ЭНЕРГОСИСТЕМЫ И ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ

Длинностержневые фарфоровые изоляторы широко используются за рубежом наряду с тарель- чатыми для изоляции и крепления проводов воздушных линий электропередачи (ВЛ), ошиновки ОРУ и подстанций (ПС). Преимущества применения длинностержневых фарфоровых изоляторов по сравнению с гирляндами из тарельчатых изоляторов заключаются в том, что у них зафиксирована рекордно высокая надежность (10 – 7 отказов в год); они электрически непробиваемы и потому не нуждаются в периодических испытаниях в процессе эксплуатации, устойчивы к вандализму (расстрелу), имеют высокую коррозионную стойкость.

Недостатком длинностержневых изоляторов является возможность их механического разрушения, однако вероятность такого события очень мала. При достигнутой надежности нет необходимости их дублировать в гирляндах. Например, если на двухцепной опоре ВЛ 500 кВ предполагается иметь по шесть вертикальных гирлянд, состоящих из трех последовательно соединенных длинностержневых изоляторов, то общее число таких изоляторов на участке двухцепной ВЛ длиной 500 км с длиной пролета 0,45 км составит 6 3 500 0,45 2 104 шт. При вероятности механического разрушения по фарфору одного длинностержневого изолятора за год, равной 10 – 7, на 500километровом участке ВЛ можно ожидать лишь 2 104 10 – 7 2 10 – 3 повреждений изоляторов в год, или одного повреждения в 500 лет.

Для ВЛ 145, 245 и 345 кВ применение одинарных гирлянд длинностержневых фарфоровых изоляторов еще более оправдано.

Очевидно, что при использовании одинарных гирлянд их экономические показатели будут зна- чительно более благоприятными. Кроме того, гирлянды из длинностержневых изоляторов не будут нуждаться в ремонтах, как это следует из многолетнего опыта эксплуатации таких изоляторов.

Применение длинностержневых фарфоровых изоляторов. В СССР, Германии, Австрии,

Швейцарии и других странах длинностержневые фарфоровые изоляторы применяются с 50-х годов, где они очень хорошо зарекомендовали себя в эксплуатации. На ВЛ 110 кВ в СССР эксплуатировались длинностержневые фарфоровые изоляторы типа СП-110 1,5. Эти изоляторы, однако, не полу- чили широкого распространения вследствие неудовлетворительных результатов их эксплуатации [1]. Более высокой надежностью в эксплуатации обладали стержневые фарфоровые изоляторы типов VKLS-75 21 и VKLS-85 21, поставлявшиеся в

СССР из ГДР. Однако их разрядные характеристики и механическая прочность принципиально не отличались от аналогичных по длине и классу механической нагрузки гирлянд тарельчатых изоляторов, поэтому в СССР длинностержневые изоляторы первого поколения получили ограниченное применение.

Конструктивные особенности современных длинностержневых фарфоровых изоляторов. С 1963 г. в Германии освоены производство и выпуск длинностержневых изоляторов из глиноземистого фарфора подгруппы Ñ-120 (около 50% каолина, 20% полевого шпата и 30% глинозема). Переход с кварцевого фарфора на глиноземистый проходил в течение нескольких лет, при этом соотношение сырьевых составляющих менялось постепенно.

При переходе в 1963 г. на глиноземистый фарфор встал вопрос о материале для заделки длинностержневых фарфоровых изоляторов. Портландцемент вполне годился для существовавших в то время требований к механическим нагрузкам. Однако в эксплуатационных условиях, сопровождающихся многократными перепадами температуры, различие в коэффициентах теплового расширения материалов изолятора вызывает сжимающие усилия, передающиеся от шапки вместе с заделкой на керамический ствол изолятора, что приводит к росту приложенного к нему радиального давления.

Поэтому был выполнен переход на заделку из сурьмянистого свинца.

Этот материал выгодно отличается тем, что благодаря податливости пластичного сурьмянистого свинца не возникают сосредоточенные нагрузки на конусе керамической изоляционной детали. Последующий опыт подтвердил исходные предпосылки.

