/
Автор: Воробьев А.Ю. Карташев И.И. Тульский В.Н. Шамонов Р.Г. Шаров Ю.В.
Теги: общее машиностроение технология машиностроения организация производственного процесса производственное планирование управление качеством теплоэнергетика теплотехника электротехника электроснабжение электроэнергетика электрические системы
ISBN: 5-903072-13-5
Год: 2006
Текст
J
УПРАВЛЕНИЕ КАЧЕСТВОМ
УДК 621,1:658.56
ББК 3139
У 67^7
А
Рецензенты: Н.П. Дорофеев, начальник Управления по надзору в электроэнерге-
тике Федеральной службы по экологическому, технологическому и
атомному надзору
А.Н. Раппопорт, председатель Правления ОАО «Федеральная сете-
вая компания» Единой энергетической системы
Авторы:
И.И. Карташев, В.Н. Тульский, Р.Г, Шамонов, Ю.В. Шаров,
А.Ю. Воробьев
ЮЦ'-Л Я.О' f ЭкЭМГАв'; ДОП
Управление качеством электроэнергии / И,И. Карташев, В.Н. Туль-
У 677 ский, Р.Г. Шамонов и др.; под ред. Ю.В. Шарова. — М. : Издатель-
ский дом МЭИ, 2006. — 320 с.: ил. •. •
ISBN 5-903072-13-5
Определены методические, технические и организационные задачи, пред-
ставляющие базовую основу создания системы управления качеством электро-
энергии в системах электроснабжения общего назначения. Описаны причины и
последствия кондуктивных электромагнитных помех. Рассмотрены методы
контроля и анализа качества электроэнергии, применяемые способы и средства
обеспечения качества электроэнергии.
Для инженерно-технических работников, студентов и аспирантов электро-
энергетических специальностей.
УДК 621.3:658.56
ББК 31.29
ISBN 5-903072-13-5
© ЗАО «Издательский дом МЭИ», 2006
ОГЛАВЛЕНИЕ
Список сокращений..................................................6
Предисловие........................................................7
Введение...........................................................9
Список литературы к введению......................................12
Глава первая. Электромагнитная совместимость технических средств .... 13
1.1. Основные понятия и определения............................13
1.2. Качество электроэнергии...................................16
Список литературы к гл. 1 ................................... 18
Глава вторая. Баланс активной и реактивной мощности : \ г
в электрической системе...........................................19
2.1. Активная и реактивная мощность. Источники и приемники
электрической энергии......................................19
2.2. Баланс активной и реактивной мощности.....................21
Список литературы к гл. 2......................................22
Глава третья. Характеристики качества электроэнергии..............23
3.1. Отклонение частоты........................................24
3.2. Отклонение напряжения.....................................25
3.3. Колебания напряжения......................................29
3.4. Несинусоидальность тока и напряжения......................31
3.5. Несимметрия токов и напряжений............................38
3.6. Провалы и кратковременные исчезновения напряжения.........42
3.7. Временное перенапряжение..................................46
3.8. Импульсное напряжение.....................................47
Список литературы к гл. 3 .....................................50
Глава четвертая. Влияние схемы сети на распространение '
кондуктивных помех................................................51
4.1. Суммирование помех........................................52
4.2. Частотные характеристики системы электроснабжения.........54
4.3. Резонанс напряжений и токов в СЭС.........................56
4.4. Распределение токов и напряжений при несимметричных режимах .. 59
4.5. Влияние КЭ на потери электроэнергии.......................62
4.6. Влияние несинусоидальности напряжений и токов
на приборы учета...............................................65
4.7. Влияние системы заземления сети напряжением до 1 000 В....68
4.7.1. Главный заземляющий зажим...........................70
4.7.2. Типы систем заземления..............................72
4.7.3. Электрическое соединение заземляемых частей
оборудования..............................................78
4.7.4. Требования к заземляющим устройствам................84
4.7.5. Особенности работы выделенных электрических сетей...88
Список литературы к гл. 4......................................91
3
Глава пятая. Влияние качества электроэнергии на работу
электроприемииков..................................................93
5.1. Электротехнический и технологический ущерб от ухудшения КЭ ...95
5.2. Отклонение частоты.........................................96
5.3. Отклонение напряжения......................................97
5.4. Колебания напряжения......................................102
5.5. Несинусоидальность напряжения.............................104
5.6. Несимметрия напряжения....................................106
5.7. Провалы напряжения........................................108
Список литературы к гл. 5........................................Ш
Глава шестая. Средства измерения показателей качества
электроэнергии....................................................113
6.1. Общие требования к СИ ПКЭ.................................113
6.2. Устройство СИ ПКЭ.........................................116
6.3. Алгоритмы измерения и метрологические характеристики
СИ ПКЭ.........................................................117
6.4. Характеристики измерительных трансформаторов напряжения
и тока.........................................................119
6.5. Современные средства измерения............................121
Список литературы к гл. 6......................................122
Глава седьмая. Контроль качества электроэнергии и его задачи......123
7.1. Виды контроля КЭ..........................................123
7.2. Выбор пунктов контроля качества электрической энергии.....125
7.3. Выбор видов контролируемых показателей качества
электроэнергии.................................................126
7.4. Определение допустимых отклонений напряжения в
распределительных сетях........................................129
7.5. Виды представления результатов контроля качества ,.г
электроэнергии и их анализ.....................................130
Список литературы к гл. 7......................................142
Глава восьмая. Диагностика системы электроснабжения...............144
8.1. Диагностика состояния СЭС на этапе проектирования.......144
8.2. Анализ КЭ.................................................148
8.2.1. Задачи определения фактического вклада в точке общего
присоединения.............................................148
8.2.2. Измерение фактического вклада......................149
8.2.3. Порядок сравнения фактического и допустимого вкладов
подсистемы................................................158
Список литературы к гл. 8......................................160
Глава девятая. Способы и технические средства обеспечения качества
электроэнергии .................................................. 162
9.1. Мероприятия по обеспечению качества электроэнергии........163
9.2. Регулирование напряжения трансформаторами.................168
9.2.1. Типы трансформаторов...............................168
9.2.2. Встречное регулирование напряжения.................170
9.2.3. Определение требуемых законов регулирования напряжения
в распределительных сетях среднего и низкого напряжения .. 173
9.3. Конденсаторная батарея для регулирования напряжения.......174
4
Чг
9.4. Компенсация высших гармонических составляющих тока.......178
9.5. Симметрирующий эффект конденсаторной батареи.............187
9.6. Компенсация колебаний напряжения.........................191
9.7. Средства защиты от провалов напряжения...................196
9.8. Современные средства обеспечения КЭ......................198
9.8.1. Системные средства обеспечения КЭ.................198
9.8.2. Средства обеспечения КЭ индивидуального пользования .... 203
Список литературы к гл. 9.....................................210
Глава десятая. Основные принципы построения системы контроля,
анализа и управления качеством электроэнергии....................211
10.1. Технические мероприятия.................................213
10.2. Функции технологических объектов ЭЭС....................213
Ю.З.Техиико-экоиомическая эффективиость устаиовки СИ ПКЭ.......216
10.4. Расчет экономической эффективности проекта..............220
Список литературы к гл. 10....................................223
Приложение 1. Оценка соответствия ПКЭ установленным нормам........224
Приложение 2. Нормативно-техническая документация................238
Приложение 3. Расчетная оценка дополнительных потерь в элементах
ЭЭС от несинусоидальиости и иесимметрии токов
и напряжений......................................242
Приложение 4. Присоединение средств измерения к измерительным
трансформаторам..................................................251
Приложение 5. Технические характеристики средств измерения ПКЭ...255
Приложение 6. Расчет допустимого вклада потребителя по ПКЭ......260
Приложение 7. Определение фактического вклада потребителя по л-й
гармонической составляющей.......................................267
Приложение 8. Расчетно-инструментальная методика регулирования
напряжения в сетях средних и низких напряжений...................277
Приложение 9. Примерная форма протокола контроля качества
электроэнергии ................................................. 299
Приложение 10. Параметры схем замещения элементов СЭС для расчета
несинусоидальных режимов.........................................307
Словарь основных терминов........................................316
н
II
'Т
СПИСОК СОКРАЩЕНИИ
АВР — автоматический ввод
резервного питания
АБ — аккумуляторная батарея
АБП — агрегат бесперебойного
питания
АД — асинхронный двигатель
АПВ — автоматическое повторное
включение ' г'
АЧХ — амплитудно-частотная харак-
теристика
АФ — активные фильтры
ВЛ — воздушная линия
ВРУ — вводное распределительное
устройство
ГЗЗ — главный заземляющий
зажим
ГРЩ — главныйраспределительиый
щит
ДГУ —дизель-геиераторная уста-
новка
ДСП —дуговая сталеплавильная
печь
ИБП — источники бесперебойного
питания
ИРМ — источник реактивной мощ-
ности
ИЭСС — изолированная ЭСС
КБ — конденсаторная батарея
КЭ — качество электроэнергии
НД —нормативная документация
НЭ — накопители электроэнергии
ОЭСС — общая электрическая соеди-
нительная сеть
ПБВ — устройство для переключе-
ния без возбуждения ответв-
лений трансформатора
ПКЭ — показатель качества элект-
роэнергии
ПУ — прибор учета
РИЭСС— решетчатая ИЭСС
6
РП —распределительная подстан-
ция
РПН — устройство для переключе-
ния под нагрузкой ответвле-
ний трансформатора
РТ — распределительный транс-
форматор
РЭСС — решетчатая ЭСС
СИ — средство измерения
СМ — синхронная машина
СБЭ — сеть бесперебойного элект-
роснабжения
СПЧ — сторонние проводящие части
СУ — симметрирующее устройство
СЭС — система электроснабжения
ТП — трансформаторная подстан-
ция
TH — трансформатор напряжения
ТОП — точка общего присоединения
ТРГ — реактор с тиристорным
управлением
УЗО — устройство защитного
отключения
УПК — устройство продольной ком-
пенсации
УШР — управляемый подмагничи-
ванием шунтирующий реак-
тор
ФКУ — фильтрокомпенсирующее
устройство
ФСК — федеральная сетевая ком-
пания
ЦП —центр питания
ЭСС — электрическая соединитель-
ная сеть
ЭЭС — электроэнергетическая сис-
тема
ЭМС — электромагнитная совмести-
мость
ЭП —электроприемиик
ЭМП — электромагнитная помеха
1 £ ' • Посвящается 75-летию
кафедры «Электроэнергетические системы»
Московского энергетического института
,z 1 , ,м ,, (технического университета)
ПРЕДИСЛОВИЕ ' , '
Читателю предлагается новое издание книги под редакцией
Ю.В. Шарова, подготовленное на кафедре «Электроэнергетические
системы» Московского энергетического института. Впервые книга под
названием «Качество электроэнергии в электрических сетях и способы
его обеспечения» (под ред. В.Г. Федченко) была издана в 1992 г.,
в 2001 г. она была переиздана с учетом ГОСТ 13109—97 и изменив-
шейся нормативно-правовой базы в области качества электроэнергии.
Настоящее издание полностью переработано и дополнено с учетом за-
конов РФ «Об электроэнергетике» и «О техническом регулировании».
В книгу введены новые разделы и приложения, в которых содер-
жатся методические и практические рекомендации авторов, апроби-
рованные в действующих системах электроснабжения.
Книга написана группой авторов, работающих на кафедре «Элект-
роэнергетические системы» МЭИ, возглавляемой Ю.В. Шаровым,
являющимся руководителем авторского коллектива и написавшим
введение, параграфы отдельных глав и гл. 10. И.И. Карташевым,
написаны гл. 1 — 5, 9, 10 и Приложения 1,4, 6; В.Н. Тульским — 7 и 8,
Приложения 5—7, 9, 10; Р.Г. Шамоновым — гл. 6, параграфа в гл. 4,
5, 7, 9, Приложения 3 и 8; А.Ю. Воробьевым — параграфы в гл. 4 и 9,
Приложение 2. Параграфы 10.3 и 10.4 подготовлены С.Ю. Сыромят-
никовым. В приложениях нашли отражение полезные читателю в
практической деятельности примеры, теоретическое обоснование
которых раскрыто в основном содержании книги. Вместе с тем книга
является плодом коллективного труда всех авторов.
Авторы осветили почти все аспекты проблемы качества электри-
ческой энергии, распределив их по разделам «от простого — к слож-
ному». Однако читатель в зависимости от его опыта в этой области
может работать с материалами предпочтительной для него главы или
приложения. Именно поэтому авторы сочли целесообразным погру-
зить читателя в существо решаемой задачи, либо ссылаясь на преды-
дущие главы, либо повторяя наиболее значимые фрагменты предшес-
7
твующего материала. С этой же целью в конце каждой главы
приведен список литературы.
В работе над книгой использованы труды известных ученых
и специалистов, внесших значительный вклад в становление научной
и практической базы обеспечения качества электроэнергии. В этой
связи авторы обращаются с благодарностью к Л.А. Солдаткиной,
Ю.С. Железко, И.В. Жежеленко, В.Г. Кузнецову, А.К. Шидловскому,
В.С. Иванову, В.Г. Курбацкому.
Замечания и пожелания просим направлять по адресу: 111250,
Москва, ул. Красноказарменная, д. 14, Издательство МЭИ.
Авторы
ВВЕДЕНИЕ
Качество электроэнергии (КЭ) — это совокупность ее свойств,
определяющих воздействие на электрооборудование, приборы и
аппараты и оцениваемых показателями качества электроэнергии
(ПКЭ), численно характеризующими уровни электромагнитных
помех (ЭМП) в системе электроснабжения (СЭС) по частоте, дейс-
твующему значению напряжения, форме его кривой, симметрии и
импульсам напряжения. < .
В контексте современных методов и средств обеспечения КЭ
электроэнергию следует рассматривать, с одной стороны, как товар,
с другой — как физическое понятие:
• электроэнергия как товар должна соответствовать определен-
ному качеству, требованиям рынка и отличается от других видов
энергии особыми потребительскими свойствами: совпадением во
времени процессов производства, транспортировки и потребления;
зависимостью характеристик КЭ от процессов ее потребления;
невозможностью хранения и возврата некачественной электроэнергии;
• электроэнергия как физическое понятие — это способность
электромагнитного поля совершать работу под действием приложен-
ного напряжения в технологическом процессе ее производства, пере-
дачи, распределения и потребления.
Товарные отношения регулируются законами рынка и юридиче-
скими нормами, требования которых отражают уровень социального
и экономического развития общества. Технологический процесс
регулируется физическими законами, в данном случае законами
электротехники.
Юридические нормы и требования определяют права, обязан-
ности и ответственность участников рынка электроэнергии в части
обеспечения КЭ.
Наиболее эффективным способом координации действий субъек-
тов рынка по обеспечению КЭ в условиях эксплуатации СЭС явля-
ется создание системы управления качеством в организациях субъек-
тов рынка. Так, Гражданский кодекс Российской Федерации [В.1]
обязывает энергоснабжающие организации поставлять электроэнер-
гию, качество которой отвечает требованиям государственных (наци-
ональных) стандартов [В.2] и договоров энергоснабжения. Федераль-
ный закон «Об электроэнергетике» [В.З] определяет ответственность
энергосбытовых организаций и поставщиков электроэнергии перед
потребителями за надежность обеспечения их электрической энер-
9
гией и ее качество в соответствии с техническими регламентами и
иными обязательными требованиями.
Технические регламенты [В.4] согласно закону «Об основах тех-
нического регулирования» [В.5] устанавливают «существенные тре-
бования», обеспечивающие наряду с другими объектами регулирова-
ния электромагнитную совместимость (ЭМС) технических средств
в системах электроснабжения. Технический регламент «Об электро-
магнитной совместимости» устанавливает перечень низкочастотных
кондуктивных помех, характеризующих КЭ по его показателям, нор-
мируемым государственным стандартом [В.2]. :• 1 '
Ответственность и обязанности субъектов оптового рынка элект-
рической энергии по обеспечению КЭ устанавливаются технологи-
ческими правилами [В.6]. В технологических правилах учтены спе-
цифические возможности субъектов оптового рынка влиять на КЭ
в соответствии с ГОСТ 13109—97. Эти возможности определяются
методами и средствами, которыми должен располагать субъект для
обеспечения КЭ.
Таким образом, субъекты оптового рынка в лице генерирующих
компаний, федеральных сетевых компаний (ФСК), потребителей,
администратора торговой сети (энергосбытовые компании) и систем-
ного оператора (СО-ЦДУ) должны рассматриваться как участники
технологического процесса производства, передачи, распределения и
потребления электроэнергии. ь , г.<
Качество электроэнергии является составляющей электромагнит-
ной совместимости, характеризующей электромагнитную среду. Под
ЭМС понимают способность электрооборудования, электрических
аппаратов и приборов нормально функционировать в электромагнит-
ной среде, не создавая недопустимых электромагнитных помех для
другого оборудования, функционирующего в той же среде.
В международной и отечественной практике был принят трехсто-
ронний подход к разрешению проблем ЭМС электрической сети и
технических средств, подключенных к ней. Этот подход состоит
в установлении допустимых уровней эмиссии электромагнитных
помех, создаваемых техническими средствами, допустимых уровней
устойчивости этих средств к ЭМП, поступающих со стороны систем
электроснабжения, и допустимых уровней этих помех в СЭС — норм
качества электроэнергии. Как следует из [В.5], целью такого подхода,
а следовательно, и управления качеством электроэнергии являются
предотвращение причинения вреда личности или имуществу физиче-
ских и юридических лиц, окружающей природной среде в результате
нарушения функционирования технических средств при воздействии
ЭМП, обеспечение безопасности жизни и здоровья населения, а
также укрепление национальной безопасности государства,
10
Ухудшение КЭ, или, другими словами, повышение уровня ЭМП
в системе электроснабжения, обусловлено технологическим процес-
сом производства, передачи, распределения и потребления электро-
энергии, т.е. процессом ее функционирования. Действительно, элект-
роэнергия является наиболее универсальным видом энергии. Ее
универсальность заключаются в возможности преобразования в
любой другой вид энергии, пригодный для применения. Процесс
преобразования электрической энергии всегда сопровождается тех-
нологическими потерями. К ним же можно отнести и снижение
качества электроэнергии. Поэтому бессмысленно стремиться к иде-
альному обеспечению КЭ. В нем нет необходимости. Попытка разра-
ботать соответствующие методы — дорогостоящее мероприятие.
Следует только свести ЭМП, характеризующие КЭ, к некоторому
минимуму, при котором их влияние на электрооборудование системы
электроснабжения не нарушает условий его нормального функцио-
нирования. Именно этот уровень допустимых помех и нормируется
национальным стандартом ГОСТ 13109—97.
Снижение качества электроэнергии приводит к отрицательным
последствиям электротехнического и технологического характера.
Среди них следует отметить:
• увеличение потерь активной и реактивной мощности;
• сокращение срока службы электрооборудования;
• увеличение капитальных вложений в СЭС;
• нарушение условий нормального функционирования электро-
приемников и потребителей в целом;
• нанесение вреда окружающей среде и здоровью человека.
Для предотвращения таких последствий или их ограничения
необходимо управление качеством электроэнергии, а именно прове-
дение методических, организационных и технических мероприятий,
направленных на обеспечение КЭ в системах электроснабжения
в пределах установленных норм и правил.
Методические мероприятия включают в себя:
• ограничение уровней помех, вносимых электрооборудованием
потребителя, технологическим электрооборудованием электрической
системы и отдельными электроприемниками;
• управление нормальными, аварийными и послеаварийными
режимами путем регулирования частоты и напряжения;
• обеспечение надежности функционирования СЭС и качества
электроснабжения путем совершенствования структуры электриче-
ской сети, ее средств защиты и автоматики; г
• контроль и анализ КЭ; *’
• автоматизированное измерение показателей КЭ и вспомога-
тельных параметров электрической энергии, <
11
К организационным мероприятиям относятся:
• разработка и применение правовой и нормативной базы,
направленной на юридическую, экономическую и финансовую под-
держку условий обеспечения КЭ путем укрепления на оптовом
рынке электроэнергии договорной основы в части требований к КЭ.
Технические мероприятия включают в себя:
• применение общепринятых и специализированных средств
регулирования напряжения и обеспечения его качества, таких как
средства компенсации реактивной мощности, фильтрокомпенсирую-
щие и симметрирующие устройства, активные фильтры и накопи-
тели электроэнергии;
• систематический контроль КЭ; '' ’*
• производство унифицированных средств измерения для учета
и контроля КЭ;
• производство автоматизированных систем управления КЭ.
Проблемы ЭМС давно перестали быть только научными, они при-
обрели практическую значимость.
Так, на 17-й Международной конференции по распределительным
сетям [В.8] были представлены результаты анализа проблем, имею-
щих практическое значение для обеспечения КЭ. При этом долевая
значимость технических проблем, обусловленных ухудшением КЭ
в системах электроснабжения составила 49 % — при провалах
напряжения и перенапряжениях, 22 % — от высших гармоник тока и
напряжения, а 15 % обусловлены последствиями от распространения
кондуктивных помех в электрических сетях, их конструкцией и усло-
виями заземления.
Список литературы к Введению
В.1. Гражданский кодекс РФ. Части первая и вторая. Официальный текст по
состоянию на 1 августа 2000 года. М.: Изд-во НОРМА (Издательская группа
НОРМА-ИНФРА М), 2000.
В.2. ГОСТ 13109—97. Электрическая энергия. Совместимость технических
средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах
электроснабжения общего назначения / Межгосударственный совет по стан-
дартизации. метрологии и сертификации. Минск: ИПК Изд-во стандартов. 1998.
В.З. Об электроэнергетике: Федеральный закон Российской Федерации.
М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2003.
В.4. Технический регламентпо электромагнитной совместимости, www.opora.ru.
В.5. Федеральный закон о техническом регулировании. М.: Изд-во НЦ
ЭНАС, 2003.
В.6. Технологические правила оптового рыика электроэнергии. РАО «ЕЭС
России», www.ema.ru.
В.7- Хабигер Э. Электромагнитная совместимость. Основы ее обеспечения
в технике. М.: Энергоатомиздат, 1995.
В.8. The papers of 17-th International Conference on Electricity Distribution:
CIRED/12—15 May 2003. Barcelona. - -......
12
Глава первая
ЭЛЕКТРОМАГНИТНАЯ СОВМЕСТИМОСТЬ
ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ
» . . ; - •
Электрические приборы, аппараты и электрооборудование пред-
назначены для нормального функционирования в различных эксплу-
атационных условиях. При этом происходит их взаимодействие
с окружающей средой (обстановкой), в которой и проявляются функ-
циональные характеристики электрических приборов. Окружающая
среда может воздействовать на технические средства агрессивно или
благоприятно, ограничивая или расширяя функциональные возмож-
ности приборов. В свою очередь, технические средства могут воз-
действовать на среду. Если взаимодействие имеет агрессивный
характер, то среда и технические средства несовместимы, что приво-
дит к недопустимому нарушению функциональных свойств электро-
оборудования. Поэтому взаимодействие должно быть сбалансиро-
вано до уровня совместимости среды и технических средств, когда
их взаимное влияние не нарушает условий, необходимых для нор-
мального функционирования.
г. , ,-н3 .
1.1. Основные понятия и определения f
Электромагнитная совместимость характеризуется не только
взаимодействием между электрическими приборами, аппаратами,
электрооборудованием и электромагнитной средой, но и взаимодей-
ствием этих технических средств. Под ЭМС понимают способность
электротехнических средств или их элементов нормально функцио-
нировать в данной электромагнитной среде, не внося недопустимых
электромагнитных помех в эту среду и не испытывая таковых с ее
стороны.
Если ЭМС не обеспечена, т.е. отдельные элементы электротехни-
ческих средств или прибор не обладают заданной помехоустойчивос-
тью к внутренним (между элементами) и внешним (по отношению
к прибору) помехам, то тем самым создаются условия для:
• функциональных нарушений с большими или меньшими пос-
ледствиями, связанными с отказами, сокращением срока службы и
выходом из строя оборудования, браком продукции, авариями, лож-
ными срабатываниями защиты и автоматики и т.п.;
• повреждений средств защиты и безопасности людей; ' ’ •
• ухудшения качества электроэнергии; . •<’
13
• ухудшения электромагнитной обстановки в окружающем про-
странстве;
• поражения обслуживающего персонала.
Предпосылкой для этого являются неучтенные ЭМП или ЭМП,
защита от которых не предусмотрена.
Электромагнитная помеха — это случайное электромагнитное
воздействие, способное вызывать в электротехническом устройстве
нарушение функционирования, отказ, разрушение. Помеха может
проявляться в виде импульсов тока, напряжения, электромагнитного
поля. Различают кондуктивные и полевые ЭМП. Кондуктивные
помехи распространяются по проводам, в частности по электриче-
ской сети. Полевые помехи распространяются через окружающее
пространство. Помехи создаются источниками помех, которыми
могут быть как электротехнические средства, так и электротехноло-
гические процессы. Например, воздушная линия высокого напряже-
ния (электротехническое средство) создает полевые помехи при
передаче электроэнергии (технологический процесс), влияющие на
линии связи. Напряженность электрического и магнитного полей
вокруг линии электропередачи характеризует электромагнитную
обстановку. Преобразователи тяговой подстанции электрифициро-
ванного транспорта создают кондуктивные помехи в электрической
сети, к которой они подключены. Искажения синусоидальной формы
напряжения под воздействием протекающих по электрической сети
высщих гармоник тока характеризуют электромагнитную обстановку
в этой сети.
Электромагнитная обстановка как совокупность электромаг-
нитных явлений, существующих в рассматриваемой среде, описыва-
ется характеристиками источников помех, параметрами их воздейст-
вия, особенностями электротехнических средств, мероприятиями,
направленными на обеспечение ЭМС, а также внешними факторами,
влияющими на указанные характеристики (климатические, механи-
ческие, производственные и т.п.). Важной характеристикой электро-
магнитной обстановки является уровень ЭМС— установленное зна-
чение ЭМП, при которой с наибольшей вероятностью гарантируется
нормальное взаимодействие всех технических средств, являющихся
как источниками помех, так и средствами, восприимчивыми к этим
помехам. Так, показатели качества электроэнергии являются теми
уровнями ЭМС электрической сети, при которых гарантируется нор-
мальное функционирование любых электротехнических средств,
подключенных к этой сети, если эти ПКЭ не превосходят допусти-
мых значений. С другой стороны, электротехнические средства
характеризуются своими допустимыми уровнями ЭМС, которые
определяют их помехоустойчивость, при которой гарантируется
14
нормальное функционирование этих средств. Уровни помехоустой-
чивости должны быть выше значений ПКЭ в электрической сети.
Уровень ЭМП может достичь порогового значения, превышаю-
щего уровень помехоустойчивости устройства, что вызовет наруше-
ние его функционирования (отказ). Такое пороговое значение назы-
вается помеха восприимчивостью. Нарушение функционирования
может быть обратимым или необратимым. В первом случае, после
снятия нарушающего воздействия или снижения уровня ЭМП, уст-
ройство восстанавливает свои функциональные возможности. Во
втором случае, под воздействием помехи произошли необратимые
изменения в элементах устройства, в результате чего устройство
утратило свои функциональные возможности.
Многие виды кондуктивных помех приводят к дополнительному
нагреву электрооборудования или его элементов под воздействием
повышенного напряжения, токов высших гармоник и токов обратной
последовательности. Дополнительный нагрев приводит к наруше-
нию изоляции, разрушению конструктивных элементов электрообо-
рудования и, таким образом, к необратимому нарушению его функ-
ционирования. Эффект от дополнительного нагрева проявляется со
временем. Поэтому время воздействия ЭМП может быть разным.
Если воздействие рассматриваемых помех было кратковременным,
то после их устранения устройство не утратит своих функциональ-
ных возможностей. Например, нормально допустимые уровни ЭМС
электрической сети, ее ПКЭ могут быть превышены, но не более чем
в течение 72 мин за сутки [1.1].
На рис. 1.1 приведены уровни электромагнитных помех 1 в точке
подключения электроприемника (ЭП) к электрической сети. При
этом помехоустойчивость 2 электроприемника и его помеховоспри-
имчивость 3 остаются постоянными, а уровень помех 1 в сети воз-
растает.
в
В целом научно-техническая проблема КЭ как составная часть
ЭМС технических средств весьма обширна и включает в себя:
• изучение источников и видов помех;
• изучение воздействия и восприимчивости оборудования к тем
или иным видам помех и их уровням;
• изучение распространения помех по сети;
• изучение способов и средств снижения уровня помех и их тех-
нико-экономическую оценку;
• разработку нормативных документов, определяющих допусти-
мые уровни помех, вносимых в электрическую сеть, и уровни поме-
хе восприимчивости электроприемников;
• разработку средств н методов измерения уровней помех.
Воздействие помех в зависимости от их вида разделяют на. элект-
ротехнические (нагрев, износ изоляции, сокращение срока службы
электрооборудования и т.п.) и технологические (брак продукции,
нарушение технологического процесса и т.п.). Отрицательное воз-
действие помех оценивается материальным ущербом. Общий ущерб
от низкого КЭ в сетях СССР в ценах 1985 г. оценивался в 2,5 млрд руб,
Технологическая составляющая в этой сумме ущерба достигала
80 %, снижение сроков службы электрооборудования составляло
13 %, увеличение потерь электроэнергии — 7 %. В целом ущерб
составил приблизительно 15 % стоимости всей электроэнергии, про-
изводимой в стране (почти 1 800 млрд кВт • ч в год).
, • Г- 4 1 /SMt-’.’-S-
1.2. Качество электроэнергии ‘
Электромагнитная среда формируется как результат определен-
ного технологического процесса, В электроэнергетике это — произ-
водство, передача и потребление электроэнергии. Каждому этапу
этого процесса свойственны определенные изменения, вызванные
отклонениями от заданного режима, принципом действия электро-
оборудования и его состоянием, действиями обслуживающего персо-
нала, климатическими факторами, работой средств защиты и автома-
тики. Эти изменения и являются причиной ЭМП. Так, изменения
скорости вращения генераторов приводят к изменениям частоты.
Изменения режима по передаваемой (потребляемой) мощности при-
водят к изменениям напряжения, Регулирование частоты и напряже-
ния обеспечивается электрической системой, ее средствами произ-
водства и передачи электроэнергии. Источником высших гармоник
тока являются, например, тиристорные преобразователи, что обус-
ловлено принципом их действия. В результате попадания молнии
в линию электропередачи по сети распространяется импульс тока.
16
вызванное этим короткое замыкание ликвидируется средствам#
зашиты и автоматики.
Таким образом, электроэнергетическая система (ЭЭС) является
той электромагнитной средой, в которой ЭМП создаются, распро-
страняются и воздействуют на ЭП (рис. 1.2), но и сами ЭП являются
источниками ЭМП. Поэтому качество электроэнергии — это сово-
Производство ЭЭ У*
дсп
отклонения
частоты bf
напряжения 6 Uy
Л.-ад»,. г-*,'.1.
Передача ЭЭ ' 1
откл.частоты Л/
откл. напряж. 3t/y
перенапряж. £Пср
гроз импульсы и»мп
провалы 3 £/пр
несинусоидальность К{]
ис-1.2. Характерные виды помех в системе электроснабжения в процессе произ-
водства, передачи, распределения и потребления электроэнергии:
р — подстанции; ЦП — центры питания; ГРЭС — генераторы электростанций;
РТП, РП, ТП — распределительные трансформаторные подстанции; СК — синхрон-
ные компенсаторы; СТК — статические тиристорные компенсаторы; ФКУ — фильтро-
к°мпенснруюш.ие устрлйстня’ КГ— кпнпригятлпныя .бятяпрц-- ЛСП --диааие СТа-
яеплавнльные печи
17
купность свойств, характеризующих систему электроснабжения по
уровню помех, называемых показателями качества электроэнергии
в этой системе.
Возвращаясь к рис. 1.1, можно показать, что уровни электромаг-
нитных помех 1 соответствуют ПКЭ в электрической сети, тогда
уровни 2 и 3 характеризуют уровни ЭМС электроприемников, под-
ключенных к этой сети.
Значения ПКЭ и их номенклатура установлены ГОСТ 13109—97
«Электромагнитная совместимость. Нормы качества электрической
энергии в системах электроснабжения общего назначения». Обеспе-
чивая нормативные значения ПКЭ, энергоснабжающая организация
гарантирует электромагнитную совместимость присоединенных элек-
троприемников, если уровень их помехоустойчивости выше ПКЭ в
сети. С другой стороны, разработчики электроприемников, зная нор-
мативные значения ПКЭ, должны конструировать электроприемники
так, чтобы их помехоустойчивость была выше показателей качества
электроэнергии.
- и--..- - I
' Список литературы к гл. 1 ’ G; •
1.1. ГОСТ 13109—97. Нормы качества электрической энергии в системах
электроснабжения общего назначения / Межгосударственный совет по стан-
дартизации, метрологии и сертификации. Минск- ИПК Изд-во стандартов, 1998.
1.2, Кармашев В.С. Электромагнитная совместимость технических средств:
Справочник. М.: Научно-технический центр «НОРТ», 2001.
1.3. Электромагнитная совместимость в электроэнергетике и электротехни-
ке / А.Ф. Дьяков, Б.К. Максимов, Р.К. Борисов и др.; Под ред, А.Ф. Дьякова. М.:
Эиергоатомиздат, 2003,
1.4. Уилльямс Т., Амстроиг К. ЭМС для систем и установок. М.: Издатель-
ский дом «Технологии», 2004. J
Глава вторая
БАЛАНС АКТИВНОЙ И РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ
В ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СИСТЕМЕ
Баланс мощности и электроэнергии характеризует работу ЭЭС
в установившемся режиме. В этих условиях баланс активной мощ-
ности определяет частоту переменного тока по системе в целом. Это
значит, что увеличение активной мощности, потребляемой нагруз-
кой, по отношению к мощности, генерируемой электростанциями,
приводит к снижению частоты. Баланс реактивной мощности в узле
системы определяет уровень напряжения в этом узле так, что увели-
чение реактивной мощности, потребляемой нагрузкой, приводит
к снижению напряжения.
I • , г V
2.1. Активная и реактивная мощность. ,
Источники и приемники электрической энергии
Электрическая энергия, вырабатываемая генераторами электро-
станций, характеризуется их активной и реактивной мощностью.
Активная мощность потребляется электроприемниками, преобразу-
ясь в механическую работу, тепловую и другие виды энергии. Реак-
тивная мощность характеризует электроэнергию, преобразуемую в
энергию электрических и магнитных полей в элементах электриче-
ской сети и ее электроприемниках. В электрической сети происходит
обмен энергией между электрическими и магнитными полями. Мощ-
ность электрооборудования электрической системы (генераторы,
линии, трансформаторы, электроприемники) называется полной
мощностью. Полная мощность S при синусоидальном напряжении и
токе связана с активной Р и реактивной Q мощностью квадратичной
зависимостью S2, = Р2 + Q2. При этом полная мощность S = UI, актив-
ная Р= ui cos ср, а реактивная Q= UI sin <р, где U и I — действующие
значения синусоидального напряжения и тока; <р — угол между век-
торами напряжения и тока.
В конденсаторах, кабелях и других видах электрооборудования,
Которое характеризуется емкостным сопротивлением Хс, реактивной
Мощностью Qc = uhXc, определяемой приложенным напряжением
создаются электрические поля.
Магнитные поля создаются в индуктивных элементах системы,
Например в реакторах, трансформаторах, электродвигателях. В этом
19
2
случае реактивная мощность QL = I XL определяется током / и индук-
тивным сопротивлением элемента XL.
Реактивная мощность конденсаторов или генераторов отрица-
тельна, так как ток в конденсаторе опережает напряжение, следова-
тельно, это электрооборудование генерирует реактивную мощность.
Реактивная мощность реакторов и асинхронных двигателей, пот-
ребляющих отстающий ток, имеет положительное значение. Оче-
видно, в понятиях «генерирование» или «потребление» реактивной
мощности заложена определенная условность. Таким образом под-
черкивается, что взаимное воздействие емкостных и индуктивных
элементов в электрической сети всегда имеет компенсирующий
эффект - Qc. Это свойство элементов широко используется
для компенсации реактивной мощности и, тем самым, для снижения
падения напряжения в сети и потери электроэнергии.
Величины S, Л Q применяются при расчетах режимов электриче-
ских сетей, проектировании и выборе электрооборудования. Значе-
ния этих величин принимаются как независимые от времени, н это
существенно упрощает расчеты.
Мгновенное значение синусоидального тока определяется выраже-
нием i = Imsin (со/ - ср). Под действием этого тока на элементах цепи
устанавливается напряжение, имеющее активную ua = £7mcos Фх
xsin (со/ - ср) и реактивную ир = Umsin <р sin (со/ - ср ± п/2) составляю-
щие. Здесь Um и 1т — амплитуды синусоидальных напряжения и тока.
'' При этом мощность, потребляемая активными элементами, опре-
деляется как функция времени pa = iua = UI = cos <р [1 - cos(2co/ — 2<р)],
а мощность, потребляемая (генерируемая) реактивными элементами,
как qp = шр = UI sin ср sin (2со/ - 2<р).
Линейные диаграммы, отображающие мгновенные значения
напряжения и тока в активно-индуктивной цепи, а также соответст-
вующие им мощности приведены на рис. 2.1.
Амплитуды активной и реактивной мощности, изменяющейся по
периодическому закону с двойной частотой (2со), соответственно
составляют Р = UI cos ср и Q = +UI sin ср, т.е. те самые расчетные зна-
чения активной и реактивной мощности.
Мгновенные значения реактивной мощности индуктивных и
емкостных элементов в каждый момент времени имеют противопо-
ложный знак, в чем, как было отмечено выше, проявляется их вза-
имно компенсирующее действие. ’ !- М ।
При этом если <р = 0, то у = UI - UI cos 2<р/ > 0, т.е. мгновенная
мощность s =ра положительна и направлена от источника к электро-
приемнику, который потребляет активную мощность. Если ср = п/2,
20
рис. 2.1. Изменение мгновенных значении полной s, активнойра и реактивной q?
мощности в цепи с активно-индуктивной нагрузкой (0 < ф < я/2)
-‘.KCTV'
то 5 = UI sin 2(со/ - п/2) = -UI sin 2со/ (емкостной режим), 5 = -q^
имеет обменный характер между источником и электроприемником.,
который в данном случае «генерирует» реактивную мощность
(на рис. 2.1 не показана). Если <р = —тс/2, j = -L7sin2(co/ + я/2) =
= UI sin 2со/ (индуктивный режим), s = q^ имеет также обменный
характер между источником и электроприемником, который в данном
случае «потребляет» реактивную мощность. В обоих случаях проис-
ходит обмен энергией, обусловленный созданием магнитных (индук-
тивный режим) или электрических (емкостной режим) полей.
Напряжение U и ток I можно представить в комплексной форме:
Ц = U, I = тогда полная мощность определится как S = UI —
~ UIq -,<р = {//(cos <р + j sin ср), где I — сопряженный комплекс тока I,
или 5 ~ Р + jQ* где Р= UI cos ср, Q = UI sin ср, a Q = Р tg <р и S2, = Р^ + $.
Здесь, так же как и для мгновенных значений р и q, в зависимости от
значения угла можно получить: при <р = 0Р = 5и(Э = 0; при <р = -я/2
Р = 0 и Q = 1; при (р = я/2 Р = 0 и Q = -1.
2.2. Баланс активной и реактивной мощности
Одними из основных показателей, характеризующих условия
существования нормального установившегося режима ЭЭС, явля-
ются частота и напряжение. Эти параметры определяются балансом
активной и реактивной мощности [2.1]. Это значит, что в любой
момент времени активная мощность, потребляемая нагрузкой ЕРН и
Рассеиваемая на технологические потери SAP в элементах ЭЭС и
21
в нагрузке ЕДРН, должна быть обеспечена активной мощностью ЕРГ
генераторов электростанций: EPr = SPH + ZAP + ЕДРН. Невыполне-
ние этого условия приводит к изменению частоты. При этом если
ЕРГ > ЕРН + ЕДР + ЕДРН, то частота в ЭЭС увеличивается, а если
ЕРГ < ЕРН + ЕР + ЕРН — снижается. Для реактивной мощности также
справедливо условие баланса, когда мощность, потребляемая нагруз-
кой и обусловленная технологическими потерями t&Q
в элементах ЭЭС и в нагрузке ЕД(ЭН, должна быть обеспечена реак-
тивной мощностью, генерируемой всеми источниками реактивной
мощности включая генераторы электростанций ZQr и ком-
пенсирующие устройства или ZQr + Е(?Ку = %QH + ЕД(Э +
+ ЕД(?Н. Невыполнение этого условия приводит к изменению напря-
жений в узлах ЭЭС так, что, если XQr + 2(?ку > XQH + SAQ + ЕД(ЭН,
напряжение повышается, а если XQr + Е(?ку < Е(?н + ЕД(Э + ЕД(ЭН —
напряжение снижается. Балансу реактивной мощности соответствует
некоторый уровень узловых напряжений. Но так как передача мощ-
ности сопровождается падениями напряжения в элементах сети, то в
отличие от частоты, напряжения в узлах будут различаться. Поэтому
понятие баланса реактивной мощности справедливо и для узла ЭЭС,
где для регулирования напряжения и снижения потерь мощности и
электроэнергии устанавливаются компенсирующие устройства.
В [2.2] показано, что при заданных изменениях мощностей ДРГ и
Д(?г степень изменения частоты и напряжения определяется крутиз-
ной статических характеристик комплексной нагрузки Рн =
QH = по частоте и Рн = <р(С7), QH = <р( £7) по напряжению. Причем
из-за величины и знака угла наклона статической характеристики
в точке установившегося значения частоты и напряжения на изме-
нение частоты влияют условия баланса активной мощности, а на
изменение напряжения — условия баланса как активной мощности
(в меньшей степени), так и (в основном) реактивной мощности. Сле-
довательно, для компенсации изменения частоты и напряжения
в узлах ЭЭС в целях поддержания их в заданных пределах система
должна располагать достаточными регулируемыми резервами актив-
ной и реактивной мощности.
•_> .л .
Список литературы к гл. 2
2.1. Электрические системы. Т. 2. Электрические сети / Под ред. В.А. Вени-
кова. М.: Высш, шк., 1971.
2.2. Карташев И.И., Зуев Э.Н. Качество электроэнергии в системах электро-
снабжения. М.: Издательство МЭИ, 2001.
22
Глава третья i-a
ХАРАКТЕРИСТИКИ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Качество электроэнергии на шинах электростанций не гаранти-
рует ее качества в точке присоединения потребителя. Оно может
быть различно до и после включения потребителя, изменяться
в зависимости от режима как СЭС в целом, так и технологического
процесса потребителя. Электроприемники и электрооборудование
СЭС предназначены для работы при номинальных частоте, напряже-
нии, токе, изменяющихся по синусоидальному закону. В СЭС всегда
возможно отклонение от этих требований, которые определяются
показателями КЭ или его характеристиками.
Нормы КЭ, т.е. их допустимые значения в электрических сетях
систем электроснабжения общего назначения переменного трехфаз-
ного и однофазного тока частотой 50 Гц в точках, к которым присо-
единяются электрические сети или приемники электрической энер-
гии (точки общего присоединения), устанавливает стандарт [3.1].
Нормы КЭ являются уровнями электромагнитной совместимости
по кондуктивным электромагнитным помехам в системах электро-
снабжения общего назначения. При соблюдении указанных норм
обеспечивается электромагнитная совместимость электрических
сетей систем электроснабжения общего назначения и потребителей
(приемников) электрической энергии. Если уровень помехоустойчи-
вости электроприемников выше допускаемых значений показателей
КЭ в сети, ЭМС будет обеспечена.
ГОСТ 13109—97 устанавливает 11 видов ПКЭ, которые могут
быть разделены на три группы.
К первой группе относятся отклонения частоты А/и установив-
шееся отклонение напряжения 5С7 . Поддержание этих ПКЭ воз-
можно общесистемными средствами регулирования частоты и напря-
жения.
Ко второй группе относятся ПКЭ, характеризующие несинусои-
Дальность формы кривой напряжения, несимметрию и колебания
^апряжения. Это соответственно коэффициенты искажения синусои-
^ъной формы кривой напряжения Ку и п-й гармонической состав-
ляющей коэффициенты обратной К^у и нулевой К^у последо-
вателъностей, размахи колебаний напряжения <5Ui и доза фликера
Si н PLl. Источниками этих искажений напряжения являются, потре-
бители электроэнергии (электроприемники). Для координации ЭМП,
23‘
вносимых такими устройствами, необходимо проведение техниче-
ских мероприятий как на этапе проектирования СЭС, так и в про-
цессе ее эксплуатации.
К третьей группе относятся ПКЭ, характеризующие случайные
электромагнитные явления и элекгротехнологические процессы
в системе электроснабжения. К ним относятся провалы напряжения
Un, перенапряжения и импульсы напряжения £7ИМП. В боль-
шинстве случаев они возникают в результате коммутаций или разря-
дов молнии в линии электропередачи. <
Показатели КЭ первых двух групп нормируются ГОСТ, и на них
установлены два допустимых уровня: нормальный и предельный.
ПКЭ третьей группы не могут нормироваться, будучи случайными
явлениями, однако статистическая информация о них имеет большое
значение для нормальной эксплуатации системы электроснабжения.
3.1. Отклонение частоты
Частота f 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 гене-
рируемой мощности, наоборот, частота повышается. ,
Частота переменного тока в электрической системе определяется
частотой вращения генераторов электрических станций. Номиналь-
ное значение частоты 50 Гц (в некоторых странах 60 Гц) может быть
обеспечено при наличии резерва активной мощности на электростан-
циях.
На рис. 3.1 представлены статические характеристики генерато-
ров Рг =/(/) и нагрузки Рн =/(/) системы по частоте . При некоторой
суммарной активной мощности Рном эти характеристики пересека-
ются в точке а, где система работает при номинальной частоте ./не-
допустим, что мощность нагрузки системы увеличилась до Р], чему
соответствует ее характеристика 1. Если характеристика генерирую-
щей части системы при этом осталась неизменной, то пересечение
характеристик 1 и Рг произойдет в другой точке — Ь, когда уста-
новится новый дефицитный баланс активной мощности и частота в
системе снижается так, что/] </ном.
Работа системы при прежнем значении частоты может быть
обеспечена только при увеличении мощности генерирующих источ-
24
Рис. 3.1. Статические характеристики системы по частоте
; ’ •• •-. • i
ников, что осуществляется соответствующими устройствами регули-
рования частоты на турбинах генераторов электростанций.
Если бы, наоборот, нагрузка системы (характеристика 2) снизи-
лась до то ПРИ избыточном балансе в системе установилась бы
повышенная по отношению к номинальной частота/2 >/ном-
Из рассмотренных на рис. 3.1 характеристик видно, что регулиро-
вание частоты в системе возможно только при наличии резерва
активной мощности, определяемого в данном случае разностью
ординат Р| и Рном. Ввод резервной мощности возможен в системе за
счет дополнительного расхода энергоносителя первичного двигателя
(турбины) генератора на электростанции.
Качество электроэнергии по частоте характеризуется установив-
шимся отклонением частоты Д/. Д/ = /у -/ном, где/ном и /у — номи-
нальное и установившееся (фактическое) значение частоты, Гц.
Г — •
3.2. Отклонение напряжения •' **
Напряжение в узлах системы может быть различным по отноше-
нию к номинальному напряжению, что определяется балансом реак-
тивной мощности, графиком нагрузки узла, падением напряжения на
Участках сети, коэффициентом трансформации трансформаторов,
Режимом работы средств компенсации реактивной мощности. Отли-
чие установившегося напряжения С7у от его номинального для дан-
ной сети значения £7Н0М в установившемся режиме характеризуется
отклонением напряжения 5U :
У i • 'I. “
25
Uy - Цюм
SC7y= y -100%.
UHOM
Изменение напряжения на участке сети, включающем трансфор-
маторы, зависит от параметров сети и передаваемой мощности.
Параметрами линии электропередачи являются ее активное R и
индуктивное X сопротивления, а также емкостная проводимость b
(рис. 3.2). Параметры элементов сети зависят от их конструкции,
определяемой классом напряжения. Зависимость параметров линий
от класса напряжения приведена на рис. 3.3.
Напряжение в начале участка сети, расположенного ближе
к источнику питания, всегда выше, чем в конце участка. Такое рас-
пределение напряжения обусловлено падением напряжения ДС7 на
•’1ГК
Рис. 3.2. Схемы замещения линий:
а — ВЛ напряжением ПО кВ и более, сечением 70—90 мм2; 6 — ВЛ напряжением
ПО кВ и более, сечением 90 мм2; в — ВЛ 6, 10, 35 кВ, сечением 50—90 мм2; г — КЛ
6,10 кВ
Рис. 3.3. Удельные параметры линий различных номинальных напряжении
6
этом участке. Поэтому отклонения напряжения на концах участков
даже одного и того же номинального напряжения различны.
Пусть по линии с сопротивлением Z — R +jX передается активная
мощность Р, реактивная мощность Q и протекает ток I = 1а + у7р
так, что напряжение в начале линии U}, а в конце — С72. Разность
этих напряжений Д£7 = - £72 является комплексной величиной и
называется падением напряжения, а их арифметическая разность ДС7=
= Ц - £72 — потерей напряжения.
На векторной диаграмме (рис. 3.4) падение напряжения Д£7 =
= /(Я+уА) соответствует отрезку a—f, а потеря напряжения —
отрезку а—т. Так как падение напряжения является комплексной
величиной, различают его продольную Д LT (отрезок а—d) и попереч-
ную XU" (отрезок f—d) составляющие. Они могут быть рассчитаны
„ ATTI PR + QX
по выражениям, В: Дс7 - — для продольной составляющей
^1
ЛГ7„ PX-QR „ „ „
и ДС7 --------для поперечной составляющей. Эти выражения
справедливы для любого элемента передающей или распределитель-
ной сети.
Продольная составляющая приблизительно равна потере напря-
жения XU ~ Д£7 = та и характеризует разность действующих значе-
ний напряжения в конце элемента сети (линии, трансформатора).
Поперечная составляющая характеризует фазовый сдвиг (угол)
между векторами этих же напряжений.
Тогда действующее значение междуфазного напряжения в конце
линии
и2 = [((7j - Д!7)2 + (Д1Т”)2]1/2-
При расчете сетей номинальным напряжением ПО кВ и ниже
поперечную составляющую можно не учитывать. Для таких сетей
(рис. 3.3) характерно примерное равенство сопротивлений R и А" л ибо
превышение R над X. Тогда U2 = Щ - XU.
Рис. 3.4. Векторная диаграмма напряжений на участке сети
Для сетей высокого напряжения R <Х, поэтому XLT определяется
слагаемым QX, а Д17" —• слагаемым РХ. Влияние Д LT на U2 мало, так
как первое слагаемое в подкоренном выражении значительно больше
второго. Поэтому уровни напряжения в узлах электрической сети
практически не зависят от передаваемой активной мощности и опре-
деляются реактивной составляющей.
При оценке отклонений напряжения 8£7у на приемном конце
тт ? Т 7 ^у2 — ЦюМ
линии измеряется именно напряжение с/2, тогда: ос/у2=——---- х
^ном
U 1 “ 4dOM
хЮО %, а на передающем— напряжение Ц: 8 Uу1 = у ном100%.
Суточный диапазон изменения нагрузки, устанавливаемый по гра-
фику нагрузки потребителя, достаточно велик, что приводит к изме-
нению потерь напряжения в сети, а следовательно, и к изменению
отклонений напряжения в узлах. Так, в течение суток нагрузка меня-
ется от наибольшей до наименьшей. При этом напряжение £72нб
в конце линии ниже при наибольшей нагрузке, так как потери Д£7нб
больше, чем при наименьшей нагрузке ДС7НМ, а отклонения напряже-
ния 8С7у2нб от номинального значения в режиме наибольшей
нагрузки больше, чем при наименьшей нагрузке 8£7у2нм (рис. 3.5).
В протяженных сетях такое распределение напряжения может
привести к тому, что отклонения напряжения будут отличаться от
допустимых значений. Так обычно и бывает, если напряжение на
передающем конце линии не регулируется. В Правилах устройства
электроустановок рекомендуется поддерживать напряжение в цент-
рах питания на стороне 6—20 кВ на уровне не ниже 105 % номиналь-
ного в режиме наибольшей нагрузки 511б и не выше 100 % в режиме
наименьшей нагрузки SHM. Это требование, выполнение которого
» ч • •• и . • • «. • •’
Рис. 3.5. Изменение потерь и отклонений напряжения в режимах наибольшей и
наименьшей нагрузки при отсутствии регулирования
28
рис. 3.6. Изменение потерь и отклонении напряжения в режимах наибольшей и
наименьшей нагрузки при встречном регулировании
достигается с помощью устройства для переключения ответвлений
трансформатора под нагрузкой (РПН), отвечает принципу встреч-
ного или согласного регулирования. Изменением коэффициента
трансформации вводится добавочная ЭДС Ет так, что при промежу-
точных нагрузках ЗС/у2нм < 8t7y2np < 8С7у2нб. Энергоснабжающая
организация должна задавать часы наибольшей и наименьшей
нагрузки определенными интервалами времени в течение суток, что
и позволяет, зная ток нагрузки, рассчитать потери напряжения и, сле-
довательно, соответствующие им отклонения напряжения в заданной
точке сети. Схема регулирования напряжения показана на рис. 3.6.
На отклонения напряжения можно влиять с помощью конденса-
торных батарей или других источников реактивной мощности, изме-
няя баланс реактивной мощности в приемном узле электрической
сети или на приемном конце линии. Это приводит к снижению
потока реактивной мощности в питающих линиях и, следовательно,
к снижению реактивной составляющей передаваемой мощности.
Конденсаторные батареи широко применяются в распределительных
сетях до ПО кВ и в сетях потребителей 6—10 кВ. На подстанциях
районных электрических сетей и, в частности, на концевых и проме-
жуточных подстанциях электропередачи 220—500 кВ с этой же
целью применяются синхронные компенсаторы [3.2].
3.3. Колебания напряжения
Колебания напряжения происходят под действием изменений зна-
чений тока, который в элементах питающей сети создает быстро
вменяющиеся потери напряжения. Этот процесс аналогичен про-
Чессу, вызывающему отклонения напряжения, но протекает с боль-
шей скоростью.
Источниками колебаний напряжения в системах электроснабже-
Ния являются мощные электроприемники, характеризующиеся резко-
переменным характером потребления активной и реактивной мощ-
ности. Для таких ЭП характерны следующие условия электропотреб-
ления: их питание осуществляется от сетей напряжением 35—220 кВ,
колебания потребляемой активной и реактивной мощности в диапа-
зоне 10—130 % происходят со скоростью до 200 МВ • А/с. Как пра-
вило, такие ЭП имеют нелинейную вольт-амперную характеристику
и, следовательно, являются источниками высших гармоник тока (см
рис. 1.2).
К ним относятся [3.3] в приоритетном порядке по степени воз-
действия на ухудшение КЭ: дуговые сталеплавильные печи, рудно-
термические печи, электродвигатели большой мощности (приводы
прокатных станов), индукционные печи, машины контактной сварки
и другие элекгротехнологические установки. При работе дуговой
печи ДСП-100 на напряжение 35 кВ в период расплава размахи коле-
баний напряжения 8Ц. в сети достигают 4,3—8,2 % при coscp = 0,1-г0,3.
При этом частота колебаний напряжения составляет 8,3 Гц (табл. 3.1).
: В СЭС коммунально-бытовой нагрузки такими источниками явля-
ются: кухонное оборудование, осветительные приборы, стиральные
машины, центробежные сушилки, пылесосы, переносной инстру-
мент, фены, водонагреватели, копировальные машины.
Необходимость введения ПКЭ, характеризующего колебания
напряжения, возникла в результате обнаружения воздействия этого
явления на зрение человека, вызывающего физиологическую уста-
лость от мерцания {фликера), создаваемого колебаниями светового
потока искусственных источников освещения. Фликер обладает
кумулятивным (накапливающимся) воздействием, эффект от которого
тем больше, чем больше размах колебаний и частота их повторения.
Колебания напряжения оцениваются [3.1] по огибающей действу-
ющих или амплитудных значений напряжения и характеризуются
размахами 5Ц и частотой повторения F^jt за единицу времени или
интервалом времени между изменениями напряжения Д/, z + в
секундах или минутах. Пример огибающей амплитудных значений
напряжения приведен на рис. 3.7.
Таблица 3 1
Размахи колебаний, вызываемые их основными источниками
Вид оборудования (источник колебаний напряжения) Размах колебаний, % Диапазон частот колебаний, Гц
ДСП-100 (35 кВ) 2—4 0,5—8
ДСП-100 (10 кВ) 3,5—12 0,5—8
Сварочные линии До 19 До 10
Станки 1,5—2,9 0,033—1
30
Рис. 3.7. Колебания напряжения размахом 5U(, длительностью Д/,- и интервалом
времени между изменениями Дг,- /+ j
Другой единицей измерения колебаний напряжения, как мерой
восприимчивости человека к воздействию фликера за установленный
промежуток времени, является доза фликера P$t и PLt, измеряемая
соответственно на кратковременных (10 мин) и длительных (120 мин)
интервалах времени.
Размах изменения напряжения оценивается на каждом полупери-
оде основной частоты по формуле
Ч'+11
-1X21100%, ..*••••
НОМ IC 1 ЛИ.-*
где Ц и Ц + ] — значения следующих один за другим экстремумов
или экстремума и горизонтального участка огибающей.
Частоту повторения изменений напряжения при периодических
колебаниях напряжения вычисляют как ' ’ ’
где т — число изменений напряжения за время Т, равное 10 мин.
В отличие от размахов и частоты колебаний напряжения дозой
фликера оцениваются не их амплитуда и количество, а интегральное
кумулятивное восприятие светового потока, создаваемого электри-
ческими источниками освещения, человеком. Измерение дозы фли-
кера проводится фликерметром — прибором, воспроизводящим
математическую модель канала воздействия этого процесса на зре-
ние, образованного источником света, глазом и мозгом человека.
3.4. Несинусоидальность тока и напряжения
Под несинусоидальностью напряжения понимают искажение
синусоидальной формы кривой напряжения. При синусоидальном
31
источнике напряжение на элементах электрической цепи с линейной
вольт-амперной характеристикой, имеет синусоидальную форму и =
= J7msin соЛ
Так, напряжение и ток на выводах генератора практически сину-
соидальны, а в узлах сети они могут быть несинусоидальны. Искаже-
ние формы кривой напряжения в таком случае возможно только
в результате искажения формы тока.
Несинусоидальность напряжения обусловлена функционирова-
нием электроприемников с нелинейной вольт-амперной характерис-
тикой. К таким электроприемникам относятся дуговые сталеплавиль-
ные печи, преобразователи, трансформаторы (в режиме близком
к холостому ходу), индукционные печи, люминесцентные лампы,
ртутные лампы высокого давления, телевизоры и т.п., потребляющие,
несинусоидальный ток. - ... - 'Я
, На рис. 3.8 рассмотрено три случая:
• работа источника синусоидального напряжения и = t7wsinco/ на
нелинейное сопротивление, для которого вольт-амперная характе-
ристика и нелинейна (см. рис. 3.8, а);
• работа такого же источника на линейное сопротивление (см.
рис. 3.8, б);
• работа источника синусоидального тока на нелинейное сопро-
тивление (см. рис. 3.8, в).
Как видно из рисунка, подключение синусоидальных источников
к нелинейному сопротивлению приводит к искажению либо тока
в этом сопротивлении (см. рис. 3.8, а), либо напряжения на нем (см.
рис. 3.8, в). И только при линейном сопротивлении и ток, и напряже-
ние остаются синусоидальными (см. рис. 3.8, б). Так как несинусон-
дальные токи и напряжения описываются периодическими функци-
ями i = Дсо/) и и = Дсо/), имеющими конечное число разрывов, то для
их анализа применяют разложение Фурье, согласно которому любая
периодическая функция может быть представлена рядом гармони-
ческих составляющих:
Аг(со/) = Л0+ M„cos«co/ + S^sinwco/]
п = 1 '
илиЛ(со/) = Ао + Xysin (о/ + (pj) + A2sin (2со/"+ <р2) + ^3s‘n (Зсо/ + (р3) + ...
...+ /4ttsin (т7Ф/+ (ри) + ..., или в общем виде для п гармоник:
п
ЛХСОГ) = Л0+ У Л„5Ш(77СО/+ (ри)
гдеЛл= ^4^ + S,2,;4>„"arctg(S„M„).
32
Л
С. 3.8. Влияние нелинейности вольт-амперной характеристики и - flj) на
рму кривой тока (а, б) и напряжения (в)
3375
за
При этом интегральные функции
2п •+- — 2.П ; |
Ап = - |Х(соГ)Costcot dco/ и Вп = - |Х(соГ)sinwco/ dcoZ
о о
в практических расчетах заменяют суммами
2 и 2 п
Ап = -^^(coOcoswco/ и Вп = -£A”(co/)sm«co/.
” 1 п ]
Интегральные функции при разложении в ряд Фурье в зависи-
мости от их ориентации относительно осей координат имеют ряд
свойств [3.4].
