1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

    1.1. Компенсация емкостного тока замыкания на землю в сетях 6-35 кВ применяется для уменьшения тока замыкания на землю, снижения скорости восстановления напряжения на поврежденной фазе после гашения заземляющей дуги, уменьшения перенапряжений при повторных зажиганиях дуги и создания условий для ее самопогасания.
    
    Основные определения, используемые при характеристике сетей с компенсацией емкостного тока, приведены в приложении 1.
    
    1.2. Компенсация должна применяться при следующих значениях емкостного тока замыкания на землю сети в нормальных режимах ее работы:
    
    в воздушных сетях 6-20 кВ на железобетонных или металлических опорах и во всех сетях 35 кВ - при токе более 10 А;
    
    в воздушных сетях, не имевших железобетонных или металлических опор: при напряжении 6 кВ - при токе более 30 А, при напряжении 10 кВ - более 20 А, при напряжении 15-20 кВ - более 15 A.
    
    Компенсацию допускается применять также в воздушных сетях 6-10 кВ при емкостном токе менее 10 А.
    
    1.3. Для компенсации емкостного тока замыкания на землю должны применяться дугогасящие заземляющие реакторы с плавным или ступенчатым регулированием индуктивности.
    
    Основные технические характеристики дугогасящих реакторов приведены в приложении 2 (табл.1-7).
    
    1.4. В электрических сетях, где в процессе эксплуатации емкостный ток замыкания на землю изменяется не более чем на ±10%, рекомендуется применять дугогасящие реакторы со ступенчатым регулированием индуктивности.
    
    В электрических сетях, где в процессе эксплуатации емкостный ток замыкания на землю изменяется более чем на ±10%, рекомендуется применять реакторы с плавным регулированием индуктивности, настраиваемые вручную или автоматически.
    
    Автоматическая настройка компенсации рекомендуется в сетях 35 кВ при емкостном токе замыкания на землю более 10 А и в сетях 6-10 кВ при емкостном токе более 50 А.
    
    1.5. Дугогасящие реакторы должны быть настроены на ток компенсации, как правило, равный емкостному току замыкания на землю (резонансная настройка). Допускается настройка с перекомпенсацией, при которой индуктивная составляющая тока замыкания на землю не превышает 5 А, а степень расстройки - 5%.
    
    Если установленные в сетях 6-20 кВ дугогасящие реакторы со ступенчатым регулированием индуктивности имеют большую разность токов смежных ответвлений, допускается настройка с индуктивной составляющей тока замыкания на землю не более 10 А.
    
    В сетях 35 кВ при емкостном токе менее 15 А допускается степень расстройки не более 10%.
    
    В воздушных сетях 6-10 кВ с емкостным током замыкания на землю менее 10 А степень расстройки не нормируется.
    
    Настройка с недокомпенсацией допускается только при недостаточной мощности дугогасящего реактора и при условии, что любые аварийно возникающие несимметрии емкостей фаз сети (обрыв проводов, растяжка жил кабеля) не могут привести к появлению напряжения смещения нейтрали, превышающего 70% фазного напряжения. При недокомпенсации расстройка не должна превышать 5%.
    
    1.6. В сетях с компенсацией емкостного тока степень несимметрии фазных напряжений не должна превышать 0,75% фазного напряжения, а напряжение смещения нейтрали 15% фазного напряжения.
    
    Допускается напряжение смещения нейтрали в течение 1 ч до 30% и в течение времени поиска места замыкания на землю - 100% фазного напряжения.
    
    1.7. Измерения емкостных токов, напряжений несимметрии и смещения нейтрали с целью настройки компенсации емкостного тока должны проводиться при вводе дугогасящих реакторов в работу и при значительных изменениях схемы сети, но не реже одного раза в 6 лет.
    
    

2. ВЫБОР ПОДСТАНЦИЙ ДЛЯ УСТАНОВКИ ДУГОГАСЯЩИХ РЕАКТОРОВ

    2.1. Дугогасящие реакторы должны устанавливаться на питающих подстанциях, связанных с электрической сетью не менее чем двумя линиями электропередачи. Установка реакторов на тупиковых подстанциях не допускается.
    
