Гост на напряжение в электрической сети: ГОСТ 721-77 Системы электроснабжения, сети, источники, преобразователи и приемники электрической энергии. Номинальные напряжения свыше 1000 В

ГОСТ 721-77 Системы электроснабжения, сети, источники, преобразователи и приемники электрической энергии. Номинальные напряжения свыше 1000 В

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР

СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ,
СЕТИ, ИСТОЧНИКИ,
ПРЕОБРАЗОВАТЕЛИ И ПРИЕМНИКИ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

НОМИНАЛЬНЫЕ НАПРЯЖЕНИЯ СВЫШЕ 1000 В

ГОСТ 721-77

(СТ СЭВ 779-77)

ИПК ИЗДАТЕЛЬСТВО СТАНДАРТОВ

Москва

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ СОЮЗА ССР

СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ, СЕТИ, ИСТОЧНИКИ, ПРЕОБРАЗОВАТЕЛИ И ПРИЕМНИКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ Номинальные напряжения свыше 1000 В Power supply system, networks, sources, converters and receivers of electric energy. Rated voltages above 1000 V

ГОСТ 721-77 (СТ СЭВ 779-77)

Дата введения 01.07.78

Настоящий стандарт распространяется на электрические сети общего назначения переменного напряжения частоты 50 Гц и присоединяемые к ним источники и приемники электрической энергии.

Стандарт распространяется также на присоединяемое к этим сетям электрооборудование:

комплектные устройства и подстанции, коммутационные аппараты, трансформаторы тока и напряжения, реакторы, конденсаторы связи и т.п., для которых нормируются те же номинальные напряжения, что указаны для источников или приемников электрической энергии, причем отнесение этого электрооборудования по номинальному напряжению к источникам или приемникам определяется в нормативно-технической документации на соответствующее электрооборудование, утвержденной в установленном порядке.

Номинальные переменные напряжения, установленные в настоящем стандарте, рекомендуются и при других частотах, указанных в ГОСТ 6697.

Стандарт не распространяется:

а) на электрические сети и присоединяемые к ним источники и приемники электрической энергии, для которых Госстандартом утверждены стандарты, предусматривающие номинальные напряжения, отличающиеся от установленных в настоящем стандарте, например для электрифицированного (рельсового и безрельсового) транспорта с питанием от контактной сети;

б) на специальные электрические сети и присоединяемые к ним источники и приемники электрической энергии, например для сварочных установок, промышленных электрических печей, на цепи, замкнутые внутри электрических машин, аппаратов и других электрических устройств.

Для специальных электрических сетей и применяемого для них электрооборудования во всех случаях, когда это возможно, должны приниматься номинальные напряжения, указанные в настоящем стандарте.

Специальные электрические сети и электрооборудование для них должны иметь на стороне присоединения к электрическим сетям общего назначения номинальные напряжения, указанные в настоящем стандарте.

2. Номинальные междуфазные напряжения св. 1000 В трехфазных электрических сетей источников и приемников электрической энергии, а также их наибольшие междуфазные рабочие напряжения, длительно допустимые по условиям работы изоляции электрооборудования, должны соответствовать указанным в таблице.

Для турбогенераторов мощностью 100 МВт и выше, гидрогенераторов мощностью 50 МВт и выше, синхронных компенсаторов мощностью 160 Мвар и выше и присоединяемых непосредственно к ним первичных обмоток трансформаторов и автотрансформаторов, а также соответствующего электрооборудования допускаются номинальные напряжения 138; 15,75; 18,0; 20,0; 24,0 и 27,0 кВ.

При этом для номинальных напряжений 15,75; 20,0; 24,0 и 27,0 кВ наибольшие рабочие напряжения электрооборудования должны быть равны соответственно 17,5; 24,0; 26,5 и 30 кВ; для номинальных напряжений 13,8 и 18,0 кВ наибольшие рабочие напряжения электрооборудования должны быть равны соответственно 17,5 и 24,0 кВ при наибольших длительно допускаемых напряжениях в электрических сетях, равных соответственно 15,2 и 19,8 кВ. Номинальные напряжения св. 27 кВ допускаются по согласованию между изготовителем и потребителем, при этом наибольшее длительно допускаемое напряжение в электрической сети должно быть на 10% выше номинального напряжения, а наибольшее рабочее напряжение электрооборудования – не меньше, чем на 10% выше номинального напряжения. Для капсульных гидрогенераторов и присоединяемых к ним первичных обмоток трансформаторов и автотрансформаторов, а также соответствующего электрооборудования допускается номинальное напряжение 3,15 кВ при наибольшем рабочем напряжении электрооборудования 3,6 кВ.

кВ

Номинальные междуфазные напряжения														Наибольшее рабочее напряжение электрооборудования
Сети и приемники	Генераторы и синхронные компенсаторы	Трансформаторы и автотрансформаторы без РПН						Трансформаторы и автотрансформаторы с РПН
		первичные обмотки			вторичные обмотки			первичные обмотки			вторичные обмотки
(6)	(6,3)	(6)	или	(6,3)*	(6,3)	или	(6,6)	(6)	или	(6,3)*	(6,3)	или	(6,6)	(7,2)
10	10,5	10	или	10,5*	10,5	или	11,0	10	или	10,5*	10,5	или	11,0	12,0
20	21,0	20		—	—		22,0	20	или	21,0*	—		22,0	24,0
35	—	35		—	38,5		—	35	или	36,75	—		38,5	40,5
110	—	—		—	121		—	110	или	115	115	или	121	126
220	—	—		—	242		—	220	или	230	230	или	242	252
330	—	330		—	347		—	330		—	330		—	363
500	—	500		—	525		—	500		—	500		—	525
750	—	750		—	787		—	750		—	750		—	787
1150	—	—		—	—		—	1150		—	—		—	1200

___________

* Для трансформаторов и автотрансформаторов, присоединяемых непосредственно к шинам генераторного напряжения электрических станций или к выводам генераторов.

Электрооборудование должно изготовляться для существующих электрических сетей с номинальным напряжением 15 кВ, а также для электрических сетей с номинальным напряжением 400 кВ.

Наибольшие рабочие напряжения для этих сетей равны соответственно 17,5 и 420 кВ.

1, 2. (Измененная редакция, Изм. № 1, 2, 3).

3. При наличии у обмотки трансформатора нескольких ответвлений номинальные напряжения, указанные в таблице, относятся к ее основному ответвлению. За основное ответвление принимают:

— при нечетном числе ответвлений – среднее ответвление;

— при четном числе ответвлений – ответвление с ближайшим большим напряжением к среднему напряжению диапазона регулирования.

Примечания:

1. Номинальные напряжения, указанные в скобках, для вновь проектируемых сетей не рекомендуются. Для существующих и расширяющихся электрических сетей на номинальные напряжения 3 и 150 кВ электрооборудование должно изготовляться.

2. Указанные в таблице значения наибольших рабочих напряжений не распространяются на допустимые в условиях эксплуатации кратковременные (длительностью до 20 мин) повышения напряжения частоты 50 Гц.

3. Указанные в таблице номинальные напряжения обмоток силовых трансформаторов установлены с учетом наибольшего длительного допускаемого напряжения в электрических сетях, равного 3,5; 6,9; 11,5 и 23 кВ соответственно для сетей с номинальным напряжением 3; 6, 10 и 20 кВ. Требования к перевозбуждению силовых трансформаторов и трансформаторов напряжения должны устанавливаться в стандартах на эти трансформаторы с учетом вышеуказанных значений длительно допускаемого напряжения в сетях. Для номинальных напряжений от 35 до 1150 кВ включ. учитывается наибольшее длительно допускаемое напряжение в сетях, совпадающее с указанным в таблице наибольшим рабочим напряжением электрооборудования.

4. Для синхронных компенсаторов допускаются номинальные напряжения 6,6; 11 и 22 кВ.

5. (Исключен, Изм. № 3).

6. Для сетей напряжением 1150 кВ значения номинальных напряжений обмоток трансформаторов и автотрансформаторов должны быть установлены после утверждения стандарта на эти трансформаторы.

7. Для электрооборудования, применяемого в угольной промышленности, дополнительно могут применяться междуфазные напряжений 1140 В для приемников и 1200 В для источников. При этом по требованиям, предъявляемым к технологическому обслуживанию и ремонту, оборудование с междуфазным напряжением до 1200 В приравнивается к оборудованию до 1000 В.

(Измененная редакция, Изм. № 2,3).

ИНФОРМАЦИОННЫЕ ДАННЫЕ

1. РАЗРАБОТАН И ВНЕСЕН Министерством энергетики и электрификации СССР

РАЗРАБОТЧИКИ

Л.Г. Мамиконянц (руководитель темы), А.М. Бромберг, Ю.С. Железко

2. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Постановлением Государственного комитета стандартов Совета Министров СССР от 27.05.77 № 1376

3. Срок проверки – 1994 г., периодичность проверки – 5 лет

4. Стандарт полностью соответствует стандарту СЭВ 779-77 и Публикации МЭК 38 (1975) в части, касающейся стандартных напряжений переменного тока выше 1 кВ

5. ВЗАМЕН ГОСТ 721-74 в части напряжений св. 1000 В

6. ССЫЛОЧНЫЕ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ДОКУМЕНТЫ

Обозначение НТД, на который дана ссылка	Номер пункта
ГОСТ 6697-83	1

7. Проверен в 1982 г. Постановлением Госстандарта от 13.12.82 № 4696 снято ограничение срока действия

8. ПЕРЕИЗДАНИЕ (август 1997 г.) с Изменениями № 1, 2, 3, утвержденными в апреле 1979 г., декабре 1982 г., марте 1989 г. (ИУС 5-79, 3-83, 6-89)

Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения – РТС-тендер

     
ГОСТ 32144-2013

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

МКС 29.020

        33.100

Дата введения 2014-07-01

Предисловие

Цели, основные принципы и основной порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены ГОСТ 1.0-92 «Межгосударственная система стандартизации. Основные положения» и ГОСТ 1.2-2009 «Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, применения, обновления и отмены»

Сведения о стандарте

1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью «ЛИНВИТ» и Техническим комитетом по стандартизации ТК 30 «Электромагнитная совместимость технических средств»

2 ВНЕСЕН Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт)

3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол N-55 П от 25 марта 2013 г.).

За принятие проголосовали:

Краткое наименование страны по МК (ИСО 3166) 004-97	Код страны по МК (ИСО 3166) 004-97	Сокращенное наименование национального органа по стандартизации
Армения	AM	Министерство экономики Республики Армения
Беларусь	BY	Госстандарт Республики Беларусь
Кыргызстан	KG	Кыргызстандарт
Российская Федерация	RU	Росстандарт
Таджикистан	TJ	Таджикстандарт
Узбекистан	UZ	Агентство «Узстандарт»

4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 22 июля 2013 г. N 400-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 32144-2013 введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 1 июля 2014 г.

5 Настоящий стандарт соответствует европейскому региональному стандарту ЕN 50160:2010* Voltage characteristics of electricity supplied by public distribution networks (Характеристики напряжения электричества, поставляемого общественными распределительными сетями).

________________

* Доступ к международным и зарубежным документам, упомянутым в тексте, можно получить, обратившись в Службу поддержки пользователей. — Примечание изготовителя базы данных.

Степень соответствия — неэквивалентная (NEQ).

Стандарт разработан на основе применения ГОСТ Р 54149-2010

5* ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

________________

* Нумерация соответствует оригиналу. — Примечание изготовителя базы данных.

Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном информационном указателе «Национальные стандарты», а текст изменений и поправок — в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет

Настоящий стандарт устанавливает показатели и нормы качества электрической энергии (КЭ) в точках передачи электрической энергии пользователям электрических сетей низкого, среднего и высокого напряжения систем электроснабжения общего назначения переменного тока частотой 50 Гц.

Примечание — Определения низкого, среднего и высокого напряжений приведены в 3.1.11-3.1.13.

Требования настоящего стандарта применяют при установлении норм КЭ в электрических сетях:

— систем электроснабжения общего назначения, присоединенных к Единой энергетической системе;

— изолированных систем электроснабжения общего назначения.

Требования настоящего стандарта применяют во всех режимах работы систем электроснабжения общего назначения, кроме режимов, обусловленных:

— обстоятельствами непреодолимой силы: землетрясениями, наводнениями, ураганами, пожарами, гражданскими беспорядками, военными действиями;

— опубликованием нормативно-правовых актов органов власти, устанавливающих правила временного энергоснабжения;

— введением временного электроснабжения пользователей электрических сетей в целях устранения неисправностей или выполнения работ по минимизации зоны и длительности отсутствия электроснабжения.

Настоящий стандарт предназначен для применения при установлении и нормировании показателей КЭ, связанных с характеристиками напряжения электропитания, относящимися к частоте, значениям и форме напряжения, а также к симметрии напряжений в трехфазных системах электроснабжения. Данные характеристики напряжения подвержены изменениям из-за изменений нагрузки, влияния кондуктивных электромагнитных помех, создаваемых отдельными видами оборудования, и возникновения неисправностей, вызываемых, главным образом, внешними событиями. В результате возникают случайные изменения характеристик напряжения во времени в любой отдельной точке передачи электрической энергии пользователю электрической сети, а также случайные отклонения характеристик напряжения в различных точках передачи электрической энергии в конкретный момент времени.

Учитывая непредсказуемость ряда явлений, влияющих на напряжение, не представляется возможным установить определенные допустимые границы значений для соответствующих характеристик напряжения. Поэтому изменения характеристик напряжения, связанные с такими явлениями, как например, провалы и прерывания напряжения, перенапряжения и импульсные напряжения в настоящем стандарте не нормируются. При заключении договоров на поставку или передачу электрической энергии следует учитывать статистические данные, относящиеся к таким характеристикам.

Нормы КЭ, установленные в настоящем стандарте, не рассматривают в качестве уровней электромагнитной совместимости для кондуктивных электромагнитных помех и предельных значений кондуктивных электромагнитных помех, создаваемых оборудованием электроустановок потребителей электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения.

Нормы КЭ в электрических сетях, находящихся в собственности потребителей электрической энергии, должны соответствовать нормам КЭ, установленным настоящим стандартом.

Методы измерения показателей КЭ, применяемые в соответствии с настоящим стандартом, установлены в ГОСТ 30804.4.30 и ГОСТ 30804.4.7.

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на [1] и следующие стандарты:

________________

На территории Российской Федерации действует ГОСТ Р 51317.4.15-2012 (МЭК 61000-4-15:2010)

ГОСТ 29322-92 Стандартные напряжения

ГОСТ 30804.4.30-2013 (IEC 61000-4-30:2008) Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Методы измерений показателей качества электрической энергии

ГОСТ 30804.4.7-2013 (IEC 61000-4-7:2009) Совместимость технических средств электромагнитная. Общее руководство по средствам измерений и измерениям гармоник и интергармоник для систем электроснабжения и подключаемых к ним технических средств

ГОСТ 30804.3.3-2013 (МЭК 61000-3-3:2008) Совместимость технических средств электромагнитная. Ограничение изменений напряжения, колебаний напряжения и фликера в низковольтных системах электроснабжения общего назначения. Технические средства с номинальным током не более 16 А (в одной фазе), подключаемые к электрической сети при несоблюдении определенных условий подключения. Нормы и методы испытаний

Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты» за текущий год. Если ссылочный стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться заменяющим (измененным) стандартом. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1.1 система электроснабжения общего назначения: Совокупность электроустановок и электрических устройств, предназначенных для обеспечения электрической энергией различных потребителей электрических сетей.

3.1.2. пользователь электрической сети: Сторона, получающая электрическую энергию от электрической сети, либо передающая электрическую энергию в электрическую сеть. К пользователям электрических сетей относят сетевые организации и иных владельцев электрических сетей, потребителей электрической энергии, а также генерирующие организации.

3.1.3 распределительная электрическая сеть: Совокупность электроустановок для передачи и распределения электрической энергии между пользователями электрической сети, состоящая из подстанций, распределительных устройств, токопроводов, воздушных и кабельных линий электропередачи, работающих на определенной территории.

3.1.4 сетевая организация: Организация, владеющая на праве собственности или на ином установленном законами основании объектами электросетевого хозяйства, с использованием которых оказывающая услуги по передаче электрической энергии и осуществляющая в установленном порядке технологическое присоединение энергопринимающих устройств (энергетических установок) юридических и физических лиц к электрическим сетям, а также осуществляющая право заключения договоров об оказании услуг по передаче электрической энергии с использованием объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих другим собственникам и иным законным владельцам и не входящих в единую национальную электрическую сеть.

3.1.5 потребитель электрической энергии: Юридическое или физическое лицо, осуществляющее пользование электрической энергией (мощностью) на основании заключенного договора.

3.1.6 точка передачи электрической энергии: Точка электрической сети, находящаяся на линии раздела объектов электроэнергетики между владельцами по признаку собственности или владения на ином предусмотренном законами основании, определенная в процессе технологического присоединения.

3.1.7 точка общего присоединения: электрически ближайшая к конкретной нагрузке пользователя сети точка, к которой присоединены нагрузки других пользователей сети.

3.1.8 номинальное напряжение: Напряжение, для которого предназначена или идентифицирована электрическая сеть, и применительно к которому устанавливают ее рабочие характеристики.

3.1.9 напряжение электропитания: Среднеквадратическое значение напряжения в определенный момент времени в точке передачи электрической энергии пользователю электрической сети, измеряемое в течение установленного интервала времени.

3.1.10 согласованное напряжение электропитания : Напряжение, отличающееся от стандартного номинального напряжения электрической сети по ГОСТ 29322, согласованное для конкретного пользователя электрической сети при технологическом присоединении в качестве напряжения электропитания.

3.1.11 низкое напряжение: Напряжение, номинальное среднеквадратическое значение которого не превышает 1 кВ.

3.1.12 среднее напряжение: Напряжение, номинальное среднеквадратическое значение которого превышает 1 кВ, но не превышает 35 кВ.

3.1.13 высокое напряжение: Напряжение, номинальное среднеквадратическое значение которого превышает 35 кВ, но не превышает 220 кВ.

3.1.14 частота напряжения электропитания: Частота повторения колебаний основной гармоники напряжения электропитания, измеряемая в течение установленного интервала времени.

3.1.15 номинальная частота: Номинальное значение частоты напряжения электропитания.

3.1.16 кондуктивная электромагнитная помеха: Электромагнитная помеха, распространяющаяся по проводникам электрической сети. В некоторых случаях электромагнитная помеха распространяется через обмотки трансформаторов и может действовать в электрических сетях с разными значениями напряжения. Кондуктивные электромагнитные помехи могут ухудшить качество функционирования устройств, электроустановок или систем, или вызвать их повреждение.

3.1.17 уровень электромагнитной совместимости в системе электроснабжения: Регламентированный уровень кондуктивной электромагнитной помехи, используемый в качестве опорного для координации между допустимым уровнем помех, вносимым техническими средствами пользователей электрических сетей, и уровнем помех, воспринимаемым техническими средствами, подключенными к электрической сети, без нарушения их нормального функционирования.

3.1.18 напряжение гармонической составляющей: Среднеквадратическое значение синусоидального напряжения, частота которого является кратной основной частоте напряжения электропитания.

3.1.19 напряжение интергармонической составляющей: Среднеквадратическое значение синусоидального напряжения, частота которого не является кратной основной частоте напряжения электропитания.

Примечание — Одновременно возникающие интергармонические составляющие на сближенных частотах могут образовать напряжение с широкополосным спектром.

3.1.20 напряжение сигналов в электрической сети: Напряжение сигналов, добавляемое к напряжению электропитания при передаче информации в распределительных электрических сетях и электроустановках потребителей электрической энергии.

3.1.21 быстрое изменение напряжения: Быстрое изменение среднеквадратического значения напряжения между двумя последовательными уровнями установившегося напряжения.

Примечание — См. также ГОСТ 30804.3.3.

3.1.22 опорное напряжение (при оценке провалов, прерываний напряжения и перенапряжений): Значение напряжения, применяемое в качестве основы при установлении остаточного напряжения, пороговых значений напряжения и других характеристик провалов, прерываний напряжения и перенапряжений, выраженное в вольтах или в процентах номинального напряжения.

Примечание — В соответствии с требованиями настоящего стандарта опорное напряжение (при оценке провалов, прерываний напряжения и перенапряжений) считают равным номинальному или согласованному напряжению электропитания.

3.1.23 прерывание напряжения: Ситуация, при которой напряжение в точке передачи электрической энергии меньше 5% опорного напряжения.

3.1.24 импульсное напряжение: Перенапряжение, представляющее собой одиночный импульс или колебательный процесс (обычно сильно демпфированный), длительностью до нескольких миллисекунд.

3.1.25 провал напряжения: Временное уменьшение напряжения в конкретной точке электрической системы ниже установленного порогового значения.

3.1.26 длительность провала напряжения: Интервал времени между моментом, когда напряжение в конкретной точке системы электроснабжения падает ниже порогового значения начала провала напряжения, и моментом, когда напряжение возрастает выше порогового значения окончания провала напряжения.

3.1.27 пороговое значение окончания провала напряжения: Среднеквадратическое значение напряжения в системе электроснабжения, установленное для определения окончания провала напряжения.

3.1.28 остаточное напряжение провала напряжения: Минимальное среднеквадратическое значение напряжения, отмеченное в течение провала напряжения.

Примечание — В соответствии с требованиями настоящего стандарта остаточное напряжение провала напряжения выражают в процентах опорного напряжения.

3.1.29 пороговое значение начала провала напряжения: Среднеквадратическое значение напряжения в системе электроснабжения, установленное для определения начала провала напряжения.

3.1.30 перенапряжение: Временное возрастание напряжения в конкретной точке электрической системы выше установленного порогового значения.

3.1.31 длительность перенапряжения: Интервал времени между моментом, когда напряжение в конкретной точке системы электроснабжения возрастает выше порогового значения начала перенапряжения, и моментом, когда напряжение падает ниже порогового значения окончания перенапряжения.

3.1.32 пороговое значение окончания перенапряжения: Среднеквадратическое значение напряжения в системе электроснабжения, установленное для определения окончания перенапряжения.

3.1.33 пороговое значение начала перенапряжения: Среднеквадратическое значение напряжения в системе электроснабжения, установленное для определения начала перенапряжения.