I. Если %(И = —X{t + тс), то такая функция (рис. 3.9) называется
симметричной относительно оси абсцисс и в разложении не содер-
жит ни постоянной составляющей, ни четных гармоник. Тогда, поль-
зуясь разложением Фурье, кривую можно представить в виде
Дсо?) = ^!sin(co/ + (pj) + A3sin(3co!' + <р3) + ...»
для всех гармоник п = I, 3, 5, 7... (нечетные), а для гармоник, для
которых п = 0, 2, 4, 6... (четные), Ао -0,А2 = А4 = 0.
2. Если А^со/) ~ Аг(-со/), то такая функция (рис. 3.10) называется
симметричной относительно оси ординат и не содержит синусои-
дальной составляющей.
В этом случае, пользуясь разложением Фурье, следует записать
Дсо?) = А0 + A1cosco/ + A2cos2co?' + ... + A^costtco/
и, следовательно, Вп = 0.
3. Если А^со/") = -А^-со?), то такая функция (рис. 3.11), называется
симметричной относительно начала координат. Оиа не содержит ни
Рис. 3.9. Несииусоидальиая функция, симметричная относительно осн абсцисс
34
Рис. 3.10. Несииусоидальиая функция, симметричная относительно осн ординат
Рис. 3.1]. Несннусондальная функция, симметричная относительно начала ординат
косинусной, ни постоянной составляющей (Ло = 0, А2 = А^ = 0) и
имеет вид •• • •• .-ч
A7(co?) = ^sinco? + 52sin2co? + 53sin3co? + ... + Bwsinwcof.
Рассмотрим несколько примеров.
Пример 1. Для схемы однополупериодного выпрямителя
(рис. 3.12) ток в нагрузке R при синусоидальном напряжении и =
" Ци81п<М имеет форму полуволны синусоидального тока амплиту-
дой ,
т , - ’ *• •
Запишем разложение этого тока в ряд Фурье:
г£(со/) = —+ 7 cos cd? + —00520)? - —cos4co? +
п \2 4 1-3 3’5
- . •- • . b_,i
+ —cos6co? + ...) ' |,; ’ S''1’ ’
• • 5 ‘ 7 ’ ГН '-С > >1 J.
2‘ 35
содержит постоянную и косинусную составляющие четного порядка.
С учетом этого можно показать, что ток, имеющий прямоугольную и
симметричную относительно оси абсцисс форму (рис. 3.13), равен
< 1\
^(“0 = —
sin со ? + - sin 3 со t - — sin 5 со г1 + -sin 7 со? +
Спектр такого тока показан на рис. 3.14.
Для 6-пульсного преобразователя, показанного на рис. 3.15, ток
имеет несколько иной гармонический состав, который определяется
его трапецеидальной формой: .
2Т37Л
<2(<»0 = -----|
sin со? — sin 5со t + - sin7со t +
5 7
Таким образом, ЭП с нелинейной вольт-амперной характеристикой
являются источниками высших гармоник тока. Распространение
высших гармоник по электрической сети вызывает падение напряже-
36
рис. 3.13. Ток прямоугольной формы н его разложение на гармонические
составляющие:
/ — первая гармоника (основной частоты); 1т^ — третья гармоника
РИС| 3.15. Схема 6>пульсного преобразователя и форма потребляемого нм
тока:
Y- угол коммутации .( - < ,•
3
ния от соответствующих гармоник на участках сети и искажения с *
соидальной формы кривой напряжения в узлах сети. Такие искажен^
напряжения характеризуются согласно ГОСТ 13109—97 коэффициец.
том искажения синусоидальной формы кривой напряжения
г к = Н------------100%. ’•
i и»
Так как состав гармоник по амплитуде и частоте (порядку) про
волен, то для характеристики формы кривой напряжения используют
коэффициент п~й гармонической составляющей
где п — порядок гармоники; — действующее значение н-й
гармоники, В; — то же для 1-й (основной) гармоники, В.
Таким образом, для оценки Ку необходимо определить гармони-
ческий состав напряжения. Учитывая, что частота в сети может изме- •
пяться, при расчете гармонического состава кривой напряжения учи-
тывают не частоту гармоники в герцах, а ее порядок, т.е. кратность
по отношению к основной частоте. Это условие соответствует прак-
тическим расчетам, так как нелинейные ЭП генерируют гармоники
тока кратные основной частоте, которая может отличаться от про-
мышленной частоты, равной 50 Гц. ГОСТ 13109—97 ограничил диа- (
пазон учитываемых гармоник 40-й (2 кГц), так как амплитуды гармо-
ник более высокого порядка незначительны.
3.5. Несимметрия токов и напряжений
Напряжение в трехфазной сети может быть несимметричным.
Несимметричное напряжение нормируется по его параметрам на
основной частоте. Если амплитуды фазных (междуфазных) напряже-
ний равны и сдвиг фаз (угол между ними) одинаков, то напряжение
симметрично. Если один из этих признаков или оба нарушаются, то
напряжение несимметрично. Аналогичное определение может быть .
распространено и на токи.
При этом всегда при оценке несимметрии напряжения трехфазн0^ р
сети в соответствии с требованиями ГОСТ 13109—97 имеют в ВИДУ
напряжение (ток) основной частоты (1-я гармоника). Тогда как несиМ- •
метричная система может быть образована на любой частоте, вт°м
числе и на частоте высших гармоник. Это обстоятельство необх0'
димо учитывать при расчете или измерении симметричных состав 1
38 . I
напряжений (токов) в сети с несинусоидальным напряже-
уЮщим образом: сначала выделяют основную гармонику
Н0еМ жения а затем рассчитывают ее симметричные составляющие.
напР ин иесимметрии напряжений много, но основная из них —
ПР имметрия токов в сети, что обусловлено неравенством
эТ° Н и по фазам. Значительная часть бытовых и промышленных
нагрУ оппиемников имеют одно- или двухфазное исполнение и при-
ЭЛеКТРняются К сетям 380 В. Именно для питания таких электропри-
СОеД ов сети напряжением 380 В имеют четырехпроводное исполне-
еМН Обмотка 380 В трансформаторов, питающих такие сети, соеди-
НИб в «звезду», а ее нейтраль выводится четвертым токоведущим
ЯеИводом. Без «нулевого» провода эксплуатация сети невозможна.
Пои его обрыве наступает аварийная ситуация, обусловленная
существенной несимметрией напряжения. При этом на отдельных
фазах напряжение приближается к междуфазному (380 В), а на дру-
гих—к нулю. . .4;и, ... ... ...
Несимметрия напряжений наблюдается в сетях 6—10 кВ как
результат несимметрии нагрузки в сетях 380 В. Подключенные
ксетям 6—10 кВ электроприемники имеют трехфазное исполнение.
Однако и среди них имеются такие, которые способны создавать
несимметрию. К ним относятся, например, дуговые сталеплавильные
печи. Регулирование тока электрической дуги в таких печах осущест-
вляется пофазно. В режиме расплава могут возникать и эксплуатаци-
онные несимметричные короткие замыкания. Высокопроизводитель-
ные ДСП-100 и ДСП-200 получают питание от сетей ПО—330 кВ.
В сетях высокого напряжения несимметрия может быть обуслов-
лена конструкцией линии из-за неравенства ее сопротивлений по
фазам. Для симметрирования сопротивлений фаз линии проводят
транспозицию фазных проводов, что требует сооружения специаль-
ных транспозиционных опор. Конструкции таких опор сложные и
Дорогостоящие, кроме того, они являются элементами, повреждения
vJDT°PbIX наиболее вероятны. Поэтому количество опор стремятся
Но ЬШить, что, естественно, отражается на симметрии напряжений,
способствует повышению надежности электроснабжения.
Ные ще Одна причина несимметрии напряжений — это неполнофаз-
бымРеЖИМЫ В сетях с изолированной нейтралью. Их относят к осо-
РежимьГ допустимым по условиям эксплуатации режимам. Эти
в ушепк допУСкают для сохранения электроснабжения потребителей
К таким СимметРии напряжений на приемном конце такой линии.
НаземлкГе °С0®Ь1М режимам следует отнести режимы с замыканием
Нес °ДН0Й И3 Фаз в сеТях с изолированной нейтралью.
ЙЬ1ми сос етРи*° напряжений (токов) характеризуют симметрич-
авдяющими основной частоты прямой, обратной и нуле-
39
вой последовательности. Прямая последовательность является основ-
ной составляющей. Именно она определяет чередование фазных
(междуфазных) напряжений и рабочее (номинальное) напряжение
сети. Напряжение обратной и нулевой последовательности следует
рассматривать как помеху, под влиянием которой в цепи трехфазной
нагрузки протекают соответствующие токи. Эти токи не совершают
полезной работы, приводя, например, к снижению вращающего
момента на валу вращающихся машин и их дополнительному
нагреву. Утроенное значение токов нулевой последовательности в
нулевых проводах сетей напряжением 380 В приводит к их пере-
грузке. Замыкаясь в обмотках трансформаторов, соединенных в
«треугольник», токи нулевой последовательности создают эффект
подмагничивания. Однако благодаря этому токи нулевой последова-
тельности не проникают в сеть 6—10 кВ из сети 380 В. '
Для оценки несимметрии напряжений (токов) пользуются мето-
дом симметричных составляющих, согласно которому любая трех-
фазная система синусоидальных напряжений (токов) может быть
представлена тремя симметричными составляющими: прямой,
обратной и нулевой последовательности (рис. 3.16 и 3.17).
В соответствии с этим методом установлены и ПКЭ по несиммет-
рии напряжения:
• коэффициент несимметрии напряжения по обратной последо-
вательности для любой сети
Рис. 3.16. Несимметричная система фазных LJa,LJb,Uch меадуфазиых Цвс, •
иСА напряжений (с) и составляющие ее прямой £/BV UCI (а) и обратной ЦА2,
U,B2, LLcz (б) последовательности
40
рис. 3.17. Несимметричная система фазных 1[в, Цс напряжений (с) н состав-
ляющие ее прямой Цв1, U_Ci (а) и нулевой (б) последователь-
ности ; '•
• коэффициент несимметрии напряжения по нулевой последова-
тельности для четырех (пяти) проводной сети 380 В
^1(1) •! ^ном.ф
где и — соответственно напряжения основной частоты
обратной и нулевой последовательности; — междуфазное (фаз-
ное) напряжение основной частоты прямой последовательности.
Вторая формула используется для приближенных расчетов.
Напряжения (токи) обратной и нулевой последовательности могут
быть рассчитаны по значениям векторов исходной несимметричной
системы с помощью единичного вектора а = ej2n/\ Тогда для векто-
ров напряжений прямой Х/щ), обратной £72(i) и нулевой XZq(i) после-
довательности фазы А можно записать:
1 1 ' о
Для прямой последовательности (Ил + а^-В + а Нс)>
1 2
Для обратной последовательности ££з(1) = (—л + а —в + flZZc,)>
Для нулевой последовательности Д)(1) = (На + Ив + —с)’
ГДе Ид, Ug, ис — действующие фазные (междуфазные) напряжения
сети.
41
3.6. Провалы и кратковременные исчезновения
напряжения
К провалам напряжения относится внезапное значительное сни-
ение напряжения (более чем на 10 % С7нОМ) в точке электрической
ети, за которым следует восстановление напряжения до первона-
ального или близкого к нему уровня через промежуток времени от
ескольких периодов до нескольких десятков секунд (рис. 3.18).
В отличие от ранее рассмотренных ПКЭ, провалы напряжения
вляются совершенно случайными, но вероятными событиями и
арактеризуют анормальные режимы работы системы электроснаб-
ения. Провалы напряжения характеризуют надежность электро-
набжения, «оценивая» его бесперебойность, и возникают в любой
ети. Первоначальной причиной провалов является попадание мол-
ии в линию или на шины открытого распределительного устройс-
ва. При этом возникает короткое замыкание, срабатывают средства
ащиты оборудования и системы автоматики (АПВ, АВР). Провалы
апряжения могут быть обусловлены ошибками персонала или лож-
ыми срабатываниями средств защиты и автоматики. Глубина про-
ала в точке наблюдения (шины подстанции, зажимы электроприем-
ика и т.п.) тем больше, чем ближе место повреждения к этой точке,
лительность провала определяется совокупностью времени сраба-
ывания средств защиты и автоматики, благодаря действию которых
апряжение может быть восстановлено. ,,
Провал напряжения может иметь несколько ступеней, когда
апряжение восстанавливается до первоначального по мере восста-
овления исходной схемы, или переключений в схеме, связанных с
Рис. 3.18. Провал напряжения глубиной 5£'п и длительностью Д /п
присоединением резервных источников питания, что существенно
влияет на восстановление функций электроприемников после воз-
можного отказа, вызванного этим провалом.
Появление провалов неопределенно по месту и времени и поэ-
тому относится к случайным событиям, вероятность которых должна
рассматриваться как прогноз. Вероятность их появления определя-
ется по результатам измерений и (или) расчетов, а ежегодная час-
тость меняется в зависимости от типа системы энергоснабжения и
точки наблюдения. Возможное число провалов напряжения за год
может составлять от нескольких единиц до сотен в зависимости от
грозовой активности в регионе, где расположена электрическая сеть.
На Земле одновременно происходят приблизительно 2 000 гроз
[3.5], вызывая около 100 разрядов молний ежесекундно. По поверх-
ности земного шара грозы распределяются неравномерно. Частота их
образования зависит от ряда факторов: географического положения и
рельефа местности, времени года, времени суток. Интенсивность
грозовой деятельности в какой-либо местности характеризуется
средним числом грозовых часов в году [3.6]. В ряде стран пользу-
ются другой характеристикой грозовой деятельности — годовым
числом грозовых дней. Эти характеристики грозовой активности
получают по данным многолетних метрологических наблюдений.
Для практических задач важна удельная плотность ударов молнии
в землю, т.е. годовое число ударов на 1 км2 поверхности. В России
принято среднее число ударов молнии на 1 км2 поверхности земли за
100 грозовых часов. В среднем в европейской части число грозовых
дней в году составляет от 15 до 35, а число ударов молнии за год —
от 1 до 5 на 1 км2 площади. • • •• *
Наиболее часто подвержены ударам молнии воздушные линии
электропередачи. Общая длина линий напряжением 35—1150 кВ
в стране достигла почти 800 тыс. км, а протяженность воздушных
линий меньшего номинального напряжения исчисляется несколь-
кими миллионами километров [3.7]. Очевидно, что, зная число уда-
ров молнии в линии определенного напряжения, можно прогнозиро-
вать число коротких замыканий, вызванных ими, и отключаемых
автоматикой поврежденных линий и соответственно прогнозировать
провалы напряжения.
Характеризуя надежность электрической сети как ее способность
обеспечить бесперебойное электроснабжение, можно также считать,
что провалы напряжения (кратковременные или длительные) явля-
ются дополнительным критерием уровня надежности этой сети. Про-
вал напряжения любой длительности и глубины свидетельствует не
только о состоянии и исправности средств автоматики и защиты,
43
но и о способности сети обеспечить резервное электроснабжение,
не допуская при этом тепловой перегрузки ее оборудования (линий,
трансформаторов и т.п.).
Основным видом повреждения линий сетей являются короткие
замыкания. Короткие замыкания (КЗ) возникают достаточно часто
при эксплуатации электрических сетей и электростанций. Короткие
замыкания являются одной из основных причин нарушения нормаль-
ного режима работы электроустановок, а в некоторых случаях и энер-
госистемы в целом. Короткие замыкания могут происходить через
дугу или непосредственно, без переходного сопротивления, так
называемые «металлические» КЗ. .......... i ''
В количественном отношении КЗ в сетях распределяются примерно
следующим образом: однофазные — 65 %, междуфазные на землю —
К(1Л)» 20 %, двухфазные — 10 % и трехфазные — 5 % [3.8].
На относительное число тех или иных видов повреждений и харак-
тер их протекания оказывают влияние рабочее напряжение, режим
заземления нейтрали сети, время отключения повреждения и некото-
рые другие факторы. Трехфазные КЗ являются редким видом повреж-
дения, но их принято учитывать для сетей всех видов и напряжений.
При увеличении номинального напряжения и расстояния между
фазами вероятность возникновения таких КЗ резко уменьшается.
Провал напряжения (рис. 3.19) характеризуют глубиной 8С7П, дли-
тельностью частостью появления Fn. . . . .।
Глубина провала рассчитывается по формуле <
Рис, 3.19, Схематичный вид провала напряжения
4
где ^'ном — номинальное напряжение, В; t7min — остаточное напря-
жение в точке контроля, В.
Длительность провала рассчитывается как разница между време-
нем восстановления напряжения tK и временем начала провала
Д'п = (к-'н- -
Установлено [3.1], что длительность восстанавливаемого провала
напряжения не может превышать 30 с. — . .
Частость появления провалов напряжения рассчитывается по
формуле
т(8£7пД/ )
гп = п 100%,
п М
где w(8t7n, Д?п) — число провалов глубиной 8£7П и длительностью A?n
за рассматриваемый интервал времени Т\ М— суммарное число
провалов напряжения за рассматриваемый интервал времени Т.
В табл. 3.2 и 3.3 приведены характеристики провала напряжения
для кабельных и воздушно-кабельных сетей, оборудованных АВР,
стран Европейского союза. Частость появления провалов напряже-
ния указана по отношению к 100 событиям, повлекшим за собой про-
валы напряжения различной глубины и длительности.
Сведения, приведенные в таких таблицах, являются результатом
длительных измерений и их статистической обработки. Измерения
необходимо проводить в характерных точках сети, например в цент-
рах питания, в точках общего присоединения потребителей. Потре-
битель, располагая этими сведениями, решает вопрос об обеспече-
нии бесперебойности электроснабжения установленных в его сис-
теме электроприемников путем резервирования питания, повышения
быстродействия средств автоматики, применения автономных источ-
ников питания и систем бесперебойного питания.
I
||
Таблица 3.2
Характеристика провалов напряжения для кабельных линий
Глубина провала, % Частость провалов, %, при длительности провала, с Всего, %
0,01—0,1 0,1—0,5 0,5—1,0 1,0—3,0 3—20 20—60
10—30 33,0 20,0 4,0 0,5 0,5 — 58
30—60 4,0 15,0 2,0 — — — 21
60—95 3,0 9,0 0,5 1,5 — — 14
100 0,5 0,5 1,0 — — 5,0 7
Итого: 40,5 44,5 7,5 2,0 0,5 5,0 100
45
(К-кт? ТаблицаЗ.З
Характеристика провалов напряжения для воздушно^кабельиых линий
Глубина провала, % Частость провалов, %, при длительности провала, с Всего, %
0,01—0,1 0,1—0,5 0,5—1,0 1,0—3,0 3—20 20—60
10—30 19,0 17,0 4,0 1,0 0,5 — 41,5
30—60 8,0 10,0 3,0 0,5 — — 21,5
60—95 1,0 4,0 2,0 0,5 — — 7,5
100 1,0 4,0 17,0 2,0 1,5 4,0 29,5
Итого: 29,0 35,0 26,0 4,0 2,0 4,0 100
3.7. Временное перенапряжение
Временное перенапряжение — это повышение напряжения в
точке электрической сети выше 1,1 t7H0M продолжительностью более
10 мс, возникающее в системах электроснабжения при коммутациях
или коротких замыканиях. Перенапряжения могут иметь периоди-
ческий или апериодический характер (рис. 3.20). Их можно разде-
лить на кратковременные, длительные (периодические) и импуль-
сные (апериодические).
Причинами появления кратковременных перенапряжений явля-
ются коммутации ненагруженных линий электропередачи, конденса-
Рис. 3.20. Временное перенапряжение и его характеристики
6
Таблица 3.4
Характеристики временных перенапряжений
А<пЧ>"’ с До 1 До 20 До 60
1,47 1,31 1,15
торных батарей или малонагруженных трансформаторов, подключе-
ние или отключение большой нагрузки. В общем случае представ-
ляют опасность длительные перенапряжения. Они возникают в элек-
трических 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 меж-
дуфазного значения. В протяженных линиях электропередачи напря-
жением 500, 750 кВ перенапряжения возникают в результате их раз-
грузки по передаваемой мощности за счет избыточной реактивной
мощности, генерируемой такими линиями. Для характеристик КЭ по
временным перенапряжениям применяют два параметра: коэффици-
т, ^тах а
ент временного перенапряжения К г, ---------- и длительность
Л!7ном
временного перенапряжения Д(перС/ = (к пер - (н пер, где !7гааха — амп-
литудное значение напряжения основной частоты, В; ?кпе^ и гн—
моменты времени, соответствующие началу и окончанию перенапря-
жения.
Вероятные значения этих характеристик при временных перена-
пряжениях в соответствии с ГОСТ 13109—97 приведены в табл. 3.4.
В среднем за год в одной точке присоединения возможны около
30 перенапряжений.
ft 1
3 8. Импульсное напряжение / .
Импульсные напряжения вызываются грозовыми явлениями, а
также переходными процессами при коммутациях в системе электро-
снабжения. Грозовые и коммутационные импульсы напряжения сущест-
венно различаются по характеристикам и форме. | ;;
g Импульсное напряжение — это резкое изменение напряжения
точке электрической сети, за которым следует восстановление
ние^ЖеНИЯ Д° пеРвоначального или близкого к нему уровня в тече-
‘О 15 мкс (грозовой импульс) и 10—15 мс (коммутационный
УЛьс). И если длительность фронта грозового импульса тока на
47
порядок меньше, чем коммутационного, то амплитуда грозового
импульса может быть на несколько порядков выше [3.6]. Измеренное
максимальное значение тока разряда молнии в зависимости от его
полярности может изменяться от 200 до 300 кА, что происходит
редко. Обычно этот ток достигает 30—35 кА [3.9].
На рис, 3.21 приведена осциллограмма импульса напряжения, а на
рис. 3.22 — его общий вид. "
Удары молнии в линии электропередачи или вблизи них в землю
приводят к появлению импульсных напряжений, опасных для изоля-
ции линий и электрооборудования подстанций. Основной причиной
выхода из строя изоляции объектов электроэнергетики, перерывов
электроснабжения и затрат на его восстановление является пораже-
ние молнией этих объектов.
Грозовые импульсы — распространенное явление (см. § 3.6). При
разрядах молния попадает в грозозащитное устройство зданий и под-
Рис. 3.21. Осциллограмма импульсного напряжения в сети низкого напряжения
Рис. 3.22. Импульс напряжения
8
станций, соединенных кабелями высокого и низкого напряжения,
линиями связи и управления. При одной молнии могут наблюдаться
д0 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, оборудованных кабель-
ными и воздушными связями, индуцируется напряжение от несколь-
ких десятков вольт до многих сотен киловольт. При попадании мол-
нии в воздушные линии вдоль них распространяется волна перена-
пряжения, которая достигает сборных шин подстанции. Волна пере-
напряжения ограничивается либо прочностью изоляции при ее про-
бое, либо остаточным напряжением защитных разрядников, сохраняя
при этом остаточное значение, достигающее десятков киловольт
[3.9].
Коммутационные импульсы напряжения возникают при коммута-
циях индуктивных (трансформаторы, двигатели) и емкостных (кон-
денсаторные батареи, кабели) нагрузках. Возникают они при КЗ и его
отключении. Значения коммутационных импульсов напряжения зави-
сят от типа сети (воздушная или кабельная), вида коммутации (вклю-
чение или отключение), характера нагрузки и типа коммутационного
устройства (предохранитель, разъединитель, выключатель). Комму-
тационные импульсы тока и напряжения имеют колебательный зату-
хающий повторяющийся характер, обусловленный горением дуги
[3.9].
Значения коммутационных импульсов напряжений длительностью
на уровне 0,5 амплитуды импульса (см. рис. 3.22), равной 1—5 мс,
приведены в табл. 3.5 [3.1].
Импульс напряжения характеризуется амплитудой С/импа, макси-
мальным значением напряжения С7ИМП, длительностью переднего
Фронта, т.е. интервалом времени от начала импульса ?Ha4 до момента
достижения им максимального (амплитудного) значения ?амп и дли-
тельностью импульса напряжения по уровню 0,5 его амплитуды
?импо,5- Две последние временные характеристики показывают
в виде дроби Д(амп/(Имп 0,5-
Значения коммутационных импульсных напряжений
Таблица 3.5
альнре напряжение сети, кВ
J^tyrcbCHpe напряжение. кВ
0,38 3,0 6,0 10 20,0 35,0 110,0
4,50 15,5 2,7 43 85,5 148 363
220,0
705
49
, Список литературы к гл. 3 ,э
3.1. ГОСТ 13109—97. Электрическая энергия. Совместимость технических
средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах
электроснабжения общего назначения / Межгосударственный совет по стандар-
тизации, метрологии и сертификации. Минск: ИПК Изд-во стандартов, 1998.
3.2. Электрические системы. Т. 2. Электрические сети / Под ред. В.А. Вени-
кова. М.: Высш, шк., 1971.
3.3. Повышение эффективности использования электроэнергии в системах
электрогехнологии / Б.П, Борисов, Г.Я. Вагин, А.К. Шидловский и др. Киев: Нау-
кова думка, 1990.
3.4. Основы теории цепей / Г.В. Зевеке, П.А. Ионкин, А.В. Нетушил,
С.В. Страхов.— 3-е изд., испр. М.—Л.: Энергия, 1965.
3.5. Базуткин В.В., Ларионов В.П., Пинталь Ю.С. Техника высоких напря-
жений. Изоляция и перенапряжения в электрических системах. М.: Энергоатом-
издат, 1986.
3.6. Кужекин И.П., Ларионов В.П., Прохоров Е.Н. Молния и молииезащи-
та. М.: Знак, 2003.
3.7. Электротехнический справочник: В 4 т. Т.З. Производство, передача и
распределение электрической энергии / Под общ. ред. проф. МЭИ. — 8-е изд.,
испр. и доп. М.: Издательство МЭИ, 2002.
3.8. Хабигер Э. Электромагнитная совместимость. Основы ее обеспечения в
технике. М.: Энергоатомиздат, 1995.
3.9. Электромагнитная совместимость в электроэнергетике и электротехни-
ке / А.Ф. Дьяков, Б.К. Максимов, Р.К. Борисов и др.; Под ред. А.Ф. Дьякова. М.:
Энергоатомиздат, 2003. *> » *. •< . ,i».«c.-i - >,<
ri’.f', . 4 I , 1 I.
. i 7 .id? iK ; .1- . .
i' । Jf.' •?'
иr> : j'.r . *'<ji.tr / e, - । ч'\.-и ji.(
< 'j 7 ,: c i i. ’till '‘it- .. liar1 II
1 ’ I. I'h R • Г:- '.
II .• ‘.|| . . . ' ' • :h "I
,ii>- • . (. . . , i! 11 . ,.s к- •' .г,^ь .? ; .ф
*', :• i 'Г-. . I '•••W-.IV' •AIW- ™
< Л) г! - •. । . I" ..I . . :• •
1 • r’iS .,.Jr II: -
Глава четвертая ч «е.с?т
ВЛИЯНИЕ СХЕМЫ СЕТИ НА РАСПРОСТРАНЕНИЕ 4'л
КОНДУКТИВНЫХ ПОМЕХ
'’.V* t"'-"
Показатели качества электроэнергии (уровни ЭМС) устанавлива-
ются в системе электроснабжения в зависимости от следующих фак-
торов:
• схемы сети, по которой распространяются кондуктивные помехи,
включая систему заземления электроустановок;
• параметров электрооборудования СЭС, включая воздушные
линии (ВЛ), трансформаторы, электроприемники, измерительные пре-
образователи, компенсирующие установки;
• параметров электроприемников, являющихся источниками помех,
схем их соединения и режимов работы,
Все эти факторы имеют качественные и количественные характе-
ристики, изменяющиеся во времени. Изменяющиеся уровни кондук-
тивных помех, называемые показателями качества электроэнергии,
регламентируются ГОСТ 13109—97 и являются теми уровнями помех,
при которых гарантируется ЭМС технических средств в точке
общего присоединения (ТОП). Такой ТОП могут быть шины под-
станции, к которым присоединены сети потребителей или их элект-
роприемники.
Источники помех могут быть размещены в нескольких узлах СЭС,
При этом в любом узле, где необходимо обеспечить ЭМС, помехи
суммируются. Влияние каждого источника помех на их суммарный
Уровень в ТОП различно и требует оценки каждой ветви, присоеди-
ненной к этому узлу. х.
Очевидно, что ЭМС в ТОП может быть обеспечена при условии,
что уровень эмиссии помех, вносимых каждой ветвью, должен быть
ограничен некоторым допустимым уровнем так, чтобы он не превы-
шал нормируемых ГОСТ 13109—97 значений.
Особенности влияния помех различных электроприемников на
изменение уровней ПКЭ неразрывно связаны с процессами возник-
новения и распространения различных видов помех.
Таким образом, при оценке влияния схемы СЭС на распростране-
ние кондукгивных помех необходимо учитывать:
• особенности суммирования помех, создаваемых несколькими
ст°чниками, рассредоточенными в СЭС;
Резонансные явления, возникающие на высших гармониках;
51
• распределение токов и напряжений при несимметричных
режимах;
• влияние на потери мощности и электроэнергии;
• влияние системы заземления электроустановок.
4.1. Суммирование помех
Так как все виды помех вызываются работой электроустановок
потребителей, совместное воздействие которых определяет суммар-
ный уровень помех в точке общего присоединения, а ГОСТ 13109—97
устанавливает нормы только на суммарный уровень, возникает необ-
ходимость суммирования помех данного вида в данной ТОП. В
качестве такой ТОП обычно рассматриваются шины ьй подстанции,
к которым в общем случае присоединяются несколько потребителей
(рис.4.1). < - ..^л.
Показатели КЭ вида Ку, Куу^, К^у, К$у характеризуют влияние
электроприемников потребителя на качество электроэнергии в рас-
сматриваемом узле системы. Значение ПКЭ в /-м узле определяется
токами искажений I создаваемыми потребителем во всех узлах, так,
что искажение напряжения в ?-м узле (Ц) равно векторной сумме
падений напряжения ДЦ от этих токов на собственных (Z ) и взаим-
ных (Z ) сопротивлениях, присоединенных к f-му узлу. Таким обра-
зом, для рис. 4.1: • .
Рис. 4.1. Суммирование высших гармоник тока n-го порядка в СЭС с несколь-
кими источниками
52
Первое слагаемое этого выражения представляет собой искаже-
ние напряжения, вызываемое источниками несинусоидальности и
несимметрии со стороны /-го источника. Второе слагаемое является
суммой искажений, вносимых в ?-й узел источниками того же вида,
установленными вj-x узлах сети. При этом следует иметь в виду, что
один и тот же элемент системы электроснабжения характеризуется
разными сопротивлениями Z(7 и Zy, которые имеют разные значения
для токов п-й гармонической, обратной, нулевой последовательности.
Приведенное выше уравнение представляет собой векторную
сумму, слагаемые которой изменяются случайным образом так, что
их модуль может изменяться от 0 до 1, а аргумент от 0 до 2п. В част-
ном случае это может быть и арифметическое сложение.
При измерениях ПКЭ на вход средства измерения подается сум-
марное напряжение (ток) и измеряется его действующее значение.
В проектных задачах, а также при вычислении допустимого вклада
источника, когда уровень помех, создаваемых несколькими источни-
ками, определяют расчетами, векторное суммирование заменяют
«взвешивающими» показателями степени а.
Обозначив показатель степени, характеризующий механизм сум-
мирования, через а, общую формулу для суммарного уровня искаже-
ния П конкретного вида можно представить в виде:
где к— число источников искажения.
Пг
Тогда векторы несимметрии напряжения по обратной и нулевой
последовательности, распределяющиеся случайным образом, сумми-
руются в квадратуре так, что
Колебания напряжения, создающие фликер, не являются вектор-
ными величинами. Их воздействие нормируется как накапливающе-
еся влияние энергии светового потока. Поэтому воздействие источ-
ников колебаний напряжений суммируется арифметически.
Механизм суммирования высших гармоник, генерируемых преоб-
разователями, установлен на основе экспериментальных исследова-
нии в зависимости от порядка гармоники:
• Для 3, 5, 7-й гармоник — арифметически, т.е. так, что для кривой
напряжения, содержащей 3, 5 и 7-ю гармоники, равен (при а = 1):
53
для И -й и 13-й гармоник в степени 1,4 [а - 1,4):
их
• для остальных гармоник во второй степени (а = 2):
I 40 к \
’«=14 J = 1
Показатель степени а, с которым суммируются гармоники, гене-
рируемые преобразователями, расположенными в различных точках
системы электроснабжения, на практике принимается равным «взве-
шенному» значению в зависимости от пульсности преобразователя,
с учетом снижения амплитуд гармоник при увеличении их порядка,
Тогда для 6-пульсных преобразователей, генерирующих нечетные
гармоники начиная с 5-й, показатель степени а - 1,3. Для 12-пуль-
сных преобразователей, генерирующих нечетные гармоники начиная
с 11-й, показатель степени а = 1,6.
Для остальных типов нелинейных электроприемников, например
дуговых печей, сварочного оборудования и др,, показатель степени
а® 2. Тогда для потребителей со смешанным составом электропри-
емников
. >< а = 1,3с/6 + 1,6с/12 + 2с/пр, ' ' '
где с/6, t/]2, с/пр — соответственно доли мощности 6- и 12-пульсных
преобразователей и других источников высших гармоник.
А
4,2, Частотные характеристики системы К
электроснабжения а ч !W
1 .. 'м-р" •* r'd
Система электроснабжения включает в себя все виды электрообо-
рудования, необходимого для обеспечения технологического про-
цесса производства, передачи, распределения и потребления электро-
энергии. В расчетах режимов СЭС представляют параметрами ее
оборудования в схеме замещения. Каждый вид электрооборудования
может быть представлен индуктивностью L, емкостью С и активным
сопротивлением R, значения которых определяются только конструк-
тивными особенностями исполнения этого оборудования. В расчетах
установившихся режимов СЭС, к которым относятся и расчеты неси-
нусоидальности напряжения и тока, в схемах замещения СЭС указан-
ные параметры представляют соответственно индуктивным XL - wL,
54
емкостным Хс - 1/(соС) и активным/? сопротивлениями. При частоте
напряжения (тока) в сети50 Гц угловая частота со = 314. На часто-
тах высших гармоник напряжения (тока) со^ = нсо, где п — целое
% отн.ед.
Ис- 4.2, Амплитудно-частотная характеристика сложной СЭС (я) и ее годограф (б)
55
число, отображающее порядок гармоники, т.е. ее кратность по отно-
шению к основной гармонике. Основная частота (гармоника) может
изменяться в пределах, допустимых ГОСТ 13109—97, тогда и
высшая гармоника изменяет свою частоту, однако порядок ее сохра-
няется неизменным. В СЭС могут присутствовать и гармоники
некратные по отношению к основной. Принято считать, что их доля
и амплитуды незначительны по сравнению с кратными гармониками,
для которых п ~ 2, 3, 4, ..., 40 и которые учитываются при оценке
несинусоидальности напряжения (тока).
Таким образом параметры схемы замещения элементов СЭС на
высших гармониках представляются как Хцпу ~ nwL, = ЦиюС)
и = R*/n. Зависимость модулей этих сопротивлений от частоты
называется амплитудно-частотной характеристикой (АЧХ). Амп-
литудно-частотные характеристики по отношению к той или иной
точке СЭС в эквивалентной схеме замещения, образованной в
результате последовательно-параллельного сворачивания элементов
СЭС, различны.
Амплитудно-частотную характеристику обычно изображают гра-
фически либо в виде спектральной зависимости = <р(и),
^С{п) = Ф(”)» R(n) = ф(й)> либо в виде годографа, отображающего изме-
нения значений двух параметров и R^ на частотах гармоник
исследуемого спектра. На рис. 4.2, а показана АЧХ, рассчитанная
относительно одного из узлов сложной системы в режимах ее
наибольшей, средней и наименьшей нагрузки, а на рис. 4.2, б та же
АЧХ представлена в виде годографа. При измерениях АЧХ получают
как отношение ZBX = <р(и) = с учетом активного сопротивле-
ния R(n). Как видно из рисунка, резонансные условия могут возни-
кать на частотах разных гармоник.
4.3. Резонанс напряжений и токов в СЭС
Входное сопротивление ЙГ2, если принять, что активное сопротив-
ление R^ мало, эквивалентной схемы замещения СЭС, полученной в
результате сворачивания ее элементов, зависит не только от частоты
со^) = «со, но и от схемы их соединения. Существенное влияние на
это сопротивление оказывает емкость конденсаторов в СЭС, а также
емкостная проводимость воздушных и кабельных линий, которые
с индуктивными элементами образуют параллельное или последова-
тельное соединение (рис. 4.3).
Изменение характера входного сопротивления в зависимости от
частоты приведено в табл. 4.1, где весь спектр исследуемых гармо-
56
Рнс. 4.3. Амплитудно-частотные характеристики СЭС при резонансе токов (а) и
напряжений (о) и соответствующие нм схемы замещения при резонансе токов (в)
н резонансе напряжений (г)
ник разделен на три области, когда их частота п < w п = ирез и
п > Ярез- В каждой из этих областей входное сопротивление Х% имеет
либо индуктивный характер, либо емкостной. Границей между этими
областями является п = ирез, когда Х^ = Хс^пу, и входное сопротив-
ление становится равным либо бесконечности (резонанс токов) при
параллельном соединении и-^с(п> ли®° НУЛЮ (резонанс напря-
жений) при их последовательном соединении. На рис. 4.3 показаны
АЧХ для каждого нз этих случаев, а на рис. 4.4 — векторные диа-
граммы. •
Из векторных диаграмм видно, какую опасность представляют
собой схемы, при которых возможны резонансы на частотах п близ-
ки* к «рез. в частности, при резонансе токов, вызванном напряже-
нием частотой равной или близкой резонансной частоте, в ветвях
параллельного резонансного контура возникают сверхтоки, значение
^)г°рых ограничено только активным сопротивлением этого контура.
Ри этом входное сопротивление = UII —> °о, а входной ток
57
1 • • Таблица 4.1
Входное сопротивление параллельной и последовательной цепей,
образованной сопротивлениями Хцп) н
Параллельное соединение Последовательное соединение
При п =«рез (резонанс токов) При п = лрез (резонанс напряжений)
ХЦп) = ХС(п'1 Тод = Лсд
h = 1L(n)~1C(n)~Q тЕ-о
XL=U/I=<x> = U/Iz = оо
При и > през; со > сорез При п > Лрез; со > сорез
^£(и)>^С(л) Тод >ХС(„)
'4») <7С(л) UL(n) > ис(„}
Х^ ~ иН-^ — емкостное сопротивление Х% — индуктивное сопротивление
При п < «рез; ш < <орез При о < со < юрез
х1(п)< ха.п) ^£(п) < %С(п)
иС(„) > "од
Х^ = UU^ — индуктивное сопротивление Х^— емкостное сопротивление
Примечание: %L= jXL(-jXc)ljXL -jXc= “ XLXdHXL ~ хс) = ~j(XLXdXL ~ xd П р и м е ч а н н е: Хъ ~jXL-JXC = +j(XL - Хс)
? в ? ,*'• ’ *' r- HR- •• 1
•>»* . • iti-' ad' »i.H >< 'г: к» •
+• • 'Л
-cw h(a) , ' Уь(п) -%;
-'од . Ui(n) -од
1
T . •Il t Л’-Urt’ " h _
-ОД lifit) : ” -ОД 4?од
. а) б)
Рнс. 4.4. Векторные диаграммы параллельной (а) н последовательной (б) цепей,
образованных сопротивлениями Хцп> н Х^у,
прнл^«резЛ>лрсз,«<лрсз
58
- ^с(п) = 0- Прн Резонансе напряжений наблюдается проти-
воположная картина. При резонансе напряжений, вызванном током
частотой равной или близкой резонансной частоте, в последователь-
нОй цепи на ее индуктивном и емкостном элементах возникают пере-
напряжения. Входное сопротивление такого контура О,
а входной ток /2 = IL^ - 1С^ = °°. Это свойство используется в
фильтрокомпенсирующих устройствах, параметры которого выбира-
ются таким образом, чтобы его суммарное сопротивление на задан-
ной частоте гармоники, генерируемой тем или иным элекгроприем-
ником, было минимальным, образуя минимальное сопротивление для
компенсируемой гармоники тока.
В протяженных воздушных линиях высокого напряжения, пред-
ставляемых в схемах замещения распределенными параметрами,
резонансные условия могут возникать на разных частотах в зависи-
мости от их протяженности.
При отсутствии резонансных условий в СЭС уровни высших гар-
моник напряжения снижаются по мере удаления от источника иска-
жения. В том случае, когда в СЭС существует резонанс, несинусои-
дальность напряжения в узлах сети, удаленных от источника
искажений, может быть выше, чем вблизи нелинейной нагрузки [4.2].
Распространение высших гармоник по сетям ПО кВ и выше
может сопровождаться волновыми процессами, также приводящими
к значительным повышениям уровней высших гармоник напряжения
и тока [4.3]. Подобные случаи зафиксированы в энергосистемах
Сибири и Дальнего Востока.
.[•
4.4. Распределение токов и напряжений Г|
при несимметричных режимах ч..(... . ' л
При выборе способов и средств компенсации токов обратной и
нулевой последовательности проводится расчет методом симметрич-
ных составляющих и измерения составляющих несимметричного
режима. В более простых случаях, когда система электроснабжения
не содержит вращающихся машин, расчет несимметричных режимов
можно выполнить обычным способом, не прибегая к составлению
эквивалентных схем прямой, обратной и нулевой последователь-
ности [4.4]. Рассмотрим такой способ применительно к четырехпро-
в°Дным СЭС с нулевым проводом (сети напряжением 0,4 кВ) и СЭС
с изолированной нейтралью. uti »•
Четырехпроходные сети с нулевым проводом. Пусть сопротив-
ление источника равно нулю, его напряжения UA * U_B * Uc несим-
59
метричны и комплексные проводимости нагрузки равны УА = YB - Yc.
Найдем напряжения UAq\> £7501, -^coi и токи 44’ 4g, Lc в Ф333*
нагрузки, а также напряжение смещения нейтрали UN (рис. 4.5).
Напряжение UN=U(y_Q в общем случае равно •
1 ••
(4.1).
- 1 A^-А 1B^B
—N У + Y + Y
. •• ’ • - *A + *B + Л
При этом возможны два случая: YN = о°, когда нейтрали источ-
ника и нагрузки соединены нулевым проводом, и Y^= 0, когда нуле- ,
вой провод отсутствует.
В первом случае, очевидно, UN = 0 и напряжения на фазах
нагрузки несимметричны и равны напряжению источника, или ЦА_ц ~
~U-A^ &в—0] = Us> —C—Oj = Uc- При этом токи в фазах нагрузки
также несимметричны: ......
44
При несимметричном напряжении источника и симметричной
нагрузке токи в фазах нагрузки несимметричны, а ток в нулевом
проводе равен сумме фазных токов или утроенному току нулевой
последовательности.
Во втором случае (обрыв нулевого провода) * 0, a IN = 0. Поэ-
тому
—,4—0j =—А ~ ~n> LLc—q}= LLc~ Un
и напряжения на фазах нагрузки не равны соответствующим фазным
напряжениям источника. Напряжение между нулевыми точками
источника и нагрузки (напряжение смещения нейтрали) равно
Токи в фазах нагрузки:
La = (Ua ~Ux)Ya; Lb = (Ub ~Lc = (Uc~Un)¥c>Ln=®-
Так как было принято, что YA = YB = то из (4.2) следует, что
напряжение смещения нейтрали j (UA + LLB + LLc) равно напря-
жению нулевой последовательности. ' г' ‘
При несимметричном напряжении источника, симметричной
нагрузке и обрыве нулевого провода токи в фазах нагрузки несим-
60
Рис. 4.5. Схема четырехпроводнон
СЭС с нулевым проводом
Рис. 4.6. Схема трехпроводнон СЭС
без нулевого провода
метричны, ток в нулевом проводе равен нулю, а напряжение смеще-
ния нейтрали равно напряжению нулевой последовательности.
] 2
Ток обратной последовательности равен /2 = (^4 + ° -в + а-сУ
Трехпроводные сети с изолированной нейтралью. Для таких
сетей сумма междуфазных напряжений всегда, в том числе и при
UAB * Щс * —СА> Равна нулю: UAB + Uвс + UCA - 0. Поэтому, сохра-
няя первоначальную схему, но без нулевого провода, фазные напря-
жения в ней можно заменить междуфазными. Пусть Ев = иАВ\ Е-с =
- UCA. Тогда расчетная схема примет вид, показанный на рис. 4.6.
В этом случае при несимметричной нагрузке YA * YB * Yc напря-
жение между точками 0 и 0t равно UN: «р, г г. Л
;;ду +с~с- .. ... (4.з)
1 + *В + . ... .<
Токи в фазах нагрузки составляют: •- '
1а=-пл- [в=(Ев~и^в=(илв-и^ . '* ;
‘ 1с^ (Е-с~ U-n)yC’ 1а+£в + 1с = ®-
Напряжения на фазах нагрузки несимметричны: л •
^А—0j = 1А/УЛ =-&N’ IB/yB=UAB-UN-,
Uc-0}= Ic/yc=UCA-UN- (4.4)
6i
Рис. 4.7. Схема четырехпроводнон
СЭС с глухозаземленной нейтралью
При симметричной YA = YB = Yc
и однородной нагрузке, как следует
из (4.3), при иАВ * ивс * иСА-.
.. _ -ЛВ + -сл _ —вс
----3 -
При симметричном напряжении
источника UAB = UBC = Uqa, наря-
жение Цу между точками 0 и 0] сле-
дует определять через фазные
напряжения ЕА = Ев = Ег (рис. 4.7).
Тогда можно записать, что
_ YA%A + YB%B + Yc$c
у + у + у ’
*А + *В
2
но Ев = а Еа и Ес = аЕА, поэтому
,,д. .. Л- т, _Ел(¥л +°1ув +aYc>
( U-N у +Y +Y ' ' '
*А + *B T 2C
и .• л. .« ’• •
t Тогда при Ya = YB = Yc напряжение на нейтральном проводе равно
- - Ел ) АД
Иц= у(1 +а +а) =0 ; .. ,1Г ...
и напряжения на фазах нагрузки равны фазным напряжениям
источника.
• , 4. -г V " . *»Ч У'-* bi НчЧ|1‘ ' t •'
4.5. Влияние КЭ на потери электроэнергии " / ч v
Такие ПКЭ, как отклонения напряжения и частоты, несинусои-
дальность и несимметрия напряжений и токов, влияют на потери
мощности и электроэнергии в электрических сетях.
Для определения отчетных потерь электроэнергии AFT учитывают
технические, технологические и коммерческие потери. Отчетные
потери определяют как разность электроэнергии, поступившей в
сеть FT0C, и электроэнергии, отпущенной из сети и оплаченной пот-
ребителем FT0п. л
Технические потери AFTT, обусловленные расходом на собствен-
ные нужды подстанций FTCH, и потери FTH3M, обусловленные инстру-
ментальными погрешностями измерений, составляют технологиче-
62
ские потери, так как определяются технологическими потребностями
процесса передачи электроэнергии по сетям и инструментального
учета ее поступления и отпуска. Коммерческие потери, равные
д[Ук= ДИ7- ДИ^- И7^ - И7^, представляют собой результат влия-
ния «человеческого фактора» и включают в себя хищения электро-
энергии, полную или частичную неоплату потребленной энергии и т.п.
В технологических потерях можно условно выделить дополнитель-
ные составляющие, обусловленные отклонениями режимов работы
электрооборудования и измерительных приборов от номинальных
или нормируемых. Одним из факторов, приводящих к таким откло-
нениям режимов, является ухудшенное КЭ.
Ухудшение КЭ приводит к дополнительным коммерческим поте-
рям. К ним относится часть энергии, параметры которой не соответ-
ствуют требованиям нормативных документов или договора энерго-
снабжения и которую абонент вправе не оплачивать в соответствии
со статьей 542 Гражданского кодекса Российской Федерации. В насто-
ящее время такая составляющая потерь при расчетах за электроэнер-
гию не учитывается.
Для понимания сущности и принципов измерения дополнитель-
ных технологических потерь в несинусоидальных и несимметрич-
ных режимах необходимо рассмотреть баланс мощности в системе.
На рис. 4.8 приведена упрощенная схема электрической системы,
содержащей искажающую и неискажающую нагрузки. Искажающая
нагрузка, потребляя электроэнергию на основной частоте прямой
Рнс.4.8, Направления активных мощностей в системе при искажающей
«агрузке;
гнЬ 2ц2 — сопротивления соответственно энергосистемы, неискажающей и искажа-
^Щей нагрузок; Росн с, /’осц Hj, F0CH н2 — активные мощности на основной частоте
Прямой последовательности соответственно энергосистемы, неискажающей и искажа-
Щеи нагрузок; Рпскс, Ржкн]. PWK н2 — активные мощности искажений, обусловлен-
ные режимами работы искажающей нагрузки
63
последовательности,
преобразует часть
ее
в энергию
искажений
обусловленную высшими гармониками тока и токами обратной и
нулевой последовательности, и передает обратно в сеть, что приво-
дит к появлению дополнительных потерь [4.5, 4,6].
Составляющие мощности определяются по токам и напряжениям
высших гармоник и симметричных составляющих:
• для четырехпроводных сетей (фазные токи и напряжения)
, и • Р| = Sf/j/jCoscp]; /^2 = 3 C72Z2cos(p2J Лэ= 3C7qZ0cos Фо»
АВСп=2
• для трехпроводных сетей (линейные токи и напряжения)
.. •- Pj = л/з costpj; Р2 = л/з costp2 ;
« = 2
Расчеты и анализ потерь проводятся на соответствующей частоте
гармоники или последовательности симметричной составляющей.
Активная составляющая мощности характеризует необратимые пре-
образования электрической энергии в другие виды энергии и при
несинусоидальных и несимметричных токах и напряжениях в трех-
фазной системе равна
> PZ = Л + PnZ + Р2 + ро-
'***' Полагая, что энергия высших гармоник и обратной (нулевой) пос-
ледовательности практически не совершает полезной работы, для
произвольного электроприемника или фрагмента электрической сис-
темы дополнительные потери мощности нужно рассматривать как
сумму мощностей искажений &Раоп = PnZ + Р2 + Ро.
Нагрузочные потери активной мощности ДРН в элементе сети
с сопротивлением г зависят от напряжения U
где Ри Q— активная и реактивная мощность [4.7].
Потери холостого хода ДРХ в элементе можно определить
= ................. (4.6)
где UB — напряжение на элементе (линии, компенсирующем уст-
ройстве и т.п.) или на стороне высшего напряжения трансформатора»
q — проводимость элемента.
64
Хак следует из (4.5)—(4.6) для снижения нагрузочных потерь
необходимо повышать напряжение, а для снижения потерь холостого
хода.— снижать напряжение.
Оптимальные значения напряжений, соответствующие минималь-
ным потерям, для ЭЭС зависят от структуры и режимов работы ее
сетей всех классов напряжения. В сетях напряжением ПО кВ и выше
нагрузочные потери могут быть сопоставимы с суммой потерь холос-
того хода и климатических потерь, а в сетях напряжением 6—35 кВ
потери холостого хода и климатические доминируют над нагрузоч-
ными.
Дополнительные технические потери в сети при несинусоидаль-
иости напряжения менее 5 % незначительны, а при возрастании Ку
д0 7—15 % потери от высших гармоник могут достигать 10—12%
суммарных потерь мощности [4.8]. В сетях электрифицированного
железнодорожного транспорта уровень дополнительных потерь
активной мощности от высших гармоник может составлять 10—15 %
потерь на основной частоте [4.9]. Наибольшие потери от высших
гармоник в элементах СЭС возникают в резонансных режимах.
Несимметрия напряжения приводит к увеличению потерь мощ-
ности и электроэнергии во всех элементах электрической сети, что
обусловлено протеканием токов обратной и нулевой последователь-
ностей. Например, при ЛГ2с/ = 2 % добавочные потери в обмотках
асинхронных двигателей ДРдоб составляют 8 % основных потерь
прямой последовательности ДР0СН, а при “5% ДРдоб равны
половине ДР0СН [4.10],
Таким образом, для оценки эффективности передачи и распреде-
ления электроэнергии при ухудшенном КЭ необходимо учитывать и
ее дополнительные потери. Учет дополнительных потерь в элемен-
тах СЭС при несинусоидальных напряжениях и токах приведен
в Прилож. 3.
4.6, Влияние несинусоидальности напряжений и токов ‘ Л
на приборы учета
.-f-л • . ,:-г ....
Существующие в настоящее время приборы учета электроэнергии
можно условно классифицировать в соответствии с элементной
азой, на основе которой они изготовлены, и измерительными прин-
ципами, позволяющими осуществлять учет. На рис. 4.9 приведена
классификация существующих приборов учета. Влияние качества
ЭЛектРоэнергии на приборы учета разных классов различно.
Как уже отмечалось, при измерении активной мощности нелиней-
НОи нагрузки Рнл имеют место два встречных потока мощности:
3 - 3375 63
Приборы учета электроэнергии
Индукционные | [ Электронные | | Микропроцессорные
Рис, 4,9, Классификация приборов учета электроэнергии
мощность, потребляемая из сети и мощность высших гармоник
Нелинейная нагрузка мощностью Рнл является источником высщих
гармоник, поэтому
• п f । г’
= I' <4-7)
‘ 2
Линейную нагрузку при несинусоидальном напряжении можно
определить ...............- . > . •
ъ = л + ' (4-8)!
Частотная характеристика погрешности индукционного счетчика
на частоте и-й гармоники аппроксимируется выражением у„ “
= а[ехр(-0и) - 1], где а = 1,28 и 0 = 1,19 (рис. 4.10) [4.11].
В соответствии с этой характеристикой и (4.7) при учете электро-
энергии, потребляемой нелинейной нагрузкой, происходит некото-
рый ее переучет, а для линейной нагрузки (4.8) при несинусоидаль-
ном напряжении — недоучет. Таким образом, потребитель с искажа-
ющей нагрузкой оплачивает ухудшение КЭ в электрической сети,
если в точке коммерческого учета установлен индукционный прибор
учета. Однако в целом баланс значений переучетов (недоучетов)
в энергосистеме не устанавливается.
Электронные и микропроцес-
сорные приборы учета, в отли-
чие от индукционных, учиты-
вают направление мощностей
высших гармоник в точке учета.
В [4.12] приводятся резуль-
таты испытаний электронных и
цифровых приборов учета.
Испытывались счетчики разных
типов: Альфа А1Т-3-00С1-Т,
66
^вроАльфа ЕА 05 RAT-P3-3, ЦЭ-6805-В, СЭТЗа-01-01, СТЭ-560,
«Меркурий-2002», СЭБ-2А.00.2, СЭБ-2А.05.2. К симметричным сиг-
нала51 токов и напряжений основной частоты добавлялись сигналы
токов и напряжений пятой и седьмой гармоник при различных соче-
таниях амплитуд и фаз. Изменения амплитуды и фаз высших гармо-
ник проявлялись в изменении знаков их мощностей.
В соответствии с рис. 4.8 и формулами (4.7) и (4.8) знак активной
мощности гармоники в точке измерения указывает на расположение
доминирующего источника искажения. Опираясь на данное положе-
ние, автор [4.12] экспериментально подтвердил, что показания элект-
ронных и цифровых приборов учета в цепи с нагрузкой—источником
гармоник, меньше энергии, потребленной этой нагрузкой на основ-
ной частоте, на значение суммы энергии высших гармоник. И, наобо-
рот, при подключении линейной нагрузки к источнику несинусои-
дального напряжения значение учтенной электроэнергии будет
больше на сумму энергий искажений, поступающих со стороны
питающей системы. Поэтому потребитель с источником искажений
будет платить меньше за электроэнергию, а потребитель, получаю-
щий электроэнергию высших гармоник, будет платить больше, чем в
том случае, когда его питание осуществляется синусоидальным
напряжением. г."'~ ......
Таким образом, учет активной электроэнергии при несинусои-
дальных режимах связан со значительными погрешностями, которые
оцениваются в 5—6 %. Однако многочисленные измерения ПКЭ и
составляющих мощности, выполненные авторами в системах 0,4—
500 кВ, содержащих нелинейные нагрузки, показали, что в боль-
шинстве случаев мощности высших гармоник в точках учета не пре-
вышают 0,5 % мощности на основной частоте.
Например, во вводах напряжением 10 кВ промышленного пред-
приятия (Ку = 74-16 %, Kj « 2,5-ь8,5 %, преобладали 11-я и 13-я гар-
моники) суммы активных мощностей высших гармоник Рп% состав-
ляли 0,017—0,22 % мощности на основной частоте. Учитывая, что
мощность нагрузки каждого ввода составляет 40—60 МВт, а в точках
учета установлены современные цифровые приборы учета класса
точности 0,2, можно ожидать, что энергосистема из-за высших гар-
моник в СЭС промышленного предприятия ежегодно недополучает
в счет оплаты за электроэнергию несколько миллионов рублей.
Выходом из сложившейся ситуации является применение микро-
процессорных приборов учета, позволяющих раздельно учитывать
энергию основной частоты, по которой следует проводить оплату, и
энергию высших гармоник. На российском рынке такие счетчики
Уже появились.
4.7. Влияние системы заземления сети напряжением
до 1 000 В _ j .д. , , ...
Система заземления электроустановок существенно влияет на
распространение кондуктивных помех в СЭС, а в информационно-
коммуникационных системах — особенно.
Заземление (зануление) технологического оборудования, средств
вычислительной техники, телекоммуникационных систем направ-
лено на решение двух основных задач:
• защиту персонала от поражения электрическим током при пов-
реждении изоляции и замыкании одного из проводов питающей
линии на корпус оборудования или от появления на корпусе оборудо-
вания опасного для человека потенциала по каким-либо другим при-
чинам, например из-за индуктивных или емкостных связей;
• защиту оборудования и линий обмена информацией (в том
числе локальных информационных сетей) от помех, которые возни-
кают со стороны питающих сетей из-за разности потенциалов между
различными точками цепей заземления и блуждающих токов в цепях
заземления, вследствие воздействия внешних электромагнитных
помех и других причин.
Первая задача решается с помощью защитных заземляющих уст-
ройств, выполняемых в соответствии с гл. 1.7 ПУЭ, ГОСТ
Р 50571.10—96, ГОСТ Р 50571.21—2000, ГОСТ Р 50571.22—2000
(см. Прилож. 2). Вторая задача решается с помощью прокладки спе-
циальных заземляющих или нулевых защитных проводников, соеди-
ненных в единую электрическую сеть.
В соответствии с ГОСТ Р 50571.10—96 в том случае, когда зазем-
ление требуется для защиты и нормальной работы электроустановки,
в первую очередь следует соблюдать требования, предъявляемые
к мерам защиты.
Схемы включения электроприемников связаны со схемами зазем-
ления электроустановок. Поэтому дальнейшее рассмотрение схем
включения будет вестись именно с позиций выполнения заземления.
Ниже приведены определения, термины и условные обозначения,
встречающиеся в нормативной документации.
Заземлеине. Заземлением какой-либо части электроустановки и
другой установки называется преднамеренное электрическое соеди-
нение этой части с заземляющим устройством.
Защитным заземлением называется заземление частей электро-
установки в целях обеспечения элекгробезопасности.
Рабочим заземлением называется заземление какой-либо точки
токоведущих частей электроустановки, необходимое для обеспече-
ния работы электроустановки.
68
Занулением в электроустановках напряжением до 1 кВ называется
преднамеренное соединение частей электроустановки, нормально не
находящихся под напряжением, с глухозаземленной нейтралью гене-
ратора или трансформатора в сетях трехфазного тока, с глухозазем-
ленным выводом источника однофазного тока, с глухозаземленной
средней точкой источника в сетях постоянного тока.
Заземлителем называется проводник (электрод) или совокупность
металлически соединенных между собой проводников (электродов),
находящихся в соприкосновении с землей.
es. . .,г .1, ,• . , Таблица 4.2
Буквенные обозначения систем заземления н заземляющих проводников
Обозначение Описание
Системы заземления
Первая буква раскрывает характер заземления источника питания
Т Непосредственное присоединение одной точки токоведущих частей источника питания к земле
I Все токоведущие части изолированы от земли или одна точка зазем- лена через сопротивление
Вторая буква раскрывает характер заземления открытых проводящих частей электроустановки
Т Непосредственная связь открытых проводящих частей с землей независимо от характера связи источника питания с землей
N Непосредственная связь открытых проводящих частей с точкой заземления источника питания (в системах переменного тока обычно заземляется нейтраль)
Последующие буквы обозначают устройство нулевого рабочего и нулевого защитного проводников
S Функции нулевого защитного и нулевого рабочего проводников обеспечиваются раздельными проводниками
С Функции нулевого защитного и нулевого рабочего проводников объединены в одном проводнике
Рабочие, нулевые рабочие и заземляющие проводники
L Рабочий проводник
N Нулевой рабочий проводник
РЕ Нулевой защитный проводник
__PEN Совмещенный нулевой рабочий и защитный проводник
__JE Функциональный заземляющий проводник
PEE Совмещенный защитный и функциональный заземляющий проводник
69
Заземляющим устройством называется совокупность заземли-
теля и заземляющих проводников. •• • • -я1.**»-ч. л
Глухозаземленной нейтралью называется нейтраль трансформа-
тора или генератора, присоединенная к заземляющему устройству
непосредственно или через трансформаторы тока малого сопротив-
ления.
