см
0 Отключено ЕЛ X — — — — X — X — — — X — — X
В1 Предварительно включено S X — — — X — — X — — — X — — X —
вг Включить & — — X — — X — — — X X — — X — -
в Включено А в X — — — X — — — — X X — — X — —
01 Предварительно отключено ЕЛ — X — — — — X X — -г — X — — X —
02 Отключить & — — — X —* — X — X — — — X — — X
0
Рис. 40-1. Схема управления и сигнализации выключателя со световым контролем цепей управления.
а — цепи управления и сигнализации; б — диаграмма ключа управления.
привода КМ. Нормально через вспомога-
тельные контакты Q выключателя • подго-
товлена к действию только одна цепь —
цепь включения или цепь отключения в
зависимости от положения выключателя.
Контроль осуществляется только в подго-
товленной цени, т. е. в цепи «последующей»
операции. Подача команду на включение
или отключение производится путем замы-
кания оперативной цепи контактами ключа
управления или реле защиты KF или
автоматики КА, в результате чего на об-
мотки исполнительных органов' подается
полное напряжение. В нормальном состоя-
нии схемы напряжения на этих обмотках
ограничены сопротивлением соответствую-
щей сигнальной лампы и добавочным рези-
стором, включенным последовательно с
лампой. Добавочный резистор устанавли-
вается с целью предотвратить возможное
ложное срабатывание . привода при зако-
рачивании внутри арматуры лампы.
586
Управление, контроль и сигнализация
[Разд. 40
Схема работает следующим образом.
Выключатель отключен. Ключ находится
в положении «отключено» (О). Контакты
10—11 SA замкнуты. Лампа «отключено»
HLT горит ровным светом и контролирует
целость цепи включения и отключенное
положение автомата. Замкнуты контакты
14—15 SA в цепи лампы HLC, которая при
несоответствии, т. е. при автоматическом
включении, будет мигать.
При переводе ключа SA в положение
«предварительно включено» (Bi) его кон-
такты 9—10 замыкаются. Лампа HLT за-
горается мигающим светом.
При повороте ключа в положение «вклю-
чить» (В2) замыкаются его контакты 5—8,
подающие сигнал на включение и закорачива-
ющие лампу HLT, которая гаснет. Выклю-
чатель включается, и его вспомогательный
контакт Q размыкает цепь включения. Од-
новременно от другого замыкающего кон-
такта Q в цепи отключения загорается
ровным светом лампа «включено» HLC
через замкнутые контакты 13—16 SA.
Выключатель включен. Ключ SA нахо-
дится в положении «включено» (В). Лам-
па HLC горит ровным светом, контакты
13—16 SA контролируют целость цепи от-
ключения и сигнализируют включенное по-
ложение выключателя. Контакты 9—10 S/1
замкнуты в цейй Лампы HLT, которая при
несоответствии ключа SA и выключателя,
т. е. при автоматическом отключений, бу-
дет мигать. Аналогичная цепь несоответст-
вия используется для звукового сигнала,
который поступает на шинку звуковой ава-
рийной сигнализации 1113А через контакты
1—3—17—19SA.
Прй Переводе ключа в положение
«предварительно отключено» (Oi) контакты
13—14 SA замыкаются. Лампа HLC горит
мигающйм светом. ПоДача сигнала На от-
ключение выключателя производится при
повороте ключа ЗА в положение «отклю-
чить» (О2) замыканием его контактов 6—
7. Закороченная при этом лампа HLC гас-
нет. Выключатель отключается, и его вспо-
могательный контакт Q размыкает цепь
отключения.
Другой вспомогательный контакт Q в
цепи включения замыкает цепь лампы HLT
через замкнутые контакты 10—11 SA.
Лампа HLT загорается ровным светом.
Обрыв цепи сигнализируется погасанием
соответствующей лампы, а так как нор-
мально горит только одна лампа, то при об-
SA
0 0г O'; By Вг В
1*1 | I I-H
+ ШС
(+)ШС
(+)шм
_p_l I
*
Kt t I
2L i i t
Ira
1 t 51
I I
I I®
I । 10 l
I +ЗП
♦ 1 15
। ;ii
-шс
Шинки управления
Автоматы
От автоматики. Цепи, включения
От ключа управления
Реле контроля цепи, включения
От защиты Цепи.
От ключа отключения
, Реле контроля цепи отключения
Шинки питания'двигателя
Автоматы
Цепь электромагнита включения
Шинки сигнализации.
Цепь звукового сигнала, ава- рийного отключения
Цепь звукового Wсветового сигналов обрыва. цепи- управления
Цели сигнализации положения „отключено"
Цепи, сигнализации. Положения „ вклю чено"
Z' ! 1 ♦
111 ' I I
1
I
Рис. 40-2. Схема управлении (а) и сигнализации выключателя со звуковым контролем цепей управ-
ления (б). •
§ 40-1] Дистанционное управление на постоянном оперативном токе 587
рыве не будут гореть обе лампы. Таким
образом, назначение сигнальных ламп в
ехеме тройное — сигнализация положения
выключателя, несоответствия и обрыва це-
пи управления.
Схема применяется на объектах, на
Которых имеется небольшое количество При-
соединений и дежурный персонал.
Схема ео звуковым контролем цепей
управления (рис. 40-2) отлнчаетея от Пре-
дыдущей тем, что вместо ламп Для конт-
роля цепей последовательно с обмотками
привода включаются промежуточные реле:
KQC, контролирующее цепь отилючения, и
KQT, контролирующее цепь включения.
При нормальном состоянии цепей управле-
ния цепь обмотки одного реле замкнута, и
его контактная система подтянута, а цепь
обмотки другого разомкнута. При обрыве
Цепи управления оба реле оказываются
обесточенными. Это используется Для соз-
дания звукового сигнала обрыва цепи, ко-
торый поступает на шинки звуковой преду-
преждающей сигнализации ШЗП и ШЗП
Через последовательно соединенные размы-
кающие контакты обоих реле и табло HLA.
Схема позволяет отделить цепи управ-
ления от цепей сигнализации н выполнить
Последние через контакты реле контроля,
иосвенно отображающие положение вы-
ключателя.
Схема сигнализапин выполнена с двумя
лампами. Лампы сигнализации положения
могут быть погашены ₽ результате снятия
питания с шинкй (+) ШС.
Схема применяется на объектах с боль-
шим количеством присоединений и постоян-
ным дежурным персоналом.
Модификации
схем управления выключателями
с электромагнитным приводом
Схема с ключом без фиксации положе-
ний. Изложенные выше схемы управления
выключателями предусматривают примене-
ние ключей с фиксацией положений «вклю-
чено» и «отключено». Сигнализация автома-
тических переключателей осуществляется
на Принципе несоответствия положений
ключа И выключателя. Для прекращения
мигания ламп сигнализации необходимо
вручную квитировать ключ управления,
т. е. приводить его в Положения, соответ-
ствующие положениям выключателя.
При отсутствии на объекте постоян-
ного дежурного персонала, который мог бы
производить квитирование ключей, приме-
няются ключи управления без фиксации
положений. После подачи командных сиг-
налов такой ключ возвращается в нейтраль-
ное положение.
Для сигнализации аварийных отключе-
ний выключателя в схеме используется
двухпозиционное реле фиксации включен-
ного положения выключателя, Которое Соз-
дает цепь несоответствия при аварийном
отключении выключателя (рис. 40-3). При
включении выключателя от контакта реле
KQC срабатывает реле фиксации KQ и
подготавливает цепи сигнализации аварий-
ного отключения: звуковую — через шинку
11I3A и световую — через шинку мигания
(+) ШМ. При подаче оперативной коман-
ды на отключение подается сигнал от клю-
ча SA на возврат реле KQ, что исключает
ложный аварийный сигнал.
Релейные схемы дистанционного уп-
равления. Ключи в предыдущих схемах
совмещают функции органа команды при
управлении и аппарата сигнализации для
создания цепей соответствия Н несоответст-
вия. Применение таких ключей, имеющих
большие габариты, к которым необходимо
присоединять большое количество прово-
дов, приводит к необходимости создания
крупных щитов управления. Увеличение
мощности агрегатов на электростанциях
и переход на дистанционное управление ими
с блочных или групповых щитов, на кото-
рые выносится управление все большим
числом вспомогательных агрегатов, элект-
родвигателями с. н., задвижками, шибера-
ми и т. п., приводят к Такому увеличению
размеров щитов, что обозреваем ость их
ухудшается, а обслуживание становится
очень сложным.
В целях сокращения размеров щитов
устанавливаются малогабаритные ключи
управления. Использование последних воз-
можно при условии упрощения Их функ-
ций, для чего применяются реле, выполняю-
щие роль промежуточных органов команд,
а также обеспечивающие построение соот-
ветствующих цепей сигнализации.
Эти реле располагаются вне пульта
или даже вне щита управления, например
на релейном щите или в распредустройст-
ве. На рис. 40-4 показана релейная схема
управления, в которой в качестве аппара-
та управления для операций включения и
отключения выключателя используется про-
стейший ключ с самовозвратом. При подаче
сигнала на включение ключом SA срабаты-
вает реле команды КСС и своим контактом
подает сигнал на КМ. Отключение произ-
водится тем же ключом SA и реле КСТ
аналогично включению. Реле фиксации по-
ложения выключателя KQ срабатывает от
реле команды КСС или КСТ, контакты ко-
торых замыкают цепь той или иной обмотки
реле KQ в зависимости от того, какая
команда подана. Сигнализация положения
выключателя осуществляется Сигнальны-
ми лампами HLC и HLT через контакты
реле положения KQT н KQC.
При отключении выключателя от релей-
ной защиты реле KQ не изменяет своего
положения, создавая цепь несоответствия
для звукового аварийного сигнала через
шинку ШЗА и подавая питание на лампу
HLT через шинку мигающего света (+) ШМ.
Прн включении выключателя от автоматики
создается цепь несоответствия для питанйя
от шинки (+) ШМ лампы HLC. Снятие
мигания и перевод сигнальных ламп на нор-
мальное свечение Производятся Путем пере-
588
Управление, контроль и сигнализация
[Разд. 40
Рис. 40-3. Схема управления и сигнализации выключателя с ключом без фиксации положений.
Шинки, управления
Автомат
От автоматики- Цепи включения
От телемеханики.
Отключи управления
Реле контроля цепи включения
Реле контроля цепи отключения
От ключа управления Цепи отключения
От телемеханики.
От защиты
Цепи фиксации включенного поло- жения выключателя
Шинки сигнализац
Цепь звукового сигнала, аварийного отключения
Цепь звукового сигнала, обрыва, цепи .управления
Цепи светового сигнала, положения „ отключено1*
Цепи светового сигнала, положения „включено".
Шинки силового питания электро- магнита включения
Автомат
Цепь электромагнита включения
Рис. 40-4. Релейная схема управления н сигнализации выключателя.
§ 40-1]
Дистанционное управление на постоянном оперативном токе
589
ориентации реле KQ с помощью цент-
ральной кнопки снятия мигания ВВР, яв-
ляющейся общей для нескольких выключа-
телей. При замыкании кнопки ВВР меняют
свою ориентацию реле KQ присоединений,
находящихся в положении несоответствия.
Реле KQ других присоединений, находя-
щихся в положении соответствия, своей
ориентации не изменяют, так как цепь, свя-
зывающая их с шинкой ШСМ, разомкнута
контактом KQC или KQT. В цепи снятия
мигания предусмотрен размыкающий кон-
такт реле КСС и КСТ, исключающий лож-
ное действие сигнализации при подаче
команд. Применение в схеме малогабарит-
ного ключа и двух коммутаторных ламп
с подводом проводов в задний торец этих
аппаратов позволяет сосредоточить на не-
большой площади щита аппараты управле-
ния большим количеством объектов.
Управление выключателем с помощью
промежуточных реле команды КСС и КСТ
дает возможность применять контрольные
кабели с малым сечением жил для связи
пункта управления с объектом управления.
Схема применяется на телемеханизиро-
ванных объектах и объектах без постоянно-
го оперативного обслуживания.
Управление маслянымц выключателями
с индивидуальными электромагнитными
приводами для каждой фазы. Для одно-
временного включения и отключения всех
трех фаз выключателя как дистанпиоино
ключом управления, так и от устройств ав-
томатики обмотки контакторов включения
КМа—КМ<- и электромагнитов отключения
УАТа—У АТ' всех трех приводов соединя-
ются в схеме управления параллельно.
Вспомогательные контакты каждой фазы
выключателя в цепях включения и отклю-
чения также соединяются параллельно. На
рис. 40-5 показана такая схема управления
с общим релейным контролем цепей и ре-
лейной блокировкой от многократных вклю-
чений на короткое замыкание (реле KBS)
и контактором KMF защиты электромагни-
тов. В части цепей сигнализации схема ана-
логична приведенной выше схеме со звуко-
вым контролем.
Для выключателей, на которых долж-
ны предусматриваться пофазное отключе-
ние от защит и пофазное включение от ав-
томатики, оперативные цепи выполняются
раздельно для каждой фазы выключателя.
Предусматривается индивидуальный конт-
роль в каждой цепи. На рнс. 40-6 показана
такая схема с релейным контролем цепей.
Оперативные сигналы подаются от ключа
управления SA посредством промежуточ-
ных реле КСС и КСТ, контакты которых за-
мыкают цепи для включения илн отключе-
ния всех трех фаз.
Сигнализация положения осуществля-
ется лампами HLT и HLC, общими для
всех трех фаз выключателя. При несоот-
ветствии иа любой фазе лампа мигает, при
соответствии, т. е. при одинаковом
положении всех трех фаз, лампы горят
ровным светом. Фаза, на которой произош-
Рис. 40-5. Схема управления выключателем с по-
фазным приводом
ло отключение, определяется по сигналь-
ным реле защиты.
Цепи управления каждой фазы включе-
ны через отдельные автоматы для удобства
эксплуатации.
Автоматы SF и SFa (Ь, с) должны
выбираться со ступенью селективности по
времени во избежание ложного отключения
при коротком замыкании. В данном случае
селективность обеспечивается за счет ис-
ключения электромагнитной отсечки в ав-
томате SF.
Дистанционное управление воздушны-
ми выключателями. Исполнительными ор-
ганами при дистанционном управлении
выключателями служат электромагниты,
управляющие пневматическими клапанами.
Выключатели выполняются с общим приво-
дом для всех трех фаз или с отдельными
приводами для каждой фазы. В первом
случае электромагниты включения и отклю-
чения делаются общими для всех трех фаз
выключателя, во втором электромагнитные
пневматические клапаны для включения и
отключения выполняются отдельно для
каждой фазы выключателя.
590
Управление, контроль и сигнализация
[Разд. 40
Фаза Ь аналогична фазе и
Фаза с аналогична фазе a
Рис. 40-6. Схема управления выключателем с пофазным отключением от защиты, с пофазвым вклю-
чением от автоматики н с трехфазным управлением.
+ШС
(+)ШС
(+)ШМ
SA
00201В1В2В
Н<! I I*!
На рис. 40-7 показана схема управле-
ния выключателем, имеющим общие элект-
ромагниты управления для всех трех фаз.
Давление воздуха контролируется электро-
контактным манометром KSP1. Реле KL1
осуществляет блокировку оперативных це-
пей, размыкая свои контакты при снижении
давления воздуха ниже допустимого.
Для облегчения работы контакта
KSP1 электроконтактного манометра па-
раллельно обмотке реле KL1 включен ис-
крогасительный контур. Для обеспечения
независимости работы схемы от возможного
понижения давления воздуха в процессе
выполнения операции включения или отклю-
чения параллельно контактам реле KL1
включаются замыкающие вспомогательные
контакты электромагнитов YAC и YAT.
Это обеспечивает самоудержнвание электро-
магнитов до конца операции. Для заверше-
ния начатой операции при недостаточной
длительности командных импульсов в цепи
включения использован замыкающий вспо-
могательный контакт электромагнита
включения YAC, а в цепи отключения —
Замыкающий контакт реле блокировки от
многократных включений KBS.
Резистор Р устанавливают для того,
чтобы реле KQT и KQC не отпадали при
падении давления и размыкании контактов
реле KL1. Это предотвращает ложный сиг-
нал обрыва цепей прн нх целости, а также
облегчает работу контактов KL1.
Сигнал падения давления подается раз-
мыкающим контактом реле KL1 на табло
HL.A. Остальные цепи сигнализации ана-
логичны схемам для масляных выключа-
телей.
При включений от АПВ давление сжа-
того воздуха должно быть несколько вы-
ше, чем прн обычном включении. Пуск
АПВ' в схеме при отключении выключателя
от релейной защиты возможен только при
условии срабатывания реле KL2. Реле KL2
срабатывает через вспомогательный кон-
такт YAT при соответствующем давлении
воздуха, контролируемом электроконтакт-
ным манометром KSP2, и самоудержнвает-
ся до завершения цикла АПВ выключателя.
После включения выключателя оно дебло-
кируется размыкающим контактом YAC.
На рис. 40-8 показана схема управле-
ния выключателями 110 кВ и выше, имею-
щими индивидуальные электромагниты уп-
равления выключателем.
При включении выключателя команда
на включение подается ключом SA иа реле
КСС, которое при отключенном положении
выключателя и соответственно замкнутом
контакте KL2 повторителя KQT своим кон-
тактом замыкает цепь электромагнитов
включения н самоудерживается до завер-
шения операции включения, т. е. до отпа-
дания KL2. Если включения не произой-
дет, то сигнал на включение не снимется
до тех пор, цока не поступит сигнал на от-
ключение от реле КСТ, т. е. пока не будет
сквнтировано ключом положение выклю-
чателя.
При включении на короткое замыкание
и отключении от защиты повторное вклю-
чение блокируется контактами реле KBS
до снятия сигнала на включение (блоки-
ровка от многократного включении). Сигнал
на отключение подается ключом SA иа
реле КСТ, которое своим контактом замы-
кает цепь электромагнитов отключения, при
этом контактами KL3 и KBS шунтируется
контакт КСТ, н сигнал на отключение
удерживается до полного завершения опе-
рации.
Для защиты электромагнитов отклю-
чения от повреждений в случае их длитель-
ного обтекания током при неполиофазном
Пистанционное управление на постоянном оперативном токе
591
§ 40-1]
ШУ
ns
\SF
YAC
SFX SFX
пт
YAG
KL1
^YACq, Ц
*£c kbs
YACa
YACb
YACc
кот
KBS
SA
KBS ^YAT
KP
KSPJ
YAC KL2
К1Л
KL1
Q<t 4Q1
KBS
KBS
ксс
кст
KQC
KIA
• -\апв]
SA
fQafQL.
4Qb vQb
SHc4Q~c
-WC
NLA
YAT
KL1
YATa
Kl.3 KL3 KL3
YATb
YAT,
KLZ
ту
YAT kspz
KLZ KL4
KL1
HLAZlSfJ
HLA1 ШЗП
Km
KQT
KSPi
?Qa
Рие. 40-8. Схема управления воздушным выключа-
телем с пофазным приводом.
шзп +шс
Рнс. 40-7. Схема управления воздушным выключа-
телем с трехфазным приводом.
4Qb
Ш
^rf
*t4 r
R
? Qb
'ни ™
отключении выключателя в схеме преду-
смотрена специальная блокировка. При
неполнофазиом отключении и отключением
положении выключателя контактом К1.4
размыкается цепь обмотки реле KL.S,
контакты которого в свею очередь с вы-
держкой времени размыкают цепь удержи-
вания электромагнитов отключения.
В нормальном режиме реле KL3 подтя-
нуто н подготавливает цепь удерживания.
Последовательное соединение контактов
KL3 облегчает коммутацию при размыка-
нии цепи YAT.
При неполнофазном включении вы-
ключателя в схеме предусмотрена подача
автоматического сигнала на отключение.
Эта блокировка осуществляется с помощью
реле KL4. Сигнал на отключение в этом
режиме подается через контакты реле
KL3, что обеспечивает ограничение дли-
тельности отключающего сигнала при не-
успешном действии KL4.
Блокировка отстроена по времени от
разновременности переключений вспомога-
тельных контактов выключателя. Для это-
го в цепь обмотки KL4 введен размыкаю-
щий контакт повторителя KQT — реле
KL2, которое имеет замедление на отпада-
ние. Наличие этого контакта исключает
ложное срабатывание KL4 в ходе операции
включения, так как разомкнут контакт
KL2.
Размыкание оперативных цепей про-
изводится вспомогательными контактами
выключателя. В цепях электромагнитов
включения вспомогательные контакты раз-
ных фаз соединяются последовательно, что
обеспечивает их надежную коммутацию и
исключает повреждение электромагнитов
при отказе блок-контакта одной из фаз.
Повреждение вспомогательных контактов
всех трех фаз маловероятно и поэтому не
учитывается.
В цепях электромагнитов отключения
предусмотрено параллельное включение
вспомогательных контактов разных фаз.
Это обеспечивает повышенную надежность
цепей отключения в нормальной работе при
включенном выключателе, В то же время
последовательное включение вспомогатель-
ных контактов в каждой фазе облегчает
их работу и соответственно снижает веро-
ятность отказа в коммутационном режиме.
Завершение операции в случае, если в
ходе операции с выключателем давление
снизилось ниже допустимого уровня, обес-
печивается за счет самоудерживания реле
KLJ по последовательной обмотке. Тот
же принцип может быть применен в схеме
на рис. 40-7. Разница в схемах обуеловле-
592
Управление, контроль и сигнализация
[Разд. 40
на в данном случае стремлением ознакомить
читателя с возможными вариантами реше-
ния одной и той же выдачи.
В остальном схема на рис. 40-8 выпол-
нена аналогично схеме рйс. 40-7.
Для выключателей с индивидуальными
для каждой фазы электромагнитами управ-
ления иногда, например для линий НО кВ
после закорачивания его обмотки замыка-
ющими вспомогательными контактами элек-
тромагнитов.
В схеме пуска АПВ участвуют замы-
кающие контакты реле KL2, которое сра-
батывает при действии реле блокировки от
многократных включений KBSa (KBSb,
KBSc) и достаточном давлении воздуха.
Рис. 40-9. Схема управления воздушным выключателем с пофазным отключением от защиты, с по-
фазным включением от автоматики и пофазным управлением.
Фаза b аналогична а
Фаза с аналогична а
и выше, оказывается необходимым обеспе-
чить возможность управления каждой фа-
зой выключателя в отдельности. На
рис. 40-9 показана схема, позволяющая
управлять одновременно одной, двумя или
всеми фазами. Индивидуальными для каж-
дой фазы ключами — SAa для фазы А и
соответственно SAb и SAc для фазы В и
С — подготавливается цепь включения или
отключения. Команда на выполнение опе-
рации подается общим для трех фаз клю-
чом S4, на включение — при помощи про-
межуточного реле КСС, на отключение —
непосредственно контактами
Питание оперативных цепей каждой
фазы производится через отдельные авто-
маты. В каждой фазе имеются свои реле
контроля цепей управления. Независимость
работы электромагнитов управления при
возможном понижении давления в процес-
се операции обеспечивается за счет само-
удерживания повторителя KL1 реле К La
(b, с) его последовательными обмотками.
Цепи самоудержнвания электромагни-
тов включения н отключения размыкаются
контактом реле KL3. Это реле отпадает с
выдержкой времени, большей времени
включения или отключения выключателя,
Деблокируется реле KL2 размыкающим
контактом КСС при включении выключа-
теля.
Контакт ключа SA в цепи реле KL2
исключает пуск АПВ при включении вы-
ключателя на короткое замыкание и после-
дующем отключении его от защиты.
Резистор R1, включенный параллельно
реле КСС, обеспечивает четкую работу по-
следовательных обмоток сигнальных реле
АПВ, а резисторы Ra, (а также Rb, Rc) в
цепи самоудержнвания электромагнитов
управления облегчают работу контактов
реле KL3. Схема сигнализации выполняет-
ся аналогично рассмотренной ранее схеме
пофазного управления масляными выклю-
чателями.
Управление воздушным выключателем
с- упрощенным приводом. Упрощенный при-
вод позволил осуществить простую пневма-
тическую схему выключателя, повысив тем
самым надежность его работы, так как в
приводе отсутствуют те узлы, которые
обычно вызывают наиболее частые непо-
ладки в эксплуатации.
Главной особенностью схемы управле-
ния выключателем с упрощенным приводом
является отсутствие вспомогательных кон-
§ 40-1]
Дистанционное управление на постоянном оперативном токе
593
тактов, которыми могло бы производиться
размыкание цепей управления.
В схеме управления, показанной на
рис. 40-10, размыкание цепей включения и
отключения' производится контактами про-
межуточных реле. Для облегчения работы
этих контактов параллельно им включают-
ся конденсаторы С1 и С2.
Рис. 40-10. Схема управления воздушным выклю-
чателем с упрощенным приводом.
Нужную длительность командных сиг-
налов создают реле времени КТ1 и КТ2,
имеющие определенные уставки по времени
для операций включения и отключения. Ре-
ле времени должны обеспечить максималь-
но возможную стабильность уставок в те-
чение всего периода эксплуатации. При по-
даче оперативной команды на электромаг-
ниты включения одновременно пускается
реле времени КТ1, которое своим контак-
том замыкает с выдержкой времени цепь
промежуточного реле KL1. Последнее раз-
мыкает цепь самоудерживания YAC, вспо-
могательный контакт которого в свою оче-
редь размыкает цепь самоудерживания
КТ1, и схема возвращается в исходное со-
стояние. В случае длительного замыкания
контактов ключа, подающего сигнал на
38—792
включение, реле времени КТ1 остается
подтянутым, и цепь электромагнитов вклю-
чения размыкается контактами реле KL1
после замыкания контактов КТ1. Таким
образом, исключается возможность повреж-
дения электромагнитов от длительного про-
хождения тока.
Цепи отключения выполняются анало-
гично.
Блокировка от многократных включе-
ний иа короткое замыкание осуществляется
от реле КТ1 и KL1. Если прн включении
выключателя на короткое замыкание про-
исходит отключение его от защиты и сиг-
нал на включение продолжает поступать,
то повторного включения выключателя не
происходит, так как реле КТ Г к KL1 оста-
ются подтянутыми, н контакты KL1 раз-
мыкают цепь включения.
В связи с отсутствием вспомогательных
контактов выключателя в схему введено
двухпознционное реле KQ. Переключение
контактов этого реле производится замы-
кающими вспомогательными контактами
электромагнитов управления. Таким обра-
зом, реле KQ фиксирует включение или от-
ключение выключателя, так как электро-
магнит является последним элементом
электрической схемы управления, непосред-
ственно воздействующим на пневматиче-
скую схему. Контакт реле KQ используется
в цепи сигнализации аварийного отключе-
ния выключателя для создания цепи несо-
ответствия. В остальном схема аналогична
схеме рис. 40-7.
Дистанционное управление
разъединителями
Для управления разъединителями при-
меняются два типа приводов: электродви-
гательный и пневматический. Наиболее рас-
пространен первый тип.
Конструкция электродвигательного
привода внутренней установки для разъ-
единителей 6—10 кВ характеризуется сле-
дующими особенностями: двигатель враща-
ется в одном направлении как прн включе-
нии, так и при отключении; кинематика
приводного механизма построена таким
образом, что при первом повороте его на
180° производится одна операция, при по-
вороте на следующие 180°—-вторая опера-
ция; длительность каждой операции около
30 с. Команда подается со щита через про-
межуточный контактор в виде кратковре-
менного управляющего сигнала (рис. 40-11).
Закрепление импульса достигается пу-
тем самоблокировки промежуточного кон-
тактора. Разрыв цепи после завершения
операции производится специальным вспо-
могательным контактом (путевым выклю-
чателем) SQB, кратковременно размыкаю-
щимся, разрывающим цепь промежуточного
контактора и снова замыкающимся для
подготовки следующей операции.