3.1.34 фликер: Ощущение неустойчивости зрительного восприятия, вызванное световым источником, яркость или спектральный состав которого изменяются во времени.

3.1.35 среднеквадратическое значение: Корень квадратный из среднеарифметического значения квадратов мгновенных значений величины, измеренных в течение установленного интервала времени и в установленной полосе частот.

3.1.36 усреднение по времени: Усреднение нескольких последовательных значений конкретного показателя КЭ, измеренных на одинаковых интервалах времени, для получения значения показателя при большем интервале времени.

Примечание — В ГОСТ 30804.4.30 применен термин «объединение по времени».

3.1.37 маркированные данные: Термин, применяемый для обозначения результатов измерений показателей КЭ и результатов их усреднения на временных интервалах, в пределах которых имели место прерывания, провалы напряжения или перенапряжения.

Примечания

1 При оценке соответствия электрической энергии нормам КЭ, установленным в настоящем стандарте, маркированные данные не учитывают.

2 В ряде случаев сведения о маркировании результатов измерений показателей КЭ могут учитываться при анализе качества электрической энергии (см. ГОСТ 30804.4.30).

3.1.38 качество электрической энергии (КЭ): Степень соответствия характеристик электрической энергии в данной точке электрической системы совокупности нормированных показателей КЭ.

3.1.39 несимметрия напряжений: Состояние трехфазной системы энергоснабжения переменного тока, в которой среднеквадратические значения основных составляющих междуфазных напряжений или углы сдвига фаз между основными составляющими междуфазных напряжений не равны между собой.

В настоящем стандарте приняты следующие обозначения:

— номинальное значение частоты электропитания, Гц;

— отклонение частоты, Гц;

— номинальное напряжение электропитания, В, кВ;

— согласованное напряжение электропитания, В, кВ;

— напряжение, равное номинальному или согласованному напряжению электропитания, В, кВ;

— отрицательное отклонение напряжения электропитания, % ;

— положительное отклонение напряжения электропитания, % ;

— значение основной гармонической составляющей напряжения, В, кВ;

— коэффициент -ой гармонической составляющей напряжения, % ;

— суммарный коэффициент гармонических составляющих напряжения, %;

— коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности, %;

— коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности, %;

— длительность провала напряжения, с;

— длительность прерывания напряжения, с;

— номер гармонической составляющей напряжения.

Изменения характеристик напряжения электропитания в точке передачи электрической энергии пользователю электрической сети, относящихся к частоте, значениям, форме напряжения и симметрии напряжений в трехфазных системах электроснабжения, подразделяют на две категории — продолжительные изменения характеристик напряжения и случайные события.

Продолжительные изменения характеристик напряжения электропитания представляют собой длительные отклонения характеристик напряжения от номинальных значений и обусловлены, в основном, изменениями нагрузки или влиянием нелинейных нагрузок.

Случайные события представляют собой внезапные и значительные изменения формы напряжения, приводящие к отклонению его параметров от номинальных. Данные изменения напряжения, как правило, вызываются непредсказуемыми событиями (например, повреждениями оборудования пользователя электрической сети) или внешними воздействиями (например, погодными условиями или действиями стороны, не являющейся пользователем электрической сети).

Применительно к продолжительным изменениям характеристик напряжения электропитания, относящихся к частоте, значениям, форме напряжения и симметрии напряжений в трехфазных системах, в настоящем стандарте установлены показатели и нормы КЭ.

Для случайных событий в настоящем стандарте приведены справочные данные (см. приложения А, Б).

Показателем КЭ, относящимся к частоте, является отклонение значения основной частоты напряжения электропитания от номинального значения, , Гц

,                                                                           (1)

где — значение основной частоты напряжения электропитания, Гц, измеренное в интервале времени 10 с в соответствии с требованиями ГОСТ 30804.4.30, подраздел 5.1;

— номинальное значение частоты напряжения электропитания, Гц.

Номинальное значение частоты напряжения электропитания в электрической сети равно 50 Гц.

Для указанного показателя КЭ установлены следующие нормы:

— отклонение частоты в синхронизированных системах электроснабжения не должно превышать ±0,2 Гц в течение 95% времени интервала в одну неделю и ±0,4 Гц в течение 100% времени интервала в одну неделю;

— отклонение частоты в изолированных системах электроснабжения с автономными генераторными установками, не подключенных к синхронизированным системам передачи электрической энергии, не должно превышать ±1 Гц в течение 95% времени интервала в одну неделю и ±5 Гц в течение 100% времени интервала в одну неделю.

При оценке соответствия электрической энергии нормам КЭ, относящимся к частоте, установленным в настоящем стандарте, должны быть проведены измерения по ГОСТ 30804.4.30, класс А, при этом маркированные данные не учитывают.

Медленные изменения напряжения электропитания (как правило, продолжительностью более 1 мин) обусловлены обычно изменениями нагрузки электрической сети.

Показателями КЭ, относящимися к медленным изменениям напряжения электропитания, являются отрицательное и положительное отклонения напряжения электропитания в точке передачи электрической энергии от номинального/согласованного значения, %:

;                                         (2)

,                                         (3)

 где , — значения напряжения электропитания, меньшие и большие соответственно, усредненные в интервале времени 10 мин в соответствии с требованиями ГОСТ 30804.4.30, подраздел 5.12;

— напряжение, равное стандартному номинальному напряжению или согласованному напряжению .

В электрических сетях низкого напряжения стандартное номинальное напряжение электропитания равно 220 В (между фазным и нейтральным проводниками для однофазных и четырехпроводных трехфазных систем) и 380 В (между фазными проводниками для трех- и четырехпроводных трехфазных систем).

В электрических сетях среднего и высокого напряжений вместо значения номинального напряжения электропитания принимают согласованное напряжение электропитания .

Для указанных выше показателей КЭ установлены следующие нормы: положительные и отрицательные отклонения напряжения в точке передачи электрической энергии не должны превышать 10% номинального или согласованного значения напряжения в течение 100% времени интервала в одну неделю.

Примечание — Установленные нормы медленных изменений напряжения электропитания относятся к 1008 интервалам времени измерений по 10 минут каждый.

Допустимые значения положительного и отрицательного отклонений напряжения в точках общего присоединения должны быть установлены сетевой организацией с учетом необходимости выполнения норм настоящего стандарта в точках передачи электрической энергии.

В электрической сети потребителя должны быть обеспечены условия, при которых отклонения напряжения питания на зажимах электроприемников не превышают установленных для них допустимых значений при выполнении требований настоящего стандарта к КЭ в точке передачи электрической энергии.

При оценке соответствия электрической энергии нормам КЭ, относящимся к медленным изменениям напряжения, установленным в настоящем стандарте, должны быть проведены измерения по ГОСТ 30804.4.30, подраздел 5.12, класс А, при этом маркированные данные не учитываются.

Колебания напряжения электропитания (как правило, продолжительностью менее 1 мин), в том числе одиночные быстрые изменения напряжения, обусловливают возникновение фликера.

Показателями КЭ, относящимися к колебаниям напряжения, являются кратковременная доза фликера , измеренная в интервале времени 10 мин, и длительная доза фликера , измеренная в интервале времени 2 ч, в точке передачи электрической энергии.

Для указанных показателей КЭ установлены следующие нормы:

кратковременная доза фликера не должна превышать значения 1,38,

длительная доза фликера не должна превышать значения 1,0

в течение 100% времени интервала в одну неделю.

При оценке соответствия электрической энергии нормам КЭ, относящимся к колебаниям напряжения, установленным в настоящем стандарте, должны быть проведены измерения по [1], при этом маркированные данные не учитывают.

4.2.3.1 Одиночные быстрые изменения напряжения

Одиночные быстрые изменения напряжения вызываются, в основном, резкими изменениями нагрузки в электроустановках потребителей, переключениями в системе либо неисправностями и характеризуются быстрым переходом среднеквадратического значения напряжения от одного установившегося значения к другому.

Обычно одиночные быстрые изменения напряжения не превышают 5% в электрических сетях низкого напряжения и 4% — в электрических сетях среднего напряжения, но иногда изменения напряжения с малой продолжительностью до 10% и до 6% соответственно могут происходить несколько раз в день.

Если напряжение во время изменения пересекает пороговое значение начала провала напряжения или перенапряжения, одиночное быстрое изменение напряжения классифицируют как провал напряжения или перенапряжение.

4.2.4.1 Гармонические составляющие напряжения

Гармонические составляющие напряжения обусловлены, как правило, нелинейными нагрузками пользователей электрических сетей, подключаемыми к электрическим сетям различного напряжения. Гармонические токи, протекающие в электрических сетях, создают падения напряжений на полных сопротивлениях электрических сетей. Гармонические токи, полные сопротивления электрических сетей и, следовательно, напряжения гармонических составляющих в точках передачи электрической энергии изменяются во времени.

Показателями КЭ, относящимися к гармоническим составляющим напряжения являются:

— значения коэффициентов гармонических составляющих напряжения до 40-го порядка в процентах напряжения основной гармонической составляющей в точке передачи электрической энергии;

— значение суммарного коэффициента гармонических составляющих напряжения (отношения среднеквадратического значения суммы всех гармонических составляющих до 40-го порядка к среднеквадратическому значению основной составляющей) , % в точке передачи электрической энергии.

Для указанных показателей КЭ установлены следующие нормы:

а) значения коэффициентов гармонических составляющих напряжения , усредненные в интервале времени 10 мин, не должны превышать значений, установленных в таблицах 1-3, в течение 95% времени интервала в одну неделю;

б) значения коэффициентов гармонических составляющих напряжения , усредненные в интервале времени 10 мин, не должны превышать значений, установленных в таблицах 1-3, увеличенных в 1,5 раза, в течение 100% времени каждого периода в одну неделю;

в) значения суммарных коэффициентов гармонических составляющих напряжения , усредненные в интервале времени 10 мин, не должны превышать значений, установленных в таблице 4, в течение 95% времени интервала в одну неделю;

г) значения суммарных коэффициентов гармонических составляющих напряжения , усредненные в интервале времени 10 мин, не должны превышать значений, установленных в таблице 5, в течение 100% времени интервала в одну неделю.

Таблица 1 — Значения коэффициентов нечетных гармонических составляющих напряжения не кратных трем [см.4.2.4.1, перечисления а), б)]

Порядок гармонической составляющей	Значения коэффициентов гармонических составляющих напряжения , %
	Напряжение электрической сети, кВ
	0,38	6-25	35	110-220
5	6	4	3	1,5
7	5	3	2,5	1
11	3,5	2	2	1
13	3,0	2	1,5	0,7
17	2,0	1,5	1	0,5
19	1,5	1	1	0,4
23	1,5	1	1	0,4
25	1,5	1	1	0,4
>25	1,5	1	1	0,4

Таблица 2 — Значения коэффициентов нечетных гармонических составляющих напряжения, кратных трем [см. 4.2.4.1, перечисления а), б)]

Порядок гармонической составляющей	Значения коэффициентов напряжения гармонических составляющих , %
	Напряжение электрической сети, кВ
	0,38	6-25	35	110-220
3	5	3	3	1,5
9	1,5	1	1	0,4
15	0,3	0,3	0,3	0,2
21	0,2	0,2	0,2	0,2
>21	0,2	0,2	0,2	0,2

Таблица 3 — Значения коэффициентов напряжения четных гармонических составляющих [см.4.2.4.1, перечисления а), б)]

Порядок гармонической составляющей	Значения коэффициентов гармонических составляющих напряжения , %
	Напряжение электрической сети, кВ
	0,38	6-25	35	110-220
2	2	1,5	1	0,5
4	1	0,7	0,5	0,3
6	0,5	0,3	0,3	0,2
8	0,5	0,3	0,3	0,2
10	0,5	0,3	0,3	0,2
12	0,2	0,2	0,2	0,2
>12	0,2	0,2	0,2	0,2

Таблица 4 — Значения суммарных коэффициентов гармонических составляющих напряжения [см. 4.2.4.1, перечисление в)]

Значения суммарных коэффициентов гармонических составляющих напряжения , %
Напряжение электрической сети, кВ
0,38	6-25	35	110-220
8,0	5,0	4,0	2,0

Таблица 5 — Значения суммарных коэффициентов гармонических составляющих напряжения [см. 4.2.4.1, перечисление г)]

Значения суммарных коэффициентов гармонических составляющих напряжения , %
Напряжение электрической сети, кВ
0,38	6-25	35	110-220
12,0	8,0	6,0	3,0

Измерения напряжения гармонических составляющих должны быть проведены в соответствии с требованиями ГОСТ 30804.4.7, класс I, в интервалах времени 10 периодов без промежутков между интервалами с последующим усреднением в интервале времени 10 мин. В качестве результатов измерений в интервалах времени 10 периодов должны быть применены гармонические подгруппы по ГОСТ 30804.4.7, подраздел 3.2.

В качестве суммарных коэффициентов гармонических составляющих напряжения должны быть применены суммарные коэффициенты гармонических подгрупп по ГОСТ 30804.4.7, подраздел 3.3.

При оценке соответствия электрической энергии нормам КЭ, относящимся к гармоническим составляющим напряжения, установленным в настоящем стандарте, маркированные данные не учитывают.

4.2.4.2 Интергармонические составляющие напряжения

Уровень интергармонических составляющих напряжения электропитания увеличивается в связи с применением в электроустановках частотных преобразователей и другого управляющего оборудования.

Допустимые уровни интергармонических составляющих напряжения электропитания находятся на рассмотрении.

Несимметрия трехфазной системы напряжений обусловлена несимметричными нагрузками потребителей электрической энергии или несимметрией элементов электрической сети.

Показателями КЭ, относящимися к несимметрии напряжений в трехфазных системах, являются коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности и коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности .

Для указанных показателей КЭ установлены следующие нормы:

— значения коэффициентов несимметрии напряжений по обратной последовательности и несимметрии напряжений по нулевой последовательности в точке передачи электрической энергии, усредненные в интервале времени 10 мин, не должны превышать 2% в течение 95% времени интервала в одну неделю;

— значения коэффициентов несимметрии напряжений по обратной последовательности и несимметрии напряжений по нулевой последовательности в точке передачи электрической энергии, усредненные в интервале времени 10 мин, не должны превышать 4% в течение 100% времени интервала в одну неделю.

При оценке соответствия электрической энергии нормам КЭ, относящимся к несимметрии напряжений, установленным в настоящем стандарте, должны быть проведены измерения по ГОСТ 30804.4.30, подраздел 5.7, класс А, при этом маркированные данные не учитывают.

Допустимые уровни напряжения сигналов, передаваемых по электрическим сетям, и методы оценки соответствия требованиям находятся на рассмотрении.

Прерывания напряжения относят к создаваемым преднамеренно, если пользователь электрической сети информирован о предстоящем прерывании напряжения, и к случайным, вызываемым длительными или кратковременными неисправностями, обусловленными, в основном, внешними воздействиями, отказами оборудования или влиянием электромагнитных помех.

Создаваемые преднамеренно прерывания напряжения, как правило, обусловлены проведением запланированных работ в электрических сетях.

Случайные прерывания напряжения подразделяют на длительные (длительность более 3 мин) и кратковременные (длительность не более 3 мин).

Ежегодная частота длительных прерываний напряжения (длительностью более 3 мин) в значительной степени зависит от особенностей системы электроснабжения (в первую очередь, применения кабельных или воздушных линий) и климатических условий. Кратковременные прерывания напряжения наиболее вероятны при их длительности менее нескольких секунд.

В трехфазных системах электроснабжения к прерываниям напряжения относят ситуацию, при которой напряжение меньше 5% опорного напряжения во всех фазах. Если напряжение меньше 5% опорного напряжения не во всех фазах, ситуацию рассматривают, как провал напряжения.

Пороговое значение начала прерывания считают равным 5% опорного напряжения.

Характеристики кратковременных прерываний напряжения приведены в приложении А.

4.3.2.1 Провалы напряжения

Провалы напряжения обычно происходят из-за неисправностей в электрических сетях или в электроустановках потребителей, а также при подключении мощной нагрузки.

Провал напряжения, как правило, связан с возникновением и окончанием короткого замыкания или иного резкого возрастания тока в системе или электроустановке, подключенной к электрической сети. В соответствии с требованиями настоящего стандарта провал напряжения рассматривается как электромагнитная помеха, интенсивность которой определяется как напряжением, так и длительностью. Длительность провала напряжения может быть до 1 мин.

В трехфазных системах электроснабжения за начало провала напряжения принимают момент, когда напряжение хотя бы в одной из фаз падает ниже порогового значения начала провала напряжения, за окончание провала напряжения принимают момент, когда напряжение во всех фазах возрастает выше порогового значения окончания провала напряжения.

4.3.2.2 Перенапряжения

Перенапряжения, как правило, вызываются переключениями и отключениями нагрузки. Перенапряжения могут возникать между фазными проводниками или между фазными и защитным проводниками. В зависимости от устройства заземления короткие замыкания на землю могут также приводить к возникновению перенапряжения между фазными и нейтральным проводниками. В соответствии с требованиями настоящего стандарта перенапряжение рассматривается как электромагнитная помеха, интенсивность которой определяется как напряжением, так и длительностью. Длительность перенапряжения может быть до 1 мин.

4.3.2.3 Определение и оценка провалов напряжения и перенапряжений

Оба явления — провалы и перенапряжения — непредсказуемы и в значительной степени случайны. Частота возникновения их зависит от типа системы электроснабжения, точки наблюдения, времени года.

Характеристики провалов напряжения и перенапряжений, а также данные об определении и оценке их приведены в приложении А.

Импульсные напряжения в точке передачи электрической энергии пользователю электрической сети вызываются, в основном, молниевыми разрядами или процессами коммутации в электрической сети или электроустановке потребителя электрической энергии. Время нарастания импульсных напряжений может изменяться в широких пределах (от значений менее 1 микросекунды до нескольких миллисекунд).

Импульсные напряжения, вызванные молниевыми разрядами, в основном, имеют большие амплитуды, но меньшие значения энергии, чем импульсные напряжения, вызванные коммутационными процессами, характеризующимися, как правило, большей длительностью.

Значения импульсных напряжений в электрических сетях низкого, среднего и высокого напряжения приведены в приложении Б.

Приложение А
(справочное)

А.1 Провалы и прерывания напряжения

Провалы и прерывания напряжения классифицируют в соответствии с [2] (см. таблицы А.1 и А.2). Цифры, помещаемые в ячейки таблицы, отражают число соответствующих событий.

Таблица А.1 — Классификация провалов напряжения по остаточному напряжению и длительности

Остаточное напряжение , % опорного напряжения	Длительность провала (прерывания) напряжения , с
	0,010,2	0,20,50	0,51	15	520	2060
908
8570
7040
4010
105

Таблица А.2 — Классификация кратковременных прерываний напряжения по длительности

Остаточное напряжение , % опорного напряжения	Длительность прерывания напряжения , с
	0,5	0,51	15	520	2060	60180
50

Провалы и прерывания напряжения измеряют в соответствии с ГОСТ 30804.4.30 на основе измерений среднеквадратических значений напряжения, обновляемых для каждого полупериода. Параметрами провалов, прерываний напряжения, являющимися объектами рассмотрения в настоящем стандарте, являются остаточное напряжение и длительность.

В электрических сетях низкого напряжения, четырехпроводных трехфазных системах учитывают фазные напряжения; в трехпроводных трехфазных системах учитывают линейные напряжения; в случае однофазного подключения учитывают питающее напряжение (фазное или линейное в соответствии с подключением потребителя).

Пороговое значение начала провала напряжения принимают равным 90% опорного напряжения. Пороговое значение начала прерывания напряжения принимают равным 5% опорного напряжения.

Примечание — При измерениях в многофазных системах рекомендуется определять и записывать число фаз, затрагиваемых каждым событием.

Для электрических сетей трехфазных систем следует использовать многофазное сведение данных, которое заключается в определении эквивалентного события, характеризующегося одной длительностью и одним остаточным напряжением.

Результаты измерений характеристик провалов и прерываний напряжения в электрических сетях по данным [2] приведены в таблицах А.3 и А.4.

Таблица А.3 — Результаты измерений характеристик провалов и прерываний напряжения для кабельных электрических сетей

Остаточное напряжение , % опорного напряжения	Длительность провала (прерывания) напряжения , с
	0,010,1	0,10,5	0,51	13	320	2060
9070	63	38	8	1	1	0
7040	8	29	4	0	0	0
400	6	17	1	3	0	0
=0	1	1	2	1	1	10

Таблица А.4 — Результаты измерений характеристик провалов и прерываний напряжения для смешанных (кабельных и воздушных) электрических сетей

Остаточное напряжение , % опорного Напряжения	Длительность провала (прерывания) напряжения, , с
	0,010,1	0,10,5	0,51	13	320	2060
9070	111	99	20	8	3	1
7040	50	59	14	3	1	0
400	5	26	11	4	1	1
=0	5	25	104	10	15	24

А.2 Перенапряжения

Перенапряжения измеряют в соответствии с ГОСТ 30804.4.30, подраздел 5.4 на основе измерений среднеквадратических значений напряжения, обновляемых для каждого полупериода. Пороговое значение начала перенапряжения принимают равным 110% опорного напряжения.

В среднем за год в точке присоединения возможны около 30 перенапряжений. При обрыве нулевого проводника в трехфазных электрических сетях напряжением до 1 кВ, работающих с глухо заземленной нейтралью, возникают временные перенапряжения между фазой и землей. Уровень таких перенапряжений при значительной несимметрии фазных нагрузок может достигать значений линейного напряжения, а длительность — нескольких часов.

В системах низкого напряжения, при определенных обстоятельствах, неисправность, произошедшая электрически выше трансформатора, может породить временные перенапряжения на стороне низкого напряжения на время, в течение которого протекает ток, вызванный неисправностью. Такие перенапряжения в общем случае не превышают 1,5 кВ.

Для систем среднего напряжения ожидаемая величина такого перенапряжения зависит от типа заземления в системе. В системах с жестко заземленной нейтралью или с заземлением нейтрали через сопротивление перенапряжение обычно не превышает 1,7. В системах с изолированной нейтралью или с заземлением нейтрали через реактор перенапряжение обычно не превышает 2,0. Тип заземления указывается оператором сети.