Схемы заземления. ГОСТ Р 50571.2—94 предусматривает следу-
ющие типы систем заземления электрических сетей: TN-S, TN-C,
TN-C-S. IT, ТТ. Для зданий применяются схемы TN-S, TN-C, TN-C-S,
схемы IT, ТТ используются в локальных зонах внутри здания и обес-
печивают заземление телекоммуникационных систем, подключенных
к источнику постоянного тока. Буквы и графические символы приве-
дены в табл. 4.2 и 4.3. , ,, и!/
Таблица 4.3
Условные обозначения проводников --
Изображение
Назначение
Фазный проводник
Нулевой рабочий (нейтральный) проводник (N)
Защитный проводник (РЕ)
Нулевой рабочий (нейтральный) проводник (N) и защитный про-
водник (РЕ), объединенные в один (PEN)
4.7.1. Главный заземляющий зажим
Для обеспечения минимального уровня электромагнитных помех
и обеспечения электробезопасности важно выполнить заземление с
минимальным количеством замкнутых контуров. Обеспечение этого
условия возможно при выполнении так называемого главного зазем-
ляющего зажима (ГЗЗ) или шины. Термины «шина» или «зажим»
в данном случае почти равноценны и отражают в первом случае
конструктивное исполнение, а во втором тот факт, что подключение
нулевых защитных и нулевых рабочих проводников к заземлителю
производится через единственную точку присоединения.
Требования к выполнению ГЗЗ изложены в гл. 1.7 ПУЭ. Следует
обратить внимание на то, что главный заземляющий зажим должен
быть расположен как можно ближе к входным кабелям электроснаб-
^ения и связи и соединен с заземлителем (заземлителями) проводни-
ком наименьшей длины (рис, 4.11),
Такое расположение ГЗЗ обеспечивает наилучшее выравнивание
потенциалов и ограничивает наведенное напряжение от индустри-
альных помех, грозовых и коммутационных перенапряжений, прихо-
дящее извне по экранам кабелей связи, броне силовых кабелей, тру-
бопроводам и антенным вводам,
Защитный проводник (РЕ или PEN) питающей линии должен
быть подключен к шине РЕ вводного устройства, которая соединя-
ется с главной заземляющей шиной с помощью проводника, прово-
димость которого должна быть не менее проводимости РЕ—(PEN)-
проводника питающей линии, 1 Т’. i <' «• •
При выполнении ГЗЗ внутри вводного устройства или при отдель-
ной установке ее проводимость должна быть не менее проводимости
PEN-проводника питающей линии. ''
Если здание имеет несколько обособленных вводов, то для каж-
дого вводного устройства выполняется главная заземляющая шина.
При наличии одной или нескольких встроенных трансформаторных
подстанций главная заземляющая шина устанавливается возле каж-
дой подстанции. Эти шины соединяются между собой с помощью
проводника системы уравнивания потенциалов, проводимость кото-
рого должна быть не менее половины проводимости наибольшего
PEN-проводника питающих линий здания. Для соединения могут
быть использованы сторонние проводящие части, например каркас
здания. Сторонние проводящие части должны обеспечивать непре-
рывность электрической цепи и иметь проводимость не менее ука-
занной для специально проложенных проводников.
Рис. 4.11. Расположение главного заземляющего зажима »
71
Согласно ГОСТ Р 50571.10—96 в каждой установке предусмот-
рены главный заземляющий зажим или шина, и к нему (или к ней)
присоединяются заземляющие проводники, защитные проводники,
проводники главной системы уравнивания потенциалов и провод,
ники рабочего заземления, если оно требуется.
С главным заземляющим зажимом или шиной должны быть
соединены заземлители защитного и рабочего (технологического,
логического и пр.) заземления, молниезащиты и т.п.
Согласно ГОСТ Р 50571.10—96 (см. Прилож, 2) главный провод-
ник системы уравнивания потенциалов должен соединять главный
заземляющий зажим или шину со сторонними проводящими частями
(металлоконструкциями здания, трубопроводами и т.п.). Со сторон-
ними проводящими частями также должны быть соединены корпуса
(открытые проводящие части) распределительных пунктов и щитов и
другого электрооборудования. 3 sч .... . 4-
4,7.2. Типы систем заземления , .-г»—
Системы заземления различаются по схемам соединения и числу
нулевых рабочих и защитных проводников.
Система TN-C изображена на рис. 4.12. К ней относятся трехфаз-
ные четырехпроводные (три фазных проводника и PEN-проводник,
совмещающий функции нулевого рабочего и нулевого защитного
проводников) и однофазные двухпроводные (фазный проводник и
нулевой рабочий проводник) сети существующих зданий старой пос-
тройки. ...... . WJrfA- < - ' ‘
Рис, 4.12, Система TN-C (нулевой рабочий и нулевой защитный проводники
объединены по всей сети)
72
Отсутствие специального нулевого защитного (заземляющего)
проводника в существующих электропроводках однофазных сетей
создает опасность поражения персонала электрическим током.
В настоящее время требованиями нормативной документации
(НД) применение системы TN-С на вновь строящихся и реконструи-
руемых объектах не допускается. При эксплуатации системы TN-C
в здании старой постройки, предназначенном для размещения
средств информатики и телекоммуникаций, следует создать переход
от системы TN“C к системе TN-S, используя систему TN-C-S.
Система TN-C-S, изображенная на рис. 4.13, характерна для
реконструируемых сетей, в которых нулевой рабочий и защитный
проводники объединены только в части схемы.
При переходе от системы TN-С к системе TN-S необходимо
соблюдать последовательность расположения систем относительно
источника питания так, как это показано на рис. 4.14. В противном
случае обратные токи элекгроприемников системы TN-С будут замы-
каться по защитным PE-проводникам системы TN-C-S и вызывать
помехи. На рисунке изображен переход от системы TN-С к системе
TN-S. Если трансформатор, дизель-генератор, источник бесперебой-
ного питания или иное подобное устройство, являясь частью элект-
роустановки здания, имеет систему заземления типа TN-С и исполь-
зуется для питания оборудования информационно-коммуникационных
технологий, необходимо провести реконструкцию сети и перейти на
систему типа TN-S.
Система TN-S изображена на рис. 4.15. В этой системе нулевой
рабочий и нулевой защитный проводники проложены отдельно от
₽ис. 4.13, Система TN-C-S (в части сети нулевой рабочий и нулевой защитный
Проводники объединены)
73
Главный заземляющий зажим
Рис, 4.14, Главный заземляющий зажим и переход от системы TN-C к системе TN-S
Заземление Электропроводящие корпуса
источника
питания
Рис. 4,15. Система TN-S (нулевой рабочий и нулевой защитный проводники про-
ложены раздельно по всей сети)
источника питания. Такая схема обеспечивает отсутствие обратных
токов в проводнике РЕ, что снижает риск возникновения электромаг-
нитных помех. При эксплуатации системы TN-S необходимо следить
за тем, чтобы проводники РЕ и N строго отвечали своему назначе-
нию. Наличие встроенной трансформаторной подстанции позволяет
уменьшить длину перемычки от ввода кабелей электроснабжения до
главного заземляющего зажима и тем самым снизить уровень помех
(рис. 4.16), Это требование обязательно и для системы TN-C-S. Для
74
-.... Главный заземляющий зажим
Рис, 4,16, Главный заземляющий зажим системы TN-S
системы TN-C-S желательно выполнить повторное заземление ней-
трали. Система TN'S при наличии встроенной подстанции не требует
повторного заземления, так как имеется основной заземлитель на
трансформаторной подстанции (ТП). Система TN-S является основ-
ной рабочей системой заземления для зданий с информационным и
телекоммуникационным оборудованием,
Система ТТ изображена на рис. 4.17. Все электропроводящие
корпуса системы защищаются одним устройством защиты, связаны
защитным проводником и присоединены к одному заземляющему
устройству. Если большинство устройств защиты объединены
в группу, это предписание применяется раздельно ко всем электро-
проводящим корпусам, присоединенным к каждому устройству
защиты. В этом случае нулевой проводник может отсутствовать, но
заземляется одна из фаз источника питания.
Схемы ТТ применяются для заземления стационарных установок
проводной связи, радиорелейных станций, радиотрансляционных
узлов проводного вещания и антенн систем коллективного приема
телевидения.
Система IT показана на рис. 4.18. В этой системе точка нейтрали
или если она отсутствует, то один из фазных проводников источника
напряжения заземляется, В системе IT электроустановка должна
быть заземлена или присоединена к заземляющему устройству, име-
ющему достаточно большое сопротивление. Такая связь осуществля-
ется либо в точке нейтрали установки, либо в точке нейтрали,
созданной искусственно, которая может быть соединена напрямую
с землей, если соответствующее однополюсное заземляющее уст-
75
ройство имеет достаточное сопротивление, Если точки нейтрали не
существует, то фазный проводник должен быть заземлен через зазем-
ляющее устройство,
Для защиты от коротких замыканий в системах IT могут приме-
няться устройства контроля изоляции, защиты от сверхтоков и
защиты, реагирующие на дифференциальный ток [4.13].
Организация внутренней сети IT или ТТ также требует создания
главного заземляющего зажима (рис. 4.19). Выполнение заземляю-
щего устройства на объекте при этом обязательно.
76
Источник питания Источник питания
Рис. 4.19, Главный заземляющий зажим для сетей ТТ или IT
77
4.7.3. Электрическое соединение заземляемых частей
оборудования
Понятие «электрическая соединительная сеть», Кондуктивные.
помехи в виде тока распространяются по электрической сети и про-
никают в электроприемники. Их подавление до приемлемого уровня,.
определяемого требованиями ГОСТ 13109—97, осуществляется при-
менением соответствующих технических средств обеспечения КЭ и
резервирования электроснабжения (см. гл. 9). Одним из способов
защиты от кондуктивных помех восприимчивых к ним электропри-
емников является организация электроснабжения по выделенной
сети. Выделенной сетью называется электрическая сеть, предназна-
ченная для питания группы электроприемников, объединенных по
функциональному назначению или общими требованиями к качеству
электроэнергии и надежности электроснабжения. Важной составля-
ющей выделенной электрической сети является сеть заземляющих
проводников.
Анализ отечественной и зарубежной нормативной документации
(НД), относящейся к проблеме заземления и электромагнитной сов-
местимости, показывает, что в действующей НД регламентированы:
электробезопасность, обеспечение ЭМС и помехоустойчивости обо-
рудования, защита информации от несанкционированного доступа
для информационного оборудования.
Общим методом обеспечения требований НД, наряду со специ-
альными мероприятиями для выполнения нормативных требований,
является выполнение электрического соединения заземляемых час-
тей оборудования электрической соединительной сети.
Понятие «электрическая соединительная сеть» (ЭСС) изна-
|||| чально применялось в зарубежной НД, в отечественную НД это поня-
тие было привнесено из публикаций Международной электротехни-
ческой комиссии (International Electrotechnical Commission — МЭК,
lEC) и присутствует в комплексе ГОСТ Р 50571 (МЭК 364) [4.13]. Эти
стандарты содержат требования к конструкциям заземляющих уст-
ройств систем электроснабжения и электрических соединений по
условиям обеспечения ЭМС и электробезопасности. Выполнение сети
заземляющих проводников описано в стандартах ГОСТ Р 50571 —
ГОСТ Р 50571.21 —2000 и ГОСТ Р 50571.22—2000.
К этой НД относятся следующие стандарты.
1. Рекомендации К.27. Конфигурация электрических соединений
и заземление внутри телекоммуникационных сооружений, МСЭ-Т,
1996 (Сектор стандартизации Международного союза электросвязи —
International Telecommunication Union — ITU). Recommendation К.27.
Bonding configurations and earthing inside a telecommunication
building. ITU-T, 1996.
78
2, Европейский телекоммуникационный стандарт 300 253. Конс-
труирование оборудования. Заземление и электрическое соединение
телекоммуникационного оборудования в телекоммуникационных
центрах. 1994. ETS1 300 253, Equipment Engineering (ЕЕ); Earthing
and bonding of telecommunication equipment in telecommunication
centres. 1994,
Эти стандарты не являются обязательными к применению на тер-
ритории Российской Федерации. Однако применение импортного
телекоммуникационного оборудования должно предусматривать, что
условия его монтажа и установки будут соответствовать тем норма-
тивам, по которым это оборудование было спроектировано и реко-
мендовано к применению. Указанные нормативы следует рассматри-
вать в качестве справочных материалов, а обязательными докумен-
тами прямого действия по этой теме будут являться российские стан-
дарты ГОСТ Р 50571-21—2000, ГОСТ Р 50571-22—2000 и ГОСТ
464—79. Требования этих стандартов не противоречат упомянутым
зарубежным стандартам.
В соответствии с Рекомендациями К.27 в зданиях, где устанавли-
вается телекоммуникационное оборудование, должна применяться
система электроснабжения TN-S, соответствующая ГОСТ Р 50571
(МЭК 364). Применение других систем допускается для средств
связи и телекоммуникаций, работающих на постоянном токе систем
телевизионного вещания и другого оборудования в соответствии
с техническими условиями на него. Противоречий с отечественной
НД в этом требовании нет. Если к тому же принять во внимание, что
информационное и телекоммуникационное оборудование преиму-
щественно импортное, то необходимость соблюдения упомянутых
стандартов и рекомендаций на его установку очевидна. ;) ,, „
В Рекомендации К.27 введены новые понятия’.
1. Электрическая соединительная сеть (bonding network — BN).
Совокупность взаимосвязанных проводящих структур, которые обес-
печивают «электромагнитный экран» для электронного оборудова-
ния и пользователей на частотах от постоянного тока до низких
Радиочастот. Термин «электромагнитный экран» означает любую
структуру, используемую для отвода, блокирования или препятство-
вания прохождению электромагнитной энергии. Все виды ЭСС
Должны быть заземлены.
2. Общая электрическая соединительная сеть (ОЭСС) (common
bonding network — CBN). Представляет собой совокупность метал-
лических частей, которые преднамеренно или другим путем соединя-
ются между собой с тем, чтобы образовать основную ЭСС в здании.
Частями могут являться: стальная арматура здания, металлические
водопроводные трубы, металлические воздуховоды здания, металли-
ческие трубы для проводки электрических сетей, каркасы и кожухи
79
для прокладки силовых кабелей, металлические кабель-каиалы струк-
турированной кабельной сети, заземляющие проводники. ' j
3. Решетчатая ЭСС (РЭСС) (meshed bonding network — Mesh
BN). Электрическая соединительная сеть, в которой все подсоеди-
ненные станины, каркасы и кожухи соединены между собой и с ЭСС
во многих точках.
4. Изолированная ЭСС (ИЭСС) (isolated bonding network — IBN).
Электрическая соединительная сеть, имеющая единственную точку
присоединения (single point connection — SPC) либо к ОЭСС, либо
к другой ИЭСС. Все ИЭСС соединяются с землей через единствен-
ную точку присоединения.
5. Решетчатая ИЭСС (РИЭСС) (mesh isolated bonding network —
Mesh IBN) -— разновидность ИЭСС, в которой все компоненты
ИЭСС соединены между собой так, что образуют решетчатую струк-
туру. Это может быть достигнуто многократными электрическими
соединениями между рядами кожухов оборудования или электриче-
ским присоединением всех кожухов оборудования к металлической
решетке, установленной под оборудованием и изолированной от
ЭСС. Шаг решетки и длина соединительных проводников выбира-
ются в соответствии с частотным диапазоном применяемого обору-
дования.
В Рекомендациях К.27 установлено, что электромагнитная сов-
местимость оборудования может быть эффективно обеспечена при
создании в здании единой заземленной кондуктивной экранирующей
структуры (ОЭСС, а также ее элементов РЭСС, ИЭСС, РИЭСС).
Отечественная НД также содержит данные положения (ГОСТ
Р 50571.10—96, ГОСТ Р 50571.18—2000 — ГОСТ Р 50571.22—2000).
Применение в зданиях ОЭСС и заземления позволяет:
• обеспечить электробезопасность персонала и уменьшить пожа-
роопасность;
• минимизировать перерывы функционирования и повреждения
оборудования от воздействия промышленных электромагнитных
помех;
• уменьшить восприимчивость оборудования к кондуктивным и
излучаемым помехам;
• уменьшить кондуктивную и излучаемую эмиссию от оборудо-
вания;
• обеспечить устойчивость оборудования к электростатическим
и молниевым помехам. . . ,•
В зданиях, где установлено или может быть установлено большое
количество разного оборудования, чувствительного к действию помех,
необходимо следить за использованием отдельных защитных провод-
ников (PE-проводников) и нулевых рабочих проводников (N-npo-
80
родников) после точки подвода питания с тем, чтобы предотвратить
или свести к минимуму электромагнитные воздействия. Указанные
проводники нельзя объединять, в противном случае ток нагрузки и
особенно сверхтоки, возникающие при однофазном коротком замы-
кании, будут не только в нулевом рабочем проводнике, но и в защит-
ном проводнике, что может привести к помехе.
На рис. 4.20 показаны электрические цепи, в которых не должно
быть токов нагрузки. Это цепи I защитных проводников РЕ и меж-
блочных соединений и соединения отдельных устройств по оплеткам
экранированных кабелей, защитным и нулевым проводникам 2.
Электрическая соединительная сеть заземляющих проводни-
ков. Как уже отмечалось, для зданий с телекоммуникационным и
информационным оборудованием следует применять систему зазем-
Рнс. 4.20. Электрическая соединительная сеть здания, предназначенного для раз-
мещения информационно-коммуникационного оборудования в соответствии с
ГОСТ Р 50571.21—2000
81
ления TN-S. Важно также выполнить электрическую сеть заземляю-'
щих проводников таким образом, чтобы обеспечить наилучшую
ЭМС. Поскольку в здании содержатся сосредоточенные и распреде-
ленные информационно-коммуникационные системы, то ЭСС зазем-
ляющих проводников на разных участках будет различной. К сосре-
доточенным системам можно отнести серверные, коммутационные
центры, станции спутниковой связи и аппаратные. К распределенной
системе относятся рабочие станции локальной сети. На рис. 4.21
изображены основные схемы сетей заземляющих проводников.
Рабочие станции компьютерной сети должны иметь схему зазем-
ляющей сети по типу одноточечной звезды (см. рис. 4.21, схема А1).
Такая схема трудно реализуема из-за большого количества связей,
поэтому применяется гибридная схема. В ее основе лежит ИЭСС, а
заземляющие проводники прокладываются совместно по одной
трассе с магистральными и групповыми линиями электроснабжения
(рис. 4.22). На участке от вводного распределительного устройства
(ВРУ) или главного распределительного щита (ГРЩ), где располо-
Рис. 4.21. Основные схемы сетей заземляющих проводников
82
Принтер
Рабочие станции
Рис. 4.22. Гибридная схема заземления
жен главный заземляющий зажим, до групповых щитков схема явля-
ется одноточечной звездой (параллельной одноточечной), а на участке
групповых сетей, от щитка до электрической розетки, схема является
последовательной одноточечной [4.14].
Все заземляющие проводники прокладываются изолированными
проводами и кабелями. В групповых и распределительных щитах
шины и выводы РЕ для потребителей компьютерной сети размеща-
ются изолированно от корпусов. Линии РЕ для заземления корпусов,
коробов, лотков и прочего электротехнического оборудования и кон-
струкций прокладываются отдельными проводами и кабелями от
одного главного заземляющего зажима.
Сосредоточенные зоны размещения телекоммуникационного и инфор-
мационного оборудования могут иметь ту же схему изолированной
ЭСС (ИЭСС), что и рабочие станции, или одноточечную РЭСС при
Размещении оборудования в машинных залах (см. рис. 4.21, схема
^2). Магистральный проводник от главного заземляющего зажима
Также прокладывается совместно с магистральными линиями элект-
83
роснабжения этих помещений. Заземление технологического обору»
дования следует выполнять в соответствии с требованиями техничес-
кой документации на это оборудование. При этом корпуса (открытые
проводящие части) технологического оборудования должны соеди-
няться с главным заземляющим зажимом и со сторонними проводя-
щими частями (СПЧ) для уравнивания потенциалов.
На выбор схемы заземления влияет также вид питания электро-
приемников: , • !
• смешанное, когда часть электроприемников работает на пере-
менном токе, другая часть электроприемников работает на постоян-
ном токе;
• электроприемники питаются от системы постоянного тока;
• электроприемники питаются от сети переменного тока.
В первом случае в шкафу источника питания постоянного тока
имеется шина системного заземления в одной точке, к которой сле-
дует присоединить заземляющие проводники от корпусов или зазем-
ляющих зажимов оборудования. Шина системного заземления должна
быть, в свою очередь, соединена с нулевым защитным проводником
РЕ и через него с главным заземляющим зажимом. Отдельно проло-
женным проводником шина системного заземления должна быть
соединена со сторонними проводящими частями.
Во втором случае шина системного заземления находится в шкафу
источника питания постоянного тока, с ней следует соединить обрат-
ные проводники от всех устройств, а ее таким же образом, как и в пер-
вом случае, соединить с главным заземляющим зажимом и с СПЧ.
В третьем случае заземляющие зажимы следует соединить с нуле-
вым защитным проводником РЕ и через него с главным заземляю-
щим зажимом, а его соединить отдельным заземляющим проводни-
ком с СПЧ.
Многоточечные РЭСС (см. рис. 4.21, схема Б2) применяются в
учреждениях связи и телекоммуникаций и крупных информацион-
ных центрах. Основным элементом, к которому присоединяются зазем-
ляющие проводники, является не главный заземляющий зажим, а
кольцевая шина (см. рис. 4.11).
Г.- «•/ -I 1.
4.7.4. Требования к заземляющим устройствам
Заземляющее устройство в здании, в котором установлены инфор-
мационное, телекоммуникационное оборудование и средства связи,
должно соответствовать требованиям электробезопасности, регла-
ментированым ГОСТ 12.1.030, ПУЭ и ГОСТ Р 50571 (МЭК 364)
«Электроустановки зданий». Какие-либо другие требования к зазем-
ляющему устройству не предъявляются.
84
В здании может быть один или несколько заземлителей, но если
при одном заземлителе сопротивление заземляющего устройства
удовлетворяет требованиям ПУЭ, то увеличение числа заземлителей
де влияет на электробезопасность и функционирование оборудова-
ния. Заземлитель рекомендуется располагать внутри охраняемой тер-
ритории, что является одним из условий по обеспечению защиты
информации.
Заземляющие проводники должны быть составной частью ОЭСС
здания, сечение заземляющих проводников определяется ГОСТ Р
50571.10—96.
При организации системы заземления дизель-генераторной уста-
новки (ДГУ) следует учитывать, что в ГОСТ 13822—82 содержится
требование об изолированной нейтрали генератора и недопущении
электрической связи с корпусом или землей, но оговаривается, что
режим нейтрали электроагрегата или электростанции при эксплуата-
ции в составе конкретной системы электроснабжения объектов и
защитные меры безопасности определяются действующими прави-
лами, в том числе ПУЭ.
Поскольку системы электроснабжения рассматриваемых объектов
выполняются с глухозаземленной нейтралью, то нейтраль генератора
и проводящие части (корпуса оборудования) ДГУ должны быть глу-
хозаземлены и соединены с глухозаземленной нейтралью системы
электроснабжения объекта (занулены) на главном заземляющем зажиме.
Металлический контейнер ДГУ должен быть соединен с существую-
щим защитным заземлением объекта стальной полосой. Зануление
оборудования ДГУ следует выполнять в соответствии с рекоменда-
циями, приведенными в § 1.7 ПУЭ (7-е издание).
В ряде случаев предъявляется требование о создании отдельного
функционального (технологического, логического и т.п.) заземлителя,
не связанного с заземлителями защитного заземления, для защиты
информации и предотвращения несанкционированного доступа к
информации по цепям питания и заземляющим проводникам.
Если по технологическим требованиям (условиям защиты инфор-
мации от несанкционированного доступа, обработки конфиденци-
альной информации и т.п.) требуется отделение заземлителя функци-
онального (технологического и пр.) заземления от системы защитного
заземления (зануления), то магистральные нулевые защитные про-
водники и заземлитель функционального (технологического и пр.)
заземления следует присоединять к отдельному заземляющему зажиму,
изолированному от металлоконструкций и электрооборудования. Для
обеспечения электробезопасности и защиты информации в этом слу-
чае следует применять:
• изолирующий трансформатор; '
85
• источник бесперебойного питания с двойным преобразова-
нием частоты и изолирующим трансформатором;
• фильтры (трансфильтры, суперфильтры) с изолирующим
трансформатором.
Основным условием применения этого оборудования является
отсутствие кондуктивной связи с первичной стороной как по РЕ-, так
и по N-проводникам. Соответственно, режим работы источника бес-
перебойного питания (ИБП) на байпасе не должен нарушать назван-
ное условие. Это достижимо при установке изолирующего трансфор-
матора в цепи байпаса.
Заземлитель функционального (технологического и пр.) заземле-
ния должен в этом случае располагаться в охраняемой зоне во избе-
жание неконтролируемого доступа к нему.
Наличие замкнутых контуров и связей между системами заземле-
ния различного назначения может сопровождаться возникновением
межсистемных помех заземления, которые не устраняются установ-
кой ИБП и другими устройствами кондиционирования (улучшения)
питания без гальванической развязки. В ряде случаев, формально
выполняя требования ГОСТ 464—79 по организации отдельной сис-
темы заземления для средств телекоммуникаций, создают отдельную
систему заземления, например для цифровой телефонной станции.
При этом не учитывают требования стандарта и не создают отде-
льной системы заземления для полюса системы питания постоянного
тока [4.15]. Питание оборудования от общей сети переменного тока
с глухозаземленной нейтралью и выполнение, казалось бы, обособ-
ленного заземления как раз приводят к тому, что образуются «кон-
туры» заземления, приводящие к неустойчивой работе оборудования.
«Контур» заземления является нежелательным и образуется при
наличии связи между двумя заземлителями (рис. 4.23).
•, Hi'?*’ АI »' ’U»”' '• ' ’J •
.. • Заземляющий
в образовавшемся контуре заземлитель I — электрическая связь
/проводник) — заземлитель 2 — среда (земля) могут наводиться токи
оТ внешних электромагнитных полей или протекать «блуждающие»
токи сторонних нагрузок. Все это приводит к электромагнитным
помехам в работе оборудования. Локальные вычислительные и теле-
коммуникационные сети часто имеют в своем составе оборудование
связи (антенны, модемы и пр.) и подвержены влиянию помех, в том
числе от разрядов молний. Для них важна высокая помехозащищен-
ность. Именно поэтому устранению контуров следует уделять внима-
ние при проектировании и эксплуатации электроустановок зданий.
Иногда ошибочно заземляют отдельный электроприемник или
группу электроприемников на обособленный заземлитель, не связан-
ный с нейтралью трансформатора (рис. 4.24). Эта схема заземления
напоминает схему ТТ с той лишь разницей, что при этом нарушается
п. 1.7.55 ПУЭ: «.. .При выполнении отдельного (независимого) зазем-
лителя для рабочего заземления по условиям работы информацион-
ного или другого чувствительного к воздействию помех оборудова-
ния должны быть приняты специальные меры защиты от поражения
электрическим током, исключающие одновременное прикосновение
к частям, которые могут оказаться под опасной разностью потенциа-
лов при повреждении изоляции...» Это требование вызвано тем, что
обеспечить электробезопасность при такой схеме невозможно без
проведения специальных мероприятий. На рис. 4.24 показан вынос
потенциала при коротком замыкании на корпус электроприемника,
V
заземленного на обособленный заземлитель. Следует также заме-
тить, что в общем случае для электроустановок, содержащих обору-
дование информационных систем, достаточно выполнить защитное
зануление по схеме TN-S в соответствии с требованиями ГОСТ
50571.21 и ГОСТ 50571.22.
Потенциал на корпусе будет обусловлен падением напряжения
в фазном проводнике до точки КЗ и падением напряжения на зазем-
лителе 2, в среде (в земле и конструкциях) и на заземлителе I. Сопро-
тивление цепи короткого замыкания при этом будет больше сопро-
тивления цепи «фаза—нуль», на параметры которого выбирается
защитный автомат, и короткое замыкание не будет отключено дейст-
вием максимальной токовой защиты. При этом на корпус будет выне-
сен потенциал, близкий к фазному напряжению, что создаст угрозу
для жизни людей. Отключение КЗ произойдет за счет действия теп-
ловой защиты автоматического выключателя, но время отключения
КЗ при этом превысит нормируемые значения.
Характеристики устройств защиты и полное сопротивление цепи
«фаза—нуль» должны обеспечивать автоматическое отключение
питания в пределах нормированного времени при замыканиях на
открытые проводящие части. Это требование выполняется при соб-
людении условия [4.12] • • « i • (
'I •• . '.Н- . .Cl . V и ч1 •;!<’ 1
где Zs — полное сопротивление цепи «фаза—нуль»; 1а — ток, меньший
тока короткого замыкания, вызывающий срабатывание устройства
защиты за время, являющееся функцией номинального напряжения
Ч) — номинальное напряжение (действующее значение) между
фазой и землей.
Предельно допустимое время отключения для систем TN следую-
щее:
Uo = 220 В, время отключения — 0,4 с; •; г
> . • Uq = 380 В, время отключения — 0,2 с. . I ’’ _
Таким образом, неправильно выполненное заземление приводит
к образованию нежелательных контуров и вызывает электромагнит-
ные помехи в работе оборудования, а также создает угрозу для жизни
людей. ,
4.7.5. Особенности работы выделенных электрических сетей
Среди выделенных сетей электроснабжения представляют инте-
рес для рассмотрения режимов их работы сети питания инфокомму-
никационного оборудования в силу специфического характера нагрузки,
88
которую представляют собой импульсные блоки питания оборудова-
ния, составляющие преобладающую долю нелинейных нагрузок сети.
Эти сети, как правило, являются сетями бесперебойного электро-
снабжения (СБЭ). При этом в нейтральном проводнике (нулевом
рабочем проводнике N) даже симметрично загруженной трехфазной
сети токи приблизительно в 1,7 раза [4.16] превышают ток в линей-
ном проводнике. Ток имеет частоту 150 Гц, что соответствует току
третьей гармоники. • ‘ '
Квадрат действующего значения тока в фазном проводнике можно
выразить следующим образом [4.17]:
где i — мгновенное значение тока.
Так как ток в нейтральном проводнике представляет собой сумму
токов фазных проводников, квадрат тока в нейтральном проводнике
I за период промышленной частоты 20 мс, с учетом того, что он
представляет собой третью гармонику, равен
Отсюда следует, что , ... * -•
;н=-У"3/ф.
Таким образом, нейтральный проводник должен быть рассчитан
на такой ток. Следовательно, в этих линиях требуется увеличение
сечения нейтрального проводника. Поэтому на этапе проектирования
следует проверять пропускную способность тех существующих про-
водок зданий, в которых могут быть подобные токи. Эта особенность
не отражена в ПУЭ и ГОСТ 50571, следовательно, проектировщик
Должен самостоятельно учитывать особенности работы таких сетей.
Например, подлежит обязательной проверке сечение нулевого рабо-
чего проводника от трансформаторной подстанции до вводно-рас-
пределительного устройства, от которого питается СБЭ. Как пра-
вило, замена существующих линий не требуется, так как мощность
СБЭ меньше той мощности, на которую рассчитаны ТП и ВРУ, а ней-
тральный проводник при симметричной нагрузке обычными потреби-
телями (освещение, электродвигатели и т.п.) практически не загружен.
Другой особенностью режимов работы сетей СБЭ является нали-
чие технологических токов утечки. Широко применяемый импуль-
89
сный блок питания (рис. 4.25) имеет симметричный ZC-фильтр для
подавления помех, средняя точка которого соединена с корпусом уст-
ройства. По требованиям безопасности корпус устройства заземлен.
Возникает цепь через емкость фильтра на землю, что и приводит
к технологической (не от повреждения изоляции) утечке.
Требованиями ПУЭ определена необходимость применения уст-
ройств защитного отключения (УЗО) в групповых линиях, питающих
штепсельные розетки. Соблюдение этого требования без учета токов
утечки в цепях с импульсными блоками питания может приводить
к ложным срабатываниям еУЗО и отключениям нагрузки. В некото-
рых публикациях [4.18] приводится значение тока утечки, равное 2—
3 мА на одно устройство. Удельная величина тока утечки по специ-
ально проведенным измерениям составляет примерно 2 мА на 1 А
тока нагрузки [4.15]. Это значение удельного тока утечки наблюда-
ется в рабочих станциях, принтерах и других средствах информати-
Источннк
питания
Рис. 4.25. Импульсный блок питания
Рис. 4.26. Схема распределения токов в линии питания компьютера
90
зации. Согласно ГОСТ Р 50807—94 отключающее значение тока УЗО
находится в диапазоне 0,5—1,0 номинального тока, а суммарное зна-
чение тока с учетом присоединяемых электроприемников не должно
превышать 1/3 номинального тока УЗО [4.19]. На рис. 4.26 показана
схема распределения токов в линии питания компьютера. Разность
между прямым и обратным током /0 составляет ток утечки /у. На
рисунке приведена осциллограмма тока утечки в защитном провод-
нике. Импульсный характер потребляемого тока /п не оказывает вли-
яния на форму тока утечки, которая близка к синусоидальной. Это
следует учитывать при выборе параметров устройства защитного
отключения. В общем случае ток утечки складывается из тока утечки
через изоляцию и тока утечки, обусловленной схемотехникой вход-
ного ZC-фильтра блока питания. В нормальном режиме основную
долю составляет ток утечки через фильтр.
’ *'1 1
Список литературы к гл. 4
4.1. Железко Ю.С. Влияние потребителя на качество электроэнергии в сети
и технические условия на его присоединение // Промышленная энергетика. 1991.
№ 8. С. 39—41.
4.2. Головщиков В.О., Курбацкий В.Г., Яременко В.Н. Эксперименталь-
ный анализ несинусоидальных режимов работы северо-восточной части ОЭС
Сибири//Электрические станции. 1988. № 11.
4.3. Ариллага Дж., Брэдли Д., Боджер П. Гармоники в электрических систе-
мах. М.: Энергоатомиздат, 1990.
4.4. Основы теории цепей / Г.В. Зевеке, П.А. Ионкин, А.В. Нетушил,
С.В. Страхов. — 3-е изд., испр. М.—Л.: Энергия, 1965.
4.5. Баков Ю.В. Мощность переменного тока. Ивановский гос. энерг. ун-т,
1999,
4.6. Баланс энергий в электрических цепях / В.Е. Тонкаль, А.В. Новосельцев
ндр. Киев: Наукова думка, 1992.
4.7. Электрические системы. Электрические сети: Учеб, для электроэнергет.
спец, вузов. — 2-е изд., перераб. и доп. / В.А. Веников, А.А. Глазунов, Л.А. Жу-
ков и др.; Под ред. В.А. Веникова, В.А. Строева. М.: Высш, шк., 1998.
4.8. Потери электроэнергии в электрических сетях энергосистем / В.Э. Во-
ротницкий, Ю.С. Железко и др.; Под ред. В.Н. Казанцева. М.: Энергоатомиздат,
1983.
4.9. Шидловский А.К., Кузнецов В.Г., Николаенко В.Г. Оптимизация не-
симметричных режимов систем электроснабжения. Киев: Наукова думка, 1987.
4.10. Жежеленко И.В. Высшие гармоники в системах электроснабжения
промпредприятий. — 4-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 2000.
4.11. Пономаренко И.С. Влияние несинусоидальности напряжения на рабо-
ту электронных счетчиков электроэнергии // Докл. науч.-техн. конф. 2003 г. М.:
Изд-во НЦ ЭНАС, 2003.
4.12. Карякин Р.Н. Нормы устройства безопасных электроустановок. М.:
ЗАО «Энергосервис», 1999.
4.13. Харечко Ю.В. Нормативные документы, разработанные на основе
стандартов МЭК // Энергонадзор и энергосбережение сегодня. 2001. № 3.
91
4.14. Кузьмин В.И., Кечиев Л.Н. Системы заземления электронного обору,
дования: Учеб, пособие. М.: Моск. гос. ин-т электроники и математики, 1997.
4.15. Воробьев А.Ю. Электроснабжение компьютерных и телекоммуникаци-
онных систем. М.: Эко-Трендз, 2003.
4.16. Жохов Б.Д. Особенности электроснабжения технических средств вы-
числительной техники // Инструктивные и информационные материалы по Про-
ектированию электроустановок. М.: ВНИПИ «Тяжпромэлектропроект», 1995.
№2.
4.17. Бессонов Л.А. Теоретические основы электротехники. М.: Высш. шк.
1973.
4.18. Альмендингер Р. Основные принципы применения устройств дифза-
щиты // Системы и решения. 1998. № 9.
4.19. Методические указания по испытаниям устройств защитного отключе-
ния (УЗО) при сертификации электроустановок зданий. М.: ОАО «Технопарк-
центр», 1997.
Глава пятая
ВЛИЯНИЕ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
НА РАБОТУ ЭЛЕКТРОПРИЕМНИКОВ
Причина, вызывающая несинусоидальность, несимметрию, коле-
бания и отклонения напряжения, зависит от вида ЭП. Характери-
стика ЭП отвечает требованиям определенного технологического
процесса в промышленности, на транспорте, коммунально-бытовом
секторе.
Электромагнитная обстановка, создаваемая некоторыми наиболее
интенсивными источниками помех, приведена на рис. 5.1. На этом
рисунке сеть (система внешнего электроснабжения) изображена
—— Основной источник искажения или наиболее восприимчивый ЭП
—► — Незначительный источник искажения или слабовосприимчивый ЭП
₽ИС, 5.1, Электромагнитная обстановка, создаваемая некоторыми источни-
ками помех г1” •.
93
четырьмя вертикальными линиями, каждая из которых может рас-
сматриваться как канал, по которому кондуктивные помехи, характе-
ризуемые ПКЭ вида 8(7, Ку, К2у, 8(7Р проникают в сеть и распро-
страняются по ней.
Некоторые ЭП вносят искажения в установившихся режимах
работы (табл. 5.1), а другие — только в пусковых и регулируемых
режимах (табл. 5.2).
Таблица 5.1
Промышленные источники искажении напряжения,
создающие помехи в установившихся режимах
Потребитель Помехи (ПКЭ)
Производство химического волокна, целлюлозно-бумажная промышленность Отклонение напряжения
Машиностроительные предприятия с мощными сварочными установками Отклонения, колебания, несимметрия напряжения
Предприятия черной металлургии с дуговыми сталеплавильными печами Отклонения, колебания, несинусои- дальность, несимметрия напряжения
Предприятия цветной металлургии (электролиз) Отклонения, колебания, несинусои- дальность напряжения
Предприятия с мощными однофазными электроприемниками Отклонения, несимметрия напряжения
Тяговые подстанции электрифицирован- ного железнодорожного транспорта Отклонения, несинусоидальность, несимметрия напряжения
Таблица 51
Промышленные источники искажении напряжения,
создающие помехи в пусковых режимах или при регулировании
Электроприемник Режим работы
Несинусоидальность напряжения (высшие гармоники)
Электродвигатели переменного тока с регулируемой скоростью Пуск, торможение (
Печи сопротивления (до 40 кВт) Тиристорное управление
Приборы освещения Включение, тиристорное управление
Колебания напряжения
Печи сопротивления (до 2 МВт) Включение, тиристорное управление
Преобразователи Рекуперативное торможение
Временные перенапряжения
Трансформаторы Включение и отключение
Преобразователи Рекуперативное торможение
94
Потребитель может быть источником различных помех (по
нескольким ПКЭ). При этом количество и местоположение таких
потребителей в схеме СЭС известно приблизительно, а уровень вно-
симых ими помех практически неизвестен. Немаловажным факто-
ром, влияющим на КЭ, является то, что искажающие токи растека-
ются по сетям в зависимости от схемы сети, ее частотных характе-
ристик и т.п. При этом искажающие токи суммируются в узлах сети,
вследствие чего искажение напряжения в узле определяется как
результат совместного действия нескольких виновников ухудшения
КЭ. Из рис. 5.1 видно, что в большинстве случаев ЭП, являющийся
источником искажения по одному или нескольким видам ПКЭ, ока-
зывается восприимчивым к тем же помехам. При этом большинство
ЭП являются одновременно и источниками искажения напряжения и
помеховосприимчивыми устройствами. Однако уровень вносимых
помех и уровень помехоустойчивости могут существенно разли-
чаться, хотя эти величины нормируются.
Характер влияния различных ЭП на уровень помех (ПКЭ), равно
как и ПКЭ, на условия функционирования ЭП в точках общего при-
соединения зависит от электромагнитного взаимодействия источни-
ков помех, средств их подавления, электроприемников и объединяю-
щей их сети.
. -• г > Г1 <т,(, / .J’t !i • ’ ' rticj,
5.1. Электротехнический и технологический ущерб
от ухудшения КЭ
Ухудшение КЭ может привести к нарушению ЭМС и, следова-
тельно, к ряду отрицательных последствий или ущербу для отдель-
ных видов электроприемников или потребителя в целом. Под ущер-
бом, вызванным ухудшением КЭ, понимают все виды отрицательных
последствий, возникающих в работе СЭС, потребителей и электро-
приемников. Такой ущерб в денежном выражении называют эконо-
мическим. Различают два вида ущерба: электротехнический и техно-
логический.
Электротехнический ущерб вызван увеличением потерь электро-
энергии, сокращением срока службы электрооборудования и прибо-
ров, внезапными обратимыми и необратимыми отказами тех или
иных технических средств.
Технологический ущерб вызван недоотпуском и браком продук-
ции, сбоями и отказами в работе электрооборудования, которые при-
водят к нарушению технологии производства.
Перечисленные виды ущерба следует рассматривать как недопус-
тимые. Это требование сформулировано в законе РФ о техническом
Регулировании в целях защиты жизни или здоровья граждан, иму-
95
щества физических или юридических лиц, государственного или
муниципального имущества, охраны окружающей среды, жизни или
здоровья животных и растений. Разрабатываемый технический рег-
ламент «Об электромагнитной совместимости» устанавливает мини-
мально необходимые требования к качеству электроэнергии по всем
ПКЭ в соответствии с ГОСТ 13109—97.
Далее рассмотрим причины и последствия ухудшения КЭ, кото-
рые приводят к ущербу, в зависимости от вида ПКЭ.
5.2. Отклонение частоты
Нормально допустимое и предельно допустимое отклонение час-
тоты Д/составляет +0,2 и ±0,4 Гц соответственно. Причиной откло-
нения частоты является изменение баланса активной мощности.
Наиболее чувствительны к отклонениям частоты вращающиеся
машины. Доля асинхронных двигателей (АД) от всей нагрузки СЭС
составляет примерно 60 %. Снижение частоты приводит к снижению
скорости вращения АД, являющегося приводом производственных
механизмов, что способствует технологическому ущербу. а
Мощность двигателя Р п = afn пропорциональна моменту на
его валу, определяемому характеристикой приводимого механизма.
Для станков, поршневых насосов п = 1, а для центробежных насосов
и вентиляторов п - 2+4. Следует обратить внимание на то, что основ-
ным видом привода технологического оборудования собственных
нужд электростанций является АД.
При снижении частоты/снижается сопротивление АД и возрас-
тает потребляемый им ток, что приводит к дополнительному нагреву
Рис. 5.2. Статические характеристики асинхронного двигателя по частоте
96
статора и ротора и, как следствие, к электротехническому ущербу,
обусловленному сокращением срока службы АД за счет ускоренного
изиоса его изоляции при повышенной температуре.
При снижении частоты возрастает и потребляемая реактивная
мощность. На рис. 5.2 приведены обобщенные статические характе-
ристики асинхронной нагрузки. Увеличение потребляемой реактивной
мощности способствует увеличению потерь электроэнергии в линиях
электропередачи и трансформаторах, что также приводит к электро-
техническому ущербу.
5.3. Отклонение напряжения
Отклонение напряжения в стандартах МЭК не нормируется,
видимо, как не вызывающее нарушения ЭМС. ГОСТ 13109—97 уста-
навливает на зажимах ЭП нормально и предельно допустимое уста-
новившееся отклонение напряжения 8Су = ±5 % и предельное ±10 %
номинального напряжения сети. В точках общего присоединения
к сетям напряжением 380 В и выше отклонение напряжения рассчи-
тывается с учетом потерь напряжения в сети и необходимости обес-
печить допустимые отклонения напряжения на зажимах электропри-
емников в режимах наибольшей и наименьшей суточной нагрузки
потребителя.
Положительные отклонения напряжения приводят к снижению
потерь напряжения и увеличению потерь мощности в сетях, увеличе-
нию производительности механизмов с асинхронным приводом. Однако
срок службы оборудования сокращается. Особенно это относится к
лампам накаливания. Отрицательные отклонения напряжения, глав-
ным образом, сказываются на снижении производительности, увели-
чении потерь напряжения и снижении потерь мощности.
Для оценки ущерба от отклонений напряжения используют эконо-
мические характеристики, отражающие зависимость этого ущерба от
значения напряжения на выводах электроприемника.
Влияние отклонений напряжения на потребляемую электропри-
емниками мощность характеризуют статическими характеристиками
по напряжению. На рис. 5.3 представлены обобщенные статические
характеристики комплексной нагрузки по напряжению. Эти зависи-
мости в общем случае нелинейные. При малых отклонениях напря-
жения их можно представлять в виде линейных зависимостей. Вид
статической характеристики по напряжению характеризует регулиру-
ющий эффект нагрузки. Регулирующим эффектом нагрузки назы-
вают изменение потребляемой активной и реактивной мощности
Сгрузки в процентах при изменении напряжения на 1 %.
4 - 3375 97
Рис. 5.3. Обобщенные статические характеристики комплексной нагрузки
по напряжению
При снижении напряжения на нагрузке, как следует из статиче-
ских характеристик, регулирующий эффект нагрузки способствует
поддержанию напряжения на приемном конце линии, т.е. на нагрузке,
из-за снижения потребляемой мощности и, следовательно, потерь
напряжения в линии. В этом заключается положительный регулиру-
ющий эффект нагрузки. В отличие от этого конденсаторная батарея,
особенно нерегулируемая, обладает отрицательным регулирующим
эффектом. При снижении напряжения на ее вводе снижается и гене-
рируемая реактивная мощность. Это способствует увеличению реак-
тивной мощности Qn = биагр “ 6бк’ передаваемой по линии, и, следо-
вательно, увеличению потерь напряжения в линии и снижению их на
нагрузке.
Рассмотрим влияние отклонений напряжения на работу асинхрон-
ного двигателя. Электромагнитный момент, создаваемый вращаю-
щимся полем статора АД, описывается функцией Мэ -f{U) (рис. 5.4).
На этом рисунке приведена зависимость вращающего момента рабо-
чего механизма Л/мех от его скорости вращения. Точка 1 соответ-
ствует работе двигателя при номинальной нагрузке, при этом сколь-
жение равно Sj = $ном. При понижении напряжения, определяемого
положением характеристик в точке I, до напряжения, определяемого
положением характеристик в точке 3 (L/H0M > U2 > С/3), скольжение
увеличивается ^ном < s2 < S3, а электромагнитный момент снижается
Л/ном > М2 > М^, т.е. производительность механизма, приводимого
во вращение электродвигателем, снижается. Запуск двигателя при
пониженном напряжении, когда s -> 1, невозможен, так как < Ммех-
Рис. 5.4. Влияние изменений напряжения иа электромеханические характери-
стики асинхронного двигателя .............
Известно, что при снижении напряжения на зажимах двигателя на
15% номинального его электромагнитный момент снижается до
72 % номинального. ,
При уменьшении напряжения снижается амплитуда характери-
стики Мэл увеличивается его скольжение s и снижается ско-
рость вращения. При останове АД, например при глубоком провале
напряжения, s = 0,9ч-1, исключается возможность самозапуска, что
может быть очень необходимо для некоторых технологических про-
цессов. Асинхронный двигатель не запускается в тех случаях, когда
Л/Эл < Ммех. Уменьшение коэффициента запаса устойчивости асинх-
ронного двигателя К = Л/эл тах/А/эл ном может привести к его опроки-
дыванию при К < 1. При увеличении скольжения возрастает ток, что
приводит к дополнительному нагреву АД. При длительном режиме
работы при U = 0,9С7НОМ срок службы АД сокращается вдвое (элект-
ротехнический ущерб).
Повышение напряжения приводит к увеличению потребляемой
реактивной мощности и соответствующим потерям в распредели-
тельной сети. В среднем при повышении напряжения на 1 % потреб-
ляемая реактивная мощность (регулирующий эффект) возрастает на
3 % для АД мощностью 20—100 кВт и на 5—7 % для АД меньшей
МОЩНОСТИ.
При работе ламп накаливания на пониженном по отношению
к номинальному напряжении происходит уменьшение светового
потока, а следовательно, снижение освещенности рабочей поверх-
4*
99
ности. При напряжении, равном 0,9L/HOM, световой поток снижается
на 40 %. Это приводит к резкому снижению производительности
труда персонала, работающего в помещениях, где используются
лампы накаливания. При увеличении напряжения до 1,ШНОМ свето-
вой поток возрастает примерно на 40 %, однако это сопровождается
сокращением срока службы ламп в 4 раза [5.1]. Регулирующий
эффект ламп накаливания равен 1,6 %.
Газоразрядные и люминесцентные лампы менее чувствительны к
изменению напряжения. При уменьшении напряжения до 0,93—0,95
С'ном освещенность рабочего места снижается на 10—15 %. Но при
уменьшении напряжения до 0,8С7НОМ и ниже зажигание газоразряд-
ных ламп становится невозможным. Регулирующий эффект по актив-
ной мощности люминесцентных ламп, включенных по схеме с рас-
щепленной фазой, составляет 1,9 %, а по реактивной мощности —
1,5 %. Для ламп ДРЛ с пускорегулирующей аппаратурой регулирую-
щие эффекты соответственно равны 1,6 и 4,5 %.
Режим работы электротермических установок при снижении
напряжения существенно ухудшается, увеличивается длительность
технологического процесса и, следовательно, себестоимость произ-
водства. Например, при напряжении 0,95 С7НОМ на зажимах рудно-тер-
мической печи РКЗ-16,5 ее производительность снижается на 12%
[5.2]. Продолжительность технологического процесса по обжигу
заготовок из цветного металла в электрических печах сопротивления
увеличивается при снижении напряжения до 0,93 С7М0М до пяти часов
(вместо трех), а при U = 0,9(7НОМ обжиг становится невозможным.
Влияние напряжения на потребляемую мощность электротермиче-
ских установок характеризуется регулирующим эффектом активной
нагрузки, равным 2 %.
Отклонение напряжения существенно влияет на время плавления,
производительность и удельный расход электроэнергии дуговых ста-
леплавильных печей [5.3]. Проведенными измерениями показано, что
при отклонениях напряжения в диапазоне ±10 % в зависимости от
типа ДСП время плавления сокращается при повышенных напряже-
ниях на 7—20 % и увеличивается на 6—30 % при пониженных. При
этом производительность ДСП соответственно возрастает на 30 % и
снижается на 25 %. Достигаемая экономия электроэнергии при
работе на повышенном напряжении может составить 40 %.
Уровень напряжения существенно влияет на качество сварки. При
U = 0Э9С7НОМ время сварки увеличивается на 20 %. Полный брак свар-
ных швов при сварке обычных металлов наступает при выходе
напряжения за пределы ±15 %, а при сварке жаропрочных сталей —
100
при 10 % L/H0M. В [5.4] показано, что технологический и экономиче-
ский ущерб при сварке существенно зависит от среднего значения
напряжения, поддерживаемого в технологическом цикле производ-
ства, а также от его среднеквадратического отклонения. Обеспечить
требуемый диапазон изменения этих статистических характеристик
можно, используя для этого известные средства регулирования
напряжения, например РПН и ПБВ, или регулируемые средства ком-
пенсации реактивной мощности.
Работа электролизных установок при пониженном напряжении
приводит к снижению их производительности и повышению удель-
ного расхода электроэнергии. Например, снижение напряжения до
0,95С7НОМ на производстве хлора и каустической соды сопровожда-
ется снижением производительности оборудования на 8 % и повы-
шенным износом электродов. Повышение напряжения выше
1,0517НОМ способствует недопустимому перегреву ванн электроли-
зера. Регулирующий эффект активной мощности электролизных
установок зависит от их типа и режимов работы и составляет от 0,5
до 2 %.
Для комплексных узлов нагрузки регулирующие эффекты могут
меняться в широких диапазонах. В соответствии с эксперименталь-
ными исследованиями, проведенными в системах электроснабжения,
усредненные регулирующие эффекты по активной мощности состав-
ляют 0,9±0,5 %, при этом для промышленных узлов регулирующий
эффект равен 0,6±0,3 %, а для узлов без крупных промышленных
предприятий 1,2+0,3 % [5,5]. Усредненный регулирующий эффект по
реактивной мощности при отсутствии средств компенсации нахо-
дится в пределах 3,8+1,8 %.
В течение суток регулирующий эффект комплексных узлов нагру-
зок изменяется. В режимах отличных от максимальных регулирую-
щий эффект по активной мощности может быть как меньше, так и
больше по сравнению с эффектом при максимальной нагрузке. Регу-
лирующий эффект по реактивной мощности в минимальных режи-
мах, как правило, возрастает, что объясняется потерями реактивной
мощности, связанными с намагничиванием трансформаторов.
Однако в задачах экономии электроэнергии более важными явля-
ются регулирующий эффект не по мощностям, а по электропотребле-
нию. Регулирующий эффект электроэнергии по напряжению прояв-
ляется более сложными зависимостями, чем регулирующий эффект
нагрузки. Это связано с тем, что регулирующий эффект по электро-
энергии характеризуется степенью приспосабливаемое™ потреби-
теля к изменению режима напряжения. Изменение режима напряже-
ния в целях снижения потребления электроэнергии из сети возможно
только в пределах допустимых отклонений напряжения на зажимах
101
электроприемников, т.е. в тех пределах, при которых электроприем-
ники продолжают выполнять свои функции. В тех случаях, когда
изменение производительности электроприемника незначительно,
регулирующий эффект электроэнергии равен регулирующему эффекту
нагрузки.
При существенной зависимости производительности электропри-
емников от напряжения изменение производительности может быть
скомпенсировано как временем работы, так и количеством работаю-
щих электроприемников. В связи с этим регулирующий эффект элек-
троэнергии может быть меньше, чем регулирующий эффект нагрузки
для таких электроприемников, как электротермические установки и
преобразователи. У некоторых электроприемников при положитель-
ном регулирующем эффекте нагрузки может быть отрицательный
регулирующий эффект по электроэнергии.
В соответствии с результатами исследований [5.5] в энергоси-
стеме положительный регулирующий эффект по электроэнергии
может быть достигнут за счет снижения напряжения только в том
случае, если напряжение в сети в нормальных режимах заведомо
завышено и имеются резервы для его снижения в допустимых преде-
лах. Экспериментальные исследования в энергосистемах США дали
следующие зависимости снижения потребления электроэнергии от
снижения напряжения на 5 % в часы утреннего максимума: для быто-
вых потребителей среднегодовое снижение потребления электро-
энергии составило 0,4 %, для коммунальных — 0,7 %, для промыш-
ленных— 0,5 %. 1" ''.-х, < ..'Г-
чм- .’UW. и Ч— ' И.*., ->Г / t V ' -ЛГ, .
1 Ч ' •’г ..( t"’ 11
5.4. Колебания напряжения
’ Колебания напряжения в сетях возникают, главным образом, при
работе резкопеременных нагрузок: управляемых тиристорных преоб-
разователей с широким диапазоном и большой скоростью регулирова-
ния напряжения, ДСП, мощных сварочных агрегатов и т.п. [5.1, 5.6].
Колебания напряжения отрицательно сказываются на зрительном
восприятии предметов, графических изображений и в конечном счете
на производительности труда и зрении работников. Воздействие
миганий ламп зависит от типа светильника. При одинаковых колеба-
ниях напряжения отрицательное влияние ламп накаливания проявля-
ется в большей мере, чем газоразрядных ламп. При размахах измене-
ний напряжения более 10% возможно погасание газоразрядных
ламп, при больших размахах (свыше 15 %) могут отпадать контакты
магнитных пускателей. При таких колебаниях наблюдается выход из
строя конденсаторов и вентилей преобразовательных агрегатов.
102
Колебания напряжения отрицательно сказываются на работе пот-
ебителей. Так, на одном из предприятий, к шинам напряжением
?0 кВ которого подключены ДСП-40, индукционные печи и высоко-
частотные преобразовательные агрегаты, размахи изменений напря-
жения достигали 12 %. При этом возникал брак продукции установок
высокочастотного нагрева и разрушались сердечники индукционных
плавильных печей, отключались системы автоматического управле-
ния и синхронные электродвигатели.
При колебаниях напряжения снижается производительность элек-
тролизных установок, сокращается срок их службы вследствие повы-
шенного износа анодов. На заводах химического волокна из-за коле-
баний частоты вращения асинхронных двигателей намоточных
устройств синтетические нити рвутся либо становятся разнотолщин-
ными, что приводит к браку или недоотпуску продукции. При пита-
нии печей сопротивления от тиристорных преобразователей колебания
напряжения приводят к колебанию тока, а иногда и к возникновению
неустойчивого режима системы автоматического регулирования тем-
пературы.
Колебания амплитуды и фазы напряжения, возникающие при
работе прокатных станов, вызывают колебания электромагнитного
момента, активной и реактивной мощностей синхронных генерато-
ров блок-станций предприятий, что отрицательно сказывается на
экономичности работы ТЭС в целом. Известны случаи неустойчивой
работы системы автоматического регулирования возбуждения и реак-
тивной мощности синхронных генераторов и двигателей и даже лож-
ной работы форсировки возбуждения.
Кратковременные колебания напряжения при применении дуго-
вой электросварки практически не влияют на качество сварочного
шва, что объясняется инерционностью тепловых процессов в
металле. Колебания и отклонения напряжения в сетях, питающих
машины контактной сварки, существенно сказываются на качестве
точечной сварки. Как показали исследования, для различного вида
свариваемых деталей допустимые колебания напряжения находятся
в пределах не более 3—5 % номинального напряжения [5.7].
Колебания амплитуды и в большей мере фазы напряжения вызы-
вают вибрации электродвигателей, механических конструкций, тру-
бопроводной арматуры. В последнем случае снижается усталостная
прочность металла, сокращается срок его службы. Так, при размахах
изменения напряжения с частотой примерно 1 Гц, в 2 раза превыша-
ющих допустимые согласно ГОСТ 13109—97, срок службы трубо-
проводов вследствие пульсаций напора насоса сокращается на 5—7 %.
103
5.5. Несинусоидальность напряжения
Несинусоидальность напряжения влияет на все виды электропри-
емников. Вызвано это не только тепловым дополнительным нагревом
ЭП от высших гармоник тока, но и тем, что высшие гармоники обра-
зуют составляющие прямой последовательности (1, 4, 7-я и т.д.),
обратной последовательности (2, 5, 8-я и т.д.) и нулевой последова-
тельности (гармоники кратные трем). Эти последовательности раз-
личаются порядком чередования фаз напряжения (тока), чем и
вызвано различие в их влиянии на работу электроприемников. В час-
тности, токи нулевой последовательности создают дополнительное
подмагничивание стали в электрических машинах, что приводит
к ухудшению характеристик этих ЭП и дополнительному нагреву
статоров АД и магнитопроводов трансформаторов. Обычно высшие
гармоники напряжения, суммируясь с основной гармоникой, спо-
собствуют повышению действующего значения напряжения на зажи-
мах ЭП.
Высшие гармоники напряжения и тока неблагоприятно влияют на
электрооборудование, создавая дополнительные потери в электри-
ческих машинах, трансформаторах и сетях, ухудшая условия работы
конденсаторных батарей (КБ), сокращая срок службы изоляции элек-
трических машин и аппаратов, повышая аварийность в кабельных
сетях, вызывая сбои в работе систем релейной защиты, автоматики,
телемеханики и связи.
Высшие гармоники напряжения и тока влияют также на значения
коэффициента мощности, вращающего момента электродвигателей.
Однако снижение этих характеристик, даже при коэффициенте иска-
жения формы кривой напряжения 10—15%, оказывается весьма
небольшим. Уровень дополнительных активных потерь от высших
гармоник в основных сетях электрических систем составляет несколько
процентов от потерь при синусоидальном напряжении. В сетях пред-
приятий, крупных промышленных центров, а также сетях электрифи-
цированного железнодорожного транспорта эти потери могут дости-
гать 10—15 % основных технических потерь.
Во многих случаях в электрических сетях различных напряжений
с источниками гармоник батареи конденсаторов выходят из строя
вследствие перегрузки по току. В условиях промышленных предпри-
ятий конденсаторы способствуют созданию условий резонанса токов
или напряжений на частоте какой-либо из гармоник, что приводит
к опасной перегрузке их по току или напряжению. В тяговых и про-
мышленных электросетях с преобразователями такие перегрузки
зафиксированы при резонансе на гармониках 40—50-го порядка,
в сетях с электродуговыми печами и сварочными установками — на
гармониках 3—7-го порядка.
104
Особенно чувствительны к появлению высших гармоник конден-
саторные батареи и кабели. В конденсаторах потери пропорцио-
нальны частоте приложенного напряжения , что
и приводит к их дополнительному нагреву. Ограничения по дополни-
тельному нагреву КБ заданы допустимым увеличением действую-
щего на его зажимах напряжения до 10 % L/H0M и действующего зна-
чения тока до 30 % /ном.