    2.2. Выбор подстанций для установки дугогасящих реакторов должен производиться с учетом возможного разделения сети на отдельно работающие участки. Реакторы должны размещаться таким образом, чтобы в каждой части сети после ее разделения сохранялась возможность настройки компенсации емкостного тока, близкой к резонансной.
    
    

3. ВЫБОР МОЩНОСТИ ДУГОГАСЯЩИХ РЕАКТОРОВ
И ТРАНСФОРМАТОРОВ ДЛЯ ИХ ПОДКЛЮЧЕНИЯ

    3.1. Мощность реакторов должна выбираться по значению емкостного тока сети с учетом ее развития в ближайшие 10 лет.
    
    При отсутствии данных о развитии сети мощность реакторов следует определять по значению емкостного тока сети, увеличенному на 25%.
    
    Определение емкостного тока сети для выбора мощности дугогасящих реакторов можно производить путем расчетов (приложение 3).
    
    Расчетная мощность реакторов (кВ·А) определяется по формуле
    

,                                                         (1)

    
где - номинальное напряжение сети, кВ;
    
     - емкостный ток замыкания на землю, А.
    
    3.2. При применении в сети дугогасящих реакторов со ступенчатым регулированием тока количество и мощность реакторов следует выбирать с учетом возможных изменений емкостного тока сети с тем, чтобы ступени регулирования тока позволяли устанавливать настройку, близкую к резонансной при всех возможных схемах сети.
    
    При емкостном токе замыкания на землю более 50 А рекомендуется применять не менее двух реакторов.
    
    3.3. Для подключения реакторов должны использоваться силовые трансформаторы со схемой соединения обмоток "звезда с выведенной нейтралью - треугольник".
    
    В сетях 35 кВ для этой цели могут использоваться трехобмоточные трансформаторы 110/35/10 (6) кВ с обмоткой 10 (6) кВ, соединенной в треугольник.
    
    В сетях 6-10 кВ могут использоваться ненагруженные трансформаторы или трансформаторы собственных нужд (ТСН) с обмоткой 0,4 (0,23) кВ, соединенной в треугольник. В этом случае ТСН должны быть проверены по длительно допустимой нагрузке. Допустимая нагрузка трансформатора определяется по формуле (2).
    

,                                          (2)

    
где - номинальный ток трансформатора, А;
    
     - ток компенсации реактора, А.
    
    Трансформаторы, используемые для подключения реакторов, приведены в приложении 4 (табл.12).
    
    3.4. При отсутствии трансформаторов со схемой соединения обмоток "звезда-треугольник" для подключения реакторов допускается использовать ненагруженные трехфазные трансформаторы со схемой соединения обмоток "звезда-звезда". Мощность трансформаторов при этом должна не менее чем в четыре раза быть больше мощности реакторов.
    
    Трансформаторы броневого типа или группы однофазных трансформаторов со схемой соединения обмоток "звезда-звезда" использовать для подключения реакторов недопустимо.
    
    

4. СХЕМЫ ВКЛЮЧЕНИЯ ДУГОГАСЯЩИХ РЕАКТОРОВ

    4.1. Рекомендуемые схемы включения дугогасящих реакторов приведены на рис.1.
    
    

Рис.1. Схемы включения дугогасящих реакторов:

- включение одного реактора; - включение двух реакторов;
- включение реакторов в нейтрали трансформаторов СН;
- включение реактора в нейтраль генератора (синхронного компенсатора)

    Дугогасящие реакторы должны подключаться к нейтралям трансформаторов, генераторов или синхронных компенсаторов через разъединители. В цепи заземления реакторов должен быть установлен трансформатор тока.
    
    Трансформаторы 6 (10) кВ с дугогасящими реакторами в нейтрали должны подключаться к шинам подстанций выключателями. При использовании трансформаторов только для подключения реакторов допускается замена выключателей на трехполюсные разъединители.
    
    4.2. На двухтрансформаторных подстанциях схемы включения дугогасящих реакторов должны предусматривать возможность подключения реакторов как к одному, так и к другому трансформатору (рис.1, а; 1, б). Нейтрали трансформаторов должны быть разделены разъединителями.
    
    4.3. Применение предохранителей в схемах питания трансформаторов с дугогасящими реакторами в нейтрали недопустимо.
    