В схеме исключена возможность произ-
вольных переключений разъединителя при
двойных замыканиях на землю в цепях
594
Управление, контроль и сигнализация
[Разд. 40
управления. Это обеспечивается за счет
двойного разрыва цепи промежуточного
контактора контактами ключа упразднения
и цепи двигателя — контактами КМ, При
выполнении этого требования отпадает не-
обходимость выполнения контроля цепей
Рис. 40-П. Схема управления разъединителем с
электродвигательным приводом (вращение двига-
теля в одном направлении).
управления. В цепь управления могут быть
введены также вспомогательные контакты
других коммутационных аппаратов, осуще-
ствляющих запретные блокировки (напри-
мер, вспомогательный контакт выключате-
ля В).
Сигнализация выполняется двумя лам-
пами. Положение разъединителя определя-
ется положением рукоятки ключа в мнемо-
нической схеме и горением соответствую-
щей лампы ровным светом. С момента по-
ворота ключа в положение несоответствии
и в течение всей операции до прекращения
действия привода лампа горит мигающим
светом; завершение операции фиксируется
загоранием другой лампы ровным светом.
Привод для разъединительной наруж-
ной установки 110 и 220 кВ отличается
тем, что направления движения двигателя
прн включении и отключении противопо-
ложны. Привод снабжен реверсивными пу-
скателями КМ1 и КМ2 и двумя группами
вспомогательных контактов: SQ1 и SQ2.
Первые срабатывают в конце операции
включения, вторые — в конце операции от-
ключения. На рис. 40-12 показана схема
управления разъединителем с таким при-
водом. Разрыв цепей обмоток пускателей
после завершения операции включения или
отключения производится соответствующи-
ми вспомогательными контактами.
Блокирующий электромагнит YAB по-
зволяет осуществлять дистанционное или
ручное управление. При наличии напряже-
ния на обмотке электромагнита его кон-
тактом замыкается цепь управления и от-
крывается заслонка доступа к валикам
ручного оперирования.
При ручном управлении специальная
рукоятка размыкает контакт СВН, рвущий
цепь управления, идущую от ключа SA.
В остальном схема аналогична предыду-
щей.
Переключение разъединителей являет-
ся операцией, при проведении которой по
действующим эксплуатационным нормам
полагается проводить визуальную проверку
завершенности операции — соответственно
с выходом на место установки разъедини-
теля. Это обусловлено недостаточной на-
дежностью самих разъединителей и систе-
мы сигнализации их положения. И хотя
неудовлетворительное качество оборудова-
ния не может являться обоснованием отка-
за от его дистанционного управления на
перспективу, сегодня в практике проекти-
рования с этим приходится считаться. Со-
ответственно нормами технологического про-
ектирования предписывается управление
разъединителями с места их установки воз-
действием на привод от кнопки местного
управления. Это снижает эффективность
автоматизации и оперативность управления
и на будущее ие может быть признано
приемлемым. Уже сегодня в связи с увели-
чением мощностей, территориальным ро-
стом эиергообъектов, повышением загрузки
дежурного персонала, прогнозируемым де-
фицитом рабочей силы вопрос широкого
применения дистанционного управления
разъединителями становится весьма ак-
туальным, особенно в свете внедрения
АСУ, которым придаются функции управ-
ления. Соответственно вплотную встает во-
прос о пересмотре требований к промыш-
ленности и норм технологического проек-
тирования в части управления разъедини-
телями и заземлителями*.
Следует отметить, что промышлен-
ностью уже разработаны конструкции
разъединителей повышенной надежности,
рассчитанные иа дистанционное управление
без визуальной проверки, например на но-
минальные напряжения 750 и 1150 кВ.
В свете задач комплексной автоматизации
энергообъектов номенклатура подобных
конструкций должна быть расширена.
Разъединители всех напряжений должны
допускать дистанционное управление без
каких-либо ограничений. Лишь при выпол-
нении этого условия может быть ликвиди-
ровано ничем ие оправданное обилие руч-
ных операций и низкий уровень автомати-
зации управления, имеющие сегодня место
на энергообъектах.
Избирательные схемы управления
Описанные ВД1ДО схемы дистанционно-
го управления коммутационными аппарата-
ми предусматривают подачу управляющих
команд от индивидуальных ключей управ-
ления, размещаемых на месте установки
коммутируемого аппарата или на щите
* К Заземлителям с трчки зрения управления
предъявляются те же требования, что и к разъ-
единителям. ,
§ 40-1]
Дистанционное управление на постоянном оперативном токе
595
управления. Структурно эти схемы отно-
сятся к децентрализованным н обладают
всеми известными недостаткам и децентра-
лизованных систем — НИЗКОЙ оперативно-
стью и сравнительно высокой вероятностью
ошибки, обусловленной рассредоточением
индивидуальных командных элементов си-
стемы н невозможностью обзора всего
управлиемого комплекса в процессе управ-
ления. При малом количестве объектов
управления этот недостаток не является
определяющим. Однако при усложнении
главной схемы энергообъекта н увеличе-
нии количества ее присоединений и комму-
тируемых элементов принцип индивидуаль-
ного управления перестает удовлетворять
требованиям надежности ,ц- оперативности.
Соответственно, как уже отмечалось, пер-
спективы развития энергообъектов и сетей
ставят вопрос о повышении степени цент-
рализации управления коммутационными
аппаратами, в частности о переходе иа
дистанционное управление разъединителя-
ми н заземлителями с главных щитов
управления. На объектах- без постоянного
дежурного переонала это днктуется усло-
виями оперативности, тенденцией увеличе-
ния загрузки оперативно-выездных бригад
(ОВБ), осуществляющих Централизованное
оперативное обслуживание, а ’ также пер-
спективой передачи оперативных функций
программным автоматам. На объектах е
постоянным дежурным персоналом те же
меры связаны с необходимостью повыше-
ния надежности процесса управления one-.
38*
ративными переключениями. Преимуще-
ственно это касается подстанций 110—
220 кВ средней мощности, где согласно
[40-1] наблюдается повышенная по срав-
нению с другими группами энергообъектов
аварийность, обусловленная ошибками де-
журного персонала при оперативных пере-
ключениях. Там же показано, что эти
ошибки являются прямым следствием при-
нятой децентрализованной структуры опе-
ративного управления разъединителями н
заземлителями. Соответственно централиза-
ция их управления становится основным
звеном в цепи мер, направленных на сни-
жение указанной аварийности и повышение
эффективности работы оперативного пер-
сонала.
Такая постановка задачи предопреде-
ляет значительное увеличение количества
элементов главной схемы, управляемых со
щита управления. Причем это касается
широкого круга сетевых объектов, доста-
точно многочисленных и требующих спе-
циально обученного персонала для их опе-
ративного обслуживания.
Описанная выше типовая структура
индивидуального управления прн указан-
ных условиях уже не удовлетворяет экс-
плуатационным требованиям и нуждается
в корректировке.
В плане изложенного наиболее эффек-
тивной мерой повышения оперативности
является переход на избирательные струк-
туры, позволяющие повысить степень цент-
рализации управления за счет управления
596
Управление, контроль и сигнализация.
[Разд. 40
большим количеством коммутируемых эле-
ментов схемы энергообъекта с помощью
одного центрального органа команды (клю-
ча управления) с подключением его к объ-
екту управления избирательно, по соответ-
ствующей вызывной команде, подаваемой
в избирательную схему.
Избирательные схемы позволяют со-
кратить количество панелей управления,
соответственно уменьшить размеры щитов
управления и затраты на их сооружение,
упростить монтаж, оперативное и эксплуа-
тационное обслуживание, повысить опера-
тивность управления.
Принимается за основу следующий
принцип построения избирательных схем.
Орган подачи команды выполняется общим
для нескольких объектов управления, чис-
ло которых определяется конкретной кон-
фигурацией управляемой. схемы энергообъ-
екта или его части (участка). Операции
управления производятся двумя последо-
вательными командами — подготовительной
(выбор объекта), подключающей индиви-
дуальные цепи управляемого объекта к об-
щему органу управления, и исполнитель-
ной, осуществляющей подачу необходимого
управляющего сигнала общим органом
управления. Сигнализация положения объ-
ектов управления выполняется индиви-
дуальной. Кроме того, дается световой сиг-
нал, подтверждающий реализацию команды
выбора соответствующего объекта.
По эргономической структуре избира-
тельные системы делятся на три вида —
системы с кодовым набором, с функцио-
нальной клавиатурой н с вызовом по мне-
мосхеме.
Система с кодовым набором. Описана
в [40-21- Имеет наиболее простую электри-
ческую схему, однако необходимость по-
иска кода затрудняет диалог, в связи с чем
она снижает оперативность и на энергообъ-
ектах себя ие оправдала.
Система с вызовом по функциональной
клавиатуре. Отличается гибкостью и доста-
точной простотой диалога, обладает широ-
кими избирательными возможностями, од-
нако требует сложной логики, в связи с
чем применяется преимущественно в ком-
плексе с ЭВМ.
Система с вызовом объекта по мнемо-
схеме. Отличается оперативностью, легко
реализуется на релейно-контактной аппара-
туре, может быть привязана к упрошен-
ной функциональной клавиатуре, в связи с
чем рекомендуется на перспективу для ши-
рокого круга энергообъектов, не оснащен-
ных ЭВМ.
Одна из подобных схем, разработанная
«Энергосетьпроектом» для широкого приме-
нения. • на энергообъектах, приведена на
рис. 40-13.
Схема представляет собой универсаль-
ный избирательный функциональный блок,
пригодный для решения различных избира-
тельных задач, — управления, сигнализации,
измерения — и с этой точки зрения являет-
ся преимущественной.
Схема выполняется на простых реле
постоянного тока 24 В с питанием от сети
переменного тока 220 В через блок пита-
ния UG. Та же схема при необходимости
может быть выполнена на постоянном опе-
ративном токе 220 В с соответствующей
заменой реле. Схема обеспечивает возмож-
ность вызова объекта управления непосред-
ственно с мнемосхемы, размещаемой иа
панели или пульте централизованного
управления. Вызов объекта управления
производится нажатием вызывной кноп-
ки—-символа аппарата, встроенной в мне-
мосхему. Возможна организация вызова и
с помощью функциональной клавиатуры
с сохранением той же принципиальной
схемы.
Общий ключ управления S4 подклю-
чается избирательно по вызывной команде
к схеме управления вызванного коммута-
ционного аппарата контактами индиви-
дуального избирательного реле KCS. Пред-
варительный выбор объекта управления
осуществляется индивидуальными кнопка-
ми ВС, вписанными в мнемосхему или в
соответствующую функциональную клавиа-
туру. При вызове очередного объекта
управления избирательное реле ранее вы-
званного объекта деблокируется и отпада-
ет, чем исключается возможность одновре-
менной подачи управляющих команд на
несколько объектов управления. При про-
изводстве подготовительной операции вы-
зова объекта управления загорается HLS,
подтверждающая факт реализации вызова
и правильность выбора коммутируемого
аппарата (рис. 40-13, а, б). Предусматри-
ваются три возможных режима работы
схемы, выбираемых оперативно установкой
переключателя режима S4C в соответству-
ющие положения: А (автоматический) —
режим фиксированного подключения к объ-
екту с автоматическим возвратом схемы в
исходное состояние, Р (ручной) — режим
фиксированного подключения к объекту с
ручным возвратом схемы в исходное состо-
яние, К (командный) — режим подключе-
ния к объекту только на время подачи
вызывной каманды.
Для решения задачи выбора объекта
управления могут быть применены два ре-
жима — автоматический или ручной. Ко-
мандный режим для управления неудобен,
однако в отдельных случаях он может
оказаться предпочтительным в схемах сиг-
нализации и измерения по вызову.
Нормально в схеме избирательного
управления переключатель SAC установлен
в положение А, и схема работает следую-
щим образом.
При иажатии ВС выбранного объекта
срабатывает соответствующее избиратель-
ное реле KCS и через его контакт — реле
блокировки КВ1. Контактом КВ1 расшун-
тируется балластный резистор R, и после
снятия вызывной команды оба рзле удер-
живаются через него в подтянутом состоя-
нии на пониженном напряжении.
§ 40-1] Дистанционное управление на постоянном оперативном токе
597
В)
Рис. 40-13. Схема избира-
тельного управления.
а — схема выбора и сигнали-
зации; б — мнемосхема; в —
схема управления выключа-
телем.
Одновременно от контакта ВС сраба-
тывает КВ2, которое самобдокируется на
все время подачи вызывной команды и
предотвращает ложный запуск реле дебло-
кировки KD. После снятия вызванной
команды КВ2 отпадает н подготавливает
цепь автоматического запуска реле дебло-
кировки KD.
Самоудерживание KOS обеспечивает
фиксированное подключение центрального
ключа управления ХЛ к вызванному объек-
ту иа все время проведения операций. После
завершения операций схема возвращается
в исходное положение нажатием кнопки
центрального снятия сигнала ВОС, обеспе-
чивающей импульсный запуск КО и размы-
кание цепи самоудержнвания повторителем
реле деблокировки KID. Использование
KID для деблокировки диктуется задачей
универсализации схемы и ее использовани-
ем в универсальном устройстве групповой
сигнализации (см. ниже).
По условиям избирательности к нейт-
ральным аппаратам избирательной схемы
допускается подключать цепи лишь одного
вызванного объекта. Соответственно в схе-
ме предусмотрена блокировка, запрещаю-
щая реализацию вызова очередного объек-
та, если предшествующий вызов не снят.
Это обеспечивается в ходе реализации вы-
зывной команды контактом КВ1, который
вводит балластный резистор R в цепь са-
моудерживания KCS, являющуюся одно-
временно пусковой цепью для остальных
избирательных реле. В результате если
при подаче очередной команды предшест-
вующий вызов не снят, то на KCS вызы-
ваемого объекта подается пониженное на-
[Разд. 40
598
Управление, контроль и сигнализация
.ь.
пряжение, недостаточное для срабатывания
реле, н вызов не реализуется впредь до
деблокировки избирательной схемы И ее
возврата в исходное состояние. При поло-
жении А ключа 5ЛС деблокировка осуще-
ствляется автоматически за счет импульс-
ного размыкания цепи самоудерживания
KCS контактом повторителя реле деблоки-
ровки KD при подаче любой кнопкой ВС
очередной вызывной команды. При поло-
жении Р автоматической деблокировки не
происходит, но KD срабатывает и само-
удерживается через контакт KID, выдавая
на лампу HL сигнал, информирующий опе-
ратора о необходимости предварительной
деблокировки схемы. Последняя в данном
случае осуществляется оперативно нажа-
тием BDC.
Схема имеет ряд специальных элемен-
тов, связанных с особенностями ее исполь-
зования в описываемых ниже устройствах
технологического контроля. В частности, в
схеме предусмотрена организация Мигаю-
щего светового сигнала (+) ШМ с По-
мощью реле КР1 и КР2 с дополнительным
контуром задержки. Пуск схемы мигающе-
го света осуществляется подключением
лампы или сопротивления внешнего уст-
ройства на вывод (+), во внешней схеме
подключаемый к центральной шнйке (Ц-)
ШМ. Параметры пускового реле КР1 оп-
ределяются параметрами подключаемой к
нему схемы сигнализации или управления,
уровнем и характером оперативного напря-
жения и выбираются при проектировании.
Реле фиксации вызова KRC предусмотрено
в схеме для осуществления оперативного
снятия и восстановления мигания светового
сигнала. Операция осуществляется кнопка-
ми ВВР и BDP соответственно.
40-2. ЭЛЕКТРОМАГНИТНАЯ
БЛОКИРОВКА РАЗЪЕДИНИТЕЛЕЙ
Блокировка разъединителей с выклю-
чателями выполняется согласно условиям,
соблюдение которых исключает возмож-
ность операции с разъединителями под
током. Основные из этих условий сле-
дующие:
1. При двойной системе шин опериро-
вание шинными разъединителями развилки
разрешается:
а) при включенных парном разъедини-
теле, шиносоединительном выключателе н
его разъединителях;
б) при отключенных парном разъеди-
нителе, заземлителе и выключателе данно-
го присоединения.
2. При наличии заземлителей на шин-
ных разъединителях со стороны выключа-
теля должна быть обеспечена невозмож-
ность включения заземлителя при включен-
ном парном разъединителе и включения
этого разъединителя при включенном за-
землителе.
3. Оперирование линейными н шинны-
ми разъединителями при одной системе
шин разрешается только при отключенных
выключателях и заземлителе данного при-
соединения.
Для конкретных первичных схем эти
условия могут быть расширены, и можно
Не только предусматривать запрещение
оперйцйй с разъедйнителнми под током, но
и блокировать другие неправильные опе-
рации, например возможность подачи на-
пряжения выключателем йа заземленный
разъединитель и др.
Блокировка ДЛя разъединителей с ди-
станционным приводом осуществляется в
результате размыкания соответствующих
контактов цепей управления, а для разъ-
единителей с ручным приводом — механи-
ческого ЗапираНия привода.
В схемах управления разъединителями
с ручными приводами наибольшее приме-
нение Находит электромагнитная блокиров-
ка, что обусловлено ее универсальностью и
простотой операций. Эта блокировка < со-
стоит из механического замка, устанавли-
ваемого на приводе каждого разъедините-
ля, штепсельной розетки около привода и
Рис. 40-14. Эскизы блокировочного замка и ключа
к нему.
1 — замок; 2 -г- запирающий стержень; 3 — ключ;
4 — подвижной Сердечник; 5 — катушка ключа;
6— рОзеТка; 7 —ручка ключа.
переносного ключа с электромагнитом, об-
щего для всех замков распределительных
устройств (рис. 40-14). Переносный элект-
ромагнитный ключ имеет внутри корпуса
электромагнит е обмоткой и сердечником,
который выдвигается при обтекании обмот-
ки током. Для Возврата сердечника в клю-
че имеется специальная пружина.
Напряжение иа блокировочную розет-
ку подается через вспомогательный ион-
такт блокируемых аппаратов лишь в том
случае, когда разрешается производство
операций е 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 разъединителем
разрешается), сердечник ключа выдвигает-
ся и его паз захватывает соответствующий
выетуп замка. После этого поворотом клю-
ча в замке на 180° отпирается привод
разъединителя, производятся включение
§ 40-2]
Электромагнитная блокировка разъединителей
599
илн отключение его, затем поворотом клю-
ча в первоначальное положение привод
снова запирается. Только после этого ключ
может быть снят. Надевание н снятие клю-
ча возможны только при положении замка
«заперто», т. е. когда запорный стержень
выдвинут и запирает привод разъедините-
ля, при этом обмотка электромагнита клю-
ча Должна быть обесточена.
лями QSG4, QSG1 и QSG2 и спаренными
с ними разъединителями QS1 и QS3 име-
ется механическая блокировка непосред-
ственного действия, т. е., например, зазем-
литель QSG1 может быть включен только
при отключенном разъединителе QS1, и
наоборот, разъединитель QS1 может быть
включен только при отключенном заземли-
теле QSG1. При этом включение заземли-
Рис. 40-15. Схема электромагнитной блокировки разъединителей в распределительном устройстве
с двойной системой шии.
Схема электромагнитной блокировки
разъединителей присоединения для РУ с
двойной системой шин показана на
рис. 40-15. Напряжение на блокировочные
розетки, т. е. разрешение на производство
операций, подается только при соблюдении
указанных выше условий, отражаемых во
вторичных цепях при помощи вспомога-
тельных контактов выключателей и разъ-
единителей.
Все операции с разъединителями про-
изводятся прн отключенных выключателях
Q и QP, за исключением операции перево-
да присоединения с одной системы шин на
другую, условием допустимости проведения
которой является включенное положение
параллельного выключателя QP и его
разъединителей QSP1 и QSP2.
При отключенном положении разъеди-
нителей QS1 и QS2 питание подается на
обе блокировочные розетки Y1 и Y2
или при дистанционном управлении — на
контакты ключей управления соответству-
ющими разъединителями, и возможно
включение любого из этих двух разъедини-
телей. После включения одного из разъ-
единителей QS1 (QS2) питание с блокиро-
вочной розетки парного разъединителя
QS2 (QS1) снимается, так как одновремен-
ное включение разъединителей QS1 и QS2
в данном случае запрещено. Соответствен-
но при дистанционном управлении реле
блокировки снимает оперативный ток с
ключа управления разъединителя, операция
с которым запрещается. Между заземлите-
теля QSG1 допускается схемой при отклю-
ченном разъединителе QS2, который в свою
очередь может быть включен лишь при от-
ключенном заземлителе QSG1.
Включение разъединителя QS1 (QS2)
при включенном парном разъединителе
QS2 (QS1) возможно лишь тогда, когда
шиносоединительный выключатель QP той
же секции сборных шин и его разъедини-
тели QSP1 и QSP2 находятся во включен-
ном положении. В этом случае нет опасно-
сти прохождения уравнительного тока по
разъединителям в момейт коммутации и
разрешается замыкание двух систем шин
разъединителями QS1 и QS2. После вклю-
чения разъединителей QS1 и QS2 по-
дается питание на их блокировочные ро-
зетки Y1 и Y2; т. е. разрешается от-
ключение любого из двух разъединителей,
что и производится при переводе присоеди-
нений с одной системы ший на другую.
После отключения одного из двух
разъединителей QS1 или QS2 питание с
блокировочной розетки парного разъедини-
теля QS2 или QS1 снижается.
Блокировка разъединителей шиносое-
динительного выключателя выполняется
аналогично блокировке разъединителей
присоединения.
При дистанционном управлении разъ-
единителями сохраняется вся логика бло-
кировки, но блокировочный сигнал подает-
ся через промежуточное реле непосред-
ственно в схему управления и блокирует
выполнение дистанционной операции.
600
Управление, контроль и сигнализация
[Разд. 40
40-3. СИГНАЛИЗАЦИЯ
НА ПОСТОЯННОМ
ОПЕРАТИВНОМ ТОКЕ
Общие сведения
На щитах управления электрических
станций н подстанций предусматриваются
следующие виды технологической сигнали-
зации:
1. Сигнализация положения — сигналы
на щите о положении коммутационных и
регулирующих аппаратов (выключателей,
разъединителей, контакторов и т. п.).
2. Аварийная сигнализация — сигналы
об аварийном отключении коммутационных
аппаратов.
3. Предупреждающая сигнализация —
сигналы о наступлении ненормального ре-
жима в работе агрегатов или ненормально-
го состояния отдельных частей установки
нли установки в целом.
4. Сигнализация действия защиты —
сигналы о действии защиты, выпадении
флажка указательного реле и необходимо-
сти ручного возврата его.
5. Сигнализация действия автоматики.
6. Командная сигнализация — сигналы
для'передачи из цеха в цех ограниченного
количества наиболее важных и частых рас-
поряжений.
Сигнализация положения
Для сигнализации положения разъеди-
нителей применяются специальные указате-
ли приборы сигнальные KQS.
Прибор состоит из неподвижного U-об-
разиого электромагнита с двумя обмотка-
ми и якоря, поворачивающегося в поле
электромагнита в пределах 90°. Якорь свя-
зан с указателем, который поворачивается
вместе с ним. Питание на обмотки KQS по-
дается через соответствующие вспомога-
тельные контакты разъединителей (рис.
40-16). В зависимости от того, через какую
Рис. 40-16. Сигнализация положения разъедините-
лей.
а — указатель положения: б — двухпроводная схе-
ма сигнализации.
из двух обмоток проходит ток, указатель
прибора занимает вертикальное или гори-
зонтальное положение. При отсутствии то-
ка в обеих обмотках, например при обры-
ве цепи, указатель под действием пружины
устанавливается в среднем положении под
углом 45°. Таким образом, прибор сам осу-
ществляет контроль целости цепей.
Сигнализация положения коммутаци-
онных аппаратов с дистанционным управ-
лением со щнта осуществляется с помощью
сигнальных ламп. Предусматривается сиг-
нализация положений выключателя в нор-
мальном режиме («включено», «отключе-
но») и при автоматическом включении или
отключении аппарата. В первом случае
лампа сигнализации соответствующего по-
ложения горит ровным светом, во втором
случае мигает. Для обеспечения мигания
ламп используется положение несоответ-
ствия (положение ключа «включено» при
отключенном положении, коммутационного
аппарата и наоборот).
* В положении несоответствия питание
на сигнальную лампу подается от спе-
циальной шинки мигания (+)ШМ.
Мигающий свет применяется и в схе-
мах предупреждающей сигнализации. Для
этих целей используется пульс-пара. На
рис. 40-17 показана схема пульс-пары.
Рис. 40-17. Схема мигающей установки.
Схема работает следующим образом.
При подаче импульса на шинку (+)ШМ
срабатывает реле KL1. Его контакты замы-
каются (без выдержки времени); один кон-
такт замыкает цепь KL2, второй — -цепь
лампы. Реле KL2 срабатывает и размыкает
(без выдержки времени) цепь KL1. Так
кай контакты KL1 имеют выдержку време-
ни на размыкание, цепь реле KL2 и кон-
такты KL1 остаются на это время замкну-
тыми. Этим определяется длительность им-
пульса. После размыкания контактов KL1
реле KL2 обесточивается. Вторичный им-
пульс подается через время, определяемое
выдержкой времени контакта реле KL2 иа
замыкание. Этим определяется интервал
между двуМя последовательными импуль-
сами.
Аварийная сигнализация
Аварийное отключение коммутационно-
го аппарата должно сопровождаться как
индивидуальным световым сигналом (мига-
ние лампы сигнализации положения), так
и звуковым сигналом, общим для всего
щита. Назначение звукового сигнала — при-
влечь внимание персонала к происшедшему
отключению, светового — определить от-
ключившийся аппарат.
Схема аварийной сигнализации обеспе-
чивает снятие звукового сигнала с цент-
рального поста без квитирования ключа от-
§ 40-3]
Сигнализация на постоянном оперативном токе
601
ключившегося аппарата, т. е. с сохранением
светового сигнала. Система сигнализации
после снятия звукового сигнала готова к
приему новых сигналов независимо от то-
го, сохранены световые сигналы отключив-
шихся аппаратов или нет. Такой способ
называется центральным снятием звуково-
го сигнала с повторностью его действия.
Для сигнализации с центральным сня-
тием звукового сигнала с повторностью его
действия применяется реле тНпа РИС-Э2М
(реле импульсной сигнализации). Это реле
представляет собой комплект трансформа-
тора напряжения и поляризованного реле,
включенного через триодные ключи во вто-
ричные обмотки трансформатора.
На рис. 40-18 показана схема аварий-
ной сигнализации с реле РИС-Э2М. При
+да
Рис. 40-18. Схема аварийной сигнализации с
реле импульсной сигнализации типа РИС-Э2М.
аварийном отключении какого-либо выклю-
чателя через цепь несоответствия замыка-
ется цепь первичной обмотки трансформа-
тора напряжения реле KLH.
В обмотке возникает переходный ток
положительного направления, наводящий
во вторичной обмотке соответствующую
ЭДС, обеспечивающую протекание базово-
го тока в цепи транзистора VT2, при этом
VT2 открывается и замыкает цепь обмот-
ки прямой полярности поляризованного ре-
ле К, которое срабатывает и своим контак-
том запускает реле KL.
При срабатывании KL оно самоблоки-
руется через кнопку BD, одним из своих
контактов замыкает цепь запуска сирены
НА и реле времени КТ, а другим закорачи-
вает цепь коллектор — эмиттер второго
транзистора, благодаря чему в обмотку по-
ляризованного реле К подается ток обрат-
ной полярности, и реле импульсной поля-
ризации KLH возвращается в йсходное
положение.
