20. Повреждения и ненормальные режимы работы синхронных электродвигателей. Схема защиты синхронного электродвигателя.

Повышенный нагрев активной стали статора. Нагрев активной стали статора может возникнуть из-за перегрузки синхронной машины, а также от замыкания в листах шихтовки сердечника при слабой прессовке на заводе-изготовителе. При слабой прессовке сердечника происходят микроподвижка листов шихтовки с частотой перемагничивания 100 Гц/с, а также повышенная вибрация активной стали.

В процессе вибрации активной стали происходит истирание изоляции листов. Листы с поврежденной изоляцией контактируют между собой и в образовавшемся стальном неизолированном пакете вихревые токи нагревают сердечник. При этом может произойти расширенное замыкание по всей расточке статора или местное.

Перегрев обмотки статора. Наиболее частой причиной местных перегревов обмоток статоров синхронных машин являются витковые замыкания. При возникновении виткового замыкания в обмотке статора, компаундированной битумом, машина отключится максимальной защитой в связи с повышением тока в поврежденной фазе. В месте виткового замыкания битум расплавится, затечет между витки и изолирует их. Примерно через 30— 40 мин после того, как застынет битум, следует запустить синхронную машину. Многолетний опыт подтверждает благоприятный исход изложенного порядка ликвидации повреждения обмотки.

Однако такое восстановление изоляции статора нельзя считать надежным, хотя и восстановленная изоляция может длительное время надежно работать до остановки двигателя на плановый ремонт.

В статорных обмотках синхронных машин возможны неисправности, аналогичные неисправностям в обмотках асинхронных двигателей, как например, перегрузка по току при снижении напряжения в сети. В этом случае требуется повысить напряжение сети до номинального.

Перегрев обмотки возбуждения. В отличие от статорной обмотки синхронных машин обмотки возбуждения питаются постоянным током. Изменяя ток возбуждения в синхронной машине, можно регулировать коэффициент мощности. Ток возбуждения регулируют в пределах номинальных значений для каждого типа синхронных машин.

С увеличением тока возбуждения повышается перегрузочная способность синхронных двигателей, улучшается коэффициент мощности благодаря высоким компенсирующим способностям таких машин, повышается уровень напряжения в зоне их действия. Однако с увеличением тока в обмотке возбуждения повышается нагрев этой обмотки, а также увеличивается ток в статорной обмотке. Поэтому ток в обмотке возбуждения регулируют до такого уровня, при котором ток в обмотке статора становится минимальным, коэффициент мощности равным единице, а ток возбуждения находится в пределах номинального значения.

Повреждения обмотки возбуждения во время запуска синхронных двигателей. Иногда возникают повреждения изоляции обмотки возбуждения синхронных двигателей в начальный момент пуска. При замыкании обмотки возбуждения на корпус работа синхронного двигателя недопустима.

Для того чтобы понять причины появления неисправностей в процессе пуска синхронных двигателей, необходимо знать их устройство.

Статор и обмотки синхронного двигателя по конструкции аналогичны статору асинхронного двигателя. Синхронный двигатель отличается от асинхронного конструкцией ротора.

Ротор синхронного двигателя с частотой вращения до 1500 об/мин имеет явнополюсное исполнение, т. е. полюсы укрепляют на роторной звезде (ободе). Роторы быстроходных машин изготовляют неявнополюсными. В полюсных наконечниках в выштампованные отверстия вставлены медные или латунные стержни пусковой обмотки. На полюса (на корпусную изоляцию) насажены катушки обмотки возбуждения, соединенные последовательно между собой.

Неисправности в щеточном аппарате и контактных кольцах. В процессе эксплуатации синхронных двигателей в щеточном аппарате и контактных кольцах по различным причинам возникают неисправности. Основные из них следующие.

Интенсивный износ кольца на отрицательном полюсе объясняется переносом частиц металла на щетку. При износе контактного кольца на его поверхности появляются глубокие борозды щетки быстро изнашиваются; при замене новую щетку правильно по кольцу подогнать невозможно. Для ограничения износа кольца следует изменять полярность (т. е. менять местами подключение кабеля к траверсе щеткодержателя) с периодичностью один раз в 3 мес.

Неисправности в пусковой клетке ротора.

Пусковая клетка (обмотка) ротора (аналогичная беличьей клетке асинхронных двигателей) является неотъемлемой частью синхронных двигателей и предназначена для пуска их в асинхронном режиме.

Пусковая клетка находится в тяжелом пусковом режиме, нагреваясь до температуры 250 °С. При достижении частоты вращения 95 % пн в обмотку возбуждения подается постоянный ток, ротор полностью входит в синхронизм с вращающимся полом статора и частотой сети. В этом случае в пусковой клетке ток снижается до 0. Таким образом, за время разгона ротора синхронного двигателя в пусковой клетке, кроме указанной выше температуры, возникают электродинамические, а также центробежные силы, деформирующие стержни клетки и их соединения с короткозамкнутыми кольцами.

ффективным средством повышения устойчивости электродвигателя является форсировка возбуждения, увеличивающая его ЭДС. Опыт показывает, что при глубоких понижениях напряжения (до нуля) синхронные электродвигатели, работающие с номинальной нагрузкой, выходят из синхронизма, если перерыв питания превосходит 0,5 с. При нарушении синхронизма частота вращения электродвигателя уменьшается, и он переходит в асинхронный режим. При этом в пусковой обмотке и цепи ротора появляются токи, создающие дополнительный асинхронный момент, под влиянием которого синхронный электродвигатель может остаться в работе с некоторым скольжением. Токи, появляющиеся в статоре, роторе и пусковой обмотке электродвигателя при асинхронном режиме, вызывают повышенный нагрев их, поэтому длительная работа синхронных электродвигателей в асинхронном режиме с нагрузкой более 0,4-0,5 номинальной недопустима.

21. Основные виды повреждений батарей конденсаторов. Принцип их выполнения защит. Схемы и описания защит батарей конденсаторов

Конденсаторы являются сухими элементами (т.е. не пропитаны жидким диэлектриком), представляющими собой катушку двухслойной ленты из металлизированной самовостанавливающейся полипропиленовой пленки. Они защищены высокоэффективной системой короткозамыкателя, срабатывающей при повышении давления, используемой с плавким предохранителем с высокой отключающей способностью, которая отключает конденсатор при внутреннем повреждении.

