CC BY
91
8. |Электрон. ресурс]: http://www.vesti.rii/doc. Ь1тШс1=427227
9. Федоров, В.А. Приоритетные направления развития энергосберегающих технологий в жилищно-коммунальном хозяйстве России [Текст] / В.А. Федоров, 0.0. Мильман / МГТУ им. Баумана,- М„ 2004.
10. Миронов, И.М. Приоритетные пути реконструкции жилищно-коммунального хозяйства наукограда Обнинска с использованием энергоэффективных технологий [Текст]: монография /
И.М. Миронов, И.В. Дайнеко, В А Федоров |и др.].— М.: Изд-во МГТУ им. Н.Э.Баумана, 2004.- 132 с.
11. Закон о теплоснабжении Дании N° 382 от 1990 г., ст. 6.1, п.4 // The Heat Supply Act.
12. Green Light to Clean power. Энергетическая Стратегия Лондона 2002.
13. Фаворский, О.Н. Эффективные технологии производства электрической и тепловой энергии с использованием органического топлива [Текст] / О.Н. Фаворский, А.И. Леонтьев, В.А. Федоров [и др.| // Теплоэнергетика. 2003,— N° 9,— С. 19-21.
УДК621.22
В.Е. Фортов, М.П. Федоров, В.В Елистратов ГИДРОЭНЕРГЕТИКА ПОСЛЕ АВАРИИ НА САЯНО-ШУШЕНСКОЙ ГЭС*
Семнадцатого августа 2009 года в 8 часов 13 минут на крупнейшей гидроэлектростанции России - Саяно-Шушенской ГЭС (СШГЭС)-произошла авария на 2-м гидроагрегате. В результате аварии часть машинного зала, несколько агрегатов были разрушены, часть агрегатов, электротехническое и вспомогательное оборудование были залиты водой и вышли из строя. Были человеческие жертвы. В силу случайного стечения обстоятельств один из авторов уже через два часа был на станции и имел возможность видеть весь масштаб разрушений. Следует отметить, что авария не повлияла на устойчивость и надежность конструкции и не было никакой опасности затопления и других катастрофических последствий в зоне водохранилища и нижнего бьефа. Благодаря активным действиям МЧС России машинный зал в кратчайшие сроки был расчищен от обломков конструкций и оборудования, откачана вода из помещений. При проведении аварийно-спасательных работ в целом было привлечено до 2,7 тыс. человек (из них около 2 тыс. человек непосредственно на ГЭС), более 200 единиц техники, в том числе 11 воздушных судов и 15 плав-
* Статья подготовлена с использованием материалов публикации авторов: Фортов В.Е., Федоров М.П., Елистратов В.В. Научно-технические проблемы гидроэнергетики после аварии на Саяно-Шушенской ГЭС,— Вестник Российской Академии наук- 2011. Т. 81, № 7,- С. 579-586.
средств. Было разобрано свыше 5 тыс. кубометров завалов, откачано более 277 тыс. кубических метров воды. Установлено 9683 метра боновых заграждений, собрано 324,2 т маслосодержащей эмульсии. Интенсивные работы по ликвидации последствий аварии, ремонту оборудования и восстановлению функционирования гидроэлектростанции позволили в кратчайшие сроки воссоздать перекрытие машинного зала и тепловой контур, давший возможность выполнять строительно-монтажные и пусконаладочные работы в машзале и вводить наименее пострадавшие агрегаты в эксплуатацию.
Авторы участвовали в работе экспертной комиссии по установлению причин аварии на ГЭС. Сейчас, по истечении уже более чем двух лет, можно более точно объяснить технологические причины аварии на этом уникальном энергетическом объекте, определить необходимые действия по предотвращению подобных происшествий, а также роль и задачи науки в обеспечении безопасности объектов гидроэнергетики.