Длинностержневые изоляторы второго поколения изготавливаются из тщательно обработанных заготовок, в которых отсутствуют неоднородности, пустоты и включения. Изготовление таких заготовок стало возможным благодаря внедрению вакуумных экструдеров, обеспечивающих однородную структуру при любой длине заготовки, что позволило отказаться от традиционной технологии вытачивания стержневых изоляторов. Кроме того, при изготовлении глиноземистого фарфора усовершенствована техника обнаружения пустот и инородных включений с помощью ультразвука, благодаря тщательному закруглению конусной ча- сти изолятора предупреждается появление мелких трещин, проводятся испытания изоляторов ударной нагрузкой при сплошной проверке их механи- ческой прочности.

Изоляторы из глиноземистого фарфора очень ровно покрываются глазурью для придания гладкости и тем самым снижения загрязняемости. Кроме того, глазурное покрытие повышает механиче- скую прочность изолятора, оказывая предварительное сжимающее напряжение.

Изоляторы первого поколения изготавливались из кварцевого фарфора C-110 и имели заделку из портланд-цемента или (частично) сернистого цемента. Кроме того, было изготовлено небольшое число изоляторов из стеатитового фарфора C-220 с заделкой портланд-цементом. Изоляторы второго поколения применяются с 1963 г. с заделкой из сурьмянистого свинца. Одновременно заводы-из- готовители перешли от кварцевого фарфора C-110 к глиноземистому фарфору C-120.

Надежность длинностержневых фарфоровых изоляторов. Протяженность электрических сетей 110, 220 и 380 кВ, где велось обобщение опыта эксплуатации длинностержневых фарфоровых изоляторов, составила около 20 000 км. В эксплуатации в Германии находилось около 300 тыс. длинностержневых фарфоровых изоляторов I поколения и 1 млн. II поколения. Всего в электриче- ских сетях высокого и сверхвысокого напряжения Германии было смонтировано около 13 млн. длинностержневых изоляторов I и II поколений.

При определении среднегодовой интенсивности отказов учтено, что из-за разрушения из строя вышли только два изолятора II поколения. При средней продолжительности эксплуатации 17,5 лет и при 1 млн. длинностержневых изоляторов на

ВЛ интенсивность отказов составляет 2 отказа на 17,5 млн. изоляторов-лет (1,14 10 – 7 10 – 7).

Более часто повреждались изоляторы I поколения. За последние 10 лет из-за разрушения из строя выходило ежегодно от 5 до 10 таких длинностержневых изоляторов. Как правило, разрушения происходили из-за пористости керамического материала и вследствие напряжений, возникающих в керамическом конусе под шапкой [2].

Оценка старения длинностержневых фарфоровых изоляторов. Для анализа процессов старения были проведены испытания длинностержневых фарфоровых изоляторов типов LP и LG 75 27 разных заводов. Испытывались изоляторы II поколения, новые и снятые с ВЛ после 20 и 35 лет эксплуатации (выпуска соответственно 1964 и 1966 гг.). Для статистической достоверности было испытано примерно по 20 единиц изоляторов каждого типа в каждой группе срока службы. Итого, получены данные примерно по 300 изоляторам II и по 180 I поколения.

Методика испытаний включала: определение скорости звука в фарфоре у верхнего конуса, в середине изоляционной детали и у нижнего конуса; испытание растягивающей нагрузкой до нормированного уровня, а затем, после минутной выдержки, – увеличенной нагрузкой до разрушения; маркировку участка разрушения и расчет разрушающей нагрузки с учетом площади сечения участка разрушения; определение предела прочности при изгибе; испытание на пористость с использованием фуксина в верхней, средней и нижней частях всех длинностержневых изоляторов.