Схема защиты работает следующим образом:

• короткое замыкание через диэлектрик приводит к перегоранию плавкого предохранителя;

• иногда возникают уровни тока выше нормального, но недостаточные для перегорания предохранителя, например, из-за микроскопических пробоев в диэлектрической пленке. Такие «повреждения» часто ликвидируются из-за местного нагрева, вызванного током утечки («самовосстанавливающиеся» элементы).

• если ток утечки сохраняется, повреждение может развиться в короткое замыкание и плавкий предохранитель перегорит;

• газ, образующийся при испарении слоя металла в месте повреждения, постепенно повышает давление в пластиковом контейнере, что приводит к срабатыванию чувствительного к давлению устройства, которое закорачивает элемент и является причиной к перегоранию предохранителя.

• конденсаторные установки в целом должны иметь защиту от токов КЗ, действующую на отключение без выдержки времени. Защита должна быть отстроена оттоков включения установки и толчков тока при перенапряжениях.

• 5.6.17. Конденсаторная установка в целом должна иметь защиту от повышения напряжения, отключающую батарею при повышении действующего значения напряжения сверх допустимого. Отключение установки следует производить с выдержкой времени 3-5 мин. Повторное включение конденсаторной установки допускается после снижения напряжения в сети до номинального значения, но не ранее чем через 5 мин после ее отключения. Защита не требуется, если батарея выбрана с учетом максимально возможного значения напряжения цепи, т.е. так, что при повышении напряжения к единичному конденсатору не может быть длительно приложено напряжение более 110% номинального.

• 5.6.18. В случаях, когда возможна перегрузка конденсаторов токами высших гармоник, должна быть предусмотрена релейная защита, отключающая конденсаторную установку с выдержкой времени при действующем значении тока для единичных конденсаторов, превышающем 130% номинального.

• 5.6.19. Для конденсаторной батареи, имеющей две или более параллельные ветви, рекомендуется применять защиту, срабатывающую при нарушении равенства токов ветвей.

• 5.6.20. На батареях с параллельно-последовательным включением конденсаторов каждый конденсатор выше 1,05 кВ должен быть защищен внешним предохранителем, срабатывающим при пробое конденсатора. Конденсаторы 1,05 кВ и ниже должны иметь встроенные внутрь корпуса плавкие предохранители по одному на каждую секцию, срабатывающие при пробое секции.

• 5.6.21. На батареях, собранных по схеме электрических соединений с несколькими секциями, должна применяться защита каждой секции от токов КЗ независимо от защиты конденсаторной установки в целом. Такая защита секции необязательна, если каждый единичный конденсатор защищен отдельным внешним или встроенным предохранителем. Защита секции должна обеспечивать ее надежное отключение при наименьших и наибольших значениях тока КЗ в данной точке сети.

• 5.6.22. Схема электрических соединений конденсаторных батарей и предохранители должны выбираться такими, чтобы повреждение изоляции отдельных конденсаторов не приводило к разрушению их корпусов, повышению напряжения выше длительно допустимого на оставшихся в работе конденсаторах и отключению батареи в целом.

• Для защиты конденсаторов выше 1 кВ должны применяться предохранители, ограничивающие значение тока КЗ.

• Внешние предохранители конденсаторов должны иметь указатели их перегорания.

• 5.6.23. Защита конденсаторных установок от грозовых перенапряжений должна предусматриваться в тех случаях и теми же средствами, какие предусмотрены в гл.4.2.

22. Автоматика систем электроснабжения. Краткая характеристика.

Системы электроснабжения представляют из себя сложные системы, требующие для своего функционирования автоматических устройств.

Самая распространенная и необходимая автоматика в системах электроснабжения – релейная защита (РЗ). Устройства релейной защиты отключают поврежденный элемент от источника питания при его повреждении, чаще всего при коротких замыканиях (КЗ). Причем для сохранения системы электроснабжения такое отключение должно быть быстрым (доли секунды). При отключении какого-либо элемента, трансформатора или линии электропередачи, часть потребителей электроэнергии обесточиваются. Для того, чтобы быстро восстановить питание, необходимы автоматические устройства восстановления, такие как: автоматическое повторное включение (АПВ) и автоматическое включение резервного источника питания (АВР).

Поддержание требуемого напряжения у потребителей обеспечивают автоматические устройства регулирования напряжения. В системах электроснабжения применяются: устройства автоматического регулирования коэффициента трансформации (АРКТ) силовых трансформаторов и устройства автоматического управления включением и отключением секций этих батарей (АУБК).

Управление системой электроснабжения осуществляет диспетчер, который принимает решения, соответствующие сложившейся ситуации. Для управления системой диспетчер с помощью телемеханики (ТМ) получает информацию о параметрах режимов и положении коммутирующих аппаратов и воздействует на систему электроснабжения.

23. Автоматика повторного включения. Назначение. Требования. Принцип работы схемы АПВ.

При КЗ без повреждения изоляции на линиях электропередачи и на выводах электроустановок часто после отключения КЗ и повторном включении питание восстанавливается. Такие КЗ называются неустойчивми, а повторные включения после них - успешными. Они производятся автоматически, и устройство, выполняющее такой алгоритм, называются автоматическим повторным включением (АПВ). АПВ могут быть однократными, двукратными и трехкратными по числу попыток включения. По статистике для воздушных линий электропередач успешное АПВ случается: однократное (60 – 80)%; двукратное (10 – 15)% и трехкратное (1,5 – 3)%. Для кабельных сетей эффективность первого успешного АПВ составляет (65 – 75)%.

В России АПВ является обязательным для воздушных и кабельных линий электропередач напряжением выше 1 кВ, применяется на шинах

станций и подстанций, на одиночных трансформаторах мощностью выше 1 кВА, на электродвигателях, которые временно отключаются для обеспечения самозапуска более ответственных электродвигателей, а также на потребителях, отключенных из-за снижения частоты в сети. Чаще всего используется однократное АПВ, реже двукратное (особенно на воздушных линиях электропередач). Трехкратное АПВ не используют из-за его низкой эффективности.

АПВ должно удовлетворять следующим требованиям:

- возможно большее быстродействие;

- кратность действия не выше заданного;

- автоматический возврат в состоянии готовности после успешных АПВ;

- недействие при оперативном отключении выключателя;

- недействие при оперативном включении выключателя на КЗ;

- возможность автоматического запрета при АПВ при действии определенных видов защиты или автоматики.

В соответствии с выше указанными требованиями пуск АПВ может осуществляться двумя способами:

- несоответствие состояния выключателя (отключен) предыдущей команде «включить»;

- срабатывание релейной защиты.

Первый способ более универсальный, так как АПВ происходи и при самопроизвольном отключении выключателя. Команда «включить» запоминается при помощи положения выключателя (блок-контакты выключателя), либо контактами реле повторителя. Точно так же определяется положение выключателя «отключен».