Саяно-Шушенская ГЭС им. П.С. Непорожнего является крупнейшей гидроэлектростанцией России и одной из крупнейших в мире (см. табл.), расположена на юге Республики Хакасия, в верховьях р. Енисей. Установленная мощность ГЭС — 6,4 млн кВт. Десять гидроагрегатов ГЭС имеют номинальную мощность 640 МВт каждый при расчетном напоре 194 м. Общая пропускная способность турбин 3400—3600 мУс.
Параметры крупнейших ГЭС мира
Название ГЭС, страна Река Мощность, МВт Выработка энергии, ТВт-ч Напор, м Диаметр рабочего колеса, м Число агрегатов
Три ущелья, Китай Янцзы 18200 84,7 112 9,2 26
Итайпу, Бразилия Парана 12600 71,0 118 8,5 18
Гури 2, Венесуэла Каропи 10300 51,0 136 7,17 10+10
Тукуруи, Бразилия Токаптис 8000 32,4 68 7,8 12+12
Грэпд-Кули, США Колумбия 10830 20,3 108 9,75; 9,91 18+6
Саяпо-Шушепская ГЭС, Россия Бписей 6400 23,7 194 6,77 10
Красноярская ГЭС, Россия Бписей 6000 34,5 101 7,5 12
Среднемноголетняя выработка электрической энергии составляет 21,84 млрд кВт-ч, но в последние годы она была выше. Общий вид ГЭС представлен на рис.1.
Строительство ГЭС началось в 1963 году, ввод первого агрегата на пониженных напорах с временным рабочим колесом во временную эксплуатацию произошел в 1978 году, окончание строительства — 2000 год. Основным потребителем электрической энергии, вырабатываемой Саяно-Шушенской ГЭС, является Федеральная сетевая компания, из региональных потребителей — Саянский производственно-территориальный комплекс (г. Саяногорск).
В состав гидротехнических сооружений СШГЭС входят арочно-гравитационная плотина и здание ГЭС приплотинного типа.
Арочно-гравитационная плотина (рис. 1) воспринимает давление воды массивной своей частью, а также передает часть давления на борта арочной частью. Горизонтальные сечения плотины представляют собой арки кругового и трех-центрового очертания. Радиус верховой грани в русловой части плотины составляет 600 м. По фронту плотина разделена радиальными швами через 15,8 м на68 секций. Потолщине плотина разрезана на 4 столба шириной 25—27 м.
На станционной части плотины имеется 10 водоприемников, сопрягающихся с 10 сталеже-лезобетонными турбинными водоводами, приан-керенными к низовой грани станционной части плотины. Внутренний диаметр турбинных водоводов — 7,5 м. Водоприемники оборудованы со-роудерживающими решетками, аварийно-ре-
Рис. 1. Общий вид Саяно-Шушенской ГЭС
монтными (быстропадающими) затворами с индивидуальными гидроподъемниками, а также пазами для установки ремонтных затворов.
Водосбросная часть плотины имеет 11 водосбросных отверстий с размерами расчетного сечения 8,2x5,4 м и заглубленными водозаборами, пороги которых ниже на 60 м относительно НПУ= = 539 м. Отверстия перекрыты плоскими колесными затворами, обслуживаемыми двумя козловыми кранами грузоподъемностью 500 т каждый. Объем бетона, уложенный в арочно-гравитаци-онную плотину, — около 8,5 млн м~.
Здание ГЭС имеет длину (с монтажной площадкой) 289 м, ширину — 35 м, объем бетона — 290 тыс. м3.
В здании ГЭС (рис. 2) уставлены 10 гидроагрегатов, объединяющих гидротурбину и генератор. Гидравлическая турбина типа Р0230/833-В имеет параметры: мощность номинальная — 650 МВт, нормальная частота вращения — 142,8 об/мин, разгонная частота — 280 об/мин, диаметр рабочего колеса — 6,77 м, масса турбины — 154 т. Гидро-генератортипа СВФ1285/275-42 имеет параметры: полная мощность — 711 МВА, напряжение — 15,75 кВ, диаметр расточки ротора — 11,85 м, масса генератора — 1790 т, масса ротора — 912 т.