 òàáë. 1 приведены результаты испытаний на растяжение изоляторов I и II поколений в зависимости от длительности их эксплуатации. Анализ данных по всем изоляторам с заделкой из сурьмянистого свинца (II поколения) не выявил какой-ли- бо концентрации в зоне излома, т.е. в области передачи усилий около шапок. Испытания на герметичность фарфоровой изоляционной детали не показали проникновения фуксина. Ультразвуковые измерения были проведены на изоляторах, находившихся в эксплуатации 20 или 35 лет. Существенных различий между этими двумя группами не обнаружено.

Ðèñ. 1, построенный по данным òàáë.1 и иллюстрирующий развитие старения во времени, показывает, что у всех изоляторов II поколения снижение предела механической прочности Ð от времени Ò происходит плавно, а изолятор I поколения достаточно резко снижает механическую проч- ность с увеличением срока эксплуатации.

Ïî ðèñ. 1 можно определить снижение механи- ческой прочности за расчетный срок службы изолятора, равный 30 годам: так, изоляторы I поколения за 30 лет эксплуатации снизили механическую прочность примерно на 50%, изоляторы II поколе-

ния в среднем на 10%. Этим и объясняется высокий показатель надежности (10 – 7) у современных типов длинностержневых фарфоровых изоляторов.

Электрические характеристики длинностержневых фарфоровых изоляторов. Для обоснования областей рационального применения длинностержневых изоляторов в России целесообразно использовать два критерия [3]: геометри- ческий параметр (удельную эффективную длину пути утечки) и разрядное напряжение при различ- ных степенях загрязнения.

Такой подход при выборе изоляции предусматривает проведение электрических испытаний изоляторов при искусственном увлажнении и загрязнении с целью определения поправочных коэффициентов на эффективность использования длины пути утечки, а также соответствия выбранной длины изолятора (гирлянды) нормированному значе- нию испытательного напряжения.

Выбор изоляции с использованием двух критериев позволяет определять размеры гирлянд изоляторов с требуемой надежностью, но без излишних запасов.

Выбор изоляции по удельной эффективной длине пути утечки производится в зависимости от степени загрязнения (СЗ) [4, 5] в месте прохождения ВЛ и ее номинального напряжения. Длина пути утечки изоляторов ВЛ определяется по формуле [4]

ãäå L – длина пути утечки, см; # – нормированная удельная эффективная длина пути утечки, см кВ; U – наибольшее рабочее линейное напряжение, кВ; ÊL – коэффициент эффективности использования длины пути утечки одиночного изолятора.

Выбранные с учетом поправочного коэффициента KL изоляторы проверяются в лабораторных условиях при переменном напряжении и искусственном загрязнении. Нормативы на испытания длинностержневых изоляторов в загрязненном и увлажненном состоянии при переменном напряжении включают нормированное испытательное напряжение и нормированную испытательную удельную поверхностную проводимость [4].

При выборе изоляции по разрядным характеристикам гирлянды ВЛ 110 – 500 кВ, расположенных в районах с I – IV СЗ, должны иметь 50%-ные разрядные напряжения промышленной частоты в загрязненном и увлажненном состоянии не ниже значений, приведенных в òàáë. 2. При этом испытательные значения удельной поверхностной проводимости жíîðì слоя загрязнения в зависимости от СЗ должны соответствовать нормированным значениям, приведенным в òàáë. 3.

Испытывались три типа длинностержневых фарфоровых и три типа поддерживающих гирлянд, скомплектованных из тарельчатых стеклянных изоляторов. Длинностержневые изоляторы класса 110 кВ испытывались по одному, а поддерживающие гирлянды состояли из 10 тарельчатых изоляторов. При этом строительные длины длинностержневых изоляторов и гирлянд тарельчатых изоляторов были практически одинаковы.

Конфигурация изоляционной детали длинностержневых изоляторов: À – чередующиеся наклонные гладкие ребра большого и малого диаметров; Â – наклонные гладкие ребра одного диаметра; Ñ – наклонные ребра одного диаметра с капельницей по краю ребра. Испытывавшиеся тарельчатые изоляторы имели следующую конфигурацию изоляционной детали: D – ребристая сильноразвитая нижняя поверхность с вытянутым вторым от края ребром; E – двукрылая; F – ребристая слаборазвитая нижняя поверхность.

