РЕГУЛИРОВАНИЕ РЕЖИМА ЗАЗЕМЛЕНИЯ НЕЙТРАЛИ В СЕТЯХ 6–35 кВ с использованием принципов Smart Grid

 

РЕГУЛИРОВАНИЕ РЕЖИМА ЗАЗЕМЛЕНИЯ НЕЙТРАЛИ В СЕТЯХ 6–35 кВ
с использованием принципов Smart Grid

ИСТОРИЧЕСКИ СЛОЖИВШИЕСЯ СИСТЕМЫ ЗАЗЕМЛЕНИЯ НЕЙТРАЛИ

<з>

В мире применяются разные системы заземления нейтрали (ЗН) в сетях среднего напряжения, начиная от глухого ЗН (с использованием в ряде случаев четвертого провода) и заканчивая изолированной нейтралью (ИН) [1].

В России от глухого ЗН отказались, руководствуясь стремлением сделать систему питания более надежной за счет сохранения электроснабжения потребителей при однофазных замыканиях на землю (ОЗЗ). И в этом есть определенный резон, поскольку, согласно статистике, до 70–80% всех повреждений в сети составляют именно ОЗЗ, которые к тому же в ряде случаев обладают способностью к самоустранению.

Сохранение в работе какого-либо элемента сети с неустраненным ОЗЗ возможно лишь при выполнении ряда условий.

  • При протекании тока ОЗЗ обеспечивается электробезопасность людей и животных, т.е. выполняется требование ГОСТ 12.1.038-82 [2]. Основополагающими условиями для этого являются установленные ПУЭ максимально допустимые значения нескомпенсированных емкостных токов и требования к предельно допустимым сопротивлениям заземляющих устройств. Если по каким-либо причинам эти требования не выполняются, а также в особо опасных электроустановках, в соответствии с п. 1.7.64 ПУЭ [3] защита при ОЗЗ должна действовать на отключение.
  • Повышение надежности электроснабжения одних потребителей путем сохранения их питания при ОЗЗ не должно приводить к снижению надежности электроснабжения других потребителей и системы в целом.

Так, например, при сохранении в работе присоединения с дуговым ОЗЗ и при неточной компенсации емкостного тока напряжение на неповрежденных фазах может превысить 2,5 Uф. В таких случаях окончательное решение относительно отключения поврежденного присоединения должно приниматься с учетом фактического состояния изоляции в СЭС и срока эксплуатации электрооборудования.

ИЗОЛИРОВАННАЯ НЕЙТРАЛЬ

В сетях с ИН с весьма малыми токами ОЗЗ возможны явления феррорезонанса, возникающего в контуре нулевой последовательности (КНП) между индуктивностью заземляемых трансформаторов напряжения (ТН) и емкостями фаз сети относительно земли.

Это явление может наблюдаться в нормальных режимах и сопровождается смещением нейтрали («ложная земля»). Допустимые величины смещения нейтрали указаны в ПТЭ [4]. Для предотвращения этого явления ПУЭ рекомендуют включать активное сопротивление 25 Ом во вторичную обмотку разомкнутого треугольника ТН. Однако по разным причинам эксплуатационные организации от этого мероприятия отказываются [5], и кроме того, не все конструкции ТН это допускают (например, ТН типа НАМИ, НАЛИ-СЭЩ).

При увеличении емкостных токов сети ИН, для ТН становятся опасными дуговые ОЗЗ. Периодические прерывания тока ОЗЗ вызывают протекание разрядных токов через обмотки ТН, происходит насыщение стальных сердечников и резкое снижение индуктивного сопротивления их обмоток. В конечном итоге это вызывает их сильный нагрев и повреждение.

Кроме этого, в воздушных сетях нередки случаи обрыва проводов с замыканием на землю одной фазы линии, питающей незагруженный силовой трансформатор небольшой мощности. Такие случаи сопровождаются резонансом между общесетевой емкостью поврежденной фазы и индуктивностью обмоток силового трансформатора [6]. Возникающее при этом резкое повышение напряжения относительно земли приводит к быстрому повреждению ТН.