Окончательная деблокировка схемы
происходит автоматически после окончания
выдержки времени реле КТ, которое своим
контактом закорачивает обмотку KL, обес-
печивая его отпадание, а следовательно,
снятие звукового сигнала, возврат схемы
в исходное состояние и ее готовность к при-,
ему следующего сигнала. Та же операция
вручную осуществляется с помощью кноп-
ки BDC.
Для обеспечения повторности действия
сигнала в индивидуальных цепях несоот-
ветствия устанавливаются добавочные ре-
зисторы. При аварийном отключении вто-
рого выключателя и несквитированном
ключе на первом общее сопротивление це-
пи снижается, что вызывает изменение тока
в первичной цепи KLH и появление во вто-
ричной цепи импульсной ЭДС, достаточной
для срабатывания поляризованного реле
К и запуска схемы сигнализации.
Оперативное опробование схемы сиг-
нализации производится кнопкой ВТ.
Предупреждающая сигнализация
Предупреждающая сигнализация пред-
назначена для предупреждения дежурного
персонала об отклонениях от нормального
режима в работе отдельных частей уста-
новки или установки в целом, требующих
принятия мер для их устранения.
Сигналы подаются от контактов соот-
ветствующих датчиков (реле, контактных
манометров и т. п.).
Предупреждающая сигнализация дол-
жна сопровождаться индивидуальным све-
товым сигналом (табло с надписью) н об-
щим для всего щита звуковым сигналом,
отличным по звуку от сигнала аварийного
отключения.
Для выполнения предупреждающей сиг-
нализации с центральным снятием звуково-
го сигнала с повторностью его действия
принципиально применяются те же схемы,
что и для аварийной сигнализации. Однако
эти схемы обладают некоторыми особеннос-
тями, рассматриваемыми ниже.
Сигнализация с ровно горящими свето-
выми сигналами. Для обеспечения повтор-
ности действия сигнала вместо добавочных
резисторов используются лампы в табло,
служащие одновременно для получения ин-
дивидуальных световых сигналов.
Наличие сигналов без выдержки вре-
мени и сигналов, которые по своему харак-
теру требуют отстройки по времени, приво-
дит к необходимости установки двух реле
РИС-Э2М: одного для сигналов без выдер-
жки времени нли с индивидуальными реле
времени и другого для сигналов с выдерж-
кой времени. В последнем случае устанав-
ливается общее реле времени.
Работа схемы сигнализации без выдер-
жки времени ничем не отличается от рабо-
ты рассмотренной выше схемы аварийной
снгналнзации.
Схема сигнализации с общим реле вре-
мени (рис. 40-19) действует следующим
образом. При срабатывании какого-либо
602
Управление, контроль и сигнализация
[Разд. 40
Рис. 40-19. Принципиальная схема предупреждающей сигнализации с переключателем опробования
ламп и с автоматическим центральным снятием сигнала.
реле предупреждающей сигнализации, на-
пример Кц1, мгновенно загорается соответ-
ствующее световое табло HL1, через кото-
рое подается ток в первичную обмотку ре-
ле K.LH. Контакт KLH замыкает цепь об-
мотки реле времени КТ1, контакты которо-
го через промежуточное реле KL приводят
в действие звуковой сигнал и обеспечивают
возврат KLH и готовность схемы к прие-
му следующего сигнала. Если до того, как
реле времени успеет замкнуть свои контак-
ты, ненормальный режим, вызвавший появ-
ление сигнала, прекратится, то в момент
погасания лампы при размыкании контакта
реле КН1 во вторичной обмотке KLH на-
ведется кратковременно ЭДС обратной по-
лярности, которая обеспечит открытие од-
ного транзистора и подачу на К сигна-
ла обратной полярности, а следовательно,
возврат контакта K.LH в разомкнутое поло-
жение. При этом цепь пуска реле времени
КТ1 разомкнется и звуковой сигнал ие ус-
пеет подействовать.
Каждый индивидуальный сигнал выпол-
няется обычно прн помощи светового табло
с двумя лампами, включенными параллель-
но, что обеспечивает действие сигнала при
перегорании одной из ламп. Для контроля
зц состоянием ламп последние включаются
через переключатель S4C, нормально на-
ходящийся в положении «включено».
При опробовании ламп переключатель уста-
навливается в положение «опробование»,
при этом лампы в каждом световом таб-
ло оказываются включенными последова-
тельно на напряжение оперативной сети и
загораются неполным накалом. В случае пе-
регорания одной из ламп световое табло
при опробовании не загорается.
Снятие звукового сигнала производится
вручную кнопкой BDC-, предусматривается
автоматическое снятие звукового сигнала,
осуществляемое с выдержкой времени с по-
мощью реле КТ2, контакты которого вклю-
чены параллельно обмотке реле K.L н при
замыкании деблокируют его.
Опробование звукового сигнала и про-
верка исправности; реле KLH в схеме про-
изводятся кнопкой ВТ.
Сигнализация с мигающими световыми
сигналами. При большом количестве посто-
янно горящих световых сигналов на щите
дежурному персоналу трудно выделить по-
явившийся сигнал. В этом случае схема
предупреждающей сигнализации может
быть выполнена с мигающим свечением
каждого появившегося сигнала, для чего
используется шинка мигания (+) ШМ. Пе-
ревод сигнала на ровное свечение произ-
водится дежурным оператором при квити-
ровании сигнала с помощью общей для всех
сигналов кнопки.
Схема сигнализации с мигающим све-
товым сигналом и повторностью действия
выполняется с одним индивидуальным реле
для каждого сигнала. Подобная схема изо-
бражена иа рнс, 40-20. Индивидуальный
сигнал поступает от контактов датчика
сигнализации Kfj через резистор на шинку
ШЗП, к которой, присоединена обмотка ре-
ле центральной сигнализации K.LH. Одно-
временно используется цепь через шиику
(Ч-) ШМ, обеспечивающая мигаиие табло
HL. Диоды VD1 и VD2 устанавливаются
§ 40-3]
Сигнализация на постоянном оперативном токе
603
Рис. 40-20. Принципиальная схема предупреждающей сигнализации с мигающим световым сигналом.
для исключения обходных цепей. Звуковой
сигнал снимается кнопкой центрального
снятия сигнала. Перевод табло иа ровное
свечение производится кнопкой снятия мн-
гания ВВР. При нажатии кнопки ВВР сра-
батывает реле КВР, которое удерживается
В течение всего времени подачи данного
сигнала и переводит табло HL на ровное
свечение. Контакт реле КВР размыкает
цепь шинки ШЗП, исключая перегрузку ре-
ле KLH.
Переключателем опробования ST про-
изводится проверка исправности индивиду-
альных табло HL н диодов VD1 и VD2.
При нх исправности все световые табло HL
горят ровным светом. При неисправности
обмотки реле КВР и диода VD1 н VD2 таб-
ло HL не переводится иа ровный свет.
На рис. 40-21 приведена схема с мига-
ющим световым табло. Конструктивно таб-
ло выполнено со встроенными в него реле
KL1, KL2, резисторами и конденсатором.
Такое табло, размещенное непосредственно
на щите управления, исключает установку
панелей с реле сигнализации, что очень су-
щественно при недостатке места для раз-
мещения панелей. Особенно это важно для
электростанций, где площади для установ-
ки панелей управления и релейных панелей
дефицитны, а количество сигналов с мига-
ющими световыми сигналами велико.
Схема работает следующим образом.
От контакта датчика КН1 сигнал поступает
на вход табло и через резистор R3 — на
шинку предупреждающей центральной сиг-
нализации ШЗП. При этом срабатывает
встроенное в табло реле KL1, контакт ко-
торого подключает лампы HU и HL2 таб-
ло к шинке (+) ШМ, что обусловливает
их прерывистое свечение. Одновременно
другим контактом KL1 подготавливается
цепь снятия мигания, осуществляемого на-
жатием кнопки SAC, при этом срабатывает
встроенное реле KL2, контакты которого
размыкают цепь обмотки KL1, обеспечивая
тем самым снятие мигания. Одновременно
через контакт KL2 лампы HL1 и HL2 под-
ключаются к шинке +ШС, что обусловли-
вает перевод табло на ровное свечение.
В дальнейшем KL2 самоудерживается в те-
чение всего времени поступления сигнала от
датчиков КН, обеспечивая нормальное го-
рение табло.
После снятия сигнала КН реле KL2
отпадает и табло возвращается в исходное
состояние.
Рис. 40-21. Схема работы табло со встроенными
реле сигнализации с мигающим световым сигна-
лом.
Проверка исправности ламп табло про-
изводится переключателем ST путем пода-
чи напряжения ±ШС на последовательно
включенные лампы HL1 и HL2.
Участковая сигнализация
с центральным осведомлением
На крупных энергообъектах с большим
количеством индивидуальных сигналов, рас-
пределенных по панелям главного щита уп-
604
Управление, контроль и сигнализация
[Разд. 40
равления, в целях улучшения ориентации
дежурного персонала предусматриваются
деление всех объектов сигнализации на ,
участки и выдача на соответствующее таб-
ло панели центральной сигнализации осве-
домительных сигналов, позволяющих сразу
определить участок, с которого поступил
индивидуальный сигнал. Такой способ сиг-
нализации носит название сигнализации с
центральным осведомлением.
Участок обычно охватывает технологи-
чески самостоятельную часть главной схе-
лов, отличающихся тем или иным общим
признаком. Количество обобщенных сигна-
лов определяется особенностями техноло-
гии.
Табло обобщенных сигналов размеща-
ют на панели центральной сигнализации,
при этом рекомендуется вписывать их в Мне-
мосхему, имитирующую расположение уча-
стков энергообъектов или панелей главно-
го щита управления. Это более удобно, по-
скольку позволяет совместить обобщенный
сигнал с его адресом и обеспечивает выяв-
Опробование ламп
Цепи индивидуальных сигналов объектов сигнализации Работа ДФЗ
Обрыв цепи управления
Работа газовой защиты
ЛЗП2 Работа ДФЗ
Обрыв цепи управления
Работа газовой защиты
Прочие ЛЭП Аналогично
Рис. 40-22. Схема организации обобщенных сигналов.
мы —КРУ, КРУ, общестаиционные
устройства и т. д. Осведомительный сигнал
отображает номер участка и выдается од-
новременно с индивидуальным сигналом.
Функции осведомительного сигнала мо-
гут быть расширены за счет группировки од-
ноплановых индивидуальных сигналов в
одни обобщенный сигнал, отображающий
как участок, с которого поступил индиви-
дуальный сигнал, так и характер поступив-
шей информации.
Обобщенный сигнал может объединять
любое количество индивидуальных сигна-
ление участка и оценку характера посту-
пившей информации ассоциативно, без до-
полнительного логического анализа.
Организация обобщенного сигнала не
требует дополнительной аппаратуры и осу-
ществляется путем подключения всех сиг-
налов данной группы к обобщающей шиике
III О через развязывающие диоды. Пример-
ная схема сигнализации обобщенных сиг-
налов для двух идентичных объектов —
ЛЭП1 н ЛЭП2— приведена на рис. 40-22.
При поступлении информации дежур-
ный фиксирует обобщенные данные на па-
§ 40-3]
Сигнализация на постоянном оперативном токе
605
нели центральной сигнализации, а конкрет-
ные данные уточняет по индивидуальным
табло на соответствующих панелях управ-
ления объектами данного участка.
Недостатком схемы является сохране-
ние большого количества одновременно вы-
даваемых индивидуальных световых сигна-
лов, рассеивающих внимание дежурного
персонала и снижающих эффективность
обобщения как меры повышения оператив-
ности.
Групповая предупреждающая сигнализация
На рис. 40-23 приведен один из вари-
антов схемы сигнализации, позволяющий
значительно сократить количество индиви-
дуальных световых сигналов за счет объ-
единения одноименных сигналов в одну
группу и выдачи нх на групповую шинку и
далее на групповое табло с наименованием,
общим для всех поступающих сигналов и
одновременно повторяющим их индивиду-
альное наименование.
Индивидуальные сигналы подаются кон-
тактами сигнальных реле КН через соот-
ветствующие развязывающие диоды на
шинки предупреждающей сигнализации
участка ШЗПУ, групповые шинкн конкрет-
ных сигналов ШГ и объектные табло HLO
с наименованием объекта, с которого при-
шел индивидуальный сигнал.
Информация выдается дежурному пер-
соналу в виде двух световых сигналов —
группового табло (дешифратора HLD), оп-
ределяющего конкретный характер индиви-
дуального нарушения нли неисправности,
и адресного (табло HLO), указывающего
объект, на котором это произошло.
Групповые табло размещаются на груп-
пе панелей управления, охваченных данны-
ми групповыми сигналами, адресные таб-
ло— на панелях управлении соответствую-
щими присоединениями.
Схема выполняется как участковая —
с запуском реле KLH центральной сигна-
лизации через соответствующие участковые
шинки предупреждающей . сигнализации
1ШЗПУ и 2ШЗПУ. Подключение ШЗПУ к
шинке ШЗП центральной сигнализации осу-
ществляется через контакты оперативного
=3
Цепи
первичных
датчиков
информации
Прочие
информационные
датчики
аналогично
илл П.-шс
+ZZ/C
KRC
Блокировка при,
расишфраторе
Опробование
ламп
Цепи
вызова.ни
расишфра-
тор
Цепи
вызова на
расишфра-
тор
0----
HLD1
ST
I—I
f г
Цепи
первичных
датчиков
илфорыщии
KHZ
KHJ
HUH
KHZ
KH3
ST
1*1
Puc. 40-23. Схема групповой предупреждающей сигнализации.
HL3Z
KRC
nLOZ
KLH1
Обрыв цепей управления Групповые табло расиифратора.
Перегрузка
Не пере- ключения фаз
Прочие сигналы аналогично
лзт Адресные табло объектов сигнализации
ЛЭП2
Прочие сигналы аналогично
Мгновен- ного действия | Запуск схемы ] центральной. | тГпоетшоЯгпо
С выдерж- кой времени
а
ti
Е
-----
HLD3
s
ч
Е
606
Управление, контроль и сигнализация
[Раэд. 40
ключа1 с целью обеспечения возможности
оперативного обесточення всех сигнальных
цепей участка при выявлении участков с
На схеме рис. 40-23 не показан.
пониженной изоляцией в цепях постоянного
тока.
В зависимости от количества, вида и
адресов поступивших сигналов исходная ин-
формация может выдаваться дежурному пу-
Шинки +ШС
централь-* ~ШС
ной. ШПЛ
сиянам- 1ШЗП
зациа 2ШЗП
Шинки 1ШГ
групповых 2ШГ
сигналов ЗШГ
чшг
Цепи дебло-
кировки.
Реле расши-
фровки.
Реле дебло-
кировки-
Рис. 40-24. Схема сигнализации с обобще-
§ 40-3]
Сигнализация на постоянном оперативном токе
607
тем засвечивания нескольких групповых и
адресных табло, минимально — одного груп-
пового и одного адресного. Прн этом сиг-
налы выдаются в неявной форме, без пря-
мой связи с объектами, и их конкретное
распознавание требует проведения двухсту-
пенчатой операции. Так, при появлении ин-
нием и расшифровкой по запросу.
Цепа, опробо- вания схем» . сигнализации
Мгнов. дейст- вия Запуск централен^ сигнализации
Свыд. врем.
Фиксация появления сигнала.
Ручная дебло- кировка.
Запуск Преду- прежд.сигнамз. мгнов. дейст- .вия
Автом.Вебло- кировка.
Запуск преду- прежд. сигнапиз. с выд. времени
Пуск схемы автоматичес- кой. деблоки- ровки
Звуковой .сигнал
Выд. времени предупрежд. сигнализации
Цепи блоки- ровки- лажн. араб, при деблоки- ровке схемы
Цепи автомат тиче'ского возврата- KLH
Сигнал срабатыв. схемы сигнализации
дивидуальиых сигналов н срабатывании
схемы сигнализации вначале фиксируются
объекты, с которых поступила информация,
и по комплексу адресных и групповых сиг-
налов оценивается снтуапии в первом при-
ближении. Затем с помощью кнопок вызо-
ва ВС, индивидуальных для каждого объ-
екта, дифференцируют полученную инфор-
мацию и выявляют ее прямые связи с объ-
ектами, уточняя, какие сигналы и с какого
объекта поступили. По полученной инфор-
мации делаются окончательные выводы о
ситуации и принимается решение.
Схема вызова индивидуальной инфор-
мации работает следующим образом.
При нажатии кнопки ВС выбранного
объекта срабатывает реле фиксации вызо-
ва KRC и снимает оперативный ток с реле
КН всех объектов. Одновременно контактом
ВС подается оперативный ток на КН вы-
бранного объекта, чем и обеспечивается по-
дача на шинки ШГ и соответственно табло
HLD только сигналов вызываемого объ-
екта.
На время считывания вызванной иа рас-
шифровку информации ВС удерживается в
нажатом состоянии вручную. При снятии
вызывной команды ВС возвращается в ис-
ходное положение, KRC отпадает и схема
восстанавливается. Возможно выполнение
схемы н с автоматическим удерживанием
за счет применения кнопок с обмотками
самоудерживания в соответствии со схемой
на рис. 40-24, приведенной ниже.
Центральная часть схемы выполнена
аналогично, схема на рис. 40-19 и в рас-
сматриваемой схеме не представлена.
Ключ ST предназначен для опробова-
ния световых табло. Прн опробовании на
шннку ШПЛ подается +ШС, и исправные
табло загораются полусветом, а в табло, на
которые поступает индивидуальный сигнал,
гаснет одна лампа. Нормально на шинку
ШПЛ через размыкающий контакт ST по-
дается—ШС, и прн поступлении сигнала
табло загорается полным светом.
Групповые табло размещаются на груп-
пе панелей управления объектов, охвачен-
ных соответствующими групповыми сигна-
лами. Там же на соответствующих панелях
управления размещаются индивидуальные
адресные табло и кнопки вызова.
Схема является типовой дли подстан-
ций 330—500 кВ.
Схема улучшает ориентацию дежурно-
го персонала за счет концентрации инфор-
мации в одном месте, а также дает зна-
чительную экономию контрольного кабеля,
обусловленную группировкой одноименных
сигналов и уменьшением количества жил
между главным щитом управления и ме-
стами установки КН. В то же время схема
излишне перегружена автоматически вы-
даваемой информацией. Так, на крупном
эйергообъекте на участке может предусмат-
риваться до 60 групповых и до 30 адрес-
ных сигналов, т. е. около 100 сигналов, из
которых прн серьезных нарушениях может
выдаваться одновременно до .15. При прн-
608
Управление, контроль и сигнализация
(Разд. 40
нятой обезличенной форме выдачи группо-
вой информации такое количество исход-
ных сигналов представляется чрезмерным.
Этот недостаток может быть устранен
за счет промежуточного обобщения груп-
повых сигналов по аналогии со схемой на
рис. 40-22. Соответствующая схема рас-
сматривается ниже.
Групповая сигнализация
с промежуточным обобщением
и расшифровкой по запросу
На рис. 40-24 представлена схема, со-
четающая в себе особенности обеих пред-
шествующих схем и обеспечивающая улуч-
шенную ориентацию и информативность.
Схема предусматривает выдачу исходной
информации в обобщенной форме аналогич-
но схеме рис. 40-22 и расшифровку по за-
просу аналогично схеме рис. 40-23.
Схема содержит все элементы схемы
групповой сигнализации, но предусматри-
вает дополнительную группировку одиопла-
новых индивидуальных сигналов и вывод
их на соответствующие объектные табло
обобщенных сигналов HLG.
Схема дается в порядке примера, по-
казывающего, что эргономические характе-
ристики традиционных схем сигнализации
могут быть существенно улучшены без пе-
ресмотра аппаратурной основы и их струк-
туру может быть значительно приближена
к оптимальной.
Схема выполнена для пяти конкретных
сигналов п объектов сигнализации, т. е.
обеспечивает отображение 5п конкретных
сигналов указанных объектов.
Исходная информация выдается в виде
обобщенного объектного сигнала путем за-
свечивания табло HLG с последующей его
расшифровкой по запросу высвечиванием
групповых табло дешифратора HLD.
Вся командио-квитирующая и сигналь-
ная аппаратура размещается на группе па-
нелей управления объектами отображаемо-
го участка. Возможно размещение их и на
отдельной участковой панели с выполнени-
ем там же соответствующей миниатюрной
мнемосхемы, что при большом количестве
объектов иа отображаемом участке облег-
чает восприятие информации.
Табло «объектных обобщенных сигна-
лов HLG по возможности вписываются в
мнемосхему участка и отображают общий
характер конкретного сигнала с одновре-
менной фиксацией объекта, с которого он
поступил. Групповые табло HLD размеща-
ются на тех же панелях (или панели) от-
дельно н отображают конкретные наимено-
вания поступивших сигналов.
Схема работает следующим образом.
Индивидуальные сигналы с контактов сиг-
нальных реле КН подаются через развязы-
вающие диоды на табло обобщенных объек-
тных сигналов HLG и на соответствующие
групповые шинки ШГ. Одновременно через
шинки 1ШЗП нлн 2ШЗП в завнснмости от
технологической принадлежности поступив-
ших сигналов запускается схема централь-
ной сигнализации, обеспечивающая выдачу
звукового и осведомительного сигналов иа
панели центральной сигнализации (см. кон-
такты реле KL1, КТ н KL4 на рис. 40-24).
Исходная информация выдается де-
журному засвечиванием соответствующего
табло HLG, определяющего адрес и общий
характер поступившего сигнала. Групповые
табло дешифратора HLD при этом не за-
гораются, так как оперативный ток с них
снят замыкающими контактами реле фик-
сации вызова KRC.
Расшифровка объектных сигналов про-
изводится так же как на схеме рис. 40-23
индивидуальными кнопками ВС с соответ-
ствующей подачей на время расшифровки
оперативного тока на групповые табло
HLD контактами реле KRC. При этом сох-
раняется описанный ранее принцип изби-
рательности за счет снятия оперативного
тока с контактов КН всех объектов, кроме
вызываемого.
При снятии команды на расшифровку
отпадает реле KRC и схема восстанавли-
вается. Возможное при этом срабатывание
реле KLH и подача ложного осведомитель-
ного сигнала блокируются контактом KL3,
срабатывающим импульсно при возврате
KRC.
Осведомительный сигнал, подаваемый
иа панель центральной сигнализации кон-
тактом KL4, снимается кнопкой BDC одно-
временно со звуковым сигналом. Схема
обеспечивает значительную экономию кабе-.
ля за счет группировки и обобщения, не
требует для своей реализации специальной
аппаратуры, может быть реализована на
любом энергообъекте в рамках действую-
щей системы сигнализации.
В отличие от схемы-прототипа (см.
рис. 40-23) рассматриваемая схема выполне-
на с самоудерживаиием вызывного сигнала.
При нажатнн ВС оиа удерживается в на-
жатом состоянии встроенной в кнопку об-
моткой самоудержнвания через контакты
кнопки BDS й реле деблокировки КТ). Со-
ответственно снятие вызывного сигнала про-
изводится оперативно нажатием кнопки
BDC илн автоматически контактом КТ), сра-
батывающим импульсно прн подаче очеред-
ного вызывного сигнала. Последнее предот-
вращает одновременный вызов двух объек-
тов сигнализации.
Схема является одним из перспектив-
ных вариантов модернизации традицион-
ных объектных схем сигнализации, обеспе-
чивающих улучшение их качественных ха-
рактеристик и повышение эффективности
работы человека-оператора в контуре опе-
ративного управления.
При совместной работе с универсаль-
ным избирательным блоком (см. рнс. 40-13)
схема может быть улучшена за счет вве-
дения мигания вновь поступившего сигнала
> соответствии со схемой на рис. 40-20,
при этом основная часть схемы остается
неизмеииой. Лишь контакты кнопок ВС
заменяются контактами избирательных ре-
§ 40-3]
Сигнализация на постоянном оперативном токе
609
ле KCS, а дополнительно к каждому све-
товому табло HLG и HLD устанавливает-
ся по одному промежуточному реле (соот-
ветственно KPG и KPD) для переключения
цепей мигающей сигнализации групповых
и обобщенных сигналов.
Модифицированная схема групповой
сигнализации с промежуточным обобщени-
ем и миганием вновь поступивших сигналов
приведена на рис. 40-25.
Схема имеет более сложную логику й
требует- большего количества аппаратуры.
Однако это компенсируется повышением
ее информативности и функциональных воз-
можностей и улучшением ориентации де-
журного персонала в выдаваемой информа-
ции.
Предусматривается следующий алго-
ритм работы схемы. При поступлении инди-
видуального сигнала загорается мигающим
светом табло объектного обобщенного сиг-
нала HLG, подключенное к шинке (+)
ШМ контактом своего реле KPG.
При отсутствии необходимости в рас-
шифровке HLG может быть переведено иа
ровное свечение кнопками BDC или ВВР,
при нажатии которых KPG срабатывает и
самоблокнруется через цепь индивндуаль-
+И]С
В схеме избирательного блока (рис 40-13)
~шс
(+)шм
1ШСМ
2ШСМ
Рис. 40-25. Схема сигнализации с миганием вновь поступивших сигналов.
39—792
610
Управление, контроль и сигнализация
[Разд. 40
кого сигнала вплоть до его снятия, пере-
ключая своими контактами табло с (+)ШМ
на +ШС.
Расшифровка поступившего обобщенно-
го сигнала обеспечивается нажатием соот-
ветствующей кнопки ВС в схеме избира-
тельного блока, при этом срабатывает из-
бирательное реле KCS вызванного на
расшифровку объекта, которое своим кон-
тактом запускает реле фиксации вызова
KRC, снимающее оперативный ток с сиг-
нальных реле всех объектов участка. В то
же время KCS своим другим контактом
подает оперативный ток на сигнальные ре-
ле КН вызванного объекта, обеспечивая
тем самым подачу его информационных
сигналов на табло. При этом вновь посту-
пивший сигнал отображается на HLG и
HLD мигающей засветкой, поскольку его
табло включено на ( + ) ШМ через размы-
кающие контакты своих KPG и KPD, в дан-
ном случае обесточенных. После деблоки-
ровки схемы кнопкой BDC или контактом
KD при вызове очередного объекта мига-
ние снимается и оба табло переводятся на
ровное свечение за счет срабатывания их
KPG и KPD и их самоудерживания через
цепь индивидуального сигнала вплоть до
его исчезновения. Соответственно прн рас-
шифровке все наличные сигналы, поступив-
шие ранее и расшифрованные при предше-
ствующих вызовах, высвечиваются на со-
ответствующих табло ровным светом через
замыкающие контакты своих KPG и KPD,
находящихся в подтянутом состоянии.
При необходимости в целях облегчения
фиксации информации имеется возможность
автономного снятия мигання группового
табло в режиме расшифровки. Операция
осуществляется кнопкой ВВР, подающей
через шинку 2ШСМ —ШС на KPD вновь
поступившего сигнала. Последнее срабаты-
вает, самоблокируется ,и переводит свое
HLD на ровное свечение. Соответствующее
HLG при этом остается включенным иа ми-
гающее свечение вплоть до полной дебло-
кировки схемы.
Контакт KRC в цепи ВВР блокирует
ложную переориентацию KPG н KPD при
случайном нажатии ВВР в нормальном ре-
жиме.
В целях уменьшения количества кон-
тактов в схеме применены одноламповые
световые табло. Проверка исправности по-
следних производится подачей +ШС на
шинку ШПЛ ключом ST.
Кнопки вызова ВС могут размещаться
непосредственно на мнемосхеме илн вписы-
ваться в группу табло обобщенных сигна-
лов соответствующих объектов. Не исклю-
чается выполнение последних н в виде кно-
пок с засветкой, т. е. совмещение табло с
кнопкой. Одни из вариантов размещения
ВС, HLG и 1HLD на панели показан на
рис. 40-25. Конкретно вопрос решается при
проектировании.