Разрез по водопроводящему тракту и зданию ГЭС приведен на рис. 3.
В состав гидроузла входит водохранилище, имеющее параметры: нормальный подпорный уровень (НПУ) — 539,00 м; форсированный подпор-
ный уровень (ФПУ) — 540,00 м; уровень мертвого объема (УМО) — 500,00 м; полный объем — 30710 млн полезный объем — 14710 млн ; площадь зеркала при ФПУ 324,00 м — 608 км2; длина водохранилища при ФПУ — 312,0 км; ширина максимальная — 7,0 км; глубина максимальная — 226,0 м.
До момента аварии Саяно-Шушенская ГЭС работала в режиме автоматического регулирования. На сеть работали 9 агрегатов СШ ГЭС.
16.08.2009 в 23:14 агрегат ГА-2 был введен в работу под автоматическим управлением в качестве приоритетного. Начинаяс23:1416.08.2009 идо 8:13 17.08.2009 агрегат ГА-2 пять раз проходил нерекомендуемую режимную зону II, которая характеризуется повышенным уровнем динамических нагрузок и вибраций (рис. 4). Во время 6-го прохода зоны II в 8 часов 13 минут местного времени произошла авария.
В момент аварии произошло лавинообразное нарастание вибраций ГА-2, что привело к ослаблению крепления крышки турбины — часть шпилек не была закручена (или раскрутилась в результате вибрации), а часть шпилек имела усталостный износ до 80—95%:
N° шпильки 1 2
3
4
• усталостного излома 5 80 95 7
Рис. 2. Общий вид машинного зала Саяно-Шушенской ГЭС
Рис. 3. Разрез по водопроводящему тракту
пп30
23" 23" , 23"23"
00"- 7м
23"-00"
400 500
Рис. 4. Эксплуатационная характеристика ГА-2 с линиями движения режимной точки
700 К, МВт
5 55 66 20
6 не разрушен 68 70
11 4 69 97
14 55 70 55
18 98 71 не разрушен
19 95 73 40
20 85 74 0
21 5 (трещин нет)
22 35 75 70
23 0 76 25
(трещин нет) 80 60
24 50 Среднее состояние площадей усталостного
25 40 излома шпилек— 64,9 %
27 50
28 20 Произошел отрыв крышки турбины от флан-
30 50 ца на статоре. Анализ показывает, что спрово-
31 90 цировать начало аварии могло существенное
32 95 ослабление шпилек со 2-й по 20-ю, и в силу этого
34 65 мог начаться лавинообразный отрыв крышки.
35 38 39 41 60 35 35 35 Далее произошло отделение гидроагрегата, вклю-
чая рабочее колесо, вал, крышку турбины, ротор
генератора (общая масса около 1700 т), и его
42 35 выталкивание давлением воды (около 7500 т) из
43 не разрушен шахты гидроагрегата.
44 95 Из шахты вырвался столб воды расходом око-
45 35 ло 300 м"Ус, который привел к разрушению кровли
47 48 53 54 57 не разрушен 95 машзала, заливу электротехнического оборудова-
ния и коротким замыканиям в других гидроагре-
не разрушен не разрушен 5 гатах. Из-за потери собственных нужд не удалось
сразу закрыть аварийно-ремонтный затвор верх-
60 60 него бьефа, и вода из водовода около часа посту-
62 70 пала в машзал (пока персонал ценой колоссаль-
64 98 ных усилий в темноте вручную не закрыл затвор).
65 85 На рис. 5. показан агрегат ГА-2 после аварии.
