Показатели качества электроэнергии

Качество электроэнергии учитывает все аспекты ЭМС, но характеризует только электрическую сеть. Установленные для нее допустимые уровни ЭМС называют показателями качества электроэнергии.

Нормативные значения ПКЭ и их перечень установлены ГОСТ 13109-97 [6.2], который является ориентиром для разработчиков аппаратуры и электрооборудования, подключаемого к сети, в части их помехо­устойчивости, с одной стороны, и уровня вносимых ими помех, с другой. Если уровень помехоустойчивости этих технических средств выше предельно допустимых значений ПКЭ в сети, ЭМС будет обеспечена.

Фактические значения ПКЭ должны контролироваться с помощью специализированных средств измерения в условиях эксплуатации, а соответствующие характеристики ЭП — путем необходимых испытаний при их разработке и производстве.

Все 11 ПКЭ, которые установлены ГОСТ 13109-97, могут быть условно разделены на три группы. К первой группе можно отнести отклонения частоты и отклонения напряжения, которые связаны с особенностями технологического процесса производства и передачи электроэнергии. Качество регулирования отклонений частоты и напряжения определяет их уровень в электроэнергетической системе. Ко второй группе можно отнести ПКЭ, характеризующие несинусоидальность формы кривой напряжения, несимметрию и колебания напряжения. Источниками этих искажений (эмитентами) являются, главным образом, электроприемники. Для координации ЭМП, вносимых такими ЭП, необходимо применение технических мероприятий как на этапе разработки и производства, так и в процессе их эксплуатации. К третьей группе можно отнести ПКЭ, характеризующие случайные электромагнитные явления и электротехнические процессы, неразрывно связанные с технологическим процессом производства, передачи и потребления электроэнергии. К ним относятся провалы напряжения, перенапряжения и импульсы напряжения, которые возникают в системе электроснабжения в большинстве случаев в результате коммутаций электрооборудования или разрядов молнии на линию электропередачи.

Показатели качества электроэнергии первых двух групп нормируются ГОСТ, и на них установлены два допустимых уровня: нормальный и предельный. ПКЭ третьей группы не нормируются, однако статистическая информация о них имеет большое значение для нормальной эксплуатации электроэнергетической системы.

Отклонение частоты. Частота ¦ является общесистемным параметром режима ЭЭС и определяется балансом активной мощности. При возникновении дефицита генерируемой мощности в системе происходит снижение частоты до такого значения, при котором устанавливается новый баланс генерируемой и потребляемой мощности. При избытке генерируемой мощности, наоборот, частота повышается.

Частота переменного тока в электроэнергетической системе определяется частотой вращения генераторов электростанций. Номинальное значение частоты 50 Гц (в некоторых странах 60 Гц). В каждый момент времени в ЭЭС должно быть обеспечено равенство между мощностью генераторов электростанций и мощностью, потребляемой нагрузкой, с учетом потерь мощности в элементах электроэнергетической системы. Регулирование частоты в ЭЭС возможно только при наличии резерва активной мощности на электростанциях. Ввод резервной активной мощности возможен в ЭЭС за счет дополнительного расхода энергоносителя первичного двигателя (турбины) генератора.

Качество электроэнергии по частоте характеризуется отклонением частоты D¦:

где ¦_ном — номинальное значение частоты, Гц; ¦_у — фактическое установившееся (измеренное) значение частоты, Гц.

Отклонение напряжения. Напряжение в узлах электроэнергетической системы может быть различным и определяется балансом реактивной мощности в этих узлах. Отличие фактического установившегося напряжения U_у в заданной точке сети от его номинального значения U_ном характеризуется отклонением напряжения dU_у. Отклонения напряжения, определяемые в процентах от номинального значения, устанавливаются в том или ином узле ЭЭС в зависимости от параметров сети и нагрузки узла:

Изменение уровня напряжения в узле сети при передаче электроэнергии по ее участку можно проиллюстрировать на примере, когда по линии передаются активная Р и реактивная Q мощности. Схема замещения линии представлена на рис. 6.2.