В описанном виде схема по своим функ-
циональным возможностям, структуре диа-
лога и эргономическим характеристикам
отвечает основным требованиям, предъяв-
ляемым к перспективным разработкам, на-
правленным на повышение эффективности
деятельности человека-оператора в контуре
управления. По аналогичной структуре вы-
полняются специализированные информа-
ционные системы, а также оперативные ин-
формационные узлы в системах АСУ ТП,
прн этом схема стыкуется с указанными си-
стемами и' может работать как автономно,
так и в комплексе с ними.
Дополнительно следует отметить; что •
применяемые сегодня для управления энер-
гообъектами типовые решения уже не удов-
летворяют требованиям надежности и опе-
ративности. В особенности это касается си-
стем сигнализации, в рамках которых прн
увеличившихся объемах информации чело-
век уже не может действовать с достаточ-
ной эффективностью.
По данным исследований применявша-
яся до настоящего времени на энергообъек-
тах система измерения и контроля с непо-
средственной выдачей индивидуальных
сигналов на панели соответствующих присо-
единений (рассредоточено по щиту управле-
ния) становится тормозом иа пути повыше-
ния эффективности работы дежурного пер-
сонала. В ряде случаев эргономические
недостатки этой системы являются прямой
причиной ошибок, приводящих к возникно-
вению и развитию аварии [40-3]. Соответ-
ственно имеется ряд специальных разрабо-
ток, направленных на создание систем сиг-
нализации с улучшенными эргономическими
характеристиками, в частности разработка
«Ленгидропроекта», а также перспективная
разработка «Эиергосетьпроекта», описыва-
емая ниже. Описанная система близкая по
структуре к разрабатываемым перспектив-
ным системам технологического контроля,
в том числе и с применением ЭВМ, выгод-
но отличается от инх простотой и отсутст-
вием сложной и дорогостоящей аппарату-
ры. Схема выполняется с помощью простых
реле и не требует коренного пересмотра
применяемой иа энергообъектах типовой
схемы сигнализации, поскольку является ее
развитием.
В частности, применительно к типовой
схеме рис. 40-23 вся реконструктивная
часть может быть выполнена в виде допол-
нительных функциональных узлов, стыку-
ющихся в основной схемой. Все это делает
схему легко реализуемой как на вновь вво-
димых, так и на действующих объектах и
на ближайшее будущее позволяет считать
ее наиболее перспективной для широкого
круга энергообъектов.
Универсальное устройство
групповой сигнализации
Для объектов со сложными схемами,
требующих от дежурного персонала высо-
кой оперативности, институтом «Энергосеть-
проект» в настоящее время завершается
разработка опытного устройства преду-
§ 40-31
Сигнализация на постоянном оперативном токе
611
Вид дискретного сообщения Отображение в обобщенном виде на табло HLG Конкретное отображе- ние табло HLD в режиме расшифровки
до расшифровки в режиме расшифровки
Появление ДС Появление КДС Наличие ранее рас- шифрованного ДС Самоустранение ДС Желтая мигающая за- светка HLG Зеленая мигающая за- светка HLG Ровная желтая засвет- ка HLG Зеленая мигающая за- светка HLG Желтая мигающая за- светка HLG Зеленая мигающая за- светка HL G Ровная желтая засвет- ка HLG Зеленая мигающая за- светка HLG Желтая мигающая за- светка HLD Зеленая мигающая за- светка HLD Ровная желтая засвет- ка HLD Зеленая мигающая за- светка
преждающей сигнализации с расширенными
функциональными возможностями.
Устройство рассчитано на работу с по-
ниженным оперативным напряжением 24 В,
что предопределяет возможность использо-
вания телефонных кабелей и снижает зат-
раты на кабельные изделия.
Устройство питается от сети переменно-
го напряжения 380/220 В через выпрями-
тельное устройство CG, в качестве которого
используется серийный блок питания типа
БПБ-1 или его аналог.
Предполагается выполнение устройст-
ва в двух модификациях — в пультовом
варианте с применением слаботочных реле
типа РЭС и в щитовом варианте с исполь-
зованием реле РПУ илн их аналогов.
Устройство рассчитано на совместную
работу с универсальным избирательным
блоком, описанным в § 40-1 (см. рис.40-13),
в комплексе с устройством отбора дискрет-
ных сигналов УОС, подготавливаемым про-
мышленностью к производству.
Устройство обеспечивает контроль дис-
кретной информации с выдачей отображе-
ния автоматически на табло обобщенных
сигналов HLG и по запросу на соответству-
ющие групповые табло HLD раздельно для
каждого присоединения контролируемого
участка, именуемого далее объектом сиг-
нализации.
Схема устройства для одного обобщен-
ного и двух групповых сигналов приведена
на рис. 40-26.
Схема предусматривает прием, фикса-
цию, распознавание и отображение в обоб-
щенном виде с последующей расшифровкой
по запросу кратковременных (КДС) и дол-
говременных (ДС) дискретных сообщений,
появляющихся в схеме объекта сигнализа-
ции.
Для распознавания имеющейся и посту-
пившей информации в схеме принят следу-
ющий световой код, отображенный ниже в
виде таблицы.
Табло HLG и HLD компонуются в со-
ставе универсального избирательного блока.
Первые вписываются в мнемосхему или сов-
мещаются с функциональной клавиатурой,
вторые собираются вместе в виде централь-
ного табло-расшифратора. Рекомендуется
размещать HLG и HLD совместно с мнемо-
схемой и кнопками вызова аналогично рис.
40-25. Схема строится на базе -нескольких
39*
стереотипных функциональных групп, выде-
ленных на рис. 40-26 штрихпунктиром и
далее именуемых функциональными блока-
ми. Соответственно схема содержит следую-
щие функциональные блоки:
блок отображения и диалога БОД с
мнемосхемой, функциональной клавиатурой
и встроенными табло обобщенных и груп-
повых сигналов, выполняемый на базе уни-
версального избирательного блока (см. рис.
40-13). Обеспечивает отображение информа-
ции и диалог человека-оператора с инфор-
мационной системой;
блок отбора дискретных .сигналов БОС,
индивидуальный для каждого сигнала и со-
держащий реле отбора сигнала KSH и ре-
ле запоминания сигнала KRH. Обеспечива-
ет выявление и запоминание индивидуаль-
ного объектного сигнала;
блок обобщенной информации, сос-
тоящий из трех реле фиксации состояния
сигнала: KR1—KR3. Предусматривается для
каждого присоединения контролируемого
участка и обеспечивает выдачу информации
о появлении или снятии дискретных сигна-
лов технологической группы на контролиру-
емом присоединении (объекте сигнализа-
ции);
групповой блок расшифровки обобщен-
ного сигнала БРГ, состоящий из групповых
реле расшифровки KLD1 н KLD2. Обеспе-
чивает выдачу по запросу на групповые таб-
ло HLD (табло расшифратора) информации
о появлении, наличии н снятии индивиду-
ального сигнала объекта, вызванного на
расшифровку.
Ниже дается описание работы схемы.
При появлении первичного сигнала, на-
пример при замыкании контакта датчика
первичного сигнала КН1, срабатывает KSH
соответствующего блока отбора дискрет-
ных сигналов (в данном случае блока
БОС1) и в обмотку его KRH через диф-
ференцирующую емкость С1 подается им-
пульсный сигнал, переориентирующий KRH
в положение «память». Далее емкость С1
разряжается через резистор R1, чем блоки-
руется ложный сброс памяти при снятии
первичного сигнала.
Если поступивший сигнал долговремен-
ный, т. е. контакт КН длительно остается
замкнутым, то замыкающими контактами
KSH и KR4 собирается пусковая цепь KR1
соответствующего блока БО и его желтая
612
Управление, контроль и сигнализация
[Разд. 40
Рис. 40-26. Схема устройства групповой сигнализации.
лампа LYG через контакт KR1 подключает-
ся к шинке ( + )ШМ, чем обеспечивается
желтая мигающая засветка HLG:
При кратковременном сигнале KSH от-
падает вслед за КН и своим контактом по-
дает в KRH через емкость С2 повторный
сигнал иа запоминание, блокируя случайный
сброс памяти по цепи С1 и обеспечивая
надежное сохранение KRH в положении
«память». Одновременно через контакт KRH
собирается пусковая цепь KR3, чем Обеспе-
чивается подключение к ( + )ШМ лампы
LGG н зеленая мигЬющая засветка того же
HLG.
Прн вызове информации на расшиф-
ровку срабатывают* н самоудерживаются
реле-фиксатор вызрфа KRC и избирательное
реле KCS вызвгййюго объекта (см. рис.
40-13). Контактом KRC подается ( + )ШМ
на дополнительную шинку питания группо-
вого сигнала ( + )ШМГ и соответственно
подготавливается цепь мигания группового
§ 40-3]
Сигнализация на постоянном оперативном токе
613
табло, а контактами KCS собираются цепи
распознавания сигнала в блоках БОС и
БРГ и цепь возврата (сброса памяти) KRH.
В целях сокращения количества ка-
бельных жил цепи распознавания индиви-
дуального сигнала собираются на перемен-
ном токе. Это позволяет передать информа-
цию о состоянии индивидуального сигнала
по одной жиле за счет разного характера
подаваемых в БРГ токовых сигналов, ор-
ганизуемых рассмотренной в БОС логикой
распознавания. Конкретно схема предусмат-
ривает при поступлении ДС передачу сиг-
нала переменного тока через замыкающие
контакты KSH и KRH и соответственно сра-
батывание KLD1 н KLD2 блока БРГ, а при
поступлении КДС—выдачу в БРГ выпрям-
ленного напряжения отрицательной поляр-
ности и срабатывание KLD2 через последо-
вательную цепь, создаваемую размыкаю-
щим и замыкающим контактом KSH и KRH.
В первом случае на ( + )ШМ через кон-
такт KRC подключается контактами KLD1
и KLD2 лампа LYD1 и групповое табло
с наименованием поступившего индивиду-
ального сигнала засвечивается желтым ми-
гающим светом, во втором случае имеет
место подключение зеленой лампы LGD1
на ( + )ШМ и зеленое мигающее свечение
того же табло.
Прн квитировании сигнала кнопкой
BDC, а также при автоматической деблоки-
ровке схемы контактом KD прн вызове
очередного объекта1 в KRH поступает сиг-
нал на сброс памяти и KRH возвращается
в исходное состояние одновременно с воз-
вратом KCS. Прн этом, если первичный сиг-
нал был кратковременным (поступление
КДС), KSH и KRH оказываются в отпав-
шем положении, пусковая цепь KR1 размы-
кается, LYG гаснет и соответственно гас-
нет обобщенное табло HLG.
Если имеет место поступление долго-
временного первичного сигнала (ДС), то от-
падает только KRH, KSH остается .подтя-
нутым. Соответственно контактами KRH и
KSH собирается пусковая цепь KR2 и раз-
мыкается цепь KR1 (см. блок БО на рис.
40-26). KR3 отпадает и отключает LYG от
(+)ШМ, a KR2 срабатывает и подключа-
ет LYG к шинке +24 В. Табло HLG засве-
чивается ровным желтым светом, что сви-
детельствует о наличии иа объекте ранее
расшифрованного долговременного сообще-
ния ДС. В этом случае при повторном вы-
зове того же объекта на расшифровку в
БРГ рассматриваемого сигнала поступит
сигнал положительной полярности и срабо-
тает KLD1, обеспечив -ровную желтую за-
светку HLD одновременно с такой же за-
светкой HLG. Если на рассматриваемый ре-
жим наложится поступление нового, ДС с
того же объекта, например от контакта
КН2, то по пусковой цепи KSH, KRH соот-
ветствующего блока Б0С в данном случае
с выхода БОС2 поступит сигнал на сра-
батывание KR1 объектного БО. Последнее
* См, рис. 40-12.
сработает н своими контактами переклю-
чит горящее ровным светом LYG с +24 В
на {+)ШМ. Табло HLG снова будет за-
свечено желтым мигающим светом впредь
до вызова объекта на расшифровку.
Если после расшифровки и возврата
избирательной схемы в исходное состояние
произошло самоустранение долговременно-
го сигнала, то размыкающим контактом
KSH обеспечивается повторная переориен-
тация KRH в положение «память». При
этом срабатывает KR3 н подключает своим
контактом лампу LGG к шинке ( + )ШМ,
обеспечивая зеленую мигающую засветку
HLG. Аналогично ведет себя схема и при
поступлении КДС. При этом в обоих случа-
ях соответствующее групповое табло сог-
ласно принятому световому коду распозна-
вания сигналов высвечивается при расшиф-
ровке зеленым мигающим светом, что обус-
ловлено срабатыванием KLD2 вследствие
отпадания KSH и переориентации KRH в
положение «память» при снятии дискрет-
ного сообщения.
При деблокировке избирательной схемы
KRH возвращается в исходное состояние
и остается в нем впредь до нового появле-
ния первичного сигнала.
Предусматривается возможность авто-
номного оперативного снятия мигания груп-
пового табло с помощью кнопки ВВР с по-
следующим его восстановлением кнопкой
BDP или с дальнейшей нормальной дебло-
кировкой схемы. Переключение производит-
ся контактами реле KRC (см. рис. 40-13).
При появлении дискретного сообщения
дежурному выдается с помощью зуммера
НА1 прерывистый звуковой сигнал пони-
женной громкости. Задача решается под-
ключением зуммера к шинке ( + )ШМ кон-
тактом KRC. Сигнал снимается при вызове
на расшифровку тем же контактом KRC.
Одновременно с запуском зуммера от то-
го же сигнала срабатывает и самоудержи-
вается реле времени КТ. Если сигнал зум-
мера длительно не квитируется,' то по ис-
течении заданной выдержки времени кон-
тактом КТ подается сигнал на звонок НА2.
Последний снимается (впредь до повторного
истечения выдержки времени) кнопкой сня-
тия звукового сигнала ВВН- а окончатель-
но — контактом KRC при вызове на рас-
шифровку.
Для деблокировки схемы в блоке БОД
предусмотрены два деблокирующих элемен-
та— реле деблокировки KD и его повтори-
тель KID (см. рис. 40-13). Каскадный пуск
KD и KID позволяет обеспечить сброс
памяти KRH до отпадания избирательного
' реле KCS (см. рис. 40-26), что необходимо
для нормальной работы схемы.
Каскадный пуск схемы мигающего све-
та предусмотрен в целях универсализации
схемы. Так, для пультового варианта, вы-
полняемого на малогабаритных слаботоч-
ных элементах, мощность лампы световых
табло может оказаться недостаточной для
пуска схемы мигающего света. В щитовом
варианте устройства, выполняемом на обыч-
614
Управление, контроль и сигнализация
[Разд. 40
ной сигнальной аппаратуре, схема в этой
части может быть упрощена за счет осу-
ществления пуска схемы мигания путем
непосредственного включения сигнальных
ламп на шннку ( + )ШМ.
Опробование световых табло HLG и
HLD производится переключателем опробо-
вания ST, подающим оперативный ток
+24 В на шинку ШПЛ и соответственно
через развязывающие диоды на ,лампы све-
товых табло.
Следует отметить, что логика схемы не
исключает поступления нескольких обобщен-
ных сигналов и одновременного засвечива-
ния HLG несколькими лампами. Соответ-
ственно табло обобщенных сигналов вы-
полняются трехсекционными нли компону-
ются из трех миниатюрных табло. Для
групповых сигналов используются обычные
табло ТСБ илн ТСКЛ.
Сигнализация действия защиты
и автоматики
Действие защиты сопровождается зву-
ковым и световым сигналами аварийного
отключения и выпадением флажка указа-
тельного реле соответствующей защиты.
Поскольку подъем флажка производится
вручную, на щите имеется сигнал «флажок
не поднят», напоминающий дежурному о
необходимости поднять его, так как в про-
тивном случае ;при повторном отключении
возможна неправильная ориентация персо-
нала в действии защиты.
Сигнал «флажок не поднят» может
быть индивидуальным или центральным.
В первом случае сигнал подается на соот-
ветствующую панель щита управления от
всех защит данной цепи, во втором — от
всех сигнальных реле защиты через шинку
ШТ Б (рис. 40-27).
Рис. 40-27. Схемы сигнализации срабатывания
указательных реле защиты н автоматики.
Следует отметить, что использование
сигнальных реле с ручным возвратом дела-
ет сигнализацию о работе защиты н авто-
матики недостаточно оперативной. Описан-
ное выше универсальное устройство группо-
вой сигнализации рассчитано на совмест-
ную работу с новыми сигнальными устрой-
ствами УОС, имеющими дистанционный
возврат (см. рис. 40-26) и позволяющими
делать систему сигнализации более мобиль-
ной. Прн использовании новых сигнальных
устройств отпадает необходимость в сигнале
«флажок не поднят», поскольку вся. инфор-
мация поступает на главный щит управле-
ния и оперативно расшифровывается по за-
просу.
Автоматическое включение коммутаци-
онного аппарата, например при АВР, со-
провождается индивидуальным световым
сигналом в виде мигания соответствующей
лампы.
Прн действии устройства АПВ инди-
видуальных световых сигналов на щите не
появляется и персонал может установить
цепь, на которой произошло АПВ, только
по указательному реле в цепи включения
нли в перспективе по срабатыванию соот-
ветствующего УОС.
Командная сигнализация
Командная сигнализация предназначе-
на для передачи команд из цеха в цех. Та-
кая сигнализация применяется, в частности,
для передачи команд со щита управления
в машинный зал и обратно. Для этой цели
применяется так называемый командоаппа-
рат (машинный телеграф). Аппарат состо-
ит из двух комплектов сигнальных табло и
кнопок нли ключей. Один комплект разме-
щается на месте подачи команды, другой—
на месте ее приема. Каждый комплект со-
стоит нз приемных и отправочных команд.
Передача команд производится в сле-
дующем порядке: дежурный цеха, подаю-
щий команду, вызывает дежурного, прини-
мающего команду, при этом раздается зву-
ковой сигнал и загораются транспаранты
«внимание» как на приемном, так и на пе-
редающем концах.
Дежурный на приемном конце квити-
рует ключ, снимая сигнал «внимание», что
свидетельствует о том, что вызов принят,
после чего дежурный передающего цеха
передает нужную команду. На обоих таб-
ло загорается транспарант с соответствую-
щей надписью. После исполнения команды
дежурный приемного конца квитирует сиг-
нал.
Импульс, передаваемый с передающего
конца, длительно сохраняется — до снятия
его вручную. Это достигается применением
самоудерживающихся кнопок; кнопка од-
новременно является якорем электромагни-
та, цепь которого замыкается самой кноп-
кой.
Схема командоаппарата с самоудержи-
вающнмнся кнопками показана на рис.
40-28. Для подачи команды «внимание» со
щита управления в цех нажимается кнопка
BC1I, ток проходит через кнопки BDII,
ВСП и по параллельным путям — обмотке
ВСП, лампам табло HLA1I и HLAHI и
через обмотку сирены НА-, кнопка ВСП
самоудерживается, и звуковой сигнал и
свечение табло «внимание» сохраняются до
снятия их из цеха нажатием кнопки BDII.
Подача команды «внимание» из цеха на
щит управления производится аналогичным
образом с той лишь . разницей, что цепь
звукового сигнала' заводится на общую
шинку ШКС (шинку командной сггнализа-
ции), поскольку на щите устанавливается
§ 40-4]
Контроль
615
Рис. 40-28. Схема командоаппарата.
На щите Сня-
В цехе
Команда. пвниманиеа со щита, управления
Команда цвнимание" из цеха.
Прочие Команды со щита управления
общий звуковой сигнал. Остальные коман-
ды передаются таким же образом, только
без действия звукового сигнала.
40-4. КОНТРОЛЬ
Общие принципы и объем контроля
Контроль за режимом агрегатов элек-
тростанций и подстанций осуществляется с
помощью измерительных приборов (ука-
зывающих и регистрирующих) и релейных
устройств — датчиков сигнализации, сра-
батывающих при отклонениях параметров
агрегата от заданных значений сверх до-
пустимого и действующих на соответству-
ющую схему предупреждающей сигнализа-
ции.
В зависимости от характера объекта
контроля и структуры его управления объ-
ем контроля и место размещения конт-
рольно-измерительной аппаратуры могут
быть различными. Приборы контроля для
различных присоединений могут устанав-
ливаться в разных цепях и разных мес-
тах — на центральном пульте управления,
на блочных щитах управления, на агрегат-
ных технологических щитах. В основном
объем контроля определяется правилами
технической эксплуатации и нормами тех-
нологического проектирования. Однако в
зависимости от технологических особенно-
стей контролируемого’ объекта возможны и
отклонения от установленных норм, что
обычно решается при проектировании.
Нормально на большинстве присоеди-
нений контролируются токи, напряжения,
активная и реактивная мощности в цепях
переменного тока; иа генераторах и син-
хронных компенсаторах контролируются,
кроме того, токи и напряжения в цепях
возбуждения. На генераторах и потреби-
тельских присоединениях устанавливаются
также счетчики коммерческого учета.
Аналогично управлению и сигнализа-
ции типовые решения предусматривают ин-
дивидуальный контроль параметров с ус-
тановкой индивидуальных измерительных
приборов на соответствующих панелях уп-
равления контролируемых присоединений.
Измерение производится путем прямо-
го включения измерительных приборов во
вторичные цепи ТТ и TH. В последние го-
ды в связи с унификацией измерительных
сигналов и развитием автоматического ре-
гулирования на энергообъектах началось
широкое применение измерительных преоб-
разователей (датчиков), позволяющих ис-
пользовать измерительные приборы с уни-
фицированными входными сигналами 5 мА
для измерения любого параметра, что зна-
чительно упрощает эксплуатацию. Измери-
тельный преобразователь включается в со-
ответствующие вторичные цепи трансфор-
маторов тока и напряжения и обеспечива-
ет преобразование указанных входных сиг-
налов в унифицированный выходной сиг-
нал 0—5 мА, пропорциональный контро-
лируемому параметру и подаваемый на
вход измерительного прибора.
Схема избирательного измерения
При большом количестве присоедине-
ний индивидуальное измерение параметров
с установкой измерительных приборов на
каждой панели управления (рассредоточе-
но по периметру щита управления) стано-
вится неудобным как по условиям опера-
тивности, так и вследствие неоправданного
увеличения габаритов щита управления.
В этих случаях рекомендуется применять
избирательные схемы измерения с подклю-
чением контролируемых параметров на
группу центральных измерительных прибо-
ров по оперативной команде, подаваемой
дежурным персоналом.
Как и в схемах сигнализации, в схе-
мах избирательного измерения использует-
ся преимущественно участковый принцип с
размещением приборов центральной' части
и командио-квитирующей аппаратуры иа
группе панелей контролируемого участка.
Не исключается и выполнение центральной
избирательной схемы. Выбор структуры в
данном случае определяется технологичес-
кими особенностями и конфигурацией схе-
мы энергообъекта и осуществляется при
проектировании. При этом принципиальная
схема остается неизменной и системы от-
личаются лишь количеством централизован-
ных узлов — одного общего или несколь-
ких по количеству контролируемых уча-
стков.
Ниже рассматривается один из вари-
антов перспективной проработки схемы
избирательного измерения, выполненной
«Энергосетьпроектом» для подстанций
220—500 кВ.
616
Управление, контроль и сигнализация
[Разд. 40
Схема предусматривает установку ин-
дивидуальных измерительных преобразо-
вателей и выдачу в систему измерений со-
ответствующих унифицированных аналого-
вых сигналов постоянного тока 0—5 мА.
Для централизованного измерения при-
меняются узкопрофильные аналоговые при-
боры, градуированные в относительных
единицах н позволяющие оценить относи-
тельные значения контролируемых пара-
метров и их отклонения от номинальных
значений в процентах. Рекомендуется при-
менять приборы со световым отсчетом, на-
пример приборы типа М1830 или М1741,
обеспечивающие лучшее восприятие резуль-
татов измерений.
С целью повышения надежности и мо-
бильности измерений в системе избиратель-
ного измерения может предусматриваться
два автономных устройства централизован-
ного измерения — основное и дублирую-
щее, выполняемых по одинаковым схемам.
В этом случае вызои измерений на основ-
ной комплект измерительных приборов про-
изводится с мнемосхемы, а на дублирую-
щий — с помощью функциональной клавиа-
туры, что делает диалог человека-операто?
ра с измерительной системой более гибким
и оперативным *, в частности позволяет
осуществить одновременное измерение па-
раметров двух объектов двумя комплекта-
ми измерительных приборов. Однако уста-
новка дублирующего комплекта требует
удвоения центральных шинок, аппаратов и
соответствующих кабельных связей и п>
условиям технологии не всегда может быть
оправдана. Поэтому выполнение дублиру-
ющей схемы не является обязательным, п
вопрос решается по усмотрению проекти-
ровщика.
Для уточнения контролируемых пара-
метров дополнительно к аналоговым при-
борам на панели централизованного изме-
рения рекомендуется устанавливать циф-
ровой . прибор, общий для обоих избира-
тельных комплектов. Цифровой прибор
подключается оперативно переключателем
к любому контролируемому параметру —
параллельно одному из аналоговых прибо-
ров. Это измерение позволяет оценить кон-
кретный параметр в именованных едини-
цах. Необходимое масштабирование осу-
ществляется вручную соответствующим
многопозиционным переключателем по гра-
дуировочной таблице, выполняемой при на-
ладке системы.
На рис. 40-29 представлена схема из-
бирательного измерения, выполненная для
одного участка в соответствии с описанной
выше общей структурой. В схеме показаны
подробно управляющие и измерительные
цепи одного комплекта избирательной си-
стемы.' Второй комплект выполняется ана-
логично. Схема не содержит сложных уст-
• исключается аналогичное исполнение и
огЛсаннЫх ранее схем сигнализации, а также
совмещение средств человеко-машинного диалдга
в схемах сигнализации в измерения.
~>2208
Рис. 40-29. Схема
ройств, выполняется-на базе простых реле
и рассчитана на широкое применение.
Измерение параметров выбранного
объекта обеспечивается за счет подключе-
ния выходных целей его измерительных
преобразователей к шинкам централизован-
§ 40—1]
Контроль
617
избирательного измерения.
Цифровой прибор
и табло размер -
ности.
Цепи масштабиро-
вания
Объекты
измерения
Цепи, переключения
цифрового прибора.
Прочие
до п.1
Избирательные
реле
Шинки .централизи-
рованногстизмере -
Комплекты цен-
тральных аналоговых
измерительных при-
боров
ного измерения основной — ЩИ или дуб-
лирующей — ШИ’ системы контактами из-
бирательных реле КС-8'В или KCSI) соот-
ветственно.
Выбор объекта производится индиви-
дуальными кнопками вызова ВС на мне-
мосхеме для основной системы или анало-
гичной кнопкой функциональной клавиату-
ры BCF для дублирующей системы, раз-
мещаемыми иа панели централизованного
измерения (рис. 40-29).
Вызывная команда подается нажатием
618
Управление, контроль и сигнализация
[Разд. 40
указанных кнопок, индивидуальных для
каждого объекта измерения (присоедине-
ния главной схемы), и реализуется уни-
версальным избирательным блоком, опи-
санным в § 40-1 (см. рис. 40-13).
При работе в измерительной схеме ис-
пользуются «автоматический» или «ко-
мандный» режимы универсального избира-
тельного блока, более удобные для прове-
дения операций измерения. Соответственно
переключатель режимов SAC в данном
случае устанавливается в положение А или
К. Основным рекомендуемым режимом
для схемы централизованного измерения
является режим А (см. рис. 40-13).
Измерение может производиться на
любом присоединении, подключенном к из-
бирательной системе. При этом предусмат-
риваетси возможность подключения любо-
го объекта измерения как к основному—-
КАИ, так и к дублирующему — КАИ'—
комплекту центральных измерительных
приборов с соответствующей сборкой объ-
ектных измерительных цепей на шинки ШИ
или ШИ' по вызывной команде.
При работе в режиме А предусматри-
вается автоматический сброс предшеству-
ющих измерений при подаче очередной вы-
зывной команды. В режиме К вызывная
команда реализуется без фиксации только
на время подачи вызывной команды и
сброс' измерений производится при отпус-
кании соответствующей кнопки вызова ВС
или BCF.
Режим работы схемы избирательного
измерения выбирается по усмотрению де-
журного в зависимости от обстановки и
решаемой задачи.
Схема предусматривает подключение
цифрового измерительного прибора PD на
любую шинку ШИ, т.е. параллельно лю-
бому прибору централизованного измере-
ния. Подключение осуществляется вручную
Двумя многопозиционными переключателя-
ми — переключателем параметра SN и
масштабирующим переключателем SNP.
SN обеспечивает подключение цифрового
прибора к определенной шинке SNP с од-
новременным высвечиванием единицы из-
меряемого параметра на табло позволяет
выбрать нужный масштабирующий коэф-
фициент при цифровом измерении. Задача
решается путем изменения коэффициента
делителя на входе цифрового прибора пе-
реводом переключателя SNP в положение,
определяемое соответствующей масштаби-
рующей таблицей.
Веи центральная измерительная и ко-
мандно-квитирующая аппаратура размеща-
ется на пульт-панели централизованных
измерений участка в соответствии с рис. 40-29.
Там же на мнемосхеме размещаются сиг-
нальные лампы HLB и HLD, сигнализиру-
ющие о том, к какому комплекту — основ-
ному (HLB) или дублирующему (HID}—
подключены измерения данного присоеди-
нения.
Объектные избирательные реле KCSB
и KCSD собираются на релейном щите на
отдельной панели или на соответствующих
измерительных панелях, там, где установ-
лены измерительные преобразователи. Там
же собираются измерительные шинки ШИ.
Схема обеспечивает высокую опера-
тивность измерений при значительной эко-
номии контрольного кабеля, выполняется
на пониженном напряжении 24 В с при-
менением телефонных кабелей и по своим
техническим и эргономическим характерис-
тикам приближается к современным перс-
пективным системам централизованного
контроля, разрабатываемым для управле-
ния технологическими процессами.
Выполнение измерительных цепей тока
и напряжения
Трансформаторы тока и'TH в первич-
ных схемах устанавливаются непосредст-
венно на оборудовании или сборных шинах
распределительных устройств в зависимости
от назначения.
Выполнение вторичных цепей и спосо-
бы подачи вторичного напряжения или то-
ка на измерительный прибор, релейную
защиту, автоматику, измерительный преоб-
разователь зависят от конкретных условий
и определяются особенностями той или
иной схемы и решаемой задачи. Однако
существует ряд общих положений, кото-
рые необходимо учитывать при выполнении
вторичных цепей ТТ и TH. Для ТТ:
а) одну точку вторичной обмотки не-
обходимо заземлять в соответствии с тре-
бованиями техники безопасности;
б) должна обеспечиваться возможность
включения во вторичные цепи контрольно-
измерительного прибора без разрыва цепи.
Для TH: а) возможность появления
напряжения на первичной обмотке при вы-
воде трансформатора в ремонт должна
быть полностью исключена;
б) одна точка вторичной обмотки дол-
жна быть заземлена в соответствии с тре-
бованиями техники безопасности;
в) вторичные цепи должны иметь на-
дежную защиту от КЗ;
г) должна обеспечиваться возможность
подключения ко нтр ольно- из мер ите льного
прибора ко вторичным цепям.
В соответствии с указанными требо-
ваниями выполнены схемы измерительных
цепей тока и напряжения на рис. 40-30 и
40-31.
Рнс. 40-30. Схема включения трансформаторов
тока.
КА1— КА4~ реле тока; SG —испытательный блок.
§ 40-4]
Контроль
619
ШНв
•ШНс
1ШНа.
• 1ШНн
- 1ШНвн
-1ШНф
1ШНа
2ШНа.
• 2ШНс
2ШНа.
2ШНн
2ШНф
Рнс. 40-31. Схема включения
трансформаторов напряжения.
2ШНа.
Схемы синхронизации
Включение генераторов на параллель-
ную работу может йрризводиться двумя
способами: способом самосинхронизации,
когда невозбужденный генератор включает-
ся в сеть при подсинхронной скорости и
втягивается в синхронизм после подачи
возбуждения (включения АГП), и спосо-
бом точной синхронизации, когда возбуж-
денный генератор включается в сеть в од-
нозначно- выбранный момент времени при
совпадении фаз, равенстве частот и напря-
жений генератора в сети (см. § 39-2).
Схема соединения цепей напряжения
при точной синхронизации играет особо
важную роль и имеет ряд особенностей,
позволяющих правильно выбрать момент
включения генератора в сеть. Примерная
схема сиихронизацни генератора при двух
620
Управление, контроль и сигнализация
[Разд. 40
I.
1ШНа.
1ШНс-
ШСХа.-
UJCXa.-
ШСХс -
ШНЬ -
1ШНс-
?ШИс-
Рис. 40-32. Принципиальная схема синхронизации.
системах шин представлена на рис. 40-32.
Схема обеспечивает точную ручную син-
хронизацию генератора с выбранной си-
стемой шин, а также позволяет синхрони-
зировать две системы шин через шиносо-
единительный выключатель. Момент вклю-
чения выключателя синхронизируемого при-
соединения определяется по синхроноскопу,
установленному на центральном аппара-
те— колонке синхронизации, подключаемой
к шинкам синхронизации ШСХа, ШСХс,
ШСХа' через переключатель.
Для обеспечения возможности сравне-
ния синхронизируемых напряжений и в со-
ответствии с правилами техники безопас-
ности фаза Ъ сравниваемых напряжений
выводится на шинку ШНв и заземляется.
Напряжения на шинки ШСХ подаются
через вспомогательные контакты разъеди-
нителей синхронизируемых присоединений
и контакты ключей SS, что автоматически
обеспечивает правильное согласование
напряжений, подаваемых в схему синхро-
низации при сборке первичной схемы.
Оперативный ток на схему синхрони-
зации также подается через контакты SS,
что позволяет исключить ложный сигнал
на включение, так как ключи SS устанав-
ливаются индивидуально на каждом при-
соединении и имеют общую съемную ру-
коятку. .
Оперативная накладка SXS предусмо-
трена для вывода из работы реле блоки-
ровки несинхронного включения KBS, на-
пример при опробовании холостых шин
включением шиносоединительного выключа-
теля Q2.
При синхронизации элементов первич-
ных схем, напряжения которых сдвинуты
по фазе (например, при наличии между
синхронизируемыми присоединениями транс-
форматора связи или в схеме блока), не-
1ШНА
1ШНС
.----2ШЦА
U— ZlliHG
ФПТ
KS5
ШСХа.
ШСХс
ШНЬ
шсха.
ВШа,
ВШс
1ШИР
гшю
Рис. 40-33. Принципиальная схема синхронизации
с сетью блока генератор — трансформатор.
§ 40-4]
Контроль
621
обходимо компенсировать фазовый сдвиг
между первичными напряжениями. Это вы-
полняется путем введения в схему фазо-
поворотного трансформатора. Примерная
схема представлена на рис. 40-33.
Контроль изоляции оперативных цепей
Сеть постоянного тока. Согласно «Пра-
вилам технической эксплуатации электриче-
ских станций» сопротивление изоляции
вторичных цепей постоянного тока, изме-
ренное мегаомметром 1000—2500 В, для
каждого присоединения должно быть не
ниже 1 МОм, а сопротивление изоляции
всей системы постоянного тока — не ниже
0,3 МОм.
Снижение сопротивления изоляции
сети постоянного тока может привести к
серьезным нарушениям режима работы
станции: вызвать ложную работу илн от-
каз защиты, автоматики, схемы управле-
ния, привести к повреждению изоляции на
другом участке. Поэтому участок с повре-
жденной изоляцией должен быть быстро
обнаружен и отключен от общей сети.
Особая ответственность оперативных
цепей предопределяет необходимость уста-
новки специальных устройств, позволяю-
щих осуществить постоянный контроль за
общим состоянием изоляции сети постоян-
ного тока с подачей предупреждающего
сигнала при снижении сопротивления изо-
ляции ниже допустимого значения.
Контроль изоляции в простейшем виде
осуществляется путем измерения напряже-
ния между полюсом и землей высокоомным
вольтметром (рнс. 40-34).
Рис. 40-34. Схемы контроля изоляции с помощью
вольтметра.
а — с одним вольтметром; 6 — с двумя вольтмет-
рами; R1 и R2 — сопротивления изоляции полюсов
относительно земли.
Преимущественное распространение в
эксплуатации имеет схема, изображенная
на рис. 40-35 и основанная на том же прин-
ципе, что и схемы на р,цс. 40-34.
Схема состоит из трех одинаковых со-
противлений (одно из ц,их выполнено в ви-
де потенциометра), перркдючателя, сигналь-
ного реле и градуироцщацрго в омах высо-
коомного вольтметра Деметра) с двусто-
ронней шкалой. t/
При установке переключателя в поло-
жение 1 или 2 происходит подключение
вольтметра соответственно к полюсу +
или —, и тем самым проверяется состоя-
ние изоляции каждого полюса относитель-
но земла.
Нормально реле КН контролирует об- -
шее состояние изоляции сети постоянного
тока относительно земли (переключатель
Рис. 40-35. Схема контроля изоляции ОРГРЭС.
SN в положении 0) и подает предупреж-
дающий сигнал при снижении сопротивле-
ния изоляции на одном из полюсов. Недо-
статком схемы является то, что она- не реа-
гирует иа симметричное снижение сопро-
тивления изоляции. Однако последнее, как
подтверждает опыт эксплуатации, бывает
чрезвычайно редко, поэтому подобный не-
достаток не является определяющим и не
мешает широкому применению рассмотрен-
ного принципа контроля.
Сеть переменного тока. Контроль, изо-
ляции предусматривается только в сетях с
малыми токами замыкания на землю (ие-
заземленная или компенсированная нейт-
раль). В сетях с заземленной нейтралью за-
мыкание одной фазы на землю является
КЗ и отключается релейной защитой.
Принцип действии всех схем контроля
изоляции сети переменного тока основан на
измерении токов или напряжений нулевой
последовательности, возникающих при за-
мыкании одной фазы на землю.
Рис. 40-36. Скёмы включения вольтметров контро-
ля изоляции.
а, б — для напряжений до 1000 В; в — для напря-
жений выше 1000 В.
622
Управление, контроль и сигнализация
[Разд. 40
Схемы включения вольтметров контро-
ля изоляции изображены на рис. 40-36.
Варианты схем контроля изоляции
приведены на рис. 40-37. Рекомендуется
преимущественно применение схемы на
рис. 40-37, б как наиболее простой и на-
дежной. Однако ее применение исключает-
ся, если на TH отсутствует обмотка
разомкнутого треугольника. В этих случаях
рационально применение схемы контроля
с искусственной нулевой точкой (рис.
40-37, а).
Рнс. 40-37. Схемы контроля изоляции с автомати-
ческим сигналом.
а — схема с искусственной нулевой точкой; б —
схема разомкнутого треугольника.
40-5. ПИТАНИЕ ВТОРИЧНЫХ ЦЕПЕЙ
ОТ ШИН АККУМУЛЯТОРНОЙ БАТАРЕИ
Общие принципы распределения тока
В схеме питания приемников сети по-
стоянного тока энергообъекта должна учи-
тываться Особо ответственность управляе-
мых и контролируемых с помощью посто-
янного тока объектов — присоединений
главной схемы, обеспечивающих энерго-
снабжение потребителя.
Соответственно питание приемников в
сети постоянного тока должно выполняться
с повышенной надежностью. С этой целью
питание приемников разного назначения
выполняется от отдельных независимых
сетей: питание электромагнитов включе-
ния — от силовой сети ±ШП, питание це-
пей управления, защиты, автоматики — от
сети оперативного управления +П1У, пи-
тание цепей сигнализации — от сети сигна-
лизации ±111 С. При этом схема выполня-
ется так, чтобы повреждение в одной сети
не нарушало нормальную работу приемни-
ков, питающихся от другой сети, а каждая
сеть обеспечивается резервным питанием.
При замыканиях на землю на одном
из полюсов должна обеспечиваться воз-
можность бвютрого определения повреж-
денного участка без нарушения работы ис-
правных участков сети. Для этого сети
должны секционироваться.
Для особо ответственных цепей (уп-
равления и защиты) предусматривается
возможность перевода участков или от-
дельных цепей с пониженной изоляцией на
шины, питаемые от другого независимого
источника, пока не будет обнаружено и
устранено место повреждения (питание
этих цепей осуществляется от двух, систем
шин, с тем чтобы отдельные участки сети
могли переключаться с одной системы шин
на другую).
Схемы питания цепей управления, защиты
и сигнализации
Помимо главного щита управления,
откуда производится управление выклю-
чателями цепей главной схемы и питающих
цепей с. и. (трансформаторов, секционных
выключателей и т. п.), посты управления
выключателями двигателей с. н. имеются в
других цехах станции (например, котельной,
машинном зале). Щиты управления, рас-
положенные в разных цехах, получают не-
зависимое питание от щита постоянного
тока аккумуляторной батареи, обычно рас-
полагаемого в помещении главного щита
управления или около аккумуляторной ба-
тареи. На тепловых электростанциях с
блочными схемами управление технологи-
ческими блоками и всеми механизмами
блоков осуществляется с блочных щитов
управления, имеющих свою аккумулятор-
ную батарею и щит постоянного тока. Наи-
более ответственными являются цепи, уп-
равляемые с центрального и блочных щи-
тов, вследствие чего питание цепей управ-
ления и защиты на этих щитах обеспечи-
вается с наибольшей надежностью: над
панелями вдоль периметра щита прокла-
дываются шинки, разделенные на несколь-
ко секций, каждая нз которых питается
отдельной линией от шин аккумуляторной
батареи. Между секциями предусматри-
ваются перемычки с рубильниками, позво-
ляющими подавать питание на секцию от
соседней секции при повреждении питаю-
щей линии (система двустороннего пита-
ния).
На каждой питающей линии со сторо-
ны шин аккумуляторной батареи устанав-
ливаются выключатель и предохранитель.
Примерная схема питания оперативных
. и силовых цепей постоянного тока от шин
аккумуляторной батареи показана на рис.
40-38. Схема имее?хдвойную систему сило-
вых и оперативных :Щин. Все цепи постоян-
ного тока на ГШУ^КРУ и ОРУ секциони-
рованы и имеют идйустороинее питание,
причем предусмотрена возможность выде-
ления каждой секции на любую систему
шин. Шинки управления ±ШУ и сигнали-
зации -±.1110 на ГШУ питаются по разным
§ 40-5]
Питание вторичных цепей от аккумуляторных батарей
623
Рис. 4G-38. Схема распределения постоянного тока от шин аккумуляторной батареи.
624
Управление, контроль и сигнализация
[Разд. 40
магистралям от разных присоединений щи-
та постоянного тока. Соответственно цепи
сигнализации отделены от цепей управле-
ния и имеют отдельные рубильники и ав-
томаты в питающих цепях и отдельные
предохранители в отходящих цепях.
Присоединения КРУ, управляемые с
места, не имеют звукового контроля цепей
управления. Соответственно питающие це-
пи управления и сигнализации здесь сов-
мещены. Однако структура резервирования
питания и принципы секционирования ос-
таются теми же. Аналогично выполнено и
пйтание силовых цепей постоянного тока
КРУ и ОРУ, питающих контакторы вклю-
чения и электромагниты отключения при-
водов выключателей.
40-6. УПРАВЛЕНИЕ
И СИГНАЛИЗАЦИЯ
НА ПЕРЕМЕННОМ
ОПЕРАТИВНОМ ТОКЕ
Аккумуляторная батарея увеличивает
стоимость сооружения, эксплуатационные
затраты и затрудняет развитие автомати-
зации и телемеханизации. Поэтому на энер-
гетических объектах, в особенности на под-
станциях, широкое распространение получа-
ет оперативный переменный ток.
Источники оперативного переменного тока
Источниками оперативного переменного
тока являются ТТ, TH и силовые транс-
форматоры с. н. ТТ применяются для пи-
тания релейной защиты. Для питания це-
пей управления, сигнализации и релейной
защиты используются TH н силовые транс-
форматоры с. н. Полученный от этих источ-
ников переменный ток либо непосредствен-
но подается в сеть оперативного тока, ли-
бо выпрямляется, и тогда в качестве опе-
ративного тока используется выпрямлен-
ный ток.
Выбор того или иного вида оператив-
ного тока определяется как особенностями
схем релейной защиты и управления, так и
характеристиками приводов электроаппа-
ратов: для питания цепей включения элек-
тромагнитных приводов устанавливаются
силовые выпрямители, для отключения тех
же приводов — зарядные устройства с вы-
прямителями и конденсаторами; управле-
ние И релейная защита выключателей с
пружииио-грузовыми приводами выполня-
ются иа переменном токе без применения
выпрямительных устройств.
Источники оперативного переменного
тока могут быть/ индивндуальиымн, пита-
ющими цепи лишь одного присоединения, и
централизованными, обеспечивающими пи-
тание оперативных цепей группы или всех
присоединений, а также цепей центральной
сигнализации данного объекта.
Индивидуальные источники наиболее
надежны, так как они органически связаны
с управляемым и защищаемым присоеди-
нением и не имеют связи с цепями управ-
ления других присоединений. Обычно в
качестве таких источников используются
ТТ, а также TH, если они есть на данном
присоединении. Иногда более целесообразно
применение централизованных источников
переменного оперативного тока: TH и ТТ
с. н. Питание цепей оперативного перемен-
ного тока на энергообъектах выполняется
обычно комбинированным, т. е. с обоими
видами источников.
В зависимости от назначения для по-
лучения выпрямленного напряжения (тока)
применяют:
1) силовые выпрямители. Устанавлива-
ются для питания электромагнитов вклю-
чения тяжелых приводов выключателей;.
2) зарядные устройства. Служат для
заряда конденсаторов через выпрямители.
Запасенная в конденсаторах энергия ис-
пользуется для питания различных аппара-
тов даже при исчезновении напряжения на
объекте;
3) блоки питания, включаемые на ТТ,
TH или трансформаторы с. н. Служат для
питания выпрямленным током соответству-
ющих вторичных цепей.
Применение выпрямленного тока удо-
рожает электроустановку с переменным
оперативным током, но позволяет приме-
нять более надежные схемы и аппаратуру
постоянного тока и приводы с более про-
стой кинематикой.
Главной особенностью системы опера-
тивного переменного тока является зависи-
мость ее от состояния сети переменного
тока, где имеют место колебания напряже-
ния или даже полное исчезновение напря-
жения, что нарушает нормальную работу
аппаратуры управления, релейной защиты,
сигнализации.
При аварийных режимах (КЗ в сети) и
глубоких посадках напряжения TH и тран-
сформаторы с. н. не могут обеспечить ра-
боту вторичных схем, ТТ, наоборот, за счет
прохождения тока КЗ дают надежное пи-
тание оперативным цепям. Полную незави-
симость от состояния сети переменного то-
ка обеспечивают такие источники оператив-
ного тока, как заряженные конденсаторы.
Недостатком схем с конденсаторами явля-
ется импульсность их действия.
Резервирование питания
оперативных цепей
Централизованные источники энергии
(TH или трансформаторы с. н.) питают це-
пи управления, автоматики, релейной за-
щиты и сигнализации. Для более надежной
работы этих цепей необходимо осуществ-
лять питание их от двух источников, один
из которых находится в автоматическом
резерве. Это значительно повышает надеж-
ность работы вторйчных цепей, так как
наиболее вероятный' случай потери пита-
ния — обесточение части схемы, а не пол-
ное исчезновение напряжения.
Основное и резервное питания получа-
§ 40-6]
Управление на переменном оперативном токе
625
ются от одноименных источников, напри-
мер TH может резервироваться другим
TH, но не трансформатором с. и., так как
вторичные напряжения их различны.
Трансформаторы с. н. используются
преимущественно для питания силовых
цепей при установке выключателей с элек-
тромагнитными приводами на постоянном
токе, когда необходимо иметь мощное вы-
прямительное устройство. В других случа-
ях может применяться TH.
Так как трансформаторы с. и. всегда
устанавливаются на объекте, то в целях
унификации схем они и используются в ка-
честве централизованного источника опера-
тивного переменного тока.
Примерная схема питания сети опера-
тивного переменного тока от трансформато-
ра с. н. показана на рис. 40-39.
+5-6
А* оперативной
блокировке
разъединителей.
Рис. 40-39. Схема питания сети оперативного пере-
менного тока.
Щит с. и. подстанции состоит из двух
секций, с которых напряжение подается
на шннки оперативного переменного тока
а, Ь, с, нормально питающиеся от одной
секции щита с. и. Резервирование питания
оперативных шииок обеспечивается специ-
альной автоматикой.
При небольших нагрузках в сети опе-
ративного переменного тока схема резер-
вирования упрощается и выполняется на
промежуточных реле. На рис. 40-40 пока-
зана такая схема с двойным резервирова-
нием питания. Схема используется в сети
40—792
оперативного переменного тока с. н. элек*
тростаиций.
Напряжение сети оперативного пере-
Рис. 40-40. Схема питания шинок оперативного
переменного тока с двойным резервом.
меиного тока, как правило, составляет
220 В. В отдельных устройствах использу-
ется выпрямленное напряжение 24 В, соз-
даваемое с помощью индивидуальных бло-
ков питания, резервируемых обычно со
стороны 220 В (см., например, схему из-
бирательного управления на рис. 40-13).
Создание иа энергообъекте сети опе-
ративного выпрямленного тока обеспечи-
вается установкой блоков питания. Для
резервирования такой сети устанавливают-
ся два блока питания, постоянно подклю-
ченных к щиту с. н. (рис. 40-41).
Аналогичная схема сети силового вы-
прямленного тока предусматривается для
~220В1секция
•'‘220ВЦсекция
+ШС
-ШС
Рис. 40-41. Схема питания выпрямленным опера-
тивным током от блоков питания.
626
Управление, контроль и сигнализация
[Разд. 40
электромагнитов включения; в этой схеме
применены силовые полупроводниковые вы-
прямители (рис. 40-42). Два выпрямителя
устанавливаются для обеспечения надеж-
ного питания выпрямленным током при
нсчезновеийН напряжения Ий ОДной НЗ сек-
ций щита с. н.
Рис. 40-42. Схема питания сйлОвыМ ВЬН1рЯмЛёНПв1м
током ДЛЯ электромагнитов включения.
Дистаициоииое управление
коммутационными аппаратами
Схема управления выключателем с
пружинно-грузовым приводом. Пружййно-
грузовые приводы выполняются специально
для установок с переменным оперативным
током. Поэтому электромагниты для ди-
станционного управления, а также элект-
ромагниты отключения, на которые воз-
действует релейная защита, выполняются в
этих приводах для работы на переменном
токе. Для включения выключателя исполь-
зуется запас механической энергии пру-
жинно-грузового механизма.
Схема управления и сигнализации вы-
ключателя с пружинно-грузовым приводом
приведена на рйс. 40-43. Питание схемы
управлении осуществляется от шинок /П/У
и 2ШУ (см. рис. 40-39) через индивиду-
альный автомат SF. При наличии напря-
жения в схеме автоматический моторный
редуктор М заводит пружинно-грузовой
механизм. При заведенном механизме один
его блокировочный контакт SQ размыкает
цень электродвигателя, а другой замыка-
ется и подготавливает к работе цепь элек-
тромагнита включения YAC, Включение
производится при высвобождении электро-
магнитом YAC защелки заведенного пру-
жинно-грузового механизма.
После операции включения контакты
SQ переключаются в исходное положение
н механизм привода через несколько се-
кунд ОПЯТЬ заводится. Привод снова готов
к включению выключателя. При отключен-
ном выключателе реле R2T контролирует
цепь электромагнита включения YAC. Ре-
зистор необходим для предотвращения
включения выключателя при закорачиваний
реле KQT, а резистор R2 ограничивает на-
пряжение на обмотке реле KQT после сра-
батывания в связи с тем, что индуктивные
сопротивления обмоток отпавшего и под-
тянутого реле различны.
Отключение производится электромаг-
нитом УДГ, который выбивает защелку
механизма выключателя.
Ключ управления SA не имеет фикси-
рованных положений, после подачи коман-
ды рукоятка возвращается в нейтральное
положение. Это позволяет управлять вы-
ключателем, например телемеханически,
без нарушения соответствия положений
рукоятки ключа И выключателя.
Сигнализация аварийного отключении
выключателя выполнена цепью несоответ-
ствия вспомогательных контактов выклю-
чателя HQ и привода SQ.A через сигналь-
ное реле КН1. Вспомогательный контакт
ХОД замыкается при операции включения
и остается замкнутым при отключении вы-
ключателя релейной защитой, а при отклю-
Рис. 40-43. Схема управления и сигнализации выключателя с пружинно-грузовым приводом.
§ 40-6]
Управление на переменном оперативном токе
627
чении вручную или ключом он размыва*
ется.
Указательное реле КН2 фиксирует об-
рыв цепи включения и отключение автома-
та SF. Лампы HLC и HLT определяют
положение выключателя, а лампа HLA—>
выпадение флажков указательных реле
КН1 и КН2. Реле контроля цепи включе-
ния KQT устанавливается в том случае,
когда на эту цепь воздействуют устройст-
ва автоматики и нарушение цепи может
привести к отказу этих устройств. Цепи
отключения не контролируются, так как
релейная защита воздействует на механизм
привода посредством другого специального
электромагнита. Однако реле контроля це-
пи отключения может быть установлено
при наличии воздействия на эту цепь газо-
вой защиты трансформатора или других
защит.
При управлении выключателем непо-
средственно с места его установки и сво-
бодном Доступе к механическим кнопкам
управления приводом ключ управления S4
не устанавливается. Для небольших объ-
ектов световая сигнализация лампами
HLC, HLT, HLA исключается. В этом слу-
чае положение выключателя определяется
по флажку привода, а работа сигнальных
реле — по выпавшим флажкам этих реле.
Короткозамыкатель имеет йруЖйнио-
грузовой привод. Отключение короткозамы-
кателя и заведение Пружин привода Про-
изводятся вручную, а включение—Дистан-
ционно за счет энергии сжатых Пружин
привода При подаче 'напряжения на элект-
ромагниты, которых в приводе несколько
для различных видов релейной защиты. На
рис. 40-44 показана схема включения ко-
роткозамыкателя электромагнитом YAC от
релейной защиты. Нормальное положение
вспомогательных контактов в схеме соот-
ветствует включенному короткозамыкате-
лЮ. Цепь включения контролируется реле
KQT. Короткозамыкатель ие является опе-
ративным аппаратом, поэтому ключом он
не управляется. Сигнализация обрыва це-
пи 1 электромагнита YAC осуществляется
указательным реле КН, а положение ко-
роткозамыкателя сигнализируется лампами
HLT и HLC.
Схема управления выключателями с
электромагнитными приводами. Ряд вы-
ключателей изготавливается промышлен-
ностью только с электромагнитными при-
водами на постоянном токе. Для обеспече-
ния их включения иа энергообъектах с пе-
ременным оперативным током устанавли-
ваются выпрямительные устройства, питаю-
щие электромагниты включения приводов.
Рис. 40-44. Схема включения и
сигнализации короткозамыкателя.
Схемы управления корогкбзамыкате-
лем и отделителем. На приемных концах
линий 35—220 КВ в некоторых случаях
вместо выключателей устанавливаются ко-
роткозамыкатели и отделители.