Кроме того, увеличение коэффициента искажения синусоидаль-
ной формы кривой напряжения Ку приводит к старению изоляции,
качество которой характеризуется tg8. Работа КБ с Ку = 5 % в тече-
ние 2 лет приводит к увеличению tgS в 2 раза.
Аналогично восприимчивы к высшим гармоникам кабели, каче-
ство диэлектрика которых характеризуется током утечки, определяю-
щим потери в изоляции кабеля. Измерениями установлено, что при
Ку = 6,85 % за 2,5 года ток утечки возрастает на 36 %, а через
3,5 года на 43 %.
При несинусоидальном напряжении наблюдается ускоренное ста-
рение изоляции электрических машин, трансформаторов, конденса-
торов и кабелей в результате повышенного нагрева токоведущих
частей, а также необратимых физико-химических процессов, проте-
кающих под воздействием электрических полей, создаваемых высшими
гармониками тока. . -tje. ,. . ,(| ,г • ч
Возникновение и воздействие высших гармоник в северных
широтах, близких к магнитному полюсу Земли, имеет специфиче-
ские особенности [5.8]. Во время магнитных бурь, развивающихся
в период повышенной солнечной активности, на поверхности земли
возбуждается медленно изменяющееся электрическое поле напря-
женностью 1—6 В/км и периодом до 30 мин; вектор напряженности
этого поля ориентирован по меридиану. Между заземленными точ-
ками трансформаторов появляется значительная разность потенциа-
лов. При длине линии 400—500 км значение напряжения может
достигать 1 кВ, и по электрическим сетям циркулирует практически
постоянный ток. Вследствие насыщения стали трансформаторов
резко возрастают намагничивающие токи, в кривых которых преоб-
ладают 3-я и кратные ей гармоники. Ток 3-й гармоники, значение
которого достигает 100 А, также циркулирует по сети. В результате
Резко возрастает отрицательное влияние ВЛ на линии связи и релей-
ную защиту, увеличивается потребление реактивной мощности и
снижается напряжение в сети. • > •
105
За рубежом для предотвращения циркуляции постоянных токов в
сети во время магнитных бурь в нейтрали трансформаторов вклю-
чают конденсаторы.
Для оценки дополнительных потерь мощности, обусловленных
высшими гармониками тока, могут быть использованы расчетные
методы, приведенные в [5.9, 5.10]. Эти расчеты показали, что для
асинхронных двигателей потери активной мощности при несинусои-
дальном напряжении незначительны. Такой эффект можно объяснить
тем, что токи высших гармоник не проникают в обмотку статора Ад
из-за того, что она является достаточно большим сопротивлением, и
тем большим, чем больше порядок гармоники. Кроме того, амплитуды
гармоник напряжения существенно убывают с ростом порядка гармо-
ники. Исключение могут представлять явления, связанные с резонан-
сами напряжений.
На промышленных предприятиях, как показали обследования [5.9],
перегрев АД в сетях с большим уровнем высших гармоник напряже-
ния (Ку = 10-5-15 %) не наблюдался ни при пониженной, ни при номи-
нальной нагрузке.
В синхронных машинах (СМ), как показывают расчеты и опыт экс-
плуатации, основная доля потерь приходится на обмотку ротора, кото-
рый, как известно, может быть либо шихтованным, либо массивным.
Шихтованный ротор имеет большее сопротивление, так что даже при
Ку = 10-5-15 % добавочные потери в нем не превосходят нескольких
процентов допустимого уровня потерь, которые составляют 0,25—
0,4% номинальной мощности машины. Во всяком случае перегрев
синхронных явнополюсных двигателей мощностью 1000 кВт и более
с шихтованным ротором не наблюдался. Наоборот, в синхронных
машинах с массивным неявнополюсным ротором нагрев от высших
гармоник может превышать допустимые значения, что, очевидно, при-
ведет к повреждению обмотки возбуждения. Ротор такой конструкции
применяют в синхронных компенсаторах и турбогенераторах.
Как известно, нагрев электрических машин во многом определя-
ется системой вентиляции и охлаждения обмоток, которая у явнопо-
люсных машин более эффективна, чем у машин с гладким ротором.
-4IP.- -И.',
5.6. Несимметрия напряжения
Основными источниками несимметрии напряжения по обратной
последовательности в трехфазных СЭС (см. гл. 3) являются: ДСП,
индукционные печи, печи электрошлакового переплава, тяговые под-
станции переменного тока (27 кВ), преобразователи с несимметрич-
ным управлением, сварочные установки. Некоторые типичные значе-
ния коэффициентов несимметрии напряжения по обратной последо-
вательности (К-2и), создаваемые такими ЭП, приведены в табл. 5.3.
106
Таблица 5.3
Электроприемиики, создающие несимметрию напряжения
Вид электроприемника Ч™. «в &2U’ %
— 220 1,3
дсп-100 35 4,5
ДСП-40 ' ' ПО 1,4
35 4,0
Однофазные электротермические установки 10 18
Тяговые подстанции переменного тока ПО 4,6
Прокатный стан 1700 6 1,4
10 2,0
Сварочные машины 0,4 1—5
Нормально и предельно допустимые значения коэффициента несим-
метрии напряжения по обратной последовательности согласно
ГОСТ 13109—97 для сетей всех номинальных напряжений состав-
ляют соответственно ±2 и ±4 %. Как видно из таблицы, для многих
электроприемников либо близки к этим значениям, либо сущест-
венно их превосходят. " ' • ’ ' Р
Несимметрия трехфазной системы напряжений приводит к воз-
никновению токов обратной последовательности а в четырех-
проводных сетях — токов нулевой последовательности 1^.
Токи /2[/ вызывают дополнительный нагрев вращающихся машин,
создавая отрицательный вращающий момент, снижают скорость вра-
щения роторов асинхронных двигателей и производительность при-
водимых ими механизмов. Снижение скорости вращения, т.е. увели-
чение скольжения АД, сопровождается увеличенным потреблением
реактивной мощности и, как следствие, снижением напряжения.
При несимметрии напряжений, составляющей 2 %, срок службы
асинхронных двигателей ввиду дополнительных потерь активной
мощности сокращается на 10,8 %, синхронных — на 16,2 %, транс-
форматоров — на 4 %, конденсаторов — на 20 % [5.11]. Для того
чтобы избежать дополнительного нагрева, нагрузка двигателя
(момент на валу) должна быть снижена.
Согласно МЭК 892 номинальная нагрузка двигателя допускается
при К2и < 1 %. При коэффициенте обратной последовательности 2 %
нагрузка двигателя должна быть снижена до 96 %, при 3 % — до
90 %, при 4 % — до 83 % и при 5 % — до 76 %. Эти цифры справед-
107
ливы при условии, что двигатель работает с постоянной нагрузкой,
т.е. в установившемся тепловом режиме.
Исследования, проведенные в энергосистемах Урала и Сибири,
где источником несимметрии являются электрифицированные желез-
ные дороги (ЭЖД), горно-обогатительные комбинаты, лесопромыщ-
ленные комплексы, показали, что максимальные значения К2[/ наблю-
дались в пределах полигонов Западно-Сибирской электрифицирован-
ной железной дороги: 1,5 % в сетях 220 кВ, 7,5 % в сетях 27,5 кВ и
9,2 % в сетях 10,5 кВ. Аналогичные значения были получены при
измерениях в сетях Южно-Уральской и Восточно-Сибирской ЭЖД.
Под воздействием этих искажений были зарегистрированы пре-
ждевременный выход из строя крупных синхронных машин, насос-
ных станций в западной части Иркутской энергосистемы, нарушения
работы устройств сигнализации и блокировки на Южно-Уральской
ЭЖД.
Опасные условия для эксплуатации четырехпроводных сетей
напряжением 0,38 кВ с однофазной нагрузкой (коммунально-быто-
вые сети, сети жилых зданий и поселков) создаются за счет смеще-
ния нейтрали, обусловленного повышенным сопротивлением нуле-
вого провода (см. гл. 3). Крайним аварийным режимом является
режим, обусловленный обрывом нулевого провода, когда фазные
напряжения (220 В) возрастают до междуфазных (380 В) или дости-
гают близких к ним знаний.
Я1 ' \ Ч . . “и. С . ‘ г--
5.7. Провалы напряжения я л \ ’ -•
Влияние провалов напряжения на функционирование электропри-
емников можно рассматривать в двух аспектах: влияние на техноло-
гическое оборудование в промышленности, функционирование кото-
рого, как правило, связано с качеством электроснабжения, и влияние
на телекоммуникационные системы, системы микропроцессорного
управления и информационные системы.
В промышленности наиболее распространенным видом электро-
оборудования являются асинхронные и синхронные двигатели, исполь-
зуемые в качестве приводов механизмов. Телекоммуникационные
системы используются во всех сферах жизнедеятельности и в про-
мышленности. Поэтому возможность нарушения условий нормаль-
ного функционирования этих электроприемников всегда рассматри-
вается с позиций надежности электроснабжения, перерыв которого,
даже кратковременный, может привести к технологическому ущербу.
По обеспечению надежности электроснабжения по классифика-
ции ПУЭ установлено три категории.
1Q8
К электроприемникам первой категории относятся такие, перерыв
электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для
жи3ни людей, угрозу для безопасности государства, значительный
материальный ущерб, расстройство сложного технологического про-
цесса, нарушение функционирования особо важных элементов ком-
мунального хозяйства, объектов связи и телевидения.
К электроприемникам второй категории относятся такие, перерыв
электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску про-
дукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного
транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного
количества городских и сельских жителей.
Электроприемники третьей категории — все остальные, не подпа-
дающие под определение первой и второй категорий.
В таких отраслях промышленности как электроэнергетической,
нефтехимической, металлургической и машиностроительной пере-
рыв технологического цикла недопустим.
В этой связи из массы различных механизмов можно выделить
некоторые, самозапуск которых применяется наиболее часто [5.12,
5.13]. В электроэнергетике, металлургии, химии, горнорудной про-
мышленности особое значение приобретает запуск центробежных
насосов, обеспечивающих перекачку воды и других технологических
жидкостей. Прекращение этого процесса приводит к тяжелым ава-
риям. Например, если насос в результате останова потерял воду,
включится незаполненным, то это приведет к выходу его из строя.
Это происходит при снижении скорости вращения привода до 50 %
номинальной. При этом сохранение работоспособности насоса воз-
можно только благодаря самозапуску его привода, который может
быть успешным, если длительность провала напряжения не превы-
шает 1—3 с.
Самозапуск асинхронных двигателей происходит успешней, чем
синхронных, которые применяют в качестве привода для турбокомп-
рессоров высокой производительности. Так, при достаточно длитель-
ных провалах напряжения синхронный двигатель может потерять
скорость вращения настолько, что его ресинхронизация будет невоз-
можной и при самозапуске он может потерять устойчивость. В этих
условиях самозапуск синхронных двигателей мощностью до несколь-
ких сотен киловатт допускается при длительности перерыва электро-
снабжения не более 1,5 с. При увеличении перерыва до 3 с самоза-
пуск возможен только при закороченной обмотке возбуждения.
Однако для двигателей мощностью 1 000—6 000 кВт из-за очень
малого момента инерции и высокого коэффициента загрузки время
Достижения критического угла устойчивости не превышает 0,2 с.
Во многих случаях это время меньше времени срабатывания комму-
тационной аппаратуры.
109
Следует иметь в виду, что условия самозапуска распространяются
не на один двигатель, а, как правило, на приводы всего технологиче-
ского комплекса, что только утяжеляет самозапуск или делает его
возможным при еще более коротких по длительности провалах
напряжения. Такие условия распространяются и на собственные
нужды тепловых электростанций.
Допустимое время перерыва электроснабжения двигателей собст-
венных нужд зависит от характера вызвавших его причин. При
отключении рабочего источника питания быстродействующей защи-
той это время может достигать 1,5 с. При этом минимально допусти-
мое значение напряжения на шинах 6 кВ собственных нужд в момент
восстановления напряжения должно быть не ниже 55 % номиналь-
ного напряжения. Такое же остаточное напряжение может быть при-
нято и для шин 0,4 кВ.
Допустимые длительности перерыва электроснабжения для раз-
личных промышленных потребителей приведены в табл. 5.4 [5.13].
Телекоммуникационные и информационные системы восприим-
чивы ко многим видам помех и особенно к провалам напряжения.
Чувствительность этих систем к такого рода помехам проявляется
главным образом через их блоки питания. По надежности электро-
снабжения телекоммуникационные и информационные системы отно-
сятся к электроприемникам I категории, которые можно разделить на
три группы: А, В и С. К электроприемникам группы А, перерыв элек-
троснабжения которых недопустим, относятся [5.14]: информаци-
онно-вычислительные и телекоммуникационные системы, системы
голосового оповещения и АТС, системы охранной и пожарной сигна-
лизации, системы контроля и управления доступом, видеонаблюде-
ния, освещение безопасности, системы диспетчерского управления.
Таблица 5.4
Допустимое время перерыва электроснабжения для промышленных потребителей
Вид производства Допустимое время, с
Коксохимическое 1—2
Обогатительное (горно-добывающее) 1
Прокатное (металлургическое) 1
Химическое и нефтехимическое 0,15—3
Производство синтетического каучука 1—8
Автомобильное (печи отжига) 0,1
Электроэнергетика 0,1—3
ПО
К электроприемникам группы В, длительность провала напряже-
ния для которых допускается на время включения резервного источ-
ника питания, относятся электроустановки, обеспечивающие охрану
здоровья и жизни людей: пожарные насосы, системы дымоудаления
и кондиционирования, холодильные камеры, сигнальные огии.
К электроприемникам группы С, перерыв электроснабжения кото-
рых допускается на время устранения аварии, относятся технологи-
ческие и инженерные системы, не вошедшие в группы А и В. Вос-
приимчивость некоторых видов электроприемников к провалам напря-
жения может быть проиллюстрирована следующими примерами:
• для оборудования общего назначения (менее чувствительного)
S0'.ip > 80 % и М1р > 0,5 с;
• электромагнитные контакторы 8 С7пр > 50 % и Дгпр > 0,02 с;
• двигатели с электронным управлением 8L7np > 15 % и Дг >
>0,02 с;
• газоразрядные лампы высокого давления 8L7np > 20 % и Дгпр >
> 0,05 с;
• реле минимального напряжения 8С7пр > 20 % и Дг > 0,5 с;
• ПЭВМ, медицинские диагностические приборы 8L7np 25 % и
Чр>0,07с.
Список литературы к гл. 5
5.1. Шидловский А.К., Кузнецов В.Г. Повышение качества электрической
энергии в электрических сетях. Киев: Наук, думка, 1985.
5.2. Шидловский А.К., Кузнецов В.Г., Николаенко В.Г. Экономическая
оценка последствий снижения качества электрической энергии в современных
системах электроснабжения. Киев: ИЗДАН УССР, 1981.
5.3. Борисов Б.П., Вагин Г.Я. Электроснабжение электротехнологических
установок. Киев: Наук, думка, 1985.
5.4. Повышение эффективности использования электроэнергии в системах
электротехнологии / Б.П. Борисов, Г.Я. Вагин, А.Б. Лоскутов, А.К. Шидловский.
Киев: Наук, думка, 1990.
5.5. Маркушевич Н.С. Регулирование напряжения и экономия электроэнер-
гии, М.: Энергоатомиздат, 1984.
5.6. Иванов В.С., Соколов В.И, Режимы потребления и качество электро-
энергии систем электроснабжения промышленных Предприятий. М.: Энерго-
атомиздат, 1987.
5.7. Вагин В.Я. Режимы электросварочных машин. М: Энергоатомиздат,
5.8. Хабигер Э. Электромагнитная совместимость. Основы ее обеспечения в
технике. М.: Энергоатомиздат, 1995.
5.9. Жежеленко И.В. Высшие гармоники в системах электроснабжения
лромпредприятий. — 5-е изд. М.: Энергоатомиздат, 2004.
Ш
5.10. Церазов А.Л., Якименко Н.И. Исследование влияния несимметрии и
несинусоидальности напряжения на работу асинхронных двигателей. М: Энер-
гоатомиздат, 1986.
5.11. Шидловский А.К., Кузнецов В.Г., Николаенко В.Г. Оптимизация не-
симметричных режимов систем электроснабжения. Киев: Наук, думка, 1987.
5.12. Голодное Ю.М. Самозапуск электродвигателей. — 2-е изд., перераб, н
доп, М.: Энергоатомиздат, 1985.
5.13. Сыромятников И.А. Режимы работы асинхронных и синхронных дви-
гателей / Под ред. Л.Г. Мамиконянца. — 4-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоато-
миздат, J984.
5.14. Воробьев А,Ю. Электроснабжение компьютерных и телекоммуникаци-
онных систем. М.: Эко-Трендз, 2002.
I
Глава шестая
СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ
КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
достоверная оценка ПКЭ в сети и разработка эффективных
мероприятий, направленных на обеспечение КЭ, не возможны без
инструментального контроля. Для проведения такого контроля необ-
ходимы специализированные средства измерения (СИ). Интенсивное
развитие микропроцессорной техники позволило создать отечествен-
ным разработчикам многофункциональные СИ, предназначенные
для контроля и анализа КЭ.
Развитие СИ ПКЭ происходило в отсутствие общего стандарта на
данные средства, который должен был обеспечить единство измере-
ний КЭ, выполняемых приборами различных производителей. Тем
не менее, развитие СИ ПКЭ продолжается, и в настоящее время
накоплен значительный опыт их использования при контроле и ана-
лизе КЭ в электрических сетях практически всех номинальных
напряжений.
I. . _ > Лл
6,1, Общие требования к СИ ПКЭ •></ .
Задачи контроля КЭ определяют конкретные требования к СИ
ПКЭ, Единое условие при выборе СИ заключается в том, что все
средства должны соответствовать требованиям ГОСТ 13109—97
[6.1] в части, касающейся алгоритмов измерений ПКЭ и допускае-
мых погрешностей измерения. Перечень измеряемых ПКЭ установ-
лен ГОСТ 13109—97, но может быть и расширен в зависимости от
решаемых задач (см. гл. 7).
Существенной функциональной особенностью СИ, определяю-
щей конструктивные и климатические требования к ним, элемент-
ную базу, систему электропитания, возможности хранения и пере-
дачи результатов измерений, равно как и наблюдения за ними в
процессе измерений, является вид измерений — непрерывный или
периодический. ‘
Существующие нормативы рекомендуют проводить периодиче-
ский контроль КЭ с различными интервалами между очередными
контрольными измерениями. Так, согласно ГОСТ 13109—97, дли-
тельность непрерывных измерений ПКЭ для контроля выполнения
требований этого стандарта определяется 24 часами как обязательная
и семью сутками как рекомендуемая. Периодичность контроля КЭ,
Ш
устанавливаемая этим стандартом, составляет в зависимости от вида
ПКЭ от двух раз в год до одного раза в два года. Такие же рекоменда-
ции приведены в «Методических указаниях по контролю и анализу
КЭ» [6.2].
Тем не менее очевидно, что периодический контроль может быть
оправдан в условиях дефицита СИ как временное явление. Даже при
сертифицированной электрический энергии, которая предполагает
стабильность ПКЭ в соответствии с установленными требованиями,
при коммерческих расчетах за КЭ между электроснабжающей орга-
низацией и потребителем периодический контроль явно недостато-
чен. Это вытекает также из коммерческого определения электроэнер-
гии, которая выступает в процессах купли — продажи как товар,
отличающийся особыми потребительскими свойствами, а именно
совпадением во времени процессов производства, транспортировки
и потребления и зависимостью от этого ее характеристик качества.
В связи с этим разработка перспективных СИ должна быть ориенти-
рована на производство стационарных приборов, без чего разреше-
ние проблемы обеспечения КЭ на всех уровнях ЕЭС России невоз-
можно.
Рассмотрим общие требования, предъявляемые к современным
СИ ПКЭ.
Конструктивное исполнение приборов должно соответствовать
аналогичным требованиям, предъявляемым к счетчикам электро-
энергии. В первую очередь это касается требований:
• обеспечения электробезопасности (исполнение корпуса и
наличие зажима защитного заземления);
• защиты от несанкционированного доступа (возможность плом-
бирования органов управления и использование системы паролей).
Важной характеристикой переносных приборов является масса.
В настоящее время масса большинства СИ ПКЭ не превышает 5 кг,
что, с учетом дополнительного измерительного оборудования можно
рассматривать в качестве предельно допустимой массы.
Климатические воздействующие факторы. Средства измерений
должны быть рассчитаны на нормальное функционирование при
температурах от -30 до 40 °C и относительной влажности до 90 %.
Электропитание приборов должно обеспечивать возможность
подключения к сети переменного напряжения 220 В и ко вторичным
цепям трансформаторов напряжением 57,7 и 100 В, допуская функ-
ционирование СИ при провалах напряжения и кратковременных
перенапряжениях в диапазоне ±40 % номинального напряжения сети.
Кроме питания от внешней сети переменного напряжения некоторые
производители СИ ПКЭ предлагают возможность питания от незави-
симого источника постоянного напряжения. Безусловно, такое свой-
114
ство прибора является его достоинством. При проектировании сис-
тем автономного питания переносных СИ необходимо учитывать
продолжительность их работы (7 сут и более). . ..,^..,1
Важной характеристикой блока электропитания является макси-
мальная потребляемая мощность, которая для современного СИ ПКЭ
ие должна превышать 20 В * А. 4 1 "
Электромагнитная совместимость приборов должна удовлетво-
рять требованиям устойчивости к воздействию внешних помех
(ГОСТ 29156, ГОСТ 29I9I, ГОСТ Р 50008, ГОСТ Р 50627). Группы
жесткости и критерии функционирования приборов могут быть раз-
личными [6.3].
Входные каналы СИ должны обеспечивать проведение измерений
в трех фазах контролируемой сети с заземленной или изолированной
нейтралью. Номинальные напряжения входных измерительных кана-
лов составляют 57,7; 100 и 220 В (см. Прилож. 4).
Требования к входным каналам по току определяются способом
присоединения СИ к измерительным ТТ. Оснащение переносных
приборов токоизмерительными клещами существенно упрощает их
присоединение к контролируемой сети. Средства контроля КЭ,
используемые стационарно, для повышения точности измерений
целесообразно подключать путем врезки во вторичные цепи ТТ без
применения токовых клещей, имея в виду, что для большинства ТТ
вторичный номинальный ток равен 5 А.
Принцип действия СИ должен в реальном масштабе времени
обеспечивать непрерывное измерение ПКЭ и вспомогательных пара-
метров электроэнергии по установленным ГОСТ 13109—97 алгорит-
мам. Все современные СИ ПКЭ являются цифровыми программируе-
мыми приборами, использующими высокоразрядные аналого-цифро-
вые преобразователи и быстродействующие процессоры. Програм-
мное обеспечение является основной частью СИ ПКЭ. При неизмен-
ной конструкции прибора его функциональные возможности могут
быть существенно расширены за счет совершенствования програм-
много обеспечения.
Средства измерений, предназначенные как для непрерывного, так
И для периодического контроля КЭ, должны обладать достаточной по
объему энергонезависимой памятью, позволяющей длительно сохра-
нять результаты измерений. Архивы с результатами контроля КЭ,
накапливаемые в памяти СИ, должны содержать информацию о вре-
мени проведения измерений. Данные архивы не могут быть скоррек-
тированы и являются наиболее достоверными источниками инфор-
мации о выполненных измерениях. В настоящее время существует
несколько подходов к обеспечению длительного хранения результа-
тов измерений. . .« . и , ь
115
Во-первых, СИ ПКЭ может иметь встроенную оперативную
память, достигающую в современных приборах десятков мегабайт.
Во-вторых, информация может сохраняться на съемных картах
памяти, объем которых в настоящее время достигает сотен гигабайт.
И, в-третьих, если СИ реализован на базе переносного компьютера
памятью прибора является жесткий диск этого компьютера. Кроме
этого, практически все современные СИ поставляются совместно с
дополнительным программным обеспечением, позволяющим через
стандартные интерфейсы сохранять архивы измерений прибора на
отдельном компьютере. Подобное программное обеспечение сущест-
венно упрощает обработку и анализ результатов измерений, а также
позволяет накапливать многолетнюю статистику о закономерностях
изменения ПКЭ.
Средства измерения должны обеспечивать возможность отобра-
жения как результатов измерений текущих параметров режима, так
и архивной информации. Большинство из существующих СИ ПКЭ
имеют для этого алфавитно-цифровой дисплей, а небольшое коли-
чество приборов дополнительно оснащено графическим дисплеем,
который упрощает проведение измерений и оперативный анализ
результатов.
Выносимая на дисплеи информация должна, без дополнительной
обработки результатов измерений, отражать все характеристики КЭ,
определяющие условия выполнения или невыполнения предъявляе-
мых требований на заданном интервале времени, в течение которого
эти характеристики получены, а также экстремальные значения изме-
ряемых параметров на этом интервале. (
>'j • •
6,2, Устройство СИ ПКЭ
На рис. 6.1 приведена структура типового средства измерения
качества электрической энергии. Измеряемые напряжения и токи
подаются на входные зажимы блока масштабных преобразователей
(делителей), в котором путем аналоговой обработки формируются
сигналы, пропорциональные параметрам входного напряжения, т.е.
происходят масштабные преобразования до уровня (приблизительно
1 В), необходимого для нормальной работы блока аналого-цифрового
преобразования.
Мгновенные значения сигналов на выходах БМП преобразуются
в цифровые коды с помощью БАЦП, в котором осуществляются
согласование по времени входных сигналов и их оцифровка. Оциф-
ровка производится из расчета 256 выборок 14-разрядного кода на
период основной частоты. Коды оцифрованных сигналов поступают
в блок обработки информации.
116
Рис. 6.1. Структура СИ: • -'*•
БМП — блок масштабных преобразований; БАЦП — блок аналого-цифрового преоб-
разователя; БОИ — блок обработки информации; ОЗУ — оперативное запоминающее
устройство; ЦП — центральный процессор; ПЗУ — постоянное запоминающее уст-
ройство; ЭНП — энергонезависимая память; СО — средство отображения; ИС —
интерфейс связи; ДЦ— алфавитно-цифровой (дисплей) •
• . «•* .Г» > .
В БОИ центральный процессор производит обработку получен-
ной от АЦП информации в соответствии с программами постоянного
запоминающего устройства.
Результаты измерений заносятся в энергонезависимую память для
хранения (если прибор работает в режиме «измерений»), а также
выводятся на средства отображения. В большинстве приборов СО
представляет собой алфавитно-цифровой дисплей. В некоторых при-
борах имеется также графический дисплей, который позволяет отоб-
ражать векторные диаграммы, спектры, гистограммы и осциллог-
раммы токов и напряжений. . ' - . . гг.'И'-
С помощью интерфейса связи типа RS-232 (RS-485) осуществля-
ется вывод результатов измерений по каналам связи на внешнюю
ПЭВМ или принтер.
Клавиатура прибора используется для управления прибором при
его настройке и просмотре результатов измерений,
6.3, Алгоритмы измерения и метрологические
характеристики СИ ПКЭ , ,л:<,
Алгоритмы программной обработки сигнала любого прибора,
предназначенного для измерений ПКЭ, должны отвечать определен-
ным и единым требованиям. Именно поэтому ГОСТ 13109—97 дает
подробное описание методов измерений и оценки всех ПКЭ и вспо-
могательных параметров электроэнергии (см. Прилож. 1).
117
Кроме математических выражений, определяющих метод расчета
ПКЭ, ГОСТ 13109—97 вводит требования к так называемым интер-
валам усреднения при измерении всех нормируемых показателей,
кроме размахов колебаний напряжения и дозы фликера. Это важное
с позиции единства измерений требование должно быть обеспечено
программой любого прибора. Интервал усреднения для 5Су состав-
ляет 60 с, для Д/* — 20 с, для всех остальных ПКЭ — 3 с. Интервал
измерения дозы фликера установлен стандартом [6.4] и составляет
10 мин для кратковременной дозы и 120 мин для длительной. В [6,4]
дается подробное описание алгоритма измерений дозы фликера.
Алгоритмы определения интегральной вероятности или относи-
тельного времени выхода измеряемого ПКЭ за нормально и пре-
дельно допустимые значения построены с учетом относительного
количества отсчетов по каждому интервалу усреднения в общем
количестве отсчетов за время наблюдения.
Алгоритмы определения вспомогательных параметров электро-
энергии, характеризующих КЭ наряду с показателями, установлен-
ными в [6,1], нормативно не закреплены, К их числу, в первую очередь,
относятся показатели, характеризующие искажения синусоидаль-
ности и симметрии токов, а также составляющие мощности. Коэффи-
циенты искажения синусоидальности кривой и и-х гармонических
составляющих тока, а также несимметрии токов обратной и нулевой
последовательностей должны определяться по алгоритмам, установ-
ленным для соответствующих показателей по напряжению [6.1].
Именно такие алгоритмы реализованы во многих отечественных
СИ ПКЭ. Тем не менее при выборе прибора, необходимого для реше-
ь. ния задачи КЭ, целесообразно получить точную информацию об
I111111 алгоритмах измерения, заложенных в нем.
Современные программируемые СИ обладают большими возмож-
ностями для обеспечения метрологических характеристик. Это обус-
ловлено характеристиками используемой элементной базы и комп-
лектующих, средствами программирования, что определяет, прежде
всего, диапазоны измерений и погрешности прибора. Так, диапазоны
измерений могут быть выбраны как для нормируемых, так и для
|| " ненормируемых ПКЭ. Для нормируемых ПКЭ диапазоны измерений
могут быть выбраны как полутора-двукратные значения соответству-
ющие предельно допустимым ПКЭ. Для ненормируемых можно
использовать статистические данные, приводимые в [6.1]. Погреш-
ности СИ должны быть приняты равными не менее чем половине
пределов допустимых погрешностей, указанных в стандарте для этих
ПКЭ. Такое ужесточение требований к погрешностям прибора
вызвано необходимостью учета погрешностей, вносимых штатными
измерительными трансформаторами напряжения. • •
118
рекомендуемые и технически осуществимые диапазоны измере-
ний параметров и погрешности некоторых приборов, зарегистриро-
ванных в государственном реестре средств измерения и допущенных
к применению в Российской Федерации, приведены в Прилож, 5.
ЬД. Характеристики измерительных трансформаторов
напряжения и тока
Присоединение СИ ПКЭ к сетям и системам электроснабжения
требует применения измерительных преобразователей, к которым
относятся в сетях напряжением 0,4 кВ и выше — ТТ, а в сетях напря-
жением выше 1 000 В — TH. Следовательно, погрешности измере-
ния ПКЭ и дополнительных параметров электроэнергии будут обус-
ловлены не только погрешностями СИ, но и погрешностями
измерительных преобразователей.
В настоящее время для контроля КЭ применяются стандартные
штатные TH и ТТ, предназначенные для питания цепей учета элект-
роэнергии и (или) защит, С учетом того, что в подавляющем боль-
шинстве узлов учета электроэнергии установлены трансформаторы
с классами точности 0,5 и 1,0, нормативные документы допускают до
замены таких измерительных преобразователей более точными про-
изводить контроль КЭ при погрешности измерений, в 1,5 раза превы-
шающей установленные стандартом нормы. Однако это не решает
проблему обеспечения точности измерений в связи со следующими
обстоятельствам и.
Во-первых, эти трансформаторы должны периодически поверяться,
что в условиях эксплуатации представляет немалые трудности и про-
изводится очень редко, отчего их реальные коэффициенты трансфор-
мации могут отличаться от номинальных значений [6,5, 6,6],
Во-вторых, частотные характеристики TH и ТТ, знание которых
необходимо при измерении высших гармоник напряжений и токов,
не нормируются и практически не исследованы. В настоящее время
известно несколько работ, посвященных определению частотных
свойств TH [6.7], Однако большинство предложенных методов осно-
вано на расчетах и не подтверждено экспериментами. По результатам
данных работ были сделаны следующие частные выводы:
• характеристики индуктивных TH могут оказаться неудовлетво-
рительными из-за возможных резонансов в области частот примерно
1 кГц; , , ‘
• емкостные трансформаторы напряжения непригодны для этих
Целей из-за узких полос пропускания;
• погрешности TH типа НОМ-6 на частоте 2 кГц, определенные
Расчетным путем, составляют по амплитуде -20 %, а по фазе -30°,
119
что не может считаться удовлетворительным в рассматриваемых
задачах.
Современные исследователи, используя возможности СИ ПКЭ,
определяют частотные характеристики измерительных преобразова-
телей экспериментально. Такие работы проводились в Уральском
государственном техническом университете и ВНИИМС [6.7],
Исследованиям подвергались TH типов НОМ-6 и НОМ-10, что поз-
волило разработать метод экспериментального определения ампли-
тудно- и фазочастотных характеристик индуктивных TH. Было пока-
зано, что при возможных вариациях основных влияющих факторов
(уровень напряжения, значение и costp нагрузки) погрешности TH
при передаче высших гармоник не превышают 0,05 %, что допус-
тимо при измерении ПКЭ; угловые погрешности TH при передаче
высших гармоник прямо пропорциональны порядку гармоник и
могут достигать десятков градусов; угловая погрешность TH на
высших гармониках определяется погрешностью TH на основной
частоте.
Что касается частотных характеристик ТТ, то, как показано в [6.6],
ТТ типа РВ-103 на номинальные напряжения 35/10 кВ с коэффициен-
том трансформации 300/5 А трансформируют ток частотой 600 Гц
в классе точности 1,0 и ток частотой 1 500 Гц в классе точности 2,5.
Метрологами исследовались погрешности измерения тока основ-
ной частоты при наличии высших гармоник для ТТ типов ТОЛ-Ю и
ТОП-0,66 [6.5, 6.6]. Для трансформатора типа ТОЛ-Ю класса точ-
ности 0,5 при Ху < 25 % влияние формы кривой можно не учитывать.
При синусоидальной форме кривой трансформатор ТОП-0,66 соот-
ветствует классу точности 0,2. А при К/ > 20 % трансформатор попа-
дает в диапазон погрешностей класса точности 0,5, что связано
с конструктивными особенностями ТТ этого типа.
Таким образом, несмотря на то что частотные характеристики TH и
ТТ по-прежнему не нормируются, в некоторых случаях погрешность
этих преобразователей может быть учтена при измерениях ПКЭ.
Возможной альтернативой существующим TH и ТТ могут стать
специальные преобразователи (широкополосные трансформаторы,
делители напряжения, токовые шунты), обладающие требуемыми
метрологическими характеристиками, .• -
Указанные недостатки TH и ТТ распространяются на измерения
кратковременных процессов, частотный спектр которых простира-
ется до десятков мегагерц. В то же время в областях, подлежащих
обязательному контролю, а именно к такой области относится конт-
роль КЭ, применение неповеренных СИ, недопустимо. Вопросы
оценки погрешностей TH при измерениях ПКЭ и методика их изме-
рений частично раскрываются в [6.2]. ...
120
6,5. Современные средства измерения 1
В настоящее время на рынке СИ ПКЭ представлено большое ко-
личество приборов отечественного и зарубежного производства.
Большинство зарубежных приборов удобны в эксплуатации и надежно
функционируют, но не удовлетворяют требуемым ГОСТ 13109—97
алгоритмам измерения. Кроме того, импортные приборы дороже оте-
чественных аналогов. Поэтому далее рассмотрены только отечест-
венные СИ: ЭРИС-КЭ (ООО «Энергоконтроль», г. Москва), Ресурс-
UF (НПП «Энерготехника», г. Пенза), Нева-ИПЭ (НПФ «Энерго-
союз», г. Санкт-Петербург), Энергомонитор (НПП «Марсэнерго»,
г. Санкт-Петербург), Уран-ЮОМ (Уральский государственный техни-
ческий университет, г. Екатеринбург), ИВК «Омск» (ОГТУ, г. Омск),
ППКЭ (ООО «НПФ «Солис-С», г. Москва), АПКЭ-1 (НПФ «Про-
софт-Е», г. Екатеринбург), Парма РК 6.05 (ООО «Парма», г. Санкт-
Петербург),
Задачи инструментального контроля КЭ (см. гл, 7) в зависимости
от сложности и соответственно числа параметров, которые необхо-
димо измерять для решения этих задач, можно объединить в две
группы.
К первой группе относятся задачи контроля КЭ, целью которых
является определение соответствия значений измеренных ПКЭ тре-
бованиям стандартов, договора и техническим условиям на присо-
единение пользователя к электрической сети. Ко второй группе сле-
дует отнести измерения, направленные на широкое исследование
электромагнитных процессов, связанных с режимами работы различ-
ных электроустановок и их влиянием на КЭ. Такие измерения необ-
ходимы для анализа электромагнитной совместимости электрообору-
дования СЭС.
В соответствии с задачами первой группы приборы должны обес-
печивать измерение требуемых ПКЭ с заданной точностью. Функци-
ональные возможности большинства таких СИ позволяют измерять и
вспомогательные параметры электроэнергии. Некоторые из перечис-
ленных приборов предназначены, в первую очередь, для поверки
счетчиков электроэнергии в условиях эксплуатации, а возможность
измерения ПКЭ рассматривается в качестве опции.
Данные приборы с очень высокой точностью позволяют измерять
все (или почти все) ПКЭ и соответствующие им показатели по току,
а также мощность и электроэнергию. Отдельные СИ этой категории
не только осуществляют измерения по алгоритмам [6.1], но и осцил-
лографируют входные напряжения и токи. Число каналов может
быть более 16.
121
Список литература к гл. 6
6.1. ГОСТ 13109—97. Нормы качества электрической энергии в системах
электроснабжения общего назначения / Межгосударственный совет по стандар-
тизации, метрологии н сертификации. Минск; ИПК Изд-во стандартов, 1998.
6.2. Методические указания по контролю и анализу качества электрической
энергии в системах электроснабжения общего назначения. РД 153-34.0-15.501-00.
М.: Энергосервис, 2001.
6.3. Кармашев В.С. Электромагнитная совместимость технических средств:
Справочник. M.t Науч.-техн, центр «Норт», 2001.
6.4. МЭК 61000*4*15 (1997). Электромагнитная совместимость. Ч. 4. Методы
испытаний и измерений. Разд. 15. Фликерметр. Функциональные и конструктив*
ные требования.
6.5. Метрология электрических измерений в электроэнергетике: Докл. на*
уч.*техн. семинаров и конф. 1998—2001 тт. / Под общ. ред. Я.Т. Загорского. Мл
Изд-во НЦ ЭНАС, 2001.
6.6. Метрология электрических измерений в электроэнергетике: Докл. на*
уч.*техн. конф. 2002 г. / Под общ. ред. Я.Т. Загорского. М.: Изд*во НЦ ЭНАС,
2002.
6.7. Старцев А.П. Экспериментальное исследование метрологических пара*
метров измерительных трансформаторов напряжения: Дис, ... канд. техн. наук.
Екатеринбург, 2000.
,.<• "чНг.л ' ’чр г <•
•‘.ii >• »' 1 к..; • । t п • .у/ г-
t>d- <: '• 1 1 ‘.‘i ' •<' 'I'l-.r-'
* S •• } 'Y' .
. -A ' .ft’it i. '
Глава седьмая н,.. ( ..1^•
КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
И ЕГО ЗАДАЧИ .t- .?Х
>.. * ' ч j. : v .. • ц<
Основные задачи контроля качества электроэнергии следующие'
• обнаружение помех (искажения напряжения); ,я
• оценка их значения;
• регистрация измеренных числовых характеристик в целях
обработки и отображения результатов;
• проведение анализа измеренных значений ПКЭ и оценка их
соответствия установленным требованиям;
• определение источника помех;
• проведение коммерческих расчетов между поставщиком и пот-
ребителем электрической энергии.
В общем случае для организации измерений необходимо опреде-
лить их цель, точку электрической сети, в которой проводится конт-
роль КЭ, виды контролируемых ПКЭ. ' " ' ‘ ’
, .,и.; Jjt. - и. I ,'^1
7.1. Виды контроля КЭ
Контроль качества электроэнергии заключается [7.1] в проверке
соответствия показателей КЭ установленным требованиям. Исходя
из этого определения, можно выделить следующие цели контроля КЭ.
Контроль на соответствие требованиям ГОСТ 13109—97 или
технических регламентов. При выполнении такого контроля прово-
дятся измерения только показателей качества электроэнергии, т.е. по
напряжению и частоте. Такой контроль осуществляется: , ( ..
• органами государственного надзора; 1
• ответственным за электрохозяйство во исполнение п. 1.2.6
«Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей»;
• испытательными лабораториями при сертификации качества
электрической энергии.
Результаты контроля КЭ представляются за весь интервал наблю-
дения (не менее 24 ч), и на их основании делается вывод о соответ-
ствии качества электроэнергии установленным требованиям. •.
Диагностический контроль необходим для анализа причин
Ухудшения КЭ, определения виновника снижения КЭ, при проверке
выполнения технических условий на присоединение потребителя
к электрической сети и договорных условий на электроснабжение.
Очевидно, в данном случае помимо ПКЭ необходимо измерять вспо-
Ш
могательные параметры, характеризующие качество электроэнергии
по току и мощности. При этом результаты измерений удобно про-
сматривать не только в числовом, но и в графическом виде, напри-
мер, сопоставляя график нагрузки потребителя с графиком измене-
ния контролируемого ПКЭ. Для построения графиков необходимо
измерять и сохранять в памяти средств измерения усредненные на
коротких интервалах времени (от 1 до 30 мин) показатели КЭ. Дли-
тельность интервалов выбирается в зависимости от характера техно-
логического процесса. Одним из видов диагностического контроля
являются претензионные испытания, которые проводятся при рас-
смотрении претензий продавца или покупателя электрической энер-
гии к ее качеству. При этом проверяется не только соответствие ПКЭ
нормативным требованиям, но и выполнение договорных обяза-
тельств сторон по обеспечению КЭ.
Коммерческий контроль может применяться как средство эконо-
мического воздействия на виновника ухудшения КЭ. В результате
такого контроля, если это установлено договором энергоснабжения,
оценивается стоимость электроэнергии с учетом неустойки за ее
качество. В данном случае помимо показателей качества электро-
энергии по напряжению, току и мощности необходимо проводить
учет отпущенной электроэнергии. В связи с этим коммерческий кон-
троль осуществляется на границе раздела между поставщиком и пот-
ребителем электрической энергии или в точках учета потребляемой
электроэнергии.
Технологический контроль — это контроль КЭ с длительностью
и (или) погрешностью измерений, которые могут быть снижены по
сравнению с требованиями ГОСТ 13109—97. Другими словами, для
этих целей могут использоваться более простые и дешевые средства
измерения. Задачей технологического контроля является установле-
ние влияния технологического процесса потребителя электроэнергии
на КЭ. Алгоритмы измерения ПКЭ в этом случае должны быть
строго соблюдены.
В зависимости от длительности измерений можно выделить два
вида контроля КЭ:
• периодический контроль, при котором измерение контролируе-
мых показателей и оценка ПКЭ происходят непрерывно каждые 24 ч
(или несколько суток) с постоянными интервалами между измерени-
ями, определяемыми организацией, осуществляющей контроль КЭ,
но не реже чем установлено ГОСТ 13109—97; л- г,аг
• непрерывный контроль, при котором поступающая информа-
ция о контролируемых ПКЭ анализируется непрерывно. Как пра-
вило, такой контроль осуществляется с помощью стационарно уста-
новленных приборов.
124
7.2. Выбор пунктов контроля качества электрической
энергии - ' Г >
По определению [7.1] пункт контроля КЭ — это пункт электри-
ческой сети, в котором проводят измерение показателей КЭ при конт-
роле качества электроэнергии. В качестве пункта контроля КЭ могут
быть выбраны точка общего присоединения, граница раздела балан-
совой принадлежности, выводы приемников электрической энергии,
а также другие точки электрической сети, согласованные энергоснабжа-
ющей организацией и потребителем или поставщиком и покупателем.
Выбор пунктов контроля ПКЭ осуществляется в зависимости от
целей контроля:
• аккредитованными испытательными лабораториями; « 1
• совместно энергоснабжающей организацией и потребителем;
• лицами, представляющими государственные надзорные орга-
низации;
• представителями органа по сертификации;
• ответственным за электрохозяйство потребителя.
Выбор пунктов контроля качества электрической энергии осу-
ществляется на основе: 4
• схемы распределительных электрических сетей;
• данных о составе нагрузки, ее категории по надежности элект-
роснабжения и графиков мощности или результатов измерений токов
в периоды наибольших и наименьших сезонных нагрузок;
• данных о точках контроля КЭ, внесенных в договоры и техни-
ческие условия на присоединение. .
При анализе схемы и состава нагрузки выделяют:
• наиболее удаленных и близлежащих по отношению к центру
питания потребителей;
• линии электропередачи с наибольшими потерями напряжения;
• нагрузки, электроприемники которых могут являться причи-
нами ухудшения КЭ или являются восприимчивыми к ухудшению КЭ.
Пунктами обязательного контроля являются:
• вводы питающих фидеров РП;
• выводы электроприемников, потери напряжения до которых
наибольшие;
• точки общего присоединения, от которых получают питание
потребители, ухудшающие КЭ, такие, как тяговая нагрузка, промыш-
ленные предприятия, мощные осветительные установки (ДРЛ, люми-
несцентные и т.п.), мощные однофазные нагрузки. При этом особое
внимание необходимо обращать на коэффициенты искажения сину-
соидальности кривой напряжения, коэффициенты л-й гармонической
составляющей напряжения, коэффициенты несимметрии напряже-
ния по обратной и нулевой последовательности;
125
• выводы электроприемников, восприимчивых к ухудшению КЭ
(электронная аппаратура и вычислительная техника);
• точки электрической сети, по которым заявляются претензии
к качеству электроэнергии.
Список выбранных пунктов оформляется в виде перечня с указа-
нием измеряемых ПКЭ и обоснованием причин измерения.
Периодичность контроля составляет:
• для установившихся отклонений напряжения не реже 2 раз
в год (желательно в периоды зимних и летних максимумов нагрузки,
для которых рассчитываются потери напряжения в сети);
• для остальных ПКЭ, кроме отклонения частоты и провалов
напряжения, — не реже 1 раза в год.
Рекомендуемая продолжительность непрерывного контроля 7 сут,
но не менее 1 сут. В договоре энергоснабжения может быть преду-
смотрена иная периодичность контроля, но не реже указанной выше.
7.3. Выбор видов контролируемых показателей качества
электроэнергии ,, ••••.г,-, •
Перечень измеряемых ПКЭ устанавливает ГОСТ 13109—97. Он
включает собственно ПКЭ (нормируемые и ненормируемые), а также
вспомогательные параметры электрической энергии, являющиеся
дополнительными характеристиками ПКЭ. Однако этот достаточно
обширный перечень не охватывает всех необходимых данных для
решения задач диагностики и анализа КЭ. Под анализом подразуме-
вается комплекс измерений и расчетов, необходимых для определе-
ния причин несоответствия КЭ установленным требованиям при
выявлении виновника ухудшения КЭ. Для этого современные СИ
позволяют вычислять мощности искажения, определяемые гармони-
ческим составом напряжения и тока, напряжениями и токами обрат-
ной и нулевой последовательности. 'ф 1
В общем случае в зависимости от целей контроля качества элект-
роэнергии можно предложить перечень измеряемых параметров
в том виде, как он представлен в табл. 7.1. В таблице в виде услов-
ных обозначений указаны виды контроля КЭ: А — анализ, К — конт-
роль на соответствие требованиям ГОСТ 13109—97 и У — коммер-
ческий контроль (учет). В таблице знаком «+» обозначены
параметры, которые необходимо измерять при данном виде контроля,
а знаком «-» — те, которые измерять не обязательно.
Представляется, что приведенный перечень параметров является
вполне исчерпывающим для решения любых задач в области КЭ по
существующим и перспективным методикам анализа и контроля КЭ.
Более того, располагая такими СИ, можно проводить контроль уров-
ней эмиссии, вносимой теми или иными приборами, аппаратурой
или электротехническим оборудованием [7.2]. ........ .
Таблица 7.1
I
I
Перечень измеряемых параметров
Параметр Измеряемая характеристика Условное обозначение Вид контроля
А К У
"Показатели каче- ства электроэнер- гии (ГОСТ 13109—97) Коэффициент искажения синусоидаль- ности кривой напряжения Ки
Коэффициент и-й гармонической состав- ляющей напряжения для и от 2 до 40 Ки^ +
Коэффициент неснмметрин напряжений по обратной последовательности K2J + + +
Коэффициент несимметрни напряжений по нулевой последовательности + + +
Установившееся отклонение напряжения + + +
Отклонение частоты V + + +
Доза фликера: кратковременная длительная - + + + + + +
Размах изменения напряжения + + -
Импульсное напряжение Ц1МП + + -
Длительность провала напряжения + + -
Коэффициент временного перенапряже- ния ^терУ + + -
Вспомогательные параметры элект- рическон энергии (ГОСТ 13109—97) Частота повторений изменений напряже- ния F!M + + -
Интервал между изменениями напряже- ния Ч,+ | + - -
Длительность импульса по уровню 0,5 <7НМП Д'имп 0,5 + - -
Глубина провала напряжения + - -
Частость появления провалов напряжения - -
Длительность временного перенапряже- ния Д*пер(/ + - -
Критерии соот- ветствия измерен- ных ПКЭ требова- НИЯМ ГОСТ 13109—97 Время превышения (относительное) нор- мально допустимых значений нормируе- мых ПКЭ Л + + 4-
Время превышения (относительное) пре- дельно допустимых значений нормируе- мых ПКЭ т? + + +
Значения ПКЭ, соответствующие 95 % измеренных значении П95 +
Параметры, учи- тываемые при ана- низе качества электроэнергии Коэффициент искажения синусоидаль- ности кривой тока Kj + - -
Коэффициент л-й гармонической состав- ляющей тока для и от 2 до 40 - -
ж
Окончание табл. 7.1
Параметр Измеряемая характеристика Условное обозначение Вид контроля
A К у
Параметры, учи- тываемые при ана- лнзе качества электроэнергии \ ’ --г" ' 1 1 - . - - . . .1,- - . I f r‘ i Г - 1 Коэффициент несимметрии токов по обратной последовательности *2/ + - -
Коэффициент несимметрии токов по нуле- вой последовательности + - -
Коэффициент мощности по первой гармо- нике COS(p(l) 4- - -
Коэффициент мощности по и-й гармони- ческой составляющей для п от 2 до 40 cos<p(„) 4- - -
Коэффициент мощности по обратной пос- ледовательности COS(p2 4- - -
Коэффициент мощности по нулевой пос- ледовательности COS(p0 4- - -
Полная, активная и реактивная мощность с учетом всех искажений (по гармоникам с п от 2 до 40, а также обратной и нулевой последовательности) ST, PT, QT 4- 4-
Полная, активная, реактивная мощность по первой гармонике sW’pm’Sm + - 4-
Полная, активная, реактивная мощность по n-й гармонической составляющей для п от 2 до 40 W Л»)’ 2(») 4- - 4-
Полная, активная, реактивная мощность по обратной последовательности 4- - 4-
Полная, активная, реактивная мощность по нулевой последовательности po, Qq 4- - 4-
Полная, активная и реактивная мощность искажений SST, APT, SQT 4- - 4-
Активная и реактивная энергия с учетом всех искажений (по гармоникам с п от 2 до 40, а также обратной и нулевой последова- тельности) wPT. WQT 4- 4-
Активная, реактивная энергия по первой гармонике + - 4-
Активная, реактивная энергия по и-й гар- монической составляющей для и от 2 до 40 + - 4-
Активная, реактивная энергия по обратной последовательности 4- - 4-
Активная, реактивная энергия по нулевой последовательности wm. + - 4-
Активная и реактивная энергия искажений MVPT,MPQT 4- - 4-
Среднеквадратическое значение напряжения - и 4- 4- -
Среднеквадратическое значение тока I 4- 4-
Коэффициент превышения током номи- нального значения 4-
128
7.4. Определение допустимых отклонений напряжения
в распределительных сетях
ГОСТ 13109—97 предъявляет требования к диапазонам отклоне-
ний напряжения непосредственно на зажимах электроприемников,
большинство которых питается от сетей низкого и среднего напряже-
ний. Уровни напряжений в узлах сетей напряжением 380 В и выше
следует рассчитывать, исходя из необходимости обеспечения этих
требований и вносить в договор энергоснабжеиия.
Контроль 5С7у на зажимах электроприемника или на границе
балансовой принадлежности между энергоснабжающей организа-
цией и потребителем осуществляется специальными средствами
измерения ПКЭ (см. гл. 6). Однако проведение измерений ПКЭ на
зажимах всех электроприемников, получающих питание даже от
небольшой распределительной сети, требует значительных времен-
ных и материальных ресурсов и практически неосуществимо.
Вместе с тем оценка КЭ по 8Су для отдельного участка распредели-
тельной сети, получающего питание от одного центра питания (ЦП),
возможна даже на основании измерений в небольшом числе выбран-
ных характерных точек. Для этого должен быть рассчитан допусти-
мый диапазон отклонений напряжения в выбранной точке контроля
(см. Прилож. 8). Соответствие измеренных 8Су в этой точке сети
допустимому диапазону является достаточным и для всех участков
сети ниже точки контроля.
Поэтому инструментальному обследованию сети с целью оценки
отклонений напряжения должны предшествовать предварительный
анализ структуры и расчет режимов работы сети. В связи с этим
необходимо отметить распространенную ошибку при контроле КЭ,
когда независимо от пункта контроля, включая сети средних напря-
жений, в качестве нормально и предельно допустимых значений 8Ц,
принимают значения соответственно +5 и +10 %, установленные для
зажимов электроприемника.
Контроль 8С7у в сетях высокого напряжения (110 кВ и выше)
может свидетельствовать о низком КЭ в сетях среднего и низкого
напряжений только в том случае, если напряжение на первичной
обмотке трансформатора очень высоко или низко настолько, что диа-
пазона регулирования трансформатора ЦП не достаточно для подде-
ржания напряжения на шинах 6/10 кВ в соответствии с требованиями
Отдельного внимания при контроле КЭ заслуживают диапазоны
•отклонений напряжения в точках разграничения балансовой прина-
длежности, вносимые в договоры энергоснабжения. Энергоснабжаю-
щие организации очень часто используют два подхода, которые вносят
5 - 3375 129
путаницу в их взаимоотношения с потребителями и в большинстве
случаев не позволяют обеспечить требования ГОСТ 13109—97 на
зажимах электроприемников.
В первом случае в договор энергоснабжения вносится необосно-
ванно широкий диапазон допустимых отклонений напряжения
в точке разграничения балансовой принадлежности. Например, +5 %
или даже +10% L/H0M. Очевидно, что если отклонения напряжения
в данной точке будут -5 % и ниже, то на зажимах электроприемников
потребителя (особенно удалеиных) с учетом потерь напряжения тре-
бования ГОСТ 13109—97 выполняться не будут. Требования стан-
дарта также будут нарушены, особенно для ближайших ЭП, и в слу-
чае, когда в данной точке 5 % < 8Су < 10 %, так как до этих ЭП
потери напряжения практически равны нулю.
Во втором случае в этом договоре отсутствуют количественные
требования к ПКЭ, но записано, что «энергоснабжающая организа-
ция обязуется поддерживать КЭ в соответствии с требованиями
ГОСТ 13109—97». Поскольку у энергоснабжающей организации
отсутствует информация о структуре и режимах внутренней сети
потребителя, она не может достоверно определить требуемый диапа-
зон допустимых отклонений напряжения в точке разграничения
балансовой принадлежности. И все сводится к поддержанию напря-
жения в этой точке в диапазоне ±5 % C7H0M, чего, как показано выше,
не достаточно.
Единственно правильным является определение допустимого
диапазона изменения напряжения в точке разграничения балансовой
принадлежности с учетом структуры и режимов наибольшей и
наименьшей нагрузки сети потребителя. Именно эти требования
с учетом требований ПУЭ должны быть внесены в договор.
7.5. Виды представления результатов контроля качества
электроэнергии и их анализ
; * ч»] <
Основной целью анализа является определение точных причин,
вызвавших ухудшение качества электроэнергии, без чего невоз-
можны разработка и эффективное выполнение мероприятий по его
обеспечению в сети.
Рассмотрим существующие способы представления результатов
измерения ПКЭ, позволяющие сократить объем информации о КЭ в
точке контроля, но в полной мере отвечающие задачам контроля и
анализа.
Протокол контроля качества электроэнергии. В соответствии
с [7.1] результаты контроля ПКЭ на соответствие требованиям ГОСТ
13109—97 должны оформляться в виде протокола испытаний (конт-
130
роля) электрической энергии по показателям качества. Примерная
форма протокола приведена в Прилож. 9. В протоколе приводятся
следующие данные;
• наименование и адрес испытательной лаборатории, проводив-
шей измерения;
• наименование и адрес организации, являющейся заказчиком
измерений КЭ;
• наименование и адрес пункта контроля КЭ; г 1
• информация о питающей энергосистеме и центре питания;
• цель испытаний (сертификационные, периодический контроль
и др.), наименование и номер нормативной документации (ГОСТ
13109—97 или договор энергоснабжения с указанием пунктов, уста-
навливающих допускаемые значения ПКЭ);
• сроки проведения испытаний; 1
• наименование и пункты нормативной документации, устанав-
ливающей методы испытаний;
• информация о средствах измерений; “ 1 '
• условия выполнения измерений; — г- .
• требования к ПКЭ в пункте контроля;
• результаты измерений ПКЭ в пункте контроля за каждые 24 ч;
• заключение по результатам контроля ПКЭ.
Протокол позволяет сделать заключение о соответствии ПКЭ
предъявляемым в точке контроля требованиям на основании сравне-
ния измеренных значений с нормативными. Но эти характеристики,
количественно оценивая степень ухудшения КЭ по отношению к тре-
бованиям, еще не позволяют определять причины его ухудшения.
Графики изменений ПКЭ. Анализ графика изменений ПКЭ
во времени ПКЭ = Д7) является эффективным способом оценки КЭ.
Во-первых, при наличии дополнительной информации об измене-
ниях схемы сетей, режимах работы регулирующих и компенсирую-
щих устройств, изменениях состава нагрузок в привязке ко времени
может быть установлена связь с закономерностями изменения КЭ
в сети. Во-вторых, сопоставление графиков изменений таких ПКЭ
(рнс.7.1, а), как 8L7y, KUt К^, К.2у, KQU, и графиков мощности
нагрузки (рис. 7.1, б) позволяет оценивать степень влияния нагрузки
на КЭ в точке контроля. Рассмотрим такую возможность на примерах.
Установившееся отклонение напряжения (8С7у). На рис. 7.1 пред-
ставлены графики отклонения напряжения и мощности нагрузки,
присоединенной к секции РП 10 кВ. Это соответствует измерениям
на шинах центра питания. Нагрузка измерялась на вводе питающего
Фидера. Измерения проходили непрерывно с выводом средних значе-
ний ПКЭ за каждый час. На рис. 7.1, а приведены изменения
5*
131
Рнс. 7.1. Графики установившегося отклонения напряжения (а) и мощности
нагрузки (б)
наибольших 1 и наименьших 2 значений 8L7y. Как видно из графика,
ширина диапазона отклонения напряжения за период наблюдения
достигает 7,5 %. ,
С ростом нагрузки отклонения напряжения снижаются, а с ее сни-
жением — возрастают. В то же время в соответствии с требованиями
[7.3, 7.4] напряжение в режиме наибольшей нагрузки должно быть не
ниже 1,05 L7H0M и не выше 1,0 С7НОМ в режиме наименьшей нагрузки.
Таким образом, можно сказать, что закон встречного регулирования
132
в ЦП не выполняется. Нижняя граница отклонения напряжения
в таком случае (без регулирования) соответствует наибольшей
нагрузке, т.е. когда потери напряжения в сети максимальные. В такой
ситуации добиться выполнения требований ГОСТ на зажимах всех
электроприемников ниже точки контроля, получающих питание от
рассматриваемого РП, не всегда возможно.
Коэффициенты несимметрии напряжения по обратной и
нулевой последовательности характеризуют трехфазную сис-
тему напряжения основной частоты, прцчем — только для четы-
рехпроводных сетей 380 В.
Согласно требованиям ГОСТ 13109—97 нормально допустимый
уровень коэффициентов несимметрии составляет 2 %, а предельно
допустимый — 4 %.
Как показывают результаты измерений [7.5], уровень несиммет-
рии напряжения по нулевой последовательности часто превышает
нормативные требования. Причиной этого является несимметричная
нагрузка.
На рис. 7.2 приведен типичный случай изменения коэффициента
несимметрии напряжения по нулевой последовательности, вызван-
ный несимметричной нагрузкой трансформатора (5н0м = 400 кВ • А).
Графики построены по результатам семисуточных непрерывных
измерений с часовыми интервалами. На графике представлены
наибольшее I и среднее 2 значения Кцу за каждый час. На рис. 7.3
приводятся графики изменения установившегося отклонения иапря-
Рнс. 7.2. Коэффициент несимметрии напряжения по нулевой последовательности
133
?«• - 84/, %
12 г-------г—
24 48 72 96 120 144 1,ч
Рнс. 7.3. Графики установившегося отклонения напряжения (а) и мощности
нагрузки (3) .