Рис. 5. Вид агрегата ГА-2 сразу после аварии до откачки воды
Многочисленные экспертные заключения и ряд комиссий выдвигали и анализировали множество версий и причин произошедшей аварии. В конечном итоге основными техническими причинами аварии можно назвать следующие:
работа гидроагрегата ГА-2 с частыми переходами через зоны нерекомендуемых нагрузок при пуско-остановочных операциях и регулировании нагрузки;
продолжительная эксплуатация ГА-2 с недопустимо сильной вибрацией, в том числе в период эксплуатации с временным рабочим колесом;
начало аварии могло произойти в результате отрыва шпилек в проблемной зоне — с 2-й по 20-ю — из-за увеличения давления под крышкой турбины на 10 м при закрытии направляющего аппарата и пульсаций давления в размере^—22 м при прохождении зоны повышенной вибрации.
непосредственной причиной являеггсято.чтосум-марное давление на крышку турбины снизу превысило несущую способностью шпилек крепления крышки турбины, ослабленных длительной эксплуатацией со знакопеременными вибрациями.
Таким образом, основными причинами аварии являются статические и динамические усилия, возникающие при работе гидроэнергетического оборудования и действующие на элементы проточного тракта, в том числе на крышку турбины. Сила, оторвавшая крышку, с учетом пульсацион-ной составляющей ( не путать с гидроударом) по расчетам М ГСУ составила 5277 т, что значительно превысило несущую способность шпилек (по данным ЦНИИТМАШ, с учетом износа на 64,9 %, составлявшую 3457 т). Вспоминая похожую, но не приведшую к столь тяжелым последствиям аварию на Нурекской ГЭС, можно отметить, что причиной там тоже было превышение давления снизу больше уровня сопротивления удерживающих крышку турбины работоспособных шпилек. Нотам авария была локализована своевременным закрытием предтурбинного затвора. На СШГЭС таких затворов не было.
Причина аварии на СШГЭС носила за-проектный характер, ее было невозможно предсказать на стадии проектирования. Следует вспомнить, что в 70-е годы проектирование и сооружение СШГЭС проводилось на основе проведения многочисленных научных исследований, обобщения опыта предыдущих крупных проектов, объединения усилий профильных про-
ектных, строительных, монтажных, энергетических, электротехнических предприятий и организаций. Объективности ради следует отметить, что на момент проектирования и затем строительства на СШГЭС были применены самые передовые и эффективные решения и технологии. Тем не менее с сегодняшнего уровня знаний можно отметить ряд принятых проектных решений, которые могли спровоцировать такую аварию и жертвы: объединение в узком створе водосливной плотины и здания ГЭС, имеющих значительные вибрации каждое по себе;
размещение на затапливаемых отметках оборудования собственных нужд, ремонтных служб, вспомогательного оборудования (что из-за разлива масла привело к загрязнению Енисея);
отсутствие резервирования энергоснабжения аварийного затвора, направляющего аппарата и других аварийных устройств.
Ряд причин аварии лежит в области эксплуатации ГЭС (несвоевременное и некачественное выполнение ремонтных работ и др.) и сфере управления объектом, причем как на уровне внут-ристанционного управления (неоптимальное распределение нагрузки между агрегатами), так и на уровне внешнего управления со стороны Системного оператора (необоснованное увеличение маневренности СШГЭС).