    4.4. Установка дугогасящих реакторов в распределительных устройствах должна выполняться в соответствии с действующими Правилами устройства электроустановок и инструкциями заводов-изготовителей.
    
    Подключение реакторов к трансформаторам рекомендуется выполнять сталеалюминиевыми проводами или шинами сечением 50-70 мм. Допускается выполнять подключение кабелем без стальной бронеленты.
    
    Неиспользуемые обмотки ненагруженных трансформаторов, в нейтрали которых включены дугогасящие реакторы, должны быть, как правило, заземлены путем соединения одного из выводов обмотки с заземляющим устройством подстанции.
    
    4.5. Рекомендуемые схемы сигнализации и контроля работы дугогасящих реакторов приведены в приложении 5.
    
    На сооружаемых и реконструируемых подстанциях приводы разъединителей, которыми дугогасящие реакторы подключаются к нейтралям трансформаторов, должны выполняться с электромагнитной блокировкой, запрещающей отключение под нагрузкой.
    
    На действующих подстанциях, на которых разъединители дугогасящих реакторов выполнены без электромагнитной блокировки, допускается эксплуатация реакторов без блокировки. При этом возле разъединителей должны быть установлены две параллельно включенные сигнальные лампы, подключенные к сигнальной обмотке реакторов (две лампы на случай повреждения одной из них).
    
    

5. НАСТРОЙКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ДУГОГАСЯЩИХ РЕАКТОРОВ

    5.1. В сети с компенсацией емкостного тока замыкания на землю напряжение несимметрии и смещения нейтрали не должно превышать указанных в п.1.6 значений.
    
    В сетях 35 кВ выравнивание емкостей фаз относительно земли должно выполняться транспозицией проводов (рис.2), а также распределением конденсаторов высокочастотной связи.
    
    

Рис.2. Транспозиция фазных проводов на воздушных линиях

    Предварительную оценку напряжения несимметрии сети, а также емкостного тока замыкания на землю следует производить на основании расчетов по удельным емкостям проводов и кабелей относительно земли. Значения удельных емкостей проводов и кабелей и степени несимметрии некоторых линий приведены в приложении 3.
    
    Пример расчета напряжения несимметрии сети и выравнивания емкостей фаз приведен в приложении 6.
    
    5.2. Настройка дугогасящих реакторов должна быть выполнена в соответствии с требованиями п.1.5.
    
    5.3. В случае выбора настройки с недокомпенсацией допустимость такого режима должна быть проверена расчетом значения напряжения смещения нейтрали при появлении несимметрии емкостей фаз сети.
    
    Пример расчета зависимости степени смещения нейтрали от степени однофазной несимметрии в сети с недокомпенсацией емкостного тока замыкания на землю при появлении несимметрии емкостей фаз, приведен в приложении 7.
    
    5.4. Методы измерений напряжений несимметрии, смещения нейтрали и определения емкостного тока замыкания на землю с целью настройки компенсации емкостного тока приведены в приложении 8.
    
    5.5. При выборе ответвлений дугогасящих реакторов со ступенчатым регулированием тока необходимо учитывать снижение тока реакторов вследствие влияния сопротивления трансформаторов, в нейтрали которых включены реакторы.
    
    Действительный ток компенсации определяется по формуле (1).
    

,                                       (3)

    
где - сопротивление трансформатора, Ом;
    
     - сопротивление реактора, Ом;
    
     - номинальное напряжение трансформатора, кВ;
    
     - номинальная мощность трансформатора, кВ·А;
    
     - напряжение КЗ трансформатора, %;
    
     - номинальное напряжение реактора, В.
    
    В случае использования для подключения реактора трансформатора со схемой соединения обмоток "звезда-звезда" действительный ток компенсации определяется по формуле
    

.                                                      (4)

    
    5.6. Выбор настроек дугогасящих реакторов со ступенчатым регулированием тока для разных схем сети должен производиться на основании результатов измерений емкостных токов сети и отдельных участков. Результаты выбора настроек реакторов должны быть оформлены в виде карты настроек и храниться у оперативного персонала для контроля режима компенсации емкостного тока.
    
    5.7. Настройка плавнорегулируемых реакторов, не имеющих автоматических регуляторов настройки, должна производиться вручную с помощью измерителей (указателей) настройки или с помощью вольтметра, подключенного к сигнальной обмотке реакторов. Реакторы должны быть настроены на значение тока, при котором напряжение на сигнальной обмотке имеет наибольшее значение.
    