--I > р- Й А « ft
жения 5С7у и нагрузка ТП в точке контроля пофазно при коэффициен-
тах мощности cos = 0,6, cos фд = 0,7 и cos фс = 0,8.
Сопоставление графиков отклонений напряжения и нагрузки (см.
рис. 7.3) позволяет сделать вывод: фаза С в среднем загружена
в 2 раза больше, чем фаза Л, поэтому отклонение напряжения по фазе
С в среднем составляет 4 %, а по фазе А примерно 9 %. Такая несим-
метрия напряжения отрицательно сказывается на трехфазных потре-
бителях (электроприводах), а несимметричная нагрузка вызывает
дополнительные потери электроэнергии и напряжения от токов нуле-
вой последовательности. • -г
134
Коэффициенты искажения синусоидальности кривой напряжения
Kj и п-й гармонической составляющей Кщпу Статистика измерений
[7.5] показывает, что несоответствие требованиям ГОСТ 13109—97
по этим показателям регистрируется в 30 % случаев. Причем в боль-
шинстве из них в сетях напряжением 6—10/0,38 кВ нарушения заре-
гистрированы по 3, 15 и 21-й гармоникам напряжения. На рис. 7.4
приведены графики изменения коэффициента 3-й гармонической
составляющей напряжения, активной и реактивной мощности по 3-й
гармонике и мощности нагрузки в контролируемой точке для одной
из фаз. На графике изменения этой гармонической составляющей
представлены наибольшее / и среднее 2 значения напряжения за
каждый час. Измерения проводились на стороне 0,4 кВ трансформа-
тора (SH0M = 250 кВ А) ТП, питающей административные здания
районного центра, основную долю электроприемников которого
составляют компьютеры и люминесцентные светильники.
Активная и реактивная мощности на шинах ТП по третьей гармо-
нической составляющей имеют отрицательные значения (рис. 7.4, б),
т.е. ее источником является потребитель [7.6]. С ростом мощности
потребляемой нагрузкой увеличивается мощность 3-й гармонической
составляющей.
В тех случаях, когда искажение напряжения вызвано энергоснаб-
жающей организацией и потребителем, возникает необходимость
разделения долевого участия сторон на границе раздела. Методы
решения таких задач приведены в гл. 8.
Спектры высших гармонических составляющих напряжения
и тока. Спектр высших гармонических составляющих напряжения
(тока) является компактной и в то же время очень содержательной
формой описания несинусоидального режима, поскольку содержит
информацию обо всех гармониках измеряемого сигнала. Наиболее
часто при анализе КЭ используются амплитудные спектры: по оси
абсцисс откладывается порядок гармоники, а по оси ординат — амп-
литуда гармоники в процентах. Амплитуда основной частоты на них
не указывается, поскольку всегда равна 100%. Спектр гармоник
напряжения представлен на рис. 7.5. В ряде случаев строятся фазо-
вые и амплитудно-фазовые спектры, на которых отражаются фазы
гармоник.
Спектры гармоник тока и несинусоидального напряжения, обус-
ловленные протеканием гармоник тока по сети, зависят от типа элек-
троустановки — источника высших гармоник и режима его работы.
В ряде случаев по спектрам напряжений и токов может быть опреде-
лен источник высших гармоник, а также резонансные частоты сис-
темы электроснабжения.
135
Рис. 7.4. Коэффициент 3-й гармонической составляющей напряжения (а), мощ-
ности по 3-й гармонической составляющей (<5) и мощность нагрузки трансфор-
матора (в)
в) •
Рис. 7.5. Спектр гармоник напряжения в сетях напряжением 10 кВ с шестипуль-
Си°й (а) и 12-пульсиой (б) преобразовательными нагрузками:
Условные обозначения: О — наибольшее значение за период наблюдения; И —
среднее значение
Например, несинусоидальность напряжения, представленная спек-
тром на рис. 7.5, а, обусловлена работой 6-пульсного преобразова-
теля (в данном случае тяговой нагрузки), поскольку доминируют гар-
моники порядков 6/с ± 1 (/с = 1, 2 ...). При этом резонансы на частотах
гармоник вплоть до 40-й отсутствуют.
Спектр на рис. 7.5, б соответствует работе 12-пульсиой нагрузки,
так как доминируют гармоники порядков 12к ±1 (к= 1,2 ...). Кроме
этого, наблюдается резонансное усиление гармоник на частотах
вблизи 35-й гармоники.
При наличии в сети нескольких различного типа мощных источ-
ников высших гармоник не удается сделать однозначный вывод о
причинах ухудшения КЭ в сети путем анализа спектра напряжения.
Анализ еще более усложняется при наличии наряду с несинусои-
дальностью несимметрии напряжений. При работе управляемых и
неуправляемых преобразователей, являющихся основными источни-
ками высших гармоник тока, генерируются неканонические, т.е.
несвойственные им при симметричных напряжениях, гармоники. В
подобных режимах необходимо проводить расчет фактических вкла-
дов каждого присоединения.
Недостатком спектральной формы представления результатов
является отсутствие информации о закономерности изменений иска-
жений во времени. Поэтому анализ режимов сети на длительных
интервалах времени целесообразно проводить по совокупности спек-
тров, соответствующих характерным режимам работы, и графикам
Ку ~f(t) и KU{n} - fit) для наиболее значимых гармоник. •. г
Гистограмма является основной формой представления результа-
тов измерений для оценки соответствия КЭ предъявляемым требова-
ниям (см. Прилож. 1) и формирования протокола контроля (см. При-
лож. 9). Гистограмма значительно превосходит по информативности
протокол измерений и может быть полезна при определении причин
ухудшения КЭ и разработке мероприятий по их устранению.
При построении гистограммы число интервалов не должно быть
слишком большим (иначе выявляются незакономерные события) и
слишком малым, чтобы не сгладить характерные особенности рас-
пределения. В соответствии с [7.7] число интервалов I можно
выбрать по приближенной формуле I = log2w ± 1, где т — число зна-
чений ПКЭ, полученных при измерениях. В средствах измерения
число интервалов определено и установлено, исходя из того, что
число измерений (отсчетов) за сутки известно как заданное ГОСТ
13109—97 в соответствии с интервалом усреднения: для 5t/y — 60 с,
ДГ — 20 с, Ку, KV{n), K2U, Кои — 3 с. Рассмотрим числовые характе-
ристики гистограмм, наиболее часто используемые при анализе КЭ.
138
У
Среднее значение случайной величины (математическое ожида-
ние) при статистическом определении вероятности приближенно
равно среднему арифметическому из измеренных значений. Для дис-
кретно изменяющейся случайной величины Ху (в данном случае ПКЭ)
' ............т
! "У X •*'*.’ V ’£ «ч
.........
т .
Где т — число измерений.
Математические ожидание при оценке КЭ характеризует располо-
жение гистограммы по отношению к известным пределам допусти-
мого диапазона изменения ПКЭ If и V". На рис. 7.6 приведены при-
меры трех гистограмм §Су при различных математических ожида-
ниях 5Ц, Ьи2 и 5С73.
Эта характеристика однозначно свидетельствует о возможном на-
рушении требований по КЭ только в том случае, если значение 5Су
очень близко к границам допустимого диапазона или выходит за его
пределы, и позволяет, напри-
мер, корректировать положе-
ние ответвления ПБВ транс-
форматора.
Рассеяние величины X (изме-
ренных за 24 ч значений ПКЭ)
относительно X характеризует
дисперсия . '
т _ >
D = а2 = &----------,
т - 1
где а — среднеквадратическое
отклонение. Его размерность
совпадает с размерностью X,
поэтому о чаще используется
при анализе, чем D. Чем боль-
ше а, тем шире гистограмма
(больше диапазон изменений
измеренных ПКЭ). На рис. 7.7,
б представлены примеры
гистограмм 5Ц, с различными
среднеквадратическими откло-
нениями.
Рис. 7.6. Гистограммы 5Uy (8Ц < ЗС/2 <
<3(/3)!
If и Ц" — границы допустимого диапазона
изменения 8С/у в узле
Для вывода о состоянии КЭ в узле по значению а необходимо его
сопоставить с допустимым диапазоном изменения. В соответствии
с [7.8] для большинства кривых распределения (гистограмм) можно
считать, что вероятность попадания в диапазон 5а (для нормального .
закона 4а) может быть принята не менее 0,95. Таким образом, если
а> 1/4 допустимого диапазона изменения ПКЭ для кривой, соот-
ветствующей нормальному закону, или а > 1/5 для остальных кри-
вых, можно утверждать, что ПКЭ не соответствует предъявляемым
требованиям.
Для определения А” и D по гистограммам следует воспользоваться
выражениями
_ т * т * _
' "" ' X = YXlPluD = y(Xl-X)Pt,
'Л’'':-;"' „
♦
где Хг — значение середины ьго интервала; Рг — вероятность на i-м 1
интервале. . »• •' . • i 1 ь > •1
Рис. 7.7. Гистограммы 5Uy (а^ <
140
Существуют различные теоретические законы распределения слу-
чайных величин, которые описываются соответствующими аналити-
ческими выражениями. При анализе фактические гистограммы про-
веряют на соответствие наиболее близкому из теоретических законов.
При практическом совпадении фактического и теоретического зако-
нов распределения для упрощения исследования пользуются анали-
тическим выражением для соответствующего теоретического закона.
Наибольшее распространение при описании законов распределения
таких ПКЭ, как 5L7, Ку, К2у, Kq^, имеют нормальный закон
распределения (закон Гаусса), гамма-распределение и ряды Шарлье
Д-типа [7.7]. На рис. 7.8 изображена кривая распределения, соответс-
твующая нормальному закону. Уравнение кривой имеет вид
(Х-Х)2 . ЧК -, - . .
я. , v. 1 2о2 ‘ '
, Р(Х) = —...............................,
ал/2тс
В том случае, если гистограмма ПКЭ аппроксимируется нормаль-
ным законом распределения случайной величины, по значениям X и
о может быть получена полная информация о ПКЭ в точке контроля.
Если гистограмма, соответствующая измерениям на длительном
интервале времени (сутки и более), не может быть аппроксимиро-
вана ни одним из типовых законов, целесообразно перейти к разде-
льному анализу характерных режимов, например режимов наиболь-
ших и наименьших нагрузок. Тем не менее необходимо подчеркнуть,
что далеко не во всех случаях реальная гистограмма может быть
заменена теоретической кривой.
В ряде случаев при ана-
лизе режимов пользуются
системой нескольких вза-
имно зависимых случайных
величин. Например, откло-
нения напряжения на шинах
подстанции зависят от мощ-
ности нагрузки. Количест-
венно вероятностная связь
Двух случайных величин X
и К характеризуется коэф-
фициентом корреляции
Рис. 7.8. Кривая нормального закона распре-
деления
141
. . ,, -• М1|| -л - '№-4‘4>r 1 !/ :»
VF* 5 2 (Л'-^)(У/ - ?) •'<
'H 1 ’ P = —-------------------- v J
wayjy *
При p —> 1 существует положительная функциональная связь, а 1
при р —> -1 — отрицательная. В первом случае росту одной величи- I
ны соответствует рост другой, во втором — наоборот. При р —> 0 ве- i
личины независимы друг от друга. з
Так же как и спектр, гистограмма не содержит информации 1
о закономерности изменений ПКЭ во времени. Совместное исполь- |
зование гистограмм и графиков ПКЭ = f(t) позволяет упростить ]
решение задач анализа КЭ. !
Результаты контроля провалов напряжения, перенапряже- ,
ний, колебаний и импульсов напряжения. Результаты контроля
случайных событий, к числу которых относятся провалы, перенапря-
жения и импульсы, обычно оформляются в табличном виде и содер-
жат информацию о времени события и его характеристиках.
При формировании статистики о провалах на длительных интер-
валах времени (месяцы, год) также необходимо определять частость
их появления. 4 ' >,5 i. • : * *• •< г.
Определение причин появления подобных событий проводится
путем сопоставления времени их появления с информацией о корот-
ких замыканиях и коммутациях в сетях, режимах работы мощных
нагрузок и грозовых явлениях. Накопленная статистика о событиях и
их последствиях позволяет объективно принимать решения о целесо-
образности применения средств защиты от этих явлений.
-л ’ 1
Список литературы к гл. 7 '
7.1. Методические указания по контролю и анализу качества электрической
энергии в электрических сетях общего назначения. Ч. 1. РД 153-34.0-15.501-00;
Ч. 2. РД 153-34.0-15.501-01. М.: Энергосервис, 2003.
7.2. Аппаратура для испытания технических средств на соответствие нор-
мам создаваемых в электрической сети колебаний напряжения, фликера и гармо-
нических составляющих потребляемого тока / В.С. Кармашев, И.И. Карташев,
И.С. Пономаренко и др. // Сб. докл. пятой рос. науч.-техн. конф. «Электромаг-
нитная совместимость технических средств и биологических объектов». С.-Пе-
тербург, 1998.
7.3. Правила устройства электроустановок (ПУЭ). — 7-е изд. М.: Изд-во НЦ
ЭНАС, 2003.
7.4. Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ
(РД 34.20.501-95). М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2003.
142
7.5. Качество электрической энергии в муниципальных сетях Московской
области / И.И. Карташев, И.С. Пономаренко, В.Н. Тульский и др. // Промышлен-
ная энергетика. 2002. № 8.
7.6. Способ инструментального выявления источников искажения напряже-
ния и определение их влияния на качество электроэнергии / И.И. Карташев,
И.С. Пономаренко, С.Ю. Сыромятников, Л.Л. Гук // Электричество. 2001. № 3.
7.7. Фокин Ю.А. Применение методов математической статистики в энерге-
тических расчетах: Учеб, пособие. М.: Издательство МЭИ, 1981.
7.8. Маркушевич Н.С., Солдаткина Л.А. Качество напряжения в городских
электрических сетях / Под ред. Н.А. Мельникова. — 2-е изд., перераб. и доп. М.:
Энергия, 1975. ... .- . . 4. , ц .- ..... 7» ....
'«la -
; a
•лШ
Глава восьмая
ДИАГНОСТИКА СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
•„ • ... < ' ‘I • •' Ч- ‘
А . •• • Н., A'V *
Неразрывность производства и потребления электроэнергии
создает условия, при которых на качество электроэнергии одновре-
менно оказывает влияние вся структура системы электроснабжения:
энергоснабжающие организации (поставщики, генерирующие компа-
нии, сетевые компании и т.п.) и потребители (принимающие компа-
нии, предприятия, электроустановки). Для оценки состояния СЭС по
КЭ необходима ее диагностика как на этапе проектирования электро-
установок, так и в условиях их эксплуатации.
На этапе проектирования, когда рассматриваются технические
условия на вновь присоединяемый объект (электроустановку, пред-
приятие), можно выбрать оптимальное решение для обеспечения
электромагнитной совместимости уже существующей системы и
вновь вводимого объекта.
В условиях эксплуатации в уже сложившейся системе электро-
снабжения необходимо выявить причины несоответствия показате-
лей КЭ установленным требованиям в точке присоединения, опреде-
лить местоположение источника искажения, его вклад в ухудшение
КЭ и установить сторону виновную в этом.
8.1. Диагностика состояния СЭС на этапе проектирования
Рассмотрим ситуацию, когда необходимо оценить возможность
подключения к сети энергоснабжающей организации (точке общего
присоединения) нового потребителя. В соответствии с требованиями
ГОСТ 13109—97 в технических условиях на присоединение потре-
бителя, а в дальнейшем и в договоре энергоснабжения должны быть
установлены требования к качеству эклектрической энергии по сле-
дующим показателям: . .
• отклонение частоты;
• установившееся отклонение напряжения;
• размах изменения напряжения и (или) доза фликера;
• длительность провала напряжения;
• коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения;
• коэффициент и-й гармонической составляющей напряжения;
• коэффициент несимметрии напряжения по обратной последо-
вательности;
• коэффициент несимметрии напряжения по нулевой последова-
тельности (для потребителей, присоединенных к четырехпроводным
электрическим сетям напряжением 380 В).
144
По таким показателям, как отклонение частоты, установившееся
отклонение напряжения и длительность провала напряжения, обес-
печение КЭ возлагается на энергоснабжающую организацию при
условии, что потребитель не превышает заявленный максимум
нагрузки. При этом энергоснабжающая организация должна убе-
диться в технической возможности обеспечить регулирование напря-
жения в центре питания таким образом, чтобы выполнялись норма-
тивные требования на зажимах всех электроприемников, получаю-
щих электроэнергию от этого центра питания при условии, что
потребитель использует собственные возможности регулирования
напряжения.
По остальным ПКЭ [8.1] требования устанавливаются как обяза-
тельства энергоснабжающей организации перед потребителем подде-
рживать значение ПКЭ в точке присоединения в соответствии
с ГОСТ 13109—97 при условии непревышения потребителем уста-
новленного в технических условиях или договоре энергоснабжения
допустимого влияния его электроустановок на значение ПКЭ в этой
точке.
Влияние каждого присоединения на КЭ на шинах 10 кВ (рис. 8.1)
зависит от мощности источников искажения, их удаленности от этих
шин и источников питания, конфигурации сети и наличия в ней ком-
Рис. 8.1. Точка общего присоединения — шины напряжением 10 кВ
145
пенсирующих устройств. Значения рассматриваемых показателей
в общей точке определяются суммарным взаимодействием источни-
ков искажения всех присоединенных подсистем. При этом значение
ПКЭ в общей точке будет соответствовать нормативным требова-
ниям, если влияние каждого из присоединений в этой точке не пре-
восходит установленного для него допустимого значения. Допусти-
мое значение указывается в технических условиях или договоре
энергоснабжения в виде допустимого вклада [8.]] потребителя в зна-
чение ПКЭ. Допустимый вклад — это доля нормируемого ГОСТ
33109—97 значения ПКЭ, которую потребителю разрешено вносить
в точке его присоединения к системе электроснабжения (на границе
раздела). Метод расчета допустимого вклада по [8,1 ] приведен в При-
лож. 6. Если энергоснабжающая организация не указывает в техни-
ческих условиях или договоре энергоснабжения требования к допус-
тимому вкладу, то она должна принять на себя всю ответственность
за обеспечение КЭ в соответствии с нормами ГОСТ.
На этапе проектирования уровень помех, вносимых присоедине-
нием, может быть рассчитан как ожидаемый вклад. Под ожидаемым
вкладом понимается вклад, который теоретически может вносить
вновь присоединяемый потребитель. Практически ожидаемый вклад
может быть рассчитан по паспортным данным искажающих электро-
приемников, полученным при их испытании на заводе-изготовителе.
Если ожидаемый вклад больше допустимого, проектировщик обязан
предусмотреть меры, направленные на снижение уровня помех, вно-
симых в точку общего присоединения.
После подключения объекта проводится оценка его фактического
вклада в уровень ПКЭ в точке общего присоединения. Фактический
вклад — это измеренные в точке общего присоединения значения
ПКЭ, характеризующие фактическое влияние рассматриваемого объ-
екта на КЭ в этой точке. Если фактический вклад больше допусти-
мого, объект признается виновным в ухудшении КЭ, что требует про-
ведения корректирующих мероприятий, направленных на обеспече-
ние КЭ.
Таким образом, оценку КЭ следует начинать еще на этапе проек-
тирования, когда известны тип электроприемников и место их присо-
единения. Это расчетно-аналитическая задача, в процессе решения
которой определяются допустимый, ожидаемый и фактический
вклады. Диагностику СЭС по качеству электроэнергии можно прово-
дить в три этапа.
1 . Оценка допустимых вкладов объектов, присоединенных
в точке общего присоединения.
2 . Определение ожидаемого вклада в точке общего присоедине-
ния и сравнение его с допустимым для выработки решений по огра-
146
иИчению влияния создаваемых электроустановкой помех еще на
этапе проектирования.
3 . Проведение измерений до и после присоединения электроуста-
новки для оценки его фактического влияния на уровень кондуктив-
иых помех в точке общего присоединения.
Расчет ожидаемого вклада потребителя по несинусоидаль-
ности и несимметрии напряжения. Потребитель, получив техни-
ческие условия на присоединение (или проект договора электроснаб-
жения), должен оценить ожидаемое влияние своих электроустановок
на КЭ в точке подключения к сети энергоснабжающей организации
либо показать, что в составе нагрузки не присутствуют нелинейные,
несимметричные электроприемники. Для решения таких задач
используют расчетно-аналитические методы [8.2—8.5]. В общем
случае во всех расчетно-аналитических методах можно выделить
следующие этапы. •• ц г ।
I этап. Составляется электрическая схема СЭС с учетом нелиней-
ной и (или) несимметричной нагрузки.
Для анализа п-х гармонических составляющих составляется
схема замещения, для которой определяются параметры линейных
элемеитов для каждой гармоники отдельно. Нелинейные элементы,
как правило, представляются источниками тока (или напряжения)
высших гармоник, характеризуемых амплитудой и начальным фазо-
вым углом. Для анализа несимметричных режимов трехфазных элек-
трических сетей используют метод симметричных составляющих.
В соответствии с этим методом [8.6] трехфазная электрическая сеть
представляется схемой замещения прямой, обратной и нулевой пос-
ледовательностей.
2 этап. Рассчитываются параметры элементов схемы замещения.
Расчетные формулы для определения этих параметров приведены
ВПриЛОЖ. 10. . Л .-!• " .'Ч‘. 1 п
3 этап. По составленной схеме замещения рассчитываются соот-
ветствующие ПКЭ по напряжению или току, создаваемые всеми
источниками искажения и каждым из них в отдельности в заданных
точках СЭС. Для решения этой задачи рекомендуется использовать
стандартные программы для расчета основных режимов СЭС.
4 этап. Ожидаемый вклад потребителя в точке его присоединения
Рассчитывается по напряжению или току анализируемой гармоники
или симметричной составляющей в режиме наибольшей и наимень-
шей нагрузки потребителя. . .
147
8.2. Анализ КЭ :•? . ч .
8.2.1. Задачи определения фактического вклада в точке общего
присоединения
Долевой вклад подсистем относительно точки общего присоеди-
нения должен быть ограничен так, чтобы их векторная сумма не пре-
вышала допустимого по стандарту значения ПКЭ. В действитель-
ности каждая из подсистем вносит свой фактический вклад в КЭ на
общих шинах. Этот вклад можно рассматривать как положительный,
если подсистема содержит источники искажения, или как отрица-
тельный, если таковых нет. В последнем случае такая подсистема
оказывает шунтирующее влияние по отношению к внешним поме-
хам. Вместе с тем режим работы каждой подсистемы не остается
постоянным, он меняется во времени в зависимости от схемы сис-
темы, состава потребителей и их влияния на КЭ. Изменяясь во вре-
мени, вклад может быть больше или меньше допустимого. Качество
электроэнергии в рассматриваемой точке будет обеспечено тогда,
когда сумма фактических вкладов каждой подсистемы не превышает
нормативный уровень, установленный ГОСТ 13109—97. Для этого
фактический вклад должен быть измерен на суточном интервале и
сравнен с допустимым.
На первый взгляд, проконтролировать соотношение между факти-
ческим и допустимым вкладами достаточно просто: для этого надо
знать их значения не менее чем на суточном интервале. В общем слу-
чае графики изменения контролируемого ПКЭ на фоне фиксирован-
ных значений, установленных ГОСТ 13109—97 и договором электро-
снабжения, имеют на суточном интервале вид, показанный на рис. 8.2.
Графики ПКЭ и фактического вклада отображают их изменение
на 48-часовом интервале. Заданное энергоснабжающей организацией
значение допустимого вклада остается в течение этого времени пос-
тоянным, так же как и нормируемые ГОСТ значения ПКЭ. Влияние
фактического вклада на уровень ПКЭ учитывается только в том слу-
чае, когда значения ПКЭ в точке общего присоединения превышают
установленные нормы, т.е. TI > 5 % и Т2 > 0. Поэтому в течение пер-
вых суток несмотря на то, что фактический вклад превышает допус-
тимый в период от 9 до 15 ч вина потребителя не фиксируется.
В течение вторых суток потребитель также превышает допустимый
вклад с 11 до 24 ч. Одновременно зарегистрировано и превышение
нормируемых значений ПКЭ так, что Т1 >46 % от 24 ч, а Т2 - 12,5 %.
Ответственность за ухудшение ПКЭ за вторые сутки возлагается на
потребителя. Мера ответственности должна быть предусмотрена
договором энергоснабжения.
148
Рис. 8.2. График изменения фактического вклада подсистемы и уровня ПКЭ:
I — измеренный ПКЭ в ТОП; 2 — измеренный фактический вклад (ФВ); 3 — задан-
ный допустимый вклад (ДВ); 4 — нормально допустимое по ГОСТ 13109—97 значе-
ние ПКЭ; 5 — предельно допустимое по ГОСТ 13109—97 значение ПКЭ, TI — время
превышения нормально допустимого значения; Т2 — время превышения предельно
допустимого значения; ГФВ — время превышения допустимого вклада
Можно выделить несколько технико-экономических задач опреде-
ления фактического вклада:
• выявление причин несоответствия КЭ установленным требо-
ваниям, т.е. потребителей и их электроприемников, влияние которых
в точке общего присоединения приводит к ухудшению КЭ;
• управление режимом работы энергоснабжающей организации
и потребителя путем проведения мероприятий, направленных на
обеспечение КЭ;
• регулирование договорных отношений между энергоснабжаю-
щей организацией и потребителем в части влияния сторон на КЭ на
границе их раздела.
Перечисленные задачи направлены на обеспечение качества элек-
троэнергии, т.е. на снижение в электрической сети уровня кондуктив-
ных помех и повышение эффективности производства, передачи,
распределения и потребления электрической энергии.
8.2.2. Измерение фактического вклада • < .
Впервые задача фактического вклада потребителя возникла при
вступлении в силу государственного стандарта на качество электри-
ческой энергии ГОСТ 13109—87. Приблизительно в это же время
149
появляются первые отечественные средства контроля качества элект-
рической энергии. Были введены в действие правила применения
скидок и надбавок к тарифам за качество электрической энергии
[8.9], которые устанавливали экономические санкции к виновникам
его ухудшения. Анализ известных подходов к определению факти-
ческого вклада [8.10—8.13] позволил авторам разработать метод
определения фактического вклада по результатам измерения. Досто-
инство этого метода состоит в том, что он позволяет учесть факти-
ческий эффект суммирования помех и оценить вклад подсистемы по
результатам измерений в одной точке.
Схема замещения СЭС (см. рис. 8.1), состоящая из подсистем SI и
S2, показана на рис. 8.3.
Такая схема замещения наиболее объективно отражает отношения
между поставщиком и потребителем электрической энергии. При
этом за фактический вклад по напряжению подсистемы S1 следует
принимать напряжение на параллельно соединенных входных сопро-
тивлениях обеих подсистем, создаваемое источником тока JS! под-
системы SI:
ZS1ZS2
7'SI + ZS2
а вклад по напряжению подсистемы S2, создаваемый током J$2
Рис. 8.3. Схема замещения двух подсистем, содержащих источники искажения:
^51 и ^S2 — источники искажения п-х гармонических составляющих тока подсисте-
мами SI и 52; ZS1 и ZS2 — входные сопротивления подсистем по отношению к рас-
сматриваемому виду искажения; и — измеряемые ток и напряжение искажения в
точке контроля । ,, , t ,
ISO
Так как значения токов рассредоточенных в системе источников
искажения неизвестны, не могут быть измерены и зависят от режима
их работы, вклады по напряжению определяются из соотношений;
USI
ZSI
у Z,5/1-z,52 Z5/TZ52
^2
ZS2
ZSIZS2 ZSl
= (A-
J^SI ^S2 ^SI ^S2
где Uy и — напряжение и ток искажения, измеряемые в точке
общего присоединения (зажимы а и b на рис. 8.3). Сопротивления
Z^ и 2$1 определяются по отношению приращений АЦ^- и как
AtZ^ ( и ................
Z = —, измеренных с шагом At * 1
-Zi 1 ’.GJ«
При этом = U^j + US2> т.е. напряжение искажения, контролиру-
емое в точке присоединения, равно сумме вкладов по напряжению,
создаваемых обеими подсистемами. Фактический вклад также может
быть определен по току и мощности.
Фактический вклад по току можно проиллюстрировать, пользуясь
следующими схемами замещения.
В схеме на рис. 8.4, а действует только источник искажения под-
системы S1. Ток в сопротивлении подсистемы S2 под действием
напряжения, создаваемого источником тока JSI на параллельных
сопротивлениях Zs^ и Z^. будет вкладом подсистемы S1 по току.
Аналогично для второй схемы (рис, 8.4, б) ток в сопротивлении Z51
подсистемы SI под действием напряжения, создаваемого источником
тока JS2 на параллельных сопротивлениях Z^ и Z^, будет вкладом
подсистемы S2 по току.
Рис. 8,4. Схема замещения для расчета вкладов по току
151
Значения вкладов по току можно найти из выражений:
— SI _ +
-sl zS2 zs, + zS2
• =Rsi = -t~Zs2-t
-s2 ZSI ZSI + zS2
При этом необходимо отметить, что ток, измеряемый в общей вет-
ви, равен разности вкладов по току: ls,~ 1st ~ ls2‘ Здесь необходимо
подчеркнуть, что ток искажения Д, измеряемый в линии, не являет-
ся искомым фактическим вкладом по току. Как видно из приведен-
ных выше выражений для и 1$2, вклады по току определяются
совокупностью параметров и режимов работы всех элементов систе-
мы электроснабжения. Таким образом фактический вклад по току не
может быть определен непосредственно по показаниям средств изме-
рения, а должен быть рассчитан на основе этих показаний.
При известных вкладах по току и напряжению вклад по мощности
можно найти по выражениям:
= и. ; 1 .
J/( 1 —О/ —2,_5/ • • 1 •
- . г гЛ
•, -S2 = ^l's2 ’ _ .
где Uz — вектор напряжения искажения в точке общего присоедине-
ния; I'S! — комплексно-сопряженный вектор вклада по току под-
системы SI', I 's2 — комплексно-сопряженный вектор вклада по току
подсистемы S2. ’’ т‘ 1 ’
В целом оценка фактического вклада и степени виновности отде-
льных подсистем по коэффициенту л-й гармонической составляю-
щей по коэффициенту искажения синусоидальной формы кри-
вой напряжения Ку включает в себя пять этапов (рис, 8.5).
Пример определения фактического вклада приведен в Прилож. 7.
Формирование базы исходных данных. На границе раздела рас-
сматриваемых подсистем проводятся непрерывные длительные (не
менее 24 ч) измерения. Шаг измерения выбирается минимально воз-
можный для используемого средства измерения (от 3 с до 30 мин).
Результаты измерения сохраняются в памяти прибора в виде масси-
вов [от] средних значений по следующим показателям:
• мощность, передаваемая в каждой фазе на основной частоте
.УщИ; .. ' "
152
1-этап: Формирование базы исходных данных
> —
2-этап: Проверка выполнения требований ГОСТ 13109-97
< ..........................................
3-этап. Оценка доминирующего влияния
*
4-этап' Расчет фактического вклада по напряжению (току, мощности)
I —
5-этагг Определение виновника ухудшения КЭ
Рнс. 8,5. Этапы оценки фактического вклада
• коэффициент л-й гармонической составляющей напряжения
• ; j .............................. -
• коэффициент искажения синусоидальной формы кривой
напряжения Ку [от];
• коэффициент несимметрии напряжения по обратной последо-
вательности ‘
• среднеквадратическое значение напряжения л-й гармониче-
ской составляющей [от];
• среднеквадратическое значение напряжения обратной после-
довательности Щ [от]; ...с
• среднеквадратическое значение напряжения основной частоты
u(t) Н;
• ток п-й гармонической составляющей [от];
• ток обратной последовательности [w].
Размерность каждого массива [от] зависит от выбранного шага
измерения. Например, при измерении с шагом 3 с по истечении суток
размерность будет составлять т = 28 800 значений. Каждое значение
тока л-й гармонической составляющей представляется как вектор на
комплексной плоскости, где вектор соответствующего напряжения
направлен вдоль оси действительных чисел (рис. 8.6).
Контроль выполнения требований ГОСТ 13109—97. Задачу
анализа качества электроэнергии необходимо решать только в том
случае, если по результатам проведенных измерений выявлено несо-
ответствие требованиям стандарта. Методика прове-
дения такой оценки подробно изложена в [8.14].
Оценка доминирующего влияния. Уровень помех в точке конт-
роля изменяется во времени в зависимости от соотношения вкладов
подсистем. При этом преобладающее влияние на ПКЭ в точке конт-
153
Рис. 8.6, Векторная диаграмма напряжения и тока искажения
роля может иметь как одна подсистема, так и другая. Доминирующий
вклад может быть оценен по коэффициенту корреляции р между кон-
тролируемыми напряжением искажения и мощностью нагрузки
З'р потребляемой подсистемой. Коэффициент корреляции является
показателем степени тесноты линейной статистической связи между
случайными величинами. Например, коэффициент корреляции р
между л-й гармоникой напряжения и полной мощностью
нагрузки = 7^(1) + 6(1) 0ПРеДеЛяется по суточным измере-
ниям: *" J
О с С7 г i
40
где 5^ и — мощность и напряжение, измеряемые на заданном
Мс и Мп — математическое ожидание мощности
•\i)
интервале;
нагрузки и напряжения и-й гармоники: '.«кч w •< н-
im 1 т
ги »Ms =-ysm<
uln): т w 4i)< т “
'5 1) и и ) — среднеквадратические отклонения этих же параметров:
11 ’ " И т ( - \2 П т ( • \2
= h2 - имJ и%, = J-Llso).-s(n)
* (=1 ’ г=1
Известно, что коэффициент корреляции [8.15] может изменяться в
диапазоне -1 < р < 1. Рассмотрим три случая:
154
• р—> 1, наблюдается прямая зависимость между изменением
нагрузки потребителя и напряжением искажения, т.е. при увеличении
нагрузки потребителя увеличивается уровень напряжения искажения;
• р —> -1, при увеличении нагрузки уровень напряжения искаже-
ния в точке контроля снижается, т.е. нагрузка оказывает компенсиру-
ющее влияние на КЭ в контрольной точке, улучшая его;
• р —> 0, не наблюдается зависимость между рассматриваемыми ‘
параметрами, что может быть вызвано либо отсутствием такой зави-
симости, либо незначительными изменениями одного из параметров.
Наличие взаимосвязи между мощностью нагрузки и напряжением
искажения иллюстрирует диаграмма [8.15], каждая точка которой
получена по результатам измерений и в точке общего присо-
единения. Например, если результаты измерений расположены так,
как показано на рис. 8.7, то в этом случае р —> 1.
В зависимости от значения коэффициента корреляции возможны
три варианта расчета фактического вклада.
Определение фактического вклада при р —> 1, В этом случае
функциональная зависимость между изменением передаваемой мощ-
ности и напряжением искажения t/(„)[w] в точке общего при-
соединения линейна и имеет виду - а + Ьх.
Для определения постоянных величин а и b составляется система
уравнений [8.1]:
та + , "I
т т > • । ,J > I • ' J
jM = 2У(1)Ми(„)[т1-
т т т
Рис. 8.7. Диаграмма корреляционной зависимости
155
Откуда ’ ' 1 *
_ т____________________т________т_______.
тх4)[т]"(25(|)[т1)2 ’ “
11 X и(»)М - ^(tjW '
• а = *------------в--------. ' ' '
>t.' <> т
Тогда значение фактического вклада подсистемы SI постоянно и
равно:
иХ1 [т] = а. ' . .
Фактический вклад подсистемы S2 на от-м шаге измерения равен
И = ~ М- '
Определение фактического вклада при р —> -1. Значение коэф-
фициента корреляции р —> -1 соответствует режиму, когда при увели-
чении нагрузки уровень напряжения искажения в точке контроля
снижается. В этом случае значение фактического вклада подсистемы
S1 на w-м шаге измерения равно напряжению искажения L7^[w],
измеренному в точке контроля:
usdml = и(П)1т1
Фактический вклад подсистемы S2 на от-м шаге измерения равен
= О, _ f,
Определение фактического вклада при р —> 0, Если р —> 0,
зависимость между рассматриваемыми величинами имеет «размы-
тый» характер, что может быть вызвано:
• незначительным изменением рассматриваемого ПКЭ в точке
контроля;
• незначительным изменением нагрузки рассматриваемой под-
системы относительно точки контроля;
• незначительным влиянием рассматриваемого потребителя, на
фоне создаваемом в точке общего присоединения другими потреби-
телями и системой.
В первых двух случаях определить фактический вклад по резуль-
татам измерений без применения расчетно-аналитических методов
невозможно. Очевидно, что в этом и нет необходимости. В послед-
нем случае, если режимы работы рассматриваемых подсистем сущест-
венно различаются, фактический вклад определяется по методу экви-
валентных источников тока [8.16] в три этапа следующим образом
(см. Прилож. 7).
1$6
1. Определяются приращения как разница между двумя следую-
щими друг за другом средними измеренными значениями напряже-
НИЙ АЩи] = UZl-UZ(i_n итогов АД W =
<= 2, т <=2, т
где U-£( и — векторы и-й гармоники по напряжению и току в точке
общего присоединения.
2. По полученным результатам формируется массив комплексных
сопротивлений Zk[m], который рассчитывается по выражению:
Д [ т ]
А/£[т]'
В зависимости от знака действительной части комплекса (актив-
ной составляющей) для каждого значения Z^m] массив разбивают на
два, принимая Z^[J] ® -Zk[m], если Re(Z^) < 0 и Z^fn] - если
Re(Z*)>0.
Полученные массивы входных сопротивлений разбивают на
интервалы, соответствующие, например, 30 мин, для каждого из
которых находят среднее значение сопротивления подсистем SI и S2:
zsi= ;
f- -.Л, Л
где I и п — количество элементов на 30-минутных интервалах в мае-
сивах2яИи2я[л]. ч г , ir .. ,,(У
Таким образом, за 24 ч формируются два ряда входных сопротив-
лений, каждый из которых описывает изменение входного сопротив-
ления подсистемы в течение суток. Каждый элемент этих массивов
соответствует среднему значению входного сопротивления подсис-
темы на 30-минутном интервале.
3. Формируются массивы фактических вкладов по напряжениям
двух подсистем как векторы:
zsizS2
= H-------k[mVz ~+ Z '
4 z52 ^S1 ^S2
ZSl
= (U^[m-[-ZS2I1[m-[)- -Sl- ,
Z,5; т z,52
где t^[w] и — массивы измеренных значений напряжений и
токов искажения; ZSj и Zs2 — массивы средних получасовых значе-
ний входных сопротивлений каждой подсистемы.
Таким образом, результатом расчета фактических вкладов явля-
ются два массива С^Дщ] и L^jtw], описывающих их изменение во
времени на суточном интервале. По полученным результатам форми-
руются массивы фактических вкладов по ПКЭ в процентах, напри-
мер так, как это показано для
составляющей напряжения:
коэффициента и-й гармонической
7— - 100;
=
100,
Un[w]
где — действующее значение напряжения основной частоты.
Так же формируется массив фактических вкладов по коэффици-
енту искажения синусоидальной формы кривой напряжения в про-
центах. Полученные массивы описывают график изменения факти-
ческих вкладов на интервале наблюдения и позволяют оценить
степень виновности каждой подсистемы.
8.2.3. Порядок сравнения фактического и допустимого вкладов
подсистемы
Фактический и допустимый вклады являются векторными вели-
чинами. Поэтому разность между ними (больше или меньше) также
является вектором. Допустимый вклад вычисляется по методике [8.1]
с учетом порядка суммирования векторов искажения, который харак-
теризуется показателем степени а'.
П1доп = л/П5/доп + П52доп ~ Пнорм >
на
где П5/Дйп — допустимый вклад подсистемы S/ в ПКЭ; П52доп —
допустимый вклад подсистемы S2 в ПКЭ; П^доп — сумма допусти-
мых вкладов двух подсистем в точке общего присоединения; Пнорм —
нормально (предельно) допустимый уровень ПКЭ в точке общего
присоединения по ГОСТ 13109—97.
Показатель степени а зависит от вида искажения и принимается
в [8.1] как нормированное значение, отражающее среднестатистиче-
ское расположение векторов при их суммировании в любой произ-
вольной точке системы электроснабжения.
Фактический вклад определяется на заданном интервале также
как вектор, модуль и аргумент которого соответствуют фактической
ориентации его на комплексной плоскости. Вместе с тем и фактиче-
ский и допустимый вклады характеризуют одну и ту же подсистему,
поэтому их векторы должны совпадать или быть противоположны по
направлению. В этом случае виновность в ухудшении КЭ оценива-
ется по знаку арифметической разницы между их модулями, т.е.
Пфв1 - Идв1 > 0 или 1Пфв1 - Ида1 < 0, где ПфВ и Пдв — векторы
фактического и допустимого вкладов.
В связи с этим возможен еще одни метод определения допусти-
мого вклада, основанный на результатах суточных измерений. При
этом в отличие от известного [8.1] метода суммирования векторов
искажения предлагается суммировать их реальные значения (изме-
ренные). Тогда в качестве допустимого вклада следует принять сред-
нее значение измеренных фактических вкладов подсистем при усло-
вии, что модуль их векторной суммы не превышает нормированного
стандартом значения. Расчет среднего значения следует проводить
для суток, когда потребление было наибольшим.
Пусть за сутки образован массив фактических значений Д[м] в
= Re(H[w]) + 1т(П[л?]). Их среднее значение определяется
? , £[Re(n[w])4jIm(n[w])] |Г',.
При этом должно выполняться условие ''d' . f
“ '' ^норм ~ ^|?5/ср + ]?S2cp| 1
где к — коэффициент пропорциональности между нормированным
значением ПКЭ и модулем суммы средних значений этого же ПКЭ,
измеренных как фактические вклады подсистемы 37(Ц$/ср) и подсис-
темы $2(Ц$2Ср). Таким образом, если сумма средних значений меньше
159
нормированного значения ПКЭ, то допустимый вклад каждой из под-
систем может быть увеличен в к раз. В противном случае допусти-
мый вклад должен быть уменьшен в к раз. >
Тогда допустимые вклады подсистем могут быть представлены
векторами, близкими к реальным фактическим:
Щ/доп = Па’-’дпГ! = ffl.S’Jcp-
При таком подходе виновность в ухудшении КЭ устанавливается,
как и ранее, по знаку арифметической разницы модулей фактиче-
ского и допустимого вкладов, измеренных в реальных условиях,
а потому в большей мере отвечает принципу «каждый платит свою
долю».
’ х ’* 1 1 ' ’’ ’ '1
Список литературы к гл. 8 ! >л ' ' ’ ’
8.1. Железко Ю.С. Правила присоединения потребителя к сети общего на-
значения по условиям влияния на качество электроэнергии // Промышленная
энергетика. 1991. Xs 8.
8.2. Иванов В.С,, Соколов В,И, Режимы потребления и качество электро-
энергии систем электроснабжения промышленных предприятий. М.: Энергоатом-
издат, 1987.
8.3. Аррилага Дж., Брэдли Д., Боджер П. Гармоники в электрических систе-
мах : Пер. с англ. М.: Энергоатомиздат, 1990.
8.4. Курбацкий В.Г. Качество электроэнергии и электромагнитная совмести-
мость в электрических сетях: Учеб, пособие. Братск: БрГТУ, 1999.
8.5. Жежеленко И.В. Высшие гармоники в системах электроснабжения про-
мпредприятий. — 4-е изд., перераб, и доп. М.: Энергоатомиздат, 2000.
8.6. Основы теории цепей / Г.В. Зевеке и др. М.—Л.: Энергия, 1965.
8.7. Рокотян С.С., Шапиро И.М. Справочник по проектированию электро-
энергетических систем. М.: Энергия, 1985.
8.8. Методические указания по контролю и анализу качества электрической
энергии в электрических сетях общего назначения. Ч. 1. РД 153-34.0-15.501-00;
Ч. 2. РД 153-34.0-15.501-01. М.: Энергосервис, 2003.
8.9. Правила применения скидок и надбавок к тарифам за качество электро-
энергии / Ю.С. Железко, С.А. Живов, В.Я. Майер и др. // Инструктивные матери-
алы по компенсации реактивной мощности и качеству электрической энергии.
М.: Глав, управление гос. энергет. надзора, 1991.
8.10. Зыкин Ф.А. Определение степени участия нагрузок в снижении качест-
ва электрической энергии //Электричество. 1992. Xs 11.
8.11. Майер В.Я., Зения И. Методика определения долевых вкладов потре-
бителя и энергоснабжающей организации в ухудшение качества электроэнергии
// Электричество. 1994. Xs 9.
8.12. Соколов В.С. Идентификация источников искажений качества энергии
электрических сетей // Технологии электромагнитной совместимости. 2003. Xs 1.
8.13. Смирнов С.С., Коверникова Л.И. Вклад потребителя в уровни напря-
жения высших гармоник в узлах электрической сети // Электричество. 1996. Xs 1.
160
8.14. ГОСТ 13109—97. Нормы качества электрической энергии в системах
электроснабжения общего назначения / Межгосударственный совет по стандар-
тизации, метрологии и сертификации. Минск: ИПК Изд-во стандартов, 1998.
8.15. Вентцель Е.С. Теория вероятностей: Учеб, для вузов. — 7-е изд. М.:
Высш, шк., 2001.
8.16. Review methods for measurement and evaluation of the harmonic emission
level from an individual distorting load. CIGRE 36.05/CIRED 2 joint WG CC02
(Voltagequality), 1999.
Глава девятая
СПОСОБЫ И ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА
ОБЕСПЕЧЕНИЯ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
'. • ; t ,(Лг М . г;.г-
Увеличение количества и мощностей электроприемииков, влияю-
щих иа КЭ (источников искажения), с одной стороны, и необходи-
мость обеспечения ЭМС электрических сетей и технических средств,
подключаемых к иим, с другой, привели к необходимости нормиро-
вания уровня помех в системах электроснабжения. Требования к КЭ
устанавливаются, как правило, в точках общего присоединения.
Нормы, установленные ГОСТ 13109—97, применяют при проек-
тировании и эксплуатации электрических сетей, а также при уста-
новлении уровней помехоустойчивости приемников электрической
энергии и уровней кондуктивиых электромагнитных помех, вноси-
мых этими приемниками.
Таким образом, нормы КЭ, устанавливаемые стандартом, явля-
ются уровнями электромагнитной совместимости для кондуктивиых
электромагнитных помех в системах электроснабжения общего
иазиачеиия. При соблюдении указанных норм обеспечивается элект-
ромагнитная совместимость электрических сетей систем электро-
снабжения общего иазиачеиия и электрических сетей потребителей
(элекгроприемииков) электрической энергии. Электромагнитная обста-
новка, создаваемая некоторыми наиболее иитеисивиыми источни-
ками помех, приведена иа рис. 5.1 (см. гл. 5). Способы и технические
средства должны быть направлены иа минимизацию уровней помех,
вносимых их источниками в электрическую сеть, и, таким образом,
на обеспечение качества электроэнергии в этой сети иа уровне, уста-
новленном ГОСТ 13109—97.
Необходимо подчеркнуть, что снижать уровни искажений напря-
жения до нулевых или близких к нулевым значениям технически и
экономически невыгодно. В то же время нужно иметь в виду, что
целеиаправлеииая коррекция одного вида помех параметрически
влияет иа уровни и распространение других, ослабляя или усиливая
их влияние иа КЭ.
162
9.1. Мероприятия по обеспечению качество
электроэнергии
Мероприятия, связанные с обеспечением КЭ, должны быть
результатом стратегии, воплощенной в технической политике отрас-
лей, непосредственно заинтересованных в ее реализации. Практиче-
ское выполнение требований, направленных на обеспечение КЭ,
должно отвечать технической политике через реализацию конкрет-
ных мероприятий. Основными этапами такой политики являются:
• разработка нормативных документов и правил, определяющих
нормы иа КЭ и условия их обеспечения;
• проведение технических и организационных мероприятий,
направленных иа обеспечение КЭ, включая проектирование, монтаж
и эксплуатацию; ’ |_____.
• разработка и производство технических средств обеспечения
КЭ, в том числе и средств измерения ПКЭ.
В настоящее время ввиду того, что вопросам практического обес-
печения КЭ уделялось мало внимания, требуемые мероприятия необ-
ходимо проводить в условиях эксплуатации.
Разработку технических и организационных мероприятий следует
начинать с анализа причин, которые приводят к ухудшению КЭ
(рис. 9.1). Большое значение приобретают организационные задачи.
Первая, наиболее важная для поставщика электроэнергии (энерго-
снабжающей организации — ЭСО) — это сертификация электро-
энергии. Вторая, существенная как для ЭСО, так и для покупателя
(потребителя), связана с заключением договора эиергосиабжеиия,
в котором предусмотрены согласительные условия по допустимым
уровням ПКЭ иа границе их раздела, точкам и периодичности конт-
роля КЭ, применяемым средствам измерения и др.
На этих этапах может возникнуть необходимость определения
вида источника помех и его положение в СЭС. В условиях эксплуата-
ции эта задача может быть решена расчетным путем или с помощью
измерений. Комбинирование этих приемов даст наиболее достовер-
ный результат. Затем следует перейти к следующему этапу, связан-
ному с анализом возможных мероприятий по обеспечению КЭ, кото-
рый должен проводиться с учетом обеспечения электромагнитной
совместимости (ЭМС) электрической сети и присоединенного к ией
электрооборудования и приборов.
В тех случаях, когда результаты проведенных расчетов и измере-
ний показывают, что КЭ ие может быть обеспечено без применения
специальных средств, переходят к выбору этих средств. Выбор таких
средств ие универсален и в каждом случае проводится в зависимости
б*
163
Рис. 9.1. Классификация и структура мероприятий по обеспечению качества
электроэнергии
/ • J С.ТЛ. "I лс
. , • I. , р. 1 ’ >"Т?6 ". t 1
; /! ) •<; ;г«1Ч <1 . 1 л i >
Ж
Рис. 9.1. Продолжение
165
Рис. 9.1. Окончание
166
Л
от мощности источника искажения, схемы электроснабжения, схемы
и режима работы самого источника искажения, вида создаваемых им
помех, технико-экономической эффективности принимаемого реше-
ния. При наличии двух и более видов помех необходимо иметь
в виду, что, как правило, компенсация одного из них, влияет на уро-
вень другого, причем не всегда в лучшую сторону. Это так называе-
мое параметрическое воздействие вызвано тем, что выбранное сред-
ство вносит в точке его присоедииеиия существенные изменения
в параметры системы электроснабжения.
При выборе специальных средств целесообразно предусматри-
вать мероприятия, которые позволяют снизить уровень помех, вноси-
мых самим электроприемииком (источником помех). Для источников
высших гармоник, например, вносящих иесииусоидальиые искаже-
ния, это пульсность преобразователя, увеличение которой способс-
твует компенсации высших гармоник тока низшего порядка. При
несимметричной нагрузке, например в сварочных установках,
нагрузку необходимо равномерно распределять по фазам.
Затем следует оценить соотношение мощностей электроприем-
ника и питающей сети. Чем выше относительная мощность сети, тем
ниже уровень помех по напряжению в точке присоедииеиия этого
ЭП, а следовательно, его влияние на соседние электроприемиики.
Мощная сеть шунтирует эти помехи благодаря относительно низ-
кому сопротивлению. Эффективность такого пути универсальна, ио
ие всегда достижима, так как требует увеличения мощности транс-
форматоров, сечения кабелей и воздушных линий, увеличения
отключающей способности коммутационной аппаратуры, т.е. весьма
дорогостояща.
В тех случаях, когда рассмотренные мероприятия оказываются
мало эффективными, применяют специальные средства. К ним отно-
сятся фильтрокомпеисирующие устройства (ФКУ) и симметрирую-
щие устройства (СУ) или их комбинации. Основными элементами
этих устройств являются конденсаторные батареи и реакторы. Мощ-
ность этих устройств соизмерима с мощностью компенсируемой
нагрузки и должна учитываться в общем балансе реактивной мощ-
ности СЭС.
Устройства, предназначенные для повышения КЭ, могут воздей-
ствовать как на один, так и одновременно на несколько ПКЭ. В пос-
леднем случае устройства называются многофункциональными. Уст-
ройства могут изменять свои параметры в процессе работы под
воздействием управляющего сигнала (тогда оии называются регули-
руемыми) или сохранять их неизменными независимо от режима
Работы (нерегулируемые устройства).
9.2. Регулирование напряжения трансформаторами
9.2.1. Типы трансформаторов
Трансформаторы, применяемые в энергосистемах, можно условно
разделить на четыре группы [9.1].
1. Трансформаторы без регулирования под нагрузкой (переклю-
чаемые без возбуждения — ПБВ) в настоящее время изготовляют
с основным и четырьмя дополнительными ответвлениями. Основное
ответвление имеет напряжение, равное номинальному напряжению
сети, к которой присоединяется трансформатор. Коэффициент
трансформации трансформатора на основном ответвлении называ-
ется номинальным. При использовании четырех дополнительных
ответвлений коэффициент трансформации соответственно отлича-
ется от номинального иа +5, +2,5, -2,5 и -5 %. Кроме этого сущест-
вуют трансформаторы с переключающим устройством барабанного
типа с шестью ответвлениями в середине обмотки, также позволяю-
щие повышать или понижать напряжение иа 2,5 или 5 %. Ранее изго-
товлялись трансформаторы с ПБВ с двумя дополнительными ответв-
лениями+5 %. ••
Чтобы переключить регулировочное ответвление в трансформа-
торе с ПБВ, требуется отключить его от сети. Такие переключения
производятся редко, только при сезонном изменении нагрузки. Поэ-
тому в режиме наибольших и наименьших нагрузок в течение суток
трансформатор с ПБВ работает на одном регулировочном ответвле-
нии. Такие трансформаторы не позволяют обеспечить требования
закона встречного регулирования.
2. Трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой
(трансформаторы с РПН) отличаются от трансформаторов с ПБВ
наличием специального переключающего устройства, а также увели-
ченным числом ступеней регулировочных ответвлений и диапазоном
регулирования. Например, для трансформаторов с номинальным
напряжением основного ответвления высокого напряжения иа 115 кВ
предусматриваются диапазоны регулирования ±16% при 18 ступе-
нях регулирования по 1,78 % каждая. С помощью РПН можно пере-
ключать ответвления и коэффициент трансформации под нагрузкой,
а значит, обеспечить встречное регулирование в течение суток.
3. Линейные регуляторы, или последовательные трансформа-
торы, применяются для регулирования напряжения в отдельных
линиях и в обмотке низкого напряжения автотрансформаторов. Они
устанавливаются в уже существующих сетях, где расположены
трансформаторы без регулирования под нагрузкой.
Линейные регуляторы обычно изготовляются следующих серий:
трехфазиые мощностью 400—630 кВ • А с РПН ±10 %, числом ступе-
163
ней ±6 на напряжение 6—35 кВ; трехфазные мощностью 1600—
6300 кВ • А с РПН + 10 %, числом ступеней +8 на 6—10 кВ; трехфаз-
нуе мощностью 16—100 МВ А с РПН ±15%, на 6,3—36,75 кВ;
трехфазные мощностью 63 и 125 МВ • А с РПН +15 %, на ПО кВ.
4. Автотрансформаторы связи сетей различных номинальных
напряжений выпускаются с РПН, встроенным на линейном конце
обмотки среднего напряжения. Ранее для автотрансформаторов уст-
ройство РПН выполнялось встроенным в нейтраль. При этом измене-
ние коэффициентов трансформации между обмотками высокого и
среднего напряжений и обмотками высокого и низкого напряжений
нельзя было производить независимо друг от друга и нельзя было
осуществлять встречное регулирование одновременно на среднем и
низшем напряжениях. В настоящее время с помощью РПН, встроен-
ного на линейном конце обмотки среднего напряжения, можно изме-
нять под нагрузкой коэффициент трансформации только для обмоток
высокого и среднего напряжений. Если требуется одновременно
изменить под нагрузкой коэффициент трансформации между обмот-
ками высокого и низкого напряжений, то необходимо установить
дополнительно линейный регулятор последовательно с обмоткой
низкого напряжения автотрансформатора. Экономически такое реше-
ние оказывается более целесообразным, чем изготовление автотранс-
форматоров с двумя встроенными устройствами РПН.
Для обеспечения требуемого КЭ в сети устройства РПН должны
переключаться автоматически. К автоматическим регуляторам напря-
жения АРН трансформаторов предъявляются высокие требования.
Они должны работать устойчиво, быть достаточно чувствительными
и в то же время не реагировать на кратковременные отклонения
напряжения при коротких замыканиях, пусках мощных двигателей и
т.п., обладать легко регулируемыми и стабильными температурными
характеристиками и т.д. [9.2]. , .
Трансформаторы и автотрансформаторы с РПН и управляющие
ими регуляторы напряжения характеризуются следующими величи-
нами: значением напряжения ступени регулирования, зоной нечув-
ствительности, точностью регулирования и выдержкой времени.
Напряжением ступени регулирования (Лт называется напряжение
между двумя соседними ответвлениями, оно выражается в процентах
от номинального напряжения обмотки, имеющей регулировочные
ответвления. Например, в силовых трансформаторах напряжением
НО кВ с РПН ступень регулирования составляет 1,78 %.
Зоной нечувствительности называют некоторый диапазон измене-
ния напряжения сети, в котором не происходит переключения ответв-
лений. Ширина зоны нечувствительности определяет точность регу-
169
лирования и должна быть больше ступени регулирования на 0,2—
0,5 %. В противном случае это приведет к неустойчивой работе РПН.
Выдержка времени в регуляторах РПН служит для предотвраще-
ния их срабатывания при кратковременных отклонениях напряжения
от заданного значения. При увеличении выдержки времени значи-
тельно уменьшается общее количество переключений, однако снижа-
ется качество регулирования. При уменьшении выдержки времени
точность регулирования повышается, но при этом увеличиваются
частота переключений и их общее число, что ухудшает условия
работы переключающего устройства. Опыт эксплуатации показы-
вает, что переключающие устройства могут работать нормально в
течение длительного времени, если число срабатываний не превы-
шает 20—30 в течение суток.
- „• к '«n'V, I- t-4’•*- ‘<Гй1JuJ ‘ • “ ‘Ij1 i* •’<!» •)*’ ' UI
9.2.2. Встречное регулирование напряжения
В соответствии с «Правилами устройства электроустановок»
энергоснабжающая организация должна поддерживать напряжение
в центре питания в режиме наибольшей нагрузки не ниже 1,05(7НОМ,
а в режиме наименьшей нагрузки не выше 1,0Е/ном. В этом требова-
нии заключается принцип встречного регулирования напряжения.
Рассмотрим подробнее встречное регулирование на примере
схемы на рис. 9.2. Пусть точка 1 соответствует шинам питающей
подстанции высокого напряжения Л, например 110 кВ. Районная под-
станция Б оснащена трансформатором с РПН 110/10 кВ, который на
рисунке представлен сопротивлением ZTp и имеет идеальный коэф-
фициент трансформации. На рисунке приняты следующие обозначе-
ния: Ц — напряжение на шинах питающей подстанции Л; £/2 —
напряжение на шинах первичного напряжения районной подстанции
Б\ U2 — приведенное напряжение на шинах районной подстанции Б
с учетом потерь напряжения в трансформаторе; — напряжение на
шинах вторичного напряжения районной подстанции Б; — напря-
жение на шинах узла нагрузки, ближайшего к подстанции 5; U$ —
напряжение на шинах узла нагрузки, наиболее удаленного от под-
станции Б. Все напряжения приведены в относительных единицах.
На рис. 9.2 представлены графики изменения напряжения для
режимов наибольших «нб» и наименьших «нм» нагрузок.
Напряжение на шинах первичного напряжения районной подстан-
ции Б равно
' '' ‘,'1 и2 = и1 -Щ2,
где ДЦ2 — потери на участке сети от подстанции Л до подстанции Б.
170
Рнс. 9.2. Эпюры напряжения при встречном регулировании напряжения
•• ' ..и , b
Разница между напряжениями на шинах первичного (второй узел)
и вторичного (третий узел) напряжений будет зависеть от потерь
напряжения в трансформаторе Д(7Т = Д£/2з и добавки Е, определяе-
мой коэффициентом трансформации. Вторичное напряжение равно:
t/3 = u2-&u23 + e.
На рисунке показаны два варианта изменения напряжения в сети
между третьим и пятым узлами. В первом случае напряжение с помо-
щью трансформатора подстанции Б не регулируется (штриховые
линии). Пусть допустимые диапазоны изменений напряжения на
зажимах потребителей составляют от 0,95 до 1,05(7НОМ. При отсут-
ствии регулирования напряжение U4 и U$ у потребителей в режиме
наименьших и наибольших нагрузок не вписывается в заданный диа-
пазон. Подобный характер изменения напряжения не соответствует
закону встречного регулирования напряжения и наблюдается во мно-
гих распределительных сетях России.
Во втором варианте, при регулировании напряжения, в режиме
наименьших нагрузок напряжение U2 на шинах подстанции Б пони-
жается на Д(7 = £нм, а в режиме наибольших нагрузок повышается на
AU ~ £нб (сплошные линии). Таким образом, напряжение как на
зажимах ближних (четвертый узел), так и удаленных электроприем-
ников (пятый узел) вводится в допустимые пределы. Именно такое
регулирование является встречным.
Для обеспечения встречного регулирования напряжения приме-
няют автоматические регуляторы напряжения с токовой компенса-
цией.