После произошедшей аварии проведена большая работа не только по восстановлению станции, но и по анализу и корректировке нормативной документации по эксплуатации ГЭС, по повышению надежности и безопасной эксплуатации оборудования и сооружений, выполнен комплекс НИР по отдельным направлениям и процессам работы гидротехнических сооружений, водопроводящего тракта и гидроэнергетического оборудования. Вместе с тем после аварии стало понятно, что крайне необходимо восстановить научно-техническое сопровождение процессов создания и эксплуатации крупных и уникальных гидроэнергетических объектов. Необходимо проведение междисплинарных исследований для получения комплексных результатов на основе объединения усилий научных коллективов РАН, отраслевых институтов и вузов по таким направлениям, как:
научные основы и методы обоснования продления срока службы гидроэнергетического оборудования и сооружений ГЭС за пределы проектного срока;
анализ перспективных требований к вторичному регулированию частоты и мощности с участием ГЭС для разработки методов проектирования и управления агрегатами ГЭС;
повышение надежности проектных решений по ГЭС и гидроэнергетическому оборудованию, в т.ч. новые компоновочные решения приплотин-ных ГЭС с выносом водосбросов из створа и сооружение береговых водосбросов; ограничение зоны применения приплотинных ГЭС с напорами 120—150 м, разработка новых типов гидротурбин, не имеющих запрещенных зон; применение новых схем использования водной энергии с более низкими напорами и выносом регулирующих емкостей на притоки; разработка новых типов гидротурбин, обладающих высокоманевренными свойствами в плане регулирования мощности и др.;
разработка принципов оптимального формирования сложных природно-технических систем с гидроэнергетическими объектами и оценка надежности и безопасности их элементов с учетом безопасных проектных компоновочных решений, безопасных и независимых схем управления и обеспечения экологической безопасности бьефов;
расчет условий и параметров запроектных аварий и выработка рекомендаций по их предотвращению и снижению ущербов;
разработка правил каскадного регулирования и оптимизации управления водными ресурсами на многоагрегатных ГЭС с учетом требований Системного оператора, неэнергетических отраслей и охраны природы, а также в условиях нарушения проектных режимов;
разработка основ и принципов создания систем мониторинга и диагностики, расчет состояния оборудования и сооружений на гидроэнергетических объектах.
Хроника событий за последние два года по восстановлению ГЭС выглядит следующим образом:
В ноябре 2009 года были завершены работы по созданию теплового контура машинного зала, что позволило, не снижая темпов, продолжить работы по восстановлению Саяно-Шушенской ГЭС.
24 февраля 2010 года был включен в сеть гидроагрегат № 6.
22 марта 2010 года был возращен в строй гидроагрегат № 5. В результате рабочая мощность станции выросла до 1280 МВт.
15 апреля 2010 года был закончен демонтаж гидроагрегата № 2, полностью разрушенного во время аварии.
1 июня 2010 года завершены строительно-монтажные работы по обеспечению готовности первой очереди строительства берегового водосброса к пропуску паводковых расходов.
2 августа 2010 года был введен в эксплуатацию гидроагрегат № 4. Мощность станции составила 1920 МВт.
1 октября 2010 года завершились гидравлические испытания берегового водосброса, которые подтвердили готовность сооружения к пропуску паводковых вод.
22 декабря 2010 года был включен в сеть для проведения экслуатационных испытаний гидроагрегат № 3. Рабочая мощность Саяно-Шушенской ГЭС достигла 2560 МВт (40 % от установленной мощности). Суммарная выработка электроэнергии на восстанавливаемой станции преодолела отметку в 10 млрд кВт-ч.
12 октября 2011 года введен в эксплуатацию береговой водосброс, обеспечивающий сброс более 4000 м~/с по боковому тракту мимо плотины станции.
Запуск гидроагрегата № 3 в декабре 2010 года подвел черту под первым этапом реконструкции Саяно-Шушенской ГЭС, входе которого после восстановительного ремонта были введены в работу четыре наименее пострадавших в аварии гидроагрегата.
В 2011 году ОАО «РусГидро» начало работы по реализации второго этапа восстановления станции. В рамках этого этапа (в 2011—2013 гг.) в машинном зале СШГЭС будут установлены шесть абсолютно новых гидроагрегатов, изготовление которых в настоящий момент ведется концерном «Силовые машины» (Санкт-Петербург).
На завершающем этапе реконструкции в 2013—2014 году новыми гидроагрегатами будут также заменены четыре восстановленных в 2011 году. Срок службы новых гидроагрегатов будет увеличен до 40 лет, при этом максимальный КПД гидротурбины составит 96,6 %. Турбины будут оснащены более эффективной системой технологических защит, приводящих к автоматическому останову агрегата в случае возникновения недопустимых режимных отклонений контролируемых параметров.