    Для настройки плавнорегулируемых реакторов вручную могут применяться также другие методы, обеспечивающие настройку реакторов, близкую к резонансной.
    
    5.8. Если в одном из режимов работы сети дугогасящий реактор окажется подключенным к шинам подстанции, от которой отходит только одна линия, то на время существования такого режима реактор должен быть выведен из работы.
    
    5.9. Эксплуатация дугогасящих реакторов, текущие и капитальные ремонты должны производиться в соответствии с инструкцией завода-изготовителя и действующими Нормами испытаний электрооборудования.
    
    

6. УКАЗАНИЕ МЕР БЕЗОПАСНОСТИ

    6.1. Включение или отключение трансформаторов, предназначенных для подключения дугогасящих реакторов, допускается производить только при отключенном дугогасящем реакторе (разъединитель в цепи реактора должен быть отключен).
    
    6.2. Не допускается включать или отключать дугогасящий реактор при возникновении в сети замыкания на землю.
    
    6.3. Переключение ответвлений реактора со ступенчатым регулированием тока может производиться только после отключения реактора.
    
    6.4. Не допускается объединять нейтрали раздельно работающих трансформаторов, к которым подключены дугогасящие реакторы.
    
    6.5. Измерения емкостных токов замыкания на землю, напряжений несимметрии и смещения нейтрали с целью настройки компенсации емкостного тока должны производиться по программам, составленным и утвержденным в установленном порядке.
    
    

Приложение 1

ОСНОВНЫЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ ПРИ ХАРАКТЕРИСТИКЕ
СЕТЕЙ С КОМПЕНСАЦИЕЙ ЕМКОСТНОГО ТОКА

    1. При работе сети с изолированной нейтралью и отсутствии замыкания на землю на нейтрали сети появляется напряжение несимметрии , обусловленное несимметрией емкостей фаз относительно земли, которое определяется по формуле
    

,                                    (5)

    
где - вектор напряжения фазы А, В;
    

          - емкости фаз относительно земли, мкФ;

    
     - фазный множитель.
    

.

    
    Степень несимметрии напряжений определяется по формуле
    

.                                              (6)

    
    2. Емкостный ток замыкания на землю определяется по формуле
    

,                                           (7)

    
где - угловая частота напряжения, с;
    
     - емкость фазы сети, мкФ;
    
     - фазное напряжение, В.
    
    3. Ток компенсации дугогасящего реактора определяется по формуле
    

,                                                    (8)

    
где - индуктивность реактора, Гн.
    
    4. Степень расстройки компенсации (%) определяется по формуле
    

.                                                    (9)

    
    5. В сети с подключенным дугогасящим реактором на нейтрали появляется напряжение смещения нейтрали , определяемое по формуле
    

,                                                       (10)

    
где - коэффициент успокоения сети, равный отношению активной составляющей тока замыкания на землю к полному емкостному току сети.
    
    Для воздушных сетей с нормальным состоянием изоляции коэффициент =2-6%. При загрязнениях и увлажнениях коэффициент может увеличиваться до 10%.
    
    Для кабельных сетей =2-4%.
    
    Модель вектора напряжения смещения нейтрали равен
    

,                                                  (11)

    
    степень напряжения смещения нейтрали равна
    

.                                                  (12)

    
    6. При замыкании на землю в месте повреждения протекает остаточный ток замыкания , равный
    

,                                         (13)

    
где - дополнительный коэффициент успокоения;
    
     - переходное сопротивление в месте замыкания на землю, Ом.
    
    

Приложение 2

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ДУГОГАСЯЩИХ РЕАКТОРОВ

Таблица 1

Характеристика реакторов серии РЗДСОМ

              
    Примечания: 1. Для изменения тока в реактор встроен переключатель, имеющий пять положений. Привод переключателя выведен на стенку бака. 2. Допустимая продолжительность работы при наибольшем токе компенсации - 6 ч, при меньших токах - указана в паспорте реактора. 3. Магнитопровод изготовлен из электротехнической стали, стержни разделены зазорами, ярма прямоугольной формы. 4. Обмотка - цилиндрическая, слоевая, из медного провода.
    
    

Таблица 2

Характеристика реакторов серии РЗДПОМ

         
    Примечания: 1. Плавное регулирование тока осуществляется изменением зазора в магнитной системе с помощью электропривода, установленного на крышке бака реактора. 2. Номинальное напряжение сигнальной обмотки 10010 В при среднем значении предельных токов. Номинальный ток сигнальной обмотки - 10 A. 3. Электрическая схема управления электроприводом реакторов приведена на рис.3.
    
    

Рис.3. Электрическая схема управления электроприводом реакторов серии РЗДПОМ:

- дугогасящий реактор; - электродвигатель; - магнитный пускатель;
- выключатель автоматический;  - потенциометр; - конечный выключатель;

1 - шкаф управления; 2 - местное управление; 3 - крайнее верхнее положение верхней половины стержня;
4 - крайнее нижнее положение верхней половины стержня; 5 - смещение нейтрали;
6 - датчик положения стержня

Таблица 3

Характеристика дугогасящих реакторов завода имени К.Либкнехта (ГДР)

         
    Примечания: 1. Обмотки реакторов выполняются с ответвлениями для девяти (6 и 10 кВ): и шести (35 кВ) значений тока компенсации. 2. Допустимая продолжительность непрерывной работы (ч) на ответвлениях:
         

    
    
Таблица 4

Характеристики плунжерных реакторов ЦРМЗ Мосэнерго

Таблица 5

Характеристика плунжерных дугогасящих реакторов, изготовляемых в ЧССР
для двухчасовой продолжительности непрерывной работы

    
    
Таблица 6

Характеристика плунжерных дугогасящих реакторов, изготовленных в ЧССР
для 24-часовой продолжительности непрерывной работы

    
    
Таблица 7

Техническая характеристика дугогасящего устройства ТАДТМ-30/10

    Примечания: 1. Дугогасящее устройство может применяться в сети напряжением 6 кВ. 2. Устройство состоит из трехфазного двухобмоточного пятистержневого трансформатора и однофазного реактора, размещенных в одном баке. Стержни магнитопровода реактора имеют по четыре немагнитных зазора. 3. Обмотки устройства многослойные цилиндрические, из медного провода. 4. Полная масса устройства - 1050 кг. 5. Электрическая схема устройства приведена на рис.4.

    
Рис.4. Электрическая схема дугогасящего устройства ТАДТМ-30/10:

I - первичная обмотка; II - вторичная обмотка; III - реактор

Приложение 3

ЕМКОСТНЫЕ ТОКИ ЗАМЫКАНИЯ НА ЗЕМЛЮ И СТЕПЕНЬ
НЕСИММЕТРИИ ЕМКОСТЕЙ ФАЗ ОТНОСИТЕЛЬНО ЗЕМЛИ

    Степень несимметрии и удельные емкостные токи воздушных линий даны в табл.8.
    
    

Таблица 8

Степень несимметрии и удельные емкостные токи воздушных линий

    
     Примечания: 1. Для двухцепной линии емкости фаз относительно земли, степень  несимметрии и удельный емкостный ток приведены для одной цепи, когда другая цепь отключена, но не заземлена. 2. В знаменателе пп.6 и 7 указан угол , определяющий положение вектора напряжения несимметрии относительно напряжения первой фазы. 3. - диаметр провода.
    
    

    Удельные емкостные токи кабелей различных сечений и разных номинальных напряжений указаны в табл.9-11.
    
    

Таблица 9

Зарядные и емкостные токи замыкания на землю кабелей с секторными жилами и поясной изоляцией, А/км

    
    
Таблица 10

Зарядные и емкостные токи замыкания на землю кабелей ОСБ, А/км

    
    
Таблица 11

Зарядные и емкостные токи замыкания на землю кабелей с пластмассовой изоляцией, А/км

    
      Примечания: 1. Три жилы кабелей 6 кВ имеют общий металлический экран.
    
    2. Каждая жила кабелей 10-35 кВ имеет отдельный металлический экран.
    
    
    Емкости проводов воздушных линий определены по формулам Максвелла. Для линии без тросов емкость провода определяется:
    

,                                                 (14)

    
где - собственная частичная емкость провода относительно земли;
    
     - взаимные частичные емкости относительно второго и третьего провода. Для линии с тросами в выражение (14) добавляются частичные емкости относительно тросов.
    
    Частичные емкости определяются по формуле
    

*; ; .                                 (15)

________________
   * Соответствует оригиналу. - Примечание .
    
    Здесь через обозначен определитель, составленный из собственных и взаимных потенциальных коэффициентов:
    

                                                         (16)

    
     и т.д. - алгебраические дополнения элементов определителя .
    
    Собственные и взаимные потенциальные коэффициенты рассчитываются:
    

;                                                (17)

    
.                                                (18)

    
    Здесь - средняя высота подвески провода в пролете;
    
     - радиус провода;

     - расстояние между проводом и зеркальным изображением провода (троса) ;

     - расстояние между проводом и проводом (тросом) ;

    =8,85·10 Ф/м.

Приложение 4

ТРАНСФОРМАТОРЫ ДЛЯ ПОДКЛЮЧЕНИЯ РЕАКТОРОВ

Таблица 12

Типы и параметры трансформаторов

    Примечания: * - схема соединения обмоток Y; ** - по п.1 не применен ТМ-100, а по п.2 и 5 - ТМ-160 из-за отсутствия у них нулевого вывода обмотки ВН; *** - см.п.3.3.

    
Приложение 5

РЕКОМЕНДУЕМЫЕ СХЕМЫ СИГНАЛИЗАЦИИ И КОНТРОЛЯ РАБОТЫ
ДУГОГАСЯЩИХ РЕАКТОРОВ И ТРЕХФАЗНЫХ ДУГОГАСЯЩИХ УСТРОЙСТВ

    Схема сигнализации и контроля работы дугогасящих реакторов приведена на рис.5.
    
   

Рис.5. Схема сигнализации и контроля работы дугогасящего реактора:

- схема первичных соединений; - схема токовых цепей;
- схема электромагнитной блокировки разъединителя; - схема сигнализации

    Для сигнализации замыкания на землю вместо трансформатора тока ТА может быть использовано реле напряжения , подключенное к сигнальной обмотке реактора или к обмотке 3 трансформатора напряжения .
    
    Для более точного измерения напряжения смещения нейтрали в обмотку З через размыкающий контакт реле может быть включен дополнительный вольтметр с пределами измерений 0-30 В. Реле должно при этом иметь уставку срабатывания 30 В.
    
    Схема сигнализации и контроля работы трехфазного дугогасящего устройства приведена на рис.6.
    
  

Рис.6. Схема сигнализации и контроля работы дугогасящего устройства ТАДТМ-30/10:

- схема первичных соединений; - схема токовых цепей;
- схема сигнализации; - схема контроля работы

    Для сигнализации замыкания на землю вместо трансформатора тока ТА может быть использовано реле напряжения, подключенное к обмотке 3 трансформатора напряжения или к выводам дугогасящего устройства.
    
    

Приложение 6

ПРИМЕР РАСЧЕТА НАПРЯЖЕНИЯ НЕСИММЕТРИИ
СЕТИ И ВЫРАВНИВАНИЯ ЕМКОСТЕЙ ФАЗ

    1. Для выравнивания емкостей фаз сети путем транспозиции проводов необходимо:
    
    определить, насколько емкости фаз различаются между собой.
    
    Пусть - наименьшая емкость, и - превышения емкостей фаз А и С над емкостью фазы В:
    
    рассчитать, насколько необходимо увеличить емкость фазы В и уменьшить емкости фаз А и С.
    
    Емкость фазы В должна быть увеличена на
    

.                                                               (19)

    Емкости фаз А и С должны быть уменьшены на
    

соответственно;           (20)

    рассчитать длину линий, на которых необходимо выполнить транспозицию проводов.
    
    Если , и - удельные емкости проводов фаз А, В и С, мкФ/км, то для выравнивания емкостей следует поменять местами провода фаз А и В на длине
    

, км                                         (21)

и фаз В и С на длине
    

, км.                                       (21)

    2. При выравнивании емкостей фаз сети путем переноса конденсаторов высокочастотной связи с одной фазы на другую изменение напряжения несимметрии , B, определяется по формуле
    

,                                    (22)

    
где - емкость конденсатора высокочастотной связи, мкФ.
    