Действие АПВ определяются двумя временами:

- время срабатывания tс.а;

- время самовозврата в состояние готовности к новому действию tв.а. Самовозврат однократного АПВ происходит в случае успеха и не происходит в случае неуспеха АПВ. Самовозврат двукратного АПВ происходит после первого цикла независимо от его успеха, а после второго цикла, если он успешен. Время самовозврата имеет порядок: 15 – 20 с для однократного АПВ и 60 – 130 с для двукратного.

Требуемое значение tс.а первого цикла определяется следующими условиями:

1) tс.а1 = tг.п + tзап; 2) tс.а1 = tд.с - tв + tзап;

(8.1)

3) tс.а1 = tг.в – tв + tзап; 4) tс.а1 = tвз - tв + tзап;

где tг.п – время готовности привода после отключения (0 – 0,4)с в зависимости от типа выключателя;

tд.с – время деионизации среды (0,08 – 0,4)с в зависимости от напряжения улектрустановки;

tв – время включения выключателя;

tг.в – время готовности выключателя к отключению КЗ при неуспешном АПВ;

tв.з – время возврата защиты, установленной со стороны питания;

tзап – запас по времени, принимается равным (0,4 -0,5) с

Для первого цикла обычно определяющим является первое условие. Для второго цикла определяющим является третье условие:

tс.а2 = tг.в = (15 – 20)с. (8.2)

При АПВ можно использовать ускорение действия релейной защиты для сокращения времени отключения КЗ защитами с выдержкой времени. Такая совместная работа релейной защиты и АПВ называется ускорением

действия защиты. Возможны три варианта такого ускорения:

- ускорение защиты после АПВ;

- ускорение защиты до АПВ;

- поочередное действие защиты и АПВ.

Ускорение действие защиты после АПВ работает следующим образом. Если КЗ отключается защитой селективно с выдержкой времени (это говорит о том, что КЗ внутри защищаемого объекта), то после неуспешного АПВ защита может работать без выдержки времени. Если ранее отключенный выключатель оперативно включают на КЗ, то отключение происходит также мгновенно.

Ускорение действия защиты до АПВ осуществляется на линиях с последовательно включенными участками. На первом участке дополнительно к селективной защите устанавливают неселективную защиту, которая работает без выдержки времени и защищает все участки линий. При КЗ на любом участке линий срабатывает неселективная защита и отключает первый участок без выдержки времени. Если АПВ успешное, все участки подключаются к питанию. Если АПВ неуспешное, то неселективная защита выводится из действия, а Устойчивое КЗ отключается селективными защитами.

Поочередное действие защиты и АПВ. В данном случае сочетаются эффекты ускорения до и после АПВ. На каждом участке линий устанавливаются неселективная защита, которая защищает свой участок и небольшую часть последующего участка; селективная защита и АПВ. Времена срабатывания АПВ последовательно нарастают на ступень селективности по мере удаления от источника питания. При КЗ мгновенно отключается либо только поврежденный участок линий, либо и последующий участок. Во втором случае первым срабатывает АПВ

последующего участка, а АПВ поврежденного происходит позже на ступень селективности. Если КЗ устойчивое мгновенно вторично отключается только поврежденный участок, неселективная защита выводится до действия АПВ предыдущего участка. При отключении только одного участка и устойчивом КЗ оба раза действует неселективная защита этого участка.

Контакт В К А размыкается только при оперативном отключении выключателя ключом или кнопкой управления или контактом телеуправления, но при отключении выключателя релейной защитой остается замкнутым. При отключении выключателя релейной защитой создается несоответствие положения привода (ВКА замкнут) и выключателя (замкнулся вспомогательный контакт выключателя ВКВ2), при котором запускается реле времени РВ схемы устройства АПВ. Через заданное время 2—5 с замыкается импульсный контакт этого реле в цепи электромагнита включения ЭВ. К этому времени все остальные контакты в цепи ЭВ уже замкнуты: ВКА, КГП1 и ВКВЗ, замкнувшийся одновременно с ВКВ2 при отключении выключателя. При срабатывании ЭВ освобождает механизм зацепления, удерживающий пружины привода в заведенном состоянии, и выключатель включается за счет энергии, запасенной в предварительно натянутых пружинах. Одновременно в цепи ЭВ срабатывает счетчик Сч (или сигнальное реле), фиксируя факт действия схемы АПВ. Замыкается также контакт КГП2, который запускает устройство AMP — автоматический моторный редуктор, состоящий из электродвигателя типа МУН и редуктора и предназначенный для натяжения пружин привода. Процесс натяжения пружин заканчивается через 10—20 с, после чего контакт КГП2 размыкается и отключает AMP, а контакт КГП1 замыкается и подготавливает устройство АПВ к новому действию.

24. Автоматическое включение резервного питания. Назначение. Требования. Схема автоматического включения резервного питания трансформатора подстанции.

Ответственные потребители электроэнергии должны получать питание минимум от двух источников. Такое питание может обеспечиваться двумя способами:

- оба источника питания включены параллельно;

- один источник включен (он называется рабочим), а второй (резервный) автоматически вводится при исчезновении рабочего питания.

Второй способ широко применяется в системах электроснабжения, так как непараллельная работа по источникам питания приводит к:

- снижению токов КЗ;

- упрощению релейной защиты;

- уменьшению снижения напряжения на секциях шин при КЗ на других секциях шин;

- использованию несинхронных источников питания.

Автоматическая операция подключения резервного питания называется автоматическим включением резервного питания (АВР).

АВР должно удовлетворять следующим требованиям:

- включение резерва только при устойчивом исчезновении напряжения рабочего источника, вызванном любой причиной;

- АВР должно быть однократным, так как КЗ может быть устойчивым;

- АВР не допустимо при понижениях напряжения, из-за КЗ не на линии источника питания, а также в цикле успешного АПВ линии рабочего питания;

- необходим автоматический контроль цепей включения выключателей резервного питания;

- включение резервного питания должно быть только после отключения выключателя рабочего питания;

- включение выключателя резервного питания производится без выдержки времени после отключения выключателя рабочего питания.

АВР включает в себя следующие элементы:

- пусковой орган минимального напряжения, который отключает выключатель рабочего питания, с минимально возможной уставкой, так как

нужно определить не снижение напряжения, а его исчезновение;

- элемент выдержки времени с выдержкой большей, чем максимальное время отключения КЗ плюс время цикла успешного АПВ линии рабочего питания.

АВР выполняется на выключателях линий, по которым подается питание, на выключателях трансформаторах, работающих на секции шин и на секционных выключателях.

Схема АВР содержит элементы контроля исчезновения напряжения, времени и блок-контакты выключателей или контакты реле повторителей положения выключателей. На электромеханической базе это отдельные реле напряжения и времени, на микропроцессорной базе это программное решение МП РЗА без дополнительных элементов.

25. Автоматическое включение резервного питания. Его назначение и требования. Схема автоматического включения секционного выключателя.

Требования к устройствам АВР. В системах электроснабжения при наличии двух (и более) источников питания часто целесообразно работать по разомкнутой схеме. При этом все источники включены, но не связаны между собой, каждый из них обеспечивает питание выделенных потребителей. Такой режим работы сети объясняется необходимостью уменьшить ток к. з., упростить релейную защиту, создать необходимый режим по напряжению, уменьшить потери электроэнергии и т. п. Однако при этом надеж­ность электроснабжения в разомкнутых сетях оказывается более низкой, чем в замкнутых, так как отключение единственного источника приводит к прекращению питания всех его потребителей. Электроснабжения потребителей, потерявших питание, можно восстановить автоматическим подключением к другому источнику питания с помощью устройства автоматического включения резервного источника (УАВР).

Применяют различные схемы УАВР, однако все они должны удовлетворять изложенным ниже основным требованиям.

1. Находиться в состоянии постоянной готовности к действию и срабатывать при прекращении питания потребителей по любой причине и наличии нормального напряжения на другом, резервное для данных потребителей источнике питания. Чтобы не допустить включения резервного источника на короткое замыкание, линия рабочего источника к моменту действия УАВР должна быть отключена выключателем со стороны шин потребителей. Отключенное состояние этого выключателя контролируется его вспомогательными контактами или реле положения, и эти контакты должны быть использованы в схеме включения выключателя резервного источника. Признаком прекращения питания является исчезновение напряжения на шинах потребителей, поэтому воздействующей величиной устройства АВР обычно является напряжение. При снижении напряжения до определенного значения УАВР приходит в действие.

2. Иметь минимально возможное время срабатывания t_abp1. Это необходимо для сокращения продолжительности перерыва питания потребителей и обеспечения самозапуска электродвигате­лей. Минимальное время t_abp1 определяется необходимостью исключить срабатывания УАВР при коротких замыканиях на элементах сети, связанных с рабочим источником питания, если при этом напряжение на резервируемых шинах станет ниже напряжения срабатывания устройства АВР. Эти повреждения отключа­ются быстродействующими защитами поврежденных элементов. При выборе выдержки времени необходимо также согласовывать действие УАВР с действием УАПВ и с действием других устройств АВР, расположенных ближе к рабочему источнику питания.

3. Обладать однократностью действия, что необходимо для предотвращения многократного включения резервного источника на устойчивое короткое замыкание.

4. Обеспечивать вместе с защитой быстрое отключение резервного источника питания и его потребителей от поврежденной резервируемой секции шин и тем самым сохранять их нормальную работу. Для этого предусматривается ускорение защиты после АВР.

5. Не допускать опасных несинхронных включений синхронных электродвигателей и перегрузок оборудования.

В зависимости от конструкции коммутационного аппарата, схемы электроснабжения и ее номинального напряжения основные требования к устройствам АВР выполняются по-разному (например, сетевые УАВР, устройства АВР в сетях напряжением до 1 кВ).

26. Основные сведения о телемеханике и телеуправлении.

Телемеханизация применяется тогда, когда необходимо объединить разобщённые или территориально рассредоточенные объекты управления в единый производственный комплекс (например, при управлении газо- и нефтепроводом, энергосистемой, ж. -д. узлом), либо когда присутствие человека на объекте управления нежелательно (например, в атомной промышленности, на химических предприятиях) или невозможно (например, при управлении непилотируемой ракетой).

Внедрение телемеханических систем позволяет сократить численность обслуживающего персонала, уменьшает простои оборудования, освобождает человека от работы во вредных для здоровья условиях.

Особое значение телемеханика приобретает в связи с созданием автоматизированных систем управления (АСУ). Обработка данных, полученных по каналам телемеханики, на ЭВМ позволяет значительно улучшить контроль за технологическим процессом и упростить управление. Поэтому в настоящее время вместо понятия "телемеханика" всё чаще и чаще используется сокращение АСУТП — автоматизированная система управления технологическим процессом. Современная система телемеханики также немыслима без компьютера, поэтому можно сказать, что телемеханика и АСУТП — близнецы-братья. Разница между этими понятиями улавливается лишь по времени появления и по традиции использования. Например, в энергетике предпочитают использовать слово телемеханика, на промышленных предприятиях — АСУТП.

В англоязычных источниках аналогом понятия "телемеханика" является сокращение SCADA — Supervisory Control And Data Acquisition — диспетчерское управление и сбор данных, в которое вкладывается, по сути, тот же смысл.

Телеуправление - управление положением или состоянием дискретных объектов и объектов с непрерывным множеством состояний методами и средствами телемеханики - управление на расстоянии многими объектами по одной линии или каналу связи. При ДУ для управления каждым объектом применяется отдельная линия связи, а при ТУ - одна линия связи для всех объектов. Местное управление (МУ), при этом по силовым проводам протекает весь ток, потребляемый объектом. Объект (двигатель, масляный выключатель, лампа и т.д.) выключается или отключается органом управления (п/п, выключателем). Линией связи в данном случае являются силовые провода, сечение которых выбирают в зависимости от мощности объекта управления. Дальность МУ не велика из-за большого падения напряжения в проводах. При управлении многими объектами для каждого объекта необходима своя пара проводов.

Пример (старый телевизор)

Дистанционное управление (ДУ) на расстоянии объектами путем передачи сигналов по линиям связи, число которых соответствует числу управляемых объектов. ДУ от МУ отличается наличием промежуточного реле и слаботочной линии связи вместо силовых проводов. При нажатии ключа замыкается контакт на реле, который включает объект. Для включения реле требуется ток порядка единиц или десятков миллиампер. Поэтому сечение проводов линии связи может быть незначительным.