Пусть при указанной мощности ток, протекающий по линии, равен I. При этом и мощность S = P + jQ, и ток I = I_a - jI_p, и сопротивление линии Z = R + jX — комплексные величины. Тогда напряжения U₁ и U₂ по концам линии будут различными за счет падения напряжения в этой линии. Если мощность передается в направлении, показанном на рис. 6.2, то напряжение в конце линии будет ниже, чем в начале. Разность этих напряжений (как если бы она была измерена вольтметром) называется потерей напряжения. Можно сказать, что потеря напряжения — это разность модулей напряжений по концам линии или DU = |U₁| - |U₂|, так как U₁ и U₂ — комплексные величины. В отличие от DU разность этих комплексных величин U₁ - U₂ называется падением напряжения, которое равно

В силу того что падение напряжения — это комплексная величина, различают его продольную и поперечную составляющие. Они могут быть рассчитаны по выражениям, В:

для продольной составляющей

и для поперечной составляющей

Эти выражения справедливы для любого элемента передающей или распределительной сети.

Продольная составляющая приблизительно равна потере напряжения

и характеризует разность действующих напряжений по концам элемента сети (линия, трансформатор).

Поперечная составляющая характеризует фазовый сдвиг (угол) между векторами этих же напряжений.

Тогда действующее значение междуфазного напряжения в конце линии

При расчете сетей с номинальным напряжением 110 кВ и ниже поперечную составляющую можно не учитывать. Для таких сетей характерно либо примерное равенство R и X, либо превышение R над X.

При оценке отклонений напряжения dU_у на приемном конце рассматриваемой линии измеряется именно напряжение U₂, тогда, %:

Обеспечение требований по допустимым отклонениям напряжения в каждой точке сети без специальных регулирующих устройств возможно только тогда, когда суммарные потери напряжения относительно невелики. Такие условия могут быть в сетях относительно небольшой протяженности с малым числом промежуточных трансформаций и небольшой нагрузкой.

Современные ЭЭС характеризуются большой протяженностью линий различных номинальных напряжений и многоступенчатой трансформацией. Поэтому передача электроэнергии от ее источников до приемников, когда суммарные потери напряжения велики, невозможна без специальных средств регулирования напряжения.

В распределительных электрических сетях отклонения напряжения обычно определяются в характерных точках. Это — точки, удаленные от центров питания (ЦП), оборудованных трансформаторами с регулируемым под нагрузкой коэффициентом трансформации (РПН).

Суточный диапазон изменения нагрузки потребителя достаточно велик, что приводит к изменению потерь напряжения в сети, а следовательно, и к изменению отклонений напряжения в узлах. Такой пример приведен на рис. 6.2, когда напряжение в начале линии U₁ поддерживается на уровне выше номинального, а мощность нагрузки изменяется в диапазоне от S_{2 нм} до S_{2 нб}. В этом примере напряжение U₂ на приемном конце ниже тогда, когда нагрузка больше.

При этом отклонения напряжения от номинального значения в режиме наибольшей (dU_{2 нб}) и наименьшей (dU_{2 нм}) нагрузки могут отличаться от допустимых значений. В Правилах устройства электроустановок рекомендуется поддерживать напряжение в ЦП на уровне не ниже 105 % номинального в режиме наибольшей нагрузки и не выше 100 % — в режиме наименьшей нагрузки. Это требование отвечает принципу встречного регулирования напряжения. Для реализации используются средства регулирования напряжения. На рис. 16.3 в качестве этого средства используется трансформатор с РПН. Регулятор РПН в зависимости от тока I нагрузки трансформатора изменяет его коэффициент трансформации К_т, вводя ту или иную добавку напряжения Е_т так, что с увеличением тока К_т снижается и напряжение на стороне отходящей линии повышается. И, наоборот, при снижении тока нагрузки К_т увеличивается и напряжение снижается. Теперь напряжение в режиме наибольшей нагрузки выше U_ном(dU_{2 нб} — положительно), а в режиме наименьшей — ниже (dU_{2 нм} — отрицательно).

Коэффициент трансформации изменяется так, что при промежуточных нагрузках dU_{2 нм} < dU_пр < dU_{2 нб}. Энергоснабжающая организация может задавать часы наибольшей и наименьшей нагрузки определенными интервалами времени в течение суток. В течение этих интервалов нагрузка потребителя может изменяться, оставаясь соответственно в диапазонах наибольших или наименьших значений. Поэтому и допустимые отклонения напряжения должны задаваться диапазонами отдельно для режимов наибольшей и наименьшей нагрузки и поддерживаться в заданных диапазонах средствами регулирования напряжения.