Приложение Б

(справочное)

Расчетные значения импульсных напряжений, вызываемых молниевыми разрядами в точках присоединения к электрической сети, показанных на рисунке Б.1, приведены для фазных номинальных напряжений сети.

          
ВЛ — воздушная линия; КЛ — кабельная линия; РП-А, РП-Б, РП-В — распределительные подстанции; Тр, Тр — силовые трансформаторы; , — напряжения на первичной и вторичной обмотках силового трансформатора; а, b, с, d, е, f, g, k, I, m, n — возможные точки присоединения к электрической сети

Рисунок Б.1 — Точки присоединения к электрической сети

Формы импульсов, характерные для точек присоединения на рисунке Б.1, показаны на рисунках Б.2-Б.4.

Рисунок Б.2 — Форма импульсов, характерная для точек присоeдинения a, c, d, e на рисунке Б.1.

Рисунок Б.3 — Форма импульсов, характерная для точек присоединения f, g, n на рисунке Б.1.

Рисунок Б.4 — Форма импульсов, характерная для точек присоединения b, l, k на рисунке Б.1.

Значения импульсных напряжений, вызываемых молниевыми разрядами в точках присоединения к электрической сети, показанных на рисунке В.1*, приведены в таблице Б.1.

________________

* Нумерация соответствует оригиналу. — Примечание изготовителя базы данных.

Таблица Б.1 — Значения импульсных напряжений, вызываемых молниевыми разрядами, кВ

Место расположения точек присоединения	Варианты точек на рисунке Б.1	Номинальное напряжение электрической сети, кВ
		0,38	6	10	35	110	220
Воздушная линия (ВЛ)	a, c		100	125	325	800	1580
	b		160 2000	190 2000	575 2000	1200 2000	2400 2000
Кабельная линия (КЛ)	d		100	125	325	800	1580
	l	—	34	48	140	350	660
	е, k	—	—	—	—	—	—
Силовой трансформатор (Тр)	f, g, n	—	60	80	200	480	750
	m	—	34	48	140	350	660
В варианте точек присоединения b в числителе указано импульсное напряжение на металлических и железобетонных опорах, в знаменателе — на деревянных опорах. Импульсные напряжения в точке присоединения l соответствуют случаю отсутствия воздушной линии электропередачи на стороне вторичного напряжения трансформатора Тр (см. рисунок Б.1) и значениям напряжений обмоток Тр, , соответствующим двум номинальным напряжениям, расположенным рядом в шкале стандартных напряжений (например 35 и 10 кВ, 110 и 220 кВ). При других сочетаниях номинальных напряжений Тр (например, 110 и 10 кВ, 35 и 6 кВ и т.д.) импульсные напряжения, проходящие через обмотки трансформатора, меньше указанных значений. При наличии на распределительной подстанции типа РП-Б, РП-В (см. рисунок Б.1) воздушных линий электропередачи значения импульсных напряжений в точках присоединения е и k такое же, как в варианте точек присоединения d и с. При отсутствии на распределительной подстанции типа РП-Б, РП-В воздушных линий электропередачи импульсные напряжения в точках присоединения е и k определяются значениями импульсных напряжений в начале кабельной линии (точки d и l), уменьшенными в соответствии с данными по затуханию грозовых импульсов в кабельных линиях в зависимости от длины линии. Указанные в данной строке значения импульсных напряжений справедливы при условии расположения точек общего присоединения f, g, n на вводах силового трансформатора и наличии связи рассматриваемой обмотки с воздушной линией. При отсутствии связи (точка m на рисунке Б.1) импульсные напряжения соответствуют точке присоединения /. Значения импульсных напряжений с вероятностью 90% не превышают 10 кВ — в воздушной сети напряжением 0,38 кВ и 6 кВ — во внутренней проводке зданий и сооружений.

Значения коммутационных импульсных напряжений при их длительности на уровне 0,5 амплитуды импульса, равной 1000-5000 мкс, приведены в таблице Б.2

Таблица Б.2 — Значения коммутационных импульсных напряжений

Номинальное напряжение электрической сети, кВ	0,38	3	6	10	20	35	110	220
Коммутационное импульсное напряжение, кВ	4,5	15,5	27	43	85,5	148	363	705

Вероятность превышения значений коммутационных импульсных напряжений, указанных в таблице Б.2, составляет не более 5%, а значений импульсных напряжений, вызываемых молниевыми разрядами (таблица Б.1) — не более 10% для воздушных линий с металлическими и железобетонными опорами и 20% — для воздушных линий с деревянными опорами.

Значения импульсных напряжений в электрической сети потребителя могут превышать указанные в таблице Б.1 значения за счет молниевых поражений в самой сети потребителя, отражений и преломлений импульсов в сети потребителя и частично — за счет разброса параметров импульсов.

[1]	IEC 61000-4-15:2010	Electromagnetic compatibility (EMC) — Part 4-10: Testing and measurement techniques — Flikermeter — Functional and design specifcations (Электромагнитная совместимость (ЭМС). Часть 4-15. Методы измерений и испытаний. Фликерметр. Функциональные и конструктивные требования)
[2]	IEC 61000-2-8:2002	Electromagnetic compatibility (EMC) — Part 2-8: Environment — Voltage dips, short interruptions on public electric power supply system with statistical measurement results (Электромагнитная совместимость (ЭMC). Часть 2-8. Электромагнитная обстановка. Провалы и кратковременные прерывания напряжения в общественных системах электроснабжения со статистическими результатами измерений)

ГОСТ 29322–2014 «Напряжения стандартные»: y_kharechko — LiveJournal

Юрий Харечко (y_kharechko) wrote,
2017-06-24 12:09:00 Юрий Харечко
y_kharechko
2017-06-24 12:09:00

Category: ГОСТ 29322–2014 (IEC 60038:2009) «Напряжения стандартные» действует с 1 октября 2015 г. Он подготовлен на основе стандарта МЭК 60038:2009 «Стандартные напряжения МЭК». ГОСТ 29322 заменили ГОСТ 29322–92 (МЭК 38–83) «Стандартные напряжения», который действовал с 1 января 1993 г.
ГОСТ 29322 распространяется на:
— электрические системы переменного тока номинальным напряжением более 100 В и стандартной частотой 50 Гц или 60 Гц, используемые для передачи, распределения и потребления электроэнергии, и электрооборудование, применяемое в таких системах;
— тяговые системы переменного и постоянного тока;
— электрооборудование переменного тока с номинальным напряжением менее 120 В и частотой (как правило, но не только) 50 или 60 Гц, электрооборудование постоянного тока с номинальным напряжением менее 750 В. К такому оборудованию относятся батареи (из элементов или аккумуляторов), другие источники питания переменного или постоянного тока, электрическое оборудование (включая промышленное и коммуникационное) и бытовые электроприборы.
ГОСТ 29322 не распространяется на напряжения, используемые для получения и передачи сигналов или при измерениях. Стандарт не распространяется на стандартные напряжения компонентов или частей, применяемых в электрических устройствах или электрооборудовании.
ГОСТ 29322 устанавливает значения стандартного напряжения, которые предназначены для применения в качестве:
— предпочтительных значений для номинального напряжения электрических систем питания;
— эталонных значений для электрооборудования и проектируемых электрических систем.
В ГОСТ 29322 уточнена и дополнена терминология, которая согласована с терминологией ГОСТ 30331.1 (см http://y-kharechko.livejournal.com/4077.html , http://y-kharechko.livejournal.com/7044.html ). В межгосударственном стандарте более корректно изложены некоторые требования стандарта МЭК 60038.
ГОСТ 29322, в частности, установил значения номинального напряжения равными 230/400 и 400/690 В. Эти значения номинального напряжения представляет собой логический результат эволюции значений 220/380, 240/415 и 380/660 В, которые применялись ранее во многих странах. Однако в национальной нормативной документации до сих пор применяют эти устаревшие значения номинального напряжения (см. http://y-kharechko.livejournal.com/5633.html ), препятствуя, тем самым, техническому развитию низковольтных электрических сетей.
Номинальное напряжение 230/400 В обозначает следующее: 230 В – напряжение между фазой и нейтралью, 400 В – напряжение между фазами. Напряжение в точке подключения однофазной электроустановки здания к низковольтной электрической сети должно быть равным 230 В ± 10 %, трёхфазной электроустановки здания – 400 В ± 10 %.

• В электроустановке здания разрешено только одно заземляющее устройство

  В Интернете опубликовано много дезинформации о системах TN — C , TN- S , TN-C- S , TT , IT , которую подготовили лица, не владеющие современной…

• Система распределения электроэнергии

  В Интернете опубликовано много дезинформации о системах TN-C, TN-S, TN-C-S, TT, IT, которую подготовили лица, не владеющие современной терминологией…

• Согласование УЗИП и УДТ

  Рассмотрим требования к защите при повреждении и согласованию устройств защиты от импульсных перенапряжений (УЗИП) и устройств дифференциального тока…

Photo

Hint http://pics.livejournal.com/igrick/pic/000r1edq

ГОСТ 6962-75 — Транспорт электрифицированный с питанием от контактной сети. Ряд напряжений

ГОСТ 6962-75

Группа Е02

Дата введения 1977-01-01

1. РАЗРАБОТАН И ВНЕСЕН Министерством путей сообщения СССР

РАЗРАБОТЧИКИ

Н.А.Фуфянский, А.И.Скачков, О.П.Поярков, Б.М.Бородулин, Д.К.Томлянович, Е.А.Хохлов.

2. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Постановлением Государственного комитета стандартов Совета Министров СССР от 14 ноября 1975 г. N 3137

3. Стандарт соответствует международному стандарту МЭК 38-83 в части номинальных напряжений.

4. Ограничение срока действия снято по решению Межгосударственного Совета по стандартизации, метрологии и сертификации (ИУС 2-92)

5. ПЕРЕИЗДАНИЕ (март 1996 г.) с Изменением N 1, утвержденным в ноябре 1991 г. (ИУС 2-92)

ВЗАМЕН ГОСТ 6962-54

1. Настоящий стандарт распространяется на электрифицированный транспорт переменного частоты 50 Гц и постоянного тока — магистральный и промышленный, а также на городской электрифицированный транспорт постоянного тока.

Стандарт не распространяется на внутрицеховой электрифицированный транспорт, а также на транспорт, питаемый по трехпроводной системе электроснабжения.

2. Напряжения на шинах тяговой подстанции и на токоприемнике электроподвижного состава должны соответствовать указанным в таблице.

	Напряжение, В
Вид электрифицированного транспорта	на шинах тяговой подстанции		на токоприемнике электроподвижного состава
	номи- нальное	наиболь- шее	номи- нальное	наиболь- шее	наимень- шее
1. Железные дороги:
а) магистральные:
переменного тока	27500	29000	25000	29000	19000
постоянного тока	3300	3850	3000	3850	2200
б) промышленные:	10500	11500	10000	11500	7500
подъездные и карьерные пути переменного тока	27500	29000	25000	29000	19000
подъездные, карьерные и внутризаводские пути постоянного тока	3300 1650 (600)	3850 1950 (700)	3000 1500 (550)	3850 1950 (700)	2200 1100 (400)
2. Городской электрифицированный транспорт:
метрополитен	825	975	750	975	550
трамвай, троллейбус	600	700	550	700	400

Примечания:

1. Расчетный уровень наименьших напряжений для проектирования устройств электроснабжения устанавливается министерством, эксплуатирующим электрифицированный транспорт.

2. На участках, где применяют рекуперативное торможение, наибольшее напряжение на токоприемнике электроподвижного состава не должно превышать:

4000 В — для магистральных железных дорог постоянного тока;

720 В — для трамвая и троллейбуса.

3. На промышленных железных дорогах постоянного тока для подвижного состава, изготовленного по заказам внешнеторговых организаций, допускается снижение наименьшего напряжения до 2000 и 1000 В.

4. Значения напряжений, указанные в скобках, допускается применять только для промышленных железных дорог, электроснабжение которых осуществляется от тяговых подстанций трамвая и троллейбуса.

4а. Указанные в таблице напряжения магистральных железных дорог переменного тока должны быть обеспечены при сопротивлении системы электроснабжения не более 30 Ом.

5. Пояснение терминов дано в приложении.

(Измененная редакция, Изм. N 1).

ПРИЛОЖЕНИЕ (справочное). Пояснение терминов, встречающихся в стандарте

ПРИЛОЖЕНИЕ
Справочное

Термин	Пояснение
1. Наибольшее напряжение	Наибольшее допускаемое значение напряжения на шинах тяговых подстанций и токоприемниках электроподвижного состава при любых эксплуатационных условиях, за исключением коммутационных режимов
2. Наименьшее напряжение	Наименьшее допускаемое значение напряжения на токоприемниках электроподвижного состава при любых эксплуатационных условиях, за исключением коммутационных режимов

ГОСТ Р МЭК 61557-1-2005 Сети электрические распределительные низковольтные напряжением до 1000 В переменного тока и 1500 В постоянного тока. Электробезопасность. Аппаратура для испытания, измерения или контроля средств защиты. Часть 1. Общие требования

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ
	НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ	ГОСТ Р 61557-1-2006

Сети электрические распределительные низковольтные напряжением до 1000 В переменного тока и 1500 В постоянного тока

ЭЛЕКТРОБЕЗОПАСНОСТЬ.
АППАРАТУРА ДЛЯ ИСПЫТАНИЯ, ИЗМЕРЕНИЯ ИЛИ КОНТРОЛЯ СРЕДСТВ ЗАЩИТЫ

Часть 1

Общие требования

IEC 61557-1:1997

Electrical safety in low voltage distribution systems up to 1000 V a.c. and 1500 V d.c. —

Equipment for testing, measuring or monitoring of protective measures — Part 1:

General requirements (IDT)

Москва Стандартинформ 2006

Предисловие

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. № 184-ФЗ «О техническом регулировании», а правила применения национальных стандартов Российской Федерации — ГОСТ Р 1.0-2004 «Стандартизация в Российской Федерации. Основные положения»

Сведения о стандарте

1 ПОДГОТОВЛЕН ОАО «НИИ Электромера» на основе собственного аутентичного перевода стандарта, указанного в пункте 4

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 233 «Измерительная аппаратура для электрических и электромагнитных величин»

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 28 декабря 2005 г. № 376-ст

4 Настоящий стандарт идентичен международному стандарту МЭК 61557-1:1997 «Электробезопасность в низковольтных распределительных сетях напряжением до 1000 В переменного тока и 1500 В постоянного тока. Аппаратура для испытания, измерения или контроля средств защиты. Часть 1. Общие требования » (IEC 61557-1:1997 «Electrical safety in low voltage distribution systems up to 1000 V a.c. and 1500 V d.c. — Equipment for testing, measuring or monitoring of protective measures — Part 1: General requirements»).

Наименование настоящего стандарта изменено относительно наименования указанного международного стандарта для приведения в соответствие с ГОСТ Р 1.5-2004 (пункт 3.5).

При применении настоящего стандарта рекомендуется использовать вместо ссылочных международных стандартов соответствующие им национальные стандарты Российской Федерации, сведения о которых приведены в дополнительном приложении А

5 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодно издаваемом информационном указателе «Национальные стандарты», а текст изменений и поправок — в ежемесячно издаваемых информационных указателях «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячно издаваемом информационном указателе «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет

Содержание

1 Область применения 2 Нормативные ссылки 3 Термины и определения 3.1 Термины и определения, относящиеся ко всем частям МЭК 61557 3.2 Термины и определения, относящиеся к МЭК 61557-2 3.3 Термины и определения, относящиеся к МЭК 61557-3 3.4 Термины и определения, относящиеся к МЭК 61557-4 3.5 Термины и определения, относящиеся к МЭК 61557-5 3.6 Термины и определения, относящиеся к МЭК 61557-6 3.7 Термины и определения, относящиеся к МЭК 61557-7 3.8 Термины и определения, относящиеся к МЭК 61557-8 4 Требования 4.1 Погрешность в рабочих условиях применения В и приведенная погрешность в рабочих условиях применения, выраженная в процентах В [%] 4 2 Номинальные рабочие условия применения 4.3 Устройство проверки батарей 4.4 Зажимы 4.5 Класс защиты 4.6 Степень загрязнения 4.7 Категория перенапряжения 4.8 Электромагнитная совместимость (ЭМС) 4.9 Испытания на вибрацию 5 Маркировка и руководство по эксплуатации 5.1 Маркировка 5.2 Руководство по эксплуатации 6 Испытания 6.1 Влияние положения 6.2 Влияние температуры 6.3 Влияние напряжения питания 6.4 Устройства для проверки батарей 6.5 Класс защиты 6.6 Зажимы 6.7 Механические требования 6.8 Маркировка и руководство по эксплуатации Приложение А (справочное) Сведения о соответствии национальных стандартов Российской Федерации ссылочным международным стандартам

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Сети электрические распределительные низковольтные напряжением до 1000 В переменного тока и 1500 В постоянного тока ЭЛЕКТРОБЕЗОПАСНОСТЬ. АППАРАТУРА ДЛЯ ИСПЫТАНИЯ, ИЗМЕРЕНИЯ ИЛИ КОНТРОЛЯ СРЕДСТВ ЗАЩИТЫ Часть 1 Общие требования Low voltage distribution systems up to 1000 V a.c. and 1500 V d.c. Electrical safety. Equipment for testing, measuring or monitoring of protective measures. Part 1. General requirements

Дата введения — 2006-09-01

Настоящий стандарт устанавливает общие требования к испытательной, измерительной и контрольной аппаратуре для проверки электрической безопасности в низковольтных распределительных сетях с номинальными напряжениями до 1000 В переменного тока и 1500 В постоянного тока.

В случаях, когда измерительная аппаратура или установки выполняют функции различных измерительных устройств, входящих в сферу действия стандартов серии МЭК 61557, к каждой из этих функций применяют соответствующий стандарт указанной серии стандартов.

Примечание — Термин «измерительная аппаратура» далее используется для обозначения испытательной, измерительной и контрольной аппаратуры.

В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты:

МЭК 60038:1983 Стандартные напряжения

МЭК 60050 (601):1985 Международный электротехнический словарь — Глава 601: Генерирование, передача и распределение электроэнергии. Общие положения

МЭК 60050 (603):1986 Международный электротехнический словарь — Глава 603: Генерирование, передача и распределение электроэнергии. Планирование и управление энергетическими системами

МЭК 60050 (826):1982 Международный электротехнический словарь — Глава 826: Электроустановки зданий

МЭК 60051-1:1997 Показывающие аналоговые электроизмерительные приборы прямого действия и вспомогательные части к ним — Часть 1: Определения и общие требования ко всем частям

МЭК 359:2001 Способы выражения функциональных характеристик электрической и электронной измерительной аппаратуры

МЭК 364-4-41:1992 Электроустановки зданий — Часть 4: Требования безопасности — Глава 41: Защита от поражения электрическим током

МЭК 60364-6-61:1986 Электроустановки зданий — Часть 6: Проверка — Глава 61: Первичная проверка

МЭК 529:1989 Степени защиты, обеспечиваемые оболочками ( IP код)

МЭК 61010-1:1990 Безопасность электрических контрольно-измерительных приборов и лабораторного оборудования. Часть 1. Общие требования

МЭК 61557-2:1997 Электробезопасность в низковольтных распределительных сетях напряжением до 1000 В переменного тока и 1500 В постоянного тока. Аппаратура для испытания, измерения или контроля средств защиты. Часть 2: Сопротивление изоляции

МЭК 61557-3:1997 Электробезопасность в низковольтных распределительных сетях напряжением до 1000 В переменного тока и 1500 В постоянного тока. Аппаратура для испытания, измерения или контроля средств защиты. Часть 3: Полное сопротивление контура

МЭК 61557-4:1997 Электробезопасность в низковольтных распределительных сетях напряжением до 1000 В переменного тока и 1500 В постоянного тока. Аппаратура для испытания, измерения или контроля средств защиты. Часть 4: Сопротивление заземления и эквипотенциального соединения

МЭК 61557-5:1997 Электробезопасность в низковольтных распределительных сетях напряжением до 1000 В переменного тока и 1500 В постоянного тока. Аппаратура для испытания, измерения или контроля средств защиты. Часть 5: Сопротивление относительно земли

МЭК 61557-6:1997 Электробезопасность в низковольтных распределительных сетях напряжением до 1000 В переменного тока и 1500 В постоянного тока. Аппаратура для испытания, измерения или контроля средств защиты. Часть 6: Устройства защиты, управляемые остаточным током (УОТ), в сетях с заземленной нейтралью (ТТ и TN системы)

МЭК 61557-7:1997 Электробезопасность в низковольтных распределительных сетях напряжением до 1000 В переменного тока и 1500 В постоянного тока. Аппаратура для испытания, измерения или контроля средств защиты. Часть 7: Последовательность чередования фаз

МЭК 61557-8:1997 Электробезопасность в низковольтных распределительных сетях напряжением до 1000 В переменного тока и 1500 В постоянного тока. Аппаратура для испытания, измерения или контроля средств защиты. Часть 8: Устройства контроля сопротивления изоляции в сетях с изолированной нейтралью ( IT система)

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями.

3.1 Термины и определения, относящиеся ко всем частям МЭК 61557

3.1.1 номинальное напряжение распределительной сети ( nominal voltage of the distribution system ) U_n : Напряжение, указанное в обозначении распределительной сети или аппаратуры, к которому относятся установленные рабочие характеристики [МЭК 38, пункт 1, измененный].

3.1.2 рабочее напряжение сети ( operating voltage in a system ): Значение напряжения при нормальных условиях в конкретной точке сети [МЭС 601-01-22].

3.1.3 напряжение относительно земли ( voltage against earth ) U ₀ :

а) в распределительных сетях с заземленной нейтралью — напряжение между фазным проводником и заземленной нейтралью;

б) во всех других распределительных сетях — напряжение между незаземленными фазными проводниками и землей, когда один из фазных проводников накоротко соединен с землей.

3.1.4 аварийное напряжение ( fault voltage ) U_f : Напряжение, появляющееся в результате повреждения на доступных проводящих частях (и/или внешних проводящих частях) по отношению к земле.

3.1.5 напряжение прикосновения ( touch voltage ) U_t : Напряжение, появляющееся при повреждении изоляции, между одновременно доступными частями [МЭС 826-02-02].