27. Виды телемеханики

Телеуправление (ТУ) (в англоязычных источниках DO — Digital Output) обеспечивает дистанционное управление объектом контроля. Управление начинается с выдачи оператором (диспетчером) команды телеуправления с ЭВМ или пульта управления. Команды ТУ обычно двухпозиционные: ТУ Включить и ТУ Отключить. Команда ТУ передается с пункта управления (ПУ) наконтролируемый пункт (КП) по каналу связи. Контроллер КП, получив команду ТУ, проверяет ее достоверность и выдает электрический сигнал на исполнительное устройство (например, включает пусковое реле электродвигателя). Для контроля выполнения команды контроллер КП передает на ПУ квитанцию ТУ. Применяются также более сложные алгоритмы выдачи ТУ, например, с промежуточным контролем готовности исполнительных цепей.

Для защиты команд ТУ от искажений при передаче применяют специальное кодирование, например, передают команду дважды, в прямом и инверсном виде и т.п. Обычно в одном цикле управляют только одним объектом.

Телесигнализация (ТC) (DI — Digital Input) используется для дистанционного контроля дискретных изменений состояния объекта, например, включен/выключен, движется/стоит, норма/авария и т.п. Для получения данных объект оснащают датчиками. В простейшем случае применяют двухпозиционные контактные переключатели, но могут использоваться и многопозиционные переключатели. Контроллер КП опрашивает состояние датчиков и при изменении состояния передает информацию о событии на ПУ в короткой посылке, обычно называемой ТелеСигналом. Контроллер ПУ при получении ТС передает его для обработки в ЭВМ (и на контроллер щита) для оповещения диспетчера и отображения изменившегося состояния объекта.

Телеизмерения (ТИ) (ТИТ — ТИ Текущие) (AI — Analog Input) используют для получения количественной оценки характеристик контролируемого процесса, например, температуры, напряжения, тока, давления и пр. Для измерения на объекте используют преобразователи, которые преобразуют физические параметры в нормированные электрические сигналы. Контроллер КП измеряет значения этих сигналов и по запросам ПУ или спорадически передает их на ПУ в цифровом виде. ТИ поступают на ЭВМ и щит для отображения. ЭВМ следит за уровнями измерений и предупреждает оператора о превышении заданных пороговых значений (уставок).

Важным параметром телеизмерений является точность. В старых системах обычно использовались 8-разрядные аналого-цифровые преобразователи (АЦП), которые обеспечивают погрешность измерения более 0,8% для однополярных сигналов и более 1,6% для двуполярных. Современные системы оснащают 10...14-разрядными АЦП, что позволяет достичь точности измерений 0,25...0,1%. Дальнейшее повышение точности ограничивается наличием наводок на измерительные цепи. Для ослабления наводок от промышленной силовой сети с частотой 50 Гц в контроллерах КП применяют алгоритмы цифровой фильтрации.

Телерегулирование (ТР) (AО — Analog Output) обеспечивает дистанционное задание уровня воздействия на объект управления. Управление начинается с задания оператором величины воздействия, а затем выдачей команды с ЭВМ. Команда ТР передается с пункта управления (ПУ) на контролируемый пункт (КП) по каналу связи. Контроллер КП, получив команду ТР, проверяет ее достоверность и выдает сигнал заданного уровня на исполнительное устройство (например, открывает вентиль на 56%). Кроме ручной выдачи управления применяется и автоматизированная выдача. В данном случае на ЭВМ устанавливают программу с алгоритмом вычисления величины управления. Для предотвращения "удара" при выдаче телерегулирования применяют плавное изменение выходного сигнала до достижения заданного уровня. Эту задачу обычно выполняет контроллер КП.

Достоверность телеизмерений и телесигнализации (отсутствие искажений данных при передаче по каналам связи) обеспечивается за счет введения в посылки кодов защиты. Обычно в посылке передают контрольную сумму данных. Наиболее надежными являются полиномиальные контрольные суммы.

28. Принципы построения системы диспетчерского управления.

Оперативно-диспетчерское управление в электроэнергетике организуется исходя из того, что Единая энергетическая система (ЕЭС)России представляет собой высокоавтоматизированный, постоянно развивающийся технологический комплекс, состоящий из нескольких параллельно работающих объединенных энергосистем (ОЭС) и региональных электроэнергетических систем (ЭЭС), связанных общим режимом и единой системой технологического (диспетчерского и автоматического) управления.

Реализацию функций диспетчерского управления обеспечивают диспетчерские центры (ДЦ) с круглосуточным дежурством, создаваемые:

на электростанциях, в электрических сетях и на других энергообъектах — местные ДЦ;

В функциональном плане вся вертикально интегрированная иерархическая структура диспетчерского и технологического управления представляет собой системного (технологического) оператора, решающего сложнейшие инженерные и технические задачи для осуществления стоящих перед ним целей.

Целями системного оператора являются:

обеспечение надежного и эффективного функционирования ЕЭС

России с соблюдением нормативных показателей качества электроэнергии;

оказание оперативно-технологических услуг всем участникам параллельной работы и субъектам оптового рынка электроэнергии;

организация технологического управления процессом передачи электроэнергии для реализации принципа открытого доступа к электрической сети субъектов рынка;

обеспечение функционирования и развития технологической инфраструктуры конкурентного рынка электроэнергии.

 Для реализации указанных целей системный оператор решает следующие основные задачи:

непрерывное оперативно-технологическое управление режимами работы ЕЭС России;

поддержание стандартов качества электроэнергии в электрической сети;

ликвидация системных аварий; диспетчерское управление в особых условиях;

задание системных ограничений для проведения торгов на рынке электроэнергии;

расчет и реализация диспетчерских графиков работы ЕЭС России на основе ценовых заявок с учетом системных ограничений;

организация рынков резервов мощности и балансирующего рынка;

расчеты и задание параметров настройки релейной защиты (РЗ)и прошвоаварийной автоматики (ПА);

управление телекоммуникационной сетью технологической и коммерческой информации, предоставление информации всем участникам и субъектам рынка;

согласование и реализация графиков ремонта оборудования электростанций и электрических сетей;

оперативное управление переключениями на энергообъекгах;

долгосрочное планирование режимов работы ЕЭС России в условиях конкурентного рынка;

проведение единой технической политики в развитии систем пpотивоаварийного управления, АСДУ, связи и АСКУЭ;

организация подготовки кадров в сфере оперативно-технологического управления.

29. Автоматическая частотная разгрузка. Назначение. Требования. Схема АЧР. Частотная АПВ. Принцип выполнения. Схема ЧАПВ.

В любой объединенной энергосистеме должен быть резерв активной мощности, при этом в системе поддерживается номинальное напряжение и номинальная частота.

Дефицит активной мощности, вызванный отключением части генераторов или включением новых потребителей, повлечет за собой снижение частоты в энергосистеме.

Небольшое снижение частоты (на несколько десятых герца) не представляет опасности для нормальной работы энергосистемы.