Основные размеры изоляторов приведены в òàáë. 4 è 5.

Испытания проводились по методу твердого загрязнения изоляторов способом длительного приложения испытательного напряжения при непрерывном увлажнении [6, 7]. Для каждого испытуемого типа изолятора определялась зависимость 50%-ного разрядного напряжения U50% от удельной поверхностной проводимости слоя загрязнения ж. U50% позволяет рассчитать требуемую длину гирлянды изоляторов с требуемой надежностью без излишних запасов. Оценка работоспособности изоляторов по выдерживаемому напряжению позволяет только сделать вывод о пригодности или непригодности данного типа изолятора в конкретных условиях загрязнения.

Íà ðèñ. 2 è 3 для трех типов длинностержневых фарфоровых изоляторов и трех типов гирлянд стеклянных тарельчатых изоляторов построены

зависимости U50% îò æ.

В качестве примера выбор изоляции по разрядным характеристикам выполнен для ВЛ 110 кВ, потому что испытывались одиночные изоляторы этого класса напряжения, а также вследствие того, что электрические сети этого класса номинального напряжения наиболее распространены в энергосистемах России (их общая протяженность на 2000 г. составляет около 300 тыс. км) и расположены в районах с более разнообразными и тяжелыми загрязнениями по сравнению с ВЛ 220 кВ и выше.

Разрядное напряжение гирлянд изоляторов в загрязненном состоянии растет пропорционально с увеличением длины гирлянды, по крайней мере, для длин гирлянд, характерных для ВЛ 500 кВ включительно. Поэтому результаты, полученные при испытаниях длинностержневых изоляторов класса 110 кВ, можно использовать для выбора и оценки областей применения этих изоляторов на ВЛ 220 – 500 кВ.

Наибольшая СЗ в районе, с которой можно применять длинностержневые изоляторы класса 110 кВ, определялась из экспериментальной зависимости 50%-ного разрядного напряжения этих изоляторов от ж (ðèñ. 2). На оси ординат для 50%- ного (нормированного) разрядного напряжения,

Ò à á ë è ö à 2

/ @4L2 ( 2

AM %%4 5 @44 A

(

U50%, êÂ

# & 3& @4L2 (

( 8 8 2

$ 2

равного 110 кВ (òàáë. 2), находится значение удельной поверхностной проводимости ж. По экспериментальному значению ж и òàáë. 3 определяется наибольшая СЗ, при которой данный изолятор будет работать надежно. При этом значение ж, полученное по результатам испытаний, должно быть не менее наибольшего нормированного значения, указанного в òàáë. 3.

Èç ðèñ. 2 видно, что для испытательного напряжения 110 кВ значение ж для изоляторов À,  è Ñ составляет 30, 24 и 17 мкСм соответственно. С учетом òàáë. 3 определяется наибольшая СЗ, при которой допустимо использовать испытанные изоляторы на ВЛ с номинальным напряжением 110 кВ (для изолятора Ñ – II СЗ, для изоляторов B – III ÑÇ, A – IV СЗ). Выбор изоляции по геометриче- скому параметру, т.е. удельной эффективной длине пути утечки, дал результаты, близкие выбору изоляции по разрядному напряжению: для изолятора Ñ определены II СЗ (#ý = 2,12 ñì êÂ),  – III ÑÇ (#ý = 2,51 ñì êÂ), À – III ÑÇ (#ý = 2,65 см кВ). Параметр #ý определялся из выражения (1).

Стойкость разных типов изоляторов противостоять различным загрязнениям (грязестойкость) определяется по удельному разрядному напряжению Åí (отношение 50%-ного разрядного напряжения к строительной длине изолятора) при одинаковых значениях ж, характерных для районов с различной СЗ.

