Отклонение напряжения
Отклонение напряжения нормируется только на вводах ЭП, то есть фактически только в сетях 0,4 кВ и в некоторых точках сетей 6–10 кВ, к которым могут быть присоединены двигатели высокого напряжения. Они характеризуются показателем «установившееся отклонение напряжения», которое представляет собой среднее отклонение напряжения на интервале 60 с. Нормально и предельно допустимые значения установившегося отклонения напряжения равны соответственно ±5 % и ±10 % номинального напряжения электрической сети.
Значения установившегося отклонения напряжения в ТОП в сетях 6–10 кВ и выше должны устанавливаться с учетом необходимости выполнения норм ГОСТ на вводах ЭП. Это означает, что отклонения напряжения в остальных сетях численно не нормируются, их получают в результате расчетов.
Регулирование частоты и мощности в энергосистемах
В настоящее время все производство, практически все распределение и большая часть потребления электроэнергии в энергосистемах
выполняются на переменном токе. Поэтому параметры переменного тока — частота, величина и форма кривой напряжения — приобрели значение унифицированных параметров, в соответствии с которыми конструируются все источники, средства передачи и
приемники
электрической энергии. В особенности это относится к частоте. Практически сохранилось лишь два стандартных значения частоты — 50 Гц в странах Европы, в том числе в России, и 60 Гц в США и Канаде.
В процессе работы энергосистемы все параметры переменного тока могут изменяться. Чем ближе они поддерживаются к номинальным, т.е. расчетным для оборудования, значениям, тем ближе режим к оптимальному. Таким образом, частота приобретает значение показателя, характеризующего качество продукции энергетической промышленности, качества электроэнергии.
Частота является не только показателем качества электроэнергии
, но и важнейшим
параметром режима энергосистемы
. Непрерывность производства электроэнергии, отсутствие возможности запасать энергию и непрерывное изменение потребления требуют столь же непрерывного контроля за соответствием производства и потребления. Параметром, характеризующим это соответствие, и является частота.
Частота в энергосистеме определяется общим балансом генерируемой и потребляемой активной мощности. Если баланс соблюдается, то частота неизменна. При нарушении баланса мощности, т.е. при появлении небаланса мощности, возникает переходный процесс изменения частоты. По скорости и направлению изменения частоты можно судить о величине и знаке возникшего в энергосистеме небаланса активной мощности
. Если частота в энергосистеме уменьшается, то для восстановления нормальной частоты надо увеличить активную мощность, вырабатываемую на электростанциях.
Задача регулирования частоты подразделяется на три взаимосвязанные части:
· первичное регулирование частоты
, обеспечивающее стабильность частоты, т.е. удержание отклонений частоты в допустимых рамках при нарушении общего баланса мощности в любой части энергосистемы;
· вторичное регулирование
, обеспечивающее восстановление нормального уровня частоты и плановых режимов обмена мощностью между частями энергосистемы или регионами;
· третичное регулирование
, под которым можно понимать оперативную корректировку балансов мощности регионов с целью оказания взаимопомощи регионам и предотвращения опасных перегрузок транзитных
линий электропередачи
.
Рассмотрим более подробно первичное регулирование частоты
. Оно осуществляется
автоматическими регуляторами частоты вращения
(АРЧВ) турбин. Каждая турбина снабжена регулятором, который при изменении частоты вращения турбоагрегата, изменяя положение регулирующих органов турбины (регулирующих клапанов у тепловой турбины или направляющего аппарата у гидротурбины), меняет впуск энергоносителя (пара или воды).
При повышении частоты вращения регулятор прикрывает регулирующие органы турбины и уменьшает впуск энергоносителя, а при снижении частоты открывает регулирующие органы и увеличивает впуск энергоносителя. Статические характеристики двух параллельно работающих агрегатов, снабженных АРЧВ, показаны на рис. 3.3.
Из рис. 3.3 видно, что при снижении частоты с f‘
до f
«
в соответствии со статическими характеристиками регулируемых агрегатов вырабатываемая ими активная мощность увеличивается на ∆
P
1 и ∆
Р
2 соответственно, что способствует поддержанию уровня частоты в энергосистеме. Приращение мощности ∆
Р
пропорционально номинальной мощности агрегата и зависит от наклона характеристики. А наклон характеризуется величиной
статизма
. При более пологой характеристике 2 меньше статизм и больше изменение мощности ∆
Р
. У агрегата с более крутой характеристикой
1
статизм больше. Таким образом, суммарное приращение мощности распределяется между агрегатами пропорционально номинальной мощности и обратно пропорционально статизму регулирования. Если необходимо, чтобы агрегат принимал большее участие в первичном регулировании частоты, надо, чтобы у этого агрегата были
большая мощность и меньший статизм
.
Существенное влияние на процесс регулирования оказывает зона нечувствительности
автоматического регулятора частоты вращения, которая необходима для отстройки от малых случайных колебаний нагрузки в энергосистеме. При наличии зоны нечувствительности регулятора появляется диапазон неопределенности в распределении нагрузки между агрегатами. На рис. 3.4 две параллельные линии, отстоящие друг от друга по вертикали на величину зоны нечувствительности ∆fнеч, ограничивают область возможных состояний регулятора и агрегата. Состояние характеризуется частотой f и нагрузкой
Р
(так называемая рабочая точка). В
установившемся режиме
при данной частоте, например f1, рабочие точки всех агрегатов расположены на линии f = f1, но могут занимать случайные положения между указанными выше граничными линиями (между точками
а
и
б
на рис. 3.4).
Диапазон неопределенных значений нагрузок при параллельной работе агрегатов с регуляторами, имеющими зону нечувствительности
, прямо пропорционален зоне нечувствительности регулятора ∆fнеч и обратно пропорционален
статизму
характеристики регулирования. Чтобы повысить качество регулирования частоты, необходимо по возможности добиваться меньшего статизма. Однако при меньшем статизме существенно увеличивается неопределенность нагрузки агрегата. Поэтому на регуляторах, обладающих большей нечувствительностью, приходится устанавливать больший коэффициент статизма. Величина статизма на гидротурбинах обычно поддается оперативному изменению. Зона нечувствительности отечественных регуляторов гидротурбин не превосходит 0,03 Гц. Зона нечувствительности у отечественных паровых турбин составляет по техническим условиям до 0,15 Гц. Величина статизма оперативному изменению не поддается и составляет обычно 0,04—0,05 (4—5 %). Точность распределения нагрузки, обеспечиваемая регуляторами паровых турбин, невелика: 6—7 %. Но идти на дальнейшее увеличение статизма нельзя, так как это угрожает опасным для целости турбины увеличением максимального отклонения частоты вращения при сбросе нагрузки.
Статические характеристики регуляторов отдельных турбин определяют статическую характеристику энергосистемы в целом. На рис. 3.5 показаны характеристика эквивалентного генератора Р
г(f) и зависимость мощности суммарной нагрузки энергосистемы
Р
н от частоты.
Мощность, потребляемая различными типами электроприемников
, по-разному зависит от частоты. Например, мощность, потребляемая лампами накаливания и другими термическими установками, от частоты практически не зависит. Но мощность, потребляемая двигателями металлообрабатывающих станков, насосами и вентиляторами, сильно зависит от частоты. В целом зависимость от частоты мощности комплексной нагрузки энергосистемы, состоящей из электроприемников всех типов, имеет примерно такой вид, как на рис. 3.5.
То, что мощность, потребляемая нагрузкой, уменьшается при снижении частоты, облегчает задачу первичного регулирования (Р»
—
Р’
< ∆
Р
на рис. 3.5). При увеличении мощности нагрузки и переходе с кривой
Р’
н на кривую
Р»
н частота уменьшается, и под действием
автоматических регуляторов частоты вращения
турбин генерируемая мощность увеличивается с
Р’
до
Р»
. В
течение нескольких секунд
осуществляется переход из точки
1
в точку
2
(рис. 3.5). При этом восстанавливается баланс мощности, но при пониженной частоте.
Чем круче идет характеристика генерации Р
г(f), тем эффективнее
первичное регулирование
и меньше отклонение частоты ∆f, т.е. стабильнее частота в энергосистеме. Из рис. 3.5 видно, что в энергосистеме есть резерв генерируемой мощности, поэтому есть возможность увеличивать эту мощность при увеличении мощности нагрузки. Но если не у всех агрегатов есть резерв генерирующей мощности, то крутизна эквивалентной характеристики генерации
Р
г(f) уменьшается и отклонение частоты ∆f увеличивается, т.е. эффективность первичного регулирования падает.