Колебания напряжения. Если отклонения напряжения создаются под воздействием относительно медленных изменений нагрузки, определяемых ее графиком, то быстрые изменения нагрузки создают колебания напряжения. Колебания напряжения определяются по огибающей действующих или амплитудных значений напряжения и характеризуются размахами dU_t и частотой повторения изменений напряжения или интервалами между изменениями напряжения. Пример огибающей амплитудных значений напряжения, измеренных дискретно на каждом полупериоде, приведен на рис. 16.4. Размах изменения напряжения оценивается в процентах на каждом полупериоде основной частоты как

где U_i2 и U_i1 — значения следующих один за другим экстремумов или экстремума и горизонтального участка.

Еще одной характеристикой колебаний напряжения является доза фликера. Необходимость введения ПКЭ, характеризующего колебания напряжения, возникла в результате обнаружения воздействия этого явления на зрение человека, вызывающего физиологическую усталость от мерцания светового потока, создаваемого источниками света. Фликер обладает кумулятивным (накапливающимся) воздействием, эффект от которого тем больше, чем больше размах колебаний и частота их повторения.

Процесс зрительного восприятия фликера, создаваемого колебаниями прямоугольной формы, находится в диапазоне частот 0 < ¦ < 35 Гц и размахов 0 < dU_t < 10 % номинального напряжения. Экспериментально доказано, что наиболее раздражающее действие фликера наступает при ¦ = 8,8 Гц, когда dU_t = 0,29 %.

Источниками колебания напряжения в электроэнергетических системах являются мощные ЭП, характеризующиеся резкопеременным характером потребления активной и реактивной мощности. Для таких ЭП характерны следующие условия электропотребления: их питание осуществляется от шин напряжением 35—220 кВ, а колебания потребляемой активной и реактивной мощности в диапазоне 10—130 % происходят со скоростью нарастания до 200 MB · А/с. Как правило, такие ЭП имеют нелинейную вольт-амперную характеристику.

К ним относятся в приоритетном порядке по степени воздействия на ухудшение КЭ: дуговые сталеплавильные печи, рудно-термические печи, электродвигатели большой мощности (в частности, прокатных станов), индукционные печи, машины контактной сварки, преобразователи электролизных установок. Так, при работе дуговой печи ДСП-100 на напряжении 35 кВ в период расплава размахи dU_t в сети достигают 4,3—8,2 % при cosj = 0,1—0,3. При этом частота колебаний напряжения составляет 8,3 Гц.

Несинусоидальность напряжения. Значительную долю нагрузки в электрической сети представляют ЭП с нелинейной вольт-амперной характеристикой. Такие ЭП потребляют ток, форма которого существенно отличается от синусоидальной. Пример искажения синусоидальной формы кривой и ее гармонических составляющих приведен на рис. 6.5.

Наиболее распространенными источниками нелинейных искажений являются преобразователи (рис. 6.6). Ток, потребляемый преобразователем, в первом приближении имеет не синусоидальную, а трапецеидальную форму.

Этот несинусоидальный ток i(wt) как функция времени t изменяется периодически с частотой сети f = 50 Гц, что соответствует его угловой частоте w = 2p¦ = 314 рад/с. В соответствии с известными в математике методами (разложение Фурье) несинусоидальный ток может быть представлен как сумма синусоидальных токов, каждый из которых имеет свою частоту, кратную основной. Эти составляющие называются гармониками. Тогда ток

где I_n — амплитуда гармоники; n — кратность гармоники по отношению к основной частоте или порядок гармоники.

Эти токи, протекая по элементам сети (линии, трансформаторы), создают на них падение напряжения. В результате напряжение в точке присоединения преобразователя (рис. 16.6) отличается от напряжения источника питания. Причем эти падения напряжения устанавливаются для каждой гармоники в отдельности так, что, суммируясь, они обусловливают несинусоидальные напряжения в указанной точке, где

Для иллюстрации такое искажение синусоидальной формы кривой показано на рис. 6.5. Результирующая кривая напряжения обусловлена наличием в ней составляющих (гармоник) 1-го порядка u₍₁₎ (основная гармоника частотой 50 Гц) и высших порядков: 3-го — u₍₃₎ и 5-го — u₍₅₎, частота которых в 3 и 5 раз больше основной.

Так как основная частота (¦ = 50 Гц) может изменяться в определенных пределах, то и частота n-й гармоники изменяется. Поэтому гармоники характеризуют не частотой, а порядком, указывающим их кратность по отношению к основной частоте. Для оценки КЭ по несинусоидальности учитывают весь ряд гармоник от 2-й до 40-й. В силу различных свойств элементов сети по отношению к гармоникам и причин, обусловливающих их генерацию, различают нечетные (5, 7, 11, ...), четные (2, 4, 8, 10, ...) и кратные трем (3, 6, 9, ...) гармоники. Гармонический состав кривой напряжения характеризуют коэффициентом n-й гармонической составляющей напряжения K_U(n), %:

где U_(n) — амплитуда n-й гармоники, В; U₍₁₎ — амплитуда 1-й гармоники, В.