Некоторые производители рекламируют антирезонансные ТН. Однако cогласно [7] действительно антирезонансные свойства ТН могут быть установлены только в результате проведения целого цикла специальных испытаний, не предусмотренных действующим ГОСТом. Представляется, что проведение подобных масштабных испытаний некоторым производителям ТН окажется не под силу.

РЕЗИСТИВНОЕ ЗАЗЕМЛЕНИЕ НЕЙТРАЛИ

Чисто резистивное ЗН применяется в сетях с относительно малыми емкостными токами для более четкой работы защит от ОЗЗ, действующих на отключение поврежденного элемента при низкоомном резисторе, находящемся под током кратковременно, или на сигнал при высокоомном резисторе [8]. Габариты низкоомных резисторов невелики, и они могут разместиться в ячейках КРУ 10(6) кВ. Высокоомные резисторы, длительно находящиеся под током ОЗЗ, имеют большое тепловыделение и значительные габариты, поэтому обычно устанавливаются на ОРУ подстанции.

КОМБИНИРОВАННОЕ РЕЗИСТИВНО-ИНДУКТИВНОЕ ЗАЗЕМЛЕНИЕ НЕЙТРАЛИ

Такой способ применяется в двух вариантах:

  1. Резистор и нерегулируемый дугогасящий реактор (ДГР) включены параллельно и постоянно. По данным авторов [9], в процессе эксплуатации такой системы выявлено снижение перенапряжений и более высокий процент самоустраняющихся ОЗЗ. Но, к сожалению, наблюдения и замеры производились в течение длительного промежутка времени без фиксации изменений емкостного тока в сети, вызванного изменениями в схеме электроснабжения.
    Это могло привести к неправильным выводам по причине несоответствия емкостного тока и тока компенсации нерегулируемых ДГР. Недостатком данного решения являются большие потери электроэнергии и большие габариты таких резисторов.
  2. Резистор включается параллельно регулируемому ДГР кратковременно, при возникновении ОЗЗ, для обеспечения надежного срабатывания защит.

Существует также решение, при котором для срабатывания защит при ОЗЗ кратковременно заземляют непосредственно нейтраль обмотки ВН присоединительного трансформатора [10]. Однако к этому способу следует относиться чрезвычайно осторожно по соображениям электробезопасности. Поскольку по данным [10] напряжение на неповрежденных фазах при ОЗЗ относительно земли близко к нормальному фазному (Uф.неп ≈ Uф.норм), то такая сеть, согласно определению ПУЭ (п. 1.7.4), относится к сетям выше 1 кВ с эффективно заземленной нейтралью. В такой сети пп. 1.7.90 и 1.7.91 ПУЭ предъявляют жесткие требования к сопротивлениям заземляющих устройств (ЗУ) всех электроустановок (Rз ≤ 0,5 Ом), поэтому необходимо осуществлять выравнивание потенциалов и выполнять требования к напряжению прикосновения согласно ГОСТ 12.1.038.

Кроме того, в такой сети недопустимо наличие ВЛ 10(6) кВ с металлическими или ж/б опорами, сопротивление заземления которых нормируется п. 2.5.129 ПУЭ. В случае ОЗЗ на таких опорах они будут представлять смертельную опасность для людей и животных. В любом случае предложенное решение по непосредственному заземлению нейтрали присоединительного трансформатора требует тщательного анализа с точки зрения требований электробезопасности.

КОМПЕНСИРОВАННАЯ НЕЙТРАЛЬ

В сетях с компенсированной нейтралью феррорезонансные явления в ТН не наблюдаются (при условии симметрии емкостей фаз), поскольку индуктивность ТН в КНП зашунтирована в несколько сот раз меньшей по величине индуктивностью ДГР. 