По экспериментальным данным построены ряды грязестойкости (зависимость Åí от ж) для всех испытанных типов стержневых изоляторов и

Ò à á ë è ö à 3

/ æ D1

гирлянд тарельчатых изоляторов (ðèñ. 4 è 5). Данные, представленные на рисунках, показывают, что преимущество в грязестойкости длинностержневых изоляторов по сравнению с тарельчатыми изоляторами реализуется во всем диапазоне изменения ж и соответствующим им степеням загрязненности: при слабых загрязнениях (I и II СЗ) Åí у длинностержневых изоляторов выше, чем у тарельчатых изоляторов, примерно на 25%; при средних загрязнениях (III СЗ) на 15% и при сильных загрязнениях (IV СЗ) на 10%. Преимущество длинностержневых изоляторов по отношению к тарельчатым можно объяснить их более совершенной конструкцией: в условиях увлажнения и загрязнения у таких изоляторов распределение напряжения по изоляционной детали более равномерное, чем у гирлянд тарельчатых изоляторов, что, как правило, приводит к повышению разрядного напряжения. Можно полагать, что при естественном загрязнении преимущество длинностержневых фарфоровых изоляторов по сравнению с тарельчатыми будет еще больше за счет меньшей их загрязняемости и лучшей самоочистки.

Наименьшую грязестойкость из длинностержневых изоляторов имеет изолятор типа Ñ, òåì íå

Ò à á ë è ö à 4

K (

менее, он уступает только на 5 – 7% грязестойким тарельчатым изоляторам (типа D è E ) как при слабых, так и при сильных загрязнениях.

Для оценки областей применения длинностержневых изоляторов по длине пути утечки требуется определить их коэффициенты эффективности ÊL. На основе лабораторных исследований и критериев по определению ÊL, изложенных в [8], в табл. 6 предлагаются значения коэффициента KL для длинностержневых фарфоровых изоляторов, увеличивающего требуемую геометрическую длину пути утечки в зависимости от безразмерного

параметра Lè Hèç.

В общем случае значения поправочных коэффициентов определяются всей совокупностью геометрических параметров изолятора, однако для изоляторов с однотипной конфигурацией поправочные коэффициенты могут быть приближенно связаны с некоторыми обобщенными геометриче- скими параметрами изоляторов. Для длинностержневых изоляторов значение поправочного коэффициента можно оценить по формуле

Оптимальная конфигурация длинностержневых изоляторов и области их применения. По результатам испытаний при искусственном загряз-

Ò à á ë è ö à 5

K $

менение и на других ВЛ 220 кВ, расположенных в этой промышленной зоне.

Выводы

1.Имеющиеся данные о старении длинностержневых фарфоровых изоляторов свидетельствуют

îтом, что переход с кварцевого фарфора на глиноземистый привел к увеличению срока их службы.

Разрушение изоляторов II поколения снизилось с 10 – 6 äî 10 – 7 отказов в год.

2.Применение заделки из сурьмянистого свин-

ца предупреждает возникновение разрушений в зоне передачи усилий между шапкой и конусом фарфоровой изоляционной детали.

3.Данные по механическим и электрическим характеристикам современных типов длинностер-

жневых фарфоровых изоляторов показывают, что при достигнутой надежности (10 – 7) нет необходимости их дублировать в гирляндах.

4.Длинностержневые фарфоровые изоляторы II поколения, обладая высокими электрическими и

механическими характеристиками, обеспечивают надежную работу ВЛ при разных загрязнениях и климатических условиях.

Список литературы

1.Абрамов В. Д., Хомяков М. В. Эксплуатация изоляторов высокого напряжения. М.: Энергия, 1976.

2.Frese Hans-Jürgen and Pohlmann Heinrich. Operating Experience with, and Investigations of Long Rod Insulators. – Elektrizitätswirtschaft, 1999, H. 22.

3.ÃÎÑÒ 9920-89. Электроустановки переменного тока на напряжение от 3 до 750 кВ. Длина пути утечки внешней изоляции.

4.Правила устройства электроустановок (ПУЭ). 7-е изд. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2002, глава 1.9.

5.Guide for the selection of insulators in respect of polluted conditions. – IEC Report, 1986, Publication 815.

6.ÃÎÑÒ 10390-86. Электрооборудование на напряжение свыше 3 кВ. Методы испытаний внешней изоляции в загрязненном состоянии.