В целом несинусоидальность напряжения характеризуется коэффициентом искажения синусоидальной формы кривой напряжения K_U:

Источниками гармонических искажений в ЭЭС являются не только преобразователи, но и другие ЭП, обладающие нелинейными характеристиками: дуговые сталеплавильные печи; статические тиристорные компенсаторы; трансформаторы с нелинейными вольт-амперными характеристиками; преобразователи частоты; индукционные печи; вращающиеся электрические машины, питаемые через вентильные преобразователи; телевизионные приемники; люминесцентные лампы; ртутные лампы.

Порядок высших гармоник тока, генерируемых преобразователями, определяется из выражения n = kp ± 1, где р — пульсность преобразователя, k = 1,2, ...

Так, для 6-пульсного преобразователя (см. рис. 16.6) характерны 5, 7, 11, 13-я ... гармоники, а для 12-пульсного — 11, 13, 23, 25-я ... гармоники.

Такие преобразователи применяют на тяговых подстанциях электрифицированного транспорта, в приводах прокатных станов, для электролизных ванн. Уровень гармоник тока I_(n), генерируемых такими преобразователями, может быть принят равным I_(n) = I₍₁₎/n, где I₍₁₎ — 1-я гармоника тока основной частоты.

Бытовая аппаратура также является источником высших гармоник, так как во многом с целью автоматизации управления оснащена устройствами с нелинейными характеристиками.

Так, в цветных телевизорах используются транзисторные регуляторы или инверторы с тщательно разработанными защитами от перенапряжений и сверхтоков и малым потреблением мощности от электрической сети. Однако большое число телевизоров, подключенных к сети, сводит на нет уменьшение амплитуды тока в каждом из них. Наибольшее значение в токе, потребляемом телевизором, составляет 3-я гармоника. По данным СИГРЭ коэффициент искажения синусоидальности напряжения, обусловленный работой телевизоров, может достигать 1 % даже в сетях 220 кВ.

Другие бытовые приборы, радиоприемники, стереосистемы, зарядные устройства также генерируют токи, создающие гармоники кратные трем. Существенным источником таких гармоник являются люминесцентные лампы. При этом гармоники кратные трем от разных источников практически совпадают по фазе и, следовательно, суммируются алгебраически, т.е. их взаимной компенсации естественным путем не происходит.

Распространение гармоник тока по сети зависит от параметров и конфигурации сети. При распространении гармоник тока от их источника в направлении сети более высокого напряжения гармонические искажения напряжения обычно снижаются, т.е. К_U и К_U(n) уменьшаются. Уровень этих ПКЭ в сетях низкого напряжения, наоборот, выше.

ГОСТ 13109-—97 устанавливает нормы как по К_U, так и по К_U(n) в

зависимости от номинального напряжения сети и порядка гармоник. Так по К_U у установлены следующие нормы в процентах от основной гармоники напряжения

Несимметрия напряжения. Электроприемники, которые получают питание только от одной или двух фаз трехфазной сети, образуют несимметричную нагрузку. Типичным видом таких ЭП является бытовая аппаратура, освещение. В промышленности — это сварочное оборудование, индукционные печи, тяговые подстанции железнодорожного транспорта, электрифицированного на переменном токе. Суммарная нагрузка отдельных предприятий, а также коммунально-бытовая нагрузка содержат 85—90 % электроприемников, которые становятся причиной несимметрии.

В электрических сетях — это линии электропередачи, фазные провода которых в силу своего расположения обусловливают несимметричные сопротивления фаз линии. Транспозиция проводов — одна из мер, направленная на симметрирование сопротивлений фаз линии электропередачи.

Несимметричная нагрузка трехфазной системы электроснабжения приводит к тому, что токи в ее элементах и, следовательно, напряжения на них также несимметричны. Системы напряжений, приведенные на рис. 6,7, а, б, симметричны. Система напряжений, показанная на рис. 6.7, в, несимметрична, так как ее фазные напряжения U_A, U_B, U_C и междуфазные напряжения U_AB, U_BC, U_CA не равны между собой и сдвинуты относительно друг друга на угол, отличный от 120 °.