    При переносе конденсатора, например с фазы А на фазу В, напряжение несимметрии уменьшается в направлении вектора напряжения фазы А на и увеличивается на то же значение в направлении вектора напряжения фазы В. Общее изменение напряжения несимметрии
    

.                                        (23)

    
    Последовательность изменения напряжения несимметрии при переносе конденсатора с фазы А на фазу В показана на рис.7.
    
    

Рис.7. Изменение напряжения несимметрки сети при переносе
конденсаторов высокочастотной связи с фазы А на фазу В

- изменение напряжения несимметрии при отключении конденсаторов на фазе А;
- изменение напряжения несимметрии при подключении конденсаторов на фазу В;
- суммарное изменение напряжения несимметрии; - результирующее напряжение несимметрии

    3. При подключении новой линии к действующей сети необходимо учитывать значение и фазу напряжения несимметрии сети и новой линии. Подключение должно быть выполнено таким образом, чтобы результирующее напряжение несимметрии имело наименьшее значение. Порядок определения наивыгоднейшего присоединения новой линии к сети показан на рис.8.
    
    

Рис.8. Определение результирующего напряжения несимметрии сети
при подключении линии электропередачи:

- напряжение несимметрии сети до подключения линии;
- напряжение несимметрии подключаемой линии;
- определение результирующего напряжения несимметрии
при наивыгоднейшем присоединении линии

    4. Числовой пример приведен ниже.
    
    Данные для расчета:
    
    емкостный ток замыкания на землю сети 35 кВ до подключения новых линий 10 А;
     
    вектор степени несимметрии сети ;
    
   емкостный ток новой воздушной линии =2 А, степень несимметрии ;
    
    емкостный ток новой кабельной линии =3 А, степень несимметрии .
    
    Емкостный ток сети после подключения линий
    

=10+2+3=15 А.

    Результирующая степень несимметрии сети после подключения новых линий определяется по формуле
        

    
    Вектор результирующей степени несимметрии сети имеет модуль 2,1% и угол 71° относительно направления вектора напряжения фазы А. Перед введением компенсации емкостного тока необходимо выполнить выравнивание емкостей фаз и снизить степень несимметрии по крайней мере до 0,75%.
    
    

Приложение 7

РАСЧЕТ ЗАВИСИМОСТИ СТЕПЕНИ СМЕЩЕНИЯ НЕЙТРАЛИ ОТ СТЕПЕНИ
ОДНОФАЗНОЙ НЕСИММЕТРИИ В СЕТИ С НЕДОКОМПЕНСАЦИЕЙ
ЕМКОСТНОГО ТОКА

    1. Для расчета зависимости степени смещения нейтрали от однофазной несимметрии задаются значениями относительного уменьшения емкости фазы, рассчитывают степень несимметрии
    

,                                                            (24)

    
расстройку компенсации
    

                                             (25)

    
и определяют степень смещения нейтрали
    

.                                           (26)

    
    2. По рассчитанной зависимости определяют значение , при котором =0,7. Для найденного рассчитывается предельная длина провода , обрыв которого вызывает опасное смещение нейтрали.
    

, км.                                       (27)

    
    Если в сети линии длиннее отсутствуют, то опасные смещения нейтрали при неполнофазных режимах возникнуть не могут.
    
    3. Числовой пример расчета приведен ниже.
    
    Данные для расчета:
    
    емкостный ток воздушной сети 35 кВ равен 27 А. Удельный емкостный ток ВЛ 0,1 А/км;
    
    степень расстройки компенсации +0,063; 0,05.
    
    Расчет представлен в табл.13.
    
    

Таблица 13

    
    
    Кривая зависимости построена на рис.9.
    
   

Рис.9. Кривая зависимости напряжения смещения нейтрали от степени однофазной несимметрии

    Степени смещения нейтрали 0,7 соответствует 0,88.
    
    Для 0,88 предельная длина линии
    

32 км.

    Если в сети линии такой длины отсутствуют, настройки с недокомпенсацией неопасны.
    
    

Приложение 8

МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЙ НАПРЯЖЕНИЙ НЕСИММЕТРИИ, СМЕЩЕНИЯ НЕЙТРАЛИ
И ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЕМКОСТНОГО ТОКА ЗАМЫКАНИЯ НА ЗЕМЛЮ