7.Artificial pollution tests on high-voltage insulators to be used on a.c. systems. IEC International standard. 507, 1991.

8.Указания по составлению карт уровней изоляции ВЛ и распределительных устройств в районах с загрязненной атмосферой. М.: Союзтехэнерго, 1985.

Влияние емкостной проводимости линии на работу высокочастотной дифференциально-фаз- ной защиты принципиально рассмотрено в статье Сапира Е. Д. “Влияние емкостной проводимости линии на работу высокочастотной дифференциа- льно-фазной защиты”1. Далее приближенно коли- чественно оцениваются предельные длины линии, на которых еще могут использоваться дифферен- циально-фазные защиты с токовыми пусковыми органами без устройств компенсации емкостных токов.

Использование дифференциально-фазной защиты без компенсации емкостных токов приближает ее к ДФЗ-201, где цепи напряжения нужны только для реле сопротивления (РС) при трехфазных КЗ, которое обеспечивает быстрый возврат защиты при внешних симметричных КЗ. В случае неисправности цепей напряжения (длительное

1 Электричество, 1956, ¹ 3.

срабатывание РС) об этом имеется сигнал, защита ДФЗ-201 остается в работе (она полностью работоспособна при несимметричных КЗ и при симметричных КЗ с длительностью предшествующей несимметрии, достаточной для срабатывания ДФЗ) фактически при потере цепей напряжения. Несколько ограничивается качество ее функционирования при трехфазных КЗ.

Дифференциально-фазная защита без компенсации емкостных токов получается как бы чисто токовой защитой, за что ее и предпочитают во многих энергосистемах. Кроме того, наладка и проверка устройства компенсации емкостных токов требуют наличия высококвалифицированного персонала. Где можно без этого устройства обойтись, – благо.

При внешнем несимметричном коротком замыкании представляет опасность режим, когда на дальнем от места короткого замыкания конце m (ðèñ. 1) ток обратной последовательности, подго-

тавливающий цепи отключения защиты, больше

тока срабатывания реле I2ñð.îò, а на ближнем конце n меньше тока срабатывания реле I2ñð.áë, осуществляющего пуск передатчика. Разница между этими

токами соответствует емкостному току линии I2m – I2c = I2n. Защита будет правильно функци-

онировать, если при I2mâò = I2ñð.îò, I2nâò ÊçI2ñð.áë, ãäå Êç – коэффициент запаса, т.е. будет выполняться

неравенство

ãäå U2ñb1l/nòò – вторичный емкостный ток линии; b1 – удельная емкостная проводимость для обратной последовательности; l – длина защищаемой линии; nòò – коэффициент трансформации трансформатора тока; U2ñ – первичное напряжение обратной последовательности в месте подключения емкостной проводимости в схеме замещения.

Из этого краткого рассмотрения видно, для чего на длинных ВЛ сверхвысокого напряжения необходимо устройство компенсации емкостных токов, поскольку на конце, ближайшем к месту КЗ (ðèñ. 1), òîê I2n больше тока на удаленном конце I2m. Есть опасность, что ток I2n будет достаточен для срабатывания отключающего токового пускового органа (ПО), а ток I2m будет недостаточен для пуска сигнала высокой частоты. В этом случае ДФЗ может сработать излишне при внешнем КЗ.

Минимальная предельная длина lïð получится при минимальном режиме системы S1 и двухфазном коротком замыкании, если принять с запасом, что напряжение U2ñ постоянно по всей длине ли-

нии и равно U2ñ U2ê Uô/2 (ðèñ. 1, à ). Из неравенства (1) получается

= 75 мА (защита ДФЗ-504); Êç = 1,5; U2ñ = Uô/2 – двухфазное К3, подстановка в выражение (1) дает

l = 130 êì.

То же самое для однофазного КЗ при U2ñ Uô/3 (ðèñ. 1, à ):

откуда lïð = 200 êì.

Первый из этих случаев (двухфазное К3) представляется мало реальным, поскольку сопротивление обратной последовательности системы при таком уровне токов составит примерно 500 Ом от места КЗ до нулевой точки системы.

Более вероятным представляется снижение до такого уровня токов за счет переходного сопротив-

á)

# & %& A ,01, ,

à – схема замещения обратной последовательности при металлическом КЗ; á – то же при КЗ через переходное сопротивление

ления Rï (ðèñ. 1, á ), однако при этом резко падают U2ñ, емкостный ток I2ñ и его влияние на работу защиты, и такой случай не будет представляться расчетным. Случаю ðèñ. 1, à соответствует наибольшее значение U2ñ. Таким образом, расчетным можно принять случай однофазного внешнего КЗ, принимая U2ñ Uô/3, а предельную длину для этого случая рассчитывая по формуле (3).

При включении линии под напряжение с одной стороны представляется целесообразным оценить, что пусковой орган, подготавливающий цепи отключения, не придет в действие от кратковременно возникающей несимметрии. При включении одной или двух фаз U2ñ = Uô/3. Поэтому

откуда

Используя данные приведенного примера при Êç = 1,5, получим lïð = 500 км. Расчетным, как видим, этот случай не является.

Неполнофазный режим работы линии электропередачи в цикле ОАПВ также может быть определяющим для предельной длины защищаемой линии. Пусковые органы, подготавливающие цепи отключения, могут оставаться в положении после срабатывания, а блокировка защиты должна осуществляться благодаря непрерывной циркуляции

# & 3& E KH7A ! "

, , ( , ,$,! "

токов высокой частоты. Однако из-за емкостных токов токи обратной последовательности по концам защищаемой линии будут сдвинуты по фазе. Влиянием токов прямой последовательности на работу органа манипуляции в первом приближении при больших коэффициентах Ê фильтра I1 + ÊI2 можно пренебречь.

Íà ðèñ. 2, á построена векторная диаграмма токов обратной последовательности для ВЛ в неполнофазном режиме (ðèñ. 2, à ) при наиболее неблагоприятных с точки зрения блокирования защиты фазных соотношениях. Значение тока I2ñ в неполнофазном режиме вполне определенное и равно

I 2ñ U ô b1l, 3

ãäå Uô/3 – приближенное значение напряжения обратной последовательности на линии в цикле ОАПВ с учетом малого значения тока нагрузки, соответствующего току срабатывания отключающего пускового органа. Угол сдвига токов по концам линии будет тем больше, чем меньше абсолютные значения токов I2m è I2n. Наихудший слу- чай, – когда они равны току возврата пусковых органов, подготавливающих цепи отключения. При

меньших значениях токов отключающие пусковые органы возвращаются в положение до срабатывания, и фазные соотношения напряжений манипуляции по концам линии не представляют интереса.

В соответствии с векторной диаграммой, представленной на рис. 2, á

ãäå ïð – предельно допустимый угол расхождения векторов напряжений манипуляции по концам линии по условиям надежного блокирования защиты; Êâ – коэффициент возврата пускового органа.

Для данных приведенного примера при ïð = 30° (для угла блокировки ДФЗ á = 60°) è

Êâ = 0,5 из (5) получим lïð = 200 êì.

Выводы

1. Предельная длина защищаемой линии lïð для дифференциально-фазной высокочастотной защиты с токовыми пусковыми органами без устройства компенсации емкостных токов определяется как наименьшее значение, получаемое из выражений

(3)è (5)*.

2.Изложенные соображения следует учитывать при проектировании защит типа ДФЗ-504 и ДФЗ-503, а также при разработке принципов выполнения микропроцессорной ДФЗ.

Это же относится к разработанному и выпускаемому НПП ‘’Экра’’ (г. Чебоксары) шкафу диффе- ренциально-фазной микропроцессорной защиты линии типа ШЭ-2607 081.

*Следует отметить, что в формулы (3) и (5) входят только параметры линии, где установлена защита, и, следовательно, выводы настоящей статьи не зависят от конфигурации сети, в которой защита используется.