Для характеристики несимметрии напряжений (токов) используют метод симметричных составляющих. Согласно этому методу несимметричная трехфазная система может быть представлена в виде трех симметричных, образующих прямую U_A1, U_B1, U_C1, обратную U_A2, U_B2, U_C2 и нулевую U_A0, U_B0, U_C0 последовательности. Так, например, для фазы А каждая из указанных последовательностей определяется из выражений:

где U_A, U_B, U_C — несимметричные фазные напряжения.

На рис. 6.7 приведена векторная диаграмма несимметричной системы и ее симметричные составляющие прямой и обратной последовательностей. Заметим, что напряжение нулевой последовательности U₀ (рис. 6.8) представляет напряжение смещения нейтрали. Его можно наблюдать в четырехпроводных системах электроснабжения, для которых обмотки питающих трансформаторов и фазы нагрузки соединены в «звезду». Образовавшиеся таким образом нейтрали объединены нулевым проводом. При этом междуфазные напряжения могут оставаться симметричными. Обрыв нулевого провода в такой сети приводит к перенапряжениям на зажимах однофазных электроприемников.

Несимметрия напряжений характеризуется коэффициентом несимметрии напряжения основной частоты по обратной последовательности К_2U и по нулевой последовательности К_0U. Эти коэффициенты рассчитываются только для трехфазных систем по формулам, %:

где U₁₍₁₎, U₂₍₁₎, U₀₍₁₎ — действующие значения напряжения основной частоты прямой, обратной и нулевой последовательностей, В.

Провалы напряжения. К провалам напряжения относится внезапное значительное снижение напряжения (более чем на 10 % от U_ном) в точке электрической сети, за которым следует восстановление напряжения до первоначального или близкого к нему уровня через промежуток времени от нескольких периодов до нескольких десятков секунд (рис. 6.9).

В отличие от ранее рассмотренных ПКЭ провалы напряжения являются совершенно случайными, но весьма вероятными событиями и характеризуют анормальные режимы работы системы электроснабжения. Можно сказать, что провалы напряжения, которые возможны в любой сети, характеризуют надежность электроснабжения, оценивая его бесперебойность. Первоначальной причиной провалов является грозовая деятельность, когда в результате попадания молнии в линию или на шины открытого распределительного устройства срабатывают средства защиты и автоматики (АПВ, АВР) системы электроснабжения. Провалы напряжения могут быть обусловлены и ошибками оперативного персонала, и ложными срабатываниями средств защиты и автоматики. Глубина провала в той или иной точке сети тем больше, чем ближе к ней место повреждения. Длительность восстанавливаемого провала определяется совокупностью времени срабатывания средств защиты и автоматики, благодаря действию которых напряжение и может быть восстановлено.

Глубина провала напряжения рассчитывается по формуле, %:

где U_ном — номинальное напряжение, В.

Форма провала напряжения может быть многоступенчатой, что вызвано действием нескольких средств защиты и автоматики.

Длительность провала напряжения рассчитывается как разница между временем восстановления напряжения t_к и временем начала провала t_н так, что Dt_п = t_к - t_н. Установлено, что длительность восстанавливаемого провала напряжения не превышает 30 с.

Характеристики провала различны для различных точек сети и зависят от схемы, типа и состояния ее оборудования, степени автоматизации и защиты.

Частость появления провалов напряжения F_п вычисляется по формуле, %:

где m(dU_п, Dt_п) — число провалов определенной глубины dU_п и длительности Dt_п за рассматриваемый интервал наблюдения; М — суммарное число провалов напряжения за тот же интервал времени.

В табл. 6.1 приведены в качестве примера характеристики провалов напряжения для кабельных сетей, оборудованных АВР, полученные по результатам длительных (несколько месяцев) измерений. Частость появления провалов напряжения в табл. 6.1 указана по отношению к 100 событиям, повлекшим за собой провалы напряжения различной глубины и длительности.

Сведения, представленные в виде таких таблиц, являются результатом длительных измерений, которые необходимо проводить любой электроснабжающей организации в характерных точках сети, например в точках общего присоединения потребителей. Потребитель, в свою очередь, располагая этими сведениями, так или иначе решает вопрос об обеспечении бесперебойности электроснабжения установленных в его системе электроприемников: путем резервирования питания, повышения быстродействия средств автоматики, применения автономных источников питания и систем бесперебойного питания.