Недостатки

Однако здесь имеются свои ограничения. Согласно ПУЭ степень несимметрии емкостей фаз сети относительно земли в таких сетях не должна превышать 0,75%. В противном случае происходит смещение нейтрали, которое, согласно [11], можно оценить по формуле:

, (1)

где  – степень расстройки компенсации (%);
, где IcIк – емкостный ток ОЗЗ и ток компенсации;
d = Ir / Ic
d – коэффициент успокоения; 
Ir – активная составляющая тока ОЗЗ.

Как следует из (1), даже при незначительной величине несимметрии Uнссмещение нейтрали может оказаться весьма значительным (при точной компенсации  ≈ 0 и малом активном сопротивлении КНП, что соответствуетIr < Ic).

Если в кабельной электрической сети норма несимметрии емкостей фаз 0,75% обычно выполняется, то в воздушной сети эта несимметрия может достигать 5%, если не приняты специальные меры по симметрированию [11]. В ряде случаев подобная ситуация заставляет эксплуатацию выводить ДГР из действия. 

Преимущества

Несмотря на отмеченные недостатки, сети с компенсированной нейтралью обладают рядом преимуществ, которые часто не используютcя в полной мере.

В первую очередь – это возможность отказа от немедленного отключения ОЗЗ. В тех случаях, когда ОЗЗ не самоустраняется и поврежденное присоединение приходится отключать с помощью диспетчера, существует возможность значительно уменьшить ущерб потребителя по сравнению с тем ущербом, который вызывается внезапным автоматическим отключением питающей линии средствами РЗА. Уменьшение ущерба достигается тем, что потребителя предупреждают о необходимости отключения, предоставляют возможность к этому подготовиться, выбирают и согласовывают наиболее подходящее время отключения.

Особого внимания при этом заслуживают потребители I категории с непрерывными технологическими процессами. Рассуждая об отключении таких потребителей, некоторые специалисты ошибочно полагают, что поскольку в соответствии с ПУЭ они имеют второй независимый источник питания, обеспечивающий всю ответственную нагрузку, и используют устройства АВР, то при аварийном переключении на второй источник потребители не испытывают никакого ущерба.

Однако практика эксплуатации подобных производств показывает, что, к сожалению, даже при штатном срабатывании АВР технологический процесс может нарушаться. Причиной таких нарушений оказывается сбой одного из звеньев в сложной технологической цепочке при кратковременном перерыве питания: неуспешный самозапуск либо одного из основных, либо вспомогательных ответственных механизмов, ложная работа контрольно-измерительной аппаратуры (КИП) и др.

Иная картина наблюдается в том случае, когда эксплуатационный персонал предупрежден о предстоящем переключении, установлено его точное время. Зная слабые звенья в технологической цепочке, персонал в критический момент всегда может вмешаться и не допустить нарушения технологии. Это неоднократно подтверждалось в процессе экспериментальных работ с участием автора данной статьи. 

Особенность переключения питания при ОЗЗ

Важная особенность переключений питания при ОЗЗ состоит в том, что время перерыва в питании можно минимизировать до такой степени, что потребитель практически не будет его ощущать. Для этого необходимо, не отключая головной выключатель поврежденной линии (В7 на рис. 1), одновременно подавать команду на отключение вводного (В1) и включение секционного выключателя РП 10(6) кВ потребителя (В3).

Только после такого переключения отключается головной выключатель питающей линии В7. Данный вариант целесообразен, если время включения выключателей несколько превышает время их отключения.

Незначительный перерыв в питании получится и в том случае, если команда на включение секционного выключателя будет подаваться блок-контактом отключаемого вводного выключателя. По сравнению с переключением посредством устройств АВР, время перерыва в питании и в этом случае значительно сокращается за счет исключения времени реакции и собственного времени действия пускового органа АВР. При использовании современных быстродействующих выключателей это время не превысит ≈ 0,1 с. Известно, что при таком перерыве синхронные электродвигатели (СД) не выходят из синхронизма [12], а скорость вращения асинхронных электродвигателей (АД) снижается незначительно, что не отражается на параметрах технологического процесса.