Снижение же частоты более, чем на 1-2 Гц представляет серьезную опасность и может привести к полному расстройству работы энергосистемы. Это в первую очередь объясняется тем, что при понижении частоты сети снижается частота вращения электродвигателей, а значит и производительность механизмов, которые они вращают.

Представим себе тепловую электростанцию. Снижение частоты на 3-5 Гц приводит к уменьшению на 20-40% подачи воды в конденсатор циркуляционными насосами. При таком снижении частоты питательные насосы почти полностью прекращают подачу воды в котел. Мощность станции резко падает. Создается в системе еще больший дефицит активной мощности. Таким образом, происходит лавинообразный процесс, получивший название «лавина частоты».

Название говорит само за себя. Процесс происходит очень быстро.

Дежурный персонал не смог бы остановить эту лавину, поэтому ликвидация аварийного режима возлагается на устройства автоматики.

Для предотвращения развития аварии должны быть немедленно мобилизованы все имеющиеся резервы активной мощности, имеющиеся на электростанции. Все вращающиеся агрегаты загружаются до предела с учетом допустимых кратковременных перегрузок.

Кроме полной загрузки генераторов можно еще перевести синхронные компенсаторы в режим генераторов.

При отсутствии вращающегося резерва активной мощности единственно возможным способом восстановления частоты в сети является отключение части наименее ответственных потребителей.

Это осуществляется с помощью специальных устройств – автоматов частотной разгрузки (АЧР), срабатывающих при опасном снижении частоты.

Надо отметить, что действие АЧР всегда связано с определенным экономическим ущербом, поскольку отключение линий, питающих предприятие влечет за собой недовыработку продукции или появление брака. Однако существование АЧР оправданно возможно большими потерями при системной аварии.

Глубина снижения частоты зависит не только от значения дефицита активной мощности в первый момент аварии, но и от характера нагрузки.

Нагрузка делится на две группы. К первой группе относится чисто активная нагрузка (типа осветительных приборов), на которую снижение частоты никак не влияет и эта группа продолжает потреблять ту же мощность, что и до возникновения аварии.

Ко второй группе относится двигательная нагрузка, для которой снижение частоты приводит к уменьшению потребляемой мощности (мы об этом говорили раннее на примере ТЭС). Таким образом, несколько уменьшается дефицит активной мощности в сети.

Этот процесс получил название регулирующего эффекта нагрузки.

Чем больше доля второй группы потребителей в общей массе нагрузки в системе, тем устойчивей она получается, тем сильней проявится регулирующий эффект нагрузки.

Устройства АЧР должны устанавливаться там, где возможно возникновение значительного дефицита активной мощности во всей энергосистеме или в отдельных ее районах, а мощность потребителей, отключаемых при срабатывании АЧР, должна быть достаточной для предотвращения лавины частоты.

В соответствии с ПТЭ устройства АЧР должны исключать возможность даже кратковременного снижения частоты ниже 45 Гц.

Время работы с частотой ниже 47 Гц не должно превышать 20 с., а с частотой ниже 48,5 Гц – 60 с.

При выполнении АЧР необходимо учитывать все реально возможные случаи аварийных отключений генерирующей мощности и разделения энергосистемы на части, в которых может возникнуть дефицит активной мощности, а также то обстоятельство, что нагрузка, а следовательно, и возможный дефицит активной мощности меняются в зависимости от сезона, времени суток, дней недели. Для того, чтобы суммарная мощность нагрузки потребителей, отключаемых действием АЧР, хотя бы примерно соответствовала дефициту активной мощности, возникшему при данной аварии, АЧР, как правило, выполняется многоступенчатой, в несколько очередей, отличающихся уставками по частоте срабатывания.

На рисунке приведены кривые, характеризующие процесс изменения частоты в энергосистеме при внезапном возникновении дефицита активной мощности. Если в энергосистеме отсутствует АЧР, то снижение частоты, вызванное дефицитом активной мощности, будет продолжаться до такого установившегося значения, при котором за счет регулирующего эффекта нагрузки и действия регуляторов частоты вращения турбин вновь установится баланс генерируемой и потребляемой мощности при новом сниженном значении частоты (кривая I).

Для восстановления в энергосистеме нормальной частоты в этом случае необходимо вручную отключить часть нагрузки потребителей, суммарное потребление мощности которыми при частоте 50Гц равно дефициту мощности, вызвавшему аварийное снижение частоты.

Иначе будет протекать процесс изменения частоты при наличии АЧР (кривая II).

Пусть, например, АЧР состоит из трех очередей с уставками срабатывания 48, 47,5 и 47 Гц. Когда частота снизится до 48 Гц (точка 1), сработают АЧР первой очереди и отключат часть потребителей, дефицит активной мощности уменьшится, благодаря чему и уменьшится и скорость снижения частоты. При частоте 47,5 Гц (точка 2 ) сработают АЧР второй очереди и, отключив дополнительно часть потребителей, еще больше уменьшат дефицит активной мощности и скорость снижения частоты.

При частоте 47 Гц (точка 3) сработают АЧР третьей очереди и отключат потребителей, мощность которых достаточна не только для прекращения снижения частоты, но и для ее восстановления.

Устройства АЧР, используемые для ликвидации аварийного дефицита активной мощности, подразделяются на три основные категории.

1 категория АЧР – быстродействующая (t= 0,1-0,3 с) с уставками срабатывания от 49Гц (даже от 49,3 Гц) до 46,5 Гц.

Назначение этой категории АЧР – не допустить глубокого снижения частоты в первое время развития аварии.

Уставки срабатывания отдельных очередей отличаются друг от друга на 0,1 Гц.

F1 оч=49 Гц

F2 оч=48,9 Гц

F3 оч=48,8 Гц

И так далее.

2 категория АЧР – предназначена для восстановления частоты до нормального значения, если она длительно «зависает» на уровне 48Гц. АЧР-2 работает после того, как отработала часть очередей АЧР-1.

Уставки АЧР-2 выбираются уже не по Герцам (как у АЧР-1), а по времени. При этом, по Герцам уставки всех очередей одинаковы и чуть больше уставки 1 очереди АЧР-1, обычно Fачр-2=49,2 Гц. А вот выдержки времени разных ступеней АЧР-2 отличаются друг от друга на 3 с и могут быть от 5 до 90 с. Величина выдержки времени зависит от того, на какой агрегат мы рассчитываем (если это турбина, ей требуется больше времени на раскрутку).

3 категория – совмещенные АЧР-1 и АЧР-2. Логика при этом сохраняется.

При такой схеме выполнения АЧР гарантируется недопущение снижения частоты ниже 46 Гц и восстановление ее до нормального уровня за 1-1,5 минуты. Допускается неселективная работа смежных очередей АЧР-1 (при уставках, отличающихся друг от друга на 0,1Гц).

Действие устройств АЧР должно сочетаться с другими видами автоматики. Так, например, для того, чтобы действие АЧР было эффективным, нагрузка потребителей, отключенных при аварийном снижении частоты, не должна подхватываться устройствами АПВ и АВР.

 3.3. Схемы устройства АЧР и ЧАПВ. На рис. 8.9,а приведена схема совмещенных АЧР1 и AЧPII. Действие АЧР осуществляется с помощью реле частоты KF1, промежуточного релеKL1 и выходного реле KL2. Устройство AЧPII выполняется с помощью реле частоты KF2 и реле времени КТ1. Сигнализация срабатывания АЧР1 и AЧPII выполняется с помощью указательных реле КН1 и КН2 соответственно. При выполнении АЧР только одного вида (АЧР1 или AЧPII) соответствующая часть реле исключается из схемы. С целью экономии реле частоты во многих случаях для осуществления совмещенного АЧР используются специальные схемы, в которых предусматривается переключение уставки одного реле частоты. Одна из таких схем приведена на рис. 8.9,б. В схеме АЧР используется одно реле частоты KF типа РЧ-1, на измерительных элементах которого настроены уставки, соответствующие АЧР1 и AЧPII. В нормальном режиме до срабатывания KF замкнут контакт KL2.1 двухпозиционного реле типа РП8, чем обеспечивается готовность к действию обоих измерительных элементов реле, настроенных на уставки АЧР1 и AЧPII. При снижении частоты до уставки AЧPII замкнется контакт KF.1 и реле KLI контактом KL1.1 подаст плюс на верхнюю обмотку реле KL2,которое, переключив свои контакты, выведет из действия измерительный элемент с уставкой AЧPII. Если частота понизится до уставки AЧPI, контакт KF.1 при этом не разомкнется или, разомкнувшись кратковременно, замкнется вновь, после чего с небольшим замедлением сработает промежуточное реле KL3 и контактом KL3.1 подаст импульс через указательное реле КН1 на выходное промежуточное реле KL5. На этом работа схемы закончится. Рис. 8.9. Схемы АЧР1 и AЧPII: а—с двумя реле частоты; б—с одним реле частоты с переключением уставки. Если частота не снизится до уставки AЧPI, схема будет продолжать работать. Реле времени КТ1, сработав при замыкании контакта KL2.3, будет самоудерживаться через свой мгновенный замыкающий контакт КТ1.1. Спустя выдержку времени, установленную на проскальзывающем контакте КТ1.2, будет подан плюс на нижнюю обмотку реле KL2, и оно переключит свои контакты, вновь вводя в действие измерительный элемент с уставкой AЧPII. В течение всего времени, пока не замкнется проскальзывающий контакт КТ1.2, схема будет готова к действию на отключение без выдержки времени в случае снижения частоты до уставки АЧР1. После замыкания проскальзывающего контакта КТ1.2 и переключения контактов реле KL2 цепь отключения от АЧР1 будет выведена и в работе останется только AЧPII. После переключения KL2сработают вновь KF (если частота в энергосистеме будет ниже уставки срабатывания AЧPII) и реле KL1 и запустится реле времени КТ2,которое, доработав, через указательное реле КН2 подаст плюс на выходное реле схемы KL5. Промежуточное реле KL4, обмотка которого включена параллельно обмотке КТ1, будет держать своим контактом KL4.1 разомкнутой цепь верхней обмотки реле KL2, предотвращая его повторное срабатывание. Возврат схемы в исходное положение осуществляется после срабатывания выходного реле KL5, которое разомкнет контакт KL5.1 в цепи обмоток реле КТ1 и KL4. В случае если схема не подействует на отключение вследствие восстановления частоты в энергосистеме выше уетавки AЧPII и возврата реле KF, возврат схемы будет осуществлен шунтированием обмотки КТ1 по цепи: упорный контакт КТ1.3— размыкающий контакт KL1.3— размыкающий контакт KL2.4. Выдержка времени AЧPII в рассматриваемой схеме определяется суммой выдержек времени, установленных на КТ2 и на проскальзывающем контакте КТ1.2. Рис. 8.10. Схема АЧР с ЧАПВ На рис. 8.10 приведена схема одной очереди АЧР с ЧАПВ. В этой схеме используется одно реле частоты, уставка срабатывания которого автоматически переключается. При снижении частоты до уставки срабатывания соответствующей очереди АЧР сработает реле частоты KF и запустит реле времени КТ1. После того как замкнется контакт реле времени КТ1.1, сработают промежуточные реле KL1 и KL2 и отключат группу потребителей. Одновременно замыкающий контакт KL1.2 введет в работу измерительный элемент реле частоты типа Р4-1 с уставкой, соответствующей уставке ЧАПВ. Теперь после ввода в работу указанного измерительного элемента контакт реле частоты разомкнется лишь после того, как частота в энергосистеме восстановится до значения новой уставки, равной 49,5—50 Гц. Реле KL1 при срабатывании замыкает также своим контактом KL1.2 цепь обмотки промежуточного реле KL3, которые срабатывает и самоудерживается. После восстановления частоты в энергосистеме реле KF и КТ1 разомкнут свои контакты. При этом реле KL1 возвратится и замкнет контактKL1.3 в цепи обмотки реле времени КТ2. Поскольку контакт KL3.2 уже замкнут, реле КТ2 начинает работать и, спустя выдержку времени, установленную на проскальзывающем контакте КТ2.2, замкнет цепь обмотки промежуточного реле KL4. Последнее, сработав, самоудерживается через свой замыкающий контакт KL4.1 и подает импульсы на включение выключателей потребителей, отключавшихся действием АЧР. Возврат схемы осуществляется после замыкания упорного контакта реле времени КТ2.3, выдержка времени на котором отличается от выдержки времени на проскальзывающем контакте КТ2.2 примерно на 1 с. После замыкания упорного контакта KT2.S реле KL3 возвратится и разомкнет контактомKL3.2 цепь обмотки реле времени КТ2. Указательные реле КН1 и КН2, установленные в рассматриваемой схеме, предназначены для сигнализации срабатывания АЧР и ЧАПВ. С помощью накладки SX1 рассматриваемая автоматика может быть выведена из действия полностью, а с помощью накладки SX2 — только ЧАПВ. .По схемам, приведенным на рис. 8.9,б и 8.10, может быть выполнена также схема совмещенного АЧР с ЧАПВ. При этом на реле частоты должны быть выполнены три уставки по частоте, соответствующие АЧР1, AЧPII и ЧАПВ. На линиях, оснащенных устройствами электрического АПВ, последние могут быть использованы для осуществления ЧАПВ, при этом пуск АПВ должен осуществляться после восстановления частоты, соответствующей уставке ЧАПВ.