3.1.6 условный предел напряжения прикосновения ( conventional touch voltage limit ) U_L : Максимально допустимое в течение неограниченного времени напряжение прикосновения для установленных условий внешних воздействий, обычно равное 50 В среднеквадратического значения переменного тока или 120 В постоянного тока без пульсаций [МЭС 826-02-04, измененный].

3.1.7 номинальный диапазон напряжений ( nominal range of voltages ): Диапазон напряжений, для которого предназначена измерительная аппаратура.

3.1.8 напряжение питания ( supply voltage ) U_v : Напряжение в точке, в которой измерительная аппаратура получает или может получать электрическую энергию в качестве питания.

3.1.9 выходное напряжение ( output voltage ) U_a : Напряжение на выходных зажимах измерительной аппаратуры, с которых эта аппаратура выдает или может выдавать электрическую энергию.

3.1.10 напряжение разомкнутой цепи ( open — circuit voltage ) U_q : Напряжение на зажимах измерительной аппаратуры при отсутствии нагрузки.

3.1.11 номинальное напряжение измерительной аппаратуры ( nominal voltage of measuring equipment ) U_me : Напряжение, при котором должна использоваться измерительная аппаратура и значение которого указано в ее маркировке.

3.1.12 внешнее напряжение ( extraneous voltage ): Напряжение, которое может возникнуть при внешних воздействиях на измерительную аппаратуру. Оно не требуется для работы измерительной аппаратуры, но может повлиять на ее работу.

3.1.13 номинальный ток ( nominal current ) I_n : Ток измерительной аппаратуры при номинальных условиях.

3.1.14 ток короткого замыкания ( short — circuit current ) I_k : Ток, протекающий через накоротко замкнутые зажимы измерительной аппаратуры.

3.1.15 номинальная частота ( nominal frequency ) f_n : Частота, для работы на которой измерительная аппаратура предназначена.

3.1.16 емкость утечки распределительных сетей ( leakage capacitance of the distribution systems ) C_e : Максимально допустимое значение общей емкости контролируемой сети относительно земли, включая любые присоединенные устройства, при которой устройство контроля изоляции обеспечивает работу с заданными характеристиками.

3.1.17 полное сопротивление контура ( loop impedance ) Z_s : Сумма полных сопротивлений токового контура, включающая в себя полное сопротивление источника тока, полное сопротивление фазного проводника от одного зажима источника тока до точки измерения и полное сопротивление обратного провода (например защитного проводника, заземляющего электрода и земли) от точки измерения до другого зажима источника тока.

3.1.18 земля ( earth ): Проводящая масса земли, электрический потенциал которой в любой точке условно принимают равным нулю [МЭС 826-04-01].

3.1.19 заземляющий электрод ( earth electrode ): Проводящая часть или группа проводящих частей, находящиеся в непосредственном контакте с землей и обеспечивающие электрическое соединение с ней [МЭС 826-04-02].

3.1.20 общее сопротивление заземления ( total earthing resistance ) R_A : Сопротивление между основным зажимом заземления и землей [МЭС 826-04-03].

3.1.21 вспомогательный заземляющий электрод ( auxiliary earth electrode ): Дополнительный заземляющий электрод для тока, требующегося для измерения.

3.1.22 сопротивление вспомогательного заземляющего электрода ( auxiliary earth electrode resistance ) R_H : Сопротивление дополнительного заземляющего электрода, через который протекает электрический ток, требующийся для измерения.

3.1.23 зонд ( probe ): Дополнительный заземляющий электрод, используемый в качестве зонда для выборочного контроля потенциалов во время измерений.

3.1.24 сопротивление зонда ( probe resistance ) R_s : Сопротивление дополнительного заземляющего электрода, используемого в качестве зонда для выборочного контроля потенциалов во время измерений.

3.1.25 истинное значение ( true value ): Значение, идеально характеризующее конкретную физическую величину при условиях, существующих в момент рассмотрения данной величины [МЭК 359,4.1].

3.1.26 условно истинное значение ( conventional true value ): Значение, настолько приближающееся к истинному, что для целей, для которых это значение используется, их различием можно пренебречь [МЭК 359, 4.2].

3.1.27 (абсолютная) погрешность (измерительного прибора) ( absolute ) error ( of a measuring instrument ): Разность между показанием измерительного прибора и условно истинным значением измеряемой величины [МЭК 359, 4.17].

3.1.28 относительная погрешность ( relative error ): Отношение погрешности (выраженной в единицах измеренной или воспроизведенной величины) к условно истинному значению измеряемой величины [МЭК 359, 4.18].

3.1.29 приведенная погрешность, выраженная в процентах ( percentage fiducial error ): Погрешность (абсолютная) измерительной аппаратуры, выраженная в процентах от нормирующего значения (см. 3.1.36).

3.1.30 основная погрешность ( intrinsic error ): Погрешность измерительного прибора или прибора, воспроизводящего заданную величину, при нормальных условиях применения [МЭК 359,4.20].

Примечание — Погрешность, вызванная трением, является частью основной погрешности.

3.1.31 погрешность в рабочих условиях применения ( operating error ): Погрешность рабочей характеристики, получаемая в любой точке в пределах номинальных рабочих условий [МЭК 359,4.22].

Примечание — Погрешность в рабочих условиях применения имеет наибольшее значение (без учета знака) при определенной комбинации значений влияющих величин в пределах их рабочих областей.

3.1.32 приведенная погрешность в рабочих условиях применения ( percentage operating error ): Погрешность измерительного прибора в рабочих условиях применения, выраженная в процентах от нормирующего значения.

3.1.33 рабочая характеристика ( performance characteristic ): Одна из характеристик (описываемая значениями измеряемой величины, допусками, диапазонами), предписанная прибору с целью определения его свойств [МЭК 359, 4.7].

Примечание — В зависимости от употребления одна и та же величина может именоваться в настоящем стандарте «рабочей характеристикой», «измеряемой или воспроизводимой величиной» или «влияющей величиной».

Кроме того, термин «рабочая характеристика» включает в себя и отношение величин, например напряжение на единицу длины.

3.1.34 влияющая величина ( influence quantity ): Величина, не являющаяся объектом измерения, но влияющая на значение измеряемой величины или показания измерительной аппаратуры [МЭК 359,4.8].

Примечание — Влияющая величина может быть внешней или внутренней по отношению к измерительной аппаратуре. Когда значение одной влияющей величины изменяется в пределах ее диапазона измерения, это может влиять на погрешность, обусловленную воздействием другой влияющей величины. Измеряемая величина или ее параметр могут сами воздействовать как влияющая величина. Например, для вольтметра значение измеряемого напряжения может приводить к дополнительной погрешности из-за нелинейности, или частота напряжения может также вызывать дополнительную погрешность.

3.1.35 изменение показаний (дополнительная погрешность) ( variation ): Разность между двумя измеренными значениями показывающего или регистрирующего прибора для одного и того же значения измеряемой величины или между условно истинными значениями величины, воспроизводящей величину заданного размера, когда одна влияющая величина принимает последовательно два различных значения [МЭК 359, 4.21].

3.1.36 нормирующее значение ( fiducial value ): Конкретное значение, по отношению к которому определяется приведенная погрешность [МЭК 359, 4.3].

Примечание — Это может быть, например, значение измеряемой величины, верхняя граница диапазона измерения, длина шкалы, значение уставки, иное конкретное значение.

3.1.37 нормальные условия ( reference conditions ): Определенная совокупность значений влияющих величин и рабочих характеристик, задаваемая нормальными значениями и допускаемыми отклонениями, а также нормальными диапазонами, для которой нормируется основная погрешность [МЭК 359,4.9].

3.1.38 установленная рабочая область ( specified operating range ): Диапазон значений одной влияющей величины, составляющий часть номинальных рабочих условий применения (см. 3.1.41) [МЭК 359,4.13].

3.1.39 влияние напряжения питания ( effect of the supply voltage ): Влияние напряжения питания на функционирование измерительной аппаратуры и, следовательно, на значения измеряемой величины.

3.1.40 влияние напряжения распределительной сети ( effects of the distribution system voltage ): Влияние напряжения распределительной сети на функционирование измерительной аппаратуры и, следовательно, на значения измеряемой величины.

3.1.41 номинальные рабочие условия применения ( rated operating conditions ): Совокупность установленных диапазонов измерения для рабочих характеристик и установленных рабочих областей изменения влияющих величин, в пределах которых нормированы и определены дополнительные погрешности [МЭК 359, 4.12].

3.2 Термины и определения, относящиеся к МЭК 61557-2

3.2.1 номинальное выходное напряжение ( nominal output voltage ) U_N : Минимальное выходное напряжение на зажимах измерительной аппаратуры при ее нагрузке номинальным током.

3.3 Термины и определения, относящиеся к МЭК 61557-3

3.3.1 метод включения на нагрузку ( loading method ): Метод, при котором цепь в распределенной сети нагружают для создания в ней падения напряжения.

3.3.2 нагрузочное устройство ( loading equipment ): Устройство, вызывающее падение напряжения в цепи.

3.3.3 испытательный ток ( test current ): Ток, вызывающий падение напряжения в цепи.

3.4 Термины и определения, относящиеся к МЭК 61557-4

3.4.1 измерительное напряжение ( measuring voltage ) U_m : Напряжение на измерительных зажимах в процессе измерения.

3.5 Термины и определения, относящиеся к МЭК 61557-5

3.5.1 измерительное напряжение ( measuring voltage ) U_m : Напряжение на измерительных зажимах в процессе измерения.

Примечание — Для аппаратуры, предназначенной для измерения сопротивления земли, измерительное напряжение присутствует между зажимами Е ( ES ) и S . Обозначения зажимов приведены в МЭК 61557-5,5.1.3.

3.5.2 напряжение помех последовательного вида ( series interference voltage ): Внешнее напряжение, наложенное на измеряемое напряжение.

3.5.3 общее сопротивление заземления ( total earthing resistance ) R_A : Сопротивление между основным зажимом заземления и землей [МЭС 826-04-03].

3.6 Термины и определения, относящиеся к МЭК 61557-6

3.6.1 аварийный ток ( fault current ) I _Δ : Ток, утекающий на землю вследствие повреждения изоляции.

3.6.2 номинальный остаточный рабочий ток ( rated residual operating current ) I _{Δ n} : Аварийный ток, на который рассчитано защитное устройство, управляемое остаточным током.

3.6.3 остаточный рабочий ток ( residual operating current ) I_a : Значение остаточного тока, вызывающего срабатывание прерывателя цепи при определенных условиях.

3.6.4 испытательное сопротивление ( rated residual operating current ) R_p : Сопротивление, с помощью которого имитируется аварийный ток при проведении испытаний.

3.6.5 общее сопротивление заземления ( total earthing resistance ) R_A : Сопротивление между основным зажимом заземления и землей [МЭС 826-04-03].

3.7 Термины и определения, относящиеся к МЭК 61557-7

Определения отсутствуют.

3.8 Термины и определения, относящиеся к МЭК 61557-8

3.8.1 внешнее напряжение постоянного тока ( extraneous d . c . voltage ) U_fg : Напряжение постоянного тока, появляющееся в сетях переменного тока между проводниками переменного тока и землей.

3.8.2 сопротивление изоляции ( insulation resistance ) R_F : Контролируемою сопротивление сети, включая сопротивление на землю всех подключенных устройств.

3.8.3 установленное значение срабатывания ( specified responce value ) R _{а n} Значение сопротивления (постоянное или регулируемое) изоляции, заданное на устройстве контроля, обеспечивающем срабатывание, если сопротивление изоляции падает ниже данного значения.

3.8.4 значение срабатывания ( specified responce value ) R_a : Значение сопоставления изоляции, при котором устройство контроля срабатывает при заданных условиях.

3.8.5 относительная погрешность А, выраженная в процентах ( relative frepcentage error ): Отношение разности между значением срабатывания R_a и установленным значением срабатывания R_{an к установленному значению срабатывания Ran умноженное на 100, выраженное в процентах и вычисляемое по формуле}

3.8.6 емкость утечки распределительных сетей ( leakage capacitance of tfe distribution systems ) C_e : Максимально допустимое значение общей емкости сети относительно земли, включая любые присоединительные устройства, при котором устройство контроля изоляции обеспечивает работу с заданными характеристиками.

3.8.7 номинальное контактное напряжение ( rated contact voltage ): Напряжение, установленное на контактном реле для замыкания и размыкания контакта реле при заданных условиях.

3.8.8. время срабатывания ( response time ) t_an : Время, необходимое для срабатывания устройства контроля изоляции при заданных условиях.

3.8.9 измерительное напряжение ( measuring voltage ) U_m : Напряжение на измерительных зажимах в процессе измерения.

Примечание — В исправной и обесточенной сети это напряжение соответствует напряжению между зажимами контролируемой сети и зажимами защитного проводника.

3.8.10 измерительный ток ( measuring current ) I_m : Максимальный ток, который может протекать между сетью и землей, ограниченный внутренним сопротивлением R_i источника измерительного напряжения в устройстве контроля изоляции.

3.8.11 внутренний импеданс ( internal impedance ) Z_i : Общее полное сопротивление устройства контроля изоляции между зажимами для подключения к контролируемой сети и землей, измеренное на номинальной частоте.

3.8.12 внутреннее сопротивление постоянному току ( internal d . c . resistance ) R_i . Сопротивление устройства контроля изоляции между зажимами для подключения к контролируемой сети и землей.

Измерительная аппаратура при использовании по назначению не должна подвергать опасности людей, домашний скот или имущество. Кроме того, измерительная аппаратура с дополнительными функциями, не подпадающими под действие стандартов серии МЭК 61557, также не должна создавать опасности для людей, домашнего скота или имущества.

Измерительная аппаратура должна также соответствовать требованиям МЭК 61010-1, если иные требования не установлены настоящим стандартом.

Если в измерительной аппаратуре предусмотрена индикация наличия напряжения на ее измерительных зажимах, то должна быть и индикация о нахождении сети под напряжением и о правильности подключения защитного и потенциального проводников.

4.1 Погрешность в рабочих условиях применения В и приведенная погрешность в рабочих условиях применения, выраженная в процентах В [%]

Погрешность в рабочих условиях применения должна быть рассчитана по уравнению

(1)

где А — основная погрешность;

E_i — дополнительная погрешность;

i — последовательный номер дополнительной погрешности.

Приведенную погрешность в рабочих условиях применения, В [%], рассчитывают по уравнению

(2)

Дополнительные погрешности, используемые для расчета погрешности в рабочих условиях применения, должны иметь следующие обозначения:

Е₁ — дополнительная погрешность от изменения положения;

Е₂ -дополнительная погрешность от изменения напряжения питания;

Е₃ — дополнительная погрешность от изменения температуры;

Е₄ — дополнительная погрешность от напряжений помех;

Е₅ — дополнительная погрешность от сопротивления заземляющего электрода;

Е₆ — дополнительная погрешность от изменения фазового угла полного сопротивления испытуемой цепи;

Е₇ — дополнительная погрешность от изменения частоты в сети;

Е₈ — дополнительная погрешность от изменения напряжения в сети.

Допускаемые значения приведенной погрешности в рабочих условиях применения, выраженные в процентах установлены в других частях стандартов серии МЭК 61557.

Примечание — При расчете погрешности в рабочих условиях применения изменяют только одну из влияющих величия, в то время как остальные влияющие величины сохраняют в пределах нормальных условий. Наибольшее из соответствующих значений дополнительных погрешностей (положительных и отрицательных) подставляют в уравнение для расчета этой погрешности.

Не все влияющие величины имеют отношение к измерительной аппаратуре, описываемой в стандартах серии МЭК 61557, части 2-8.

Дополнительные погрешности, полученные в процессе испытаний для целей утверждения типа измерительной аппаратуры, могут использоваться в определенных случаях при расчете погрешности в рабочих условиях применения и при приемосдаточных испытаниях. Детально это положение рассмотрено в соответствующих частях стандартов серии МЭК 61557.

Погрешности в рабочих условиях применения, основная погрешность и дополнительные погрешности Е₁ – Е₈ должны быть указаны в руководствах по эксплуатации на измерительную аппаратуру (за исключением МЭК 61557-8).

4 2 Номинальные рабочие условия применения

Погрешности в рабочих условиях применения нормируют для следующих рабочих условий применения измерительной аппаратуры:

— диапазон температур от 0° С до 35° С;

— положение ± 90° относительно нормального положения для переносной измерительной аппаратуры;

— 85 % -110 % номинального напряжения питания для питания от распределительных сетей (если используют). При питании от распределительных сетей следует использовать значения по МЭК 38

— условия зарядки батареи или батарей/аккумуляторов приведены в 4.3 и должны применяться к батарее или батареям/аккумуляторам для измерительной аппаратуры, использующей питание от батарей / аккумуляторов;

— число оборотов в минуту, указанное изготовителем для измерительной аппаратуры с питанием от генератора с ручным приводом;

— частота напряжения питания ± 1 % (если используют).

Примечание — Дополнительные номинальные рабочие условия применения приведены в других частях стандартов серии МЭК 61557.

4.3 Устройство проверки батарей

Измерительную аппаратуру с питанием от сухих или перезаряжаемых элементов проверяют, чтобы убедиться, что уровень зарядки этих батарей позволяет проводить измерения в соответствии с установленными техническими требованиями. Эта проверка может выполняться автоматически, как часть цикла измерений, или быть отдельной функцией. Батарея должна быть нагружена по меньшей мере так же, как и во время измерений.

4.4 Зажимы

Конструкция зажимов должна обеспечивать надежное присоединение зонда к измерительной аппаратуре и не допускать его случайного прикосновения к частям, находящимся под напряжением.

В этом случае защитный проводник следует рассматривать как часть, находящуюся под напряжением, за исключением измерительных устройств по МЭК 61557-8.

4.5 Класс защиты

Конструкцией измерительной аппаратуры должна быть предусмотрена двойная или усиленная изоляция (класс защиты II ), за исключением измерительных устройств по МЭК 61557-8.

4.6 Степень загрязнения

Конструкцией измерительной аппаратуры должна быть обеспечена степень загрязнения 2 по МЭК 61010-1.

4.7 Категория перенапряжения

Конструкцией измерительной аппаратуры должна быть обеспечена категория перенапряжения II (см. МЭК 61010-1, приложение J ).

Конструкцией измерительной аппаратуры с питанием от распределительной сети должна быть обеспечена категория перенапряжения III (см. МЭК 61010-1, приложение J ).

4.8 Электромагнитная совместимость (ЭМС)

Находится на рассмотрении.

4.9 Испытания на вибрацию

В дополнение к испытаниям на механическую прочность в соответствии с требованиями МЭК 61010-1 измерительная аппаратура должна соответствовать следующим условиям испытаний на вибрацию (испытание для целей утверждения типа измерительной аппаратуры):

— направление — три взаимно перпендикулярных оси;

— амплитуда — 1 мм;

— частота — 25 Гц;

— продолжительность - 20 мин.

Маркировка и руководство по эксплуатации должны соответствовать требованиям МЭК 61010-1, если иное не предусмотрено в других частях МЭК 61557.

5.1 Маркировка

На измерительной аппаратуре должна быть следующая четко читаемая и несмываемая маркировка.

5.1.1 Тип аппаратуры.

5.1.2 Единицы измеряемой величины.

5.1.3 Диапазоны измерений.

5.1.4 Тип и номинальный ток предохранителя, если используются сменные предохранители.

5.1.5 Тип батареи/аккумулятора и их полярность при установке в батарейном отсеке.

5.1.6 Номинальное напряжение распределительной сети и символ двойной изоляции в соответствии с МЭК 61010-1 для измерительной аппаратуры с питанием от распределительной сети.

5.1.7 Наименование предприятия-изготовителя или зарегистрированная торговая марка.

5.1.8 Номер модели, наименование или другие способы идентификации измерительной аппаратуры (внутри или снаружи).

5.1.9 Указание на необходимость обращения к руководству по эксплуатации посредством символа  в соответствии с требованиями МЭК 61010-1.

5.2 Руководство по эксплуатации

В руководстве по эксплуатации на измерительную аппаратуру должны быть приведены:

5.2.1 Монтажные схемы.

5.2.2 Методики выполнения измерений.

5.2.3 Краткое описание принципа измерения.

5.2.4 Диаграммы или таблицы, показывающие максимально допустимые значения показаний с учетом допусков, установленных изготовителем (при необходимости).

5.2.5 Тип батарей/аккумуляторов.

5.2.6 Информация о зарядном токе, зарядном напряжении и времени зарядки аккумуляторов.

5.2.7 Рабочий срок службы батарей/аккумуляторов или возможное число измерений.

5.2.8 Тип защиты по коду IP в соответствии с МЭК 529.

5.2.9 Другие необходимые специальные указания.

Измерительная аппаратура должна быть испытана в соответствии с МЭК 61010-1, если не предусмотрено иное в последующих подразделах настоящего стандарта или в других частях МЭК 61557.

Все испытания должны проводиться при нормальных условиях, если в нормативных документах на измерительную аппаратуру не предусмотрено иное. Нормальные условия указаны в различных частях МЭК 61557.

6.1 Влияние положения

Дополнительную погрешность E ₁ вызываемую изменением положения измерительной аппаратуры в соответствии с 4.2 (если применимо) определяют для положений плюс 90° или минус 90° от нормального положения, установленного изготовителем (приемосдаточные испытания).

6.2 Влияние температуры

Дополнительную погрешность Е_ъ, вызываемую изменением температуры в соответствии с 4.2, определяют при следующих номинальных рабочих условиях применения:

при 0° С и 35° С после достижения установившегося состояния (испытание для целей утверждения типа измерительной аппаратуры).

6.3 Влияние напряжения питания

Дополнительную погрешность Е₃, вызываемую изменением напряжения питания, определяют при следующих номинальных рабочих условиях применения (приемосдаточные испытания):

— пределы напряжения питания в соответствии с 4.2 для измерительной аппаратуры с питанием от распределительных сетей;

— пределы напряжения питания в соответствии с 4.3 и 6.4 для измерительной аппаратуры с питанием от батареи/аккумулятора;

— пределы напряжения питания в соответствии с 4.2 для измерительной аппаратуры с питанием от генератора с ручным приводом.

6.4 Устройства для проверки батарей

Нижний и верхний пределы напряжения батареи, в соответствии с которыми регулируют устройства для проверки батарей по 4.3, должны определяться с помощью внешнего источника напряжения. Эти значения должны использоваться при испытании по 6.3 в качестве предельных значений для дополнительной погрешности Е₂ путем изменения напряжения питания (приемосдаточное испытание).

6.5 Класс защиты

Наличие двойной или усиленной изоляции (класс защиты II ) в соответствии с 4.5 должно быть проверено, за исключением измерительных устройств по МЭК 61557-8 (испытание для целей утверждения типа измерительной аппаратуры).

6.6 Зажимы

Зажимы в соответствии с 4.4 должны быть проверены на защиту от случайного прикасания к частям под напряжением (испытание для целей утверждения типа измерительной аппаратуры).

6.7 Механические требования

Испытания следует проводить в соответствии с 4.9 (испытание для целей утверждения типа измерительной аппаратуры).

Испытания считают удовлетворительными, если ни одна из частей измерительной аппаратуры не ослаблена, не согнута, а соединительные провода не повреждены. После проведения испытаний измерительная аппаратура должна соответствовать требованиям к погрешности в рабочих условиях применения по 4.1 (испытание для целей утверждения типа измерительной аппаратуры).

6.8 Маркировка и руководство по эксплуатации

Маркировку и руководство по эксплуатации проверяют внешним осмотром на соответствие требованиям разделов 5 стандартов МЭК 61557-1 — МЭК 61557-8 (испытание для целей утверждения типа измерительной аппаратуры, за исключением проверки маркировки как части приемосдаточных испытаний).

Обозначение ссылочного международного стандарта	Обозначение и наименование соответствующего национального стандарта Российской Федерации
МЭК 60038:1983	ГОСТ 29322-92 (МЭК 38-83) Стандартные напряжения
МЭК 60050 (601):1985	*
МЭК 60050 (603): 1986	*
МЭК 60050 (826): 1982	*
МЭК 60051-1:1997	ГОСТ 30012.1-2002 (МЭК 60051-1-97) Приборы аналоговые показывающие электроизмерительные прямого действия и вспомогательные части к ним. Часть 1. Определения и основные требования, общие для всех частей
МЭК 60359:1987	*
МЭК 364-4-41:1992	ГОСТ Р 50571.3-94 (МЭК 364-4-41-92) Электроустановки зданий. Часть 4. Требования по обеспечению безопасности. Защита от поражений электрическим током
МЭК 364-6-61:1986	ГОСТ Р 50571.16-99 (МЭК 60364-6-61-86) Электроустановки зданий. Часть 6. Испытания. Глава 61. Приемосдаточные испытания
МЭК 529:1989	ГОСТ 14254-96 (МЭК 529-89) Степени защиты, обеспечиваемые оболочками (Код IP )
МЭК 61010-1:1990	ГОСТ Р 51350-99 (МЭК 61010-1-90) Безопасность электрических контрольно-измерительных приборов и лабораторного оборудования. Часть 1. Общие требования
МЭК 61557-2:1997	ГОСТ Р МЭК 61557-2-2005 Сети электрические распределительные низковольтные напряжением до 1000 В переменного тока и 1500 В постоянного тока. Электробезопасность. Аппаратура для испытания, измерения или контроля средств защиты. Часть 2. Сопротивление изоляции
МЭК 61557-3:1997	*
МЭК 61557-4:1997	*
МЭК 61557-5:1997	*
МЭК 61557-6:1997	*
МЭК 61557-7:1997	*
МЭК 61557-8:1997	*
* Соответствующий межгосударственный (национальный) стандарт отсутствует. До его утверждения рекомендуется использовать перевод на русский язык данного международного стандарта. Перевод данного международного стандарта находится в Федеральном международном фонде технических регламентов и стандартов.

Ключевые слова : сети электрические, сети распределительные, сети низковольтные, напряжение переменного и постоянного тока, аппаратура для испытания, аппаратура для измерения, аппаратура для контроля, измерительная аппаратура, электрическая безопасность, погрешность в рабочих условиях, номинальные рабочие условия применения, класс защиты, степень загрязнения, категория перенапряжения, требования, маркировка, испытания

Напряжение электрических сетей в России

Вопрос:
Какое напряжение в сети считается нормальным? В различных странах напряжение в розетке может быть разным, также и частота в ГЦ может отличаться. В России же общепринятое напряжение в 220 вольт, но не так давно по ГОСТу заменили на 230 Вольт. Когда это произошло, какие теперь параметры по ГОСТу в этой статье. 

Ответ:

В настоящее время в мире  используют разное  напряжение в используемых электрических сетях.

 В Европе 230 вольт и большинстве стран мира (в 175 государствах) напряжение в сети лежит в пределах 220-240 вольт (частотой 50-60 Гц) в список этих государств входит и наша Россия с напряжением  по старому     ГОСТ 13109-97 определяющим 220 В с 10% отклонением от 198 до 242 В, с частотой от 49.6 до 50.4 Гц, и отклонением коэффициента не синусоидальности не более чем 10 %.

ГОСТ принятый в 2010 году   ГОСТ Р 54149-2010 давал более жесткие рамки для поставщиков электроэнергии, например :

 Отклонение частоты. Согласно новому ГОСТ Р 54149-2010 в синхронизированных системах они не должны превышать ± 0,2 Гц в течение 95 % времени интервала измерения частоты в одну неделю и ± 0,4 Гц в течение 100 % времени измерения в одну неделю, а в изолированных системах отклонения должны быть не более ± 1 Гц в течение 95 % времени интервала в одну неделю и ± 5 Гц в течение 100 % времени. 

В стандарте же EN50160 установлено, что в синхронизированных системах отклонения частоты не должны превышать ± 0,5 Гц в течение 95 % времени и должны находиться в диапазоне от + 2 Гц до — 3 Гц в течение 100% времени, а в изолированных системах должны быть не более ± 1 Гц в течение 95 % времени и ± 7,5 Гц в течение 100 % времени.

На сегодняшний день действует ГОСТ 29322-2014 скачать, с 2014 года.

  

Зато в Японии и на американском континенте не много ни мало, а (в 39 странах) стандартное напряжение составляет от 100 до 127 вольт. 

Особо  выделяется Бразилия, в северных районах которой стандартным напряжением является 127 вольт, а в остальных — 220. В Японии же, при стандартном напряжении в 110 вольт, частота сети может меняться от 50 до 60 Гц. 

Основным решением по качественному электропитанию, являются стабилизаторы напряжения.

К сожалению, аварийные ситуации в электрических сетях нашей родины достаточно часты, и последствия  изменений напряжения в наших домах приводят к выходу из строя дорогостоящих электроприборов, стоимость которых намного превосходит цены стабилизаторов напряжения и цены устройств защиты от импульсных перенапряжений.

Современные технологии позволяют обеспечить бесперебойное электроснабжение с заданными параметрами, одними из таких приборов которые могут помочь, являются ИБП HIDEN, еще более прогрессивным ИБП ECOVOLT.

 

 

Что такое фантомное напряжение? — Технические советы по ремонту бытовой техники — Appliantology.org

Призрачное напряжение — это термин, который вы услышите в технических кругах, и часто неправильно. Призрачное напряжение — это название очень специфического явления, но я видел, как его по-разному использовали для обозначения отказов под нагрузкой, соединений с высоким сопротивлением и даже простых разомкнутых цепей. Что это на самом деле значит?

То, что мы называем фантомным напряжением, — это переходное напряжение, которое, по-видимому, не имеет источника. Конечно, у него есть источник.Вы знаете, как ток, протекающий по проводнику, создает магнитное поле? Это магнитное поле, в свою очередь, может создавать напряжение в другом проводе. Это созданное напряжение будет зависать в этом проводнике, как заряд батареи или конденсатора, пока не будет обеспечен путь к нейтрали.

Означает ли это, что фантомное напряжение может питать нагрузку? Вовсе нет — как только появляется путь к нейтрали, фантомное напряжение мгновенно исчезает. Так почему же ваш вольтметр может это обнаружить? Это потому, что стандартный вольтметр (или функция VAC на любом мультиметре) предназначен для обеспечения максимального сопротивления протеканию тока.Цель состоит в том, чтобы вы могли получить измерение, как можно меньше влияя на схему. Этот высокий импеданс означает, что ваш измеритель не будет истекать призрачным напряжением, вместо этого считывая его как какое-то забавное количество вольт.

Есть простой способ избежать появления паразитного напряжения — использовать измеритель нагрузки . Как следует из названия, измеритель нагрузки предназначен для работы в качестве нагрузки в цепи, которую он измеряет, с относительно низким импедансом — достаточно низким, чтобы немедленно сбросить фантомное напряжение и предотвратить обман.Если вы измеряете цепь с напряжением 120 В переменного тока и показываете 120 вольт на своем измерителе нагрузки, то вы точно знаете , что один из ваших выводов находится на допустимой линии, а другой — на допустимой нейтрали. Никаких догадок не требуется.

Суть в том, что при измерении напряжения переменного тока всегда следует использовать измерителем нагрузки. Просто нет причин не делать этого. Он даст вам более точные показания, он подтвердит, действительно ли источник питания способен пропускать ток, и не даст вам обмануть вас каким-либо жутким призрачным напряжением.

Это короткое видео покажет вам реальную ситуацию с призрачным напряжением:

Напряжение сети

Основные параметры сети переменного тока — напряжение и частота — различаются в разных регионах мира. В большинстве европейских стран низкое сетевое напряжение в трехфазных сетях составляет 230/400 В при частоте 50 Гц, а в промышленных сетях 400/690 В. В Северной, Центральной и частично Южной Америке низкое сетевое напряжение в сетях. с разделенной фазой 115 В при частоте 60 Гц.

Более высокое сетевое напряжение (от 1000 В до 10 кВ) снижает потери при передаче электроэнергии и позволяет использовать электроприборы большей мощности, но в то же время увеличивает тяжесть последствий поражения электрическим током до неподготовленных. пользователи из незащищенных сетей.

Для использования электроприборов, рассчитанных на одно сетевое напряжение, в местах, где используется другое, необходимы соответствующие преобразователи (например, трансформаторы). Для некоторых электроприборов (в основном специализированных, не относящихся к бытовой) помимо напряжения играет роль и частота сети.

Современное высокотехнологичное электрическое оборудование, обычно содержащее импульсные преобразователи напряжения, может иметь переключатели для различных значений сетевого напряжения или не иметь переключателей, но оно допускает широкий диапазон входных напряжений: от 100 до 240 В при номинальная частота от 50 до 60 Гц, что позволяет использовать эти электроприборы без преобразователей практически в любой стране мира.

Электрогенераторы вырабатывают переменный ток промышленной частоты (в России — 50 Гц).В подавляющем большинстве случаев трехфазный ток передается по линиям электропередачи, повышается до высокого и сверхвысокого электрического напряжения с помощью трансформаторных подстанций, расположенных вблизи электростанций.

Согласно межгосударственному стандарту ГОСТ 29322-2014 (IEC 60038: 2009) напряжение сети должно составлять 230 В ± 10% при частоте 50 ± 0,2 Гц ^[1] (межфазное напряжение 400 В , напряжение фаза-нейтраль 230 В, четырехпроводная схема переключения «звезда»), примечание «а)» стандарта гласит: «Однако системы 220/380 В и 240/415 В продолжают использоваться.»

Четырехпроводный (три фазных провода и один нулевой (нулевой) провод) ЛЭП (воздушные или кабельные линии электропередачи) с межфазным напряжением 400 вольт подключены к жилым домам (на сельских улицах). Машины ввода и счетчики электроэнергии обычно трехфазные. Фазный провод, нейтральный провод и, возможно, провод защитного заземления или заземления подключаются к однофазной розетке; электрическое напряжение между «фазой» и «нулем» составляет 230 вольт.

В правилах устройства электроустановок (ПУЭ-7) продолжает фигурировать значение 220 , но на самом деле напряжение в сети почти всегда выше этого значения и достигает 230-240 В, варьируя от 190 до 250 В.

Номинальное напряжение бытовых сетей (низкое напряжение): Россия (СССР, СНГ)

Техническим регулированием электрических сетей общего назначения до 1926 года занимался Технический отдел ИРТО, который только издавал правила безопасной эксплуатации. . При обследовании сетей РСФСР перед созданием плана ГОЭЛРО выяснилось, что в то время использовались практически все возможные напряжения электрических токов всех видов. С 1926 года стандартизация электрических сетей была передана Комитету по стандартизации Совета Труда и Обороны (Госстандарту), который издавал нормативы используемых номинальных напряжений сетей и оборудования.С 1992 года Межгосударственный совет по стандартизации, метрологии и сертификации выпускает стандарты для электрических сетей стран, входящих в ЕЭС / ОЭС.

	Переменный ток 50 Гц с разделенной фазой или постоянный ток, двух / трехпроводные линии		Трехфазный переменный ток, 50 Гц
	110/220 В	220/440 В	3 × 120 В [стр. 1] (треугольник)	127/220 В	220/380 В	230/400 В [стр. 2 ]
Временные правила IRTO, 1891 [2]	широко используются	запрещены [стр. 3]	разрешены	запрещены [стр. 3]	запрещены [стр. 3]	запрещено [стр. 3]
Дополнение к временным правилам IRTO 1898 г. [3]	широко используется	разрешено	широко используется	разрешено 9007 3	разрешено	—
GOELRO I очередь (1920) [4]				предпочтительно [p 4]
OST 569 (1928) [5]	предпочтительный	предпочтительный	разрешенный	—	предпочтительный [стр. 5]	—
OST 5155 (1932)	разрешенный	разрешенный	разрешенный [стр. 6] [стр. 7]	—	разрешено
ГОСТ 721-41 [6] [7]	разрешено	разрешено	разрешено сохранение существующих установок	разрешено	предпочтительно [ стр. 8]	—
ГОСТ 5651-51 [8] [стр. 9]	разрешено	разрешено	— [стр 10]	разрешено 9 0043 [p 10]	разрешено	—
ГОСТ 721-62	разрешено	разрешено	сохранение существующих установок разрешено	разрешено	предпочтительно	—
ГОСТ 5651- 64 [9] [стр. 9]	—	разрешено	—	разрешено	разрешено	—
ГОСТ 721-74	разрешено	разрешено	сохранение существующих установок разрешено	разрешено	предпочтительное
ГОСТ 21128-75 [10]	разрешено	разрешено	—	для ранее разработанного оборудования [p 11]	предпочтительное	—
ГОСТ 23366-78	разрешено	разрешено	—	для ранее разработанных экв. оборудование	предпочтительное	—
ГОСТ 21128-83	разрешено	разрешено	—	для ранее разработанного оборудования	предпочтительное	разрешено
ГОСТ 5651-89 [p 9]	—	разрешено	—	—	разрешено	—
ГОСТ 29322-92 (IEC 38-83)	—	—	—	—	разрешено до 2003 г.	предпочтительный
ГОСТ 29322-2014 (IEC 60038: 2009)	—	—	—	—	к тексту стандарта добавлено примечание: «Однако… по-прежнему продолжать применять ».	привилегированный

Примечания «П»

1. ↑ Акционерное общество электрического освещения 1886 г. использовало данный рейтинг (напряжение на выводах трансформатора 133 В), что нашло отражение в ОСТ 569. В результате гармонизации с рекомендациями МЭК в стандартной шкале напряжений ГОСТ 721 ее заменили на номинальное значение 3 × 127 В, но разрешили сохранить существующие установки 3 × 120 В.Фактически, сети тех крупных городов, которые его использовали, уже перешли в «звезду» с номиналами 127/220 В и 220/380 В.
2. ↑ Рейтинг трехфазного переменного тока 230/400 В, начиная с ОСТ 569, 1928 г. отдавал предпочтение источникам тока (генераторам и трансформаторам).
3. ↑ ^{1 2 3 4} Использование тока высокого напряжения выше ± 225 В и выше ∼110 В в домашних условиях запрещено сети, не требующие квалифицированного персонала.
4. ↑ Изначально на первом этапе плана ГОЭЛРО планировалось построить сети 120/210 В, исходя из того, что в сетях некоторых крупных городов использовалось 3 × 120 В (треугольник), однако при реализации , Построены сети 127/220 В.
5. ↑ 1928-1931 Витебск, Вязьма, Бобруйск, Рыльск, Россошь, Златоуст, Камышин, Каменный, Красноярск, Чита, Острогожск, Старобельск, Чугуев, Красноград, Хмельник, Купянск, Проскуров, Червоное … и другие. См .: Geiler LB 110 или 220 В в распределительных сетях населенных пунктов // Электричество.- 1933. — №9. — С. 39.
   Впоследствии все основные новые электрические сети СССР были созданы на 220/380 В.
6. ↑ 1932-40, Ленэнерго, перевод старых сетей 3х120 В на 127/220 В. См .: B. Aisenberg Мануйлов Р.Е. Заземление нейтрали нейтрали городской кабельной сети низкого напряжения // Электроэнергетика. — 1940. — №11. — С. 54.
7. ↑ 1936-47, Мосэнерго, перевод отдельных участков старых сетей 3х120 В на 127/220 В. См .: Плюснин К.Л. Низковольтная замкнутая сеть в Московской кабельной сети // Электричество. — 1937. — №22. — С. 7. , и Куликовский А.А. Система городских распределительных сетей низкого напряжения с искусственными нейтральными точками // Электричество. — 1947. — №9. — С. 45.
8. ↑ В других стандартах, относящихся к промышленному применению, например, ГОСТ 185-41, номинал 127/220 В остался недоступным для новинок.
9. ↑ ^{1 2 3} Стандарты ГОСТ 5651 — «Радиоприемное оборудование бытовое», в частности, определили номинальные значения напряжения питания радиоприемников.
10. ↑ ^{1 2} 1950, начало перевода низковольтной сети с 127 В на 220/127 В и использование напряжения 380/220 В для питания новые спальные районы Москвы. См .: Зуев Е.Н. . Москва Окна неугасающий свет (неоткрытые) .
11. ↑ 1970-79 гг. Киев, Ленинград и Харьков в основном перешли на 220/380 В. Хотя отдельные дома, в которых переход не заканчивался, были обнаружены позже.

Номинальное напряжение электрической сети. Номинальное напряжение элементов электрической сети

Каждая электрическая сеть характеризуется номинальным напряжением, на которое рассчитано ее оборудование. Номинальное напряжение обеспечивает нормальную работу потребителей электроэнергии (ЭП), должно давать наибольший экономический эффект и определяется передаваемой активной мощностью и длиной линии электропередачи.

В ГОСТ 21128-75 введена шкала номинальных межфазных напряжений электрических сетей и приемников до 1000 В переменного тока: 220.380, 660 В.

В ГОСТ 721-77 введена шкала номинальных межфазных напряжений электрических сетей переменного тока свыше 1000 В:

.

0,38, 3, 6, 10, 20, 35, 110, 150, 220, 330, 500, 750, 1150.

В табл. 2.1. Представлена ​​классификация электрических сетей, в которой показано разделение на сети нижнего (HH), среднего (SN), высшего (HV), сверхвысокого (EHH) и сверхвысокого (UHV) напряжения.

Нагрузка ЭП не остается постоянной, а изменяется в зависимости от смены режима работы (например, в соответствии с ходом производственного процесса), поэтому напряжение в узлах сети постоянно отклоняется от номинала, что снижает качество электроэнергии и приводит к потерям.Исследования показали, что для большинства потребителей электроэнергии стабильная зона ограничена значениями отклонений напряжения

Исследования показали, что для большинства потребителей электроэнергии стабильная зона ограничена отклонениями напряжения

Обычно напряжение в начале линии больше напряжения в конце и отличается на величину потери напряжения

Для приближения напряжения потребителя U 2 к номинальному напряжению электрической сети и предоставления качественной энергии к номинальному напряжению сети генераторы напряжения устанавливаются ГОСТом на 5% больше номинального

.

Поскольку первичные обмотки повышающих трансформаторов должны быть напрямую подключены к клеммам генератора, их номинальные напряжения

Первичные обмотки понижающих трансформаторов являются потребителями по отношению к сетям, от которых они запитаны, поэтому условие

В последнее время промышленность выпускает понижающие трансформаторы на напряжение 110-220 кВ с первичным напряжением на 5% больше номинального напряжения сети

Вторичные обмотки понижающего и повышающего трансформаторов являются источниками по отношению к питаемой ими сети.Номинальное напряжение вторичных обмоток имеет значения на 5-10% больше номинального напряжения данной сети

.

Это сделано для того, чтобы компенсировать падение напряжения в сети. На рис. 2.1 показан график напряжения, который ясно иллюстрирует сказанное выше.

2.2. Нейтральные режимы электрических сетей

Нулевая точка (нейтраль) трехфазных электрических сетей может быть плотно заземлена (рис. 2.2, а), заземлена через высокоомный (рис. 2.2, б) или изолирована от земли (рис.2.2, в).

Нейтральный режим в электрических сетях до 1000 В определяется безопасностью обслуживания сети, а в сетях выше 1000 В — бесперебойным питанием, экономичностью и надежностью электроустановок. Правилами электроустановок (ПУЭ) допускается работа электроустановок напряжением до 1000 В как с заземленной, так и с изолированной нейтралью.

Окончание работы —

Эта тема принадлежит:

ЛЕКЦИЯ 1.ОБЩИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ СИСТЕМ ПЕРЕДАЧИ И РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ. МОДЕЛИРОВАНИЕ ЭЛЕМЕНТОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СИСТЕМ

План … Основные понятия и определения …

Если вам понадобился дополнительный материал по данной теме, или вы не нашли то, что искали, рекомендуем воспользоваться поиском по нашей базе:

Что будем делать с получившимся материалом:

Если этот материал оказался для вас полезным, вы можете сохранить его на своей странице в социальных сетях:

В разделе все темы:

Характеристики системы передачи электроэнергии
Основу системы передачи электроэнергии от электростанций, производящих ее, на большие площади потребления электроэнергии или распределительные узлы ЭЭС составляют разработанные системы.