Рассмотрим работу регулятора во всем диапазоне изменения
нагрузки. Допустим, отклонения напряжения в ЦП должны изме-
няться так, как показано на рис. 7.1, а (см. гл. 7). Для этого графика
отклонения напряжения характерны наибольшие нагрузки в ночные
и утренние часы и наименьшие нагрузки в дневные и вечерние часы.
Для выбора режима регулирования напряжения по графику
нагрузки определяют часы наибольшей нагрузки от ?111б до ?2нб.
Время, в течение которого SH > 5^, считают временем наибольшей
нагрузки каждых суток.
Устройство для переключения ответвлений трансформатора должно
регулировать напряжение в соответствии с указанным изменением
нагрузки по линейному закону:
^on = ^ + «„±Y
пч ) -rU't'ts* >(.• ,'», , i/ir • - , l’V."z,w q. ttj
ИЛИ
Чдоп ~ ^HOM = Ц) ~ ^ном + ± Y-
При этом отклонение напряжения в процентах по отношению к
номинальному на вторичной обмотке трансформатора в ЦП составляет
.......,
\ u ном J ,
или в относительных единицах м.ч.- - -
м . . g
- - .......
Здесь Uq — напряжение ненагруженного трансформатора; I — ток
нагрузки трансформатора; к — коэффициент статизма регулятора
(угол наклона его характеристики); ±у — зона нечувствительности
регулятора.
Характеристика РПН, отвечающая приведенному встречному
закону регулирования, показана на рис. 9.3.
На измерительный орган регулятора подается разность напряже-
ний Up = Цщ - AU, где (7цП соответствует напряжению на шинах
центра питания (см. рис. 9.2); AU = IZ — падению напряжения на
172
Рис. 9.3. Характеристика встречного регулирования напряжения в центре питания
сопротивлении Z. Последнее является сопротивлением модели сети,
в которой осуществляется регулирование напряжения. Степень ком-
пенсации падения напряжения в сети определяется выбором сопро-
тивления Z. Регуляторы имеют установочное устройство, с помощью
которого выбирается среднее напряжение, поддерживаемое на шинах
центра питания.
• •- : .л..» С' С
9.2.3. Определение требуемых законов регулирования
напряжения в распределительных сетях среднего и низкого
напряжения
Регулирование напряжения в электрических сетях среднего и низ-
кого напряжения в целях обеспечения требуемых отклонений напря-
жения на зажимах электроприемников включает в себя решение сле-
дующих задач:
• оценку потерь напряжения в сетях среднего и низкого напря-
жения;
• расчет допустимых диапазонов изменения отклонений напря-
жения в различных узлах сети; ..
• определение и реализацию требуемых законов регулирования
управляемых компенсирующих и регулирующих устройств;
• выбор регулировочных отпаек трансформаторов с ПБВ; <
• оценку соответствия диапазонов изменения отклонений напря-
жения требуемым;
• коррекцию законов и разработку дополнительных мероприя-
тий по регулированию напряжения (при необходимости).
При этом следует учитывать большое количество влияющих фак-
торов. К их числу относятся: режимы напряжения в центре питания;
173
схема электрической сети и ее параметры; расположение регулирую-
щих трансформаторов в сети и установленные на них коэффициенты
трансформации; графики изменения мощности электроприемников и
места их присоединения к сети и т.п. В связи с этим необходимо про-
водить совместный анализ режимов напряжения на шинах центра
питания и в распределительных сетях среднего и низкого напряжения.
В настоящее время в отечественных энергосистемах и предпри-
ятиях электрических сетей используются расчетные методы анализа
режимов напряжения. Эти методы позволяют при наличии специали-
зированных программ для расчета режимов оперативно оценивать
потери напряжения, рассчитывать допустимые диапазоны отклоне-
ний в узлах и производить настройку регулирующих устройств.
Недостатком расчетных методов является невысокая достоверность
исходной информации, используемой в расчетах (параметры элемен-
тов сети, мощности нагрузки). Кроме того, эти методы не позволяют
достоверно оценить соответствие реальных диапазонов отклонения
напряжений требуемым. • ।
Наряду с этим быстрое развитие измерительной базы и, в первую
очередь, современных средств контроля ПКЭ позволяет перейти
к решению рассматриваемых задач на основе инструментального
подхода. При этом потери и отклонения напряжения в сетях могут
быть измерены, что позволяет адекватно разрабатывать и осущест-
влять регулирующие мероприятия с учетом реальных закономерно-
стей изменения напряжений в различных узлах сетей.
В Прилож. 8 приведена расчетно-инструментальная методика,
позволяющая определять требуемые законы регулирования напряже-
ния в сети, анализировать состояние КЭ по 8(7 и разрабатывать
мероприятия по улучшению режимов.
9.3. Конденсаторная батарея для регулирования .
напряжения
Конденсаторная батарея является простым и надежным статиче-
ским устройством. Конденсаторные батареи собирают из отдельных
конденсаторов различной мощности от 10 до 100 квар и напряже-
нием от 230 В до 10,5 кВ. Конденсаторы обладают хорошей перегру-
зочной способностью по току (до 30 % номинального) и напряжению
(до 10 % номинального). Конденсаторной батареей называют группу
конденсаторов, соединенных между собой параллельно и (или) пос-
ледовательно. Конденсаторная батарея, оборудованная коммутацион-
ной аппаратурой, средствами защиты и управления, образует конден-
саторную установку (КУ), принципиальная схема которой показана
на рис. 9.4.
174
Рис. 9.4. Принципиальная схема одной трехфазной секции конденсаторной уста-
новки:
а — для сети напряжением 6—10кВ;б — для сети напряжением 380 В t.j а •, .ju
'•* ЛН'!> ut” ’ f, -> . . lt
Мощность 0КБ, генерируемая КБ при ее заданной емкости С, про-
порциональна квадрату приложенного напряжения и его частоте £?кб =
= С^соС. Нерегулируемые КБ имеют отрицательный регулирующий
эффект. Это значит, что мощность КБ снижается при уменьшении
приложенного напряжения. Поэтому нерегулируемая КБ не может
применяться для регулирования напряжения в схемах с поперечной
компенсацией реактивной мощности (рис. 9.5). Этот недостаток прео-
долевают формированием КБ из нескольких секций, каждая из кото-
рых, управляемая регулятором напряжения и (или) реактивной мощ-
ности, подключается к сети через свой выключатель, наращивая
таким образом емкость батареи. Это позволяет увеличить суммарную
мощность КБ при снижении напряжения и поддержать баланс реак-
тивной мощности в узле сети, а следовательно, и напряжение.
В схемах с продольной компенсацией (рис. 9.6) мощность КБ изме-
няется пропорционально квадрату протекающего через нее тока
Скб= ^ЛоС. Такая КБ в устройствах продольной компенсации
(УПК) включается в рассечку (последовательно) воздушной линии и
увеличивает реактивную мощность при увеличении нагрузочного
тока линии.
гл = л+д
зл-р+Л(2 -ад
Рнс. 9.5. Присоединение КБ к сети при поперечной компенсации реактивной
мощности
УПК
Рис. 9.6. Присоединение КБ к сети при продольной компенсации реактивной
мощности
Конденсаторные батареи в составе конденсаторной установки и
УПК применяются для регулирования напряжения.
Регулирование напряжения с помощью конденсаторной уста-
новки (при поперечной компенсации реактивной мощности) приме-
няют в распределительных сетях напряжением ПО кВ и ниже.
Векторная диаграмма напряжений на концах линии (рис. 9.7) при
включенной конденсаторной установке справедлива для любой ВЛ.
Тогда (см. § 3.2) напряжение в конце линии
иг = [(^ - ДУ)2 + (ДУ')2]1/2,
[' ™ + (2я-2КБ^ ^-(бя-бкБ^
где Дс/ =-----------------продольная, Дс7 = ———-----------
U2
— поперечная составляющие падения напряжения в компенсирован-
ной линии. В данном случае поперечной составляющей можно пре-
небречь из-за ее небольшого значения по сравнению с продольной.
Тогда
„ PR-<Q„-Q^
U2~U\ Г, ‘
Рис. 9.7. Векторная диаграмма напряжений для схемы на рис. 9.5
176
Конденсаторы способны только генерировать реактивную мощ-
ность. Поэтому, включая конденсаторную установку на приемном
конце ВЛ, напряжение (72 можно повысить, а отключая — понизить.
Допустим, что это напряжение необходимо повысить до значения
^2доп’ ПРИ КОТОРОМ оно стало бы допустимым. Этот эффект может
быть достигнут снижением потери напряжения в ВЛ на &идоп =
= 1Д,0П “ ^2 за счет компенсации реактивной мощности, протекаю-
щей по ней при включении КУ мощностью £?кб- Эффект от включе-
ния КУ на рис. 9.7 соответствует заштрихованному треугольнику
cde. Тогда с достаточной для практических расчетов точностью
можно записать: U2afin - U2 = 2кб-^2доп- Отсюда подключаемая
мощность КУ:
п - ^2 т 1
=-КБ д- ^2дол
Мощность конденсаторных установок, которые должны быть
установлены в сетях, и место их установки определяются специаль-
ными технико-экономическими расчетами с учетом баланса реактив-
ной мощности в соответствующем узле электрической системы,
потерь напряжения и активной мощности в распределительных
сетях. Поскольку конденсаторные установки оказывают влияние на
режим напряжения сети, необходимо также использовать их для
регулирования напряжения потребителя. При этом следует иметь
в виду, что конденсаторные установки, устанавливаемые у потреби-
теля в сетях напряжением 0,4 и 6—10 кВ, предназначены главным
образом для снижения потерь активной мощности.
Регулирование напряжения с помощью УПК достигается
путем изменения сопротивления воздушной линии. В электрических
системах УПК устанавливаются в питающих сетях напряжением
220 кВ и выше, индуктивное сопротивление которых значительно
превышает активное (см. рис. 9.6). Устройства продольной компенса-
ции применяются в системах электроснабжения промышленных
предприятий, где они устанавливаются, например, в коротких сетях
мощных электротермических установок [9.3].
В любом случае эффект регулирования напряжения достигается
за счет параметрического снижения потребляемой реактивной мощ-
2
мости на величину 0кб ^КБ- При этом увеличение протекающего
по КБ тока приводит и к увеличению генерируемой мощности КБ и
снижению потери напряжения в питающей линии, так как
PR + Q(X-XKK)
иг = их--------------—
U2
,r'
Векторная диаграмма, отвечающая
этому уравнению приведена на рис. 9.8.
Ток в линии с УПК определяется
нагрузкой на ее приемном конце и равен
У„
Рис. 9.8. Векторная диаграмма
напряжений для схемы на
рнс. 9.6
т Н
. . 1Л = —----• НС.ЛЯ
. ^ном
Тогда напряжение на УПК составляет
(7упк = АЛкб и зависит только от тока
нагрузки. Конденсаторную батарею со-
бирают из нескольких последовательно
включенных конденсаторов, выбирая их
количество п в зависимости от номиналь-
ного напряжения одной конденсаторной
банки УКБиом так, что и = УуПк/иКБном-
При заданном токе нагрузки число па-
i;
раллельных цепочек из последовательно соединенных конденсаторов
выбирают по выражению m = 1„ЯКБ11ОМ. 8Г()Ь ,
Для УПК отношение сопротивления конденсаторов A^g к индук-
тивному сопротивлению линии X, выраженное в процентах, назы-
вают степенью компенсации с = (A^g/X) 100. Полная или избыточная,
более 100%, компенсация в сетях, питающих непосредственно
нагрузку, обычно не применяется, так как это связано с возможно-
стью перенапряжений на УПК, особенно при резком увеличении тока,
например при бросках тока в электротермических установках, пусках
двигателей большой мощности и коротких замыканиях на линии.
‘ I Ч HJ-rj k.£) . -1 ,,,,t A.,
9.4. Компенсация высших гармонических А р *
составляющих тока
В гл. 3 были указаны причины искажения синусоидальной формы
кривой напряжения в узлах системы электроснабжения как результат
искажения синусоидальной формы тока, потребляемого нелиней-
ными электроприемниками.
Способы снижения несинусоидальности напряжения можно раз-
делить на три группы.
Схемные решения: выделение нелинейных нагрузок на отдельную
систему шин; рассредоточение таких нагрузок по различным узлам
СЭС; группирование преобразователей по схеме умножения фаз;
подключение нагрузки к системе с большей мощностью 5К.
178
Использование фильтров: включение параллельно нагрузке узко-
полосных резонансных фильтров; включение фильтрокомпенсирую-
щих устройств; применение фильтросимметрирующих устройств,
активных фильтров продольного и поперечного включения.
Применение специального оборудования, характеризующегося пони-
женным уровнем генерации высших гармоник тока: «ненасыщаю-
щихся» трансформаторов, многофазных преобразователей с улучшен-
ными энергетическими показателями.
Способы компенсации высших гармоник тока не являются уни-
версальными. Выбор того или иного из них определяется рядом прин-
ципиальных факторов, среди которых, прежде всего, необходимо
отметить следующие:
• вид источника высших гармоник тока (преобразователь, дуго-
вая печь, сварочная установка и т.п.), что определяет уровень генери-
руемых гармоник тока, их спектр;
• местоположение источника в схеме и мощность системы элек-
троснабжения в точке его подключения;
• наличие в системе электроснабжения других ранее установ-
ленных средств компенсации;
• влияние источника гармоник на другие электроприемники,
установленные в системе электроснабжения в непосредственной
электрической близости;
• частотные характеристики системы электроснабжения и, в час-
тности, возможность появления резонансных явлений на частотах
генерируемых источником гармоник.
Фильтрокомпенсирующие устройства являются одним из уни-
версальных способов снижения токов и напряжений высших гармо-
ник в системах электроснабжения. Эти устройства представляют
собой последовательное соединение индуктивного и емкостного
сопротивлений, настроенных в резонанс или близко к нему на час-
тоту генерируемой гармоники тока. Сопротивление ФКУ на резонан-
сной частоте очень мало по сравнению с входным сопротивлением
СЭС (в идеальном случае близко к нулю) и, таким образом, шунти-
рует ток высшей гармоники, генерируемой нелинейной нагрузкой.
Принципиальная схема включения ФКУ в однофазном исполне-
нии приведена на рис. 9.9. Из схемы видно, что при XL^ = Хс(п) СУМ"
мариое сопротивление ФКУ Х% = Хц^- Хс^ = 0, если п = ирез. При
п < ирез> как следует из табл. 4.1, Х% приобретает емкостной характер.
Поэтому на основной частоте 50 Гц ФКУ генерирует реактивную
мощность.
При выборе параметров ФКУ настройка его реактора и конденса-
торной батареи на частоту компенсируемой гармоники рассматрива-
ется как необходимое условие, которое может быть выполнено при
179
Рнс. 9.9. Принципиальная схема вклю-
чения ФКУ
любой емкости конденсаторов.
Однако, учитывая, что ФКУ
генерирует иа основной частоте
реактивную мощность, следует
учесть этот параметрический
эффект, оценив баланс реактив-
ной мощности в точке уста-
новки ФКУ.
Возможны два варианта
выбора конденсаторной бата-
реи ФКУ [9.4]:
• при известном токе компенсируемой гармоники и напряже-
нии сети * (7НОм определить емкость КБ и ее установленную
мощность, при которой мощность, генерируемая ФКУ, в сеть равна
заданной ^(1)5
• при тех же исходных условиях определить установленную
мощность КБ, при которой мощность, генерируемая ФКУ в сеть,
минимальна
Первый вариант. Мощность, генерируемая ФКУ: 0(1) = Ц1/(1)’
где 7(1^ — ток 1-й гармоники ФКУ, равный 7(^ = U^/(XC - Х^\
Хс = 1/(соС) и XL = со/, — сопротивления КБ и реактора ФКУ на
основной частоте. На частоте настройки ФКУ для и-й гармоники
Л^=^(")ип0эт0му
= 1/(исоС) или L = 1/(и2со2С).
Суммарное сопротивление ФКУ на основной частоте с учетом -
2 2
последнего выражения определяетсяХс-Х^ = (и - 1)/(и соС).
Ток 1-й гармоники ФКУ 1 ' |
2 2 , j
•'ti т - тт п П - 1 J(l)
,, /(1, 1/(1)(йС 2 и С 2 —!.
и _ 1 и frt И
2 ;
Здесь Uc = —-----Uq) — напряжение на КБ, которое в ФКУ всегда
п - 1
и2 - . ' Л
выше напряжения сети (/(р, так как —--- > 1. 5.
п - 1
Искомая установленная мощность КБ выбирается из условия
допустимых в ней потерь активной мощности, обусловленных током
основной частоты и высшими гармониками тока I&y Эти потери
ISO
в зависимости от типа диэлектрика в конденсаторе пропорциональны
tg5 = 0,03-5-0,1 и мощности, генерируемой конденсатором:
= С(1)КБ1Я5’ ^(«)КБ = С(«)КБ1ё5- 'г
Поэтому установленная мощность КБ всегда больше мощности
ФКУ
Сует ” С(1)КБ + С(«)КБ’
где 2(1)КБ = С/(1)КБа)С’ 2(п)КБ =
ИЛИ j , ; >. '1
' 2(1)кб _ ; 2(„)кб _
Подставляя 7^^, получаем выражение для установленной мощ-
ности КБ . . _ , , .1Г , •,
Сует
2 \2 г2
,2-1 +иа>С
Второй вариант. Если ФКУ выполняет только функции фильтра
и не выполняет функции устройства компенсации реактивной мощ-
ности, установленную мощность можно представить в виде зависи-
мости £)уст =ЛС(1))> учитывая, что мощность, выдаваемая ФКУ,
2
S.-, 2(1) = и(1/(|) = ~
Тогда, подставив значение проводимости соС из этого выражения
в уравнение для £)уст, получим
»t«4 /.^14»
Сует 2
•агч
«2(1))
Обозначив £>баз = ^([/(„) и разделив на него левую и правую части
этого уравнения, получим
. i t.njtr <*•
Сует 2
’ i Jc
где Q = ^>'сг и‘ q
U,}J. л ?<’> U(rI. .
(') (и) UJ (п)
Установленная мощность КБ будет минимальна при следующем
условии:
гч /л П z-»min 2 и2
°ТСЮДа?<‘) - ..
Таким образом, минимальная установленная мощность КБ при
2
-.ГОП! 2 И 7Т — •
заданных условиях 2уст = —“----------а выдаваемая ФКУ
*/«и - 1
“-4ЛЛГ-г ' л'С'\Г '• f-
реактивная мощность 2(j) =
Особенности управления ФКУ. Обычно на шинах потребителя,
располагающего нелинейными электроприемниками, устанавлива-
ется несколько фильтров, каждый из которых настроен на свою резо-
нансную частоту, иапример 5, 7, 11 и 13-й гармоник. Так как ФКУ
является источником реактивной мощности, в некоторых случаях
возникает необходимость регулирования ФКУ в целях поддержания
требуемого баланса реактивной мощности по условиям регулирова-
ния напряжения. Поэтому при переключениях фильтров следует
иметь в виду, что их сопротивление на различных гармониках, поря-
док которых больше или меньше резонансной частоты фильтра [9.5],
изменяется, принимая индуктивный или емкостной характер.
Как следует из табл. 4.1, на частотах ниже резонансной частоты
настройки фильтра последний имеет емкостной характер, а при час-
тотах выше резонансной — индуктивный. В этой связи фильтр высо-
кого порядка для более низких гармоник, для которых фильтры или
не предусмотрены, или отключены, создает условия для возникнове-
ния резонансных явлений (тока или напряжения) с индуктивными
элементами системы электроснабжения. Это, естественно, приводит
к увеличению коэффициента и-й гармонической составляющей, т.е.
к ухудшению КЭ. И, наоборот, фильтр низкого порядка для более
высоких гармоник имеет индуктивный характер и не может созда-
вать условий для возникновения резонанса на этих гармониках.
Такой фильтр шунтирует более высокие гармоники тока и, следова-
тельно, способствует улучшению КЭ.
Из сказанного следует, что при управлении фильтрами, каждый из
которых настроен на свою частоту, их следует подключать к сети,
начиная с низшего порядка, а отключать в обратном порядке.
182
Учитывая частотные характеристики ФКУ (см. рис. 4.3, б), обес-
печивающие сравнительно низкие сопротивления на частотах смеж-
ных с частотой настройки фильтра, в ряде случаев ограничиваются
установкой только низкочастотных фильтров. Например, установка
фильтров 5-й и 7-й гармоник может оказаться вполне достаточной и
эффективной для компенсации, кроме 5-й и 7-й, также 11-й и 13-й
гармоник. Такой вариант всегда следует рассматривать при технико-
экономической оценке выбранного решения.
Фильтрокомпенсирующие устройства применяются в сетях
напряжением 0,4; 6; 10; 35 кВ, к которым, как правило, присоединя-
ются потребители с нелинейной нагрузкой, а также в сетях более
высокого напряжения для компенсации реактивной мощности и
фильтрации высших гармоник тока, генерируемых преобразовате-
лями электропередачи и вставками постоянного тока статическими
тиристорными компенсаторами [9.5]. Схемы соединения ФКУ в
однофазном исполнении приведены на рис. 9.10,
Применение многофазных схем преобразователей. В настоя-
щее время многофазные схемы преобразования наиболее широко
используются в системах электроснабжения металлургических пред-
приятий. Например, при производстве алюминия путем электролиза
применяют 12-, 24-, 36- и 48-фазные схемы преобразования. При
этом мощность ввода кремниево-преобразовательной подстанции
крупного предприятия может превысить 60 МВ • А, а число таких
вводов составляет 20 и более. В связи с этим кремниево-преобразова-
тельные подстанции присоединяются непосредственно к сетям высо-
кого напряжения (110—220 кВ) питающих энергосистем через сете-
вые трансформаторы. Однако значительные суммарные мощности
преобразовательной нагрузки, в ряде случаев сопоставимые с мощ-
=t=C7
Рис. 9.Ю. Принципиальная схема силовых резонансных ФКУ высшнх гармоник:
°, б — одночастотные демпфированные фильтры; в — одночастотный фильтр типа С
(£/, С2-контур настроен на частоту сети); г, д — двухчастотный фильтр j.t. . , ...
НУ
ностью питающей энергосистемы, приводят к ухудшению показате-
лей КЭ не только на шинах потребителя напряжением 6—10 кВ, но и
в сетях напряжением 110—220 кВ.
Порядок высших гармоник тока, ряд которых содержит нечетные
гармоники, кроме гармоник кратных трем, зависит от схемы преоб-
разователя и его пульсности или числа фаз преобразования. Этот ряд
определяется формулой п = рк+ 1, где р — пульсность преобразова-
теля, а к = 1,2,3... Порядок высшнх гармоник, которые компенсиру-
ются благодаря примененной схеме 12-пульсного преобразования,
определяется по формуле .. ,
и=£(24-1)±1. ' ’ Л.
Отсюда следует, что 6-пульсный преобразователь генерирует
нечетные гармоники, начиная с 5-й; 12-пульсный — начиная с 11-й,
при этом 5, 7, 17, 19, 29 и 31-я компенсируются в схеме преобразова-
теля.
Обычно на низшей ступени преобразования применяются 6-пуль-
сные схемы, нз которых формируются 12-пульсные. Это позволяет
компенсировать наиболее значительные высшие 5-ю и 7-ю гармо-
ники, амплитуды которых в первом приближении составляют 1/5 и 1/7
потребляемого тока. Тем не менее некомпенсированные высшие гар-
моники тока порядков п = 11, 13, 23, 25, 35 и 37 достаточно значи-
тельны, чтобы, как показывают измерения [9.6], создавать искажения
напряжения в сетях высокого напряжения, превышающие допусти-
мые согласно ГОСТ 13109—97 значения. Применение 36- и 48-фаз-
ных схем преобразования позволяет компенсировать высшие гармо-
ники порядков п = И, 13, 23, 25 (для 36-фазной), а также п = 35, 37
(для 48-фазной).
Компенсация высших гармоник тока при многофазных схемах
преобразования осуществляется за счет сдвига углов векторов токов,
протекающих либо в расщепленных вентильных обмотках трансфор-
матора, либо в сетевых обмотках нескольких трансформаторов, рабо-
тающих на общие шины. Для этого используются специальные
трансформаторы с различными схемами соединения обмоток [9.7, 9.8].
Фазовый сдвиг равен углу между векторами токов основной час-
тоты и определяется пульсностью преобразования как = 360°/^.
Так, этот угол составляет = 30° при 12-пульсном преобразовании,
аО) = 150 при 24-пульсном, = 10° при 36-пульсном, = 7,5°
при 48-пульсном. Достигаемый при этом эффект прн идеальных
условиях (симметрия токов высших гармоник, сопротивлений фаз
трансформатора и т.п.) приведен в табл. 9.1. В таблице учтено, что
компенсация высшнх гармоник происходит каскадно. Это значит,
184
что 24-пульсный преобразователь состоит из двух 12-пульсных, а
Зб-пульсный — из трех. В 48-пульсном преобразователе содержатся
каскады 12- и 24-фазного преобразователей. Например 5-я и 7-я гар-
моники могут компенсироваться только при 12-фазном преобразова-
нии. Поэтому благодаря каскадной системе они отсутствуют во всех
схемах более высоких порядков.
Фазовый сдвиг высших гармоник определяется углами и
порядком гармоники п так, что = иа<4 При этом необходимо
учитывать направления векторов в системе, образуемой гармониками
прямой и обратной последовательности. Принято, что трехфазные
токи основной частоты образуют систему прямой последователь-
ности, векторы которых вращаются против часовой стрелки. Тогда
векторы гармоник 7, 13, 19, 25, 31 и 37-го порядков, вращающиеся
в том же направлении, образуют также трехфазную систему прямой
последовательности, а векторы гармоник 5, И, 17, 23, 29 и 35-го
порядков, вращающиеся по часовой стрелке, образуют систему
обратной последовательности.
Для всех векторов токов высших гармоник прямой последователь-
ности и-го порядка фазовый сдвиг, отсчитываемый на комплексной
системе координат от действительной оси (+1), будет определяться
по формуле - М- . .....
г(»)_ г (”) -»)
J.kc £bpe
г(«) г(«) -
где I, и — токи соответственно в сетевой и вентильной
~кс —кпр
обмотках трансформатора; к — порядковый номер ветви в ^-фазной
Таблица 9.1 Эффективность компенсации высших гармоник тока в от-фазных схемах преобразователен
Схема преобра- зования Порядок гармоник тока
5 7* 11 13* 17 19* 23 2 s' 29 зГ 35 37*
12 - - + + - - + + - - + +
24 J12) J12) J.24) (24) _(12) _(12) + + J12) J12) _(24) _(24)
36 J12) J12) J36) J36) J12) J12) J36) _(36) J12) J12) + +
48 J12) J12) _(24) _(24) J12) J12) J48) _(4В) J12) J12) J48) J4B)
Примечание: — гармоники прямой последовательности; «+»— гармоники присутствуют в сетевой обмотке трансформатора; «-» — гармоники Отсутствуют в сетевой °бмоткс трансформатора; <36\ <‘4S) — пульсность схемы, за счет которой достигается Компенсация высших гармоник.
1-М
системе преобразования. В этом случае фаза тока высшей гармоники
в сетевой обмотке будет равна
(и) (I), 1 ч - •' •
< --“прО-”)-
Например, при 12-фазиой схеме преобразования (а<^ « 30°) при-
меняется трансформатор с расщепленной вентильной обмоткой YIYI&
(рис. 9.11). Фазовый сдвиг в схеме YIY (индекс к = 1) = 0,
а в схеме У/Д (к = 2) - 30°. Для 7-й гармоники (прямая последо-
вательность) фазовые сдвиги токов составляют согласно последнему
выражению;
. . О|7) = 0°, <47) = -30°(1 -7) = -180°. '
Эти токи в сетевой обмотке находятся в противофазе, и, если они
равны, их сумма = 0 (рис. 9.12). В этом и заключается
принцип компенсации. .1; ,
Аналогично для токов высших гармоник обратной последователь-
ности с учетом того, что их векторы вращаются по часовой стрелке,
, , An) Jn) -уа^\1+и)
фазовый сдвиг определяется из формулы Гкс = Гкпре ' и
равен:
(”) (1), 1 . \ •'
“с =-“пр(1+«)-
Тогда в рассматриваемом примере для 5-й гармоники фазовый
сдвиг составляет
а(!5) = 0°, а^5) =-30°(1 + 5) = -180° и /^ + /25) = 0.
4 ' I. ’<•» «• , р|>«-
Рнс. 9.11. Схемы 12-пульсных преобразователей
186
I. If' ,т-ч
a)
Рис. 9.12. Компенсация высшнх гармоник тока в трансформаторе со схемой
соединения обмоток 1717Д: hl. , ф .. . ..
а — 5-й гармоники; б — 7-й гармоники । , ‘ -
• > wiWi' / .< г Я1-. Л-:, • -v it ; Vi П1' -.•»/*
На практике не всегда удается обеспечить кратность фазового
угла числу фаз преобразования р. Значение фактических углов
могут отличаться от приведенных выше значений. Вызвано это сле-
дующими причинами. Во-первых, конструктивной сложностью под-
бора числа витков обмотки трансформатора, особенно в таких схемах
соединения, как зигзаг и треугольник с продленной стороной. И, во-
вторых, необходимость регулирования напряжения с помощью РПН
требует изменения числа витков сетевой обмотки трансформатора и,
следовательно, изменения амплитуды и фазы тока вентильной
обмотки.
Эффективность компенсации высших гармоник принято оцени-
вать коэффициентом нескомпенсированности кв г каждой гармоники:
Т, „ * г(и) п
Тогда при полной компенсации £ I* = 0 и, следовательно,
Кв г = 0. В зависимости от схемы преобразования 0 < Кв г < 1.
9.5. Симметрирующий эффект конденсаторной батареи
Несимметрия напряжения обусловлена протеканием в СЭС токов
обратной и нулевой последовательности, создаваемых несимметрич-
ными нагрузками, когда векторы токов и углы между ними (фазы)
различны. Известно (см. гл. 3), что такие токи могут быть представ-
лены их симметричными составляющими прямой Ц, обратной /2 и
187
нулевой Iq последовательности. Задача симметрирования состоит в
том, чтобы параллельно несимметричной нагрузке (на те же шины)
поставить устройство, которое компенсировало бы ток обратной
и (или) нулевой последовательности. При этом ток компенсирую-
щего устройства должен быть равен по значению и противоположен
по фазе соответствующему току, создаваемому нагрузкой. Такое
устройство может быть собрано из емкостных, индуктивных и резис-
тивных элементов или их комбинации [9.9]. С учетом того, что
несимметричная нагрузка применяется главным образом в СЭС
напряжением 0,4 кВ, где для снижения потерь мощности и напряже-
ния устанавливаются конденсаторные батареи, в [9.10] показаны
функциональные возможности таких КБ как симметрирующих уст-
ройств (СУ).
Схема несимметричной КБ показана на рис. 9.13, а, когда несим-
метричная система линейных токов КБ 1^, [Ьк, !<.*., представленная в
форме симметричных составляющих, имеет вид
I, = |( / + а /, + а I );
ь ( — 1к 3 —ак —Ьк —ск'
.1.. ч' ! 2
•1 • Л = -(/ +а I, + а I );
' < — 2к 3 - лк -Ок -ек
/„ = I + I. + I ),
,, -Ок 3х—ак _ок —ск7’
где '1 1- • И { . ’ •
I = I к- i ;
— ак -ab — еа
I. = /, - I .
— Ьк —ос — ab
I = I - Л
— ск —ca —be
После подстановки (9.2) в (9.1) получим:
(9.2)
/. = h I к(1 ~a) + al. (1 -а)- I (1-а2)];
— 1к 3L_abx ' —bcK -сак /J
I. = -[ I к(1 -а)-а I. (1 -а)- I (!-«)];( <9'3)
-2к 3L_a6v ' -be ' -со'- /J’
Если симметрирующий эффект с помощью КБ достигнут, то коэф-
фициент несимметрии напряжения по обратной последовательности
(С^/ЦЯОО » 0 %. Векторная диаграмма тока и напряжения на
КБ изображена на рис. 9.13, б. При этом векторы междуфазных
188
рнс. 9.13. Схема конденсаторной батареи в симметрирующем устройстве (а) и
векторная диаграмма напряжений и токов КБ (б)
• ' I. . (' ?-Ч '
напряжений £7^ = ЦЬс ~ U^.a сдвинуты относительно друг друга на
120°, а токи в конденсаторах 1аЬ * 1Ьс * также сдвинуты на 120°.
Поэтому k
lab ~ Ibc ~ ^bc’ 1са ~ а са'
т 1 .л/з 2 1 .7з
Тогда, учитывая, что Й = ~2+7Т’ ° =-2-7Т’
а(1 + а) = 1, а(1 - а) = j 13 , систему (9.3) можно записать в виде:
Ju ~ + 4с+ 4Д'
л/З
(9.4)
= 0.
Система (9.4) описывает симметрирующий эффект конденсатор-
ной батареи и позволяет выбрать ее параметры (емкость, номиналь-
ное напряжение и мощность) в симметрирующем устройстве. Реше-
ние (9.4) позволяет сделать следующие выводы:
• ток прямой последовательности /1К не зависит от фаз токов
lab> Ibc’ 1са-> протекающих в конденсаторах. Следовательно, КБ
всегда является источником реактивной мощности, генерируя ток
прямой последовательности /1К;
189
• Т0К_/2к обратной последовательности равен векторной сумме
токов конденсаторов. Следовательно, выбирая эти токи (мощности
КБ в фазах), можно обеспечить требуемый для симметрирования ток
(симметрирующий эффект);
• ток /Ок нулевой последовательности в линейных проводах
симметрирующего устройства отсутствует, и, следовательно, при
такой схеме соединений КБ симметрирующий эффект по нулевой
последовательности достигнут быть не может.
Определим токи /2 и мощности КБ по векторной диаграмме
(рис. 9.14), построенной по уравнениям (9.4).
Вектор симметрирующего тока /2к на координатной плоскости
может быть произвольно направлен и зависит от тока, потребляемого
нагрузкой. Пусть вектор тока _/2к = /2к Z0 и ориентирован так, как
показано на рис. 9.14. Очевидно, что он может быть получен сумми-
рованием как токов всех трех фаз КБ в соответствии с выражением
(9.4), так и токов только двух фаз КБ, как показано на рис. 9.14. При
этом также очевидно, что в последнем случае суммарная мощность
конденсаторов меньше при одинаковом симметрирующем эффекте.
Тогда, ток - 0, т.е. конденсатор в фазе АВ отсутствует или отклю-
чен. На рисунке соответствующий угловой диапазон тока _/2к обозна-
чен в секторе I. При ином направлении вектора тока J2k он может
рассматриваться в секторе II или в секторе III, тогда соответственно
/4с = 0 или /са= 0.
I,' । Рис. 9.14. Векторная диаграмма для выбора параметров симметрирующего уст-
|| ройства:
«] '' зоны 1,11,111 соответствуют диапазонам углов 1 — 30° > Р > 270°; 11 — 150° > Р > 30°;
И | Ш — 270° > р> 150°
190
Введение секторов в диапазонах углов, показанных на рисунке,
позволяет включать конденсаторы в симметрирующем устройстве
только в двух фазах так, чтобы мощность КБ в одной из фаз была
равна нулю. Тогда в секторе I мощность Qab = 0, в секторе II мощ-
ность Qbc ~ 0, в секторе Ш мощность Qca = 0.
На рис. 9.14 конденсаторы включены только в фазы Ь—с и с—а,
т.е. = 0, когда вектор тока обратной последовательности Рас"
положен в зоне I и равен /2к ~
решение может быть получено, если искомый по условиям сим-
метрирования ток/2к « 72k(cos р + jsin р) приравнять его значению
в (9.4), приняв 1аЬ = 0. Тогда .<т, ъун га - . ‘ /и
. ,=,,( 72K(cosP + /sinP) = -
Приравняв действительные и мнимые части в (9.5), получим
. . /2>₽= -yica- ±lbc,
'. 2. r-j5 r-jэ •’ r
откуда Ica = 2/2kcosP; Jki = /2k(cos p - J3 sin P).
Тогда мощности в фазах КБ:
О Qbc = Ц,оМ72к(с°8 Р - -ft sin Р);
“ f ' . ~ 2^hom/2kCOsP,
(9.5)
где /2к — модуль измеренного тока (компенсируемого) обратной пос-
ледовательности в нагрузке.
>< ’/ . 'fV
9.6. Компенсация колебаний напряжения '
Колебания напряжения в системе электроснабжения промышлен-
ного предприятия вызываются резкими изменениями реактивной
мощности. Размах изменения напряжения может быть ориентиро-
вочно определен по выражению:
10 - у -« 10—,
ui s*->
•V . -
где — размах изменений реактивной мощности нагрузки; Хк —
сопротивление короткого замыкания в точке подключения нагрузки;
^ном — номинальное напряжение на зажимах нагрузки [9.11].
191
Из этого выражения следует, что для снижения 6Ц необходимо
уменьшать либо Хк, либо реактивную мощность нагрузки Оста-
новимся подробнее иа способах снижения Д£)н. Частота колебаний
напряжения, создаваемых промышленной нагрузкой, составляет 8—
12 Гц при скоростях изменения реактивной мощности от нескольких
десятков до сотен мегавар в секунду. В таких условиях определен-
ный эффект в ограничении влияния электроприемииков иа сеть вно-
сит технологическое управление их работой. При этом технологиче-
ский цикл каждого из иих разносят по времени, исключая таким
образом периоды совпадения режимов наибольших нагрузок. Это
способствует выравниванию результирующего графика нагрузки,
снижению размахов изменения реактивной мощности и, как след-
ствие, снижению колебаний напряжения и улучшению режимов
работы электроприемииков. Однако, как правило, этого бывает ие
достаточно. Основной эффект может быть достигнут за счет воздей-
ствия на параметры сети и параметры режима.
Для ограничения влияния резкоперемеииой нагрузки иа другие
восприимчивые к колебаниям напряжения электроприемиики необ-
ходимо разделять их по питанию (рис. 9.15, я). Для этого нагрузку
искажающую напряжение подключают либо к выделенному транс-
форматору, либо к ветви сдвоеииого реактора. Разновидностью пос-
леднего способа компенсации является подключение резкоперемен-
иой нагрузки к трансформатору с расщепленной обмоткой.
Эффект использования сдвоеииого реактора осиоваи иа том, что
коэффициент взаимоиндукции между обмотками сдвоеииого реактора
Км* 0, а падение напряжения в каждой секции = jXL(I}
AU} = jXjJJi. ~ где — индуктивное сопротивление секции
обмотки реактора; Км— коэффициент взаимоиндукции связи между
обмотками секций реактора. Падение напряжения за счет электро-
магнитной связи обмоток реактора снижается на 50—60 %.
Трансформаторы с расщепленной обмоткой позволяют подклю-
чать к одной ветви обмотки низшего напряжения резкоперемеииую
Рис. 9.15. Разделение питания спокойной (1) н рез-
коперемеинон (2) нагрузки:
а — сдвоенный реактор; б — трансформатор с расщеп-
ленной обмоткой
192
1
4
нагрузку, а к другой — спокойную. Связь между изменениями напря-
жения в обмотках определяется по выражению:
4-JC
~ Д У2д + £ ’ ,1
Лр
где — коэффициент расщепления, принимаемый равным 3,5 [9.12].
Другим способом компенсации параметров сети является сниже-
ние ее индуктивного сопротивления (рис. 9.16).
Такой способ особенно эффективен при больших токах нагрузки и
ее низком коэффициенте мощности. С этой целью в рассечку питаю-
щей линии (последовательно) включают конденсаторную батарею,
входящую основной составной частью в устройство продольной ком-
пенсации. Таким образом, сопротивление линии можно существенно
уменьшить и снизить потери напряжения в ней. Способ обладает
параметрическими свойствами и высоким быстродействием, при
этом ие требуются никакие средства управления. Такие УПК приме-
няются в коротких сетях, между сетевым и печным трансформато-
рами, питающими дуговую сталеплавильную печь.
Другим способом снижения размахов колебаний напряжения
является широко распространенный способ компенсации реактивной
мощности, потребляемой резкоперемеииой нагрузкой.
Реализуется этот способ с помощью конденсаторных батарей,
подключаемых параллельно к шииам нагрузки. Поскольку при
работе резкоперемеииой нагрузки иабросы реактивной мощности
достигают десятков и сотен мегавар в секунду, КБ должны быть обо-
рудованы средствами быстродействующего управления. Управляют
КБ, изменяя ее мощностью ступенчато. Плавное
регулирование мощности КБ практически нереа-
лизуемо. Для ступенчатого регулирования КБ
(рис. 9.17) собирают из нескольких секций, каж-
дая из которых управляется тиристорами.
Тем самым достигается высокое быстродей-
ствие (не более 20 мс) при отключении и включе-
нии секций, соизмеримое со скоростью изменения
реактивной мощности нагрузки, являющейся
параметром регулирования. Известно [9.13] и еще
одно существенное преимущество коммутации КБ
тиристорными выключателями. Оно состоит в
том, что включение КБ ие сопровождается сверх-
токами, значение которых тем меньше, чем
больше остаточное напряжение иа КБ. Отключе-
ние же батареи происходит без перенапряжений и
Не требует последующего разряда ее при повтор-
УПК
Рнс. 9.16. Сниже-
ние сопротивления
в короткой сети с
помощью УПК
7 - 3375
193
Рнс<9.17< Ступенчатое регулирование реактивной мощности КБ, управляемой
тиристорами:
а — принципиальная схема; б — регулировочная характеристика t ,
иом включении, что позволяет обеспечить быстродействующую ком- '
пеисацию резкоперемеииой реактивной мощности нагрузки Д£>н.
, При этом должно выполняться следующее условие: ~ Д(9Н -
- Д£ирм> где — результирующая реактивная мощность, потреб-
ляемая из сети; Д^ирм — регулируемая мощность ступени источ-
ника реактивной мощности (ИРМ), компенсирующая реактивную
мощность нагрузки Д£>н.
Эффективность компенсации колебаний напряжения тем выше,
чем ближе мощность подключаемой (отключаемой) ступени КБ
к мощности иаброса (сброса) реактивной мощности нагрузки. Оче-
видно, добиться точного совпадения здесь невозможно из-за того,
что мощность нагрузки изменяется быстро, ио плавно, а мощность ,
КБ ступенчато (рис. 9.18). Как видно из рисунка, подключение ИРМ
приводит к снижению размахов колебаний результирующей реактив-
ной мощности, ио увеличивает их частоту. При недостаточном быст-
родействии применение ИРМ может привести даже к увеличению
размахов колебаний. ? , ,r( ?,.и ,
Одиако выбором мощности ступеней, их закона регулирования и
зоны нечувствительности регулятора можно достичь желательного
результата. Под результатом следует понимать снижение размахов
изменения напряжения при такой их частоте, когда эти параметры ие
будут превосходить допустимых, нормируемых ГОСТ 13109—97.
Возможен и плавный способ изменения мощности компенсирую-
щей установки (рис. 9.19), которая для этого должна состоять из
параллельно включенных КБ и реактора.
Функции регулирования мощности могут быть возложены только
иа реактор с тиристорным управлением (ТРГ). Мощность реактора
в этом случае должна быть равна мощности КБ, что позволит регули-
ровать генерируемую мощность ИРМ от нуля до мощности КБ. Уст-
Рнс< 9.18. Ступенчатая компенсация реактивной мощности нагрузки
Рис. 9.19. Плавное регулирование реактивной мощности ИРМ с помощью ТРГ:
а — принципиальная схема; б — регулировочная характеристика
- Г.ГЦМ' J -
ройство в целом, приобретая положительные свойства за счет плав-
ного регулирования, удорожается за счет установки реактора. Еще
один недостаток такого компенсирующего устройства состоит в том,
что оио является источником высших гармоник тока, чего иет в регу-
лируемой тиристорами КБ. Источником высших гармоник тока, как
правило, следует считать и резкоперемеииую нагрузку. Для их ком-
пенсации применяют фильтры, которые хорошо компонуются иа базе
КБ. Поэтому для компенсации колебаний напряжения весьма эффек-
тивным средством следует считать управляемые тиристорами КБ
в составе фильтрокомпеисирующих устройств.
7*
195
9.7. Средства защиты от провалов напряжения
Одной из характеристик качества электроэнергии является провал
напряжения. Провал напряжения — это внезапное снижение напря-
жения ниже 0,9 номинального с последующим его восстановлением
до исходного или близкого к нему уровня. Глубина провала, равная
100%, соответствует кратковременному исчезновению напряжения.
Длительность провала может составлять от долей секунды до
нескольких десятков секунд. Очевидно, все электроприемиики так
или иначе восприимчивы к провалам напряжения. Большинство
видов электронной, компьютерной и телекоммуникационной аппара-
туры восприимчивы к провалам напряжения глубиной меиее 20—
30 % и длительностью 0,5—1 с.
Вместе с тем провалы напряжения присущи любой электрической
сети, поскольку их причиной могут быть как атмосферные явления,
например гроза, так и аварийные отключения или ошибки персонала.
Например, число провалов, вызванных ударом молнии в воздушную
линию электропередачи, может достигать от 1 до 6 на каждые 100 км
ее длины при 100 грозовых часах в году. В общем случае послед-
ствия этих явлений зависят от атмосферных характеристик региона,
состояния электрооборудования сети и, в частности, ее средств
защиты и автоматики, качества ее эксплуатации.
Провал напряжения, рождаясь в недрах сети как случайное собы-
тие, достигает зажимов электроприемииков с глубиной и длитель-
ностью, которые зависят от удаленности электроприемиика от точки
короткого замыкания и его вида, времени срабатывания защиты,
отключающей повреждение на линии. Восстановление напряжения
после провала наступает благодаря действию системы автоматиче-
ского повторного включения (АПВ), а при неуспешном АПВ, при
длительных провалах, благодаря устройствам автоматического ввода
резервного питания (АВР).
В настоящее время ввиду широкого внедрения компьютерных и
телекоммуникационных технологий сетевые средства защиты и авто-
матики ие в состоянии защитить это оборудование от провалов
напряжения. Сети, питающие такие технологические системы, тре-
буют абсолютно бесперебойного электроснабжения. В таких сетях
устанавливают источники бесперебойного питания, а при длитель-
ном исчезновении напряжения до нескольких десятков минут и
более, — дизель-геиераториые установки мощностью до нескольких
сотеи киловатт. Но применение таких дорогостоящих систем при
стоимости резервных источников (ИБП и ДГУ) выше 20 % стои-
мости защищаемого оборудования и информации ие рентабельно.
Практика последних лет показывает, что этим критерием редко поль-
зуются и руководствуются стоимостью ущерба, обусловленного
196
потерей информации, требованиями безопасности, сохранения здо-
ровья и жизни людей.
Учитывая совершенно случайный характер возникновения прова-
лов напряжения, ГОСТ 13109—97 устанавливает нормы по этому
показателю КЭ. В этом документе приводится только наибольшая
(30 с) длительность провала. Оиа определена как сумма возможного
времени срабатывания средств защиты и автоматики, установленных
в сетях и системе электроснабжения защищаемого объекта.
В виду значимости последствий, вызванных провалами напряже-
ния, информация о иих относительно определенных точек ЭЭС
совершенно необходима. Именно такая информация позволяет объек-
тивно выбрать методы и средства по предотвращению этих послед-
ствий. Правила устройства электроустановок для оценки требований
по условиям бесперебойного электроснабжения электроприемииков
исходят из категории надежности. Из ПУЭ следует, что речь идет об
условиях, при которых напряжение не должно исчезать, или такое
исчезновение возможно и допустимо. Очевидно, что провал напря-
жения ие ограничивается ни одной из трех предусмотренных ПУЭ
категорий. Более того, электросиабжающие организации, понимая
это и ссылаясь иа требования ГОСТ 13109—97, в технических усло-
виях иа присоединение нового потребителя указывают иа необходи-
мость установки в присоединяемой системе электроснабжения
устройств, исключающих провалы напряжения иа зажимах электро-
приемииков. При этом никакой информации о возможных провалах
на вводе СЭС ие указывается, поскольку электросиабжающая орга-
низация такой информацией ие располагает. Вместе с тем такая
информация необходима, форма ее представления приведена в ГОСТ
13109—97. Не располагая такой информацией, нельзя объективно
оценить последствия провалов напряжения и способов их предуп-
реждения.
Такую информацию можно получить несколькими способами:
• посредством длительных наблюдений с помощью средств
измерения;
• путем анализа записей о срабатывании защит, АПВ и АВР
в оперативных журналах диспетчерских служб различного иерархи-
ческого уровня;
• расчетами глубины и длительности провалов напряжения с
Учетом статистических сведений о грозовой деятельности в регионе.
197
9.8. Современные средства обеспечения КЭ . '•г
9,8.1. Системные средства обеспечения КЭ
Анализируя причины ухудшения КЭ и его источники, легко заме-
тить, что часть из них имеет системный характер, обусловленный
балансами активной и реактивной мощности. Другая же часть нахо-
дится в распределительной сети за шинами потребителя. Но ЭЭС
представляет собой единую и неделимую структуру. Поэтому источ-
ники ухудшения КЭ влияют в той или иной мере на всю систему, где
электрическая сеть является передаточным звеном. Следовательно,
электрооборудование независимо от того, кому оно принадлежит,
может быть подвержено влиянию такого КЭ, которое установилось
в данный момент в точке сети, где это оборудование присоединено.
Этот вывод относится и к устройствам, предназначенным оказы-
вать балансирующее или компенсирующее воздействие на показа-
тели КЭ. Другими словами, такие устройства должны функциониро-
вать в условиях совокупного воздействия всех параметров КЭ, кото-
рые обусловлены режимом системы в целом. Выбор типа устройств
всегда должен осуществляться по тому признаку или параметру,
который в данном узле представляется приоритетным. С другой сто-
роны, и сами устройства многофункциональны. Так, синхронные
генераторы воздействуют иа баланс активной и реактивной мощ-
ности, регулируя частоту и напряжение. Фильтрокомпеисирующие и
симметрирующие устройства ие только компенсируют высшие гар-
моники тока и токи обратной последовательности, ио и являются
источниками реактивной мощности иа основной частоте. Статиче-
ские быстродействующие устройства, которые конструируют иа базе
тиристоров и силовых транзисторов, обладают спектром многофунк-
циональных свойств, оказывающих влияние ие только иа установив-
шиеся режимы, ио и иа переходные процессы. К такого рода устрой-
ствам относятся накопители электроэнергии, способные кроме систем-
ных функций компенсировать колебания и провалы напряжения.
Давая общую характеристику средств обеспечения КЭ, следует
подчеркнуть определяющую роль общесистемных средств регулиро-
вания режима. Такие общеизвестные средства предназначены для
обеспечения статической и динамической устойчивости межсистем-
иых связей, увеличения пропускной способности электропередачи,
ограничения перенапряжений. Применение таких устройств направ-
лено иа предупреждение аварийных ситуаций или ограничение их
длительности и сокращение времени восстановления нормального
режима. Такие действия в полной мере согласуются с требованиями
ГОСТ 13109—97, который распространяется иа все режимы систем
электроснабжения, за исключением обусловленных форс-мажор-
ными обстоятельствами. Предельные и аварийные режимы учитыва-
ют *
ются при оценке КЭ, Возможность возникновения таких режимов
предусмотрена в ГОСТ 13109—97, а их допустимость нормируется
временем, в течение которого тот или иной ПКЭ находится в диапа-
зоне между нормально и предельно допустимыми значениями. Это
время ие должно превышать 5 % от 24 ч, или 72 мин. Таким образом,
системные средства регулирования режима следует рассматривать
как средства обеспечения КЭ.
Исходя из этих позиций, в табл. 9.2 в приоритетном порядке при-
ведены средства обеспечения КЭ по всем показателям, кроме перена-
пряжений и импульсов напряжения, иа которые в ГОСТ 13109—97
ие введены нормированные значения. Эти процессы корректируются
ограничителями перенапряжений и разрядниками, ставшими уже
штатными средствами, применяемыми в зависимости от класса изо-
ляции электрооборудования.
Некоторые средства обеспечения КЭ, указанные в таблице,
хорошо известны и широко применяются. В таблице также выделены
новые и перспективные устройства, создаваемые иа базе преобразо-
вательной техники нового поколения иа полностью управляемых
тиристорах и транзисторах, а также новейших технологий в области
высокотемпературной сверхпроводимости и микропроцессорных
систем автоматического управления и регулирования.
Накопители электроэнергии (НЭЭ) являются средствами быст-
родействующего воздействия иа баланс активной и реактивной мощ-
ности (рис. 9.20). Благодаря тому что управление НЭЭ осуществля-
ется полностью управляемыми тиристорами, накопители способны
выдавать и потреблять активную и реактивную мощность. Таким
образом, НЭЭ воздействуют иа частоту и напряжение. Основными
элементами этих устройств являются преобразователь и индуктив-
ный или емкостной накопитель. . . в .< 1-
199
Средств 4,-' , •: , , а обеспечения качества электроэнергии Таблица 9.2
По отклоне- По колеба- По несикусо- По несиммет- По прова-
По частоте нию напряже- ниям напряже- идальности рии напряже- лам напря.
¥ ния ДСу ния 5Ц, А/ напряжения ния Кги, Kqu жения Ы! пр
Синхрон- Синхрон- Статические Фильтроком- Симметриро- Средства
ные генера- ные генера- тиристор- пенсирую- вание нагруз- защиты и
торы и их торы и их ные компен- щие устрой- ки по фазам автома-
турбины система воз- саторы ства, резонан- тики
(СГ) буждения (СТК) сные фильтры (АПВ,
(СГ) АС (ФКУ) АВР)
Вставки и Статиче- Сдвоенные Многофаз- Симметриру- Источ-
передачи ские тирис- реакторы и ные схемы ющие уст- ники бес-
постоян- торные ком- трансформа- преобразова- ройства (СУ) перебой-
ного тока пенсаторы торы с рас- ния в инвер- на базе кон- ного
(ВПТ и (СТК) щепленной торах и вы- денсаторов и питания
ППТ) обмоткой прямителях реакторов (ИБП)
Накопи- Синхрон- Устройства Активные Транспози- Дизель-
тели индук- ные компен- продольной фильтры (АФ) ция линей- гене ра-
тивные и саторы (СК) компенса- ных прово- торные
емкостные ции (ТУПК) дов ВЛ уста-
(СПИНЭ, новки
СТАТКОМ) (ДГУ)
Источники Устройства Накопители Средства кон- Средства кон- • Средства
беспере- продольной индуктив- троля каче- троля каче- контроля
бойного компенса- ные и емко- ства электро- ства электро- качества
питания ции (ТУПК) стные энергии (СИ энергии (СИ электро-
(ИБП) (СПИНЭ, ПКЭ) ПКЭ) энергии
СТАТКОМ) (СИ ПКЭ)
Средства Накопители Средства
контроля индуктив- контроля
качества ные и ем- качества
электро- костные электроэнер-
энергии (СПИНЭ, гии (СИ
(СИ ПКЭ) СТАТКОМ) ПКЭ)
Управляе-
мые подмаг-
ничива-
— нием шун- — — — —
тирующие . Г ', •
реакторы ' i
(УШР)
Примечание. ВПТ, ППТ — вставки и передачи постоянного тока; СПИНЭ —
сверхпроводящий индуктивный накопитель энергии; СТАТКОМ — статический
компенсатор; ИБП — источник бесперебойного питания; СИ ПКЭ — средства измерения
ПКЭ; АПВ — автоматика повторного включения; АВР — автоматика ввода резервного
питания.
Ж
Другое устройство, работающее в режиме источника реактивной
мощности (СТАТКОМ) и управляемое преобразователем, представ-
ляет собой инвертор напряжения, ведомый сетью, с конденсаторной
батареей в качестве накопителя на стороне постоянного тока
(рис. 9.21).
Устройства, сочетающие в себе функции НЭЭ и СТАТКОМ, полу-
чили в зарубежной практике названия DVR (Dynamic Voltage
Restorer) и PC (Power Conditioner). Эти устройства как многофункци-
ональные могут применяться в системах электроснабжения мощных
промышленных предприятий для компенсации колебаний напряже-
ния, реактивной мощности нагрузки, высших гармоник тока в сети,
провалов напряжения.
Устройство продольной компенсации (ТУПК) представляет
собой конденсаторную батарею, включаемую последовательно
в линию электропередачи, и тиристорно-реакторную группу (ТРГ),
присоединяемую параллельно КБ. Управляя углом включения тирис-
торов, можно изменять эквивалентное сопротивление ТРГ и УПК,
компенсируя таким образом сопротивление линии и падение напря-
жения в ней (рис. 9.22).
Управляемый подмагничиванием шунтирующий реактор
(УШР) предназначен для плавного регулирования реактивной мощ-
ности. В сочетании с конденсаторной батареей с помощью УШР
можно обеспечить потребление и генерирование реактивной мощ-
ности. В отличне от реакторов с тиристорным управлением УШР
практически не генерирует высших гармоник тока, обладая при этом
достаточно высоким быстродействием. Управляемые подмагничива-
нием шунтирующие реакторы применяются в сетях напряжением 10,
35, ПО, 220 и 500 кВ (рис. 9.23).
VS4 VD4 ¥S6 VD6 VS2 ¥D2
' VS1 VD1 VS3 VD3 VS5 VD5
Рис. 9.21, Принципиальная схема СТАТКОМ
201
Т - ' t
Рис. 9.22. Тиристорное устройство иро№
дольной компенсации >
• • . " . . ' г "Л ' । .
Рис. 9.23. Управляемый подмагничива-
нием шунтирующий реактор:
СО, КО, ОУ — обмотки сетевая, компенса-
ционная и управления
Рис. 9.24. Схема параллельного подключения активного фильтра к линии пита-
ния искажающей нагрузки
Активные фильтры (АФ) в отличие от резонансных 1С-филь-
тров (пассивных) компенсируют не отдельные гармоники тока, а
«выравнивают» кривую несинусоидального тока. Схемы АФ постро-
202
ены на силовых транзисторах. Благодаря такому принципу АФ ком-
пенсируют и ток обратной последовательности, и ток, потребляемый
резкопеременной нагрузкой. Такие фильтры эффективны не только
при компенсации токов, потребляемых нагрузкой, но и при обеспече-
нии КЭ в сети при провалах напряжения и перенапряжениях, несину-
соидальности и несимметрии напряжения (рис. 9.24). < >»i -
9.8.2. Средства обеспечения КЭ индивидуального пользования
Система бесперебойного электроснабжения (СБЭ) является пос-
ледним «рубежом обороны» в борьбе за качество и надежность элек-
троснабжения компьютерных и телекоммуникационных средств.
В общей массе нагрузок СБЭ можно выделить так называемые «кри-
тические» электроприемники, которые нуждаются в дополнительном
резервировании питания. К таким электроприемникам относятся,
например, файл-серверы, средства связи и телекоммуникаций, сис-
темы безопасности.
Система бесперебойного электроснабжения представляет собой
электроустановку, которая предназначена для автономного питания
электроприемников в случаях отключения (нарушения) электроснаб-
жения от основных источников. Время автономной работы СБЭ
выбирается из расчета завершения работы резервируемых систем без
потери информации и повреждений оборудования. Минимального
(базового) времени автономной работы СБЭ всегда достаточно на
время запуска резервного источника электроснабжения, например
дизель-генераторной установки (ДГУ).
При двустороннем питании оборудования предусмотрено наличие
двух блоков питания, которые подключаются к разным источникам
электроснабжения. Такой вид резервирования называется технологи-
ческим и на принципиальную схему СБЭ не влияет.
Основу СБЭ составляют источники бесперебойного питания раз-
личных мощностей и конструкций, предназначенные для обеспече-
ния резервирования питания. Некоторые ИБП в нормальном режиме
обеспечивают качество электроэнергии на входе электроприемников.
Укрупненными технико-экономическими показателями СБЭ явля-
ются установленная мощность, избыточная мощность на случай
отказа части ИБП и время автономной работы.
Установленная мощность зависит от расчетной мощности (мощ-
ности нагрузки) и степени избыточного резервирования. Избыточное
резервирование может достигать 100 %. Такая СБЭ наименее эконо-
мична, так как представляет собой схему из одного рабочего и одного
резервного ИБП. В настоящее время более широкое распространение
получили схемы, где резервируется только часть мощности ИБП
203
(принцип N + 1). В этих схемах при отказе одного из работающих
ИБП в работу вступает резервный. Как правило, это схемы с так
называемым «горячим резервом», где резервный ИБП находится под
нагрузкой. Возможны случаи построения СБЭ без избыточного
резервирования, но они менее предпочтительны. Время автономной
работы на номинальную нагрузку определяется емкостью аккумуля-
торных батарей.
Источник бесперебойного питания — статическое устройство,
предназначенное для резервирования электроснабжения электропри-
емников за счет энергии, накопленной в аккумуляторной батарее,
и обеспечения КЭ у защищаемых электроприемииков. Известны
также ИБП, выполненные на основе вращающихся машин, с накопи-
телями энергии на основе маховиков и статические ИБП с накопите-
лями на основе аномальных конденсаторов большой емкости.
В научно-технической литературе также применяется термин «агре-
гат бесперебойного питания» (АБП), но наиболее употребителен тер-
мин «источник бесперебойного питания».