Для снижения динамических нагрузок при совместной эксплуатации здания ГЭС и экс-
плуатационного водосброса и улучшения работы его водобойного колодца в июне 2010 года была введена в эксплуатацию первая очередь берегового водосброса (рис. 6).
Большой общественный резонанс после аварии вызвали слухи о возможности разрушения самой арочно-гравитационной плотины. Для проверки такой опасности были проведены исследования напряженно-деформационного состояния плотины с использованием самых современных вычислительных средств. Рядом организаций, в том числе и СПбГПУ, были созданы конечно-элементные модели системы «плотина СШГЭС — основание — береговые примыкания» (рис. 7), которые позволяют учитывать: неоднородность физико-механических свойств материалов плотины и скальных пород; нелинейные свойства материалов плотины и скальных пород; произвольную гидростатическую нагрузку, в том числе противодавление; произвольное температурное воздействие; реальную последовательность возведения и нагружения плотины; возникновение и раскрытие швов и трещин в теле плотины и скальном массиве. Общее количество неизвестных (степени свободы) в конечно-элементной модели СПбГПУ— около 850000. На основе данных натурных наблюдений, предоставленных службой мониторинга состояния пло-
тины СШГЭС, была проведена параметрическая идентификация конечно-элементной модели. Это позволило повысить достоверность прогнозных расчетов по определению реакции плотины на возможные экстремальные воздействия.
В ходе расчетов было проверено соответствие количественных диагностических показателей в определенных местах плотины и результататов расчетов. Кчислу важнейших количественных диагностических показателей, по которым оценивается состояние плотины, относятся радиальные перемещения гребня плотины, а также сжимающие напряжения: арочные (горизонтальные) на верхних отметках и консольные (вертикальные) в низовом клине плотины. Для этих показателей установлены критериальные значения, при превышении которых можно говорить об опасности нарушения режима нормальной эксплуатации.
Результаты расчетов при НПУ 539 м приведены на рис. 8 и 9. Максимальные значения полученных в результате расчетов показателей (перемещения гребня —124,5 мм, арочные напряжения — 6,32 МПа, консольные напряжения — 10,1 МПа) на 15—30 % меньше установленных критериальных значений. Этот факт, наряду с данными натурных наблюдений, подтверждает, что плотина Саяно-Шушенской ГЭС после аварии находится в режиме нормальной эксплуатации.
Рис. 6. Береговой водосброс Саяно-Шушенской ГЭС (поз. 3—6):
/— здание ГЭС; 2— эксплуатационный водосброс; 3— входные оголовки берегового водосброса; 4— водоводы; 5— пятиступенчатый водогаситель; 6— отводящий канал
Рис. 7. Конечно-элементная модель плотины СШГЭС и участка вмещающего скального массива (вид с низовой грани)
В ходе многочисленных дискуссий о причинах аварии рассматривалось также явление гидроакустического удара и возникновение вихревого жгута в отсасывающей трубе. Для исследования этих процессов в элементах водо-проводящего тракта в СПбГПУ были созданы численные модели (состоящие из нескольких миллионов конечных элементов) и выполнены расчеты с использованием суперЭВМ, включающей 64 процессора, по определению полей давлений и скоростей при различных режимах работы. Примеры расчетов полей скоростей приведены на рис. 10 и 11.
Расчеты позволили представить картину преобразования энергии в проточном тракте гидроагрегата, выявить наиболее сложные места с точки зрения обтекания в проточном тракте, в том числе и параметры вихревого жгута за рабочим колесом. Данные исследования могут быть использованы при модернизации оборудования.