Следует отметить, что при любой степени эффективности первичное регулирование
частоты хотя и ограничивает отклонения частоты, но
не способно восстановить нормальный уровень частоты
после появления
небаланса мощности
.
Задачу восстановления нормального уровня частоты решает вторичное регулирование
. В отличие от первичного регулирования вторичное регулирование осуществляется
в течение нескольких минут
. В результате действия вторичного регулирования и восстановления нормальной частоты ликвидируются изменения режима, вызванные первичным регулированием частоты. Электростанции и потребители возвращаются в исходный режим работы. Компенсацию всего первоначально возникшего небаланса мощности принимают на себя электростанции вторичного регулирования частоты до тех пор, пока не будет нормализован режим в месте его первоначального нарушения.
Электростанции вторичного регулирования частоты
должны быть достаточно мощными и поддерживать необходимый диапазон регулирования, обладать хорошими маневренными качествами. Энергоблоки ТЭС рассчитаны на базисный режим работы. Однако в настоящее время они все шире привлекаются к регулированию суточного графика нагрузки, причем диапазон регулирования их ограничен. Предельно допустимая разгрузка блоков зависит от вида сжигаемого топлива и составляет 20—40 % при работе на угле и 40—60 % при работе на газе и мазуте. Разгрузка энергоблоков неизбежно приводит к снижению их экономичности. Уже при нагрузках 50 % номинальной их экономичность ухудшается на 5—6 % при работе на газомазутном топливе и на 7—8 % при работе на угле. Гидроагрегаты имеют существенно больший диапазон регулирования (за исключением периода паводка), меньшую
зону нечувствительности
АРЧВ. Поэтому обычно именно
гидроэлектростанции
участвуют во вторичном регулировании частоты.
Вторичное регулирование осуществляется за счет перемещения характеристики АРЧВ агрегата параллельно самой себе при помощи механизма управления турбиной. Соответственно перемещается и характеристика эквивалентного генератора, как показано на рис. 3.6.
В крупных энергосистемах появляется необходимость поддержания соответствия производства и потребления электроэнергии не только в энергосистеме в целом, но и в отдельных ее частях (регионах). Эта необходимость может быть связана с хозяйственной самостоятельностью частей энергосистемы или с недостаточной пропускной способностью линий электропередачи, ограничивающей обмен мощностью между частями энергосистемы. Поддержание соответствия между потреблением и производством внутри регионов требует регулирования не только частоты, но и перетоков мощности.
С ростом энергосистем и их объединением колебания частоты уменьшаются, необходимость же в регулировании перетоков обычно возрастает, так как увеличивается вероятность появления слабых связей, имеющих недостаточную пропускную способность. Поэтому регулирование перетоков мощности становится во многих случаях задачей не менее важной, чем регулирование частоты. Поскольку вручную решать эту задачу весьма сложно, создаются системы автоматического регулирования частоты и мощности
.
В объединенных энергосистемах применяются два основных принципа вторичного регулирования частоты и мощности
:
· централизованное регулирование частоты в сочетании с региональным регулированием мощности электростанций;
· децентрализованное комплексное регулирование частоты и перетоков мощности.
В основе централизованного принципа
лежит регулирование одной энергосистемой частоты, т.е. баланса мощности во всем энергообъединении независимо от места возникновения небаланса мощности, и регулирование своих перетоков мощности другими энергосистемами независимо от частоты. Этот принцип обладает достаточной эффективностью, если у регулирующей энергосистемы имеются достаточный резерв мощности и диапазон регулирования и если межсистемные линии электропередачи не ограничивают своей пропускной способностью возможность компенсации
небаланса мощности
, возникающего в любой энергосистеме.
Основным недостатком данного принципа являются неравноправные взаимоотношения энергосистем объединения, одна из которых несет затраты на содержание регулировочных мощностей для всех энергосистем.
Принцип децентрализованного вторичного регулирования
наиболее распространен в мировой практике регулирования режима в межгосударственных объединениях энергосистем различных стран (UCTE, NORDEL и др.).
Основным преимуществом данного принципа является справедливое и равноправное участие партнеров по параллельной работе в поддержании нормального уровня частоты и согласованных перетоков мощности. При этом обеспечивается устранение в данной энергосистеме небаланса мощности независимо от того, является ли он единственной причиной отклонения частоты или существует одновременно с наличием небалансов в других энергосистемах.