Источники бесперебойного питания классифицируются по двум
основным показателям — мощности и типу ИБП. Классификация
ИБП по мощности приведена в новом стандарта IEC 62040
«Uninterruptible power systems (UPS)», где предложена трехступенча-
тая классификация. Чтобы не нарушать сложившейся преемствен-
ности, ниже дана классификация ИБП по традиционным показателям
и IEC 62040-3. i ' ;
Классификация по мощности и типу ИБП [9.14]. К ИБП малой
мощности относятся устройства, предназначенные для непосред-
ственного подключения к защищаемому оборудованию и питающи-
еся от электрической сети через штепсельные розетки. Данные уст-
ройства изготовляются в настольном, реже напольном исполнении,
а также в исполнении, предназначенном для установки в стойку. Как
правило, эти устройства выпускаются в диапазоне мощностей от 250
до 3 000 В • А.
К ИБП средней мощности относятся устройства, питающие защи-
щаемое оборудование либо от встроенного блока розеток, либо под-
ключаемые к групповой розеточной сети, выделенной для питания
защищаемых электроприемииков. К питающей сети эти ИБП под-
ключаются кабелем от распределительного щита через защитно-ком-
мутационный аппарат. Такие ИБП изготовляются в исполнении,
предназначенном для размещения в специальных электромашинных
помещениях. Как правило, эти устройства выпускаются в напольном
исполнении или предназначены для установки в стойку. Мощность
таких ИБП составляет от 3 до 40 кВ • А.
204
К ИБП большой мощности относятся устройства, подключаемые
к питающей сети кабелем от распределительного щита через
защитно-коммутационные аппараты и питающие защищаемое обору-
дование через выделенную групповую розеточную сеть. Такие ИБП
имеют напольное исполнение для размещения в специальных элект-
ромашинных помещениях. Типичный диапазон мощностей таких
ИБП составляет от 10 до 800 кВ • А. Параллельные системы ИБП и
энергетические массивы, о которых будет сказано ниже, могут иметь
мощности до нескольких тысяч киловольт-ампер, но это уже характе-
ристики системы, а не единичного ИБП или силового модуля энерге-
тического массива.
По принципу устройства ИБП можно отнести к двум типам: *
• источники бесперебойного питания с режимом работы off-line
(off-line UPS), или независимые от питающей сети. В таких СБЭ
питание нагрузки осуществляется от питающей сети. При отключе-
нии питания или отклонении напряжения от допустимого значения
нагрузка переключается на внутреннюю резервную схему от ИБП.
Время переключения обычно составляет 4—12 мс, что вполне доста-
точно для большинства технических средств с импульсными блоками
питания;
• источники бесперебойного питания с режимом работы on-line
(on-line UPS), постоянно работающие на нагрузку. Такие ИБП пред-
назначены для обеспечения КЭ при его нарушениях в питающей сети
и фильтрации помех, приходящих из питающей сети.
В дополнение к этим основным типам в отдельную группу выде-
ляют ИБП с режимом работы line-interactive (line-interactive UPS).
Режим их работы в значительной степени схож с режимом работы
ИБП off-line. Они снабжены так называемым «бустером» — устрой-
ством ступенчатой стабилизации напряжения. Время переключения
их на работу от АБ — 2—4 мс. Различие между off-line и line-
interactive фактически стерлось, поскольку появились модели off-line
с возможностью регулирования напряжения в нормальном режиме
с помощью введенного в схему бустера. Единственное, что различает
эти типы ИБП, — это форма выходного напряжения в автономном
режиме. В режиме off-line эта форма может быть прямоугольной,
ступенчатой или трапецеидальной (рис. 9.25). Line-interactive UPS
имеет синусоидальное выходное напряжение. Для питания техниче-
ских средств с импульсными блоками питания форма выходного
напряжения ИБП значения не имеет.
Существуют упрощенные схемы ИБП, формирующие выходное
напряжение прямоугольной формы с бестоковыми паузами (см.
Рис. 9.25, а). Более совершенные схемы позволяют формировать
напряжение, близкое к синусоидальной форме — аппроксимирова-
205
в)
Рис. 9.25. Форма выходного
напряжения ИБП при работе от
аккумуляторов:
а — ступенчатая; б — аппроксими-
рованная синусоида; в — синусои-
дальная
!!
ное ступенями (см. рнс. 9.25, б). Оба
типа таких схем характерны для ИБП
малой мощности и пригодны для
работы с импульсными блоками пита-
ния. Источники бесперебойного пита-
ния типов on-line и line-interactive фор-
мируют напряжение синусоидальной
формы (см. рис. 9.25, в) с низким
содержанием гармоник (как правило,
коэффициент искажения синусоидальной
формы кривой напряжения Kv< 3 %).
Такие ИБП благодаря схеме выходного
инвертора пригодны для питания всех
типов нагрузок — от импульсных бло-
ков питания до двигателей. Как пра-
вило, форма выходного напряжения
инвертора и Ку указываются в ката-
ложных данных ИБП.
Следует иметь в виду, что, несмот-
ря на ступенчатое регулирование на-
пряжения, ИБП типов line-interactive и
off-line при нормальной работе факти-
чески питают нагрузку непосредствен-
но от сети, дополнительно осуществляя фильтрацию высокочастот-
ных помех.
Типичный диапазон мощностей ИБП типов off-line и line-
interactive от 250 В ' А до 3—5 кВ • А.
Источники бесперебойного питания с режимом работы on-line
выпускаются нескольких типов. По принципам преобразования энер-
гии их можно разделить на четыре типа: одиночное, феррорезонан-
сное, двойное и дельта-преобразование.
Источники бесперебойного питания с принципом одиночного
преобразования и феррорезонансные ИБП в настоящее время широ-
кого распространения не имеют.
Не вдаваясь в подробности схемотехники этих двух типов, отме-
тим только, что схема ИБП с дельта-преобразованием основана на
применении так называемых дельта-трансформаторов. Схема ИБП с
дельта-преобразованием постоянно отслеживает изменения нагрузки
и искажения входного напряжения. Источник бесперебойного пита-
ния формирует выходную синусоиду, обеспечивая коррекцию откло-
нений формы входного напряжения, а также обеспечивает питание
нагрузки от батарей при работе ИБП в автономном режиме. Благо-
даря такой схеме обеспечивается возможность плавной загрузки
входной сети при переходе из автономного режима работы от батарей
206 ‘
к работе от сети (режим on-line), а также высокая перегрузочная спо-
собность — до 200 % в течение 1 мнн.
При загрузке ИБП данного типа на 100 % номинальной мощности
коэффициент полезного действия составляет 96,5 %. Однако высокие
показатели данный тип ИБП обеспечивает при следующих условиях:
отсутствии отклонений и искажений напряжения в питающей сети,
нагрузке ИБП, близкой к номинальной и являющейся линейной.
В реальных условиях показатели данного типа ИБП (КПД составляет
90,8 — 93,5 %) приближаются к показателям ИБП с двойным преоб-
разованием, рассмотренным ниже. Реальное достижение высоких
заявленных значений КПД ИБП с дельта-преобразованием возможно
при широком внедрении импульсных блоков питания с коррекцией
коэффициента мощности. Это означает, что нагрузка приобретает
преимущественно активный характер и создаются условия для про-
явления высоких энергетических характеристик. В последнее время
коэффициент мощности новых блоков питания достиг значений
0,92—0,97.
Другим достоинством ИБП с дельта-преобразованием является
высокий коэффициент мощности самого устройства, близкий к 1.
Это облегчает совместную работу ИБП и ДГУ. На основе ИБП
с дельта-преобразованием строятся мощные централизованные СБЭ
с избыточным резервированием. Естественно, возможны также
схемы с единичными ИБП. Диапазон мощностей ИБП этого типа
10—480 кВ • А. Возможно параллельное объединение до восьми уст-
ройств ИБП для работы на общую нагрузку в одной СБЭ. Данный
тип ИБП является основной альтернативой типу ИБП с двойным пре-
образованием, который распространен наиболее широко.
Часто в качестве синонима двойного преобразования употреб-
ляют on-line. Это не вполне верно, так как к группе ИБП типа on-line
относятся и другие схемы ИБП. В ИБП этого типа вся потребляемая
энергия поступает на выпрямитель и преобразуется в энергию посто-
янного тока, а затем инвертором преобразуется в энергию перемен-
ного тока. Одновременно осуществляется подзаряд АБ. При пере-
ходе в автономный режим источником энергии становится АБ,
которая все время «дежурит» на входе инвертора (рис. 9.26).
Обязательным элементом схемы ИБП большой и средней мощ-
ности, независимо от типа, является байпас (bypass) — устройство
обходного пути (см. рис. 9.26). Это устройство предназначено для
непосредственной связи входа и выхода ИБП, минуя схему резерви-
рования питания. Байпас представляет собой комбинированное элек-
тронно-механическое устройство, состоящее из статического (тири-
сторного) ключа и ручного (механического) выключателя, что
207
Байпас
, . ... Рис. 9.26. Схема ИБП с двойным преобразованием
позволяет произвести перевод нагрузки с инвертора на байпас и
обратно «без разрыва синусоиды».
Байпас позволяет осуществлять следующие функции: !,
• включение (отключение) ИБП при проведении ремонтов йк
регулировок без отключения питания электроприемников;
• перевод нагрузки с инвертора на байпас при возникновении
перегрузок и коротких замыканий на выходе источника бесперебой-
ного питания;
• перевод нагрузки с инвертора на байпас при удовлетворитель-
ном КЭ в питающей сети для снижения потерь электроэнергии
в ИБП (экономичный режим работы).
Технология двойного преобразования отработана и успешно при-
меняется свыше 20 лет, однако ей присущи следующие недостатки:
• ИБП являются причиной негармонических искажений тока
в электрической сети;
• ИБП имеют значительные потери мощности, так как принци-’
пом получения выходного переменного тока является двойное преоб-
разование сначала в энергию постоянного тока, а затем в энергию
переменного тока. Обычно до 10% энергии теряется в процессе
такого двойного преобразования.
Первый недостаток устраняется за счет применения дополнитель-
ных устройств (входных фильтров, 12-пульсных выпрямителей,
оптимизаторов — бустеров), а второй принципиально не устраним
(у лучших образцов ИБП большой мощности КПД не превышает
93 %). Современные ИБП двойного преобразования оборудуются
фильтрами гармоник и устройствами коррекции коэффициента мощ-
ности. Эти устройства входят либо в базовый комплект ИБП, либо
применяются дополнительно и позволяют разрешить проблему сни-
жения гармонических искажений до 3 % и повысить коэффициент
мощности в экономичном режиме до 0,98.
ЭД8
Для повышения КПД применяется комбинированная схема функ-
ционирования ИБП, суть которой заключается в следующем. Если
диапазон напряжения внешней сети не выходит за пределы ±(6—
10)%, ИБП работает в экономичном режиме, питая нагрузку через
статический байпас. При выходе напряжения сети из этого диапазона
ИБП в течение 2—4 мс переходит в режим on-line. При работе ИБП
в системе электроснабжения, показатели качества электроэнергии
которой не ниже значений, приведенных в ГОСТ 13109—97, эта тех-
нология дает существенное снижение потерь электроэнергии. Все
потери электроэнергии в экономичном режиме образуются за счет
потерь в проводниках и тиристорах статического байпаса. Однако эта
схема имеет следующие недостатки:
• при применении таких ИБП в качестве централизованных
в двухуровневой схеме СБЭ диапазон напряжения, в котором осу-
ществляется работа в экономичном режиме, должен быть меньше
диапазона напряжения ИБП второго уровня до перехода на питание
от батарей, чтобы не вызвать перехода ИБП второго уровня в авто-
номный режим;
• при работе в экономичном режиме ИБП не защищает входную
сеть от высших гармоник тока, вызываемых работой преобразовате-
лей ИБП и его нагрузкой с импульсными блоками питания. Этот
недостаток приводит к необходимости увеличения сечения нулевого
проводника на входе ИБП и значительного увеличения мощности
ДГУ. Поэтому при работе ИБП с ДГУ соизмеримой мощности сле-
дует средствами конфигурирования ИБП исключать экономичный
режим работы.
Источники бесперебойного питания классифицируются также по
количеству фаз на его входе и выходе. Существуют схемы ИБП 1:1,
3:1 и 3:3. Это означает:
• 1:1 —однофазный вход, однофазный выход;
• 3:1 —трехфазный вход, однофазный выход;
• 3:3 — трехфазный вход, трехфазный выход.
Схемы 1:1 и 3:1 целесообразно применять при мощностях
нагрузки до 30 кВ • А, при этом не требуется симметрирования,
а мощность инвертора используется рационально. Следует иметь
в виду, что (байпас) в таких схемах является однофазным устрой-
ством и при переходе ИБП с инвертора на байпас для входной сети
ИБП по схеме 3:1 становится несимметричным устройством,
подобно ИБП 1:1.
209
Список литературы к гл. 9
9.1. Веников В.А., Идельчик В.И., Лисеев М.С. Регулирование напряжения
в электроэнергетических системах. М.: Энергоатомиздат, 1985.
9.2. Маркушевич Н.С., Солдаткина Л.А. Качество напряжения в городских
электрических сетях / Под ред. Н.А. Мельникова. — 2-е изд., перераб. и доп. М.:
Энергия, 1975.
9.3. Данцис Я<Б„ Жилов Г.М, Емкостная компенсация реактивных нагрузок
мощных токоприемников промышленных предприятий. Л.: Энергия, 1980,
9.4. Поссе А.В. Схемы и режимы электропередач постоянного тока. М.;
Энергия, 1973.
9.5. Ивакин В.Н., Сысоева Н.Г., Худяков В.В. Передачи и вставки постоян-
ного тока и статические тиристорные компенсаторы / Под ред. В.В. Худякова. М.:
Энергоатомиздат, 1993.
9.6. Иванов В.С., Соколов В.И. Режимы потребления и качество электро-
энергии систем электроснабжения промышленных предприятий. М.‘. Энерго-
атомиздат, 1987.
9.7. Эффективность использования многофазных схем преобразователей
для обеспечения качества электроэнергии / И.И. Карташев, В.Н. Тульский,
р.Г. Шамонов и др. // Электро. 2003. № 5.
9.8. Фишлер Я.Л. Трансформаторное оборудование для преобразовательных
установок. М.: Энергоатомиздат, 1989.
9.9. Повышение эффективности использования электроэнергии в системах
электротехнологии / Б.П. Борисов, Г.Я, Вагин, А.К. Шидловский и др. Киев: Нау-
кова думка, 1990.
9.10. Электрические системы. Т. 2. Электрические сети / Под ред. В.А. Ве-
никова. М.; Высш, шх., 1971.
9.11. Жежеленко И.В. Высшие гармоники в системах электроснабжения
промышленных предприятий. М.: Энергоатомиздат, 2004.
9.12. Железко Ю.С. Компенсация реактивной мощности и повышение каче-
ства электроэнергии. М.: Энергоатомиздат, 1985.
9.13. Статические источники реактивной мощности в электрических сетях /
В.А. Веников, Л.А. Жуков, И.И. Карташев, Ю.П. Рыжов. М.: Энергоатомиздат,
1975.
9.14. Воробьев А.Ю. Классификация ИБП // LAN Журн. сетевых решений.
2003.№ 10. ю . 1 -и ' г» > .
• {. . и I' «а . 1 • । и;
. (L '<.! i- . . - •!, ‘ft,. 1 -
• г I. J , ' . •'*'''<* >
• । . < ' । : • jl ... 1 • ч<- i;5l ’ -I
! -V,- г , • -
j 9*’ • : .Ш / . i”; •'
Глава десятая
ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ПОСТРОЕНИЯ
СИСТЕМЫ КОНТРОЛЯ, АНАЛИЗА И УПРАВЛЕНИЯ
КАЧЕСТВОМ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Показатели качества электроэнергии в электрической сети опре-
деляют степень искажения напряжения сети за счет кондуктивных
помех, вносимых электрооборудованием, установленным в энерго-
снабжающей организации и у потребителей. Часть ПКЭ характери-
зуют установившиеся режимы работы электрооборудования энерго-
снабжающей организации и потребителей и позволяют количест-
венно оценить КЭ, особенности технологического процесса произ-
водства, передачи, распределения и потребления электроэнергии.
Другая часть ПКЭ характеризует кратковременные помехи, возника-
ющие в электрической сети в результате коммутационных процессов,
грозовых атмосферных явлений, работы средств защиты и автома-
тики и т.п. Для количественной оценки этих ПКЭ должны измеряться
амплитуда, длительность, частость и другие характеристики, уста-
новленные, но не нормируемые стандартами. Статистическая обра-
ботка этих данных позволяет рассчитать обобщенные показатели,
например вероятность появления кратковременных помех в электри-
ческой сети.
При построении системы контроля, анализа и управления КЭ и
выборе мест установки средств измерения следует исходить из реше-
ния главной задачи — обеспечения КЭ в электрической системе в
целом. Только в этом случае можно рассчитывать на экономический
эффект, который может быть достигнут за счет снижения потерь
электроэнергии и исключения материального ущерба, обеспечения
электромагнитной совместимости технических средств в системе
электроснабжения.
Поставленную задачу целесообразно рассматривать в методиче-
ском, техническом и организационном аспектах с учетом технологии
производства, передачи, распределения и потребления электроэнер-
гии и установившихся административно-хозяйственных связей меж-
ду субъектами оптового рынка электроэнергии и мощности (см.
рис. 9.1; табл. 10.1).
Поскольку управление КЭ направлено на решение технологиче-
ских задач, им и следует отдать предпочтение, возложив обязанности
по их реализации на субъектов оптового рынка. Именно этому прин-
ципу отвечают «Технологические правила оптового рынка электро-
энергии».
Ж
Таблица 10.1
Структура н задачи управления качеством электроэнергии
Методическое обеспечение Техническое обеспечение Организационное обеспечение
Нормирование ПКЭ: ГОСТ 13109—97, Технический регламент об электромагнитной совме- стимости технических средств На этапе проектирования с учетом состава и режимов рабо- ты электроприемииков, влияю- щих на КЭ и восприимчивых к его ухудшению Подготовка персонала
Методы контроля и ана- лиза КЭ: РД 153-34.0-15.502-2000 (2002): методы расчета ПКЭ; методы измерения ПКЭ; методы определения до- пустимого вклада в уро- вень ПКЭ в ТОП; методы определения фак- тического вклада в уро- вень ПКЭ в ТОП Средства обеспечения КЭ и их технико-экономическое обосно- вание: выбор схемы электроснабжения; регуляторы частоты и актив- ной мощности; регуляторы напряжения и ре- активной мощности; фильтрокомпеисирующие уст- ройства; симметрирующие устройства; средства компенсации колеба- ний напряжения Организация надзора за выполнением законода- тельных, правовых и нормативных требова- ний
Аналитические методы расчета ПКЭ для СЭС в целом: отклонения напряжения; несинусоидальность на- пряжения и тока; несимметрия напряже- ний и токов; колебания напряжения; провалы напряжения Средства ограничения и защи- ты от кратковременных помех: средства защиты и автоматики; источники бесперебойного пи- тания; молниезащита; ограничители перенапряжений • i.'.. •>. -чл : •. Организация управле- ния КЭ в рамках субъ- ектов оптового рынка электроэнергии: закон РФ «Об электро- энергетике»; закон РФ «О техниче- ском регулировании»; Правила устройства элек- троустановок; Правила технической эксплуатации электро- установок потребителей
Методы коммерческого учета КЭ (неустойки) за нарушение требований ГОСТ и договорных ус- ловий В процессе эксплуатации на ба- зе средств измерения ПКЭ и вспомогательных параметров электрической энергии: сертификация электроэнергии; применение автоматизирован- ных средств контроля и учета КЭ; периодический контроль КЭ; коммерческий контроль КЭ; коррекция ПКЭ при изменени- ях в схеме электроснабжения или в составе нагрузки Организация служб обес- печения КЭ: испытательные лабора- тории; заключение договоров энергоснабжения; обработка и учет ре- зультатов контроля и анализа КЭ
212
10.1. Технические мероприятия
Технические мероприятия, которые необходимо проводить для
обеспечения КЭ, включают в себя следующие этапы: проведение
измерений; определение показателей КЭ, по которым не выполня-
ются требования стандартов, технических условий, договорных обя-
зательств; проведение расчетов режимов; анализ КЭ и определение
причин ухудшения КЭ; выбор метода обеспечения КЭ; выбор сред-
ства обеспечения КЭ; проведение технико-экономического сравне-
ния выбранных методов и средств; проектирование, производство и
испытания средств; проведение пусконаладочных работ; ввод в экс-
плуатацию; проведение контроля КЭ.
10.2. Функции технологических объектов ЭЭС
Электростанции. Оборудование ТЭЦ и ГРЭС не должно вносить
искажений напряжения. Задача их состоит в том, чтобы обеспечивать
поддержание частоты и напряжения в пределах, установленных
ГОСТ 13109—97. Качество выполнения этих функций определяется
балансом активной и реактивной мощности на шинах электростан-
ций и по ЭЭС. Долевое участие каждой ЭС в балансе мощности зада-
ется и контролируется диспетчерскими службами ЭЭС (системным
оператором).
Контроль отклонений частоты и напряжения на шинах ЭС в соче-
тании с контролем отклонений от заданного режима по активной и
реактивной мощности должен рассматриваться как обязательное
условие для объективной оценки участия конкретной ЭС в обеспече-
нии КЭ. Что касается других ПКЭ, установленных ГОСТ 13109—97,
то можно с достаточной уверенностью считать, что на шинах ЭС они
всегда будут оставаться в пределах нормы. Однако не исключается
возможность проникновения токов высших гармоник и обратных
последовательностей из сети в электрооборудование ЭС, что оказы-
вает отрицательное воздействие на это оборудование. В этом случае
ЭС может рассматриваться как объект, испытывающий отрицатель-
ное воздействие искажающих факторов на электрооборудование
даже при условии, что ПКЭ не превышают допустимых значений.
Совокупное воздействие нескольких факторов (например, несинусо-
идальность и несимметрия), каждый из которых находится в преде-
лах нормы, может привести к значимым отрицательным послед-
ствиям для оборудования ЭС. Поэтому измерение ПКЭ на шинах ЭС
следует проводить во всей их совокупности, включая токи высших
гармоник н токи обратной последовательности.
213
Потребители. Чаще всего причиной, вызывающей несинусои-
дальность, несимметрию, колебания и отклонения напряжения, явля-
ется потребитель, а точнее, тот или иной вид электроприемника.
Характеристика ЭП должна отвечать требованиям определенного
технологического процесса в промышленности, на транспорте,
в коммунально-бытовом секторе. Некоторые ЭП вносят искажения
в установившихся режимах работы, некоторые только в пусковых и
регулируемых режимах. Потребитель может быть источником иска-
жений по нескольким ПКЭ, при этом количество и местоположение
таких потребителей в схеме ЭЭС, как правило, известно очень при-
близительно, а уровень вносимых ими искажений при отсутствии
системы постоянного контроля практически неизвестен.
Потребитель является конечным звеном технологического про-
цесса. Его функции в части управления КЭ заключаются в техниче-
ском и организационном обеспечении, предусмотренном Правилами
технической эксплуатации электроустановок потребителей и Прави-
лами учета электроэнергии. .
Электрические сети. Немаловажным фактором, влияющим на
КЭ в ЭЭС, является растекание искажающих токов по электрической
сети в зависимости от ее схемы, частотных характеристик и т.п. При
этом искажающие токи суммируются в узлах сети, а искажение
напряжения в центре питания определяется как результат действия
нескольких виновников ухудшения КЭ.
Сеть может быть прямым виновником провалов напряжения,
импульсов и временных перенапряжений. Чем меньше глубина, дли-
тельность и частость провалов напряжения, тем выше уровень
надежности электроснабжения. •»
Федеральная сетевая компания часто может выступать в роли пос-
тавщика электроэнергии, и тогда ее обязательства по регулированию
напряжения определяются требованиями ПУЭ, а в целом по КЭ —
Гражданским кодексом РФ и Правилами учета электроэнергии.
Таким образом, функционирование электрической сети Федеральной
сетевой компании, являющейся поставщиком электроэнергии, свя-
зано с обеспечением технических и организационных мероприятий
для управления КЭ.
Измерения ПКЭ. Для контроля и анализа КЭ должны прово-
диться измерения ПКЭ. Целями измерений являются контроль
выполнения требований ГОСТ 13109—97 и условий договора на
пользование электроэнергией между энергоснабжающей организа-
цией и потребителем, разработка технических условий на присоеди-
нение потребителя в части КЭ, определение допустимого и факти-
ческого вклада потребителя в ухудшение КЭ, разработка
методических, технических и организационных мероприятий по
214
обеспечению КЭ, определение неустоек к тарифам на электроэнер-
гию за ее качество, сертификация электроэнергии.
Измерения ПКЭ осуществляют с целью диагностического и тех-
нологического контроля, а также коммерческого учета.
Диагностический контроль (ДК) необходим для получения
информации о ПКЭ в исследуемой электрической сети и определе-
ния виновника ухудшения КЭ. Конечной целью ДК является сбор
информации для анализа КЭ. Во время диагностического контроля
проводят кратковременные (не более одной недели) измерения ПКЭ.
При ДК следует измерять нормируемые и не нормируемые
ГОСТ 13109—97 ПКЭ, а также токи, их гармонические и симметрич-
ные составляющие и соответствующие им потоки мощности (см.
табл. 7.1).
Технологический контроль (ТК) проводится в условиях эксплуата-
ции в точках электрической сети, где имеются искажения напряже-
ния, которые в ближайшей перспективе не могут быть устранены.
Технологический контроль необходимо осуществлять прежде всего
в точках присоединения тяговых подстанций железнодорожного и
городского электрифицированного транспорта, металлургических и
машиностроительных предприятий. Результаты ТК должны посту-
пать по каналам связи на диспетчерские пункты электрических сетей
и СЭС промышленных предприятий.
Коммерческий учет (КУ) как форма контроля КЭ предусматрива-
ется в качестве средства экономического воздействия на виновника
ухудшения КЭ. Его правовое и методическое обеспечение должно
быть обосновано нормативными документами. В результате КУ
определяются неустойки к тарифам на электроэнергию за ее каче-
ство. Коммерческий учет должен непрерывно осуществляться в точ-
ках учета потребляемой электроэнергии. -п,-11 ,
Трудности, возникающие при решении задачи нормализации КЭ,
связаны с недостатком информации о потенциальных виновниках
ухудшения КЭ. Недостаток информации может и должен быть вос-
полнен на этапах выдачи технических условий на присоединение
потребителей и заключении договоров энергоснабжения. Анализ
этих материалов позволяет выбрать наиболее информативные точки
ЭЭС на основе предварительной классификации всех поставщиков и
потребителей по степени возможного их участия в ухудшении КЭ.
Наиболее предпочтительным является применение для этих целей
электронных приборов, совмещающих функции учета электроэнер-
гии и измерения ее качества. Совмещение в одном приборе функций
учета электроэнергии н контроля ПКЭ позволяет совместить опера-
тивный контроль и коммерческий учет КЭ. При этом для передачи
показаний счетчиков и результатов измерения ПКЭ могут приме-
215
няться общие каналы связи и средства обработки, отображения и
документирования информации АСКУЭ и АСДУ По мере создания
подобной системы, совмещающей телеметрический контроль ПКЭ и
учет электроэнергии, появится возможность оперативного обнаруже-
ния всех источников ухудшения КЭ и количественной оценки их вли-
яния на оборудование СЭС.
10.3. Технико-экономическая эффективность
установки СИ ПКЭ
В условиях перехода к рыночной экономике необходимо совер-
шенствовать методологическую базу выбора вариантов технических
решений с учетом многообразия форм собственности и источников
финансирования. При этом целесообразно использовать общеприня-
тые в мировой практике критерии экономической эффективности
инвестиций [Ю.1]. В качестве основных интегральных (учитываю-
щих фактор времени, в течение которого изменяются по годам инве-
стиции, эксплуатационные расходы, притоки и оттоки денежных
средств, прогнозируемый темп инфляции) критериев выбора реше-
ний обычно используются чистый дисконтированный доход и внут-
ренняя норма доходности.
Для оценки эффективности установки в электрических сетях при-
боров контроля ПКЭ необходимо определить: ........
• суммарные капитальные вложения;
• структуру финансирования капитальных вложений, разверну-
тую во времени по источникам финансирования, а также дивидендов;
• суммарные эксплуатационные издержки;
• стоимостную оценку результатов установки приборов;
• чистый поток платежей, чистый дисконтированный доход и
внутреннюю норму доходности.
Если чистый дисконтированный доход больше нуля и внутренняя
норма доходности превышает норму дисконта, то это свидетель-
ствует о финансовой состоятельности проекта установки приборов
измерения ПКЭ.
Рассмотрим эти критерии. Чистый дисконтированный доход:
. Л= f э,(1+£ср)-', (10.1)
С 1=0
где 3t — чистый поток платежей (чистый доход) в год г; £ср — сред-
нее значение норматива дисконтирования; Гр — расчетный период,
лет.
216
Чистый поток платежей: •« •) ..
ЭГОр1-И,-Н,-К1 + Кт1, ' (10.2)
где Opt — стоимостная оценка результатов деятельности объекта
в год t без налога на добавленную стоимость; Ht — суммарные экс-
плуатационные издержки в год t без отчислений на реновацию; Нг —
налог на прибыль, определяемый через установленный процент
к величине налогооблагаемой прибыли; Кг — величина инвестиций
в год г; А’лик t — ликвидная стоимость объекта.
Положительное значение чистого дисконтированного дохода сви-
детельствует о том, что инвестор, во-первых, вернет свой вложенный
капитал, во-вторых, получит проценты в размере ставки дисконта,
в-третьих, величина полученных процентов на капитал будет выше,
чем в банке.
Внутренняя норма доходности объекта определяется по формуле
£Э,(1 = 0, - (10.3)
/ = 0
где £вн — внутренняя норма доходности, являющаяся в данном слу-
чае искомой величиной.
Критерием эффективности инвестиций в сооружение проектируе-
мого объекта является условие превышения внутренней нормы
доходности над средней величиной норматива дисконтирования:
: Н. . Евн>Еср. (10.4)
Если величина внутренней нормы доходности проекта превышает
норму дисконта, значит инвестор, вложивший деньги, получит боль-
ший процент, чем в банке. Величина ЕВ11 зависит не только от соотно-
шения суммарных капитальных вложений и доходов от реализации
проекта, но и от их распределения во времени. Чем больше растянут
во времени процесс получения доходов в результате сделанных вло-
жений, тем ниже значение внутренней нормы доходности.
Даже в условиях стабильной экономики при развитых рыночных
отношениях учет риска вложений является одним из важнейших эле-
ментов при определении экономической эффективности инвестиций.
Источником риска может служить недостаточная определенность
ожидаемой динамики стоимости сырья, материалов, топлива, уровня
цен и тарифов, стоимости проектируемых объектов и т.п. Риск
в инвестиционном процессе предстает в виде возможного уменьше-
ния реальной отдачи капитала по сравнению с ожидаемой. При ого-
воренных выше стабильных условиях к менее рисковым мероприя-
217
тиям может быть отнесено вложение капитала в государственные
ценные бумаги с нормой дохода Eq без учета инфляции.
Вложение средств в сооружение объекта с точки зрения инвестора
может быть целесообразным лишь в случае некоторого превышения
ожидаемых доходов по сравнению с вариантом вложения капиталов
в государственные ценные бумаги: ••
.... Eq = Eq+AE, (10.5)
где ЛЕ — расчетный прирост численного норматива дисконтирова-
ния, учитывающий возможное недополучение ожидаемого эффекта
в полном размере.
Включение рисковой надбавки ЛЕ в размер процентной ставки
является распространенным, но не единственным способом учета
риска. Другим методом решения этой задачи является анализ чув-
ствительности или устойчивости инвестиционного проекта к измене-
ниям внешних факторов и параметров проекта.
При проведении экономических расчетов обычно используется
ставка дисконта, очищенная от инфляционной составляющей. Реаль-
ная ставка дисконта определяется по выражениям:
• при темпах инфляции 3—5 % в год
' ^ср ” ^ср.ном ” аи’ , (10.6)
• при более высоких темпах инфляции
• . = -“ИЮ+%). с"..:.- (Ю.7)
где Еср — реальная ставка; Есрном — номинальная ставка; аи —
общий темп инфляции. Обычно реальная ставка (очищенная от инф-
ляции) составляет примерно 10 %.
При обосновании экономической реализуемости проекта должны
быть определены источники финансирования проекта, например;
• амортизационные отчисления на реновацию;
• заемный капитал;
• привлечение средств потребителей;
• прибыль, включаемая в тариф в процессе его регулирования;
• централизованное бюджетное финансирование для решения
социальных, экологических и прочих задач.
При наличии заемного капитала для определения чистого потока
платежей 3t используется выражение ...
Э, = Ор,-И,-Н,-^а,-^кр(“^„роц( + ^ик(> (Ю.8)
где К& ( — величина акционерного (собственного) капитала; ( —
погашение задолженности (выплата кредита) в год Г, KnpQut —
выплаты процентов по кредитам.
218
В рассматриваемой задаче величиной ликвидной стоимости уста-
навливаемых приборов можно пренебречь (^лик t = 0).
Установка стационарных приборов будет произведена в течение
срока, не превышающего один год. Суммарные капитальные вложе-
ния равны:
. . . К = ИСствц + 2Кпер, ? ,.1:. .. (10.9)
где АГстаи — стоимость одного стационарного прибора с учетом
затрат на его установку; АГпер — стоимость одного переносного при-
бора; к — число стационарных приборов, устанавливаемых на грани-
цах пэс.
Суммарные эксплуатационные издержки в год t содержат следую-
щие составляющие:
И, = (А + 2)Ио6с + Иэксп + ивин , + Ивин.э „ (10.10)
где И05С — ежегодные издержки на техническое обслуживание
одного прибора; ИЭКСП — ежегодные издержки на обработку и анализ
результатов измерения по всем стационарным приборам; Ивии/ —
затраты на поиск и выявление виновников ухудшения КЭ; Ивин э t —
затраты, связанные с возмещением ущерба, причиненного потреби-
телям по вине ПЭС, в соответствии с подтвержденными на основе
результатов измерений исками.
Стоимостная оценка результатов установки приборов в год t
равна:
mi
вин Ц + дгэ,э
пром; + ^иск; ’ (10.11)
i=]
где &Tit, Эвин it—надбавка к тарифу и годовое электропотребление
i-го промышленного потребителя, виновного в ухудшении КЭ; mt —
количество потребителей, виновных в ухудшении КЭ; ДГЭ/— скидка
к тарифу промышленных потребителей, обусловленная ухудшением
КЭ по вине энергосистемы (например, превышением максимально
допустимых значений отклонения напряжения) и отмененная энерго-
системой после анализа результатов измерений ПКЭ, выявления при-
чин ухудшения КЭ по вине энергосистемы и устранения этих при-
чин; Эпром/ — годовое элекгропотребление промышленных
потребителей; Оиск/ — суммарная стоимость исков к ПЭС, обосно-
ванно отклоненных на основании результатов измерений.
Коэффициент 2 перед знаком суммы в (10.11) показывает, что при
отсутствии приборов для определения ПКЭ всю ответственность за
ухудшение КЭ несет энергоснабжающая организация.
Следует отметить, что предлагаемая оценка экономической
эффективности установки приборов и организация постоянного кон-
1 j I троля КЭ по этой методике не учитывают, что выработанные на
| основе измерений и реализованные мероприятия по улучшению КЭ
| будут способствовать увеличению сроков службы и повышению
|| । надежности работы электротехнического оборудования электростан-
|| ций и подстанций, а также оборудования потребителей, т.е. дадут
г дополнительный эффект, который трудно поддается определению, но в
1}11 котором заинтересованы и поставщик, и потребитель электроэнергии.
Л I
1 10.4. Расчет экономической эффективности проекта
Исходные данные . . - -
, | । В СЭС суммарное годовое потребление электроэнергии состав-
ляет 800 млн кВт'Ч. Для контроля КЭ при среднем тарифе
; 0,353 руб/(кВт' ч) устанавливаются 12 стационарных и 2 переносных
’ J । прибора. Доля промышленной нагрузки СЭС составляет 30 %.
' I 1 р । Цена одного стационарного прибора составляет АГстац = 24 тыс. руб.,
। т1 (| переносного — Кпер = 15 тыс. руб.
U • издержки на обслуживание прибора Иобсл = 1,5 тыс. руб/год;
г lj • суммарные издержки Иобсл^ - 1,5x14 = 21 тыс. руб/год;
jJ • затраты на проведение контроля и анализа КЭ (с учетом зара-
jll'L ботной платы четырех операторов) 144 тыс. руб/год;
| • средние затраты на возмещение ущербов от ухудшения КЭ по
(j jib"! исковым заявлениям И_ . = 20 тыс. руб/год;
i'|' iji 1
и | р • ожидаемая стоимость по отклоненным искам, подтвержден-
ч,| М; ным протоколами измерений, Оиск = 80 тыс. руб/год;
1 |1|[| • расчетный период окупаемости — 5 лет; ' _ ' ы -
yjlji • ставка дисконта—10%.
1 Для оценки экономической эффективности проекта по результа-
там предварительных измерений в выбранных точках контроля СЭС
определены средние значения ПКЭ и относительное время превыше-
: ния нормально 7\ и предельно Л допустимых значений (табл. 10.2).
' Таблица 10.2
Результаты измерений ПКЭ
ПКЭ, % зсу! % Ч» % %
Наибольшее 8 8,50 2,4
Среднее 4 4,25 1,2
Г, 23 57,00 2,0
0 0,00 0,0
. 220
I:
Договором предусмотрена коррекция тарифа за потребляемую/
поставляемую электроэнергию в виде неустойки за ухудшение КЭ,
которая взимается с виновной стороны. Пусть эта нестойка, завися-
щая от значений 7\ и 77, составляет: за ухудшение КЭ по отклоне-
ниям напряжения 8L/y — 4 % установленного тарифа, по коэффици-
енту искажения синусоидальной формы кривой напряжения Ку —
10%. Тогда суммарная неустойка составит 14 % установленного
тарифа.
Необходимо оценить экономическую целесообразность коррек-
ции тарифа для каждой из сторон договора, а также экономическую
эффективность реализации проекта по оснащению СЭС средствами
измерения ПКЭ.
Расчет экономической целесообразности коррекции тарифа
Стоимость электроэнергии, отпущенной предприятиям, доля пот-
ребления которых составляет 30 %: -
. „ 0,353-800 п.
Д = —--------- = 94 133 тыс. руб.
Выплаты неустойки при отсутствии контроля: 1
ДД = 0,14 94 133 = 13 179 тыс. руб.
Сокращения выплат по неустойке при наличии контроля опреде-
лены с учетом того, что выплата неустойки в размере 10 % тарифа
будет возложена на 20 % промышленных предприятий по Ку, и, сле-
довательно, вернутся поставщику в двойном размере.
Здесь также учтено, что поставщик примет меры по регулирова-
нию напряжения, что снизит для него объем выплат за ухудшение
8L/y на 4 % от тарифа:
ДД'= (2-0,1 • 0,2 + 0,04)-94 133 = 7 531 тыс. руб. ' ’ ’
Экономия по установке приборов с учетом отклоненных исков на
сумму 80 тыс. руб. составит: • 1 .
Ор t = 7 531 + 80 = 7 611 тыс. руб. ’
Расчет экономической эффективности проекта 7
Показатели экономической эффективности при отсутствии или нали-
чии заемного капитала в размере 30 % приведены в табл. 10.3 и 10.4.
Внутренняя норма доходности £вн в обоих вариантах превышает норму
дисконтирования £ср (£вн » £ср).
22!
Таблица 10.3
Оценка показателей финансовой эффективности при отсутствии заемного капитала
Показатель, млн руб. Обозна- чение Формула расчета Год Всего
0 1 2 3 4 5
Стоимость реализации — — 7 61! 7 61! 7611 761! 7 611 38 055
Акционерный капитал — 318 — — — — — —
Издержки и. — 185 185 185 185 185 185 i по
Балансовая прибыль О.гИ, -185 7 426 7 426 7 426 7 426 7 426 36 945
Налог на прибыль Ht 0,35Пб — 2 599 2 599 2 599 2 599 2 599 12 995
Чистая прибыль П. -185 4 827 4 827 4 827 4 827 4 827 23 950
Чистый поток платежей 3, -503 4 827 4 827 4 827 4 827 4 827 23 632
Чистая современ- ная стоимость 3„ 3,(1 -Есрг' -503 4 388 3 989 3 626 3 297 2 997 17 794
Таблица 10.4
Оценка показателей финансовом эффективности при наличии заемного капитала
Показатель, млн руб. Обозна- чение Формула расчета Год Всего
0 1 2 3 4 5
Стоимость реализации — — 761! 7611 7611 7 61! 7611 38 055
Капитал: акцио- нерный, заемный — 222 96 — — — — — 222 96
Выплата кредита ^кр, — — 32 32 32 — — 96
Выплата процен- тов по кредитам ^проц / — — 10 6 3 — — 19
Издержки — 185 185 185 185 185 185 1 ПО
Балансовая прибыль п6 Ор -л, -185 7 426 7 426 7 426 7 426 7 426 26 945
Налог на прибыль и, 0,35Лб — 2 599 2 599 2 599 2 599 2 599 12 995
Чистая прибыль Л6-7/, -185 4 827 4 827 4 827 4 827 4 827 23 950
Чистый поток платежей 3, -407 4 785 4 789 4 792 4 827 4 827 23 613
Чистая современ- ная стоимость Эч ( 3,(1 +ЕсрГ' -407 4 350 3 958 3 600 3 297 2 997 17 795
222
Таким образом рассмотренный проект оснащения энергоснабжа-
ющей организации средствами измерений экономически эффективен.
Список литературы к гл. 10 *' *
10.1. Оценка эффективности контроля качества электроэнергии в ЭЭС /
В.С. Мозгалев, В.А. Богданов, И.И. Карташев и др. И Электрические станции.
1999.№ 1.
10.2. Основные принципы построения системы контроля, анализа и управле-
ния качеством электроэнергии / И.Т. Горюнов, В.С. Мозгалев, Е.В. Дубинский и
др. //Электрические станции. 1998. № 12.
Приложение 1
ОЦЕНКА СООТВЕТСТВИЯ ПКЭ УСТАНОВЛЕННЫМ
НОРМАМ
П.1.1. Измерения ПКЭ и их статистическая обработка j
Алгоритмы измерения ПКЭ установлены ГОСТ 13109—97. Они
определяют порядок расчета, отвечающий основному требованию —
непрерывности измерений. Современные цифровые средства измере-
ния обрабатывают аналоговый сигнал напряжения (тока) дискретно,
но с высокой частотой. Так, за один период основной частоты (0,02 с)
с помощью аналого-цифрового преобразователя производится 256
измерений. Это позволяет с требуемой точностью определить дей- 1
ствующее значение гармонической составляющей входного напряже-
ния 40-го порядка, частота которой 2 кГц. Из полученных таким
образом на каждом периоде действующих значений гармонических
составляющих от 1-й (50 Гц) до 40-й гармоники рассчитывают сред-
нее на Z-м интервале. Длительность этого интервала принимается
равной 8—16 периодам основной частоты, или 0,16—0,32 с, и опре-
деляет длительность так называемого «окна измерения». Значение
того или иного ПКЭ вычисляют как среднеквадратическое значение
по нескольким Nt- измерениям. Это значение можно назвать отсчетом,
который учитывается при статистической обработке 24-часовых непре-
рывных измерений и определяется по формуле Пv .
Число N, наименьшее целое значение которого установлено ГОСТ
13109—97, определяется интервалом времени усреднения Tvs для
следующих величин:
• отклонений напряжения N> 18, = 60 с;
• отклонений частоты 15, Tvs = 20 с; ।
• коэффициентов искажения синусоидальности кривой напряже-
ния и n-й гармонической составляющей этого напряжения N > 9,
^ = зс;
• коэффициентов несимметрии напряжения по обратной и нуле-
вой последовательности N> 9, Tvs = 3 с.
При этом число отсчетов за 24 ч непрерывных измерений состав-
ляет: для отклонений напряжения 1 440, для отклонений частоты
224
4 320, для остальных ПКЭ 28 800, что позволяет сформировать дове-
рительную выборку для статистической обработки результатов изме-
рений.
Важно отметить, что фазные и междуфазные отклонения напря-
жения, а также коэффициенты несимметрии рассчитываются по
напряжению основной частоты. В средствах измерения это требова-
ние реализуется следующим образом. Входное оцифрованное напря-
жение представляется с помощью разложения Фурье в виде спектра
кратных основной частоте гармоник. По выделенному таким образом
напряжению основной частоты методом симметричных составляю-
щих, если измерения проводятся в трехфазной сети, рассчитываются
напряжения прямой, обратной и нулевой последовательности. Тогда
отклонение напряжения и его несимметрию в трехфазной сети рас-
считывают по отношению к напряжению основной частоты и прямой
последовательности. В однофазной сети отклонение напряжения рас-
считывают по отношению к напряжению основной частоты.
В итоге значения ПКЭ на каждом интервале усреднения опреде-
ляют следующим образом.
Для отклонений напряжения'. ,
• усредненное значение на интервале 60 с по N > 18 i-м значе-
ниям напряжения основной частоты и прямой последователь-
ности, В:
; * «л--у а .''1 •< *
где Ц(1), — фазное (междуфазное) напряжение основной частоты и
прямой последовательности; - и •
• отклонение напряжения S(7y, %: . > ,-q... ,ч
&Uy= —"°—100.
' Л . I UHOM
Для отклонений частоты:
• усредненную на интервале 20 с по N> 15 /-м измерениям сред-
ней на 8 периодах длительности периода Д^ основной частоты так,
что/• = 1/Дь, Гц: . •
J ; ‘ " Л'ШЧП ’
< - . Цу .... N J . • .,.••• . J 4> 1
УГ ' .. ! 2^- : . ' .
'< =
. I , • ( . • 9 ’.!> ’| -1
• отклонение частоты, Гц, Д/=/у-/ном. • s г .
8 - 3375
225
Для коэффициента п-й гармонической составляющей напряжения:
• усредненное на интервале 3 с по N> 9 /-м значениям, %:
Р 2
и, , '
где = —^100 — f-e значение
измеренное на интервале
8—16 периодов (0,16—0,32) с, %, U(ny и i-e значение напряжения
соответственно и-Й гармоники и первой (основной) гармоники, В,
Для коэффициента искажения синусоидальности напряжения',
• усредненное на интервале 3 с по N > 9 i-м значениям, %:
, i.wi н- •:< •.
_ — .... 5. л- t • .
где Ку = п 2---------i-e значение Ку. ' ’ ’
Для коэффициента несимметрии по обратной (нулевой) последо-
вательности:
• усредненное i-e значение:
кги. = pliioo %, кои, = ^100 %;
• усредненное на интервале 3 с по Лг> 9 i-м значениям:
iZu, '
...
П.1.2. Статистическая обработка ПКЭ ‘ ' ' •'г‘ 11
Процесс изменения параметров рабочего режима в ЭЭС является,
как правило, случайным. Это связано прежде всего со случайным
характером изменения нагрузок и соответствующим случайным
характером изменения показателей качества электроэнергии. В этих
условиях для оценки соответствия ПКЭ требованиям ГОСТ 13109—97
применяют вероятностно-статистический метод контроля КЭ.
Действительное переменное, которое принимает различные зна-
чения в зависимости от случая, называют случайной величиной. Дис-
кретные значения ПКЭ измеряют на конечном интервале времени
(одни сутки) и таким образом получают конечное число таких изме-
рений п, юмщоъ из которых рассматривается как случайная величина
к-. Если из общего количества п измерений было получено т раз так,
что <>к(< кJ2, то вероятность такого события (или частота случай-
ного события):
Р(К) = ’ '< Pi:::
1 п
При оценке ПКЭ вероятность можно рассчитать в процентах.
Тогда
Р(К\ = - 100 %,
п
Пример. При измерении коэффициента несинусондальностн Kj из
10 000 измерений за сутки было получено 310 значении, которые находи-
лись в пределах 3,125 <> kt S 3,750, Следовательно, вероятность попадания
измеренных Ку в заданный интервал составит:
юо =3,1%.
‘ 10 ооо •
Дискретная случайная величина kt принимает только конечное множе-
ство значений, которые могут быть разделены по интервалам к^—к %, ki2—
kl2, к&—км и т.д. Количество измерений, полученных в каждом интервале,
определяет вероятность их существования так, что сумма вероятностен
W,) = 1-
Случайная величина характеризуется функцией распределения F(X), т.е,
может рассматриваться как заданная, если задана ее функция распределе-
ния, Значение функции распределения равно вероятности того, что случай-
ная величина принимает значение меньшееXq. С помощью функции распре-
деления можно указать вероятность того, что случайная величина попадает
в заданный промежуток Р (а £ х < b) = F(b) - F(a).
Числовые характеристики случайной величины или моменты
распределения. Математическое ожидание, или первый начальный
момент распределения, случайной величины
определяет положение центра распределения: если считать р{ мас-
сами, помещенными в точках xi действительной оси, то MX будут
8*
227
координатами центра тяжести этой системы. Для непрерывной слу-
чайной величины
+ 00 • • '•
‘ ' MX = J хДх) dx. .
-СО
Математическое ожидание определяет положение центра тяжести
распределения массы, которое задается плотностью распределения
массы /(х):
для равномерного распределения
ь
". . МХ = [х— dx =
J Ъ-а 2
а
для нормального распределения МХ= а‘
для экспоненциального распределения МХ = 1/1,
Дисперсия, или второй центральный момент распределения, слу-
чайной величины
. DX =-£(Xl-MX)2pt = М(Х-MX)2
i . н • •
ИЛИ
DX = MY2- (MX)2.
На практике пользуются среднеквадратическим отклонением
сх = JDX, которое характеризует меру рассеяния распределения
относительно математического ожидания. Дисперсия постоянной
величины равна нулю.
Для непрерывной случайной величины
+ СО
DX = § (х t - MX)2f(x) dx = М(Х - MX)2 ; '
-со
DX=MX2 (MX)-, ' ".
для равномерного распределения . , ,.
DX=(b-a)2/n; '' ‘ ' *
для нормального распределения
DX= а2;
для экспоненциального распределения 1 . > . :
DX= 1/Х2. '4' 1 ‘ '*'*
228
В математической статистике на основе свойств множеств,
установленных теорией вероятностей, оперируют с так называемыми
выборками. Выборки представляют собой случайные величины,
выбранные по определенному признаку. Например, из множества
измерений напряжения можно сделать выборку только тех, которые
характеризуют отклонение напряжения или только его несинусои-
дальность.
Выборку (xj, х2, х„) представляют в виде таблицы наблюдений.
Если распределение значений неизвестно, то, чтобы получить первое
представление и выявить таким образом количественные признаки,
составляют так называемую гистограмму. Для этого производят раз-
биение действительной оси на конечное число граничащих друг
с другом интервалов Др ..., Д*. Затем подсчитывают число т- выбо-
рочных значений, лежащих в каждом интервале Дг Над Д, рисуют
прямоугольник высотой т1!п1 (вероятность попадания значений х;-
в интервал Дг). Полученный таким образом ступенчатый график
называется гистограммой выборки.
Пример. В табл. П.1.1 приведены значения коэффициента искажения
синусоидальности Kj, измеренные в течение 24 ч, в форме гистограммы на
!6 интервалах в диапазоне (0 < Ку < !0) %, так, что для каждого интервала
Д,- 0,625 %. ... ,
Таблица П 1.1
Гистограммы результатов измерения Ку
№ интервала 0 1 2 3 4 5
к и, % 0—0,625 0,625—1,250 1,250—1,875 1,875—2,5 2.5—3.125 3,125—3,750
р,% 32 21,5 17.2 6,3 4,4 3,1
№ интервала б 7 8 9 10
К и, % 3,750—4,375 4,375^5,000 5,000—5,625 5,625—6,265 6,250—6,875
_ л % 2,7 2,8 1,3 1,7 0,8
№ интервала 11 12 13 14 15
% 6,875—7,500 7,500—8,125 8,125—8,750 8,750—9,375 9,375—10,000
Р,% 1,1 2,1 1,4 1,6 0
229
Рис. П.1.1, Гистограмма распределения вероятностей Ку
Заметим, что в этой таблице сумма всех вероятностей SP = !. Это усло-
вие должно выполняться для любой гистограммы, и им часто пользуются
для проверки правильности полученных расчетов р Гистограмма (рис. П.!.!)
имеет распределение, близкое к экспоненциальному. В результате можно
определить математическое ожидание .
Л/%= =22%
и средиеквадратическое отклонение / •
<si=Jdx=X(KUi~MX)2PKUi-2,13. '' \
П.1.3. Оценка ПКЭ по допустимым значениям .
Для определения соответствия значений ПКЭ требованиям ГОСТ
13109—97 проводят их измерения и статистическую обработку. Для
всех нормируемых ПКЭ минимальный расчетный период составляет
24 ч. Рекомендуемая общая продолжительность непрерывных изме-
рений составляет 7 сут. Оценку ненормируемых ПКЭ (провалы
напряжения, перенапряжения, импульсы) проводят по результатам
длительных наблюдений и их регистрации с помощью специализиро-
ванных средств измерения.
Статистическая обработка результатов измерения нормируемых
ПКЭ заключается в построении функций распределения ПКЭ. Сред-
ства измерений позволяют измерить частоту попаданий значений
ПКЭ в определенный интервал на всем диапазоне возможных значе-
ний, Такая суточная функция распределения в форме гистограммы
приведена на рис. П.1.2. Гистограмма измеренных KL-, Кщ, К^,
Кщп) (пеРв&я группа) показана на рис. П.1.2, а, для 8(7 и Д/(вторая
группа) — на рис. П.1.2, б.
230
Рнс. П.1.2. Примерный вид гистограмм распределения ПКЭ иа суточном интер-
вале измерений < - > . - <» ( '
Для каждого нормируемого ПКЭ ГОСТ 13109—97 устанавливает
нормально допустимые 77н и предельно допустимые 77п значения.
Оценку КЭ проводят по наибольшим значениям 77нб для ПКЭ первой
группы и по наибольшим и наименьшим значениям ПКЭ для второй
группы.
Для ПКЭ первой группы наибольшие значения, измеренные
в течение 24 ч, не должны превышать предельно допустимые значе-
ния, установленные ГОСТ 13109—97, а 95 % измеренных за то же
время значений не должны превышать нормально допустимые. При
указанных условиях требования ГОСТ 13109—97 выполняются.
На рис. П.1.3 приведены результаты измерений ПКЭ, на основании
которых можно утверждать, что эти результаты соответствуют или не
соответствуют требованиям ГОСТ 13109—97.
Для ПКЭ второй группы, для которых установлены положитель-
ные и отрицательные допустимые значения, наибольшие измеренные
в течение 24 ч значения не должны превышать, с учетом их знака,
предельно допустимые, а верхнее (+) и нижнее (-) значения этих
ПКЭ, в границах которых находятся 95 % измеренных значений, не
должны превышать соответственно положительные и отрицательные
нормально допустимые значения. При этих условиях ГОСТ 13109—97
выполняется. На рис. П.1.4 приведены примеры случаев, когда изме-
ренные ПКЭ не соответствуют требованиям ГОСТ 13109—97.
При измерениях применяют различные критерии оценки ПКЭ на
соответствие установленным требованиям. Применение таких крите-
риев допускается ГОСТ 13109—97 по отношению ко всем нормируе-
мым ПКЭ, кроме размахов колебаний напряжения и дозы фликера.
Принцип оценки при этом ничем не отличается от приведенного
выше, однако его алгоритмическое представление в средствах изме-
рения значительно проще.
231
Рис, ПД.З. Оценка соответствия значений ПКЭ требованиям ГОСТ 13109—97:
а—не соответствует; б—не соответствует; в— соответствует; г — соответствует;
---------граница нормально Лнор и предельно Лпред допустимых значений ПКЭ;
• ' • ' — граница, левее которой располагаются 95 % измеренных значений ПКЭ
Действительно, для каждого ПКЭ установлен интервал усредне-
ния, в течение которого формируется среднеквадратическое значение
ПКЭ. Назовем это значение отсчетом. Длительность интервалов
усреднения составляет для 8Ц, 60 с, для Д/ 20 с, для остальных ПКЭ
3 с. Таким образом, за 24 ч непрерывных измерений в массиве
результатов измерения сохраняется строго определенное число
отсчетов. Например, по 8Ц, число отсчетов составляет 1440. Это поз-
воляет подсчитать так называемое относительное время превышения
допустимых значений по числу отсчетов; 100 %; ~ 100 %,
где к — общее число измерений за 24 ч; п — число измерений, кото-
рые превосходят нормально допустимые значения; m — число изме-
рений, которые превосходят предельно допустимые значения. При
измерениях необходимо подсчитывать число (к, п, т) соответствую-
232
4-ИГ,:
Рис, ПД.4. Оценка соответствия зиачеиий ПКЭ требованиям ГОСТ 13109—97;
а — не соответствует; б — не соответствует; в — не соответствует;------граница
Нормально Лн и предельно Пп допустимых значений ПКЭ; - • ------нижнее Л”95 /о и
верхнее Л95 '"значения, в границах которых находятся 95 % измеренных значений ПКЭ
233
щих отсчетов. Такой подсчет проводится в реальном времени в про-
цессе измерений, что позволяет не только контролировать выполне-
ние требований ГОСТ 13109—97, но и оценивать КЭ в текущем
времени.
Требования ГОСТ 13109—97, оцениваемые по этим критериям,
выполняются, если в течение 24-часовых измерений 7\ < 5 % и
= 0, при этом 5 % от 24 ч соответствуют 72 мин. Во всех осталь-
ных случаях требования ГОСТ 13109—97 не выполняются. «
Для дозы фликера установлены только предельно допустимые
значения. Измерения дозы фликера проводятся также в течение 24 ч, j
но на интервалах равных 10 мин для кратковременной дозы PSt и
120 мин для длительной дозы Р^. Качество электроэнергии по дозе
фликера считают соответствующим требованиям ГОСТ 13109—97,
если каждая кратковременная и длительная дозы фликера, опреде-
ленные путем измерения в течение 24 ч, не превышают предельно
допустимых значений. При оценке допустимых значений колебаний
напряжения установлены кратковременная (PSt) и длительная (Рц)
дозы фликера. Индексы представляют собой аббревиатуру от англий-
ских слов short и long times. Установленные ГОСТ 13109—97 пре-
дельно допустимые значения колебаний напряжения произвольной
формы не должны превышать PSt = 1,38; Р^ = 1,0, а в точках общего
Рис. П.1.5 Предельно допустимые размахи изменений напряжения в зависимости
от частоты повторения изменений напряжения за 1 мин для колебаний напряже-
ния, имеющих форму меандра ................ ....
234
присоединения для потребителей с лампами накаливания в помеще-
ниях, где требуется значительное зрительное напряжение, соответ-
ственно 1,0 и 0,74.
Предельно допустимые значения размаха изменений напряжения
при его колебаниях устанавливают в зависимости от частоты и амп-
литуды колебаний напряжения по кривой 1 допустимых размахов
(рис. П.1.5), построенным экспериментально для колебаний напряже-
ния, огибающая которых имеет форму меандра, а в точках общего при-
соединения для потребителей в помещениях с лампами накаливания,
где требуется значительное зрительное напряжение, — по кривой 2.
П.1.4. Погрешности измерений ПКЭ. Погрешности,
вносимые измерительными трансформаторами
напряжения
При измерениях ПКЭ используются абсолютная и относительная
погрешности. Абсолютная погрешность измерений — это разность
между номинальным значением меры (эталона) и истинным значе-
нием воспроизводимой ею величины. Для измерительных приборов
это — разность между показанием прибора X и истинным значением
величины Аисг т.е. ДА= Х-Х^. .........-
Относительная погрешность измерений — это отношение абсо-
лютной погрешности ДА к истинному значению измеряемой вели-
чины, выраженная в процентах: 8 = 100АА7Аист %.
Погрешности измерений ПКЭ в соответствии с ГОСТ 13109—97
приведены в табл. П.1.2.
При измерениях ПКЭ в сетях до 1000 В измерительные приборы
присоединяются непосредственно к шинам напряжением 220 или
380 В, а в сетях высокого напряжения — через измерительные транс-
форматоры напряжения (TH). Номинальные напряжения основных
вторичных обмоток должны быть 100 В для однофазных трансфор-
маторов, включаемых на напряжение между фазами, и 100/л/з В для
однофазных трансформаторов, включаемых между фазой и землей.
Таким образом, TH, подключенные между измерительным прибором
и сетью, вносят в измерения погрешность. Погрешности, приведен-
ные в табл. П.1.2, включают в себя погрешность измерительного при-
бора и трансформатора напряжения. Если суммарная погрешность пре-
вышает погрешность, указанную в табл. П.1.2, ее необходимо учесть в
результатах измерения так, как это предусмотрено в Методических
указаниях по контролю и анализу качества электрической энергии в
электрических сетях общего назначения (Ч. 1. РД 153-34.0-15.501-00
и 4.2. РД 153-34.0-15.501-01).
235
Трансформаторы напряжения характеризуются амплитудной и
угловой погрешностями, вносимыми собственными сопротивлени-
ями трансформаторов. Погрешности TH определяют его класс точ-
ности. Класс точности — это обобщенная характеристика прибора,
определяемая основной и дополнительными погрешностями.