Анализ наиболее вероятных причин аварии на основе изучения разносторонней информации, полученной авторами статьи, в том числе непосредственно на СШГЭС, позволил оперативно выявить возможные сценарии аварийного процес-
Рис. 8. Горизонтальные перемещения, мм (а) и вертикальные напряжения, МПа (б), секции 33 плотины при НПУ 539 м
Рис. 9. Вертикальные (консольные) напряжения, МПа в низовом клине плотины при НПУ 539 м
сгх*»
Velocity
(Streamline
9.ОООе+ООО
6.ОООе+ООО
3.ОООе+ООО
О.ОООе+ООО
m 5Л-11
Рис. 10. Поля скоростей в элементах водопроводящего тракта (спиральная камера и отсасывающая труба)
С1:Х»
Velocity w
(Contour 5)
2.000е+
000е+
Рис. 11. Исследование вихревого жгута в отсасывающей трубе
са, определить основные направления научного сопровождения при восстановлении ГЭС. Однако сегодня, по прошествии более двух лет с момента аварии, не определен перечень научно-технических работ и не сформирована Федеральная целевая программа по повышению безопасности ГЭС, как действующих, так и строящихся либо намечаемых к проектированию и строительству.
В ближайшие 2—3 года необходимо разработать и внедрить в практику эксплуатации ГЭС системы обеспечения безопасности, включая системы интеллектуального управления по ана-
логии с тем, как это делается на других крупных энергетических и промышленных объектах — тепловых, атомных электростанциях, потенциально-опасных предприятиях.
Авария на СШГЭС в значительной мере может повлиять на перспективы развития гидроэнергетики России. Тем более важен своевременный анализ факторов безопасности, их учет на стадиях проектирования, строительства и эксплуатации. Безопасность в конечном счете связана и со значительной экономической эффективностью использования этого источника возобновляемой энергии.
УДК621.В16
В.К. Ванин, М.Г. Попов, С.О. Попов
ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНЫХ ЗАЩИТ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ
Критический анализ состояния электроэнергетической отрасли указывает на необходимость существенного повышения надежности транспортировки и распределения электроэнергии, что отмечается во многих работах и официальных документах. Основной причиной этого является рост числа серьезных аварийных событий, приводящих к большим экономическим потерям как в России, так и в мире в целом. Вероятность аварийных событий во многом определяется условиями эксплуатации. При этом в условиях рыночной экономики и дефицита электроэнергии в некоторых регионах электрогенерирующие и сетевые компании эксплуатируют энергооборудование в максимальных режимах работы, близких к критическим. Этому способствует развитие и все более широкое внедрение новых средств интенсивного управления электрооборудованием, которые недостаточно исследованы. Безусловно, такая эксплуатация приводит к ускоренному износу отдельных электроустановок, что существенно влияет на снижение надежности системы электроснабжения в целом. Это становится особенно актуальным для оборудования с близким к истечению нормативным сроком службы или превысившим его.
В этой связи к надежности и эффективности средств релейной защиты электрооборудования предъявляются повышенные требования [ 1 ].
Основные показатели эффективности релейной защиты — это ее быстродействие, чувствительность и селективность. Совершенствование средств релейной зашиты уменьшает как объем разрушений при внутренних КЗ, так и длительность воздействия возмущения на режим энергосистемы. Основной защитой электрооборудования, обладающей абсолютной селективностью, является дифференциальная защита. Поэтому преимуществвенное внимание при решении задачи повышения эффективности средств защиты электрооборудования уделяется совершенствованию дифференциальных защит.
Влияние погрешности трансформаторов тока на эффективность функционирования дифференциальных защит
Упрощенная структурная схема дифференциальной защиты представлена на рис. 1. Она содержит первичные преобразователи тока, устройства сопряжения с объектом (УСО) и решающий блок (РБ). В качестве первичных измерительных устройств наибольшее распространение получили электромагнитные трансформаторы тока. В некоторых случаях используются оптико-электронные устройства, датчики Холла и др. Устройства сопряжения выполняют функции преобразования сигналов к одному виду, их масштабирование и приведение к единым относи-