30. Способы регулирования напряжения в электрических сетях Схема регулирование напряжения за счет включения и отключения батарей конденсаторов

Для осуществления местного регулирования напряжения могут применяться: 1)автоматически управляемые конденсаторные батареи; 2)линейные регулировочные автотрансформаторы; 3)индивидуальные регулирующие устройства у трансформаторов технологических агрегатов (электрические печи, выпрямительные устройства и т. п.).

Регулирование напряжения с помощью компенсирующих устройств

Потеря напряжения, характеризующая изменение напряжения у потребителей, при пренебрежении поперечной составляющей падения напряжения определяется зависимостью (19). Регулируя потери напряжения, можно поддерживать требуемый уровень напряжения на шинах потребителей Из формулы (19) следует, что одним из эффективных средств регулирования напряжения является изменение реактивной мощности, передаваемой сетью. Реактивная мощность вырабатывается не только генераторами электростанций, но и другими источниками: синхронными компенсаторами (СК), синхронными двигателями (СД), батареями конденсаторов (БК), статическими источниками реактивной мощности (ИРМ), тиристорными компенсирующими установками (ТКУ) и др. При наличии источников реактивной мощности, или, как их еще называют, компенсирующих устройств, потери напряжения можно записать в следующем виде: (21) где QKу—реактивная мощность, генерируемая или потребляемая компенсирующим устройством, квар, Мвар. Из формулы видно, что потери напряжения можно свести до величины, определяемой лишь потерями напряжения на активном сопротивлении сети, вырабатывая всю реактивную мощность на месте потребления (QKy = Q), либо, наоборот, увеличить их, переведя компенсирующее устройство в режим потребления реактивной мощности. Синхронный компенсатор — это синхронный двигатель, работающий без нагрузки на валу. В отличие от генератора он не имеет первичного двигателя. СК не может вырабатывать активную мощность, а для покрытия своих механических и электрических потерь он потребляет энергию из сети. При перевозбуждении СК генерирует реактивную мощность в сеть, а при недовозбуждеиии становится потребителем реактивной мощности. Регулирование напряжения с помощью СК осуществляется плавно. Синхронные компенсаторы обычно устанавливают на мощных понижающих подстанциях и включают на шины 6 . . . 10 кВ (рис. 10, а) или подключают к обмотке НН автотрансформатора либо к компенсационной обмотке трансформатора с РПН.   Рис 10 Синхронный двигатель широко используется в качестве электропривода для рабочих механизмов. Потребляя активную мощность, он одновременно может генерировать реактивную мощность (при перевозбуждении) либо потреблять ее (при недовозбуждении). СД позволяет реализовать плавное, автоматическое регулирование напряжения в местной сети. Стоимость СД высокая, но ниже, чем стоимость асинхронного двигателя такой же мощности совместно с компенсирующим устройством, позволяющим получить эквивалентный эффект регулирования напряжения. Схема подключения СД такая же, как и СК. Батареи конденсаторов применяют в тех случаях, когда не требуется ее работа в режиме потребления реактивной мощности. Управляемые батареи конденсаторов (УБК) представляют собой группу последовательно и параллельно соединенных конденсаторов для получения требуемой мощности и для подключения на заданное напряжение (рис. 10, б). При параллельном подключении УБК к сети реактивная мощность, генерируемая батареей, (22) где С — емкость конденсаторной батареи. мФ; Uc — напряжение сети, к которой подключена УБК, кВ. УБК более экономичны, чем СК. Их выполняют на большие мощности (до 100 и более Мвар). Батареи конденсаторов устанавливаются на крупных подстанциях и подключаются как на шины 6.. .35 кВ, так и на шины высокого напряжения 110 кВ. Наличие переключающего устройства батарей конденсаторов дает возможность ступенчатого регулирования напряжения на шинах потребителей, так как позволяет отключать часть параллельно включенных конденсаторов или всю батарею при снижении нагрузки и включать полностью все конденсаторы при ее максимуме. Статические источники реактивной мощности (ИРМ, СКУ, СТК и др.) в последние годы получают все большее применение в силу таких их качеств, как отсутствие вращающихся частей, высокое быстродействие, плавность регулирования напряжения и генерируемой реактивной мощности, незначительное влияние на токи к. з. и т. п. Однако их стоимость пока значительно выше, чем стоимость других компенсирующих устройств такой же мощности. Статические компенсирующие установки по принципу работы делят на две группы. К первой группе относят установки, в которых реактивная мощность генерируется статическими конденсаторами и регулируется с помощью быстродействующих тиристорных средств, а ко второй — установки, в которых для генерирования реактивной мощности используется свойство индуктивности аккумулировать энергию в магнитном поле. На рис. 10, в приведена упрощенная схема тиристорного компенсатора типа ТК, предназначенного для компенсации реактивной мощности с автоматическим поддержанием напряжения или коэффициента мощности. Силовая часть компенсатора содержит два трехфазных управляемых моста, включенных параллельно и замкнутых на обмотки дросселя L. Мосты собраны по схеме независимого инвертора с отсекающими диодами и искусственной емкостной коммутацией. Управление тиристорными мостами осуществляется системой управления СУ. Современные статические тиристорные компенсаторы, например, серии СТК. выпускаются на мощность до 450 Мвар с номинальным напряжением до 110 кВ. Эти компенсаторы нашли применение в мощных протяженных линиях электропередач, в сетях электроснабжения крупных сталеплавильных печей и для других целей. Линии электропередачи рассматривают как распределенную емкость, зависящую от ее протяженности, диаметра фазных проводов, их взаимного расположения, расстояния между ними и диэлектрической проницаемости среды Генерируемая ЛЭП реактивная (зарядная) мощность. 123) где b0 = wС0 — погонная реактивная проводимость ЛЭП, См/км; Со — погонная емкость ЛЭП, Ф/км; /—протяженность ЛЭП, км. Протяженные ЛЭП являются мощными нерегулируемыми источниками реактивной мощности в системе. Эта мощность в основном изменяется за счет ее компенсации с помощью шунтирующих реакторов (поперечная индуктивная компенсация).