К недостаткам принципа относится необходимость оперативного вмешательства для восстановления частоты при неустранении энергосистемой-«виновницей» своего небаланса. В этом случае осуществляется третичное регулирование режима
.
В заключение рассмотрим кратко современное состояние регулирования частоты и мощности в Единой энергетической системе России. Анализируется и исследуется возможность создания энергообъединения «Восток — Запад» на основе использования уже существующих линий электропередачи переменного тока 400—750 кВ между Украиной и странами Центральной Европы. В связи с этим проведены исследования качества регулирования частоты в Западной и Восточной зонах будущего энергообъединения. Исследования показали более низкую стабильность частоты в Восточной зоне (среднесуточные отклонения частоты на Западе 10—20 мГц, а на Востоке — большие значения). Особенно большие отклонения на Востоке происходят весной и во второй половине ночи, что говорит об отсутствии гибкости средств регулирования, особенно энергоблоков ТЭС, о трудностях разгрузки энергоблоков и о недостаточности средств краткосрочного регулирования, что объясняется в основном следующими причинами:
· величина и характеристики вращающегося резерва не являются жестко регламентированными;
· крупные тепловые и тем более атомные электростанции в регулировании частоты практически не участвуют из-за их низкой маневренности и неготовности к этому оборудования и технологической автоматики;
· вследствие неудовлетворительной структуры генерирующих мощностей (недостаточная мощность ГЭС, одна ГАЭС на всю Россию, отсутствие на ТЭС энергоблоков с хорошей маневренностью и т. п.) нет возможности поддерживать баланс мощности при нормальной частоте в отдельные ночные часы и в период паводка из-за недостаточного регулировочного диапазона ТЭС. Энергоблоки мощностью 300 и 800 МВт в первичном и вторичном регулировании частоты недоиспользуются. Одной из причин этого является отсутствие материальной заинтересованности электростанций в активном участии в регулировании частоты в энергосистеме.
В настоящее время прорабатываются мероприятия, которые позволят повысить качество регулирования частоты в ЕЭС России, что важно не только в связи с перспективой создания энергообъединения «Восток — Запад», но и для самой ЕЭС России.
Колебания напряжения
Колебания напряжения характеризуются двумя показателями:
- размах изменения напряжения;
- доза фликера.
Допустимый размах изменения напряжения зависит от частоты появления размахов и нормируется кривой рис. 8.18. Кривая получена на основе оценки отрицательного воздействия миганий ламп накаливания на зрение человека и не имеет отношения к другим ЭП, хотя и нормирует колебания напряжения в сети в целом. Применение этой кривой не встречает трудностей при одинаковых амплитудах размахов, повторяющихся через определенные периоды времени. Обычно же размахи изменения напряжения в ТОП имеют хаотичный характер, их амплитуды и частоты появления формируются многими ЭП и прямое применение кривой рис. 8.18 становится невозможным. Применяется процедура взвешивания колебаний и получения интегрального показателя, который получил название «дозы фликера». Эта процедура достаточно сложна, реализуется только с помощью специальных приборов (фликерметров) и имеет интерес, главным образом, для разработчиков этих приборов и поэтому здесь не рассматривается. При наличии колебаний напряжения сумма установившегося отклонения напряжения δUy и размаха изменений напряжения δUt в точках присоединения к электрическим сетям напряжением 0,4 кВ не должна превышать 10 % от номинального напряжения.
Причины отклонения частоты в электрических системах
Как известно из курса ТОЭ, в нормальном установившемся режиме суммарная мощность вырабатываемая всеми генераторами электрической системой должна быть точно ровна суммарной мощности всех электроприемников подключенной к системе в данный момент. В этом случае, скорость вращения генераторов системы (а все они вращаются синхронно), а следовательно, и частота
в электросистеме, должна оставаться постоянной и равной номинальной
−
50 Гц (в США, Японии и ряде других стран 60 Гц).
Всякое нарушение баланса между вырабатываемой и потребляемой мощностями вызывает изменение скорости вращения генераторов т. е. частоты в системе.
При аварийном отключении
одного (нескольких) генераторов или
подключении
мощных нагрузок в системе возникает дефицит активной мощности. Электрическая нагрузка (их отдаваемый ток) на оставшиеся в работе генераторы возрастает. При этом турбины этих генераторов начинают тормозиться, что приводит к
понижению
частоты в системе.
Автоматические регуляторы частоты (АРЧ) увеличивают подачу пара в турбины (или воды в гидротурбины) и их обороты (мощность) увеличиваются, соответственно увеличивается до номинальной и частота напряжения вырабатываемая исправными генераторами.
Такое поддержание частоты возможно только при наличии резерва активной мощности в генераторах, то есть, если генераторы до рассматриваемого момента были частично не догружены. Если же все резервы по мощности будут исчерпаны, системе не удается восстановить частоту.
При отключении
мощных нагрузок, с системе появляется избыточна генерируемая мощность, т. к. мощность вырабатываемая турбинами генераторов в первый момент остается неизменной, что приводит к
повышению
их оборотов и, соответственно, частоты в системе. При этом вступают в действие регуляторы скорости паровых турбин, которые несколько уменьшают подачу пара (в гидравлических турбинах – подачу воды) снижая тем самым вырабатываемую генератором мощность до достижения нового баланса мощности в системе.
Регуляторы скорости вращения паровых турбин работают достаточно быстро, поэтому сброс нагрузки проводит к незначительному возрастанию частоты и быстрому ее восстановлению до номинального значения. В гидравлических турбинах регуляторы действуют медленнее и у них скорость вращения (частота) может повыситься до 120 – 140 %.
19) Влияние отклонения частоты на работу электроприемников, требования нормативных документов к отклонениям частоты.
Влияние отклонения частоты на работу электроприемников и электросистемы
Незначительныеснижения частоты (на несколько десятых герца) не представляет серьезной проблемы для электросистемы, но такое понижение частоты не благоприятно отражается на работе потребителей. С понижением частоты снижается скорость вращения электродвигателей (особенно асинхронных) и, соответственно, производительность приводимых ими в движение механизмов.
На отдельных предприятиях отклонение частоты от номинальной может привести к нарушению технологии производства, снижение частоты на 3 – 5% нарушает работу радиооборудования и ряда автоматических устройств управления. При снижении частоты резко возрастает реактивная мощность трансформаторов и вращающихся машин, что снижает экономичность работы электрических сетей.
Крайне отрицательно влияет снижение частоты на работу тепловых электростанций. Так, например снижение частоты на 3 – 5 Гц влечет уменьшение на 20 – 40 % подачу воды в конденсатор циркуляционными насосами. Это ведет к уменьшению располагаемой мощности (мощности которую может генерировать) станции, что в свою очередь ведет к дальнейшему падению частоты в системе. Это опасное явление получило название «лавина частоты».
Требования нормативных документов к устройствам АЧР
Согласно ПУЭ [11] устройство автоматического ограничения снижения частоты должно исключить работу электросистемы при частотах ниже 45 Гц, время работы с частотой ниже 47 Гц не должно превышать 20 с, а с частотой ниже 48,5 Гц – 60 с.
ГОСТ по качеству электроэнергии [8] нормирует следующие отклонения частоты:
— нормально допустимые отклонения (в нормальном режимах работы)
± 0,2 Гц;
— максимально допустимые отклонения (в послеаварийном режимах)
± 0,4 Гц.
Принцип действия АЧР, категории и очереди АЧР
Принцип действия АЧР
Аварийное снижение частоты, вызванное внезапным значительным дефицитом активной мощности имеет быстротечный характер – несколько секунд. Поэтому парировать это снижение может только автоматика. Первоначально, автоматика задействует все резервы активной мощности в системе. Исправные генераторы системы берут на себя максимум нагрузки (с учетом допустимых кратковременных перегрузок).
Если после этих действий автоматики частота продолжает снижаться (что свидетельствует о не устраненном дефиците активной мощности) остается единственный способ уравнять величины генерируемой и потребляемой мощностей – отключить часть наименее ответственных электроприемников.
Такие отключения осуществляются специальными устройствами электроавтоматики – автоматами частотной разгрузки – АЧР.
Устройства АЧР, как правило, устанавливаются на подстанциях электросистемы, допускается их установка непосредственно у потребителей, но под контролем электросистемы [8].
ПУЭ [8] подразделяет устройства АЧР на две категории: АЧРI и АЧРII.
Первая категория – АЧРI
предназначена для не допущения глубокого снижения частоты в
первоначальный момент развития аварии
. Эти устройства выполняются быстродействующими (с выдержками времени
tАЧР
≤ 0,5 с) и уставками срабатывания по частоте от 47 – 48 Гц до 46 – 46,5 Гц. Для реализации АЧРI потребители отключаются небольшими группами, согласно очередности. Электроприемники первой очереди отключаются, например, при снижении частоты ниже 48 Гц. Если снижение частоты будет продолжаться отключаются электроприемники второй очереди с уставкой 47,5 Гц, далее – третьей, с уставкой 47 Гц. Минимальное отличие в уставках частоты ближайших очередей принимают равным 0,1 Гц. АЧРI оборудуется примерно 75 – 80% всей электрической нагрузки оснащаемой АЧР.
Вторая категория – АЧРII
предназначена для восстановления частоты в случае если она
длительно остается пониженной
, образно говоря «зависает» на уровне около 48 Гц. Уставки по частоте АЧРII принимают одинаковыми и на 0,5 Гц выше верхней уставки АЧРI. В отличии от АЧРI в работу АЧРII вводятся значительные выдержки времени в диапазоне 15 – 90 с отличающиеся друг от друга на 5 с. Такие относительно большие выдержки необходимы для подключения резервов мощности, в частности, запуска гидрогенераторов. Устройствами АЧРII оснащается примерно 20 – 25 % всей электрической нагрузки оснащаемой АЧР.
21) Эл.схема устройства АЧР на электромеханических
реле, работа схемы.
На рис. 7.1 приведена схема устройства АЧР на постоянном оперативном токе с использованием электромеханических или электронных реле.
Основным элементом схемы является реле частоты KF
(электромеханическое типа ИВЧ-3 индукционного принципа действия или электронное типа УРЧ-3М). Реле
KF
контролирует частоту первичной сети через измерительный трансформатор напряжения
TV
. При снижении частоты ниже уставки, реле
KF
замыкаетсвой контакт в цепи реле времени
KT
. Напряжение постоянного оперативного тока, вырабатываемое блоком питания
UGV
(например типа БПЗ-401), подается на обмотку реле времени
KT
(типа ЭВ-100 или ВЛ-68). Последнее, через заданную выдержку времени замкнет свой контакт
KT
в цепи обмоток указательного реле
KH
(типа РУ-21) и промежуточного реле
KL (
типа РП-23). Подробное описание названных реле приведено в лабораторной работе 1 и 2.
Промежуточное реле замыкает свои контакты KL1 и KL2,
посылая команды отключения на приводы выключателей
Q1
и
Q2.
Выключатели срабатывают, отключая присоединенные через них электроприемники. Замкнувшиеся контакты
KL3
формируют команду на запрет АПВ. Срабатывание указательного реле
KH
сигнализирует обслуживающему персоналу о фактесрабатывания устройства АЧР.
Несинусоидальность напряжения
Несинусоидальность напряжения характеризуется двумя показателями:
- коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения;
- коэффициент n-й гармонической составляющей напряжения.
Данные показатели определяются как значения, усредненные на интервале 3 с.
Рис. 8.18. Допустимые размахи колебаний напряжения
Коэффициент искажения синусоидальности определяют по формуле, %:
Значения гармоник нормируются до n = 40. Допустимые значения KU приведены в табл. 8.4.
Таблица 8.4
Допустимые значения коэффициента искажения синусоидальности
Нормально допустимые значения коэффициента n-й гармонической составляющей напряжения приведены в табл. 8.5.
Таблица 8.5
Нормально допустимые значения коэффициентов гармонических составляющих
Нормально допускаемые значения, приведенные в табл. 8.5 для n, равных 3 и 9, относятся к однофазным злектрическим сетям. В трехфазных трехпроводных электрических сетях эти значения принимают вдвое меньшими, чем приведенные в таблице.
Предельно допускаемые значения коэффициентов гармонических составляющих напряжения принимают в 1,5 раза выше нормально допускаемых значений.
Несимметрия напряжений
Несимметрия напряжений характеризуется двумя показателями:
- коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности;
- коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности.
Данные показатели определяются как значения, усредненные на интервале 3 с.
Нормально допустимое и предельно допустимое значения обоих коэффициентов несимметрии напряжений равны соответственно 2,0 и 4,0 %. Коэффициент несимметрии по нулевой последовательности имеет смысл только для четырехпроводных электрических сетей 0,4 кВ, нормы на коэффициент несимметрии по обратной последовательности одинаковы для сетей любых напряжений.