Временное перенапряжение. По определению, временное перенапряжение — это повышение напряжения в точке электрической сети выше 1,1U_ном продолжительностью более 10 мс, возникающее в системах электроснабжения при коммутациях или КЗ. Причинами появления кратковременных перенапряжений являются коммутации ненагруженных линий электропередачи, конденсаторных батарей или малонагруженных трансформаторов, подключение или отключение большой нагрузки.

Перенапряжения могут иметь периодический или апериодический характер. Их можно разделить на кратковременные, длительные (периодические) и импульсные (апериодические).

На рис. 6.10 приведена форма периодического перенапряжения в общем случае. Перенапряжения представляют опасность для людей и электрооборудования, особенно если это явление длительно. Длительные перенапряжения возникают в электрических сетях с компенсированной для ограничения токов КЗ на землю нейтралью, в сетях с высокой емкостной проводимостью, четырехпроводных сетях при обрывах нейтрального провода. В сетях с изолированной нейтралью (10 и 35 кВ) допускается длительная работа при однофазном КЗ на землю. Однако при этом напряжение неповрежденных фаз по отношению к земле может возрасти до междуфазного значения. Аналогичные условия возникают в четырехпроводных сетях 380 В при обрыве нейтрали. В протяженных линиях электропередачи 500, 750 кВ перенапряжения возникают в результате их разгрузки по передаваемой мощности за счет избыточной реактивной мощности, генерируемой такими линиями. Для характеристик КЭ по временным перенапряжениям применяют два параметра.

Коэффициент временного перенапряжения рассчитывается по формуле, отн. ед.:

а длительность временного перенапряжения по формуле, с:

где U_{a max} — амплитудное значение напряжения основной частоты, В; t_к.пер и t_н.пер — момент (конечный и начальный) превышения уровня действующих значений напряжения, равного 1,1U_ном.

Вероятные значения этих характеристик при кратковременных перенапряжениях по ГОСТ 13109-97 приведены ниже:

В среднем за год в одной точке присоединения возможны около 30 случаев перенапряжений.

Импульсные напряжения вызываются грозовыми явлениями, а также переходными процессами при коммутациях в системе электроснабжения. В этой связи различают грозовые и коммутационные импульсы напряжения, которые существенно различаются по своим характеристикам и форме.

Импульсное напряжение — это резкое изменение напряжения в точке электрической сети, за которым следует восстановление напряжения до первоначального или близкого к нему уровня за промежуток времени до нескольких миллисекунд.

На рис. 6.11 приведена осциллограмма импульса напряжения, а на рис. 6.12 — его общий вид и характеристики.

Грозовые импульсы — весьма распространенное явление. На Земле одновременно происходят около 2000 гроз, вызывая 100 разрядов молний ежесекундно [6.1]. В среднем в Европе число грозовых дней в год составляет от 15 до 35, а число ударов молний, приходящихся на 1 км², за год — от 1 до 5. При ударах молния попадает в грозозащитное устройство зданий и подстанций, соединенных кабелями высокого и низкого напряжения, линиями связи и управления. При одной молнии могут наблюдаться до 10 импульсов, следующих друг за другом с интервалом от 10 до 100 мс. При ударе молнии в заземляющее устройство его потенциал относительно удаленных точек повышается и достигает миллиона вольт. Это способствует тому, что в «петлях», образованных кабельными и воздушными связями, индуктируется напряжение от нескольких десятков вольт до многих сотен киловольт. При попадании молнии в воздушные линии вдоль линии распространяется волна перенапряжения, которая достигает сборных шин подстанции. Волна перенапряжения ограничивается либо прочностью изоляции при ее пробое, либо остаточным напряжением защитных разрядников, сохраняя при этом остаточное значение, достигающее десятков киловольт. Максимальное измеренное значение тока разряда молнии составляет в зависимости от его полярности от -200 до +300 кА, однако это — редкое явление. Обычно этот ток достигает 30—35 кА.

Коммутационные импульсы напряжения возникают при коммутациях индуктивных (трансформаторы, электродвигатели) и емкостных (конденсаторные батареи, кабели) нагрузок. Возникают они и при отключении КЗ. Значения коммутационных импульсов напряжения зависят от типа сети (воздушная или кабельная), вида коммутации (включение или отключение), характера нагрузки и типа коммутационного устройства (предохранитель, разъединитель, выключатель).

Значения коммутационных импульсов напряжений при их длительности на уровне 0,5 амплитуды импульса (рис. 6.12), равной 1—5 мс, приведены ниже [6.2]: