ЭНЕРГОСИСТЕМЫ И ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ

О пересмотре требований ПУЭ по вопросам электробезопасности

Масляник В. В., êàíä. òåõí. íàóê, Манилов А. М., èíæ.

Институт электродинамики Национальной академии наук Украины

В рассматриваемых сетях напряжением 6 – 10 кВ защита от замыканий действует, как правило, на сигнал. Согласно [1] длительно допустимое значение напряжения прикосновения Uäîï = 20 В, длительно допустимый ток Iäîï = 0,006 А. Это требование противоречит п. 1.7.41 и 3.2.96 Правил устройства электроустановок (ПУЭ), которые предусматривают действие защиты от однофазных замыканий на землю (ОЗЗ) на сигнал и отыскание поврежденного элемента сети поочередным отключением присоединений.

Âсоответствии с п. 2.5.75 ПУЭ железобетонные и металлические опоры ВЛ 6 – 10 кВ должны быть заземлены. В зависимости от удельного эквивалентного сопротивления земли допустимое сопротивление заземляющего устройства составляет, как правило, 10 – 30 Ом (см. п. 2.5.76).

Âсоответтсвии с п.1.7.57 ПУЭ в электроустановках напряжением 6 – 10 кВ при использовании заземляющего устройства одновременно для электроустановок напряжением 0,4 кВ сопротивление заземляющего устройства должно быть не более 4 Ом. Электробезопасность при прикосновении к опоре или корпусу электрооборудования при ОЗЗ

ñдействием защиты на сигнал будет удовлетво-

	Удельное эквивалент-	Сопротивление	Допустимый ток
	ное сопротивление		однофазного
		заземляющего
	грунта (пола) !,		замыкания на землю
		устройства Rç, Îì
	Îì ì		Iç, À
	10	10/4	2,5/5,0
	20	10/4	2,5/5,1
	50	10/4	2,6/5,1
	100	10/4	2,6/5,2
	300	15/4	1,9/5,7
	500	15/4	2,1/6,2
	1000	20/4	1,9/7,5
	2000	30/4	1,7/10
	5000	30/4	2,9/17,5
	10 000	60/4	2,5/30

П р и м е ч а н и е . Числитель – значение Rç è Iç для опор ВЛ, знаменатель – для электроустановок

рять требованиям [1] при выполнении следующего условия:

U äîï		1,76I äîï	!	,	(1)
IçRç

ãäå Iç – òîê ÎÇÇ, À; Rç – допустимое сопротивление заземляющего устройства, Ом; ! – удельное эквивалентное сопротивление земли (пола), Ом м; – коэффициент прикосновения ( = 1 для электроустановок и = 0,8 для опор ВЛ 6 – 10 кВ).

Отсюда допустимое значение Iç, при котором будет выполнено требование, изложенное в [1] к Uäîï è Iäîï, может быть определено из выражения

Iç	20 0,01!	.	(2)
	Rç

 таблице приведены значения Iç в зависимо-

ñòè îò ! è Rç.

Èç таблицы следует, что выполнение условия формулы (1) часто не обеспечивается, так как фактическое значение тока ОЗЗ больше допустимого, а следовательно, сопротивления заземляющих устройств не обеспечивают выполнения требований, изложенных в [1].

Уменьшение сопротивления заземляющих устройств электроустановок не всегда возможно. На ВЛ 6 – 10 кВ с железобетонными опорами возможно увеличение сопротивления заземляющего устройства при длительном прохождении тока по опоре на землю, так как возле опоры подсушивается грунт. Уменьшение тока ОЗЗ иногда возможно при помощи схемных решений путем уменьшения протяженности сети. Уменьшение тока ОЗЗ может быть достигнуто компенсацией емкостных токов. Однако в момент замыкания на землю через тело человека, прикоснувшегося к токоведущей части, проходит медленно затухающий ток дугогасящего реактора, что ухудшает условия электробезопасности. Для повышения электробезопасности представляется целесообразным выполнение полов с высоким удельным сопротивлением в зоне обслуживания установок, использование железобетонных фундаментов производственных зданий и сооружений. Электробезопасность может быть обеспечена только при совокупности этих мер.

44	2003, ¹ 10

Представляется целесообразным предусмотреть защиту, действующую на отключение поврежденной линии при прикосновении человека к токоведущим частям. Действие защиты на отклю- чение происходит только при ОЗЗ через большое сопротивление тела человека (порядка 1 кОм). Защита действует также на отключение и при падении провода на плохопроводящую поверхность.

Нами предлагается схема, при помощи которой возможны отключения от защиты при прикосновении человека к токоведущим частям и действия на сигнал при небольших переходных сопротивлениях при ОЗЗ (рисунок).

При прикосновении человека к токоведущим частям сработают реле ÊÀ è ÊV1, которые отклю- чат поврежденную линию. При ОЗЗ через малое сопротивление, т.е. без прикосновения к токоведущим частям, сработают реле ÊÀ, ÊV1, ÊV2, ÊÒ. Контакты реле ÊV2 разомкнут цепь отключения раньше, чем замкнутся контакты ÊÒ. В этом слу- чае защита дейстувует на сигнал.

Для осуществления защиты необходимо параллельно реле максимального напряжения ÊV2, действующего при ОЗЗ через малое сопротивление, подключить реле максимального напряжения ÊV1, действующее на отключение при ОЗЗ через большое сопротивление.

Для осуществления защиты на ВЛ 6 – 10 кВ необходимо предусмотреть кабельную вставку из трех проводов с наложением на каждый провод многослойной изоляции. Три провода пропускаются через окно трансформатора тока нулевой последовательности (ÒÍÍÏ ), а их концы присоединяются в рассечку отходящей линии. Трехпроводная вставка размещается снаружи шкафов распределительного устройства или в шкафах между выключателем и проходными изоляторами.