Увеличение скольжения АД при этом можно оценить как: Δs = M · / τ, о.е., где M – вращающий момент на валу АД, о.е.; t и τ – соответственно время перерыва в питании и механическая постоянная агрегата, с.

Так, если принять М = 0,85, t = 0,1, τ = 4, то получим практически незаметное увеличение скольжения Δs = 0,02.

Общее напряжение в силу электромагнитной и механической инерции вращающихся машин также при этом снижается незначительно (Uост ≈ 0,90–0,95 Uном).

В тех случаях, когда потребители связаны с источниками питания через трансформаторы 10/6 кВ или 10(6)/0,4 кВ, перерыв в питании при переключении можно полностью исключить.

Для этого необходимо первым включать секционный выключатель (В6 на рис. 1), блок-контактом которого будет отключаться вводной выключатель В4. Затем можно отключать выключатель питающей линии В8. Такая последовательность возможна при синхронно и синфазно работающих источниках питания после соответствующего выравнивания напряжений на секциях I и II ПС 110/10(6) кВ.

Рис. 1. Переключение потребителей при ОЗЗ

а) На РП 10 кВ: откл. В1 – вкл. В3 – откл. В7 
б) На ТП 10/6 кВ (10/0,4 кВ): вкл. В6 – откл. В4 – откл. В8


Во всех случаях переключения должны производиться под наблюдением и при участии обслуживающего технологическую установку персонала, что гарантирует сохранение непрерывности технологического процесса. То обстоятельство, что при перечисленных способах переключения не возникает проблемы обеспечения самозапуска ответственных механизмов, является их большим преимуществом перед переключениями посредством стандартных устройств АВР.

Менее ответственных потребителей III категории, не имеющих второго источника питания, следует заранее предупредить о предстоящем отключении и по возможности выбрать для этого наиболее благоприятное время, обеспечивающее минимальный ущерб потребителю. Это может быть, например, окончание рабочей смены и т.п.

Вместе с тем нельзя не учитывать, что могут возникать (хотя и реже) ситуации, когда отключение при ОЗЗ откладывать нельзя. Необходимость немедленного отключения средствами РЗА может диктоваться требованиями электробезопасности для людей и животных или слишком большими величинами перенапряжений, опасными для электрооборудования данной сети.

Сейчас или отложить?

Решение вопроса о необходимости немедленного или допустимости отложенного отключения нельзя считать заранее окончательно предопределенным. В каждом конкретном случае складывающиеся обстоятельства могут потребовать изменения ранее принятых решений.

Для принятия правильных решений должны быть проанализированы и учтены все обстоятельства, для чего потребуется максимальное использование возможностей современной микропроцессорной техники РЗА. К числу факторов, которые необходимо учитывать, относятся прежде всего условия электробезопасности в конкретной обстановке (в частности, при возникновении особо неблагоприятных погодных условий), величина перенапряжений, воздействующих на электрооборудование, срок его службы и реальная прочность изоляции.

К числу внезапно возникших обстоятельств можно отнести, например, временное (аварийное) отключение ДГР. В этом случае действие защит от ОЗЗ на фидерах целесообразно перевести на отключение, т.к. в подобной ситуации могут не выполняться требования о допустимых напряжениях прикосновения. Также могут возникать повышенные перенапряжения, опасные для электрооборудования. Перевод действия защит от ОЗЗ на отключение может потребоваться и при возникновении чрезвычайных погодных условий.

Наряду с этим при решении данных вопросов необходимо учитывать различную степень требований потребителей в отношении надежности и бесперебойности электроснабжения.

Из всего вышеизложенного следует, что система анализа и принятия решений должна быть высокоинтеллектуальной и гибкой, способной к адаптации в изменяющейся обстановке, ориентированной на потребителя. Именно такая система может называться Smart Grid.