Характеристики систем распределения электроэнергии
Назначение распределительных сетей — доставка электроэнергии напрямую потребителям напряжением 6-10 кВ, распределение электроэнергии между подстанциями 6-110 / 0,38-35 кВ район

Система передачи и распределения энергии
Пункт 1.3 описывает характеристики систем передачи и распределения электроэнергии. Рассмотрим на примере взаимосвязь этих систем. В качестве примера рассмотрим упрощенный принцип

Режим нейтрали до 1000 В с малой заземляющей нейтралью
Наиболее распространены четырехпроводные сети трехфазного тока с напряжением 380/220, 220/127, 660/380 (рис.2.3) (числитель соответствует линейному напряжению, а знаменатель — фазному напряжению

Низковольтные изолированные сети
Это трехпроводные сети, которые использовались для питания особо важных потребителей с небольшими разветвлениями сетей, обеспечивая при этом фазовую изоляцию в сетях. это

Высоковольтная сеть с изолированной нейтралью
Сетевое напряжение, включенное потребителем, нейтраль и земля в симметричном режиме совпадают. Напряжение, которое должна выдерживать изоляция, — это напряжение между фазой и землей

.

Высоковольтные компенсированные сети
Эти сети также относятся к сетям с низким током замыкания на землю (рис.2.9).

Высоковольтные сети с низко заземленной нейтралью
К таким сетям относятся сети с номинальным напряжением 110 кВ и выше и сильноточными замыканиями на землю (& g

Вопросы для самопроверки
1. Какое номинальное напряжение? 2. Каков номинальный диапазон напряжения электрических сетей? 3. Какова классификация электрических сетей по напряжению, площади покрытия, назначению

?

ЛЕКЦИЯ 3. ПРИНЦИПЫ КОНСТРУКТИВНОГО ВЫПОЛНЕНИЯ ЛЭП
План 1.Назначение ВЛ ЛЭП. 2. Проектирование ВЛ. 3. Поддерживает ВЛ. 4. Провода ОТ. 5. Гроза

Воздушные линии электропередачи
Воздушные линии — это линии, предназначенные для передачи и распределения ЭЭ по проводам, расположенным на открытом воздухе и поддерживаемым с помощью опор и изоляторов. Антенна

Кабельные линии электропередач
Кабельная линия (КЛ) — линия для передачи электроэнергии, состоящая из одного или нескольких параллельных кабелей, выполненных произвольной прокладкой (рис.12). Кабель до

Вопросы для самопроверки
1. Как линии электропередачи классифицируются в зависимости от их конструкции? 2. Какие факторы определяют выбор типа ЛЭП? 3.Какие требования должны выполняться

Сопротивление
Обусловливает нагрев проводов (тепловые потери) и зависит от материала токоведущих проводов и их сечения. Для линий малого сечения из цветных металлов

Линии электропередачи со стальной проволокой
Основным преимуществом стальной проволоки являются ее высокие механические свойства.В частности, временная прочность на разрыв стальных проволок достигает 600-700 МПа (60-70 кг / мм2

Вопросы для самопроверки
1. Для каких целей используются схемы замены? В чем преимущества и недостатки этих схем? 2. В чем заключается физическая сущность активного сопротивления ЛЭП? 3. Как в

ЛЕКЦИЯ 5. ПАРАМЕТРЫ И СХЕМЫ ЗАМЕНЫ ДВУХВОДНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ
План 1. Назначение условных обозначений, схемы подключения обмоток и векторные диаграммы трансформаторов напряжения.2. Двухобмоточные трансформаторы.

Двухобмоточные трансформаторы
При расчете режимов трехфазных электрических сетей с равномерной загрузкой фаз трансформаторы на расчетных схемах представлены эквивалентной схемой для одной фазы.

Типы и назначение устройств
Рассматривает устройства, компенсирующие реактивную мощность: статические конденсаторные батареи, шунтирующие реакторы, статические тиристорные компенсаторы (СТК) и синхронные com

Номинальное напряжение электрических сетей переменного тока общего назначения в Российской Федерации, установленное действующим стандартом (таблица 4.1). Таблица 4.1

Международная электротехническая комиссия (МЭК) рекомендует стандартные напряжения выше 1000 В для систем с частотой 50 Гц, показанные в таблице. 4.2. Таблица 4.2

Количество известных попыток определения экономических сфер использования электроэнергии разного напряжения. Удовлетворительные результаты для всей шкалы номинальных напряжений в диапазоне от 35 до 1150 кВ дает эмпирическая формула, предложенная Г.А. Илларионовым:

где L — длина линии, км, P — передаваемая мощность, МВт.В России распределены две системы напряжения электрических сетей переменного тока (110 кВ и выше): 110-330-750 кВ — в ОЭС Северо-Запада и частично Центра — и 110-220-500 кВ — в ОЭС г. центральные и восточные регионы страны см. также пункт 1.2). Следующей ступенью для этих ОЭС было взято напряжение 1150 кВ, введенное в ГОСТ в 1977 году. Ряд построенных участков ЛЭП 1150 кВ временно работает на напряжении 500 кВ. На текущем этапе развития ЕЭС России сети 330, 500, 750 играют роль магистральных сетей, а в некоторых энергосистемах — 220 кВ.Первая очередь распределительных сетей общего пользования — 220, 330 и частично 500 кВ, вторая очередь — 110 и 220 кВ; затем электроэнергия распределяется по электросетям индивидуальных потребителей (см. пп. 4.5–4.9). Условное разделение сетей на системообразующие и распределительные по номинальному напряжению заключается в том, что по мере увеличения плотности нагрузок мощность электростанций и площадь, покрываемая электрическими сетями, увеличивается, напряжение распределительной сети увеличивается. Это означает, что сети, выполняющие функции магистрали, с появлением в энергосистемах сетей более высокого напряжения постепенно «передают» эти функции им, превращаясь в распределительные.Распределительная сеть общего назначения всегда строится поэтапно путем последовательного «наложения» нескольких сетей напряжения. Появление следующего уровня напряжения связано с ростом мощности электростанции и целесообразностью его выдачи на более высокое напряжение. Преобразование сети в распределительную приводит к уменьшению длины отдельных линий за счет подключения к сети новых ПС, а также к изменению значений и направлений перетока мощности по линиям.При существующих плотностях электрических нагрузок и развитой сети 500 кВ отказ от классической шкалы номинальных напряжений с шагом около двух (500/220/110 кВ) и постепенный переход к шагу шкалы около четыре (500/110 кВ) — технически экономичное решение. Данная тенденция подтверждается опытом технически развитых зарубежных стран, когда сети среднего напряжения (220–275 кВ) ограничены в своем развитии. Наиболее последовательно такая техническая политика проводится в энергосистемах Великобритании, Италии, Германии и других стран.Например, в Великобритании все чаще применяется преобразование 400/132 кВ (сохранена сеть 275 кВ), в Германии — 380/110 кВ (сеть 220 кВ ограничена в развитии), в Италии — 380/132. кВ (сохранена сеть 150 кВ) и • Наиболее распространенными распределительными сетями являются сети 110 кВ в ОЭС с сетью напряжений 220–500 кВ и 330–750 кВ. Доля ЛЭП 110 кВ составляет около 70% от общей протяженности ВЛ 110 кВ и выше. На этом напряжении осуществляется электроснабжение промышленных предприятий и энергоцентров, городов, электрификация железнодорожного и трубопроводного транспорта; они являются вершиной распределения электроэнергии в сельской местности.Напряжение 150 кВ разработано только в Кольской энергосистеме и не рекомендуется для использования в других регионах страны. Напряжения 6-10–20–35 кВ предназначены для распределительных сетей в городах, сельской местности и промышленных предприятиях. Преимущественное распределение имеет напряжение 10 кВ; Сети 6 кВ сохраняют значительную долю протяженности, но, как правило, не развиваются и по возможности заменяются сетями 10 кВ. К этому классу примыкает имеющееся по ГОСТу напряжение 20 кВ, получившее ограниченное распространение (в одном из центральных районов Москвы).Напряжение 35 кВ используется для создания ЦП сетей 10 кВ в сельской местности (реже применяется преобразование 35 / 0,4 кВ).

При проектировании развития электрической сети одновременно с разработкой вопроса о конфигурации электрической сети решается вопрос о выборе ее номинального напряжения. Номинальный масштаб линейного напряжения электрических сетей установлен по ГОСТ 721-77 и составляет:

.

0,38; 3; 6; 10; 20; 35; 110; 150; 220; 330; 500; 750; 1150 кВ.

При выборе номинального напряжения сети учитываются следующие общие рекомендации:

напряжением 6 … 10 кВ используются для промышленных, городских и сельскохозяйственных распределительных сетей; наиболее распространены такие сети напряжением 10 кВ; использование 6 кВ для новых объектов не рекомендуется, но может быть использовано при реконструкции существующей электрической сети при наличии в ней высоковольтных электродвигателей на такое напряжение;

в настоящее время, в связи с увеличением нагрузки бытового сектора, наблюдается тенденция увеличения распределительных сетей в крупных городах до 20 кВ;

напряжением 35 кВ широко применяется для создания узлов питания сельскохозяйственных распределительных сетей 10 кВ; в связи с увеличением мощности сельских потребителей для этих целей начинает применяться напряжение 110 кВ;

Напряжения 110… 220 кВ используются для создания региональных распределительных сетей общего пользования и внешнего электроснабжения крупных потребителей;

Напряжение 330 кВ и выше используется для формирования магистральных соединений ЕЭС и для обеспечения энергией крупных электростанций.

Исторически в нашей стране сформировались две системы напряжения электрических сетей (110 кВ и выше). Одна система напряжением 110 (150), 330, 750 кВ типична в основном для Северо-Запада и частично для Центра и Северного Кавказа. Другая система 110, 220, 500 кВ типична для большей части страны. Здесь за следующую ступень взято напряжение 1150 кВ. ЛЭП такого напряжения была построена в 80-х годах прошлого века и предназначалась для передачи электроэнергии из Сибири и Казахстана на Урал.В настоящее время участки ЛЭП 1150 кВ временно работают на напряжении 500 кВ. Перевод этой мощности на напряжение 1150 кВ будет произведен позже.

Номинальное напряжение одиночной линии электропередачи в основном зависит от двух параметров: мощности R , передаваемой по линии, и расстояния L , на которое эта мощность передается. В связи с этим существует несколько эмпирических формул выбора номинального сетевого напряжения, предложенных разными авторами.

Формула Стилл

U Mr.=, кВ,

, где R , кВт, L , км, дает приемлемые результаты со значениями L 250 км и R 60 МВт.

Формула Илларионова

У г =,

, где R , МВт; L , км дает удовлетворительные результаты для всей шкалы номинальных напряжений от 35 до 1150 кВ.

Выбор номинального напряжения электрической сети, состоящей из определенного количества линий и подстанций, в целом является задачей технико-экономического сравнения различных вариантов.Здесь, как правило, необходимо учитывать затраты не только на ЛЭП, но и на подстанцию. Поясним это на простом примере.

Спроектированная электрическая сеть, состоящая из двух участков длиной L1 и L 2 (рис. 4.1, но ). Предварительная оценка номинального напряжения показала, что для головной части необходимо принять напряжение 220 кВ, а для второй — 110 кВ. В этом случае необходимо сравнить два варианта.

В первом варианте (рис. 4.1, б, а) вся сеть выполнена на напряжение 220 кВ. Во втором варианте (рис. 4.1, на ) головной участок сети выполняется на напряжение 220 кВ, а второй участок — на напряжение 110 кВ.

Во втором варианте линия Вт 2110 кВ и подстанция 110/10 кВ с трансформатором Т будет дешевле, чем линия Вт 2 на напряжение 220 кВ и подстанция 220/10 кВ с трансформатором Т 2 первый вариант.Однако подстанция 220/110/10 кВ с автотрансформатором АТ второго варианта будет дороже, чем подстанция 220/10 кВ с трансформатором Т 1 первого варианта.

a B C)

Рис. 4.1. Схема ( а ) и два варианта ( б, ) и ( при напряжении сети

)

Окончательный выбор напряжения сети будет определен путем сравнения этих вариантов по стоимости. Если расценки отличаются менее чем на 5%, предпочтение следует отдавать варианту с более высоким номинальным напряжением.

(PDF) Повышение надежности результатов расчета КЗ для крупных электроэнергетических систем Оборудование

часто требует дополнительного обоснования результатов расчета

и, при необходимости, предложений научно-исследовательских организаций

по мерам по снижению токов КЗ в потенциально неблагоприятных схемах. В статье анализируется

причин значительных (более 10%) расхождений между расчетными и фактическими (измеренными с помощью регистраторов помех

) значениями токов короткого замыкания в сети

220 кВ и выше в крупная региональная энергосистема.Следующая информация

может быть использована в качестве дополнительной для дополнительного сравнения и обоснования

:

• Данные регистраторов аварийных процессов и локализации повреждений

Системы

на объектах 220 кВ и выше являются основным источником

информации в региональном масштабе. энергосистема по

действительные значения токов короткого замыкания.

• Рассматриваемый график диспетчеризации электростанций региональной энергосистемы

является источником

информации о введенном в эксплуатацию генерирующем оборудовании

с привязкой ко времени.

• Журналы плановых переключений сетевой компании и

сводки переговоров и команд диспетчера являются источником

информации о топологии сети с привязкой ко времени

.

• Подробная модель для расчета электрических режимов и токов короткого замыкания

для региональной энергосистемы

Рассматриваемая

является базовой моделью для расчета

нормальной цепи сети 110 кВ и выше.

В статье также приводится статистика нарушений в

филиальной сети сетевой компании, обслуживающей исследуемую рабочую зону

энергосистемы за 2015–2017 годы.

Предварительный анализ осциллограмм повреждений в сетях

110 кВ и выше за 2015–2017 годы также показал

, что фактические значения токов короткого замыкания в большинстве случаев

не соответствуют расчетным. Учитывая дискретную шкалу номинальных параметров электрооборудования

(т. Е.грамм.

отключающих токов выключателей 3–750 кВ по

по ГОСТ 52565-2006), расчет проверенных токов короткого замыкания

допускается производить ориентировочно, с количеством допущений

, описанных в ГОСТе, при этом погрешность расчета токов короткого замыкания

не должна превышать 5–10% [2].

Однако пренебрежение рядом параметров режима

энергосистемы может привести к гораздо большим отклонениям.При

расчетный ток может быть на

значительно выше фактического (разница более 10%),

, что, в свою очередь, при выполнении предварительного перспективного проектирования сети

может привести к к неверным выводам

и как следствие к необходимости преждевременной замены оборудования

и неэффективному использованию инвестиционных ресурсов

электросетевой компании.Также существует потенциальный риск

недооценки величины токов короткого замыкания в

схемах ремонта, что значительно увеличивает риск

повреждения и выхода из строя основного оборудования на станциях

и подстанциях. Примером такой ситуации из практики эксплуатации могут служить режимы испытаний трансформаторов сцепления

на крупных электростанциях после ремонта.

Целью данного аналитического исследования является выявление и систематизация

факторов, которые могут быть учтены на этапе предварительного проектирования энергосистем

, а

используется для выполнения дополнительных улучшающих расчетов короткого замыкания

. токи в рассматриваемой энергосистеме.

II. АНАЛИЗ КОРОТКИХ ЗАМЫКАНИЙ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЕ

Энергосистема одного из крупнейших регионов Российской Федерации

, состоящая из шести подстанций 500 кВ,

более двадцати подстанций 220 кВ и более семи

В качестве объекта исследования было выбрано

сотен подстанций 110 кВ (настоящие названия

засекречены в целях конфиденциальности).В рамках данной работы был проведен анализ

токов короткого замыкания в сети за 2015–2017 гг. Расчетная модель рассматриваемой силовой системы

включала 4 437 узлов и 5 003 ответвлений с масштабированием схемы

вплоть до низковольтных шин силовых трансформаторов

. Парк из 112 энергоблоков номинальной мощностью

от 6 до 500 МВт смоделирован на базе автобусов поколения

с учетом топологии распределительного устройства

гига.Другие данные, также принимаемые во внимание при расчете модели

:

• Паспортные данные основных трансформаторов и генерирующего оборудования

при определении параметров схемы замещения

.

• Пропускная способность воздушных и кабельных линий электропередачи

линии 110 кВ и выше.

• Активное сопротивление элементов в электрической сети

110 кВ и выше.

• Взаимоиндукционные сопротивления в цепи нулевой последовательности

воздушных линий электропередачи.

• Актуальный перечень пунктов деления в сети

110 кВ и выше в зависимости от текущей схемы — режим

.

• Положения РПН трансформаторов

110 кВ и выше в зимних режимах максимальных нагрузок

в течение рабочего дня в рассматриваемой системе мощности

.

• Режим работы нейтрали трансформатора в сети

110 кВ и выше с учетом режима «схема

» в соседней сети.

• Эквивалентные электродвижущие силы (ЭДС) и реакции

линий связи с соседними энергосистемами при

напряжениях 110 кВ и выше.

Периодическая составляющая тока короткого замыкания в начальный момент

рассчитывалась в программном пакете RastrWin3

для расчета, анализа и оптимизации режимов

электрических сетей и систем с расчетом короткого замыкания

lation модуль.В дальнейшем, при необходимости, в соответствии с

по методике ГОСТ Р 52735-2007 [2], вручную

производился дополнительный расчет эффективной периодической составляющей

тока короткого замыкания в момент времени τ

. что соответствует начальному моменту срабатывания дугогасительных контактов

в коммутируемом выключателе. Поскольку в большинстве случаев

КЗ рассчитывались для линий 220 кВ

и выше, электрически удаленных от силовых станций

, затухания периодической составляющей тока короткого замыкания

не учитывались. учетная запись.Следует отметить

, что короткие замыкания на линиях в расчетной модели были

смоделированы путем создания дополнительных «фиктивных» узлов на расстоянии

от шин подстанции, полученных при обработке данных

систем локализации повреждений. Влияние нагрузок не было учтено при расчете короткого замыкания

по

по следующим причинам:

Некоторые вопросы оценки несинусоидальности напряжения в бортовой электросети

Авторы: В.Б. Викулин, А.А. Устинов

Аннотация

Гармонические искажения напряжения в электрической распределительной сети и, в частности, в современной судовой сети с ее ограниченной мощностью источника питания, сопоставимой мощностью электрических потребителей, широким использованием нелинейных нагрузок, таких как частотно-регулируемые приводы (VFD), и высокой плотностью расположения электрического оборудования. может привести к значительному ухудшению характеристик электрического оборудования, увеличить риск возгорания из-за чрезмерного нагрева жил кабеля, двигателей и трансформаторов, вызванного увеличением тока и дополнительными потерями в сердечнике, и может привести к неисправности электрического и электронного оборудования.Статья посвящена оценке гармонических искажений напряжения электросети судна в соответствии с требованиями Правил классификации и постройки морских судов Российского морского регистра судоходства и стандарта ГОСТ Р 32144-2013. Сравнительный анализ проводится с целью оценки дополнительной ошибки в оценке гармонических искажений напряжения, вызванных размытием спектра, и влияния кондуктивных излучений, генерируемых частотно-регулируемыми приводами, на неопределенность оценки.В документе далее излагаются трудности оценки гармонических искажений в реальном времени и даются рекомендации по обеспечению воспроизводимости результатов. В частности, предлагается оценка интергармонических подгрупп и соответствующих принятых пределов.

Ключевые слова: несинусоидальное быстрое преобразование Фурье, гармоники, интергармоники, полное гармоническое искажение, коэффициент гармонических искажений.

Список литературы

1.ГОСТ 30804.4.7-2013 (IEC 61000-4-7: 2009) Совместимость технических средств электромагнитная. Общее руководство по средствам измерений и измерениям гармоник и интергармоник для систем электроснабжения и подключаемых к ним технических средств. Общее руководство по контрольно-измерительным приборам и измерениям гармоник и интергармоник для электродвигательных систем и сменных технических средств.М .: Стандартинформ, 2013.

2. ГОСТ 32144-2013 (EN 50160: 2010, NEQ) Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. М .: Стандартинформ, 2014.

3. Правила классификации и постройки морских судов. Часть XI. Санкт-Петербург, Российский Морской Регистр Судоходства, 2016.(На русском)

4. IACS UR E24 Гармонические искажения для судовой системы распределения электроэнергии, включая фильтры гармоник.

5. Методические указания по контролю гармоник в электроэнергетических системах. Американское бюро судоходства, 2006 г.

6. Стеурер М., Рибейро П., Лю Ю. Переоценка пределов гармонических искажений электроэнергетической системы для судовых систем. Центр перспективных энергосистем. 2004 г.

Об авторах:

Викулин Владимир — ФАИ «Российский морской регистр судоходства», д. 8, Дворцовая набережная, 1

, г. Санкт-Петербург.Санкт-Петербург, Россия, e-mail: [email protected]

Устинов Алексей — кандидат технических наук, ФАИ «Российский морской регистр судоходства», Дворцовая набережная, д. 8, 1

, Санкт-Петербург, Россия, e-mail: [email protected]

Выпуск: 50/51 (2018).

Для цитирования: В.Б. Викулин, А.А. Устинов. Некоторые вопросы оценки несинусоидальности напряжения в судовой электроэнергетической системе. Вестник Российского морского регистра судоходства.2018, № 50/51, с. 63-69.

* * *

УДК: 629.1.05
Страницы: 63-69

Двигатель, сертифицированный по ГОСТ для российского рынка от OME Motors

ГОСТ Двигатель: двигатели низковольтные для российского рынка

Благодаря своему многолетнему опыту в этом секторе, OME Motors может разработать и изготовить двигатели ГОСТ для российского рынка, особенно для замены старых устройств на советских заводах.Таким образом, OME Motors может — исходя из конкретных потребностей каждого клиента — реализовать новый двигатель, полностью идентичный ранее существовавшему, что гарантирует эффективное продолжение производственной деятельности. Двигатели, сертифицированные по ГОСТ — это электродвигатели низкого напряжения, способные обеспечить высокий КПД и в то же время экономию энергии и оптимизацию затрат на управление.

Откройте для себя преимущества российских электродвигателей (двигатель ГОСТ) .

Двигатель ГОСТ , разработанный и изготовленный OME Motors:

• Эффективный и способный гарантировать оптимизацию энергопотребления.
• Универсальность, они могут успешно применяться в промышленных секторах и в самых различных областях применения на российском рынке.
• Прочный и разработанный, чтобы гарантировать безопасность, стабильность и надежность при любой обработке и с течением времени.
• Простота установки, тестирования и использования.