Как короткозамыкатель, так и отдели-
тель имеют привод для дистанционного уп-
равления, что позволяет широко применять
их на подстанциях с переменным оператив-
ным током.
Отделитель имеет пружинно-грузовой
привод, схожий по конструкции и схеме с
приводом выключателя. Схема управления
и сигнализации отделителя в основном ана-
логична схеме, показанной на рис. 40-42,
и отличается от нее лишь тем, что дистан-
ционное управление запрещается при на-
личии в первичной цепи тока нагрузки.
В привод отделителя кроме электро-
магнитов дистанционного управления
встроен также электромагнит, иа который
подается импульс от автоматики для от-
ключения отделителя во время бестоковой
паузы. I
ЛО*
Для этой цели широко применяются полу-
проводниковые выпрямители. На рис. 40-45
Рис. 40-45. Принципиальная схема выпрямитель-
ного устройства.
628
Управление, контроль и сигнализация
[Разд. 40
показана одна из схем выпрямительного
устройства для питания электромагнитов
включения приводов. Устройство собирает-
ся по трехфазной мостовой схеме.
Выпрямительное устройство постоянно
подключено со стороны переменного тока к
источнику питания (см. рис. 40-42).
На рис. 40-46 показана одна из схем
управления и сигнализации для выключа-
теля с электромагнитным приводом. Схема
снятия включающего сигнала. Резистор R1
необходим для предотвращения КЗ при за-
корачивании реле KL1, а резистор R2 ог-
раничивает напряжение иа обмотке под-
тянутого реле KL1 в связи с тем, что ин-
дуктивные сопротивления отпавшего и под-
тянутого реле различны.
В цепь контактора КМ включены три
контакта реле KL, снимающих включаю-
щий сигнал после завершения операции
управления питается от шинок 1ШУ и
2ШУ через индивидуальный автомат SF1.
При отключенном выключателе и на-
личии напряжения в схеме .реле KL1 под-
тянуто, и его 'замыкающий контакт в цепи
реле KL замкнут. При подаче ключом уп-
равления S4 команды на включение вы-
ключателя срабатывает реле KL н своими
контактами включает контактор КМ. Вы-
ключатель включается и своим вспомога-
тельным контактом снимает питание с ре-
ле KL1 и KL. Контактор КМ отключается.
Назначением . реле KL1 является бло-
кировка выключателя от многократных
включений на КЗ. При включении па КЗ
выключатель отключается от релейной за-
щиты. Если сигнал на включение от ключа
продолжает поступать, то обмотка реле
KL1 оказывается ' закороченной контактом
ключа SA и размыкающими контактами
KL1, так как реле KL1 обесточилось при
включении выключателя. В результате цепь
реле включения KL оказывается разор-
ванной замыкающим контактом KL1 и
включение выключателя блокируется до
включения. Эти контакты заменяют размы-
кающий вспомогательный контакт выклю-
чателя, так как в приводе ои один и ис-
пользуется в цепи обмоток реле KL1 и KL.
Последовательное включение контактов ре-
ле KL облегчает гаШеиие дуги при размы-
кании цепи КМ.
Электромагнит отключения привода пи-
тается постоянным током. В схеме рис.
40-46 для этой цели используется энергия
предварительно заряженной батареи • кон-
денсаторов. Заряд конденсаторов произво-
дится от устройства CG. Это устрой-
ство содержит повышающий трансформатор
с ответвлениями для подготовки зарядного
напряжения, выпрямители, включенные по
однополупериодной схеме, поляризованное
реле для сигнализации пробоя выпрямите-
лей устройства или конденсаторов батареи
и реле напряжения, которое отсоединяет
своим замыкающим контактом устройство
от нагрузки, предотвращая разряд конден-
саторов при снижении и исчезновении на-
пряжения питания.
Рабочее напряжение конденсаторной
§ 40-6]
Управление на переменном оперативном токе
629
батареи и зарядного устройства 400 В по-
лучается за счет повышающего трансфор-
матора. Напряжение батареи 400 В при
номинальном напряжении электромагнита
отключения 220 В принято для уменьше-
ния емкости конденсаторов, при этом обес-
печивается безупречная кратковременная
работа электромагнитов 220 В при напря-
жении на конденсаторах 400 В. В то же
время сравнительно невысокое рабочее на-
пряжение батареи конденсаторов .400 В
позволяет сохранить обычный уровень изо-
ляции аппаратуры и проводов вторичных
схем.
При замыкании контактов ключа уп-
равления SA или реле защиты конденсатор
С2 разряжается на электромагнит отклю-
чения YAT и выключатель отключается.
Преимуществом такой схемы является то,
что даже при полном обесточеиии объекта
конденсаторы готовы к действию. Импуль-
сный характер тока в цепи отключения об-
легчает работу контактов реле. В резуль-
тате появляется возможность отказаться
от вспомогательных контактов выключате-
ля в цепи отключения и, таким образом,
устраняетси одно из слабых мест в опера-
тивных цепях. В ряде случаев отпадает
также необходимость в контроле исправно-
сти цепи отключения. Одиако при наличии
ячеек КРУ необходимость контроля цепей
управления сохраняется, так как возмож-
ность обрыва цепи отключения иа разъеди-
няющих контактах ячейки весьма вероятна.
Одно зарядное устройство может слу-
жить дЛя заряда нескольких конденсатор-
ных батарей общей емкостью 500 мкФ.
Поэтому для исключения одновременного
разряда всей батарей, питающих разные
какой-либо одной цепи в схему вводятся
полупроводниковые Диоды VD1 и VD2. Ре-
зистор К служит для защиты зарядного
устройства и ограничения тока КЗ.
Для выполнения сигнализации аварий-
ного отключения выключателя в схему вве-
дено двухпозиционное реле KQ — реле
фиксации включенного положения выклю-
чателя. Применение двухпозиционного реле
исключает возможность переориентации его
при кратковременных посадках напряже-
ния. При включении выключателя реле KQ
замыкает свой контакт в цепи аварийной
сигнализации. Если выключатель отключа-
ется самопроизвольно или от релейной за-
щиты, то реле KQ не переориентируется и
сигнальное реле КН1 сигнализирует ава-
рийное отключение выключателя.
Сигнализация неисправности зарядного
устройства осуществляется указательным
реле КН2, а сигнализация положения вы-
ключателя — лампами HLT и HLC.
Схемы управления контакторами с
удерживающей обмоткой. Простейшая схе-
ма управления показана на рис. 40-47. Уп-
равление осуществляется с помощью двух
кнопок: «Пуск» и «Стоп». Удерживающая
обмотка КМ питается от напряжения пер-
вичной цепи. Автомат SF (типа АП50 или
А3100) имеет встроенную защиту от КЗ
(электромагнитную отсечку) и перегрузки
(термоэлемент). Схема исключает самоза-
пуск двигателя, так как контактор отклю-
чается при КЗ, сопровождающихся сниже-
нием напряжения.
На рис. 40-48 приводится схема ди-
станционного управлении контактором с
помощью ключа SA с самовозвратом в
нейтральное положение. При подаче ко-
манды на включение или отключение про-
исходит переориентация двухпозпционного
реле KQ типа РП-351, контакт которого
находится в цепи удерживающей обмотки
контактора КМ. Тем самым подается или
снимается питание в цепи обмотки контак-
тора и осуществляется включение или от-
ключение его. Реле времени РВ нормально
находится под напряжением и держит свой
конечный контакт разомкнутым. При дей-
ствии расцепителя автомата’ SF1 при КЗ и
отключении его, а также при длительном
исчезновении напряжения на питающих ши-
Рис. 40-48. Схема управления н сигнализации контактором.
630
Управление, контроль и сигнализация
[Разд. 40
нах реле времени КТ отпадает и Своим ко-
нечным контактом переориентирует реле
KQ так, что оно размыкает цепь обмотки
контактора КМ, чем Предотвращается
ошибочное включение двигателя при вос-
становлении напряжения или включений ав-
томата SF1.
Реле времени КТ используется для
аварийной сигнализации. В цепь сигнализа-
ции включаются размыкающий и импульс-
ный контакты реле КТ и контакт реле KQ.
Размыкающий контакт КТ блокирует по-
дачу ложного сигнала при восстановлении
напряжения.
Сигнализация неисправности оператив-
ных цепей осуществляется вспомогатель-
ным контактом автомата SF2. Эта сигналь-
ная цепь выводится из действия вспомога-
тельным контактом автомата SF1 при ра-
зобранной первичной схеме присоединения.
Сигнализация положения контактора
осуществляется лампами, включенными че-
рез его вспомогательные контакты.
Схема управления контактором с за*
щелкой с электродвигательным приводом
(рис. 40-49). В схеме используются ключ
Благодаря этому обеспечивается блокиров-
ка от многократного включения на КЗ.
Команда на отключение подается клю-
чом непосредственно иа независимый рас-
цепитель K.LT автомата, на который дейст-
вует также й релейная защита.
Сигнализация положения осуществля-
ется лампами. В положении несоответствия
ключа и контактора соответствующая лам-
па мигает. Реле KQC используется для
контроля оперативных цепей: остающиеся
контакты ключа S4 обеспечивают созда-
ние цепи аварийной сигнализации при не-
соответствии его Положения положению
контактора.
Управление реверсивными контактора-
ми, Реверсивные контакторы (магнитные
пускатели) применяются на электростан-
циях в основном такие как и для аппара-
тов одностороннего действия этого же типа.
Для задвижек принимается единая
универсальная схема управления электро-
двигателями с промежуточной операцией
«стоп» при помощи реле КС (рис. 40-50).
В схеме применен ключ управления без
фиксации положений.
S4 с самовозвратом в нейтральное поло-
жение и остающимися Контактами, реле
управления КСС и реле положения KQC.
Контакты реле управления КСС замы-
кают цепь питания электродвигателя МС
привода и обеспечивают включение контак-
тора. При включений контактора в момент
завершения операции механически размы-
кается контакт прерывателя KLB в цепи
питания КСС. Прерыватель Имеет удержи-
вающую обмотку, которая обтекается то-
ком, пока подается команда ключом Szl.
Пуск схемы производится импульсным
замыканием ключа SA в сторону 3 (за-
крытие) или О (открытие). При этом сра-
батывают н самоудерживаются контакто-
ры КМС или КМО соответственно, обеспе-
чивая ’движение задвижки в необходимом
направлении вплоть до размыкания кон-
тактов соответствующих концевых выклю-
чателей SQ1 или SQ2 илн до оперативной
остановки электродвигателя задвижки. По-
следнее осуществляется путем додачи ко-
манды на движение задвижки в направле-
§ 40-6]
Управление на переменном оперативном токе
631
нии, противоположном ее ходу. При этом
срабатывает реле КС, которое разрывает
цепи управления и самоудерживается через
контакты ключа 5Л, свой контакт и конеч-
ный выключатель на все время подачи ко-
манды, тем самым исключая реверс двига-
теля. Только после возврата ключа В ней-
тральное положение, при котором реле КС
отпадает, может быть подана любая ко-
манда.
Разрыв цепи при конечных положени-
ях задвижек достигается включением в
цепь управления конечных выключателей
SQ, связанных со шпинделем задвижки.
При открытой задвижке контакт SQ1 замк-
нут, a SQ3 разомкнут. Соответственно под-
готовлена цепь контактора КМС на закры-
тие. Во время хода задвижки оба контак-
та замкнуты. При полном закрытии размы-
кается контакт SQ/, а 8()2 остаетси замк-
нутым, подготовляя цепь контактора КМО
на открытие.
Защита от перегрузки в случае отказа
конечных выключателей, заедании или по-
ломки механизма выполняется либо с по-
мощью реле максимального тока KF, кон-
такт которого включен в цепь самоудержи-
вания, либо с помощью максимального ав-
томата типа АП-50, который имеет два
элемента (термический и электромагнит-
ный) и может использоваться одновремен-
но для защиты от КЗ и перегрузки.
В указанной схеме при помощи реле
KF осуществляется только плотное закры-
тие задвижки. Автоматический пуск осу-
ществляется контактами реле автоматики
КАО, КАС только иа полное открытие или
закрытие задвижки.
Сигнализация
Сигнализация на переменном оператив-
ном токе должна исключать получение
ложных сигналов в случае возможного
кратковременного понижения или даже
полного исчезновения напряжения в схеме
сигнализации. Схема сигнализации должна
правильно реагировать на сигналы, по-
явившиеся во время понижения или исчез-
новения напряжения.
Схема аварийно-предупреждающей сиг-
нализации приведена иа рис. 40-51. Схема
выполнена с центральным снятием сигнала
с повторностью действии, включает в себя
Рис. 40-51. Аварийно-предупреждающая сигнализа-
ция.
632
Управление, контроль и сигнализация
[Разд. 40
мгновенную аварийную сигнализацию и
предупреждающую сигнализацию с вы-
держкой времени при общем звуковом сиг-
нале. Повторность действия центральной
сигнализации осуществляется за счет при-
менения в каждой индивидуальной цепи
аварийных и предупреждающих сигналов
указательного реле типа РУ-21 с размыка-
ющим остающимся контактом.
Аварийная сигнализация. При появле-
нии аварийного сигнала, например при за-
мыкании цепи несоответствия вспомога-
тельными контактами Q и ХОД отключаю-
щегося от защиты выключателя Q сраба-
тывает реле KL1. Указательные реле
(индивидуальное КН1 и общее КНС1) при
этом не срабатывают, так как ток в цепи
недостаточен. Реле KL1 переориентирует
центральное реле KQ типа РП-351, кото-
рое включает гудок НА. Одновременно, ре-
ле KQ своим контактом включает парал-
лельно обмотке реле KL1 резистор R1, что
приводит к увеличению тока в цепи указа-
тельных реле КН1 и КНС1 и обеспечивает
их срабатывание. Реле КН1 размыкает
свою цепь, снимая сигнал со схемы и поз-
воляя ей сработать при появлении нового
аварийного сигнала. Таким образом обес-
печивается повторность действия сигнали-
зации. Поскольку в схеме имеется один
общий звуковой сигнал НА, действие ава-
рийной сигнализации фиксируется указа-
тельным реле КНС и лампой HL.
Для центрального снятия звукового
сигнала следует переориентировать реле
KQ кнопкой ВВН. Индивидуальный сигнал
остается при этом зафиксированным
выпавшим флажком сигнального реле КН1
и сигнальной лампой, включенной контак-
том этого реле.
Предупреждающая сигнализация. Схе-
ма предупреждающей сигнализации отли-
чается от схемы аварийной сигнализации
только наличием реле КТ. Выдержка вре-
мени этого реле позволяет исключить дей-
ствие сигнализации при появлении кратко-
временных сигналов. Резистор R2 включа-
ется параллельно обмотке реле KL2 через
контакт реле КТ, чтобы предотвратить
фиксацию кратковременного сигнала.
Срабатывание схемы предупреждающей
сигнализации фиксируется указательным
реле КНС2 и лампой HL2.
Переключатель SAC позволяет в слу-
чае иёобходимости отключить звуковую и
световую сигнализацию, например при от-
сутствии на щите управления дежурного
персонала. Лампа HL3 контролирует на-
личие напряжения на шинках 1ШС и 2ШС.
Кнопками ВТ1 и ВТ 2 проверяется исправ-
ность аварийной и предупреждающей сиг-
нализации, а лампы HL1, HL2 сигнализи-
руют их срабатывание.
Реле КН С передает сигнал о действии
аварийной или предупреждающей сигна-
лизапии иа объекте дежурному, находяще-
муся в другом помещении, или на цент-
ральный пост управления. Это же реле по-
дает сигнал 'и при исчезиовеиин напряже-
ния на шинках сигнализации. Нормально
реле КНС подтянуто. При появлении како-
го-либб сигнала оно отпадает и своим кон-
тактом замыкает цепь звонка НАС, имею-
щую независимый источник . питания. Пе-
реключателем SX звуковой сигнал снима-
ется и переводится иа световой — лампу
HLC.
Сигнализация с реле РИС-ЭЗМ (рис.
40-52), При появлении сигнала, например
Рис. 40-52. Схема сигнализации с реле РИС-ЭЗМ.
при замыкании контактов реле KF, загора-
ется индивидуальная сигнальная лампа HL.
На входном резисторе R1' начинает нара-
стать напряжение. При этом конденсатор С
заряжается через выпрямитель VS. Во
время заряда емкости через рабочую об-
мотку двухпозиционного поляризованного
реле К проходит импульс зарядного то-
ка, приводящий к перебрасыванию его яко-
ря. Своим контактом реле К переориен-
тирует двухпозиционное реле KQ, которое
включает гудок НА. При срабатывании
реле KQ во вторую обмотку К через ог-
раничивающий резистор R2 и выпрямитель
VD подается импульс обратной полярно-
сти, обеспечивающий возврат реле К и
готовность схемы к приемке следующего
сигнала.
При появлении следующего сигнала
ток и напряжение иа резисторе R1 возра-
стают, при этом снова происходит подза-
ряд конденсатора С и схема действует, как
и при первом сигнале. Для исключения
ложной работы схемы при глубоком сни-
жении напряжения предусмотрено реле на-
пряжения KV с повышенным благодаря
наличию резистора R коэффициентом воз-
врата. При снижении иапряжеиия реле KV
разрывает цепь конденсатора С, предот-
вращая его разряд и сохраняя на нем по-
стоянный потенциал для восс -ановленпя
напряжения. Если в момент отсутствия на-
пряжения появились новые сигналы, то
§ 40-7]
Монтажные схемы
633
после восстановления напряжения вследст-
вие возраставия напряжения иа резисторе
R1 конденсатор С будет подзаряжаться,
что вызовет новое срабатывание реле KL.
Кнопкой ВВН производится центральное
снятие звукового сигнала, а кнопкой ВТ
через резистор — опробование сигнализа-
ции.
Резистор R3 обеспечивает постоянную
подпитку поляризованного реле выпрям-
ленным током, недостаточным для сраба-
тывания, ио повышающим чувствительность
реле. Резисторы R2 и R4 обеспечивают
подстройку цепи возврата реле К.
Схемы сигнализации с реле РИС-ЭЗМ
надежно работают при поступлении не бо-
лее 12 сигналов, выполненных с помощью
сигнальных ламп в индивидуальных цепях.
При наличии сигнальных реле в тех же
цепях количество сигналов несколько сни-
жается. Это объясняется тем, что в цепях
с сигнальными реле нарастание тока про-
исходит .более плавно из-за индуктивности
обмоток реле. Большим преимуществом
схемы сигнализации с реле РИС-ЭЗМ яв-
ляется возможность многократного приема
одного и того же сигнала.
Установка мигающего света. Для соз-
дания мигающего света сигнальных ламп
применяется схема мигающей установки,
изображенная на рис. 40-53.
Рис. 40 53. Установка мигающего света.
Нормально при наличии наприжения в
схеме реле KL1 обтекаетси током и его
контакты разомкнуты,- При подаче сигнала
через лампы сигнализации, например HLT,
на шинку (~) ШМ реле KL2 срабатыва-
ет, размыкает цепь питания реле KL1, ко-
торое своими контактами соединяет шин-
ку (со) ШМ с шинкой 0. В результате.на
лампу HLT подается фазное напряжение,
и она горит полным накалом. Реле KL2
оказывается закороченным контактами
KL1 и отпадает. Вновь срабатывает реле
КЫ — лампа HLT снова оказывается
Включенной последовательно с реле KL2 и
гаснет. Далее процесс повторяется.
Необходимые интервалы между зажи-
ганиями лампы обеспечиваются конденса-
торами С1 и С2, включенными параллель-
но обмоткам реле.
Применительно к изложенным выше
рекомендациям по повышению степени
централизации управления и контроля и
переходу на избирательные схемы следует
отметить, что объекты с оперативным пе-
ременным током имеют преимущественно
простую схему, малое количество присоеди-
нений, и применение индивидуальных схем
управления и контроля на них оказывает-
ся оправданным. В то же время с точки
зрения организации избирательной системы
схемы управления н контроля на перемен-
ном токе не имеют никакой специфики и
при' необходимости для объектов с пере-
менным оперативным током могут быть
применены все описанные ранее избира-
тельные схемы.
40-7. МОНТАЖНЫЕ СХЕМЫ
Общие требования
к монтажным схемам
Монтажная схема ивляетсн рабочим
чертежом, по которому производится мон-
таж вторичных цепей. Характер и форма
исполнения чертежей должны отражать:
а) участок и место размещения цепей,
приборов и аппаратов (ячейка, панель, щи-
ток);
б) взаимное расположение приборов и
аппаратов на месте установки в масштабе;
в) направления соединительных прово-
дов и кабелей;
г) точки подключения проводов к аппа-
ратам.
Монтаж в пределах каждого участка
производится независимо и сводится к ус-
тановке приборов, выполнению проводки
между приборами в пределах данного уча-
стка, установке рядов зажимов и присоеди-
нению к иим проводов от приборов и ап-
паратов, связанных по схеме с приборами
н аппаратами других участков.
При выполнении монтажных схем и
маркировке их отдельных элементов следу-
ет придерживаться ОСТ 160800464-77 и
ГОСТ 2710-75.
Размещение аппаратуры
вторичных цепей
Установка аппаратов в РУ. Размещение
аппаратуры вторичных цепей в ячейке РУ
в значительной степени определяется ком-
поновкой и конструктивным выполнением
первичного оборудования. Так, привод уста-
навливается на выключателе, сигнально-
блокировочные контакты КСА и электроза-
мок — у разъединителя, вторичные обмотки
трансформаторов тока и напряжения со-
ставляют неотъемлемую часть этих аппара-
тов и т. п.
Такие аппараты, как предохранители,
контакторы, сборки рядов зажимов и т. п.,
устанавливаемые также в РУ, но органичес-
ки не связанные с первичными аппаратами,
размещаются по установочным чертежам,
выполняемым одновременно для первичного
и вторичного оборудования.
634
Управление, контроль и сигнализация
[Разд. 40
Установка аппаратов на панелях. Па-
нели щитов управления и релейной защиты
изготавливаются на заводах и имеют стан-
дартные размеры и конструкцию.
Панели могут состоять из отдельных
блоков, которые имеют определенные раз-
меры (300, 600 и 900 мм) и назначение:
блок управления, блок измерения, блок АПВ,
центральной сигнализации и т. д. — и мо-
гут в пределах панели иметь свой монтаж-
ный номер, определяющий его как само-
стоятельную «монтажную единицу». В прин-
ципе монтажная единица представляет со-
бой автономный технологический участок
илн функциональный узел и может охваты-
вать как часть панели, так и всю панель
или группу панелей.
Цепи, соединяющие разные монтажные
единицы, выводятся иа внешние ряды зажи-
мов, устанавливаемые вертикально на пра-
вой и левой сторонах блоков 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 требования-
ми эксплуатации или технологии.
Маркировка во вторичных цепях
Требования к маркировке и ее назна-
чение. Моитажнаи схема, установочные
чертежи, фасады панелей выполняются в со-
ответствии с полной принципиальной схе-
мой. Для правильной ориентапии в этих
взаимосвязанных чертежах необходимо,
чтобы все соответствующие цепи, приборы,
зажимы, кабели имели одно и то же услов-
ное обозначение (марку). Обозначения
проводов и цепей непосредственно на па-
нели также должны точно соответствовать
обозначениям этих элементов, принятым на
чертеже.
Марка является чисто условным обоз-
начением. Система маркировки строится та-
ким образом, чтобы можно былр проследить
любую цепь и понять назначений аппарата,
не прибегая к помощи чертежа.
В монтажных схемах маркируются сле-
дующие элементы, входящие в состав
схемы:
а) приборы и аппараты;
б) зажимы приборов и аппаратов;
в) зажимы в наборных рядах;
г) провода, соединяющие приборы, не-
посредственно 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 объединить под общим названием—
маркировка испей.
Маркировка приборов и аппаратов,
Марка аппарата отражает:
а) функциональное назначение аппарат
та (реле, кнопка, клюй и т. д.);
б) основную функцию, выполняемую
аппаратом в схеме, например: реле защит-
ное, реле сигнальное, кнопка пуска, кнопка
опробования, ключ управления и т. п.;
в) дополнительные данные, если это
требуется для чтения рассматриваемой схе-
мы (например, порядковые номера однотип-
ных аппаратов и т. п.).
Ниже приводятся примеры марок ап-
паратов:
YAT— электромагнит отключения;
YAC — электромагнит включения;
HLC,— лампа «включено»;
KQT — реле положения «отключено»
(реле контроля цепи включения);
HLR, HLG — красная и зеленая дампы
сигнализации.
Маркировка зажимов. Зажимы прибо-
ров и аппаратов имеют цифровую марки-
ровку, обычно проставляемую заводами на
схемах внутренних соединений. Зажимы в
наборных рядах маркируются порядковыми
номерами.
Маркировка цепей. Маркировка дол-
жна позволять обнаружить оба конца про-
вода или жилы кабеля без прозвонки и оп-
ределить место присоединения провода (жи-
лы) к зажиму, если он почему-либо был
отсоединен. В соответствии с этим марка
(условное обозначение) цепи содержит
функциональное назначение цепи и место
присоединения провода или жилы кабеля
на аппарате или в ряде зажимов.
Проводники на монтажных схемах и
соответствующие им участки цепей в пол-
ных и принципиально-монтажных схемах
должны иметь одинаковую маркировку.
В соответствии с изложенным рекомен-
дуются следующие способы маркировки
вторичных цепей, зажимов и аппаратов.
Автономные монтажные узлы марки-
руемого объекта (панели, части панелей,
шкафы приводов, ячейки КРУ и т. п.),
входящие в состав полной схемы, носят на-
звание монтажных единиц и должны иметь
порядковые номера (01, 02 н т. д.), про-
ставляемые иа маркировочных колодках в
рядах зажимов.
Прочие участки, например технологи-
ческие помещения, куда направлен провод,
имеют смысловые обозначения, например
РУСН, РУ500 и т. д,, которые используют-
ся при маркировке наравне с номерами мон-
тажных единиц.
Аппараты на панели имеют смысловую
мцрку, содержащую согласно ВСКД смыс-
ловой символ аппарата в соответствии с
полной схемой и номер аппарата в преде-
лах данной монтажной единицы, например
•03/А, где 03 —номер аппарата в пределах
данной монтажной единицы; А —символ
аппарата в полной схеме-
Провод, подходящий к аппарату в пре-
делах данной монтажной единицы, марки-
руется номером аппарата, К которому про-
вод подключен с противоположного конца,
и номером вывода этого аппарата, напри-
мер 03-12, где 03 — номер аппарата, а 12—
иомер его вывода.
§ 40-7]
Монтажные схемы
635
Шинка оперативного управления
Кросс избирательного управления
-ШЗ
В '
101
О 03
Панель избирательного управления
(монтажная единица. 03)
1 35
1 1Z
35
21
03
17
ОТ *CJS
-о------
1 2.
ю
. 03 ^033
SA
11_ В Н О
>/73 I ]
—1 I Г
1
г
з
оз
-о—
03
о—
1Z___
Панель управления выключателем
(технологический участок 35 )
Т
_ _ кос
У 5 3 5 111-|
3 ЮЗ
™ о,
03 КСИ |
НОТ 35 1Х ,
7? 105
11
’ ZZ7_
Фоз
Рис. 40-§4.
о
У
1
* Провод между рядом зажимов и аппа-
ратом в пределах одной монтажной единицы
(панели, функционального блока) марки-
руется со стороны ряда зажимов — симво-
лом и номером вывода соответствующего
аппарата, например А-8, К-2, KQT-0, со
стороны аппарата — порядковым номе-
ром соответствующего зажима в ряде
зажимов^ *
Внешние перемычки в пределах ряда
зажимов одной монтажной единицы марки-
руются номером зажима в данном ряде
зажимов, к которому провод подключей с
противоположной стороны.
Марка провода, отходящего на другую
монтажную единицу нлн на другой участок,
содержит марку цепи (105, Р15 и пр.) ц
номер соответствующей монтажной едини-
цы или символ соответствующего участка
(05, 15, ОРУ, ГЩУ и т. д.), например
105/15, 105/05 или 105/ОРУ, где 105 —
марка цецн, а 15, Об н ОРУ — соответствен-
но номера монтажных единиц и символьное
обозначение участка, куда направлен
провод.
Все провода, отходящие от ряда зажи-
мов, кроме указанного, содержат в составе
марки также номер зажима, к которому
провод подключен со стороны ряда зажи-
мов. Это обеспечивает возможность разбор-
ки и сборки цепей со стороны ряда зажи-
мов без монтажной схемы.
На рнс. 40-54 представлены фрагменты
полной прннцнпиально-монтажной и соот-
ветствующей ей монтажной схемы, иллюст-
рирующие описанные принципы маркировки.
636
Технико-экономические показатели в энергосистемах
[Разд. 41
Список литературы
40-1. Гумин М. И. Анализ ошибочных дейст-
внй дежурного персонала прн оперативных пере-
ключениях. — Электрические станции, № 1, 1977,
с. 42—45.
40-2. Электротехнический справочник./Под об-
щей ред. * профессоров МЭИ. 5-е изд. ' Том. 2,
разд. 38. — М-: Энергия, 1975.
40-3. Гумин М. И. Анализ неправильных дей-
ствий оперативного персонала энергообъектов,
обусловленных информационными ошибками. —
В кн.: Сборник трудов ин-та «Энергосетьпроект»,
№ 19. — М.: Энергия, 1980, с. 111—123.
40-4. Лезнов С. И., Фаерман А. Л. Устройство
и обслуживание вторичных цепей электроустано-
вок. — М.: Энергия, 1979. — 136 с.
Раздел 41
ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ
В ЭНЕРГОСИСТЕМАХ
СОДЕРЖАНИЕ
41-1. Общие положения , , « « . 636
41-2. Укрупненные показатели стоимости
сооружения линий электропередачи
напряжением 35 кВ и выше . . 637
Воздушные линии (637). Кабельные
линии (641)
41-3. Укрупненные показатели стоимости
сооружения подстанций . . . 642
Распределительные устройства (642).
Траисформаторы и автотрансформа-
торы (642). Синхронные компенсато-
ры (648). Конденсаторные батареи
(649). Реакторы (649). Постоянная
часть затрат по подстанциям (649).
Комплектные подстанции (650)
41-4. Учет стоимости ремонтно-производ-
ственных баз « « м « • » 650
41-1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Прн выполнении технико-экономичес-
ких расчетов по сопоставлению вариантных
решений схем электрических сетей исполь-
зуются показатели стоимости сооружения
объектов электрической сети. Показатели
стоимости объектов устанавливаются при
их проектировании или на основе обобще-
ния данных сметно-финансовых расчетов ана-
логичных объектов в сопоставимых услови-
ях. При выполнении расчетов на предпро-
ектной стадии показатели стоимости объ-
ектов, как правило, отсутствуют. Поэтому
расчеты ведут с использованием укрупнен-
ных показателей стоимости строительства.
В основу определения укрупненных показа-
телей положены действующие прейскуран-
ты и ценники на материалы и оборудова-
ние, нормативные материалы удельных
капитальных вложений в линии электропе-
редачи и подстанции, а также сметно-фи-
нансовые расчеты к проектам конкретных
объектов. Последние учитывают типизацию
проектирования, передовую технологию
производства строительно-монтажных ра-
бот, внедрение индустриальных методов и
механизации ведения работ, использование
заводских конструкций и деталей на основе
действующей унификации. Все стоимостные
показатели приведены в ценах, введенных
в действие с 01.01 1969 г.
Укрупненные стоимостные показатели
приведены для средних условий строитель-
ства в районах европейской части страны.
Для определения стоимости строительства
в других районах страны следует приме-
нять территориальные поправочные коэф-
фициенты, приведенные в табл. 41-1.
Таблица 41-1
Объединенные энерго- системы Поправочные коэффи- циенты
воздуш- ные линии подстан- ции
Центра, Юга, Северо- Запада, Северного Кав- каза, Средней Волги Закавказья Урала, Северного Ка- 1.0 1,0
1,06 1,0
захстана, Средней Азии 1.1 1,1
Сибири (Центральная Сибирь) 1,2 1,2
Дальнего Востока 1,4 ЦЗ
Для удаленных районов Севера и Се-
веро-Востока страны при отсутствии пока-
зателей стоимости по проектам объектов,
сооружаемых в аналогичных условиях, до-
пускается применять повышающие коэффи-
циенты, увеличивающие стоимость ВЛ в
2,0—2,5 раза (наряду с повышающими ко-
§ 41-2]
Укрупненные показатели стоимости линий
637
эффнциентамн на мерзлоту, заболоченность
и ветер) с тем, чтобы общий повышающий
коэффициент был не выше 4 и подстанций—•
1,5—2,0, а отдельных случаях для мощ-
ных подстанций со сложной схемой до-
ставки тяжелого оборудования н сложны-
ми условиями строительства — до 3.
, Укрупненные стоимостные показатели
по линиям электропередачи и подстанциям
учитывают все затраты производственного
назначения (без строительства ремонтно-
производственных баз, жилищного строи-
тельства и за вычетом возвратных сумм).
Поэтому эти показатели не предназначены
для определения полной сметной стоимос-
ти сооружения объекта.
Составляющие капитальных вложений
по линиям электропередачи и подстанциям—
строительные н монтажные работы, обору-
дование и прочие затраты — приведены в
табл. 41-2.
Таблица 41-2
Составляющие стоимости линий и подстанций, %
Объект Напряже- ние, кВ Строительные работы Монтаж Оборудова- ние Прочие затра- ' ты
Воздушные ли-
нии электропере-
дачи:
со стальными 35 85 5 10
опорами 110—150 86 5 9
220 88 5 7
330 82 11 7
500 80 14 6
750 82 12 6
1150 Е 0 15 5
с железобетон- 35 84 6 10
ними опорами 110—150 Е 3 8 9
220 85 8 7
330 81 12 7
500 7 8 16 6
с деревянными 35 82 8 10
•норами 110—150 79 12 9
220 f 0 12 8
Кабельные ли- 35 ь 70 20 5
нин элекгропере- ПО—220 15 60 20 5
дачи
Подстанции 35 29 10 55 6
110—150 31 11 52 6
220 28 11 56 5
330 23 9 64 4
500 26 10 60 4
750 26 9 60 5
1150 26 6 60 8
41-2. УКРУПНЕННЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ
СТОИМОСТИ СООРУЖЕНИЯ
ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
НАПРЯЖЕНИЕМ 35 кВ И ВЫШЕ
Воздушные линии
Укрупненные стоимостные показатели
составлены для ВЛ напряжением 35—
500 кВ на унифицированных стальных, же-
лезобетонных и деревянных опорах и для
ВЛ 750—1150 кВ на опорах индивидуально-
го проектирования, изготовленных по про-
ектам института «Энергосетьпроект».
Показатели стоимости ВЛ учитывают
высокую степень индустриализации строи-
тельства. Стоимостные показатели приведе-
ны для одно- и двухцепных стальных, же-
лезобетонных и деревянных опор с подвес-
кой сталеалюминневых проводов стандарт-
ных сечений.
Для двухцепных ВЛ приведены затра-
ты при одновременной и ^разновременной
подвеске цепей.
Укрупненные стоимостные показатели
сооружения ВЛ учитывают все затраты по
объектам производственного назначения при
сооружении ВЛ в средних грунтах, спокой-
ном рельефе трассы, расчетной скорости вет-
ра до 30 м/с и расположении в Европейской
части страны для соответствующих клима-
тических районов по гололеду. При про-
хождении ВЛ в залесенной местности к сто-
имости ВЛ добавляется стоимость вырубки
просеки и вводятся поправочные коэффици-
енты на условия строительства (табл. 41-3).
Таблица 41-3
Поправочные коэффициенты на условия
строительства
Условия строительства ВЛ Материал опор ВЛ
Дере- во Ме- талл Желе- зобе- тон
При ветре: 31—35 м/с 1,08 1,06 1,06
36—40 м/с 1.1 1,15 1.1
В горных условиях — 1.8 —
В условиях городской 1.4 1,6 1.7
и промышленной заст- ройки Болотистая трасса и 1,8 1.5 1.4
поймы рек Особо гололедные рай- 1,1 1,15 1.1
оиы по отношению к IV по гололеду В прибрежных и за- грязненных районах при минимальной длине утеч- ки: 1,5—2 см/кВ 1,05 1,02 1,07
более 2 см/кВ 1,2 1,05 1,2
Стоимость вырубки просеки для леса
со средними показателями крупности, высо-
ты и твердости, с учетом корчевки пией под
дороги и площадки опор, уборки валежни-
ка составляет для ВЛ 35—150 кВ —1,1
220—330 кВ—1,3, 500 кВ —1,8, 750 кВ —
2,5 и ВЛ 1150 кВ — 3,0 тыс. руб за 1 км
трассы ВЛ.
При использовании оцинкованных
стальных конструкций опор к стоимости ВЛ,
определенной по табл. 41-4—41-8, следует
применять повышающий коэффициент 1,1.
Стоимость переходов через судоходные
реки, проливы, каналы с высотой опор
50 м и более, а также через любые водные
преграды с пролетом пересечений 700 м и
более при отсутствии специальных расче-
тов может определяться с учетом данных,
приведенных в табл. 41-9.
638
Технико-экономические показатели в энергосистемах
[Разд. 41
Стоимость 1 км ВЛ 500, 750 и 1150 кВ, тыс. руб.
Таблица 41-4
1150 кВ | 750 кВ | 500 кВ
§ Провода сталеалюминиевые сечением* штХмм®
Характеристика и материал опор 8 g 8 CD 15. i £ «2. Го со
О § § о S 8
175 тГ В
X X X X X X X X
CD to со СО
Стальные с оттяжками анкер- II 140 .— 37,3 41,1 47,6
но-угловые свободностоящие .111 .—. 72 75 77 81 38,9 42,7 49,2
IV —, г— .— — 40.7 44,2 51,1
Стальные свободностоящие II __ .— 48,7 52,5 60,2
III — 1 51,4 55,2 63,4
JV — *-* —* 65,2 58,8 66,4
Железобетонные *. и 38,2 40,5 48,6
III — — — 39,8 41,8 50,1
IV — — 41,7 44,0 42,6
Стоимость 1 км ВЛ 220 и 330 кВ, тыс. руб.
Таблица 41-5
330 кВ | 220 кВ
Характеристика и материал Районы по Провода стале алюминиевые сечением, мм2
опор гололеду
2X300/39 2 X400/51 240/32 300/39 400/51
Стальные одноцепные I 28,3 32,4 15,6 16,4 18,3
II 29,2 32,6 16,1 16,6 18,3
III 31,0 33,9 17,5 17,8 19,2
IV 32,4 34,5 18,9 ’ 19,1 20,4
Стальные двухцепные с I 55,7 61,6 25,6 27,2 31,5
подвеской двух цепей II 56,3 61,6 26,3 27,6 31,5
III 58,7 63,2 28,6 29,4 32,8
IV 61,5 64,5 30,7 31,4 34,1
Стальные двухцепные с 1 43,0 45,2 21,5 22,3 23,6
подвеской одной цепи II 43,2 45,7 22.0 22,3 23,6
III 46,4 47,6 24,2 23,9 24,4
IV 48,0 60,0 25.9 25,5 25,4
Железобетонные одноцеп- 1 26,4 29,0 12,4 13,2 15,0
ные II 26,5 29.0 12.3 13,2 15,0
• III 28,0 30,2 13,1 13,7 18,5
IV 29,3 30,7 14,3 14,7 17,0
Деревянные одноценныс I 12,9 13,7 15,7
тросовые II * 13,1 14,1 15,8
III —Л *—< 14,0 14,5 16,0
IV —’ —-> 14,4 14,8 16,4
Подвеска второй цепи I-IV 14,3 16,5 5,5 6,6 8,8
Стоимость 1 км ВЛ 150 кВ, тыс. руб.
Таблица 41-6
Характеристика и материал опор Районы по гололеду Провода сталеалюминиевые сечением, мм2
120/19 150/24 185/29 240/32
Стальные одноцепные I 11,8 12,3 12,9 13,8
II 12,8 12,9 13,3 13,9
III 13,9 13,9 14,2 14.4
IV 15,2 15,4 15,7 16,1
§ 41-2]
Укрупненные показатели стоимости линий
639
Продолжение табл. 41-6
Характеристика и материал лпор Районы по гололеду Провода сталеалюминиевые сечением, мм3
120/19 | 150/24 188/29 240/32
Стальные двухцепные с I 19,1 30,4 22,8 24,6
подвеской двух цепей II 21,1 21,0 22,8 24,6
III 21.8 22,5 24,3 25,3
IV 22,4 23,9 25,6 26,9
Стальные двухцеппые с I 16,8 17,5 18,8 20,3
подвеской одной цени II 18,1 18,0 18,8 20,3
III 18,3 19,3 20,5 20,9
IV 10,7 20,7 21,5 22,2
Железобетонные одноцеп- I 9,5 9,6 10,7 11,5
ные II 9,9 9,8 10,7 11,5
III 10,8 10,7 11,5 11,9
IV 11,9 11,5 12,3 12,6
Железобетонные двухцеп- I 15,7 16,6 18,3 19,5
ные с подвеской двух цепей II 15,9 16,8 18,8 19,5
III 16,1 18,2 19,1 20,1
IV 17,5 19,6 20,1 21,5
Железобетонные двухцеп- I 13,2 13,7 14,3 15,1
иые с подвеской одной цепи II 13,5 13,8 14,3 15,1
III 13,6 14,9 15,3 15,6
- IV 14,9 16,0 16,1 16,6
Подвеска второй цепи I I-IV | 2.7 | 3,3 4.4 8,0
Стоимость 1 км ВЛ ПО кВ, тыс. руб. Таблица 41-7
Характеристика и материал опор Районы по голо- леду Провода стад ©алюминиевые сечением, мма
70/11 95/16 120/19 150/24 185/29 240/32
Стальные одноцепные I 10,8 10,8 11,5 11,8 12,7 13,7
II 12,3 12,1 12,5 12.5 13,1 13,8
III 14,6 14,0 14,1 14,1 14,4 14,8
IV 16,1 15,2 15.4 15,4 15,4 16.2
Стальные двухцепные с подвеской двух I 16,1 16,5 17,8 18,4 20,6 22 „6
цепей II 18,4 18,2 19,0 19,3 21,2 22,9
III 21,8 21,2 21,3 21,4 22,4 24,0
IV 24,6 23,1 23,4 23,7 23,6 25,6
Стальные двухцепные с подвескбй одной I 14,5 14,5 15,6 15,7 17,2 18,'3
цепи II 16,6 16,1 16,6 16,4 17.7 18, 4
III 19,7 18,6 19,4 19,0 19,8 20,- 3
IV 21,5 20,3 20,4 20,4 20,8 21, 7
Железобетонные одноцепные I 7.9 8,2 8,1 8,7 9,3 10,3
II 9,0 8,9 8,5 8,9 9,5 10,3
III 10,9 10,6 9,8 10,1 10,2 11.2
IV 12,3 11,8 10,7 10,7 11,3 12,3
Железобетонные двухцепные с подвеской I 11,7 12,5 13,0 15,0 16,4 17,8
двух цепей II 13,2 13,1 13,6 15,0 16,4 17,8
III 16,0 15,5 15,3 16,6 17,6 18,7
IV 18,2 17,2 16,7 18,0 18,9 20.2
Железобетонные двухцепные с подвеской I 10,2 10,5 10,8 12.3 12,9 13,6
одной цепи II 11,4 11,1 11,2 12,3 12,9 13,6
III 13,9 13,1 12,7 13,7 13,8 14,3
IV 15,7 14,5 13,8 14,7 14,9 15,4
Деревянные двухстоечные бестросовые I 4,0 4,3 4.6 5,3 5,8
II 4,5 4,6 4,7 5,3 5,9 —-
III 5,0 5,1 6,2 5,7 6,1
IV 5,6 5,6 5,7 6,1 6,6
Подвеска второй цепи I-IV 2,5 2,6 2,8 3,3 4*0 4,5
640
Технико-экономические показатели в энергосистемах
[Разд. 41
Стоимость 1 км ВЛ 35 кВ, тыс. руб.
Таблица 41-8
Характеристика и материал опор Районы по голо- леду Провода сталеалюмнниевые сечением, мм2
50/8 70/1 95/16 120/19 150/24
Сталньные одноцепные I — 8,9 9,1 9,7 9,8
II •— 10,6 10,4 10,4 10,6
III — 12,2 11,8 11,8 13,1
IV — 13,5 13,1 12,8 15,7
Стальные двухцепные с под- I — 13,0 13,5 14,3 14,5
веской двух цепей II — 15,1 15,1 15,2 16,0
III —— 18,2 18,1 18,8 19,0
IV — 20,4 20,3 21,6 21,8
Стальные двухцепные с под- I 11,6 11,7 12,1 12,1
веской одной цепи II —— 13,5 13,0 12,9 13,0
III — 16,2 15.7 16,0 15,6
IV — 18,2 17,6 17,8 17,8
Железобетонные одиоцепиые I — — 6,5 7,2 7,8
II —— 7,3 7,6 8,0
III — 8.4 8,6 8,7
IV — — 9,4 9,4 9.5
Железобетонные двухценн-ые I — — 10,5 9,7 10,8
с подвеской двух цепей II — —> 11,4 10,0 ИД
III —— 13,4 11,9 13.0
IV — —, 15,0 12,9 13,9
Железобетонные двухцепные I 8,8 7,8 8,6
С подвеской одной цепи II •— — 9,5 8,1 8,8
III —а 11,3 9,6 10,2
IV — 12,6 10,3 11,0
Деревянные двухстоечные бес- I 3,5 3,6 3,9 4,3 4,9
тросовые II 4,0 4,0 4,2 4,4 5,0
III 4,6 4,4 4,6 4,7 5,3
IV 5,1 5,0 4,9 5,1 5,6
Подвеска второй цепи I—IV - 2,5 2,6 3,3 3,5
Таблица 41-9
выше через водные преграды
Переходы ВЛ НО кВ и
Обозначения опор:
К — концевая;
А — анкерная;
П — промежуточная;
ПА — анкерно-промежуточная.
-< А..—>.
Напря- жение, кВ Коли- чество цепей Марка и сеченне провода, мм2 Длина переход- ного про- лета Z, м Формула перехода Высота опор и габарит до воды, м Полная сметная стоимость, тыс. руб.
750 1 4АС500/336 905 к-п-п-к ^-йг-79, Н=25 870
750 1 4AC300/204 1280 к-п-п-к fti=fts=172, /7=35 • 1840
500; 220 2 3AC500/336 АС500/336 1005 К-п-п-к Ai=h2=125, Л=26,5 1328
500 1 2АС500/336 1460 К-А-А-К 77=31 625
500 1 2АС500/336 1505 К-А-А-К Л,-йг-156, /7=22 1638
§ 41-2]
Укрупненные показатели стоимости линий
641
Продолжение табл. 4i-9
Напряже- ние, кВ Количест- во цепей Марка и сечение провода, мм2 Длина пе- реходного пролета /, м Формула перехода Высота опор н габа- рит до воды, м Полная сметная стоимость, тыс. руб.
500 1 2АС500/336 1300 К-А-ПА-К /11 = 101, fe=50, 77=33 448
500 > 1 3AC300/204 950 К-А-А-К /11=58, Л2=47, //=26,3 728
ззо 2 2АС500/336 1000 К-П-П-К /11=/12=100, 77-25 802
330 2 2АС300/204 1150 к-п-п-к /11=Л2=150, /7=30 847
220 2 AC300/204 1230 к-п-п-к Й!—/12= 106, 77=29.5 201
220 2 AC300/204 755 к-п-п-к /ц =/12=94, 77=30,8 302
220 2 АС500/336 1395 к-п-п-к Л, =/12=158, 77-38 2711
220 2 АС500/336 1286 К-П-П-К /ц=/12=150, 77-38 1914
ПО 1 С-200 1350 К-А-А-К й1=й2=Ю5, 77=27.5 857
110 1 С-200 900 К-П-П-К ftl=h2=81, Н-24 393
по 2 AC300/204 1010 К-П-П-К /1!=/i2=84, 77=20 302
по 2 АС240/56 800 К-п-п-к Л1-/12=8О. 77=17,7 597
Кабельные линии
Укрупненные стоимостные показатели
по кабельным линиям 35, ПО и 220 кВ
приняты иа основе обобщения смет к рабо-
чим чертежам кабельных линий конкретных
объектов (табл. 41-10, 41-11).
Укрупненные стоимостные показатели
кабельных линий ПО и 220 кВ составлены
для условий прокладки по территории
крупиейшйх городов с высокой насыщеннос-
тью подземными коммуникациями и учиты-
вают стоимости кабеля и оборудования,
строительных и монтажных работ, специаль-
ных переходов (железнодорожные узлы,
магистральные автодороги, реки и т. д.),
Таблица 41-10
Стоимость 1 км кабельных линий ПО и 220 кВ,
ТЫС. руб.
строительной части туннеля, коллектора
(долевое участие).
Пример расчета стоимости сооружения ВЛ в
зависимости от напряжения, марки провода, типа
и материала опор, клнматическогр района и про-
чих условий приведен в табл. 41-12.
Техническая характеристика ВЛ
1. Напряжение ВЛ—500 кВ.
2. Тип опор — одноцепные стальные.
3. Марка провода — 3X400/51.
4. Район строительства — европейская часть
страны.
5. Протяженность линии — 215 км, из которых
55 км проходят по лесу и 25 км по болоту.
6. Климатический район по гололеду — II и
III:
а) во II климатическом районе по гололеду
проходит 30 км;
б) в 1Ы климатическом районе проходит
185 км, из них 25 км по болоту.
Таблица 41-11
Тип кабеля Стоимость при про- кладке в
траншее туннеле
220 кВ МВДТ-3(1Х550)-220 МНСК-3(1Х550)-220 110 кВ МВДТ-3(1Х550)-ПО МНСК-3( 1X6251-110 МНСК-3(1Х300)-110 МСАгШВУ-3(1Х625)-110 МСАгШВУ-3(1Х300)-110 МСАВУ-3(1Х625)-110 МСАВУ-3(1Х300)-110 550/800 320/460 290/440 260/400 230/350 220/340 210/320 200/300 180/280 640/1000 420/650 370/620 340/580 310/530 300/520 290/500 280/480 260/460
Стоимость 1 км кабельных линий 35 кВ, тыс, руб.
Сечение, мм’ Способ прокладки, тип кабеля
в траншее по конструк- циям каналов и эстакад
АОАБ АОСБ ОАБ ОСБ АОСБГ ОСБГ
3X70 19,1 25,2 21,2 26,7 22,4 23,8
3X95 20,2 25,8 23,1 28,7 22,8 25.8
3X120 21,5 26,2 25,1 29,3 23,2 26,4
3X150 23,0 26,8 27,4 30,1 23,9 27,1
Примечание. В числителе приведена сто-
имость прокладки одной, а в знаменателе — двух
кабельных линий.
Примечание. Стоимость прокладки ка-
беля в траншее приведена с учетом строительной
части и переходов. Стоимость строительной части
кабельной линии при прокладке по конструкциям
каналов и эстакад составляет: канал сечением
900X 600 мм —36, 600X600 — 29 и 600X450 мм—
25 тыс. руб/км; эстакада металлическая на 24 ка-
беля — 38 и иа 48 кабелей — 67 тыс. руб/км.
Расчет стоимости сооружения ВЛ
Таблица 41-12
Наименование работ и затрат Единица Коли- чество единиц ' Стоимость, единицы тыс. руб. общая Обосно- вание
Строительство ВЛ 500 кВ в средних ус- км 30 41,1 1233 Табл. 41-4
ловиях и И климатическом районе по го- лоледу То же в III климатическом районе по 185 42,7 7899
гололеду Стоимость вырубки просеки » 55 1,8 99 Табл. 41-4
Удорожание ВЛ за счет прохождения » 25 42,7X0,5=21,3 533 Табл. 41-3
трассы по болоту Суммарная стоимость сооружения ВЛ — 9764 —
41—792
642
Технико-экономические показатели в энергосистемах
[Разд. 41
41-3. УКРУПНЕННЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ
СТОИМОСТИ СООРУЖЕНИЯ
ПОДСТАНЦИЙ
Стоимостные показатели подстанций
35—1150 кВ определяются суммированием
стоимостей распределительных устройств,
силовых трансформаторов (автотрансформа-
торов), компенсирующих и токоограничива-
ющих устройств. К полученной суммарной
стоимости элементов подстанции добавля-
ется постоянная часть затрат.
Прн проведении технико-экономических
расчетов используют расчетные стоимости,
которые включают стоимость основного и
вспомогательного оборудования, а также
затраты на строительство и монтаж. Наря-
ду с расчетной стоимостью приведены дан-
ные по стоимости оборудования и трансфор-
маторов. Указанными данными пользуются
при решении отдельных задач (например,
при замене оборудовании и трансформато-
ров н др.).
Стоимостные показатели подстанций
учитывают использование оборудования,
выпускаемого и разрабатываемого отечест-
венной промышленностью. На оборудование
эксплуатируемое в настоящее время в энер-
госистемах страны, но снятое или подлежа-
щее снятию с серийного производства, сто-
имость допускается принимать по данным
табл. 41-13—41-31 для аналогичного обо-
рудования с соответствующей корректиров-
кой.
Таблица 41-13
Стоимость ячейки открытого распределительного
устройства с выключателями, тыс. руб.
9 в 5 К Б. к <0 X \ Общее число выключателей ₽ ОРУ Расчетная стоимость ячейки с выключателем
воздушным | масляным
при отключаемом токе, кА
до 40 более 40 до 30 более 30
36 До 3 6 =
>3 11 25 7 10
110 2—4 зо 38
>4 32 46 23 30
150 2—4 50
>4 45 — —
220 <4 78 , 80
>4 78 124 70 76
330 Независимо от ко- личества 170 260 —
500 То же 280 350 й
750 » » 800 —, -
1150 » » 1800 — — —
Таблица 41-14
Стоимость оборудования ВЧ связи линейной
ячейки, тыс. руб.
Напряжение, кВ 35 ПО 150 220 330 590
Увеличение стоимости линей- ной ячейки 3 5 8 12 27 45
Распределительные устройства
Стоимостные показатели одной ячейки
35—1150 кВ для ОРУ основных типовых
главных схем электрических соединений под-
станций с выключателями приведены в табл.
41-13. Указанные показатели включают
стоимость выключателей, разъединителей,
трансформаторов тока и напряжения, раз-
рядников, аппаратуры цепей управления,
сигнализации, автоматики и релейной защи-
ты, контрольных кабелей, ошиновки, метал-
локонструкций и фундаментов и связанных
с их установкой строительно-монтажных ра-
бот. Для определения полной стоимости
открытого распределительного устройства
указанная в. табл. 41-13 стоимость одной
ячейки для соответствующей схемы умно-
жается на количество ячеек. Для ячейки
отходящей ВЛ при необходимости учитыва-
ются затраты на создание высокочастотной
связи (см. табл. 41-14).
Стоимостные показатели для ОРУ 35—
330 кВ, выполненных по упрощенным схе-
мам электрических соединений, приведены
в табл. 41-15 и соответствуют затратам для
ОРУ в целом. Укрупненные показатели учи-
тывают стоимость выключателей, отделите-
лей, короткозамыкателей, разъединителей,
металлоконструкций и фундаментов, а так-
же проведение необходимых строительно-
монтажных работ.
Укрупненные стоимостные показатели
для закрытых распределительных устройств
(ЗРУ) 6—ПО кВ приведены для указанно-
го в табл. 41-16 количества линейных яче-
ек с выключателями и учитывают затраты
в строительную часть ЗРУ.
Трансформаторы и автотрансформаторы
Стоимости силовых н регулировочных
трансформаторов (автотрансформаторов) и
расчетные стоимости с учетом их установ-
ки приведены в табл. 41-17—41-24.
Расчетная стоимость трансформатора
включает стоимость трансформатора, а так-
же затраты на ошиновку, гибкие связи (ши-
нопроводы), металлоконструкции порталов,
грозозащиту и заземление, контрольные
кабели, релейную защиту, а также стои-
мость строительно-монтажных работ в пре-
делах ячейки трансформатора. Стоимость
трансформаторов учитывает снижение себе-
стоимости изготовления и цен трансформа-
торов в связи с совершенствованием тех-
нологии производства и организации труда
на перспективу.
§ 41-3]
Укрупненные показатели стоимости подстанций
643
Таблица 41-15
Стоимость открытых распределительных устройств 35—330 кВ, выполненных по упрощенным схемам
электрических соединений, в полом для ОРУ, тыс. руб.
Схема электрических соединений подстанций на стороне ВН Схема Напряжение ОРУ, кВ
35 но 150 220 330
Блок (линия — трансформа- тор): без аппаратуры с предохранителем с отделителем с выключателем tit' Т 1 11 / л /S ' V/ s' '4 ” j ' | 1,7 1,9 3,1 6 3 4,5 3,3 5 11 8,5 12 80 170
Укрупненный блок (линия — два трансформатора): с предохранителем — < 11II А А А ” Г ”. 3,4
с отделителями 6,4 11,5 20 25 —
с выключателями —о—СЮ—* —О—СЮ—* 12 160
Два блока с отделителями: автоматическая пере- мычка со стороны транс- форматора дополнительная линия, присоединенная через два выключателя ! | 4 1 А /А А А >=< кх >=< Я t X г р-От^ А 1 — 16 70 26 110 43 190 —
Мостик с отделителями в цепях трансформаторов и выключателем в перемыч- ке ’’ 1 ——* 10 45 97 120 —*
Таблица 41-16
Стоимость закрытых распределительных устройств 6—110 кВ, тыс. руб-
Напряжение, кВ Схема электрических соединений ЗРУ, комплектная ячейка Расчетная стоимость
6—10 ЗРУ по схеме: одна секция с 8 отходящими линиями две секции с 24 отходящими линиями то же с 48 линиями Ячейка КРУ с выключателем Ячейка КРУН с выключателем 48 100 140 1,9 2,1
35 ЗРУ по схеме: одиночная секционированная система шин с 8 отходящими линиями Ячейка КРУ с выключателем 100 6
41*
644
Технико-экономические показатели в энергосистемах
[Разд. 41
Продолжение табл. 41-16
Напряжение, кВ Схема электрических соединений ЗРУ, комплектная ячейка Расчетная стоимость
ЗРУ по схеме:
по два блока (линия — трансформатор) то же с автоматической перемычкой 40 50
мостик с выключателем в перемычке ПО
две рабочие и обходная системы шнн с 8 отходящими 350
линиями
Ячейка с выключателем 21
Ячейка КРУЭ 150
Примечания: 1. Стоимостные показатели по ЗРУ включают строительную часть здания,
в стоимости отдельных ячеек строительная часть здания не учтена.
2. Стоимость ячейки КРУЭ соответствует серийному производству.
Таблица 4147
Трансформаторы и автотрансформаторы 750 и 1150 кВ
МВ-А Трансформаторы двухобмоточные без РПН Автотрансформаторы
1150/20 750/20 1150/500 750/500 750/330
О Стоимость группы из трех однофазных, тыс. руб.
О S 3 о транс- форма- тора расчет- ная транс- форма- тора расчет- ная транс- форма- тора расчет- ная транс- форма- тора расчет- ная транс- форма- тора расчет- ная
3X333 — — 1098 9—1 —< — 1095 1700'
3X417 1630 — 1376 i 1227 1900 —
3X667 — — — 2600 3500 — —
Трансформаторы и автотрансформаторы 500 кВ
Таблица 41-18
Мощность, МВ-А Трансформаторы друхобмоточные без РПН Автотрансформаторы с РПН
500/330 500/220 500/110 .
Стоимость, тыс. руб.
трансфор- матора расчетная трансфор- матора расчетная трансфор- матора расчетная трансфор- матора расчетная
Трехфазные
250 343 420 —ч — — 332 440
320 — — __ 520* 650 — —
400 403 540 — — — — — —
630 526 670 — — — — — —
1000 825 1150* - — — — — —
Групп ы из однофс зных
3X167 — — 582 800 585 800 — —
3X267 —- — 852 1100 850 1100 — —
3X333 728 1000* — — — —
3X417 930 1200 — — изо 1400* —
3X533 1260 1590* — — — — —
Данные ориентировочные.
§ 41-3]
Укрупненные показатели стоимости подстанций
645
Трансформаторы и автотрансформаторы 330 кВ
Таблица 41-19
Мощ- Трансформаторы двухобмоточные Автотрансформаторы с РПН
без РПН с расщепленной обмоткой НН и РПН 330/220 330/150 330/110
ность, МВ-А Стоимость,. тыс. руб.
транс- форма- расчет- ная транс- форма- расчет- ная транс- форма- расчет- ная транс- форма- расчет- н ая транс- форма- расчет- ная
тора тора тора тора тора
32 111 165*
63 175 236 — —— —— —_ 102 167*
125 167 240 304 385* •—• — 173 263
200 230 310 445* 540 — —— •—. 226 320
250 246 330 •—. —— 225** 370 214 300 —
400 344 440 •— 600 735 300* 400 381* 495
630 516 652 —— —— —— — —- « и
1000 840 1110 —а •— —— — — ——
1250 1140* 1500 — — '— —• — — — —‘
* Данные ориентировочные.
• * Автотрансформатор выпускается без РПН. Приведенная стоимость учитывает установку
вольтодобавочного трансформатора с встроенным регулированием под нагрузкой.
Трансформаторы и автотрансформаторы 220 кВ
Таблица 41-20
Мощность, МВ-А Трансформаторы Автотрансформаторы с РПН
дву хобмоточ ные трехобмоточные с РПН
без РПН с расщепленной обмоткой НН и РПН
Стоимость ТЫС. руб.
трансфор- трансфер- трансфор- трансфор-
матора расчетная матора расчетная матора расчетная матора расчетная
25 . 111 168 . *
32 —- 82 130 .—. .— 88 144
40 « и —— .— .—. 127 189 — —
63 —— — 117 171 204 273 117 183
80 65 123 .—. 4—- —
100 —, 187 251* — •— 177 250*
125 173 243 197 270
160 — 271 345 — —• 227 304*
200 222 290* . . 239 316
250 236 316 —- 283 367
400 336 420 <—> —— 397* 510
630 443 579 • — — .—.
1000 640* 820 — •— — — — —
* Данные ориентировочные.
Таблица 41-21
Трансформаторы и автотрансформаторы 150 кВ
Мощность, МВ-А Трансформаторы двухобмоточные Тр ансформаторы тре х обмоточные С РПН
без. РПН с РПН с расщепленной обмоткой НН н РПН
Стоимость, тыс. руб.
транс- форматора расчетная транс- форматора расчетная транс- форматора расчетная транс- форматора расчетная
16 25 32 40 •— 48 75 68 97 60 71 89 96 108 130
646
Технико-экономические показатели в энергосистемах
[Разд. 41
продолжение табл. 41-21
Мощность, МВ-А Трансформаторы двух обмоточные Трансформаторы трехобмртрчные с РПН
без РПН с РПН с расщепленной обмоткой НН н РПН
Стоимость, тыс. руб.
транс- форматора расчетная транс- форматора расчетная транс- форматора расчетная транс- форматора расчетная
63 80 90 125 р50 400 165 220 329 217* 286 390* J 1 1 J II Г11111 99 125* 186* 134 167 234 115 61** § 11111.
* Данные ориентировочное.
* * Автотрансформатор 150/110 кВ.
Трансформаторы ПО кВ
Таблица 41-22
Мощность, МВ-А Трансформаторы двухобмоточные Трансформаторы трехобмоточные с РПН
без РПН с РПН с расщепленной обмоткой НН н РПН
Стоимость, тыс. руб.
транс- форматора расчетная транс- форматора расчетная транс- форматора расчетная транс- форматора расчетная
2,5 6,3 10 16 25 32 40 63 80 J25 200 250 400 52 80 123 165 195 295 89 123 180 210 257 360 1 III 1 I I 1 I 37 45 55 67 65 73 80 99 104 175 92 101 ПО 135 141 219 S 57 69. • 89 114 124 62 75 81 107 129 158 170
Трансформаторы 35 кВ
Таблица 41 -23
Мощность, МВ-А Трансформаторы двухобмоточные Трансформат оры трехобмоточные с РПН
без РПН с РПН с расщепленной обмоткой НН и РПН
Стоимость, тыс. руб.
' транс- форматора расчетная транс- форматора расчетная транс- форматора расчетная транс- форматор а расчетная
0,1 0,16 0,25 0,40 0,63 1,0 1,6 a, s 4,0 6,3 0,76 1,15 1,44 1,83 2,2 2,99 4,2 5,45 7,2 9,2 1,37 1,95 2,59 3,76 5,17 7,74 9,8 11 13 24 10 11 13,3 15.7 18,6 1(Г 17 19,6 22,2 34 11 11 1 1 1 1 1 1 I и 1 1 1 II 1 1 21,7 37,6*
§ 41-3]
Укрупненные показатели стоимости подстанций
647
Продолжение табл. 41-23
Мощность, Трансформаторы двух обмоточные Трансформаторы трехобмоточные е РПН
без РПН с РЦН с расщепленной обмоткой НН и РПН
МВ-А Стоимость, тыс. руб.
транс- форматора расчетная транс- форматора расчетная транс- форматора расчетная транс- форматора расчетная
10 13,8 29 32 48 — — 29,4 46,2*
16 20,8 36,5 38,4 57,4 — — 36,8 54,1*
25 — — <В- — 56,6 76 •— —
32 — — — 62 87,5 — —
40 44,5 67 >—1 —- 75,4 101,8 —
63 — — — 92,4 121 — —
80 80,1 106 — — 107,5 138=* —
* Данные ориентировочные.
Таблица 41-24
Линейные регулировочные трансформаторы
Мощность, МВ- А Тип трансформатора Стоимость, тыс. руб-
транс- форма- тора расчет- ная
16 Л тмн-16000/10 24,5 40
40 ЛТДН-40000/10 28 50
ЛТЦН-40000/10 28 50
63 ЛТДН-63000/35 33 55
100 ЛТДН-100000/35 57,8 90
Таблица 41-25
Синхронные компенсаторы
Тип Номинальная мощность, МВ • А Номинальное на- пряжение, кВ Стоимость, тыс. руб.
компенса- тора расаетная
КС-16-6УЗ 16 6,3 65 140
КС-16-11УЗ 16 10,5 72 140
КСРВ-50-11 50 11 162 350/590*
КСВ-100-11У1 100 11 264 660/1065*
КССВ-160-15У1 160 15 410 1000
KCBB-J50-20 350 20 ₽50** 1700
* В числителе — установка первого. в знаме-
нателе — двух СК.
** Данные ориентировочные.
Конденсаторные батареи
Таблица 41-26
Номинальное напряжение, кВ Батареи с конденсаторами типа КСА-0,66-20 Батареи с конденсаторами типа КС2А-0,66-40
Мощность, Мвар Расчетная стоимость, Т£1С. руб. Мощность, Мвар Расчетная стоимость, ТЫ?, РУб.
установлен- ная располагае- мая* установлен- ная располагае- мая*
по 55,7 38,4 380 !— — , —
35 17,8 12,2 123 35,5 24,4 217
10 5,3 3,4 39 10,6 6,7 67
6 3,4 1,9 27 6,7 3,8 44
* Располагаемая мощность кондврсртррцьщ батарей принята при номинальном напряжении.
Несоответствие установленной и располагаемой мощностей батарей объясняется особенностями
комплектации конденсаторов в батарее, главным образом требованием обеспечения надежной ра-
боту батареи В целом При повреждении одного из конденсаторов.
648
Технико-экономические показатели в энергосистемах ‘
[Разд. 41
Таблица 41-27
Таблица 41-29
Установки продольной компенсации
Напряжение, кВ 110—220 330 500 750 1150
Стоимость, тыс. руб./Мвар 7,5 8 10 12 14
Реакторы масляные заземляющие дугогасящие
Реактор РЗДСОМ
Реактор РЗДПОМ
Таблица 41-28
Шунтирующие реакторы
Тип реактора
е
8
►С
оРЗ
Стои-
мость,
тыс. руб.
к
10 63
Стоимость,
тыс. руб.
Стоимость,
тыс. руб.
РТМ-3300/6
РТМ-3300/Ю
РТД-20000/35
РТДЦ-90000/35
РТДЦ-100000/110
Трехфазные
6,6
11
38,5
38,5
121
3,3
20
90
100
7,5
20,4
63,9
64,5
15
40
125
130
10 1250
Однофазные
ЗХРОДЦ-60000/500
ЗХРОДЦ-110000/750
ЗХ РОДЦ-ЗООООО/1150
525/V 3
787/^3
1200/^3
3X60 246 340
3X110 361 1000
3X 300 1500 4000
20 125
35 250
35 1250
0,9
0,5
1,6
0,6
0,9
1,8
120
250
160
400
630
400
0,7
0,8
0,6
0,85
0.9
1,4
1,5
1,6
1,2
1.7
1,8
2,5
Токоограиичивающие реакторы
6—10 Л
(комплект — три фазы)
Таблица 41-30
Одинарные Сдвоенные
Тип реактора Номиналь- ный ток, А Стоимость, тыс. руб. Тип реактора Номиналь- ный ток, А Стоимость, тыс. руб.
реактора | расчетная реактора расчетная
Наружная установка
РБНГ 1000 1600 2500 5,1 5,5 8.3 8 9 12 РБСНГ 2X1000 2X1600 2X2500 8,3 8,5 9,7 14 15 22
РБ, РБГ 1000 2,4 Внутренн 10 яя установка РБС, РБСГ, 2X1000 4,0 12
РБУ 1600 3,2 12 РБСД, РБСДУ, РЕСУ То же и РБСДГ 2X1600 4,7 14
РБГ, РБД, 2500 4.5 13 РБСДГ 2X2500 5,1 16
РБДГ, РБДУ РБДГ 4000 4,7 15 — — —
Табл и-ц а 41-31
реакторы 110—220 кВ
Синхронные компенсаторы
Токоограиичивающие
(комплект — три фазы)
Тип реактора Номинальное напряжение, кВ Стоимость, тыс. руб.
реак- тора рас- четная*
ТОР М-220-325-12 220 67,2 140
ТОРМТ-110-1350-15А 110/V 3 67,2 ПО
* Данные предварительные.
Стоимостные показатели синхронных
компенсаторов приведены в табл. 41-25 н
содержат стоимость собственно синхронно-
го компенсатора и расчетную стоимость.
В расчетную стоимость помимо стоимости
синхронного компенсатора включены затра-
ты на систему охлаждения, газового и мас-
ляного хозяйства РУ 6—15 н 0,5 кВ, сило-
вых н контрольных кабелей, насослой тех-
нического водоснабжения илн устройство
брызгального бассейна, а также на строи-
тельно-монтажные работы по сооружению
зданий, фундаментов и установке оборудо-
§ 41-3]
Укрупненные показатели стоимости подстанций
649
вания. Расчетные стоимости синхронных
компенсаторов 16 И 50 Мвар определены по
типовым проектам, а 100 и 160 Мвар —
на основании обобщения смет конкретных
объектов.
Конденсаторные батареи
Укрупненные показатели стоимости
шунтовых конденсаторных батарей, приве-
денные в табл. 41-26, приняты в соответст-
вии с типовыми проектами н предусматрива-
ют комплектацию конденсаторами серий
КСА-0,66—20 и КС2А-0,66-40 напряжением
0,66 кВ н единичной мощностью соответст-
венно 20 и 40 квар. Удельная стоимость со-
оружения установок продольной емкостной
компенсации приведена в табл. 41-27 (на
1 Мвар).
Реакторы
- Расчетные стоимости > токоограничиваю-
щих и шунтирующих, а также заземляю-
щих дугогасящих реакторов получены на
основании обобщения смет конкретных объ-
ектов и приведены в табл. 41-28 — 41-31.
Для токоограничивающнх реакторов 6—
10 кВ внутренней установки стоимости
приведены с учетом затрат на здание.
Постоянная часть затрат
по подстанциям
Постоянная часть затрат по подстанци-
ям учитывает: подготовку и благоустрой-
ство территории, общеподстанционный пункт
управления, собственный расход, аккуму-
ляторную батарею, компрессорную, подъ-
ездные и внутриплощадочные дороги, связь
и телемеханику, маслосклад и маслостоки,
Таблица 41-32
Постоянная часть затрат по подстанциям 35—1150 кВ и ее структура по основным составляющим
Напря- жение, кВ Электрическая схема подстанции на стороне ВН Постоянная часть за? трат, тыс. руб. Составляющие затраты, тыс. руб.
Подготовка и бла- гоустройство терри- тории Общеподстанционный пункт управления, собственные нужды Компрессорная Подъездные н вну- тр нплощадочные дороги Средства связи и телемеханика Внешние сети (водо- снабжение, канали- зация) Прочее
1150 750 Два выключателя на при- соединение . Полуторная 14 000 6 000 1400 900 3500 1100 300 100 1700 1000 1200 1000 ' 2300 1100 3600 800
500 Полуторная Трансформаторы — шины Четырехугольн ик 3600 2500 2100 500 350 300 520 360 330 90 80 70 550 400 350 800 580 380 600 400 370 540 330 300
330 Полуторная Трансформаторы — шнны Четырехугольник 1800 1500 1000 240 220 170 280 250 190 60 60 50 220 180 ПО 470 310 210 280 250 150 250* 230 120
220/110 Сборные шины Мостик, четырехугольник Без выключателей 650 460 350 90 70 60 160 100 80 30 30 60 40 30 170 ПО 90 50 35 30 90 75 60
220/35/10 220/10 Четырехугольник, сборные шнны Мостик Без выключателей 400 300 200 50' 40 20 80 60 35 20 15 35 20 25 120 95 70 25 20 20 70 50 30
110/35/10 Сборные шины Мостик Без выключателей 270 210 150 40 35 20 80 60 40 — 30 25 20 65 45 40 20 15 10 35 30 20
110/10 Сборные шнны Мостик Без выключателей 240 180 ПО 40 30 20 70 50 30 — 25 20 15 60 45 25 15 10 5 30 25 15
35/10 С выключателями: на постоянном токе на переменном токе Без выключателей 90 55 50 10 8 8 25 И 3 — 5 5 5 30 27 24 3 3 15 8 7
650
Технико-экономические показатели в энергосистемах
[Разд. 41
водопровод и канализацию, наружное ос-
вещение и прочие общеподстанционные зат-
раты (табл. 41-82). Стоимости подъездных
дорог учтены при расположении площадки
вблизн автодорог с твердым покрытием и
железнодорожных путей (на расстояния до
500 м). Прн необходимости сооружения к
подстанции подъездных дорог более 500 м
следует учитывать дополнительные затраты.
Затраты иа системы водоснабжения и
канализации учитывают возможность при-
соединения к существующим сетям.
Постоянная часть затрат и ее структу-
ра определены на основе обобщения смет
конкретных объектов.
изготовителя, в результате обобщения смет
конкретных объектов и приведены в целом,
включая постоянную часть затрат (табл.
41-34).
Количество ячеек среднего и низкого
напряжения соответствует комплектации
завода. При необходимости установки до-
полнительного количества ячеек стоимость
КТПБ должна быть соответственно увели-
чена.
В табл. 41-35 приведены укрупненные
стоимостные показатели закрытых подстан-
ций 35—-220 кВ. Стоимость закрытых под-
станций определена на основании обобще-
ния смет конкретных объектов и приведена
Таблица 41-33
Расчет стоимости сооружения подстанции
Составляющие затрат Единица Коли- Стоимость тыс. руб. Обоснование
чество единиц единицы общая
Ячейки открытого распределитель- ного устройства: 500 кВ 220 кВ. 5ИТ. 6 9 280 78 1680 702 Табл. 41-13 Табл. 41-13
Автотрансформаторы 500/220 кВ, 2(3X267) МВ*А Оборудование линейных ячеек ВЧ связью: 2 1100 2200 Табл. 41-18
500 кВ 220 кВ » » 4 6 45 12 КО 72 Табл. 41-14 Табл. 41-14
Синхронные кбмпеисйТоры Юо Мвар Постоянная часть затрат Суммарная стоимость сооружения подстанции » 2 — 10G5 Табл. 41-25
—* — — 3600 9499 Табл. 41-32
Пример расчета стоимости сооружений под-
станции в зависимости от напряжения, мощности,
схемы электрических соединений, климатического
района и Прочих условий приведен в табл. 41-33.
Техническая характеристика подстанции:
1. Напряжения подстанции —- 600 и 220 кВ.
2. Количество и мощность автотрансформато-
ров — 2Х (3x267) МВ-А.
3. Схема поДСТанЦии: на стороне 500 кВ —
полуторная, на стороне 220 кВ — дйоййай Система
шин.
4. На подстанции устанавливаются два син-
хронных Компенсатора по 100 Мвар.
5. Количество ячеек ОРУ: 500 кВ—6, 220 кВ—9.
6. ВН связью оборудованы четыре ячейки
500 кВ и шесть ячеек 220 кВ.
7. Район строительства — европейская часть
страны.
с учётом сооружения здания и установки
оборудования обычного исполнения.
Комплектные подстанция
Укрупненные стоимостные показатели
комплектных трансформаторных подстан-
ций блочного типа (КТПБ) напряжением
35—220 кВ определены по данным завода-
41-4. УЧЕТ СТОИМОСТИ РЕМОНТНО-
ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ БАЗ
При сопоставлении вариантов схем
электрической сети Стоимость ремонтно-
производственных баз (РПБ) следует учи-
тывать в отдельных случаях, когда условия
эксплуатации сети по вариантам имеют су-
щественные различия. При проведении ук-
рупненных технико-экономических расчетов
капитальные затраты на строительство РПБ
можно определять из расчета 180 руб на од-
ну условную единицу. Количество услов-
ных единиц зависит от объема обслужива-
емых электрических сетей и определяется по
данным табл. 41-36.
§ 41-4]
Учет стоимости ремонтно-производственных баз
651
Таблица 41-34
Комплектные трансформаторные подстанции 35—220 кВ блочного типа (КТПБ)
Напря- жение, кВ Схема йа стороне ВН подстанций Кол ичество и мощность трансформаторов, шт, X МВ-А Количество Б Л Расчетная стоимость* тыс. руб.
6—10 кВ 35 кВ
Блбк (лйния — трансформатор) с 1X1 5 56
отделителем 1X1,6 5 57
1X2,5 5 1 60
1X4 5 63
1X6,3 5 69
35/6—10 Укрупненный блок (линия — две 2X1 9 100
трансформатора) с отделителями 2X1,6 2X2,5 9 9 1 105 ПО
2X4 9 115
2X6,3 9 120
Одиночная секционированная вы- 2X6,3 6 150
ключателем система шнй 2X10 6 4 159
2X16 6 173
Блок (линия — трансформатор) с 1X2,5 4 80
отделителем 1X6,3 4 1 105
1X10 4 115
1X16 4 127
Два блока с отДсЛнтеляМн и не- 2X2,5 6 155
автоматической йеремычкой со сто- 2X6,3 6 190
роны ВЛ 2X10 7 205
2Х16 7 2 230
110/6—10 2X25 2X32 16 16 300* 320*
2X40 16 330’
Мостик с выключателем в пере- 2X2,5 6 270*
мычке и отделителями в цепях 2X6,3 6 290*
трансформаторов 2X10 6.. 2 300
2Х16 7 зЗо*
2X25 16 385*
2X32 16 410*
2X40 16 420*
Блок (линия — трансформатор) с 1X6,3 4 135
отделителем 1X10 4 2 145
1X16 4 160
Два блока с отделителями и не- 2X6,3 7 255
автоматической перемычкой со сто- 2X10 7 280
110/35/6—10 роны ВЛ 2X16 2X25 16 16 4 305 340
2X40 16 410*
Мостик с выключателем в пере- 2X6,3 7 385*
мычке и отделителями в цепях 2X10 7 415»
трансформаторов 2X16 16 4 435*
2X25 16 470*
2X40 16 530*
220/6—10 Два блока с отделителями й ав- 2X32 16 — 380*
тематической перемычкой со сторо- ны трансформаторов
220/35/6—10 2X28 16 530*
2X40 16 4 560*
2X63 16 620*
Данные предварительные.
652
Технико-экономические показатели в энергосистемах
[Разд. 41
Таблица 4t-35
Закрытые подстанции 35—220 кВ
Напряжение, кВ Схема соединений на стороне ВН Количество и мощность трансформаторов, шт. X МВ-А Количество отходящих линий, шг. Стоимость подстанций, тыс. руб.
35/6—10 Два блока лнння — трансформа- тор 2X16 10 220
110/6—10 Два блока линия — трансформа- тор с отделителями (подстанция размещается в одном здании) 2X63 36 1000
То же (трансформаторы устанав- ливаются в отдельном здании) 2X63 36 1300
Мостик с выключателем в пере- мычке и отделителями в цепях трансформаторов (в одном здании) 2X40 24 1200
220/110/10 Два блока трансформатор — две линнн с выключателями на линей- ных присоединениях 2X200 110 кВ —7 10 кВ —50 5600
Таблица 41-35
Условные единицы для оценки объема ремонтно-эксплуатационного обслуживания объектов
электрических сетей 35 кВ и выше
Элементы электрической сети Количество условных единиц на 1 км трассы ВЛ, единицу оборудования
Одноцепные ВЛ Двухцепные ВЛ
Линии электропередачи 400 кВ и выше, металлические и железо- бетонные опоры 220 н 330 кВ, металлические и железобе- тонные опоры 220 кВ деревянные опоры 110—150 кВ, металлические н железобе- тонные опоры То же деревянные опоры 35 кВ, металлические и железобетонные опоры То же деревянные опоры Кабельные линии напряжением 110 кВ и выше со всеми элементами оборудования и устройств (три фазы) То же напряжением 35—60 кВ Подстанции Силовой трансформатор, шунтовой реак- тор напряжением: 35—60 кВ 110—150 кВ 220—330 кВ 500 кВ и выше Присоединение на напряжении: 35—60 кВ 110—150 кВ 220—330 кВ 400 кВ н выше Синхронные компенсаторы с естественным охлаждением , То же с замкнутой системой вентиляции То же с водородным охлаждением: 2,6 1.1 1,7 1.0 1,4 0,8 1.4 21 5 10 22 35 45 4,8 9,6 16,8 28,8 16,8 24 36 1,5 ЬЗ 1,3 1,1 1,6
Примечания: 1. Условные единицы для подводных кабелей линий электропередачи при-
нимать: При морском судоходстве с коэффициентом 4,0, прн речном — с коэффициентом 1,5.
2. Условные единицы для трансформаторов с принудительной циркуляцией масла следует при-
нимать с коэффициентом 1,4.
3. Прн напряжении 500 кВ н выше каждую фазу следует считать за трехфазиый трансформа-
тор того же напряжения.
4. Таблицей учитываются присоединения к сборным шинам отходящих линий, секционных н
шиносоединительных выключателей, силовых трансформаторов н синхронных компенсаторов.