ВОЗМОЖНОЕ РЕШЕНИЕ ЗАДАЧИ

Решению поставленной задачи для сетей 6(10) кВ, по мнению автора, будет способствовать регулируемая активно-индуктивная система заземления нейтрали (рис. 2). Система ЗН содержит ДГР, резистор сопротивлением порядка 100–150 Ом, включенный параллельно ДГР и управляемый высоковольтным вакуумным контактором К, нейтралеобразующий присоединительный трансформатор ТСН, включенный в сеть 10(6) кВ с ее линейными активными и емкостными относительно земли сопротивлениями.

Рис. 2. Схема КНП компенсированной сети 6(10) кВ с дополнительным резистором


rр , Xр – активное и индуктивное сопротивления дугогасящего реактора (ДГР);
rтXт – активные и индуктивные сопротивления трансформатора (ТСН);
rсXс – активные и емкостные относительно земли фазные сопротивления сети;
rрез – сопротивление резистора; 
К – высоковольтный вакуумный контактор;
UнсU0 – напряжение несимметрии и напряжение смещения нейтрали.

Работа схемы в нормальном режиме при отсутствии ОЗЗ в сети

В нормальном режиме резистор постоянно включен параллельно с предварительно резонансно настроенным ДГР. При таком подключении добротность контура нулевой последовательности снижается (коэффициент успокоения d = Ir / Ic в (1) увеличивается). Это обеспечивает более устойчивое положение нейтрали системы в переходных режимах при несимметрии емкостей фаз относительно земли, даже превышающей 0,75%, требуемых ПУЭ, а также при обрывах отдельных фаз сети.

Так, при несимметрии фазных емкостей сети возникает напряжение несимметрии нс [10]:

 ,

где ф – фазное напряжение; 
СAСB и СC – емкости фаз относительно земли;
а – фазный множитель.

Напряжение нс вызывает протекание тока нулевой последовательности в КНП, что приводит к смещению нейтрали:

 ,

где Zр – полное сопротивление ДГР. Ввиду малой величины активного сопротивления реактора относительно индуктивного можно принять Zр ≈ Хр. При точной компенсации полное сопротивление контура нулевой последовательности Zкнп = r∑кнп. Тогда:

 .

Указанная формула сохраняет справедливость и в том случае, если и нсбудут выражены в относительных величинах (в %). При отсутствии резистора активное сопротивление КНП r∑кнп достаточно мало по сравнению с реактивным Xр, поэтому соотношение Хр / r∑кнп оказывается весьма большим. За счет этого уже при допустимой ПУЭ величине несимметрии нс = 0,75% смещение нейтрали может достигать значений 0 ≈ 10÷13%. В то же время фактическая величина несимметрии емкостей фаз ВЛ относительно земли, как уже говорилось, может достигать 5÷6% [10].

В этом случае становится необходимым проведение специальных мероприятий по симметрированию. В противном случае при резонансной настройке ДГР напряжение смещения нейтрали будет существенно превышать допустимые [4] значения.

При подключении параллельно ДГР резистора картина меняется. Сопротивление резистора нарушает резонанс в контуре КНП, его активное сопротивление резко увеличивается (знаменатель дроби в (2)), в то время как числитель этой дроби уменьшается. Расчеты показывают, что при этом величина напряжения смещения нейтрали уменьшается на порядок.

Это можно показать на примере. Предположим, имеем полностью компенсированную сеть 10 кВ (Xс = 260,35 Ом, rс = 10,41 Ом) c дугогасящим реактором РЗДПОМ 480/10 (rр=1,73 Ом, Хр = 83,66 Ом) и присоединительным трансформатором 630 кВА (rт = 2,136 Ом, Хт = 9,37 Ом).

При напряжении несимметрии нс = 4% напряжение смещения нейтрали составит:

 0 = нс · Хр / Zкнп,

где Zкнп = rт + т + 3(rр + р) + rс + с.

Подставив числовые значения указанных величин, получим 0 = 56,62%, что превышает допустимые ПТЭ значения.

При подключении параллельно ДГР резистора rрез = 150 Ом общее сопротивление «ДГР + резистор» составит (Ом):

Z∑(р+рез) = rрез · (rр + jXр) / (rрез + rр + jXр), или Z∑(р+рез) = 35,68 + j63,87.

При этом общее сопротивление КНП составит: Zкнп = rт + 3Z∑(р+рез) + rс + ХтХс.

После подстановки числовых значений Zкнп = 119,58 – j68,3.

Смещение нейтрали составит:

0 = нс · Z∑(р+рез) / Zкнп = = 4 · 35,68 + j63,87 / (119,58 – j68,3) = 1,751%.

Таким образом, при подключении резистора смещение нейтрали уменьшилось с 56,62% до 1,75%, то есть в 32 раза.

Подстройка ДГР

Подстройку ДГР в резонанс с емкостью сети целесообразно производить при существенном (больше ±5%) изменении сетевой емкости. Подстройка может выполняться автоматически одним из известных способов [13, 14]. Для подстройки ДГР резистор кратковременно отключается контактором К. Подстройка производится эпизодически в следующих случаях:

После аварийных отключений КЛ или ВЛ, вызванных междуфазными КЗ в сети. Импульс на работу схемы подстройки может поступать от специального пускового органа – максимально-токовой защиты (СМТЗ), установленной на вводе от источника питания. Эта защита фиксирует факт прохождения междуфазного КЗ. После отключения поврежденного присоединения установленной на нем защитой, СМТЗ с выдержкой времени посылает импульс на отключение резистора и активизацию системы автоматической настройки ДГР. По окончании настройки ДГР резистор вновь подключается.

После преднамеренных плановых и внеплановых отключений линий и переключений в системе электроснабжения (СЭС), выполняемых оперативным персоналом для производства ремонтно-профилактических работ. Такие переключения выполняются с разрешения дежурного оператора (диспетчера) СЭС. После них диспетчер временно отключает резистор и инициирует процедуру автоматической подстройки ДГР.

Перечисленные случаи практически охватывают все ситуации, связанные с изменением емкостных токов в сети. Все они становятся известными диспетчеру и дежурному персоналу на источнике питания и поэтому непрерывный контроль настройки ДГР практически не требуется.

При ведомственной разобщенности эксплуатируемых участков сети отключения отдельных периферийных линий могут выполняться без оповещения диспетчера. И хотя такие отключения, как правило, не могут существенно изменить общую емкость сети, для обнаружения указанных случаев достаточно предусмотреть периодическую (например, два раза в час) автоматическую инициацию работы схемы подстройки ДГР.

При этом могут возникнуть два вопроса.

  • Какова вероятность возникновения ОЗЗ после такого необнаруженного изменения в СЭС до момента выполнения подстройки ДГР? 

    Для расчета вероятности такого события предположим, что ОЗЗ происходит 3 раза в течение суток, а необнаруженные переключения 1 раз в сутки. Тогда вероятность появления ОЗЗ в течение одного получаса (интервал между подстройками ДГР) составит ρ1 = 3 / (24 · 2) = 1/16, а вероятность переключений в тот же промежуток времени ρ2 = 1 / (24 · 2) = 1/48.

    Нас интересует вероятность сопадения этих событий, причем только в определенной последовательности, а именно: сначала происходит переключение в СЭС, а затем ОЗЗ. 
    Поэтому ρ1,2 = (ρ1 · ρ2) / 2 = (1/16 · 1/48) / 2 = 0,5 · 10–4. Таким образом, искомая вероятность ничтожно мала.
     
  • Достаточен ли коммутационный ресурс контакторов для такого режима?
    Согласно каталожным данным, ресурс по механической и коммутационной стойкости таких контакторов составляет не менее 750 000 циклов ВО, что соответствует продолжительности работы в намеченном режиме около 46 лет.

Работа схемы при возникновении в сети ОЗЗ

При возникновении ОЗЗ в компенсированной сети, по по-врежденному фидеру в первые доли секунды будет проходить активная составляющая тока ОЗЗ, величина которой определяется сопротивлением резистора. Под влиянием этого тока (порядка 30–40 А) срабатывает защита от ОЗЗ с действием на сигнал по всей цепочке от места повреждения до источника питания. Защита работает с минимальной (порядка 0,1 с) выдержкой времени. При работе на сигнал селективность не требуется.