Применение российского двигателя по ГОСТ

Двигатели , сертифицированные по ГОСТу, производимые OME Motors, изготавливаются по индивидуальному заказу в соответствии с конкретными техническими и производственными потребностями заказчика и предназначены для замены одного или нескольких старых российских двигателей .Таким образом, они имеют те же технические и функциональные характеристики, что и оригинальные устройства, и обладают теми же преимуществами. Таким образом, применение двигателя ГОСТ производства OME Motors зависит от конкретных потребностей каждого клиента. В более общем плане, однако, Русские моторы — это машины, которые могут успешно использоваться в системах водоснабжения для очистки, обработки и опреснения воды, а также на установках очистки воздуха и, наконец, в пищевой промышленности.Двигатель ГОСТ может использоваться в сочетании с насосами и компрессорами, а также с турбинами, вентиляторами и воздуходувками, системами отопления, вентиляции и кондиционирования воздуха.

[PDF] МАСТЕРСКАЯ ИНФОРМАЦИЯ Использование инновационного высокого напряжения

Скачать ТЕЗИС МАСТЕРА Использование инновационных высоковольтных …

Кафедра электротехники

ТЕЗИС МАСТЕРА

Использование инновационных высоковольтных компонентов на рынке стандартов ГОСТ.

Руководитель компании ABB, дипл.Eng., Erkki Kemppainen Первый экзаменатор, профессор, д.т.н. Ярмо Партанен Второй экзаменатор, профессор, д. Сату Вильяйнен

Вааса, 18.05.2008

Михаил Самборский Телефон: +358 46 8866709 Муоттитие 9c, Стромберг Парк 65101 Вааса, Финляндия

РЕФЕРАТ Автор:

Майкл Самборский

Название:

Инновационные компоненты высокого напряжения Использование на рынке ГОСТ.

Кафедра:

Электротехника

Год:

2008

Место:

Вааса

Диссертация на соискание степени магистра технических наук.98 страниц, 28 рисунков, 17 таблиц.

Экзаменаторы: профессор, д.т.н. Ярмо Партанен, профессор, д.т.н. Сату Вильяйнен.

Ключевые слова: ГОСТ, высокое напряжение, ПУЭ, подстанция, распределительный модуль.

В России более двадцати тысяч первичных подстанций 35/110 кВ и 10/110 кВ. Согласно Государственному плану развития электроэнергетики до 2020 года ежегодно будет устанавливаться более сотни новых подстанций и даже больше обновляться. Цель данной диссертации — выяснить в этой деловой среде, каковы технологические возможности сборных модулей подстанций на новых подстанциях или при модернизации старых подстанций в России.

2

БЛАГОДАРНОСТИ

Прежде всего, я хочу поблагодарить моих руководителей диссертаций, доктора технических наук. Ярмо Партанен и Эркки Кемппайнен, которые продемонстрировали живой и постоянный интерес к моему проекту в течение этих месяцев. Наши научные дискуссии и их многочисленные конструктивные комментарии и предложения значительно улучшили мою работу.

Особая благодарность и признательность Генри Холмстрему и Антону Наумову за то, что они постоянно помнят мою тему и предоставляют мне полезные документы и статьи, которые послужили вдохновением для этой диссертации.

Также я хотел бы выразить свою благодарность профессору Василию В. Титкову за предоставление ценных актуальных технических данных и стандартов на типовые подстанции в России, а также за многочисленные обсуждения, проведенные на большом расстоянии между Ваасой и Санкт-Петербург по электронной почте.

Благодарим Александра Карпова, Сергея Буркая и Алексея Кононенко за бесценную помощь в получении материалов для моей диссертации.

Я также хотел бы выразить искреннюю благодарность Юлии Вотерин, которая дала мне прекрасную возможность жить и учиться в Технологическом университете Лаппеенранты и организовала мою магистерскую диссертацию в ABB, Вааса.

Я также в долгу перед многими людьми в Ваасе, работающими в отделе электрических подстанций и за его пределами, ABB, которые сделали мое пребывание в Ваасе очень приятным.

Наконец, я хотел бы поблагодарить мою семью и друзей за их поддержку и поддержку во всем, что я делал за годы учебы. Спасибо вам всем.

Вааса, Финляндия, май 2008 г. Михаил Самборский

3

СОДЕРЖАНИЕ СОКРАЩЕНИЯ

6

1

Введение

7

2

Обзор российской энергетики.Особенности и возможности.

8

2,1

Анализ общей ситуации в энергосистеме России

8

2,2

Генеральный план энергоустановок России до 2020 г. 11 лет.

2.3

Технологические возможности сборных модулей подстанции на новых подстанциях или при модернизации старых подстанций в России.

2,4 3

Сводка

19

ABB Innovative HV Modules. Функции.

3,1

Компактный.

3.1.1

17

21 21

Выкатные и отключающие выключатели 21 для компактных КРУЭ, 72,5 — 420 кВ. Обзор.

3,2

Комбайн.

3.2.1

23 WCB — выключатель выкатной на 72,5 — 24

300 кВ. 3.2.2

Комбинированный выключатель-разъединитель DCB 26 на 72,5 — 420 кВ.

3,3

PASS — система включения и выключения.

28

3,4

КОМПАС

38

3,5

Резюме.

43

4

Типовой обзор подстанции. Классификация и требования.

46

4.1

Обзор и классификация распределительных подстанций.

46

4,2

Открытая распределительная система. Общие требования ПУЭ и ГОСТ.

48

4.3

Открытая распределительная система. Требования к дизайну.

50

4,4

Открытые распределительные системы. Требования к макету.

53

4,5

Автоматические выключатели с воздушной и элегазовой изоляцией Требования ПУЭ.

56

4,6

Резюме.

60

5

Оценка оборудования первичной подстанции.

62

5.1

Расчет тока повреждения.

62

5.2

Расчет сопротивления эквивалентной схемы в базовых условиях 65 4

термины 5.3

Преобразование электрической цепи, определение результирующих сопротивлений и аналитический расчет коротких токов.

5,4

Выбор оборудования подстанции. Основные требования.

5.5

Выбор высоковольтного оборудования на примере модуля распределительного устройства высокого напряжения PASS M0 — 145.

5.6 6

Резюме Молниезащита подстанции мостового типа 110кВ.

6,1

66 71

75 79 80

Основные положения по молниезащите высоковольтного оборудования в открытых распределительных сетях.

81

6.2

Схема подстанции и исходные данные.

82

6,3

Эквивалентная расчетная модель.

83

6.4

Пример расчета узла схемы подключения.

89

6.5

Основные положения по оборудованию.

91

6,6

Резюме

93

7

ВЫВОДЫ ССЫЛКИ

95 96

5

СОКРАЩЕНИЯ МЭА

Минэкономразвития России

Федерация

МИЭ

Минпромэнерго России

ФНС

Федеральная служба по тарифам

РФСЕТАС

Федеральная служба по экологическому, техническому и атомному надзору

РАО ЕЭС

Единая энергетическая система Российской Федерации

Линия HVDC

Линия постоянного тока высокого напряжения

SA

Ограничитель перенапряжения

SF6

Гексафторид серы

WCB

Выдвижной выключатель

DCB

DCB

Тележка МОУ Стандартный автоматический выключатель nted

HPL

Стандартный однополюсный автоматический выключатель

LEM

Линейный входной модуль

IEC

Международная электротехническая комиссия

ANSI

Американский национальный институт стандартов

PASS

Система переключателей

000

SBB

Одинарная шина

CT

Трансформатор тока

AIS

Распределительное устройство с воздушной изоляцией

GIS

Распределительное устройство с элегазовой изоляцией

DBB

Двойная шина

Стоимость жизни LCC

LCC ISO

Международная организация по стандартизации

CENELEC

Европейский комитет по электротехнической стандартизации

СНиП

Строительные нормы и правила

ПУЭ

Правила устройства электроустановок

ГОСТ

Россия Государственные технические требования

6

1.Вступление. В условиях открытого рынка на этапе принятия решений на первый план выдвигаются экономическая целесообразность и инновационные технические решения. В последнее десятилетие электроэнергетика в России находилась в тяжелом экономическом положении, что отражается на развитии электроэнергетики страны, в то время как проблемы с отключениями и бесперебойным снабжением потребителей стали как никогда острыми. В настоящее время на модернизацию и развитие электроэнергетики из федерального бюджета выделяются значительные средства.В связи с этим актуальным является определение перспектив и возможностей на рынке ГОСТов, а также технических параметров, соответствия техническим требованиям Правительства РФ и преимуществ и недостатков высоковольтных компонентов, производимых за рубежом. С этой целью в данной диссертации рассматриваются возможности модернизации типовой подстанции мостового типа 110 кВ с использованием инновационных высоковольтных распределительных устройств Compact, Combine, PASS и COMPASS в полном соответствии с техническими требованиями Правительства РФ, в первую очередь ГОСТами и ПУЭ. .

7

2. Обзор энергетики России. Особенности и возможности. 2.1 Анализ общей ситуации в энергетической системе России. Интенсивное развитие топливно-энергетической отрасли в России в период с 60-х по 80-е годы 20 века (например, электростанции, подстанции, тепловые и электрические сети, нефте- и газопроводы и т. Д.) Способствовало созданию мощной базы энергоснабжения. творчество. На более позднем этапе процесс обновления и модернизации уже существующих основных энергетических активов и установки новых значительно замедлился в связи с общей экономической ситуацией и отстал от старения построенных ранее энергоблоков, так что средний уровень износа оборудования превысил 57,3 процентов к 2007 году, см. рис.2.1.

Рисунок. 2.1 Средний уровень износа оборудования в России в период 2001 — 2007 гг.

По данным ВНИТТ, наибольшая часть работающего оборудования в настоящее время — это оборудование, которое эксплуатируется более двадцати лет. , около трети из них эксплуатируются не менее тридцати лет, а десять процентов — более сорока лет. Пока износ воздушных и кабельных линий превышает 55% и 53% соответственно.Также срочно необходима масштабная реконструкция передающих и распределительных сетей и подстанций.

8

Рисунок 2.2. Процентное соотношение возраста электрооборудования.

Значительный прирост объемов потребления электроэнергии — одна из основных долгосрочных тенденций в развитии мировой экономики, а также в современной России, переживающей заметный экономический подъем, в настоящее время потребление электроэнергии после длительного спада в 1990 — 1998 годах растет. стабильно и по прогнозу Международного энергетического агентства (МЭА) уже в 2005 году достиг уровня потребления 1993 года.Хотя генерирующие мощности в России по-прежнему превышают потребности в потреблении, разница в уровне генерации и потребления постоянно становится все меньше и меньше. [4]

Согласно оценочному прогнозу Министерства экономического развития и торговли Российской Федерации (МЭРТ), объем потребления электроэнергии в России ожидался на уровне 46-50 миллиардов кВтч в период с 2000 по 2006 год, но реальный средний прирост объема потребления электроэнергии оказался более чем в 1,5 раза выше и составил 73 млрд кВтч.Кроме того, во многих регионах (например, Белгородской, Калининградской, Ленинградской областях, Москве и Московской области) уровень потребления электроэнергии уже превысил этот прогноз в несколько раз, что в таком состоянии из-за прогрессирующего износа и отсутствия установка новых генерирующих мощностей создает предпосылки для дефицита электроэнергии.

9

В таких условиях должна быть обеспечена энергетическая безопасность государства, и необходимо срочно принять специальные меры по динамической коррекции износа, чтобы предотвратить возможные перебои в энергоснабжении и значительный ущерб в промышленности и государственном секторе от неожиданных отключений. .

Принимая во внимание предвзятость в использовании капитала в техническом прогрессе, длительный срок окупаемости инвестиционного проекта и достаточно длительный период установки новых мощностей, отличная ценность электроэнергии для современного общества для поддержания комфорта и высокого уровня жизни, раннее планирование разумных Требуется инвестиционная программа и диверсификация для дальнейшего развития энергетики.

Принимая во внимание описанную выше реальность, Министерство промышленности и энергетики Российской Федерации (МПЭ) совместно с Министерством экономического развития и торговли Российской Федерации (МЭРТ), Федеральной службой по тарифам (ФСТ) при поддержке Федерального агентства по атомной энергии и Федеральной службы по экологическому, техническому и атомному надзору (РФСЕТАС) разработан «Генеральный план энергоустановки России на период до 2020 года» Правительством Российской Федерации распоряжением №215-р от 22 февраля 2008 г. утвержден «Генеральный план энергоустановки России до 2020 года».На период до 2011 года на закупку основного электротехнического и теплоэнергетического оборудования планируется выделить 700 млрд рублей, а на закупку материалов и оборудования для сетевых систем — 195 млрд рублей. Даже для Советского Союза, не говоря уже о современной России, эта программа считается беспрецедентным проектом.

Таким образом, согласно «Генеральному плану энергоустановки России до 2020 года» планируется установить не менее 41 ГВт новой дополнительной мощности, а также модернизировать старые подстанции и обновить передающие и распределительные сети.

Ожидается, что значительная часть электро-, теплоэнергетического оборудования будет закуплена на открытом рынке у российских и зарубежных поставщиков. Основным принципом закупок является честный тендер как главный фактор усиления конкурентного рынка и активной конкуренции за заказы, чтобы РАО «ЕЭС России» (Единая энергетическая система Российской Федерации

10

) могло обеспечить благоприятную среду для своего проекта и стимулировать интерес частного бизнеса, делая покупку крупного бизнеса с высокой прозрачностью.2.2 Генеральный план энергоустановок России до 2020 года. Генеральный план энергоустановки в России, разработанный Министерством промышленности и энергетики совместно с Министерством экономического развития и торговли, Федеральной службой по тарифам и Федеральной службой по экологическому, техническому и атомному надзору России, как ожидается, принесет в электроэнергетику Россия на новый передовой уровень.

В целом Генеральный план энергоустановок России основан на прогнозе прироста объема потребления электроэнергии в Российской Федерации на уровне 4% в год и допускает расчет планового потребления на уровне 1426 млрд кВтч к 2015 году (базовый вариант) с возможным увеличением объема потребления электроэнергии в установленный период до 1600 млрд кВтч (случай максимального уровня потребления), тем не менее, динамика прироста объема потребления электроэнергии может существенно отличаться в зависимости от область.

В Генеральном плане энергоустановок России учтены все планы по строительству атомных, гидроэлектростанций и электростанций мощностью более 500 МВт, а также гидроэлектростанций мощностью более 200 МВт.

Кроме того, в этом документе определены места и сроки реализации крупных межрегиональных воздушных линий 110 кВ и выше, передающих и распределительных сетей для вновь установленных подстанций во избежание возникновения узких мест в Единой энергетической системе Российской Федерации.[2]

Генеральный план энергоустановок России до 2020 года — это сбалансированный план по строительству генерирующих электростанций и электросетевых объектов в установленный срок на основе прогноза прироста объема электропотребления в Российской Федерации в виде в целом и по отдельным регионам для определения основных целей, задач и основных задач по развитию энергетики с высокой эффективностью. Основная цель Генерального плана электроэнергетических установок

11

в России — обеспечить надежное и эффективное электроснабжение потребителей и удовлетворить потребности отрасли в электрической и тепловой энергии.

Основная цель Генерального плана энергоустановок России — сформировать на основе уже имеющегося потенциала энергетики и установленных приоритетов в развитии энергетики надежную, экономически эффективную и максимально рациональную структуру топливных ресурсов. генерирующих мощностей и единиц электросетевого хозяйства, а также создание необходимых условий, позволяющих максимально избежать прогнозируемого дефицита энергии и мощности.

В рамках официально утвержденной «красной линии» долгосрочной государственной политики в сфере энергетики можно выделить следующие основные приоритеты Генерального плана:  приоритетное развитие энергетики и создание разумной экономически обоснованной структуры генерирующих мощностей. мощности и электросетевые единицы для надежного и эффективного электроснабжения потребителей электроэнергии и тепла;

 оптимизация топливного баланса за счет использования максимально возможного потенциала развития атомной, гидро- и теплоэлектростанции и снижения использования природного газа в топливном балансе отрасли;

 создание сетевой инфраструктуры, развивающейся в приоритетном порядке по сравнению с развитием электростанций, для обеспечения полной роли потребителей и компаний в функционировании рынка электроэнергии и обеспечения взаимосвязей энергосистем, что гарантировало бы надежность взаимных поставок электроэнергии и мощности между регионами России. с расширенными возможностями экспорта;

 минимизация расхода топлива на киловатт-час за счет внедрения и применения современного высокоэффективного оборудования на твердом и жидком топливе;

 снижение неизбежного воздействия энергетики на окружающую среду за счет наиболее эффективного использования топливно-энергетических ресурсов, оптимизации структуры управления в энергетике, технического перевооружения и вывода из эксплуатации —

12

выведенное из эксплуатации оборудование, интенсификация меры по охране окружающей среды и выполнение программы по использованию возобновляемых источников энергии;

Опережающее развитие субъектов Российской Федерации на Северо-Западе и Центральной части страны связано с мощными производственными возможностями и высоким научно-техническим потенциалом.На территориях этих регионов планируется расширить уже действующие промышленные производства и построить новые, в том числе с использованием энергоемких промышленных технологий.

Прогнозируемый прирост объема электропотребления объясняется, прежде всего, значительным увеличением электропотребления Тюменской области, на долю которой приходится почти половина от общего прироста объема электропотребления к 2020 году в Западно-Сибирской провинции (Западно-Сибирский нефтегазовый регион). Газовая провинция остается ведущей нефтегазовой базой Российской Федерации), где постоянно увеличивается добыча нефти и природного газа, использование энергоемких технологий при добыче нефти и природного газа и развитие транспортной инфраструктуры.Рост населения Тюменской области увеличит объем потребления электроэнергии в коммунальном хозяйстве и сфере услуг.

Реализация крупных инвестиционных проектов по расширению производства, модернизации и развитию металлургического производства в Свердловской и Челябинской областях окажет существенное влияние на экономическую ситуацию Уральского региона в целом.

В Дальневосточном регионе ожидается рост объемов потребления электроэнергии за рассматриваемый период в 1,9 раза, при этом доля региона в совокупном спросе на электроэнергию несколько вырастет.

В ближайшей перспективе базовый спрос на электроэнергию в Сибирском регионе будет формироваться за счет быстроразвивающейся крупной промышленности, на долю которой приходится более половины общего интегрированного объема потребления электроэнергии, который прогнозируется достичь к 2020 году. В ближайшее время в Сибирском регионе планируется построить новые крупные энергоемкие алюминиевые заводы, химические установки подготовки газа и нефти на базе газоконденсатных месторождений

13

, металлургические заводы и несколько целлюлозно-бумажных заводов.

Тем не менее, объем потребления электроэнергии в регионах Сибири и Дальнего Востока может увеличиться за счет быстрого роста потребления электроэнергии в связи с ожидаемым опережающим развитием экономики этих регионов. Наличие значительных запасов природных ресурсов — нефти и газа, руд цветных металлов, неметаллических материалов и леса может стать базой для расширения производства энергоемкой промышленности.

Планируемый прирост электропотребления в Поволжье несколько ниже среднего по России, что полностью объясняется специфической отраслевой структурой на этой территории, характеризующейся преобладанием обрабатывающей промышленности, в том числе машиностроения.

Планируемый спрос на электроэнергию в Южном федеральном округе зависит от развития отрасли за счет строительства новых металлургических заводов и дальнейшего развития объектов инфраструктуры, включая строительство новых и реконструкцию санаторно-курортных, гостиничных и рекреационных комплексов.

В Генеральном плане также определены основные цели экспортно-импортной энергетической политики Российской Федерации.

Дальнейшее увеличение экспорта электроэнергии в Финляндию в 2016-2020 годах планируется за счет строительства на базе подстанции Княжегубская 330 кВ дополнительной высоковольтной линии постоянного тока мощностью 500 МВт и воздушных линий 400 кВ от Линия HVDC до Пирттикоски (Финляндия) протяженностью 175 км до государственной границы.Это будет способствовать передаче электроэнергии и мощности в объеме 3 млрд кВтч и 500 МВт, а также обмену электроэнергией и электроэнергией Кольскайская система передачи электроэнергии и система передачи электроэнергии Финляндии.

14

После 2020 года может оказаться возможным установить еще одну высоковольтную линию постоянного тока (линия HVDC) мощностью 500 МВт и провести протяжку проводов второй линии 400 кВ, что обеспечит возможность передачи до 1 ГВт. мощности и увеличить передачу электроэнергии до 6 млрд. кВтч в систему передачи электроэнергии Финляндии.

Подача электроэнергии и мощности в систему передачи электроэнергии Калининграда через систему передачи электроэнергии Литвы в период с 2007 по 2009 год считается оптимальной.

В условиях возможного объединения электроэнергетических систем между Литвой и Польшей для повышения надежности поставки электроэнергии потребителям в Калининградской области предусматривается строительство двухцепной линии электропередачи 400 кВ для соединения энергосистем Калининграда и Польши, что позволит либо для регулирования электроэнергии и мощности между системами передачи электроэнергии Калининграда и Польши, либо для передачи электроэнергии и избыточной мощности в европейские страны.

Принимая во внимание прогнозируемый прирост уровня потребления электроэнергии и мощности в России и отсутствие генерирующих мощностей в период быстрого расширения строительства энергоблоков и из-за их высокой капиталоемкости, ожидается импорт электроэнергии и мощности из Системы электропередачи Казахстана и Украины.

Запланированный крупномасштабный экспорт электроэнергии и мощности в Китай будет способствовать интенсивному экономическому прогрессу и дальнейшему развитию энергетики в регионах Восточной Сибири и Дальнего Востока, установке новых генерирующих мощностей, работающих на местных топливных ресурсах, и укреплению межгосударственных связей и внутренних сеть Единой энергетической системы.

Основной целью электроэнергетики в рассматриваемый период до 2020 года является создание эффективной и продуманной структуры для надежного обеспечения всех потребителей тепловой и электрической энергией.

15

В Генеральном плане базовыми принципами формирования рациональной структуры генерирующих мощностей являются: Развитие генерирующих мощностей, надежное обеспечение всех потребителей тепловой и электрической энергией при постоянном контроле за соблюдением установленных технологических условий и нормативной добротности. электроэнергии удовлетворены.

Максимально возможное развитие генерирующих мощностей, не использующих ресурсы органического топлива, — это атомные и гидроэлектростанции.