Напряжение срабатывания реле ÊV1 è ÊÀ должно быть больше напряжения несимметрии Uíñ в нормальном режиме

Uñð1 = kí1Uíñ,

(3)

ãäå kí1 – коэффициент надежности (kí1 = 2 3). Коэффициент чувствительности реле ÊV1 è ÊÀ

может быть определен из выражения

	k õ1		U 0		,	(4)
			U ñð1	U íñ

ãäå U0 – напряжение нулевой последовательности, В. Это напряжение может быть определено на основании [2] для сети с изолированной нейтралью

U 0		3U	ô2	10 3
						.	(5)
	U ô2 (I c R) 2 nòí

Для сети с заземлением нейтрали через высокоомный резистор это напряжение на основании [3] равно

	К разомкнутой обмотке			+			–
	KV1
				KV1		KT
				KT KV2			ÂØ
	KV2
	KA			ÂØ
				KA	Отключение
	Ê ÒÍÍÏ				линии

40 @ " $ % ' * *

.+

U 0		3U	ô2 Rí	10 3
						,	(6)
	U ô2 (R Rí ) 2 (RRí I ñ ) 2 nòí

ãäå Uô – фазное напряжение сети, кВ; Iñ – емкостный ток металлического ОЗЗ, А; R – сопротивление в месте замыкания, кОм (R = R÷ 1 êÎì); Rí – сопротивление нейтрали сети 6 – 10 кВ, кОм; nòí – коэффициент трансформации для разомкнутой обмотки трансформатора напряжения (nòí = 173 ïðè

UÔ = 6 ê è nòí = 104 ïðè Uô = 3,47 êÂ).

Следует учитывать, что коэффициент чувствительности для реле должен быть не менее 1,5.

Напряжение срабатывания реле ÊV2 должно удовлетворять неравенству

3k í2 (U 0	U íñ )		3U ô	,	(7)
		Uñð2
nòí			k õ 2 nòí U íñ

ãäå kí2 – коэффициент надежности (kí2 = 1,2); k÷2 – коэффициент чувствительности (k÷2 1,25 1,5).

Приняв в выражении (5)

U 0 U ñð2 3Uô 10 3 , nòí k õ 2

можно определить минимальное значение сопротивления в месте замыкания, при котором защита действует на отключение в сети с изолированной нейтралью

Rìèí		11, U ô	.	(8)
		I c

Ïðè Uô = 6 ê è Iñ ìàêñ = 20 À Rìèí = 0,33 êÎì; à ïðè Uô = 3,47 ê è Iñ ìàêñ = 30 À Rìèí = 0,13 êÎì.

Приняв в выражении (5)

U 0 U ñð1 0,12U ô 10 3 ,

nòí

можно определить максимальное сопротивление в месте замыкания, при котором защита действует на отключение в сети с изолированной нейтралью

2003, ¹ 10

45

Rìàêñ		24,8U ô	.	(9)
		I ñ

Ïðè Uô = 6 ê è Iñ ìèí = 5 À Rìàêñ 30 êÎì, à ïðè Uô = 3,47 ê è Iñ ìèí = 5 À Rìàêñ = 17,2 êÎì.

Для надежного срабатывания защиты от ОЗЗ в условиях прикосновения человека к токоведущей части ток срабатывания защиты должен быть определен из выражения

	I ñð		U ôI ñ			I	íá ,	(10)
		K õ1 U ô2		(I ñ R) 2

ãäå Iíá – ток небаланса трансформатора тока нулевой последовательности; R – переходное сопротивление в месте ОЗЗ (R 3 êÎì).

Таким образом, при разработке новой редакции ПУЭ в п. 2.5.76, 1.7.57, 1.7.59, 1.7.62, 1.7.69, 7.7.39 необходимо внести изменения, которые бы регламентировали выполнение заземления по допустимому напряжению прикосновения в соответствии с [1].

В п. 1.7.41 и 3.2.96 новой редакции ПУЭ следует указать, что при прикосновении человека к токоведущим частям защита должна действовать на отключение.

Кроме того, в соответствии с [1] напряжение в нормальном режиме на корпусе электрооборудования не должно превышать 2 В.

Для уменьшения опасности поражения человека при прикосновении к корпусу электродвигателя, обтекаемому током ОЗЗ, уменьшения вероятности перехода ОЗЗ в многофазное или витковое короткое замыкание представляется целесообразным действие защиты от ОЗЗ при токе замыкания на землю менее 5 А на отключение.

Для генераторов, работающих на сборные шины, и на блоках генератор – трансформатор представляется целесообразным при токах ОЗЗ менее 5 А предусматривать защиту с действием на отключение.

При составлении новой редакции ПУЭ в п. 3.2.23, 3.2.38, 3.2.74, 5.3.47 и 5.3.48 необходимо внести соответствующие изменения.

Для выполнения требований, изложенных в [1], выдержка времени защиты от ОЗЗ должна быть не более 0,1 – 0,2 с. Поэтому в п. 3.2.97 и 7.7.7 новой редакции ПУЭ необходимо уточнить время действия резервной ступени защиты при ОЗЗ. При этом должна быть выполнена блокировка, исключающая автоматическое включение резервного питания при действии резервной защиты на отключение выключателя ввода. Поэтому в п. 3.3.31 и 3.3.42 новой редакции ПУЭ должны быть внесены соответствующие изменения.

В п. 1.7.32 и 1.7.42 новой редакции ПУЭ необходимо привести требования по совокупности защитных мер, так как одна защитная мера не может обеспечить электробезопасность. Из п. 1.7.42 следует исключить возможность отказа от заземления по экономическим соображениям.

Список литературы

1.ÃÎÑÒ 12.1.030-82. Электробезопасность. Предельно допустимые значения напряжений прикосновения и токов. М.: Изд-во стандартов, 1983.

2.Лихачев Ф. А. Замыкания на землю в сетях с изолированной нейтралью и с компенсацией емкостных токов. М.: Энергия, 1971.

3.Сирота И. М., Кисленко С. Н., Михайлов А. М. Режимы нейтрали электрических сетей. К.: Наукова думка, 1985.

Защита от однофазных замыканий на землю в сетях 6 кВ собственных нужд ТЭЦ с двумя режимами заземления нейтрали

Каневский Я. М., èíæ.

Компания Энергомашвин, г. Киев.

	Электроснабжение каждой секции распредели-	ключен и включается для замены рабочего элемен-
	тельного устройства собственных нужд (РУСН)	та при потере питания с.н. по любой причине.
	6 кВ ТЭЦ осуществляется не менее чем двумя пи-	На ТЭЦ, где все генераторы присоединены к
		сборным шинам главного распределительного
	тающими элементами. Как правило, один из них
		устройства (ГРУ), от последних питаются и с.н.
	является рабочим и постоянно включен в работу, а
		На ТЭЦ, где все генераторы включены в блоки с по-
	другой – резервным. На большинстве ТЭЦ приме-
		вышающими трансформаторами, для питания с.н.
	няется “явный” резерв: резервный питающий эле-
		выполняют ответвления от генератора с установкой
	мент (линия или трансформатор) нормально от-	на ответвлении реактора или трансформатора.
	46	2003, ¹ 10

Система

~

110 – 220 êÂ

Ò		Òáë
6 êÂ	6 êÂ	10 êÂ

~	Òðàá	~
G		Gáë
Q1	QðàáÀ1 6 êÂ	QðàáB1
	ÂÀ1	ÂÂ1
	QðåçÀ1	QðåçB1
		К другим

секциям 6 кВ

40 * . ) 9

) + / : : ,

* 8

Система

~

110 – 220 êÂ

Ò		Òáë
6 êÂ	6 êÂ	6 êÂ

~		~
G		Gáë
Q1	QðàáÀ1	QðàáB1
	ÂÀ1	6 êÂ
		ÂÂ1
	QðåçÀ1	QðåçB1
		К другим

секциям 6 кВ

40 * . ) : :

) + / : :

, * 8

На ТЭЦ, где имеются обе схемы соединений,			ного источников питания может поочередно рабо-
питание с.н. выполняется частично от ГРУ генера-			тать в двух разных режимах.
торного напряжения 6 кВ и частично – от блоков			Целью настоящей статьи является выбор защи-
генератор – трансформатор; при этом линия для			ты от однофазных замыканий на землю (ОЗЗ),
резервного питания с.н. присоединяется к ГРУ, а			пригодной для работы в сетях собственных нужд
для рабочего питания с.н. используется ответвле-			6 кВ ТЭЦ с малым током замыкания на землю при
ние от блока (ðèñ. 1, 2).			двух режимах заземления нейтрали (изолирован-
Сети собственных нужд блочных ТЭЦ, не свя-			ной и компенсированной).
занные электрически с сетями городских или про-			Чтобы защита от ОЗЗ могла работать в разных
мышленных	потребителей,	имеют небольшую	режимах заземления нейтральных точек сети с
суммарную	протяженность	кабельных линий.	изолированной или компенсированной нейтралью,
Если суммарный емкостной ток всей сети Ic íå			она должна быть высокочувствительной. Рассмот-
превышает 30 А для сети 6 кВ, 20 А – для сети			рим аналоговую и цифровую ненаправленные за-
10 кВ и т.д. [1, 2], то сеть работает в режиме с изо-			ùèòû îò ÎÇÇ.
лированной нейтралью.			Защита от ОЗЗ элементов с.н. сети 6 кВ с изо-
В сетях 6 кВ, связанных электрически с сетями			лированной нейтралью выполняется с помощью
больших городов и промышленных предприятий и			кабельного трансформатора тока нулевой последо-
питающихся от сборных шин генераторного на-			вательности (ТТНП) типа ТЗЛМ и чувствительно-
пряжения ГРУ ТЭЦ, токи замыкания на землю мо-			го полупроводникового аналогового реле тока
гут составлять 50 – 100 А и более в зависимости			типа РТЗ-51 с действием на отключение или на
от протяженности кабельной сети. Такие сети в			сигнал [3].
соответствии с [1, 2] должны работать с компенса-			По данным Свердловского завода трансформа-
цией емкостных токов при помощи дугогасящих			торов тока кабельный ТТНП типа ТЗЛМ имеет 25
реакторов (ДГР).			вторичных витков. Коэффициент трансформации
Из опыта эксплуатации известны также слу-			ТЗЛМ равен 25 и выше в зависимости от потреб-
чаи, когда сеть с.н. работает с изолированной ней-			ляемой мощности по цепям тока.
тралью, но при расширении сети 6 кВ с.н. ТЭЦ и,			Реле РТЗ-51 использует ток нулевой последо-
следовательно, увеличении емкостного тока сеть			вательности ÇI0 промышленной частоты 50 Гц.
с.н. из системы с изолированной нейтралью пре-			Минимальная уставка тока срабатывания реле
вращается в систему с компенсированной нейтра-			РТЗ-51 составляет 0,02 А, максимальная уставка
лью после установки ДГР [1, 2].			реле – 0,146 А. Диапазон первичных токов сраба-
Итак, сеть 6 кВ с.н. ТЭЦ в зависимости от ре-			тывания реле РТЗ-51 зависит от числа ТТНП [4] и
жимов заземления нейтрали рабочего или резерв-			приведен в òàáë. 1.
2003, ¹ 10			47

Минимальный ток срабатывания защиты с реле РТЗ-51 по первичному току Iñ.ç ìèí = 0,67 А (при одном ТТНП). Коэффициент чувствительности ненаправленной токовой защиты с реле РТЗ-51 равен [5]

Êõ		I c I ñ.ë	15, 2,
		I ñ.ç

ãäå Ic – суммарный емкостной ток всей сети; Iñ. ë – емкостной ток защищаемого присоединения.

Применение ненаправленной токовой защиты с реле РТЗ-51 с учетом Ê÷ = 1,5 2 целесообразно в тех кабельных сетях с.н., например 6 кВ, где минимальное значение суммарного емкостного тока всей сети за вычетом емкостного тока защищаемого присоединения (Ic – Iñ.ë) в 1,5 – 2 раза выше, т.е. 1,0 – 1,4 А (первичных).

Рассмотрим поведение микропроцессорной защиты при ОЗЗ в сети с изолированной нейтралью. Фирма “АББ Реле-Чебоксары” (Россия) выпускает современные цифровые реле (терминалы) серии SPAC 800 [5]. Номинальный ток ненаправленной защиты от замыканий на землю IN = 0,2 А или 1 А. ТТНП подключается поочередно к этим входам. Защита реагирует на токи 3I0 основной частоты 50 Гц. Потребляемая мощность защиты 0,2 В А. В òàáë. 2 приводятся первичные токи срабатывания защиты из протокола испытаний устройств SPAC 800 с кабельным ТТНП типа ТЗЛ. Испытания с ТТНП типа ТЗЛМ не было возможности провести, однако качественно картина не изменится. Диапазон уставок первой ступени защиты равен (0,1 10,0)IN, второй ступени защиты –

(0,1 0,8)IN.

Минимальный ток срабатывания защиты серии SPAC 800 по первичному току Iñ.ç ìèí = 0,57 А (при одном ТТНП), т.е. близок к минимальной уставке защиты с реле РТЗ-51.

Если значение Ic сети превышает допустимое значение по [1, 2], то требуется выполнить компенсацию емкостного тока с помощью ДГР, т.е. перейти в режим компенсированной нейтрали, и

обеспечить резонансную настройку ДГР, при которой происходит полная компенсация емкостного тока в месте ОЗЗ при частоте 50 Гц. Для этой цели должны применяться плавно-регулируемые ДГР с автоматической настройкой тока компенсации при изменениях емкости сети [2].

Однако такие ДГР до последнего времени серийно не выпускались. ДГР со ступенчатой регулировкой, установленные на многих ТЭЦ, не могут обеспечить полную компенсацию емкостных токов частотой 50 Гц при ОЗЗ во всех режимах; имеет место частичная компенсация емкостного тока. Допускается настройка с перекомпенсацией, при которой реактивная составляющая тока замыкания на землю должна быть не более 5 А [2]. Учитывая возможность почти полной компенсации емкостного тока сети при возникновении ОЗЗ, токовые защиты от ОЗЗ, реагирующие на емкостной ток 50 Гц, должны иметь минимально возможный ток срабатывания защиты.

Этому требованию отвечает разработанная во ВНИИЭ и выпускаемая с 1998 г. ОАО “Чебоксарский электроаппаратный завод” направленная защита нулевой последовательности типа ЗЗН для сетей 3 – 10 кВ с изолированной или заземленной через резистор нейтралью, а также с частичной компенсацией емкостного тока сети с токами замыкания на землю от 0,2 до 150 А (первичных). Первичный ток замыкания на землю 0,2 А соответствует суммарной длине неповрежденных кабельных линий сети 6 кВ – 0,33 км. Защита ЗЗН имеет три уставки по первичному току 3I0 (0,07; 0,25; 2,5 А) и три уставки по напряжению 3U0 (10; 15; 20 В) [5]. Минимальный ток срабатывания защиты ЗЗН по первичному току Iñ.ç ìèí = 0,07 А. Выбор уставки защиты ЗЗН производится по первич- ному емкостному току частотой 50 Гц. Защита присоединяется к кабельному ТТНП.

Сравним защиту ЗЗН с цифровой защитой фирмы Альстом. По информации Альстом цифровая токовая направленная защита от замыканий на землю, реагирующая на ток 3I0 частотой 50 Гц и присоединенная к кабельному ТТНП, имеет мини-

Ò à á ë è ö à 1

			Число ТТНП
	Параметр
		1	2	3	4
	Соединение вто-		Паралле-	Паралле-	Паралле-
	ричных обмоток	–
			льное	льное	льное
	ÒÒÍÏ
	Минимальный
	первичный ток	0,67	0,89	1,08	1,33
	срабатывания
	ÐÒÇ-51, À
	Максимальный
	первичный ток	4,12	4,62	5,10	5,66
	срабатывания
	ÐÒÇ-51, À

Ò à á ë è ö à 2

	Номиналь-			Число ТТНП
	íûé òîê íå-
	направлен-	Первичный ток
	ной защиты	срабатывания, А
	от замыка-		1	2	3
	íèé íà çåì-
	ëþ IN, À
	0,2	Минимальный	0,57	0,72	1,05
		Максимальный	58,0	35,0	20,0
	1,0	Минимальный	2,6	3,95	5,30
		Максимальный	250	35,0	20,0

П р и м е ч а н и е . Соединение первичных обмоток ТТНП при числе ТТНП, равном 2 и 3, последовательное.

48	2003, ¹ 10

	мальный первичный ток срабатывания не более	схемы присоединения рабочего и резервного пита-
	70 мА при минимальной уставке реле по вторич-	ющих элементов с.н. [6].
	ному току 2 мА и при номинальном переменном	2. Необходима селективная и высокочувствите-
	токе входного трансформаторе реле IN = 1 À, ò.å.	льная защита от ОЗЗ, пригодная для двух видов се-
	уставка близка к уставке защиты ЗЗН.	тей с.н. ТЭЦ (с изолированной и компенсирован-
	При резонансной настройке ДГР невозможно	ной нейтралью).
	обеспечить защиту от ОЗЗ, реагирующую на дей-
		3. Из защит от ОЗЗ, выпускаемых в странах
	ствующее значение полного тока нулевой последо-
		СНГ и работающих на емкостном токе замыкания
	вательности промышленной частоты (защита ЗЗН
		на землю, наиболее чувствительна направленная
	и защита фирмы Альстом не могут сработать из-за
		токовая защита нулевой последовательности про-
	недостаточного значения емкостного тока). Допол-
		мышленной частоты типа ЗЗН.
	нительно к линейным защитам от ОЗЗ присоеди-
	нений на сборных шинах РУСН 6 кВ от разомкну-	Список литературы
	того треугольника вторичных обмоток трансфор-
	матора напряжения используется напряжение ну-	1. Правила устройства электроустановок. М.: Энергоатомиз-
	левой последовательности 3U0, которое подается в
		äàò, 1987.
	устройство контроля изоляции. Устройство конт-	2. Правила технической эксплуатации электрических стан-
	роля изоляции в виде максимальной защиты на-	ций и сетей Российской Федерации. М.: СПО ОРГРЭС,
	пряжения 3U0 является простой и чувствительной	1996.
	защитой от ОЗЗ, но неселективной и действует на	3. Байтер И. И., Богданова Н. А. Релейная защита и автома-
		тика питающих элементов собственных нужд тепловых
	сигнал при ОЗЗ в сети с.н. 6 кВ.
		электростанций. М.: Энергоатомиздат, 1989.
		4. Собственные нужды тепловых электростанций / Аббасо-
	Выводы	ва Э. М., Голоднов Ю. М., Зильберман В. А., Мурза-
		ков А. Г. М.: Энергоатомиздат, 1991.
	1. Сеть с малым током замыкания на землю с.н.	5. Шабад М. А. Защита от однофазных замыканий на землю в
		сетях 6 – 35 кВ. Санкт-Петербург: Изд. ПЭИпк, 2001.
	6 кВ ТЭЦ может работать с изолированной или
		6. Двоскин Л. И. Схемы и конструкции распределительных
	компенсированной нейтралью в зависимости от	устройств. М.: Энергоатомиздат, 1985.

ОБМЕН ПРОИЗВОДСТВЕННЫ ОПЫТОМ

Опыт создания информационно-вычислительных систем при модернизации традиционных информационных систем котло- и турбоагрегатов ТЭС

Сенягин Ю. В., Щербич В. И., кандидаты техн. наук, Чижонок В. И., Шмаков Ю. А., инженеры

РУП БелТЭИ – Гродноэнерго – Гродненская ТЭЦ-2

На ряде ТЭС Республики Беларусь техниче- ские средства систем контроля и управления (СКУ) котло- и турбоагрегатов морально и физи- чески устарели. Требуется их замена и модерниза-

ция СКУ в целом.

Наиболее радикальным путем модернизации является замена всех устаревших традиционных средств СКУ современными микропроцессорными и компьютерными средствами с созданием АСУ ТП агрегатов. Однако существующие финансовые ограничения диктуют другие варианты модернизации СКУ.

В ряде случаев, в первую очередь, требуется замена КИП, так как их устаревшие конструкции снимаются заводами-изготовителями с производства. Эксплуатация таких КИП становится проблематич- ной из-за отсутствия запасных частей, т.е. требуется модернизация информационной части СКУ.

При этом возникают различные варианты модернизации. Один из наиболее простых – модернизация информационных систем путем замены устаревших КИП устройствами новых модификаций, но подобного типа: “датчик – вторичный прибор”.

Как первичный этап полной модернизации СКУ РУП БелТЭИ предлагает более эффективное

2003, ¹ 10

49

Датчики

Контроллеры	Ê1			Ê2		…	Ên

Информационная сеть

нижнего уровня

Шлюз-вычислитель

Информационная сеть

верхнего уровня

Файл-сервер

Общестанционная

информационная сеть

Рабочие

станции

OC

BC

AC

APÌ1

…

APÌn

Оперативный персонал

ИТР и руководство ТЭЦ

3 0 + + J'4

= D 2 . :

направление модернизации информационной части СКУ котлов и турбоагрегатов ТЭС: создание информационно-вычислительных систем на базе применения современных микропроцессорных устройств, компьютеров и средств информационных сетей.

Реализуя это направление, в 1997 г. БелТЭИ по заданию концерна Белэнерго разработал типовую информационно-вычислительную систему на примере турбоагрегата Т-100-130, разработал и внедрил совместно с РУП БелНИПИэнергопром проект информационно-вычислительной подсистемы в АСУ ТП турбоагрегата ПТ-65-130 22 ст. ¹ 1 Могилевской ТЭЦ-2, совместно с Гродноэнерго внедрил ИВС котла БКЗ-320 ст. ¹ 5 Гродненской ТЭЦ-2, разработал проект подсистемы ИВС в АСУ ТП котла ст. ¹ 3 Могилевской ТЭЦ-2.

В данной статье дана информация о предлагаемых к реализации информационно-вычислитель- ных систем котлов. Во многом принципы построения таких систем для котлов и турбоагрегатов одинаковы.

Основные цели создания ИВС котлов и турбоагрегатов – это повышение эксплуатационной экономичности, надежности и долговечности оборудования.

Для достижения этих целей при разработке и внедрении ИВС БелТЭИ реализует следующие принципы:

информацией о ходе технологического процесса обеспечивается не только оперативный, но и неоперативный персонал: инженерно-технические работники основных цехов и руководство ТЭЦ;

информация о технологическом процессе и работе оборудования должна быть более полной, достоверной и своевременной, чем при традиционных средствах управления;

должна быть улучшена диагностика технологического процесса и средств управления;

должно быть улучшено предоставление информации персоналу путем ее концентрации, большей детализации и удобства получения;

представленные посредством СВТ данные по содержанию должны быть более интеллектуальными, чем в традиционных системах управления.

Рассмотрим, как эти принципы реализуются при разработке конкретных систем.

Íà ðèñ. 1 показана программно-техническая структура ИВС котла ст. ¹ 5 Гродненской ТЭЦ-2, которая включает в себя:

датчики-преобразователи для измерений технологических аналоговых параметров (давления, температуры рабочей среды и др.);

датчики сигналов от дискретных объектов (задвижки, механизмы собственных нужд, устройства технологических защит и др.);

контроллеры, выполняющие функции автоматического сбора информации от датчиков и ее первичную обработку;

шлюз-вычислитель, выполняющий функции сбора информации от контроллеров и дополнительные расчеты по первичной обработке измеряемых параметров: расчет расходов среды, усреднение и накопление параметров за 1, 15 мин, некоторые оперативные расчеты по отображению на видеомониторах для машиниста;

информационную сеть нижнего уровня, объединяющую в единый модуль контроллеры и шлюз-вычислитель;

информационную сеть верхнего уровня, вклю- чающую в себя файл-сервер, коммуникационное оборудование и компьютерные рабочие станции: операторскую, архивную и вычислительную;

файл-сервер, выполняющий функции: прием информации и ведение оперативной базы ИВС, взаимодействие компьютерных рабочих станций, вывод информации в общестанционную информационную сеть для автоматизированных рабочих мест (АРМ) инженерно-технического персонала и руководства ТЭЦ;

операторскую станцию (ОС), предоставляющую машинисту котла информацию, необходимую для контроля технологического процесса;

архивную станцию (АС), выполняющую функции регистрации, архивирования и долговременного хранения технологической информации с формированием для выдачи персоналу ведомостей

èграфиков изменений во времени за различные временные интервалы измеряемых аналоговых параметров, протоколов дискретных событий;

вычислительную станцию (ВС), выполняющую расчеты показателей для диагностики техни- ческого состояния и режимов работы оборудования, оценки деятельности оперативного персонала

èдр., формирующую документы по результатам расчетов.

Далее представлена характеристика програм- мно-технических средств, используемых на Гродненской ТЭЦ-2:

50	2003, ¹ 10

Температурный режим металла пароперегревателя

Из пароперегревателя 1 ступени

430

430

Пароперегреватель

Пароперегреватель

T425

T428

T426

T420

T419

T421

2 ступени

415

415

2 ступени

VT2,0

VT2,1

VT2,0

VT2,2

VT2,1

VT2,0

400

400

Впрыск

450

пароохладителя

450

1 ступени

440

T452

T453

T455

T438

T441

T437

440

400

VT3,5

VT3,2

VT3,3

VT2,5

VT2,6

VT2,7

430

Пароперегреватель

500

Пароперегреватель

3 ступени

475

3 ступени

T490

T496

T499

T495

T494

T493

T491

T494

T490

T493

T489

T490

450

VT2,3

VT2,4

VT2,8

VT2,9

VT2,7

VT2,6

VT2,4

VT2,5

VT2,4

VT2,6

VT2,7

VT2,5

Пароперегреватель

Пароперегреватель

4 ступени

4 ступени

550

Впрыск пароохладителя 2 ступени

550

525

525

500

T539

T541

T540

T538

T537

T539

T542

T545

500

VT2,1

VT2,6

VT2,3

VT2,7

VT2,0

VT2,2

VT2,5

VT2,8

322

T541

T540

321

T542

VT2,7

VT2,5

VT2,8

7 0 ( > ) 8 : 41

T – температура металла, °С; VT – скорость изменения температуры металла, °С мин

программируемые логические контроллеры PLC Direct серии DL 405 фирмы Koyo (США);

информационная сеть нижнего уровня реализована с использованием витой пары, интерфейса RS 485 и протокола Modbus RTU;

информационная сеть верхнего уровня котла ст. ¹ 5 представляет собой локальную вычислительную сеть общего назначения Ethernet. Сеть построена с использованием витой пары и коммуникационного оборудования фирмы 3Cоm. Общестанционная информационная сеть, предоставляющая данные по котлу ст. ¹ 5 на АРМ ИТР и руководства ТЭЦ, использует оптоволоконный кабель;

файл-сервер, шлюз-вычислитель и рабочие станции реализованы на компьютерах с платформой Pentium III.

На случай неисправности указанных компонентов системы для них предусмотрен один такой же компьютер, как “холодный” резерв.

Операционная система рабочих станций, сервера и шлюза-вычислителя: Windows NT 4.0.

Математическое и программное обеспечение ИВС выполняет следующие основные функции:

контроль параметров и технологическая сигнализация с отображением информации на видеомониторах посредством фрагментов мнемосхем, гистограмм и графиков;

контроль и анализ температурного режима металла поверхности нагрева, барабана и паропроводов котла;

контроль параметров и формирование советов персоналу, в том числе при пусках котла;

расчет и анализ ТЭП для оперативного персонала;

расчет ТЭП для диагностики технического состояния оборудования котла;

расчет ТЭП для оценки деятельности вахтенного персонала, в том числе при пусках котла;

регистрация событий, в том числе аварийных ситуаций;

анализ действия технологических защит; формирование эксплуатационных ведомостей

(пусковой, сменной, суточной, неисправных каналов измерений);

ведение архивов ИВС; документирование информации;

отображение информации ИВС на АРМ ИТР и руководства ТЭЦ.

Основным средством предоставления информации машинисту агрегата для контроля технологического процесса является видеомонитор операторской станции. ОС дает возможность вести контроль, сигнализацию о нарушениях в технологи- ческом процессе по схеме “от общего к частному (к деталям)”. Персонал получает данные в виде цифр, гистограмм, графиков, таблиц и текста. Сигнализация о нарушениях выполняется звуком, цветом и световым мерцанием.

Данные на видеомонитор поступают машинисту не только в виде измеренных параметров, но и в виде расчетных значений разностей температур, скоростей изменений температур, металла, факти- ческих и нормативных ТЭП и перерасходов топлива по факторам, на которые может воздействовать оперативный персонал.

По изменениям параметров, которые могут привести к авариям, производится программный анализ и выявление причин нарушений с выдачей

2003, ¹ 10

51

совета машинисту по устранению аварийных ситуаций.

Отображаются прогнозируемые значения разностей температур металла и скоростей их изменений, которые определяются на 1 – 3 мин вперед. При превышении ими предельных значений срабатывает сигнализация.

Сообщения машинисту в виде прогнозируемых отклонений дают ему дополнительное время на выполнение упреждающих управляющих воздействий.

Анализ действия технологических защит позволяет машинисту быстро оценить недостатки в работе устройств защит (например, незакрытие запорных органов) и своевременно их исправить.

Известно, что важным измеряемым параметром на барабанных котлах является уровень среды в барабане. Однако на щите управления котлом по сниженным указателям уровня машинисты пользуются только при работе котла под нагрузкой при неизменном давлении среды в барабане, близком к номинальному. При переходных же режимах котла (пуски-остановы агрегата) уровень в барабане по сниженному указателю недостоверен из-за отсутствия учета изменения давления среды в барабане. Ввиду этого наверху котла у барабана в переходных режимах находится наблюдатель, контролируя по старинке уровень по водомерному стеклу. Случается, что при таком контроле уровень отклоняется от нормы на значительные величины. В настоящее время в ИВС этого котла значения уровня, выведенные на видеомониторы операторской станции, при пусках-остановах определяются достаточно точно благодаря введению специальных поправок на изменение давления среды.

Более точно, чем по обычным вторичным приборам, определяются массовые расходы потоков рабочей среды, которые в ИВС вычисляются по измеренным перепадам давлений на сужающих устройствах и фактическим значениям давлений и температур среды. Это также способствует повышению эффективности работы котла. Например, при низких нагрузках котла ¹ 5 снизились отклонения от нормативов расходов воды с непрерывной продувкой из-за более точного, чем по вторич- ным приборам, определения этого параметра.

Наиболее ярко преимущества ИВС перед системами контроля с традиционными вторичными приборами видны на примере температурного контроля металла котла.

Так, на котле БКЗ-320 ст. ¹ 5 Гродненской ТЭЦ-2 имеется около 60 точек контроля температур металла: на барабане, поверхностях нагрева и паропроводах. Контролируются они несколькими вторичными многоточечными приборами с переключателями.

Для того, чтобы машинисту увидеть температуру какой-либо из контролируемых точек, ему нужно выделить один из приборов и с помощью переключателя выйти на нужную точку. Ввиду того, что этот процесс контроля требует от машиниста многопозиционных действий и времени, на

практике большинство нарушений температурного режима металла остается бесконтрольным.

Íà ðèñ. 2 показано, как предоставляется информация по температурному контролю металла пароперегревателя на видеомониторе ОС.

Температуры металла, их скорости и их разности четко отражаются в виде цифр и гистограмм. При нарушениях температурного режима происходит изменение цвета цифры и гистограммы с зеленого на мерцающий желтый или красный в зависимости от степени нарушения. Все отклонения регистрируются и сохраняются архивной станцией. В конце смены можно получить видеограмму или ведомость с нужными для анализа параметрами отклонений (см. ï ð è ë î æ å í è å ).

Кроме этого, в задаче температурного контроля металла поверхностей нагрева котла по превышениям температур металла сверх допустимых зна- чений вычисляются величины дополнительного снижения ресурса металла за временные интервалы: смена, месяц, год. Этот показатель дает более наглядное представление об ущербе, нанесенном оборудованию, чем простая регистрация отклонений температуры.

Показываемое персоналу уменьшение длительности работы котла до образования свища в ча- сах, сутках воспринимается значительно эффективнее, чем косвенная информация об этом в виде превышения контролируемой температуры над допустимым значением в градусах.

Таким образом, перечисленные функции ИВС и методы их реализации дают возможность машинисту агрегата значительно повысить эффективность его работы.

Для того, чтобы эти возможности оперативным персоналом наиболее полно использовались, чтобы повышалась его ответственность и добросовестность в работе, в ИВС выполняется формализованная оценка качества работы вахтенного персонала. Показатели качества работы вахт определяются как при пусках-остановах, так и при работе агрегата под нагрузкой.

Ряд функций ИВС направлен на информационное обслуживание неоперативного инженернотехнического персонала ТЭС – работников КТЦ, ПТО, ЦТАИ, руководства ТЭС.

Для этих категорий персонала выполняется: расчет ТЭП и построение графиков их измене-

ний во времени для диагностики основных конструктивных узлов агрегатов;

регистрация параметров при аварийных ситуациях, позволяющая ускорить поиск и повысить объективность обнаружения причин аварий;

регистрация и архивирование основных событий технологического процесса, позволяющие выполнять ретроспективный анализ действий оперативного персонала, устройств и механизмов;

документирование информации в виде ведомостей и отчетов с измеряемой и расчетной информацией.

Выполняется также функция диагностики про- граммно-технических средств ИВС, облегчающая

52	2003, ¹ 10

Ï ð è ë î æ å í è å

Гродненская ТЭЦ-2, котел ст. ¹ 5 Интервал: смена 8 – 20 ч. Дата: 04.10.2001. Время: 16:19:04

' . : * * + 8

			Параметр
Номер	Номер							Дата, время
			Значение			Интервал отклонения
	отклоне-							достижения
параметра
	íèÿ	Наименование		максималь-		Дата, время	Дата, время	экстремума
			допустимое
					íîå	начала	окончания
17	1	Температура металла входной	540		544	04.10.01,	04.10.01,	04.10.01,
						8:21:00	8:31:00	8:29:00
		камеры крайнего микроблока
						04.10.01,	04.10.01,	04.10.01,
17	2	4-й ступени ПП	540		542
						8:34:00	8:41:00	8:36:00
		Скорость изменений температур прогре-				04.10.01,	04.10.01,	04.10.01,
142	1	ва металла змеевиков микроблока ¹ 12	2		2,8
						8:41:00	8:53:00	8:41:00
		3-й ступени ПП
		Скорость изменений температур прогре-				04.10.01,	04.10.01,	04.10.01,
108	8	ва входной камеры среднего микроблока	2		3,4
						11:18:00	11:25:00	11:20:00
		4-й ступени ПП
		Скорость изменений температур прогре-				04.10.01,	04.10.01,	04.10.01,
155	8	ва металла змеевиков микроблока ¹ 10	2		3,8
						11:33:00	11:57:00	11:39:00
		4-й ступени ПП
		Скорость изменений температур прогре-				04.10.01,	04.10.01,	04.10.01,
143	8	ва металла змеевиков микроблока ¹ 10	2		2,2
						12:16:00	13:04:00	12:20:00
		3-й ступени ПП

задачи обслуживающего персонала ЦТАИ по обеспечению работоспособности ИВС.

Следует отметить возможность значительного повышения эффективности информационно-вы- числительных функций за счет создания информационной сети ТЭС и автоматизированных рабочих мест основных должностных лиц.

Отображение на видеомониторах АРМ по запросу оперативной и ретроспективной информации от ИВС агрегатов позволяет руководству КТЦ и ТЭЦ вести объективный и своевременный контроль за ходом технологического процесса и действий оперативного персонала как по расчетной информации, так и непосредственно по датчикам аналоговых и дискретных измеряемых параметров.

Благодаря этому работа оборудования и технологического процесса становится для них, образно говоря, “прозрачной”, что является дополнительным средством оценки эффективности агрегатов и качества работы вахтенного персонала.

Формирование расчетной информации с результатами диагностики работы оборудования по экономичности и надежности, работы вахтенного персонала, обеспечение оперативного доступа к этой информации позволяют руководящему персоналу ТЭС среднего и высшего звена значительно улучшить процесс принятия оптимальных решений по управлению производственным процессом ТЭС.

Как следствие, повышаются экономичность, надежность и долговечность технологического оборудования.

Важным вопросом модернизации традиционных информационных систем котло- и турбоагрегатов является надежность предлагаемых к использованию программно-технических средств.

Требуемые показатели надежности могут быть достигнуты применением достаточно надежных компонентов системы или их дублированием. Для разрабатываемых ИВС котло- и турбоагрегатов БелТЭИ предлагает следующую концепцию обеспечения надежности.

Основные узловые элементы (контроллеры, шлюз-вычислитель и файл-сервер) должны быть реализованы на базе надежных средств промышленного исполнения. В этом случае “горячее” резервирование этих компонентов системы не является обязательным.

Рабочие станции ИВС котла имеют “холодный” резерв. При этом в случае отказа какой-либо из них предусматривается их замена на время до 0,25 ч работоспособным компьютером с запуском соответствующих программных средств. Этот “резервный” компьютер может быть использован и для замены при устранении неисправности шлю- за-вычислителя или файл-сервера.

На время восстановления работоспособности отказавшего узла предусмотрено ведение режима котла по дублирующим вторичным щитовым приборам, на которые должна выводиться часть (10%) наиболее важных технологических параметров.

Следует отметить, что за 1,5 года эксплуатации ИВС котла ¹ 5 серьезных отказов в программнотехнических средствах не было.

2003, ¹ 10

53

Способ определения внутреннего сопротивления сети

Старцев А. П., êàíä. òåõí. íàóê, Тендряков Д. Л., èíæ.

Технический центр Энергосбыта АО Пермэнерго

Существует достаточно много задач, для решения которых требуется знание реального внутреннего сопротивления сети. Существующие в настоящее время методы определения внутреннего сопротивления сети относятся к расчетным методам. Появление нового оборудования, в частности, приборов для измерения показателей качества электроэнергии, которые с высокой точностью и синхронностью производят измерения токов, напряжений и фазовых сдвигов, позволяет по-ново- му посмотреть на данную проблему и перейти от расчетных методов определения внутреннего сопротивления сети к непосредственным измерениям.

Измерение внутреннего сопротивления сети производилось на действующей подстанции 35 6 кВ “Краснокамск” АО Пермэнерго. Однолинейная схема сети приведена на ðèñ. 1.

Определение внутреннего сопротивления сети относительно шин 35 и 6 кВ (ðèñ. 1, точки 1 è 2 ) производилось по следующему алгоритму.

1. Для схемы сети, представленной на ðèñ. 1, приборами для измерения показателей качества электроэнергии проводятся измерения фазных токов и напряжений в точках 1 è 2. При этом принимаются следующие допущения:

внутреннее сопротивление участка сети между точкой измерения и трансформатором относится к внутреннему сопротивлению трансформатора;

корреляция между погрешностями измерений токов и напряжений отсутствует;

погрешность результатов измерений токов и напряжений не противоречит нормальному закону распределения и определяется без учета знака;

приведенные внутренние сопротивления фаз силового трансформатора равны между собой.

35 êÂ
I (t)	I2 (t)	I1 (t)	35 êÂ
		1
		2	6 êÂ
	Zí2 (t)		Zí1 (t)
e(t)	eí2 (t)		eí1 (t)

40 .+ :

2.Измеряются действующие значения токов и напряжений. При этом фиксируется текущее время в момент измерения, действующие значения тока и напряжения первой гармоники в этот момент времени.

3.Предполагаем, что отклонение напряжения в точках 1 è 2 зависит в основном от двух величин – нагрузки и других возмущающих воздействий. При этом предполагаем, что зависимость напряжения в точках 1 è 2 от величины нагрузки определяется только соотношением

u1(t) Z c(1) i1(t);

u 2 (t) Z c(2) i1(t).

Под другими возмущениями будем понимать зависимость отклонений напряжения в точках 1 è 2 от любых других факторов – отклонений напряжений во внешней сети, тока I2(t ), температуры и др.

Предполагая линейной зависимость между током и напряжением, определяем коэффициент корреляции между током и напряжением. Коэффициент корреляции определяем из массива данных, принадлежащих временному тренду. Графики зависимости коэффициентов корреляции в точках 1 è 2 для ширины выборки, равной 180 мин, приведены на ðèñ. 2.

4. Выбираем временные участки, на которых величина коэффициента корреляции превышает

Ò à á ë è ö à	1
Интервал		Средний коэффициент корреляции
времени,
ìèí		Ôàçà À		Ôàçà Â		Ôàçà Ñ
		Напряжение 6 кВ (точка 2 )
30		–0,96		–0,96		–0,96
60		–0,96		–0,96		–0,96
120		–0,97		–0,97		–0,97
180		–0,97		–0,97		–0,97
240		–0,96		–0,96		–0,96
		Напряжение 35 кВ (точка 1 )
30		–0,91		–0,90		–0,91
60		–0,90		–0,91		–0,91
120		–0,93		–0,93		–0,93
180		–0,93		–0,94		–0,94
240		–0,92		–0,93		–0,92

54	2003, ¹ 10

	1,0
корреляции	0,8
	0,6
	0,4
	0,2
Коэффициент	0
	–0,8
	–0,2
	–0,4
	–0,6
	–1,0
	à)	Время
корреляции	0,2
	0
Коэффициент	–0,2
	–0,4
	–0,6
	–0,8
	–1,0
	á)	Время

2 9 / 99-

- . , ( () > : 5% >

& &

величину минус 0,95, т.е. участки, на которых зависимость между током и напряжением действительно линейна и зависит только от протекающего тока. На ðèñ. 2 видно, что, если задаваться условием – коэффициент корреляции больше минус 0,95 (из физики процесса), то для дальнейших расчетов могут быть выбраны значения токов и напряжений, принадлежащие интервалам времени: для точки 1: 5 ч 28 мин – 9 ч 23 мин; для точки 2: 5 ÷ 25 ìèí – 9 ÷ 37 ìèí.

Нами выполнены расчеты для интервалов времени (трендов) длительностью 30, 60, 90, 120, 180, 240 мин. Необходимость этих расчетов обусловлена тем, что, чем меньше интервал времени, тем меньше значений тока и напряжения имеют коэффициент корреляции более минус 0,95.

 òàáë. 1 приведены средние значения коэффициентов корреляции в выбранных интервалах времени за наблюдаемый период. Из этой таблицы для дальнейших расчетов выбираем интервал времени, равный 180 мин, имеющий максимальный коэффициент корреляции как в точке 1, так и в точке 2.

Ò à á ë è ö à 2

										, Îì
Показа-		Zñ(1) , Îì		Zc (2)	Zc (1)		Z	ò (1)
òåëü	Ôàçà À	Ôàçà Â	Ôàçà Ñ	Ôàçà À		Ôàçà Â				Ôàçà Ñ
Ñðåä-
íåå çíà-	0,51	0,49	0,51	0,88		0,87				0,86
чение
ÑÊÎ	0,046	0,046	0,049	0,08		0,086				0,08

e(t)
Z '	(t)	Z '		Z '	(t)
C(1)		T(1)		H(1)

# 3 . * 8 @ " ' 0

9 /(

5. Определяем среднее значение приращения тока и напряжения на выбранном временном интервале.

6. Определяем внутреннее сопротивление сети для выбранного временного интервала как отношение среднего значения приращения напряжения к среднему значению приращения тока. Для дальнейших расчетов приведем расчетную схему на ðèñ. 1 к расчетной схеме на ðèñ. 3. Рассчитанные средние значения, средние квадратичные отклонения (СКО) внутреннего сопротивления фаз сети, приведенные к напряжению 6 кВ, относительно

точки 1 –		c(1)	и точки 2 –		c(2)	приведены в
	Z			Z

òàáë. 2.

7. Используя в качестве образцовой меры фактическое (измеренное) сопротивление фаз транс-

форматора Z ò , оцениваем погрешность определения внутреннего сопротивления сети (в процентах) по выражению

							#
#Z			c(2)	Z		) Z
100					c(1)	ò		,
#							#
#				Z	òð		#

для чего, используя данные каталогов на данный тип силового трансформатора, рассчитываем приведенное к 6 кВ внутреннее сопротивление фазы

трансформатора Z òð = 0,41 Ом. Отсюда погреш

-

ность определения сопротивления сети будет равна:

ôàçû À – 9,75%, ôàçû Â – 7,3%, ôàçû Ñ – 14,6%.

Если для определения внутреннего сопротивления фазы трансформатора использовать результаты его испытаний в реальных условиях (а не справочные данные), точность оценки увеличивается. По предварительным оценкам фактическое сопротивление фазы трансформатора при проведении измерений составляло Z òð = 0,37 Ом, тогда погрешность определения сопротивления сети будет равна:

ôàçû À – 0,00%, ôàçû Â – 2,7%, ôàçû Ñ – 5,4%.

Вывод

Предложенный метод позволяет определять с оценкой погрешности внутреннее сопротивление действующей трехфазной сети переменного тока любого напряжения.

2003, ¹ 10

55