После срабатывания этих защит с несколько большей выдержкой времени, достаточной для фиксации и запоминания маршрута прохождения тока ОЗЗ (0,2–0,3 с), резистор автоматически отключается собственной защитой. Активная составляющая тока ОКЗ исчезает, и система переходит в режим полной компенсации емкостного тока. Однако поврежденный фидер уже точно определен, что позволяет сразу же перейти к дальнейшим действиям. 

Отключение фидера для ремонта

Согласно п. 5.11.7. ПТЭ «В сетях с изолированной нейтралью или с компенсацией емкостных токов допускается работа воздушных и кабельных линий электропередачи с замыканием на землю до устранения повреждения». Отрезок времени между моментом определения поврежденного фидера и его отключением необходимо использовать для одновременного решения двух задач:

  • отыскания места повреждения на фидере и определения серьезности повреждения;
  • согласования с потребителем наиболее благоприятного момента отключения поврежденного фидера.

Как уже было сказано выше, принципы Smart Grid подразумевают, что отключение должно выполняться таким образом, чтобы ущерб потребителю свести к минимуму.

ВЫВОДЫ

Предлагаемый алгоритм работы системы активно-индуктивного заземления нейтрали позволяет обеспечить устойчивую работу компенсированной сети 10(6) кВ в нормальном режиме при наличии несимметрии емкостей фаз относительно земли, не превышающей 0,75%. При этом исключаются явления феррорезонанса и смещения нейтрали. При возникновении ОЗЗ обеспечивается быстрое определение поврежденного фидера с помощью простых токовых защит.

Описанный порядок отключения поврежденного присоединения при ОЗЗ исключает нарушение непрерывного технологического процесса потребителей I и II категорий и обеспечивает минимальный ущерб для потребителей III категории.

В заключение хотелось бы также подчеркнуть, что оценка работы Smart Grid должна определяться в первую очередь совокупным экономическим эффектом как для продавца, так и для потребителя электроэнергии.

ЛИТЕРАТУРА

  1. Schneider Electric. Руководство по устройству электроустановок.
  2. ГОСТ 12.1.038-82. Предельно допустимые значения напряжений прикосновения и токов.
  3. Правила устройства электроустановок. Раздел 1, глава 1.2 «Электробезопасность».
  4. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации. Раздел 5.
  5. Емельянцев А. Ю. Феррорезонансные процессы без замыкания на землю // Новости ЭлектроТехники. 2009. № 4(58).
  6. Зихерман М.Х. Антирезонансные трансформаторы напряжения. Перспективы развития // Новости ЭлектроТехники. 2012. № 4(76).
  7. Зихерман М.Х. Антирезонансные трансформаторы напряжения. Технические требования и методы испытаний // Новости ЭлектроТехники. 2011. № 2(68).
  8. Глушко В. И., Ямный О. Е., Ковалев Э. П., Бохан Н. В. Белорусские сети 6–35 кВ переходят на режим заземления нейтрали через резистор // Новости ЭлектроТехники. 2006. № 3(39).
  9. Ильиных М.В., Сарин Л.И., Ширковец А.И. Компенсированная и комбинированно-заземленная нейтраль. Опыт эксплуатации сети 6 кВ металлургического комбината // Новости ЭлектроТехники. 2007. № 2(44).
  10. Кужеков С.Л., Хнычёв В.А. Предотвращение многоместных повреждений КЛ 6–10 кВ с помощью кратковременного низкоомного индуктивного заземления нейтрали // Новости ЭлектроТехники. 2010. № 2(62).
  11. РД 34.20.179. Типовая инструкция по компенсации емкостного тока замыкания на землю в электрических сетях 6–35 кВ.
  12. Слодарж М. И. Режимы работы, релейная защита и автоматика синхронных электродвигателей. М.: Энергия, 1977.
Назад