Генеральный план ориентирован на внедрение наиболее достаточного и прогрессивного оборудования для модернизации электростанций и подстанций. Оборудование, устанавливаемое при переоснащении, модернизации и установке новых электростанций и подстанций, должно обеспечивать высокую надежность и достаточность, а также снижать воздействие на окружающую среду.

Развитие сети 750 кВ в европейской части Российской Федерации разрешено для усиления Единой энергетической системы в целом и соединения между Северо-Западной и Центральной системами электропередачи в частности, тогда как сети 500 кВ будут использоваться для обеспечения соблюдения система электроснабжения и развитие соединительных линий.

Сеть 330 кВ будет продолжать выполнять функции магистральной передачи электроэнергии и передавать электроэнергию и мощность от крупных подстанций потребителям, питающимся из систем электропередачи Центрального и Северо-Запада, с принудительным соединением между упомянутыми системами и установкой дополнительных линий электропередачи 330 кВ.

Основные тенденции развития сети 220 кВ будут заключаться в усилении функций распределения и энергоснабжения потребителей от крупных подстанций.

В изолированной энергосистеме нескольких регионов (например, Дальнего Востока, Республики Коми и Архангельской области) системы электропередачи 220 кВ будут выполнять функции магистральной передачи электроэнергии.

16

Основным направлением развития сети 110 кВ является ее расширение и распространение по всей территории России с целью повышения надежности снабжения заказчиков установкой значительного объема новых и масштабной модернизации изношенных модернизируемых подстанций 110 кВ.

Согласно базовому варианту прогнозируемого объема потребления электроэнергии на передачу электроэнергии и мощности в ближайшее время необходимо построить не менее 25,7 тыс. Км воздушных суперсетевых линий для передачи электроэнергии и мощности от вновь установленных и модернизированных генераторов. электростанций, 22,3 тыс. км воздушных линий электропередачи 330 кВ и выше для повышения надежности электроснабжения потребителей и 16,1 тыс. км воздушных линий электропередачи для обеспечения Единой энергетической системы и межгосударственных присоединений. .

Таким образом, за рассматриваемый период общая потребность в капитальных вложениях для развития энергетики в базовом сценарии оценивается на уровне 11,6 трлн рублей. А общая потребность в капитальных вложениях для строительства энергоблоков в период 2006-2020 годов в базовом варианте оценивается на уровне 9,3 трлн рублей. [3] 2.3 Технологические возможности сборных модулей подстанции на новых подстанциях или при модернизации старых подстанций в России. В последнее время существенно увеличилось финансирование энергетики в России.Энергетические компании набирают обороты в модернизации и установке новых генерирующих мощностей и сетей передачи и распределения. Вот почему поиск сокращенных методов, возможностей, которые могут сократить время проектирования, ускорить темпы строительства и сроки реализации, актуальны как никогда. В решении этой проблемы может помочь новый передовой подход в разработке и продвижении на рынок сборных инженерных решений на базе типовых подстанций.

Крайне важно, особенно в условиях высокой конкуренции, предлагать клиентам уже разработанное и сборное инженерное решение, где должно быть

17

, отражающее наиболее часто используемое инженерное решение по установке и модернизации типовых подстанций. В случае, когда природные или иные обстоятельства могут не потребовать особых корректирующих изменений в процессе монтажа или модернизации, инженеры-конструкторы, систематизировавшие предыдущий опыт работы, могут предоставить заказчику демонстрацию готовых инженерных решений для выбора типовых подстанций.Эти инженерные решения должны быть хорошо проработаны, утверждены государственными органами и не требуют дополнительных согласований, что позволит сэкономить много времени. Основные преимущества сборных инженерных решений типовых подстанций: 

Сокращение сроков монтажа подстанции в несколько раз;



Сокращение времени на принятие управленческих решений;



Минимизация сроков поставки оборудования за счет заблаговременного заказа основного оборудования, что обычно требует довольно длительного периода времени по типовым проектам после выбора главной электрической цепи;



Сокращение времени на адаптацию проекта;



Уменьшение объемов строительно-монтажных работ, ускорение электромонтажных и пусконаладочных работ;



Снижение воздействия на окружающую среду при использовании компактных решений, резкое уменьшение количества строительного мусора, за счет применения сборных инженерных решений снижается воздействие строительной инженерии.

Таким образом, сроки монтажа ПС 110 кВ за счет сборных инженерных решений значительно сокращаются. Основные особенности конструкции блоков питания. 

Проектирование блоков электропитания основано на требованиях к обеспечению надежной и достаточной работы каждой электроустановки.



Как правило, проектное решение строится на основе типовых проектов.



В соответствии с современными установленными государственными стандартами инженеры-проектировщики должны принять оптимальное решение для каждого случая, обращая внимание на конкретные условия работы, схему электропроводки и компоновку, пути утечки и т. Д.

18



Определение основных пунктов, касающихся электрических и механических требований, а также требований техники безопасности и допустимого воздействия на окружающую среду.

2.4 Резюме. Интенсивное развитие топливно-энергетической отрасли в России приходилось на период с 60-х по 80-е годы ХХ века.

Процесс обновления и модернизации уже существующих основных энергетических активов и установки новых значительно замедлился в связи с общей политической и экономической ситуацией.

В целом анализ статистических данных позволяет сделать вывод, что большая часть работающего оборудования сейчас — это устаревшее оборудование. Пока износ воздушных и кабельных линий превышает 55% и 53% соответственно, средний уровень износа оборудования уже к 2007 году превысил 57,3 процента. Если прирост износа оборудования и дальше будет расти, он может достичь критического уровня, что приведет к перебоям в энергоснабжении и значительному ущербу в промышленности и государственном секторе от неожиданных перебоев.

В таких условиях Генеральный план энергоустановки в Российской Федерации был разработан Минпромэнерго совместно с Минэкономразвития, Федеральной службой по тарифам и Федеральной службой по экологической, технической и атомной энергии. Надзор за выводом электроэнергетики России на новый передовой уровень.

Генеральный план энергоустановок России основан на прогнозе прироста объема потребления электроэнергии в Российской Федерации на уровне 4% в год и допускает расчет планового потребления на уровне 1426 млрд. КВтч. к 2015 г. (в базовом варианте) с возможным увеличением объема потребления электроэнергии в установленный период до 1600 млрд кВтч (при максимальном уровне потребления)

19

В ближайшем будущем существенно увеличится объем строительства и модернизации оборудования энергетики. время.

Таким образом, в период 2006-2020 гг. Общая потребность в капитальных вложениях для развития энергетики в базовом сценарии оценивается на уровне 11,6 трлн руб. А общая потребность в капитальных вложениях для строительства энергоблоков в период 2006-2020 годов в базовом варианте оценивается на уровне 9,3 трлн руб. [3]

Рыночный спрос на объекты модернизации и строительства значительно вырастет. Эксперты ожидают, что значительная часть электрического и теплоэнергетического оборудования будет закупаться на открытом рынке как у российских, так и у зарубежных поставщиков, при этом принцип честного тендера является основным фактором усиления конкурентного рынка и активной конкуренции за заказы.

В таких условиях высокой конкуренции становится абсолютно необходимым предлагать клиентам уже разработанные и сборные инженерные решения, основанные на наиболее часто используемых инженерных решениях по установке и модернизации типовых подстанций, для продвижения и получения конкурентных преимуществ на рынке.

20

3. Внедрение инновационных высоковольтных модулей ABB. Функции. 3.1 Компактный. Распределительное устройство — это базовый компонент каждой подстанции, где коммутируется и регулируется электрическое напряжение.Для первичной сети применяются компактные распределительные устройства. В соответствии с концепцией дальнейшего развития компактные распределительные устройства масштабируются и комбинируются с другим оборудованием, раскрывая уникальную концепцию гибких, модульных компактных распределительных устройств. [5] 3.1.1 Выдвижные и отключающие выключатели для компактных КРУЭ, 72,5 — 420 кВ. Обзор. Из-за своей механической сложности автоматические выключатели, традиционно используемые для подстанций, ранее были устройствами, которые требовали наибольших эксплуатационных затрат и технического обслуживания.Последние достижения в разработке продуктов для автоматических выключателей позволили улучшить их технические характеристики до такого состояния, когда выключатели практически не требуют технического обслуживания и необходимость в техническом обслуживании снижена.

Обычно на традиционных подстанциях для отключения во время технического обслуживания разъединители по-прежнему устанавливаются с обеих сторон выключателя. Контакты обычных разъединителей также требуют большого ухода, поскольку они не защищены от воздействия окружающей среды.

Для повышения эксплуатационной готовности были созданы инновационные комбинированные блоки, специально предназначенные для проектирования подстанций без обычных разъединителей.

21

Рисунок 3.1 Компактное распределительное устройство 72,5 кВ. . [7]

Таким образом, была разработана новая компактная КРУЭ 72,5 кВ с автоматическим выключателем (CB), ограничителями перенапряжения (SA), измерительными трансформаторами и заземлителями на одной раме.

В зависимости от ячейки, подключенной напрямую к сборной шине, и типа ячейки, этот новый модуль по запросу может быть оснащен различными высоковольтными аппаратами.По сравнению с традиционной компоновкой распределительного устройства, инновационная компактная сборка распределительного устройства, установленная на общей прочной раме, может сэкономить до 25% места.

Даже те разъединители, которые требуют интенсивного обслуживания и подключаются непосредственно к сборной шине, могут быть устранены и заменены новым компактным распределительным устройством в сборе, что сокращает время, когда требуется, чтобы сборная шина была выведена из эксплуатации, и позволяет значительно упростить решения. . На базе инновационных автоматических выключателей с элегазовой изоляцией могут быть предложены новые альтернативы и возможности.[6]

22

3.2 Комбайн. WCB — выкатной автоматический выключатель предназначен для использования в качестве части полной испытанной ячейки подстанции и, будучи установленным на тележке, может легко приводиться в действие с помощью моторизованного рабочего механизма между обоими положениями, когда он подключен и отключен. Фиксированные первичные контакты не требуют интенсивного обслуживания.

DCB — другой альтернативный выключатель-разъединитель, в котором контакты выключателя, защищенные в камере отключения изоляцией SF6, также гарантируют функцию переключения.

Таким образом, DCB призван заменить обычную комбинацию окружающих разъединителей с обеих сторон выключателя. Комбинация моторизованного заземляющего выключателя, отказоустойчивой системы блокировки и четкой индикации положения контактов обеспечивает полную безопасность.

Для обеспечения максимальной безопасности автоматический выключатель снабжен заземлителями, а камера отключения имеет встроенную функцию отключения. Для защиты от перенапряжения автоматические выключатели комбайна оснащены разрядниками для защиты от перенапряжений.Также используются как емкостный трансформатор напряжения, так и трансформатор тока.

Рисунок 3.2 Подстанция без обычных разъединителей. [6]

23

Появляются новые возможности для проектирования компактных подстанций за счет выкатных и отключающих выключателей, которые упрощают одиночные, двойные или другие конфигурации шинопроводов. Эти модули требуют меньше усилий в период установки и обслуживания и отличаются меньшим воздействием на окружающую среду в результате небольшой площади подстанции и низких требований к материалам.

3.2.1 WCB — выключатель выкатной на 72,5 — 300 кВ. Выкатной автоматический выключатель или WCB 72,5 — 300 кВ состоит из стандартного автоматического выключателя типа LTB или HPL, устанавливаемого на тележке. Моторизованные пружинные приводные механизмы используются для переключения — открытия и закрытия. Подключение ВЛ и подключение к сборной шине осуществляется контактами, не требующими интенсивного обслуживания. Моторный блок перемещается из подключенного в отключенное положение, и когда выключатель замкнут, моторный блок блокируется.

Рисунок 3.3 Выкатной выключатель на 72,5 — 300 кВ [6].

По некоторым причинам были разработаны две конфигурации выкатных выключателей: высотные и низкопрофильные выкатные выключатели. Первый

24

применяется для наружных подстанций с воздушной изоляцией, а второй — для внутренних подстанций, обычно с элегазовой изоляцией.

Ячейку выключателя, включая сборную шину, проводятся тщательные типовые испытания в соответствии с международными стандартами.Все основные функции ячейки выключателя включены в это высоковольтное оборудование. Выкатные выключатели LTB 72,5145 кВ выполнены с пружинным однополюсным механизмом, моторный привод трехполюсного действия представлен в выкатных выключателях на более высокий уровень напряжения.

Рисунок 3.4 Выкатной выключатель LTB 72,5 — 145 кВ [6].

Ячейка выключателя включает в себя следующее оборудование: 

Тележка с подвижным механизмом



Необслуживаемые фиксированные и подвижные первичные контакты.[6]

Доступны следующие варианты: 

Трансформатор тока типа IMB с масляной изоляцией, который устанавливается на каркас общего модуля с автоматическим выключателем



Высококачественное решение для наружных подстанций 25



Малоэтажное решение для внутренних подстанций



Контроллер для регулируемого переключения — операций включения и выключения.

Линейные входные модули (LEM) могут включать в себя конденсаторный трансформатор напряжения с масляной изоляцией, разрядник для защиты от перенапряжения и заземляющий выключатель.Таблица 3.1 Технические характеристики выкатных выключателей. [6] WCB LTB 72,5 — 145

Тип работы

Одно- или трех-

WCB LTB или HPL 245

WCB HPL 300

Однополюсный

Однополюсный

полюсный Стандарт

IEC, ANSI

IEC, ANSI

IEC, ANSI

Номинальное напряжение

72,5 — 145 кВ

245 кВ

300 кВ

Номинальный ток

3150 A

3150 A

31502 ток отключения

40 кА

50 кА

50 кА

Температура окружающей среды

-30 — +40 ° C

-30 — +40 ° C

-30 — +40 ° C

Выдвижные выключатели по запросу могут быть поставлены и для других температур окружающей среды.

3.2.2 Комбинированный выключатель-разъединитель DCB на 72,5 — 420 кВ. По существу, выключатель-разъединитель (DCB) представляет собой автоматический выключатель стандартного типа LTB или HPL. Выключатель-разъединитель также прошел типовые испытания в соответствии с международными стандартами разъединителей и, как ожидается, заменит обычную комбинацию отдельных разъединителей на каждой стороне автоматического выключателя. Это дает преимущества компактной компоновки подстанции с повышенным уровнем доступности из-за низких требований к техническому обслуживанию.

26

Рисунок 3.5 Размыкающий выключатель (DCB) на 72,5 — 420 кВ [6].

Видимый выключатель заземления с моторным приводом, отличающийся значительной механической прочностью и низкими требованиями к техническому обслуживанию, устанавливается на выключатель-разъединитель, а пружинный приводной механизм может быть одно- или трехполюсным с приводом с цифровым управлением. Выключатели на уровне напряжения до 245 кВ имеют по одной камере отключения на фазу и две камеры отключения на фазу на более высоком уровне напряжения 362–420 кВ, соответственно.[6]

Выключатель-разъединитель можно назвать равным по номинальным значениям по напряжению и току автоматическим выключателям LTB и HPL. Выключатели-разъединители полностью удовлетворяют требованиям стандартов IEC и ANSI для разъединителей и автоматических выключателей и успешно прошли испытания в соответствии со стандартом IEC, относящимся к испытаниям выключателей-разъединителей. В ходе типовых испытаний также было подтверждено, что срок службы контактов разъединителя или выключателя составляет примерно 10 000 механических операций.

Безопасность персонала обеспечивается видимым заземлением, показывающим, что отключенная часть подстанции не находится под напряжением. Блокирующая система с локальным замком и дистанционным управлением позволяет предотвратить случайное переключение заземляющего выключателя и автоматического выключателя. Положение выключателя и системы блокировки контролируется визуально с помощью механически связанных индикаторов

27

. Композитные изоляторы выключателя отличаются не только хорошими диэлектрическими свойствами, но и устойчивостью к внешним повреждениям и различным механическим воздействиям.

В перспективе, в процессе устранения обычных разъединителей появятся уникальные возможности, связанные с низкими требованиями к техническому обслуживанию, сокращением сроков установки и упрощением компоновки подстанций, а также снижением затрат на обслуживание и техническое обслуживание, что может быть реализовано с помощью установки инновационных модулей распределительного устройства. . Таблица 3.2 Технические характеристики выключателя-разъединителя (DCB) [6].

Тип

LTB Комбинированный LTB Комбинированный HPL Комбинированный

HPL Комбинированный

72.5

145

170-300

362-420

Трехполюсный

Трехполюсный

Одно- / трех-

Однополюсный

режим работы

полюсный

Стандартный

IEC, ANSI

IEC, ANSI

IEC, ANSI

IEC, ANSI

Номинальное напряжение

72,5 кВ

145 кВ

170–300 кВ

362–420 кВ

Номинальный ток

31502 A 950000

4000A

4000A

Номинальное размыкание

40 кА

40 кА

50 кА

50 кА

-30 — +40 ° C

-30 — +40 ° C

-30 — + 40 ° C

-30 — +40 ° C

ток Температура окружающей среды По запросу могут быть поставлены автоматические выключатели для других температур окружающей среды.

3.3 PASS — система включения и выключения. PASS M0 — это инновационное первичное оборудование, созданное в результате нового взгляда на подстанцию ​​как на целостную интегрированную систему.

Наилучшая функциональность ячейки достигается за счет ограничения количества оборудования до действительно необходимых единиц, а большой выбор всевозможных компоновок подстанции может быть реализован за счет ее модульной конструкции.

28

Рисунок 3.6 PASS M0 в стандартной конфигурации (Single BusBar — SBB): 1: Комбинированный разъединитель / заземлитель 2: Автоматический выключатель (CB) 3: Трансформатор тока (CT).[8]

Большой накопленный опыт проектирования распределительных устройств с воздушной изоляцией (AIS) и элегазовых распределительных устройств (GIS) позволил разработать систему PASS (Plug and Switch System), которую можно также интерпретировать как «производительность и экономию места»: демонстрируя, что практически любое компоновка подстанции может быть организована так, чтобы более эффективно использовать доступное пространство.

Большой опыт в исследованиях и разработках, производстве и управлении эксплуатацией также обеспечивает высокую производительность выпускаемых распределительных устройств PASS. Основным преимуществом PASS перед другими является его модульная конструкция и компактность, что обеспечивает расширенное количество функций, реализованных в одном модуле: 

Вводы для соединения одной или двух шинных систем



Один автоматический выключатель



Один трансформатор тока



Один или несколько комбинированных разъединителей / заземлителей [8].

29

Рисунок 3.7 На схеме показан PASS M0 в конфигурации с двойной шиной (DBB). 1: Комбинированный разъединитель / заземлитель на шине 1 и шине 2. 2: Автоматический выключатель. 3: Трансформатор тока. [8]

Благодаря перечисленным выше функциям PASS можно рассматривать как эквивалент всего высоковольтного отсека. PASS M0 имеет уникальную конструкцию, в которой все части, кроме сборной шины, герметизированы в заземленном алюминиевом баке с элегазом под давлением. Для повышения безопасности и надежности каждый столб заключен в сварную алюминиевую конструкцию.Подключение PASS M0 к вторичной системе сборных шин легко реализуемо с использованием стандартизованных компонентов.

Как видно на рисунке Рис. 3.7, конфигурация PASS M0 может полностью заменить несколько блоков на подстанции высокого напряжения как входящей, так и исходящей конфигурации: 

первые вводы могут быть подключены к силовому трансформатору;



вторые вводы могут быть подключены к отходящей линии;



третьи вводы могут быть подключены к входящей линии.[8]

Особенность PASS M0 заключается в том, что не существует такой вещи, как традиционные сборные шины, которые реализуются с помощью первого и второго вводов.

30

В этой конфигурации PASS M0 выглядит как действительно инновационный и прорывной модуль и может быть принят как перспективная системная концепция для подстанции высокого напряжения.

Рисунок 3.8 Двойная шина PASS M0. [8]

Общее описание PASS M0.

Автоматический выключатель PASS M0 представляет собой одинарный прерыватель давления, работающий по хорошо зарекомендовавшему себя принципу самовзрывания.В определенной степени дуга сама по себе является поставщиком энергии отключающих токов, что, следовательно, снижает энергию, требуемую для рабочего механизма, и по сравнению с обычным автоматическим выключателем с буфером можно сэкономить около 50% энергии.

31

Таблица 3.3 Общие характеристики PASS M0 [8].

Номинальная частота

50/60 Гц

50/60 Гц

Номинальное напряжение

170 кВ

72,5 / 123/145/170 кВ

Номинальный ток

2500 A

Макс.испытательное напряжение: a) Между фазой и землей: Номинальная кратковременная частота сети

325 кВ

выдерживаемое напряжение, 1 мин. Номинальное сопротивление грозовому импульсу

140/230/275/275 кВ

750 кВ

напряжение 1,2 / 50 мкс

325/550/650/650 кВ

б) Поперечное изолирующее расстояние (автоматический выключатель, разъединитель): номинальная кратковременная частота сети

375 кВ

выдерживаемое напряжение, 1 мин. 265/315/315 кВ

860 кВ

375/630/750/750

напряжение 1,2 / 50 мкс

кВ

Номинальный кратковременный выдерживаемый ток (3 с)

40 кА

Номинальное выдерживаемый пиковый ток

100 кА

Температура окружающей среды Мин.

-25 ° C

-30 ° C

Макс.

+ 55 ° C

Потери газа в год

Вес Одинарная шина

1900 кг

Двойная шина

2150 кг

Входящая — выходная

2300 кг

Давление SF6 (20 ° C) (абсолютные значения) Давление наполнения

700 кПа

680 кПа

Первый аварийный уровень

660 кПа

620 кПа

32

номинальное давление блокировки

640 кПа

600 кПа

давление) Таблица 3.4 Технические характеристики автоматического выключателя PASS M0 [8].

Одиночный прерыватель Номинальный ток отключения при коротком замыкании

40 кА / 50 Гц

Номинальный ток отключения при коротком замыкании

40 кА / 60 Гц

Номинальный ток включения при коротком замыкании (замыкание и

100 кА pK

защелка) Коммутация линии зарядки

63A

Кабельный переключатель зарядки

160A

Привод

3-полюсный пружинный / однополюсный

Тип

BLK 222 / BLK 82

Номинальная рабочая последовательность

O-0.