В табл. П.1.3 приведены пределы допустимой погрешности для TH
различного класса. ' •'?
Класс точности TH зависит от его нагрузки, и точность сущест-
венно снижается, если нагрузка превосходит номинальное значение,
указанное непосредственно на корпусе TH, что необходимо учиты-
вать при претензионном контроле КЭ.
Таблица П.1,2
Погрешности измерений ПКЭ
Показатель качества электроэнергии, единица измерения . с . .мМ. ’.1 Пределы допу решностей H3n абсолютной стимых пог- ерения ПКЭ относитель- ной, %
Установившееся отклонение напряжения % ±0,5 —
Размах изменения напряжения 8Ut, % — ±8
Доза фликера, отн, ед.:
кратковременная PSr — ±5
длительная PLl — ±5
Коэффициент искажения синусоидальности напряже- ния Кц, % — ±10
Коэффициент и-й гармонической составляющей напряжения % ±0,05 при ^<1.0 ±5 при KU(n) > 1 ’°
Коэффициент несимметрии напряжения по обратной последовательности % ±0,3 —
Коэффициент несимметрии напряжения по нулевой последовательности KQU, % ±0,5 —
Отклонение частоты Д/ Гц ±0,03 —
Длительность Провала напряжения Д/п, с ±0,01 —
Импульсное напряжение </имп, кВ — ±10
Коэффициент временного перенапряжения отн. ед. — ±10
236
Таблица П.1.3
Пределы погрешности измерении TH различного класса
Класс точности Погрешность амплитудная, % Погрешность угловая
мин град
0,1 ±0,1 ±5 ±0,15
0,2 ±0,2 ±10 ±0,3
0,5 ±0,5 ±20 ±0,6
1,0 ±1,0 ±40 +1,2
" Приложение 2
НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ ДОКУМЕНТАЦИЯ
.... ’
1. ГОСТ 12.1,030—81. Электробезопасность. Защитное заземле-
ние, зануление.
2. ГОСТ 12.1.038—81. Электробезопасность. Предельно допусти-
мые уровни напряжения прикосновения и токов.
3. ГОСТ 12.4,155—85 Устройства защитного отключения. Класси-
фикация, Общие технические требования,
* к
4. ГОСТ 464—79 . Заземления для стационарных установок про-
водной связи, радиорелейных станций, радиотрансляционных узлов
проводного вещания и антенн систем коллективного приема телеви-
дения. Нормы сопротивления.
*
5. ГОСТ 721—77 . Системы энергоснабжения, сети, источники,
преобразователи и приемники электрической энергии. Номинальные
напряжения свыше 1000 В.
6. ГОСТ 13109—97. Электрическая энергия. Требования к каче-
ству электрической энергии в сетях общего назначения. !
7. ГОСТ 19431—84. Энергетика и электрификация. Термины и >
определения.
8. ГОСТ Р 50416—92. Совместимость средств вычислительной ,
техники электромагнитная. Термины и определения.
9. ГОСТ 21128—83. Системы энергоснабжения, сети, источники,
преобразователи и приемники электрической энергии. Номинальные
напряжения до 1000 В.
10. ГОСТ 23611—79 . Совместимость радиоэлектронных средств
электромагнитная, Термины и определения,
11. ГОСТ 26416—85. Агрегаты бесперебойного питания на
напряжение до 1 кВ. Общие технические условия.
12, ГОСТ 27699—88 (СТ СЭВ 5874—87). Системы бесперебой- •
ного питания приемников переменного тока. Общие технические
условия,
13. ГОСТ 29280—92 (МЭК 1000-4—92). Совместимость техни-
ческих средств электромагнитная. Испытания на помехоустойчи-
вость. Общие положения. •
14. ГОСТ 30372—95. Совместимость технических средств элект-
ромагнитная. Термины и определения.
238
15. ГОСТ Р 50377—92 (МЭК 950—86). Безопасность оборудова-
ния информационной технологии, включая электрическое контор-
ское оборудование.
16. ГОСТ Р 50397—92. Совместимость технических средств элек-
тромагнитная. Термины и определения,
17. ГОСТ Р 50571.1—93 (МЭК 364-1—72, МЭК 364-2—70). Элек-
троустановки зданий. Основные положения. •1 '
18. ГОСТ Р 50571.2—94 (МЭК 364-3—93). Электроустановки зда-
ний. Часть 3. Основные характеристики.
19. ГОСТ Р 50571.3—94 (МЭК 364-4-41—92). Электроустановки
зданий. Часть 4. Требования по обеспечению безопасности. Защита
от поражения электрическим током.
20. ГОСТ Р 50571.6—94 (МЭК 364-4-45—84). Электроустановки
зданий. Часть 4. Требования по обеспечению безопасности. Защита
от понижения напряжения.
21. ГОСТ Р 50571.7—94 (МЭК 364-4-46—81). Электроустановки
зданий. Часть 4. Требования по обеспечению безопасности. Отделе-
ние, отключение, управление.
22. ГОСТ Р 50571.10—96 (МЭК 364-5-54—80). Электроустановки
зданий. Часть 5, Выбор и монтаж электрооборудования. Глава 54.
Заземляющие устройства и защитные проводники.
23. ГОСТ Р 50571.15—97 (МЭК 364-5-52—93). Электроустановки
зданий. Часть 5. Выбор и монтаж электрооборудования. Глава 52.
Электропроводки.
24. ГОСТ Р 50571.21—2000 (МЭК 60364-5-548—96). Электро-
установки зданий. Часть 5. Выбор и монтаж электрооборудования.
Раздел 548. Заземляющие устройства и системы уравнивания элект-
рических потенциалов в электроустановках, содержащих оборудова-
ние обработки информации.
25. ГОСТ Р 50571.22—2000 (МЭК 60364-7-707—84). Электро-
установки зданий. Часть 7. Требования к специальным электроуста-
новкам. Раздел 707. Заземление оборудования обработки информации.
26. ГОСТ Р 50627—93. Совместимость технических средств элек-
тромагнитная. Устойчивость к динамическим изменениям напряже-
ния сети электропитания. Требования и методы испытания.
27. ГОСТ Р 50628—93. Совместимость электромагнитная машин
электронных вычислительных персональных. Устойчивость к элект-
ромагнитным помехам. Технические требования и методы испытаний,
28. ГОСТ Р 50745—95. Совместимость технических средств элек-
тромагнитная. Системы бесперебойного питания приемников пере-
менного тока и устройства для подавления сетевых импульсных
помех. Технические требования и методы испытаний.
239
29. ГОСТ Р 50747—95. Совместимость технических средств элек-
тромагнитная. Машины контрольно-кассовые электронные. Техни-
ческие требования и методы испытаний.
30. ГОСТ Р 50807—95. Устройства защитные, управляемые диф-
ференциальным (остаточным) током. Общие требования и методы
испытания.
31. ГОСТ Р 50839—95. Совместимость технических средств элек- '
тромагнитная. Устойчивость средств вычислительной техники и
информатики к электромагнитным помехам. Требования и методы
испытаний.
32. ГОСТ Р 51317.4.2 (МЭК 61000-4-2—95). Совместимость тех-
нических средств электромагнитная. Устойчивость к электростати- ‘
ческим разрядам. Технические требования и методы испытаний.
33. ГОСТ Р 51317.4.3—93. Совместимость технических средств -
электромагнитная. Устойчивость к радиочастотным электромагнит-
ным полям в полосе 26—1000 МГц. Технические требования и
методы испытаний.
34. ГОСТ Р 51317.4.4—99 (МЭК 61000-4-4—95), Совместимость
технических средств электромагнитная. Устойчивость к наносекунд-
ным импульсным помехам. Технические требования и методы испы- '
таний.
35. ГОСТ Р 51317,4.5—99 (МЭК 61000-4-5—95), Совместимость
технических средств электромагнитная. Устойчивость к микросе-
кундным импульсным помехам большой энергии. Технические тре- '
бования и методы испытаний.
36. ГОСТ Р 51317.4.11—99. Совместимость технических средств
электромагнитная. Устойчивость к динамическим изменениям напря-
жения сети электропитания. Технические требования и методы
испытаний.
37. ГОСТ Р 51317.6.3—99 (СИСПР/МЭК 61000-6-6—96). Совме- .,
стимость технических средств электромагнитная. Помехоэмиссия от
технических средств, применяемых в жилых, коммерческих зонах и
производственных зонах с малым энергопотреблением. Нормы и
методы испытаний.
38. ГОСТ Р 51318.14.1—99. Совместимость технических средств
электромагнитная. Радиопомехи индустриальные от бытовых прибо-
ров, электрических инструментов и аналогичных устройств. Нормы
и методы испытаний.
39. ГОСТ Р 51318.22—99 (СИСПР22—97). Совместимость техни-
ческих средств электромагнитная. Радиопомехи индустриальные от
оборудования информационных технологий. Нормы и методы испы-
таний.
40. Правила устройства электроустановок. Седьмое издание.
240
41. Рекомендации К.27. Конфигурация электрических соединений
и заземление внутри телекоммуникационных сооружений. МСЭ-Т,
1996 (сектор стандартизации Международного союза электросвязи
.— International Telecommunication Union — ITU). Recommendation
K.27. Bonding configurations and earthing inside a telecommunication
building. ITU-T, 1996.
42. Европейский телекоммуникационный стандарт 300 253. Кон-
струирование оборудования. Заземление и электрическое соединение
телекоммуникационного оборудования в телекоммуникационных
центрах. 1994. ETSI 300 253. Equipment Engineering (ЕЕ); Earthing
and bonding of telecommunication equipment in telecommunication
centers. 1994.
? Е
. 1Г
-MM
.Г >?.
Приложение 3 |
РАСЧЕТНАЯ ОЦЕНКА ДОПОЛНИТЕЛЬНЫХ ПОТЕРЬ
В ЭЛЕМЕНТАХ ЭЭС ОТ НЕСИНУСОИДАЛЬНОСТИ
И НЕСИММЕТРИИ ТОКОВ И НАПРЯЖЕНИЙ
Hl ' ............
Дополнительные потери в электрических машинах, В соот-
ветствии с [1] потери, возникающие в электрических машинах, раз-
деляются на основные и дополнительные. Основные потери обуслов- ;
лены основными электромагнитными и механическими процессами,
происходящими в машине. К этим потерям относятся потери в меди
обмоток и в активной стали от основного потока мощности, а также
механические потери.
Потери, обусловленные наличием высших гармоник тока, ДР^ ст
в статорной обмотке синхронной машины определяются следующим
образом [1]: <
1 + V~YKWKr( J •
Лг1 и
где ДРНОМ — потери в меди обмотки при синусоидальном токе;
— коэффициент п-й гармонической тока; ^]) и — коэф-
фициенты увеличения потерь (коэффициенты вытеснения) для 1-й и
и-й гармоник тока, определенные конструкцией машины,
В фазах обмоток статора и-й гармонической тока создается пуль-
сирующая магнитодвижущая сила, что приводит к появлению в
зазоре несинхронных магнитных полей, создающих в роторе допол-
нительные потери.
Определение дополнительных потерь мощности от высших гар-
моник в синхронных машинах возможно только при наличии исчер-
пывающей исходной информации о конструкции электрической
машины. Такая информация доступна на стадии проектирования
электрической машины, но практически не доступна в условиях экс-
плуатации.
В синхронных двигателях суммарные дополнительные потери от
высших гармоник г равны [2];
2 2 2
(П.3.1)
'А
242
и п
где 2^м(п) — дополнительные потери в меди обмоток; £A^CT(n)
2 . 2
п
.— дополнительные потери в стали; — мощность, идущая
2
на преодоление тормозного момента.
Дополнительные потери в меди определяются *
- ''' "f ДЛ.(„) “ , (П.3.2)
где кп — кратность пускового тока; ДРК — потери короткого замыка-
ТТ - “ ^21.
ния; — действующее значение и-и гармоники; к = —
отношение эквивалентного сопротивления ротора к сопротивлению
статора. Знак «+» в подкоренном выражении соответствует симмет-
ричным составляющим гармоник, вращающимся против вращения
поля основной гармоники, знак «-» — симметричным составляю-
щим гармоник, создающих поля, вращение которых совпадает с вра-
щением поля основной гармоники.
Дополнительные потери в стали определяются
‘"2 <п-з-3)
'♦ *' 2 ном п
где ДРСТНОМ — номинальные потери в стали двигателя при номиналь-
ном напряжении £/ном. > ' г/п < \ н
Мощность для преодоления тормозного момента ' "
Sдрт(») = Л™ Д/1 ьГ -тт= <п-3-4)
2 иНОМ ШНОМ п '•Jn ± 1
где Мп и Мном — пусковой и номинальный моменты синхронного
двигателя.
Для вычисления дополнительных потерь по (П.ЗЛ)—(П.3.4) все
необходимые величины определяются по паспортным или справоч-
ным данным для конкретного типа оборудования. Значения
могут быть измерены с высокой точностью в различных режимах
работы электрической машины. ••
В [3] оценка дополнительных потерь от высших гармоник АРД(Й)
в синхронных двигателях производится по кривым (рис. П.3.1, а),
построенным по отношениям этих потерь при напряжении, равном
1 % напряжения основной частоты, к суммарным номинальным поте-
243.
a)
Рис. П. 3.1. Дополнительные потери мощ-
ности от высших гармоник в синхронных
(а) и асинхронных (б) двигателях
&
рям ДРНОм, указанным в паспортных данных электродвигателей. Кри-
вые, приведенные на рис. П.3.1, а, соответствуют двигателям с ших-
тованными статором и ротором. Отношение ЛРД,^^/ЛРНОМ имеет
наибольшее значение на частотах высших гармоник низких поряд-
ков, в первую очередь второго и третьего. Потери на частотах
высших гармоник выше 13-й незначительны, и в расчетах ими можно
пренебречь. Это справедливо для тех СЭС, в которых амплитуда
напряжения высших гармоник уменьшается при увеличении порядка
высших гармоник. Однако при наличии в СЭС мощных источников
тока высших гармоник или резонансных условий на гармониках
более высокого порядка (вплоть до 40-й) могут наблюдаться очень
большие значения гармоник напряжения с порядком выше '3-го [4].
В этом случае необходимо проводить расчеты с учетом этих гармони-
ческих составляющих.
Суммарные потери в синхронном двигателе AP2b г от всех
высших гармоник напряжения находят по формуле
- Д^..Г=2ДМ^)'
t 1
Потери от высших гармоник в синхронных двигателях и компен-
саторах с массивными полюсами больше, чем потери в машинах
с шихтованными полюсами. Работа таких машин при несинусои-
дальном напряжении может привести к недопустимому перегреву и
повреждению обмотки возбуждения.
Метод определения дополнительных потерь от высших гармоник
по кривым на рис. П.3.1 достаточно прост в использовании. Однако
он не позволяет учесть возможные вариации уровней гармоник
в СЭС, например при резонансах.
Добавочные потери в асинхронном двигателе, обусловленные
током я-й гармоники, равны [2, 3]; * т д’:**»
2 ,
+ R рОт(п) ) > . - < ча.-.,
где и R р0Т(„) — соответственно активное сопротивление ста-
тора и приведенное активное сопротивление ротора на частоте и-й
гармоники.
Явление поверхностного эффекта, имеющего место при повышен-
ных частотах, учитывается следующими формулами: 7?ст^ = RCTJn,
R р0Т(-Л^ = R р0Т Jn ± 1, «+» — для высших гармоник прямой после-
довательности, «-» — для высших гармоник обратной последова-
тельности. При расчете потерь в асинхронных двигателях высокого
напряжения можно принять RCT = R р0Т. 1 • • ,
Если выразить ток 1Л через номинальный ток электродвигателя и
кратность пускового тока кп, расчетную формулу для определения
суммарных потерь от высших гармоник можно представить в виде
д^=.г = ® + = дрс™£ w
2 1 2
где Диетном — номинальные потери в меди статора; к^ — коэффи-
циент возрастания потерь в меди обмоток от и-й гармоники.
При построении кривой кд^ = f(ri) на рис. П.3.1, б принято
&п = 5,5. На двух осях ординат отложены значениях ДРд(„) /ДРНОМ и
кд&у
При несимметрии напряжения [5] дополнительные потери мощ-
ности, отнесенные к номинальной мощности, в асинхронных и синх-
ронных машинах могут быть определены по формуле
доп эм ^доп.эм^2С/’
где £доп эм — коэффициент, зависящий от типа электрической
машины и принимающий следующие значения: для асинхронных
двигателей — 4,5; для турбогенераторов — 1,86; для гидрогенерато-
ров и синхронных двигателей — 0,68; для синхронных компенсато-
ров — 1,5.
Дополнительные потери в конденсаторных батареях и филь-
трокомпенсирующих устройствах. Наибольшее влияние на режимы
работы КБ и ФКУ оказывают высшие гармоники. В первую очередь
это связано с возможностью возникновения резонансных явлений,
245
которые могут привести к перегрузкам элементов сети и даже выходу
из строя электрооборудования.
При несинусоидальном напряжении на зажимах КБ в диэлектрике
появляются дополнительные активные потери, обусловленные выс-
шими гармониками [3, 6], которые находят по формуле
= ratC/W,,tg5„C'
1
Здесь со — номинальная угловая частота; — напряжение п-и гар-
моники; С — емкость батареи; tg8n — коэффициент диэлектрических
потерь на я-й гармонике. •, *
Согласно [6] значение tgS при частоте до 1 000 Гц можно принять
равным номинальному значению для данного типа диэлектрика.
В диапазоне частоты от 1 000 до 3 000 Гц значение tgS возрастает
примерно в 1,5 раза. Емкость конденсатора при частотах до 3 000 Гц
можно принять С„ = Сяом = const. В результате таких допущений
получаем формулу для определения диэлектрических потерь:
/ 20 2 40 2 А
А^диэл = “CHOMtg8H4 2 и^п + 1,5 £ и{п}П) ,
Л = 1 /7 = 21 |
ИЛИ
2 Г 20 2 40 2 *1
Д/\диэл = Кимч + 1,5 £ .
п = I
где J^0M®CH0Mtg5H0M — номинальные потери в диэлектрике от
основной гармонической составляющей напряжения.
Потери в реакторах определяются по формуле [3, 7]:
, , |1 . , • | , В JJ4
ДР£м = 357(п)ГЛ(«)’ ,
1
где 1^ — ток и-й гармоники, в реакторе; — активное сопротивле-
ние на основной частоте; kr^ — коэффициент изменения активного
сопротивления на частоте и-й гармоники.
В соответствии с [3] потери в ZC-фильтре слагаются из потерь
в реакторе и потерь в КБ на частотах гармоник, на которые настроен
фильтр, и 1-й гармоники, Потерями от остальных высших гармоник,
проникающих в фильтр, как показано в [3], можно пренебречь.
Следует отметить, что уменьшение активных потерь в сети при
наличии ФКУ происходит за счет компенсации реактивной мощ-
ности. Потери в ФКУ в ряде случаев могут превосходить потери от
высших гармоник в сети без ФКУ. Это значит, что применение ФКУ
Ж
способствует увеличению суммарных потерь. Отношение потерь в
сети на частоте и-й гармоники &Рпс при отсутствии ФКУ и потерь в
ДЛ«)ФКУ 1 о 7 бномКБ ~
ФКУ равно —--------- = —т—. Здесь к = —----------; Qma КБ —
ЛГ(«)с Кр”КЧгр дк
номинальная мощность КБ; 5К — мощность короткого замыкания в
узле подключения ФКУ; к - - — отношение активного и реактив-
ного сопротивлений сети; q •— добротность ФКУ.
При кр = (0,25+0,5)10"2, кг = 0,3 и Qrp = 10 для и = 5, 7, 13:
АЛ")фку я j + 3
ДЛ»)с
Соотношение ДР^фКу < имеет место только при очень
больших мощностях ФКУ (к > 10-2) и высоких добротностях филь-
трующих цепей, а также при резонансном повышении напряжения
в сети на частотах высших гармоник при отсутствии ФКУ
Дополнительные потери в трансформаторах и линиях элек-
тропередачи. При несинусоидальном напряжении дополнительные
потери в трансформаторе, обусловленные высшими гармониками
токов, определяются по формуле [3] . , . •
- > Д^Ев.г.т ” ’ !• I
2
где — ток я-й гармоники; — активное сопротивление транс-
форматора на основной частоте; кг(^ — коэффициент изменения
активного сопротивления токоведущих частей на частоте я-й гармо-
ники. В расчетах рекомендуется принимать к^ = 2,1; кг^ = 2,5;
1) = 3,2; £^13) = 3,7.
Дополнительные потери от высших гармоник токов в ЛЭП опре-
деляются аналогично [3]. При этом коэффициент изменения актив-
ного сопротивления токоведущих частей на частоте и-й гармоники
£г(„) = Jn.
Влияние частоты высших гармоник на активное и реактивное
сопротивления проводов марок АС и АСО, а также кабелей напряже-
нием 6—35 кВ различного сечения исследовалось экспериментально
[2]. Было получено, что активное сопротивление проводника на час-
тоте и-й гармоники равно
ip, 14 .г "и r0(in') = ro(Ku + Кб), : (П.3.5)
W
где r0 — удельное сопротивление проводника постоянному току
(с учетом температуры); — коэффициент, учитывающий явление
поверхностного эффекта и равный
Ки = 0,021 Jf —для меди, Ки = 0,01635 Jf —для алюминия; (П.3.6)
коэффициент Kq учитывает эффект близости проводников в линии
электропередачи , t । .
к = 1,18 d\2
6 Xn + 0,27W
(П.3.7)
d — диаметр жилы проводника, мм; а — расстояние между центрами
жил, мм.
Поэтому при наличии в сети мощных источников гармоник тока
целесообразно использовать алюминиевые провода, в которых в
меньшей степени выражен поверхностный эффект. Что касается
эффекта близости, то его обязательно нужно учитывать для кабель-
ных линий. Для воздушных линий, если а > 50 мм, эффект близости
не учитывают.
Дополнительные потери мощности в трансформаторах при неснм-
метрии токов и напряжений определяются следующим образом [5]:
ИПМ * игш
где Огноч и /ном — номинальные напряжение и ток со стороны высшего
напряжения трансформатора; и /2 — напряжение и ток обратной
последовательности; ЛРХ и ЛРК — номинальные потери холостого
хода и короткого замыкания трансформатора. С учетом того, что
ик и2
/ном = ~~г— ’ ток обратной последовательности /2 = “Z----------,
V3zK 73(zk + zh2)
где UK и zK — напряжение и сопротивление короткого замыкания
трансформатора; zh2 — сопротивление обратной последовательности
присоединенной к трансформатору нагрузки. После преобразований
получаем
А
^ном
^ном2к + Zh2
= TfU-^T.n)’ *т.п
VK
^2ТНН
^2ТВН
коэффициент, характеризующий потерю напряжения обратной пос-
ледовательности в трансформаторе; (72т нн и ^2Т ВН — напряжения
обратной последовательности соответственно на стороне высшего и
низшего напряжений, приведенные к стороне высшего. Дополни-
248
тельные потери в относительных единицах можно получить из выра-
жения
1-Ц2ДР„
? = = -------------------
•ТД0П Д-Рт -2 1+в2^к
р ДРХ
где ДРТ — потерн в трансформаторе в симметричном режиме; £ —
коэффициент загрузки трансформатора. 1 * ’
В линиях высокого напряжения при неучете токов нулевой после-
довательности /0 = (0,l+0,2)Z2 дополнительные потери мощности от
токов обратной последовательности в относительных единицах
равны: •
ЛР _ АРлэпд0П _ г _ 2
ЛЭПдоп ~ др /2 л2/’ •
лглэп
где Д/’дэп — потери в ЛЭП в симметричном режиме; Ку — коэффи-
циент несимметрии тока по обратной последовательности, который
может быть определен путем измерений.
В сетях 0,4 кВ с нулевым проводом необходимо учитывать также
дополнительные потери от несимметрии по нулевой последователь-
ности. В соответствии с [8] формула для расчета потерь мощности в
радиальной сети с учетом несимметричной нагрузки фаз имеет вид
ар = к /2г к ' л-wi •
где kui — коэффициент, учитывающий количество фаз схемы на
участке сети; I. — эффективный ток участка сети; r3i — активное
сопротивление участка сети; kAi — коэффициент, учитывающий
дополнительные потери от неравномерности нагрузки фаз:
к = тЛ1 + 1,5 —) - 1,5 —; яг'
• 4 г¥ ГФ
гнт’ гф — сопротивления нейтрального и фазного проводов;
2 /2+/2+/2
N = 3 —---------------коэффициент неравномерности; 1А, 1В, 1С —
ил + 1в + 'с)
измеренные токи фаз. При увеличении коэффициента неравномер-
ности токов фаз потери мощности увеличиваются (рис. П.3.2).
249
Рис. П.3.2. Зависимость коэффициента допол-
нительных потерь мощности в электриче-
ских сетях до 1 кВ от коэффициента неравно-
мерности нагрузки фаз линии:
1 — четырехпроводная с нейтральным прово-
дом и гнт = 2гф; 2 — четырехпроводная с ней-
тральным проводом и гнт = Гф; 3 — трехпровод-
ная без нейтрального провода
/.’В- tu ь>л.ч.
Список литературы к Прилож. 3
1. Данилевич Я.Б., Катарский Э.Г. Добавочные потери в электрических
машинах. М.—Л.: Госэнергоиздат, 1963.
2. Семичевский П.И. Методика расчета дополнительных потерь активных
мощности и электроэнергии в элементах систем электроснабжения промышлен-
ных предприятий, обусловленных высшими гармониками: Дис. ... канд. техн,
наук. М, 1978.
3. Жежеленко И.В. Высшие гармоники в системах электроснабжения пром-
предприятий. М.: Энергоатомиздат, 2000.
4. Исследование электрической сети Братского алюминиевого завода, анализ
гармонических составляющих, выработка технического задания по улучшению
качества электроэнергии: Отчет г/б НИР по теме № 2205010, УДК 621.311.004.12
(047.2), roc. per. № 01200116049 / Рук. И.И. Карташев, 2000.
5. Дополнительные потери электроэнергии от несимметрии параметров фаз
воздушных линий высокого напряжения / Р.Г. Книжник, М.Л. Ланда и др. И Элек-
тричество. 1987. № ].
6. Гидалевич Е.Д. Упрощенный расчет мощности потерь в косинусных кон-
денсаторах при несинусоидальном напряжении И Промышленная энергетика.
1990. № 7.
7. Винер И.М. Особенности оценки перегрузки силовых конденсаторов
в сетях с высшими гармониками // Сб.: Качество и потери электроэнергии в элек-
трических сетях. Алма-Ата: КазПТИ, 1986.
8. Железко Ю.С. Выбор мероприятий по снижению потерь электроэнергии в
электрических сетях. М.: Энергоатомиздат, 1989.
Приложение 4
ПРИСОЕДИНЕНИЕ СРЕДСТВ ИЗМЕРЕНИЯ
К ИЗМЕРИТЕЛЬНЫМ ТРАНСФОРМАТОРАМ
Подготовка к проведению измерений осуществляется в соответ-
ствии с п.13 РД 153-34.0-15.501-00 «Методические указания по конт-
ролю и анализу качества электроэнергии в системах электроснабже-
ния общего назначения. Часть 1. Контроль качества электрической
энергии», а также с соблюдением требований Руководства по эксплу-
атации используемого средства измерения.
Перед началом измерений в электрических сетях напряжением
выше 1 кВ следует установить:
• тип измерительного трансформатора (трансформаторов) на-
пряжения в пункте контроля;
• номинальные напряжения первичной и вторичной обмоток TH;
• схему соединений вторичных обмоток TH; ••
• класс точности TH;
• наличие действующего свидетельства о поверке или повери-
тельного клейма;
• схему соединения нагрузок вторичных обмоток TH (при необ-
ходимости). . . . ' ‘
При отсутствии данных о соответствии нагрузки вторичных
цепей трансформаторов напряжения допустимым по классу точности
значениям провести измерения этой нагрузки прямым методом (п. 8.3
и Приложение Б Методических указаний РД 153-34.0-15.501-00).
При подготовке СИ к работе необходимо выполнить следующие
обязательные требования:
• надежно установить СИ в непосредственной близости от
точки, к которой будут присоединены выводы СИ;
• подключить прибор к источнику питания и выполнить уста-
новленные руководством по эксплуатации переключения и настройку
прибора. Большинство СИ позволяют подавать напряжение на вход
питания прибора от контролируемой сети или от внешней, не связан-
ной с точкой контроля. При выключенном источнике питания к его
выводам на панели присоединить выводы СИ, При необходимости
измерения тока наложить токоизмерительные клещи на цепи измеря-
емых токов. Для СИ, предназначенных для включения в рассечку
вторичных обмоток измерительных трансформаторов тока, присо-
единение входов СИ к цепям ТТ может выполняться только при зако-
251
роченных вторичных обмотках ТТ, Соответствующие закоротки
после присоединения СИ снимаются. Отсоединение токовых цепей
проводится в обратном порядке;
• включить прибор и подать контролируемое напряжение на
измерительные входы;
при настройке прибора необходимо ввести уставки:
• код измерения — это алфавитно-цифровой код архива, в кото-
ром будут сохраняться результаты измерений;
• номинальное напряжение сети, в зависимости от которого при-
бор автоматически выбирает уставки по допустимым уровням ПКЭ;
• рассчитанные заранее диапазоны установившегося отклонения
напряжения — показатель КЭ, который нормируется ГОСТ 13109—97
только на зажимах электроприемника. Порядок расчета допустимых
диапазонов отклонения напряжения приведен в Прилож. 8;
• коэффициент трансформации трансформаторов напряжения
(если (7НОМ > 380 В) и тока;
• схему присоединения. . - •
Схемы присоединения СИ к контролируемой сети представлены
на рис, П.4,1 и П.4,2,
При измерениях токов и мощностей в сети 380 В необходимо
обратить внимание на соответствие схем соединения вторичных
обмоток ТТ, приведенных на рис. П.4.1 и П.4.2.
В сети 6—10 кВ измерения проводятся с использованием только
двух трансформаторов тока и трансформаторов напряжения, В каче-
стве TH устанавливаются либо два однофазных двухобмоточных
'252
I
Рис. П.4.2. Схема присоединения СИ в сети 6—10 кВ
Рис. П.4.3. Схемы TH типа
НОМ (НОС) (а) и типа НТМИ
(НАМИ) (б)
трансформатора типа НОМ (НОС), либо один трехфазный трехобмо-
точный трансформатор типа НТМИ (НАМИ). Схемы этих трансфор-
маторов приведены на рис, П.4,3, а и б.
После настройки прибора необходимо убедиться в правильности
показаний прибора, Для этого рекомендуется в режиме просмотра
253
текущих значений ПКЭ, если это позволяет используемое средство
измерения, оценить значение коэффициента несимметрии напряже-
ния (ЛГ2^) по обратной последовательности, которое при правильном
чередовании фаз не должно превышать 2—4 %. Если одновременно
с ПКЭ,будут контролироваться значения токов и мощности, необхо-
димо также обратить внимание на значение коэффициента несиммет-
рии тока по обратной последовательности (ЛГ2у). Как показывает
практика, для комплексной нагрузки трансформаторной подстанции
напряжением (6—10)/0,4 кВ значение не превышает 60 %. Актив-
ная мощность контролируемой нагрузки должна быть положительна,
Реактивная мощность может быть отрицательна, если ниже точки
контроля подключены источники реактивной мощности и они рабо-
тают с перекомпенсацией.
Климатические условия окружающей среды и напряжение пита-
ния СИ контролируются не реже 1-го раза в сутки в течение всего
периода наблюдения.
Соответствие требованиям ГОСТ 13109—97 проверяется по
результатам измерений ПКЭ в течение не менее 24 ч (см. Прилож, 1 и
9). При этом суммарный перерыв в измерениях ПКЭ за сутки, вклю-
чая длительность провалов, перенапряжений и отключений прибора,
не должен превышать 5 мин, Если это условие не выполняется, изме-
рения надо повторить,
। I ।
’ I i
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ СРЕДСТВ
ИЗМЕРЕНИЯ ПКЭ
Приложение 5
li
i; ' ’’ 1 1
Опыт разработчиков средств измерения ПКЭ (СИ) и испытатель-
ных лабораторий позволяет выработать некоторые рекомендации,
относящиеся к исполнению и характеристикам таких приборов.
Средства измерения должны быть изготовлены в соответствии с
требованиями ГОСТ 22261—94 и техническими условиями разработ-
чика.
По номенклатуре измеряемых величин СИ должны измерять основ-
ные ПКЭ и вспомогательные параметры КЭ (см. ГОСТ 13109—97), а
также дополнительные параметры электроэнергии (табл. П.5.1) кото- •
рые необходимы при анализе КЭ.
Для оценки соответствия измеренных ПКЭ требованиям ГОСТ
13109—97 необходимо измерять границы в пределах которых лежит
95 % измеренных значений, а также относительное время превышения
нормально и предельно допустимых значений. Метрологические харак-
теристики СИ должны быть не хуже указанных в ГОСТ 13109—97.
Диапазоны измерений для некоторых СИ, представленных на оте-
чественном рынке, указаны в табл. П.5.1.
Средства измерения могут изготавляться в стационарном или
переносном исполнении, в пылезащищенном и брызгозащищенном
корпусе. Масса переносного прибора не должна превышать несколь-
ких килограмм.
Каналы измерения напряжения могут подключаться непосредс-
твенно к контролируемой сети и(или) через преобразователи (транс-
форматоры напряжения, делители напряжения). Номинальное вход-
ное напряжение СИ должно соответствовать номинальным напряже-
ниям этих преобразователей (100 и 100/75 В) или напряжению сети
(220/380 В) в схемах измерения без преобразователей. При контроле
дополнительных параметров по току в трехфазных сетях СИ должны
иметь не мене двух измерительных каналов для измерения тока во
вторичных цепях трансформаторов тока, соединенных по схеме
«неполная звезда», и не менее трех при соединении вторичных цепей
трансформаторов тока по схеме «полная звезда». Каналы измерения
тока могут подключаться непосредственно к трансформаторам тока
(врезка во вторичные цепи) или через токоизмерительные клещи.
Ж
II
Г’
I1
Номенклатура измеряемых характеристик и их диапазоны
Таблица П.5.1
Наименование измеряемой величины и единица измерений Тип характеристики Диапазон измерений
ЭРИС-КЭ.02 PECYPC-UF2 Энергомоиитор 3.3
Установившееся отклонение напряжения 5t7y, % ПКЭ -20 20 -20—20 -100—40
Размах изменения напряжения 8Ut, % ПКЭ 0,25—10 0,2—20 —
Доза фликера PS{ и PLl ПКЭ 0,25—10 0,25—10 —
Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения Ки. % ПКЭ 0,1—15 0,1—30 0—49,9
Коэффициент и-й гармонической составляющей напряжения для п от 2 до 40 KU(n)' ПКЭ 0—10 для «<16 0—5 для «<30 0—2 для и £ 30 0,05—30 для 2и10 0,05—20 для 10<«20 0,05—10 для 20<«30 0,05—5 для 30<«40 0—49,9
Коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности К2и, % ПКЭ 0,1—15 0,1—20 0—50
Коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности Кои, % ПКЭ 0,1—15 0,1—20 0—50
Отклонение частоты Д f Гц ПКЭ -3—3 -5—5 -5—25
Амплитуда импульса напряжения кВ: грозовой коммутационный ' i ’z. .• •_ ПКЭ 1—6,0 1—4-,5 — —
Коэффициент временного перенапряжения ПКЭ 1,1—1,2 1,1—1,4 1,1—7,99
Длительность провала напряжения Д?п, с ПКЭ 0,01—60 0,01—60 от 0,02
Длительность импульса Д/Вмп, мкс: грозовой коммутационный Вспомогательный 5—50 50—2 000 — —
3375
Длительность временного перенапряжения Д(пер(У’ с Вспомогательный 0,01—60 0,01—60 От 0,01
Глубина провала напряжения, % Вспомогательный 10—90 10—100 10—100
Действующее значение напряжения U, В Дополнительный (0,8—1,2)С/В0„ (0,8—1,2)С/НОМ 40—400
Действующее значение тока / А Дополн нтельный (0,02-1,2)/„,(М (0,05-1,2)/но„ (0,005-1,5)2НО„
Коэффициент искажения синусоидальности кривой тока % Дополнительный 0,1—15 0,1—100 0—49,9 i
Коэффициент n-й гармонической составляющей тока для п от 2 до 40 % Дополнительный 0—10 для «<16 0—5 для «<30 0—2 для n S 30 0,05—100 для 2«Ю 0,05—50 для 10<«20 0,05—20 для 20<«30 0,05—10 для 30<«40 0—49,9
Коэффициент несимметрия токов по обратной последовательности К21, % Дополнительный 0,1—50 — 0—100
Коэффициент несимметрии токов по нулевой последовательности Кщ, % Дополнительный 0,1—20 — 0—100
Полная и активная мощность с учетом искажений ST, кВ А; РТ, кВт. Дополнительный (0,01—1,2)и„„Лом —
Полная, активная, реактивная мощность основной частоты S, кВ • А; Р, кВт; Q, квар Дополнительный (0,01—l,2)t/HOM/HOM (0,5 Ц,ом)(0,0 (1,2С/ИОМ)( 1,5/„ом) (0,0icz„o„zHOM)— (1,2Ц,„Х 1.5/„™)
Полная, активная, реактивная мощность на частотах гармоник S, В * А; Р, Вт; Q, вар Дополнительный (0,003—0,05)(/НОМ2НОМ — (0,003—0,1 )(7НОМ/НОМ
Активная и реактивная мощность обратной н нулевой последовательности Р2; Q2; Pq'. Qq, Вт, вар Дополнительный (0,01 —0,1 )(7но»/вом —
Приборы должны обеспечивать формирование и хранение архи-
вной информации в объеме достаточном для контроля и анализа
качества электрической энергии. Управление СИ должно осущест-
вляться с помощью встроенной или выносной клавиатуры.
Приборы должны обеспечивать: , о
• возможность отображения результатов измерений в алфа-
витно-цифровой и(или) графической форме на встроенном дисплее
и(или) дисплее внешней ПЭВМ; ч !
• связь с внешними устройствами по интерфейсу для передачи и
последующего просмотра архивной информации и формирования
протоколов и диаграмм характеризующих результаты измерения;
• защищенный от несанкционированного доступ к вводу опера-
тивных уставок. Время, дата введения и значения измененных уста-
вок должны сохраняться; ' 1
• защиту от несанкционированного доступа к управлению и
результатам измерения;
• регистрацию измеряемых характеристик при снижении напря-
жения питания до 50 % от номинального и при отклонениях частоты
±3 Гц;
• сохранение установочных параметров, в частности, оператив-
ные уставки, накопленной в памяти информации, а также отсчет
текущего времени, при исчезновении напряжения питания. При вос-
становлении напряжения питания до 0,8£7НОМ приборы должны обес-
печивать автоматическое восстановление нормальной работы.
Электропитание приборов должно осуществляться от одного или
нескольких источников электрической энергии-.
• сети переменного тока частотой 50 Гц, напряжением 220 В
между фазами (внешняя сеть);
• сети, в которой проводится измерение ПКЭ (контролируемой
сети);
• встраиваемых или внешних источников постоянного тока.
Средства измерения должны быть рассчитаны на следующие
условия эксплуатации:
• температуру окружающего воздуха от -30 до 40 °C;
• относительную влажность воздуха, 80 % при 35 °C;
• атмосферное давление 84—106,7 кПа.
Упаковка приборов должна обеспечивать их защиту от климати-
ческих и механических воздействий при перевозке в специальной
таре любым видом транспорта без ограничения дальности и расстоя-
ния при температуре окружающего воздуха от -55 до 55 °C и хране-
нии на складе, без переконсервации в течение одного года.
Для наглядности результатов измерения и удобства пользования
ими целесообразно представлять их в виде суточных графиков изме-
258
иения ПКЭ, токов и мощности. Для этого суточный интервал может
быть представлен несколькими короткими интервалами. Например,
48 интервалов по 0,5 ч, или 24 — по 1 ч. В некоторых приборах такой
интервал может составлять 1 мин., что дает возможность получить
достаточно детальный график контролируемого параметра, который
необходим при анализе КЭ (см. гл. 8). Целесообразно также на этих
коротких интервалах времени формировать такой же пакет результа-
тов измерения, который выводится по истечении контрольных 24 ч.
Таким образом представляется возможность оценивать КЭ на каж-
дом таком интервале и установить экстремальные ситуации в при-
вязке к астрономическому времени (см. § 7.5). ' ! b 1 'fil- *"'•.•*** я
Графическое отображение результатов измерения в виде вектор-
ных диаграмм представляется необходимой функцией СИ при перво-
начальном подключении его в контрольной точке, когда необходимо
обеспечить фазировку прибора по напряжению и току.
Оперативность контроля КЭ существенно может быть расширена
благодаря возможности вывода результатов измерения непосредс-
твенно на печать, без использования внешней ПЭВМ.
нньа,''‘’н.4|У. эт
- Л
»•>;. • '!'•«< .. Л n Приложение t
()i -i? ’ '*it-f-'t ?'• .!> ’0. а ;»?»>. ;л . ? n
РАСЧЕТ ДОПУСТИМОГО ВКЛАДА ПОТРЕБИТЕЛЯ
ПО ПКЭ , ‘i? / ,.,i j I • ‘i ' -ii •••! г II
> ' .и» j ' --л'’ ।
Рассматривая взаимоотношения между отдельным потребителем
и энергоснабжающей организацией относительно границы раздела
балансовой принадлежности (точки контроля), систему электроснаб-
жения необходимо представить в виде двух подсистем. При этом
остальные потребители условно входят в состав энергоснабжающей
организации (см. рис. 8.1).
В соответствии с рекомендациями [8.1] допустимый вклад под-
системы в значение ПКЭ в точке подключения определяется по фор-
муле - „ -
, . дв=ад^пкэ)1/<г,
где Пк — нормированное значение ПКЭ для рассматриваемой сети;
dn — отношение разрешенной мощности потребителя к пропускной
способности сети в точке контроля; я'цкэ — доля нормированного
значения ПКЭ, рассматриваемая как суммарный вклад потребителей,
питающихся от рассматриваемой точки, остальная часть считается
допустимым вкладом энергоснабжающей организации; а — показа-
тель степени, характеризующий порядок суммирования векторов
искажения, численные значения которого приведены в табл. П.6.1.
При расчете ДВ в коэффициент несимметрии напряжений по
нулевой последовательности принимают ^пкэ =
При расчете ДВ в коэффициент несимметрии напряжений по
обратной последовательности, коэффициент искажения синусо-
идальности кривой напряжения и коэффициент и-й гармонической
составляющей напряжения значение ^лкэ определяют по формуле
^пкэ ~ ’
1 + —
\в
где 5кн — мощность трехфазного короткого замыкания в точке конт-
роля; 5кВ — то же, в точке присоединения рассматриваемой сети
к сети высокого напряжения.
260
.• .. >/ •Ц.--И" । *. чл к1'.н”» • .М,< Таблица П.6.1
Значения показателя степени а
Показатель качества электроэнергии Значение а
Коэффициенты несимметрии напряжений по обратной и нулевой последовательности 2
Коэффициент n-й гармонической составляющей напряжения, созда- ваемой преобразователями:
и = 3,5,7 - , и = 9, 11, 13 U : -Л - , ’ . ’ • ' п > 13 (нечетное) “ ‘ '' 11 1 1,4 '•'Г •
п — четное 2
Коэффициент n-й гармонической составляющей напряжения, созда- ваемой другими искажающими ЭП (не преобразователями) при любом и 2
Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения, создаваемый гармониками:
6-пульс ных преобразователей и тиристорных регуляторов напря- жения , 3) 1,3
12-пульсных преобразователей • . v 1,6
других искажающих ЭП 2
Доза фликера 1
Пропускную способность сети при питании потребителя от шин
центра питания, принадлежащего энергоснабжающей организации,
принимают равной:
• номинальной мощности трансформатора, установленного
в ЦП, при определении dn для потребителя, питающегося от одно-
трансформаторной подстанции;
• 70 % номинальной мощности подстанции при определении dn
для потребителя, питающегося от двухтрансформаторной подстан-
ции с нормально включенным межсекционным выключателем;
• 70 % номинальной мощности одного трансформатора при
определении dn для потребителя, питающегося от одной из секций
подстанции с нормально отключенным межсекционным выключате-
лем (при питании потребителя от обеих секций такой подстанции ДВ
определяют для каждой секции с учетом нагрузки, приходящейся на
секцию).
Для трехобмоточного трансформатора значение dn определяют
отдельно для шин среднего и низкого напряжения трансформатора с
Учетом разрешенной мощности на каждых шинах.
261
При определении ДВ на шинах первичного напряжения подстан-
ции, принадлежащей потребителю, используют значение пропускной
способности сети, к которой присоединена подстанция.
При питании потребителя от шин генераторного напряжения про-
пускную способность сети определяют как установленную мощ-
ность генераторов станции, предназначенных для покрытия местной
нагрузки. Если установленная мощность генераторов меньше сум-
марной мощности потребителей, питающихся от шин генераторного
напряжения, пропускную способность сети определяют как сумму
установленной мощности генераторов станции и трансформаторов
связи станции с энергосистемой. •«
В случаях более сложных схем электроснабжения значение про-
пускной способности сети определяет энергоснабжающая организа-
ция и предоставляет потребителю соответствующее обоснование.
Приведенные в табл. П.6.1 значения показателя степени а харак-
теризуют порядок суммирования векторов искажения для электро-
приемников одного типа. Если высшие гармоники создаются различ-
ными типами электроприемников, значение показателя а при
определении ДВ в коэффициент искажения синусоидальности рас-
считывают по выражению
а= 1,3<4 + 1,6</12 + 2</д. ’
Для коэффициента гармонической составляющей и-го порядка
показатель а определяют по формуле:
а = aa(d6 + di2> +
где d6, и dR — доли нагрузки 6- и 12-пульсных преобразователей
и других искажающих электроприемников в суммарной нагрузке
искажающих электроприемников (d^ + d^ + = 1); ап — значение а
(см. табл. П.6.1), соответствующее рассматриваемой гармонической
составляющей, создаваемой преобразователями.
При отсутствии данных о структуре ЭП, генерирующих высшие
гармоники, принимают:
• при расчете ДВ в коэффициент искажения синусоидальности
кривой напряжения а = 1,3;
• при расчете ДВ в коэффициент и-й гармонической составляю-
щей значение а, соответствующее л-й гармонической составляющей,
создаваемой преобразователями (см. табл. П.6.1).
Требования к качеству электроэнергии, получаемой по межсис-
темным (межсетевым) связям одной энергоснабжающей организа-
цией от другой, отражают в договорах между этими организациями.
Качество электроэнергии в точке ее продажи определяется составом
потребителей и электрооборудования обеих сторон. Допустимые
262
вклады каждой из сторон в коэффициенты гармонических составля-
ющих напряжения, искажения синусоидальности кривой напряжения
и несимметрии напряжений по обратной последовательности опре-
деляют по формуле ' ,г!’-
да=^4кэ- ' ' '
где ^пкэ — Доля ПКЭ, относимая на рассматриваемую сторону (при
отсутствии данных для ее определения принимают ^пкэ ~ ^,5).
Для потребителей, отношение разрешенной мощности которых к
пропускной способности сети в точке присоединения dn < 0,2, допус-
тимый вклад рекомендуется выражать в виде допустимого значения
тока (мощности) искажения, соответствующего рассматриваемому
ПКЭ. г, , * '
’Mi/.-'? .*? ’. »:>>*" Ч ' f ct , < • op-
Пример расчета допустимого вклада потребителя по ПКЭ
Для расчета требований к КЭ, включаемых в договор энергоснаб-
жения, определить допустимый вклад для каждого потребителя
(ДВП) и допустимый вклад внешней системы электроснабжения
(ДВС) в точке общего присоединения (рис. П.6.1).
Исходные данные. . _
5Т = 16 000 кВ • А;
5кН = 100 МВ • А — мощность КЗ на шинах 10 кВ; м
5кВ = 2 500 МВ ‘А — мощность КЗ на шинах 110 кВ.
1 НО кВ М ЭСО <. Таблица П.6.2 Значения ПКЭ для сети Ц|ом = 10 кВ (ГОСТ 13109—97)
Нормально допустимое, % Предельно допустимое, %
ЮкВ ТОП
|Н4 П2 .1. •• ^У(5) 4 6
П1 t.. ' ПЗ ^(11) 2 3
Рис. П.6.1. Схема присоединения Ку потребителей П1, П2, ПЗ в ТОП: 5 8
ЭСО — энергоснабжающая орга- к низацня 2 4
Заявленные мощности потребителей по договору (максимум
нагрузки):
Snj = 2 500 кВ ‘ А;
Sn2 ~ 3 500 кВ - А; 1 1
Sn3 ~ кВ • А.
Оценку допустимого вклада необходимо провести для следующих
ПКЭ:
• Кщу) и Ку для П1 (тяговая ПС имеет 6-пульсные преобразова-
тели), и । »,,, 4 . ,
• ^(11) и Ку для П2 (комплексная нагрузка); 0( . ,
• К2у и Ку для ПЗ (комплексная нагрузка).
Решение.
1. Определим значения ^пкЭ на шинах Ю кВ как Долю нормиро-
ванного значения ПКЭ, рассматриваемую в качестве суммарного
допустимого вклада, создаваемого всеми потребителями:
100 I’®4 °’96'
1+^ 1+^ •
При этом доля энергоснабжающей организации ^эсопкэ “
= 1 -0,96 = 0,04. .
2. Определим отношения разрешенной мощности каждого потре-
бителя к пропускной способности сети в точке контроля:
sm _ 2 500 п
Т-Тбтоо'0’156’
3 500
--„Л, ® 16 000 ’2 9’
, ••• Vf •)
" ’ " W - 6 000 - А->^
Z ; ттооо"
3. Определим допустимые вклады,
3.1. Для потребителя П1. Для тяговой подстанции значения пока-
зателя степени а (см. табл. П.6.1) составляют: для Ку^ а - 1, для Ку
а = 1,3. Таким образом можно определить ДВП:
— по коэффициенту 5-й гармонической составляющей напряжения:
ДВП„орм = = 4(0,156 • 0,96)'Z1 = 0,6 %;
ДВПпред = Ппрсд(^/пкэ)1а = 6(0,156 • 0,96)''' = 0,9 %;
264
— по коэффициенту искажения синусоидальной формы кривой
напряжения: ”
ДВПнорм = 5(0,156 * 0,96)1/1,3 = 1,16 %;
ДВПпред = 8 - 0,232 = 1,856 %, .
3.2. Для потребителя П2 Vl *ч •••'*•« ’ ’>
— по коэффициенту 11-й гармонической составляющей напряже-
ния:
ДВП„орм = 2(0,219 0,96)1/2 = 0,918 %;
ДВПпред = 3-0,459 = 1,377%;
— по коэффициенту искажения синусоидальной формы кривой
напряжения;
. ДВП„орм = 5(0,219 0,96)1/2 = 2,29 %; _ . , ,
ДВПпред= 8 0,459 = 3,67 %. ' , ‘
3.3. Для потребителя ПЗ * •
— по коэффициенту несимметрии напряжения по обратной пос-
ледовательности:
ДВПнорм = 2(0,375 • 0,96)1/2 = 1,2 %; '
ДВПпред = 4(0,375 0,96)1;2 = 2,4 %;
— по коэффициенту искажения синусоидальной формы кривой
напряжения:
ДВПнорм = 5(0,375 0,96)1/2 = 5 0,6 = 3 %; ° '
ДВПпред - 8 - 0,6 = 4,8 %.
4. Определим суммарный вклад потребителей
— по коэффициенту искажения синусоидальной формы кривой
напряжения:
ДВПг = [(Д В П+ ГДВП/ + (ДВП3)°]1 ,а.
Показатель степени а определим, исходя из того, что на шинах
10 кВ подключена смешанная нагрузка. Тогда
O=l,3rf6 + l,6rf12 + 2rfnp;
rf,2 = 0;
d = Sni _ _________2 500_______
6 ^Sn 2 500 + 3 500 + 6 000
265
хп-ачф йож«><«' $ + $ ' 'J
rfnp=-^—2 =0,79;
, l^n
а = 1,3-0,21 + 1,6-0 + 2-0,79- 1,853.
Таким образом, суммарный вклад потребителей в коэффициент
искажения синусоидальности кривой напряжения
ДВП1норм = (1,16,’853 + 2,29,’853 + з'’853)1/'’853 = "" ".
= (1,32 + 4,64 + T.eS)^1’853 = 13,610'54 = 4,09 %
не превышает нормально допустимого уровня ПКЭ на шинах 10 кВ
Ку = 5 %. В этом случае
ДВП2пред = (1,8561,853 + З,671,853 + 4,81,853)1^1'853 =
= (3,14 + 11,13+18,3)°'54 = 6,56 %
и не превышает предельно допустимого уровня ПКЭ на шинах 10 кВ
^=8%.
Следовательно, нормально и предельно допустимый вклад всех
потребителей на шинах 10 кВ не превышает нормативных значений,
установленных ГОСТ 13109—97.
Если не учитывать, что в точке общего присоединения подклю-
чена смешанная нагрузка, то суммарный нормально допустимый
вклад всех потребителей по Ку можно определить:
ДВПг = n[rfnкэ ( dn, + dn2 + dn3>]1/0 = 5[0,96(0,156 + 0,219 +
+ 0,375)]1/2 = 5(0,96 0,75)°'5 = 4,2 %.
5, Определим нормально допустимый вклад ЭСО по Ку.
ДВПэсо = [П:орм-(ДВП!.)‘']'/“ = [51'85 - 4,09 1,85 ]°’54 = 2,65 %.
' МЦЯ '! 1’ 11
Приложение 7
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ФАКТИЧЕСКОГО ВКЛАДА
ПОТРЕБИТЕЛЯ ПО n-Й ГАРМОНИЧЕСКОЙ
СОСТАВЛЯЮЩЕЙ
Ниже приведены несколько примеров определения фактических
вкладов (ФВ), основанных на результатах практических измерений.
Измерения проводились специализированными приборами
ЭРИС-КЭ.01тк (сертификат RU.E.34.004.A № 6454, зарегистрирован
в Госреестре средств измерения № 18470-99) производства фирмы
«Эиергокоитроль».
Длительность измерений составляла ие менее суток в зависи-
мости от характера нагрузки и режима работы подстанции. При этом
по всем измеряемым параметрам за каждые сутки было получено 24
часовых файла или 48 получасовых файлов в зависимости от интер-
вала измерения. На каждом интервале (1 ч или 30 мии) получены
наибольшие, средние и наименьшие значения показателей и парамет-
ров качества электроэнергии. Это позволило проанализировать их
изменения иа интервале наблюдения. Все измерения проводились в
трех фазах.
Исходными данными для расчета фактического вклада являются
сформированные по результатам измерений массивы значений:
• и-й гармонической составляющей напряжения U^;
• и-й гармонической составляющей тока
• мощности нагрузки иа основной частоте
Пример 1. Определение фактического вклада муниципаль-
ного предприятия электрических сетей.
Измерения проводились в точке, где потребитель присоединяется
к энергоснабжающей организации (рис. П.7.1). Основную долю
нагрузки, получающей питание от СЭС, составляют жилой сектор,
коммуиальио-бытовые предприятия, узлы теплоснабжения и водо-
снабжения, а также тяговая подстанция городского электротранс-
порта.
Контроль ПКЭ показал, что качество электроэнергии ие соответ-
ствует требованиям ГОСТ 13109—97 по отклонениям напряжения,
коэффициентам и-й (11, 13, 15, 21,23, 25) гармонической составляю-
щей напряжения (рис. П.7.2) и коэффициенту искажения синусои-
дальности кривой напряжения.
267
Рис. П.7.1. Точка контроля ПКЭ при определении фактического вклада муници-
пального предприятия по
г,-‘
Определим ФВ по который, как видно из спектра напряже-
ния, имеет наибольшее значение (рис. П.7.2). ; ,
1 этап. Обрабатываются результаты измерений: я-й гармонической
составляющей напряжения В; и-й гармонической составляющей
тока/(и), А; мощности нагрузки иа основной частоте З^, кВ • А.
2 этап. По графику, характеризующему изменение коэффициента
13-й гармонической составляющей напряжения (рис. П.7.3), постро-
енному по средним значениям иа часовых интервалах, оценивается
соответствие измеренного ПКЭ (Кщз)) требованиям ГОСТ 13109—
97. Как видно из графика, это требование ие выполняется, так как за
каждые сутки 1\ > 5 % и Т2 > 0.
3 этап. По соответствующим значениям Ц]3) и З1^ определяется
коэффициент корреляции р (см. гл. 8). Как видно из рис. П.7.4, между
мощностью нагрузки 5^^ и напряжением п-й гармонической состав-
ляющей корреляционная связь незначительна. При этом коэф-
фициент корреляции равен р ~ 0,08.
268
Рис. П.7.2. Спектр л-н гармонической составляющей напряжения:
7 — среднее значение; 2 — наибольшее значение
Рис. П.7.3. График изменения коэффициента 13-й гармонической составляющей
напряжения , • .,у. К1 цу..1.. .<•»*•
'hr.'Lr--', •. .< .Г>. , “ 1 . I !'t , ' ’
4 этап. Определяется метод расчета ФВ. Так как р —» О, фактиче-
ский вклад необходимо определять методом эквивалентных источни-
ков тока (см. гл. 8). .
269
Рис. П.7.5. Определение приращения тока Д/до
5 этап. Определяются приращения тока Л/^з) (рис. П.7.5) и
напряжения ДЦ-13) (на рисунке ие показано).
По результатам измерений определяются входные сопротивления
ЭСО и потребителя для п = 13 как ZBX = —f. Результаты расчета
представлены иа рис. П.7.6. ,
270 .
Как видно из рисунка, четко выделяются две группы, характери-
зующие входные сопротивления ЭСО и потребителя. Их средние
значения иа всем интервале наблюдения составили; ZS! = -34,02 -
-у‘56,57 Ом — для ЭСО и ZS2 = 35,35 -j’126,29 Ом для потребителя.
6 этап. Используя расчетные формулы (см. разд. 8.2.2) опреде-
ляют фактические вклады двух подсистем для каждого часового
интервала (рис. П.7.7).
7 этап. Сравнивают ФВ и допустимый вклад ДВ, рассчитанные
для ЭСО и потребителя. Для каждого из них строят суточную гисто-
грамму распределения ФВ. Любой из них ие вииовеи в ухудшении
КЭ, если наибольшее значение ФВ за сутки не превышает предель-
ного значения ДВ, а значения, измеренные с вероятностью 95 %,
не превышают нормального значения ДВ (принцип соответствия тре-
бованиям ГОСТ 13109—97).
Пример 2. Определение фактического вклада муниципаль-
ного предприятия и тяговой подстанции.
Измерения проводились в схеме, приведенной на рис, П.7.8.
При контроле качества электроэнергии было установлено, что иа
секции данной ПС коэффициент искажения синусоидальности
напряжения Ку л 4,3 % при нормально допустимом значении
^инорм = $ Так как трансформатор был загружен только иа 30 %,
можно ожидать, что при увеличении нагрузки Ку возрастет, что при-
ведет к нарушению требования ГОСТ 13109—97.
271
* I
6,00 —
i2.04.01 13,04.01 14.04.01 15.04.01 16.04.01 17.04.01 Дата
Рис. П.7.7. Фактические вклады ЭСО (/) и потребителя (2) в коэффициент 13-й
гармонической составляющей напряжения (3)
Рис. П.7.8. Точка контроля ПКЭ при определении фактического вклада
272
Наибольшее значение в спектре контролируемого напряжения
имеют 5-я и 7-я гармоники (рис. П.7.9). Это связано с тем, что отдан-
ной секции ПС получают электроэнергию выпрямительные агрегаты
тяговой ПС железной дороги и городского электрического транс-
порта.
В соответствии с предлагаемой методикой относительно точки
контроля можно выделить две подсистемы (см. рис. П.7.8): энерго-
снабжающую организацию (подсистема 57) и потребителя (подсис-
тема 52).
7 этап. Обрабатываются результаты измерений напряжений и
токов 5-й и 7-й гармоник, полученные в течение более 4 сут, с шагом
измерения 30 мин. Массивы исходных данных содержат более 150
элементов.
2 этап. Оценка коэффициентов 5-й и 7-й гармонических состав-
ляющих напряжения показывает, что за все время наблюдения превы-
шений требований ГОСТ 13109—-97 ие зафиксировано (рис. П.7.10).
Тем ие менее необходимо определить подсистему, оказывающую
доминирующее влияние на качество электроэнергии в точке конт-
роля.
3 этап. Определяется коэффициент корреляции. Как видно из
рис. П.7.11, наблюдается существенная корреляции между мощнос-
тью нагрузки 5-j) и напряжением и-й гармонической составляющей
Рис. П.7.9. Спектр п-п гармонической составляющей напряжения иа шинах ПС:
I — среднее значение; 2 — наибольшее значение
273
IV. *0(5)Л
20.10.03 21.10.30 22.10.03 23.10.03 24.10.03 Дата
0)
... w 'i • V
Рис. П.7.10. Коэффициенты пятой (а) и седьмой (б) гармонических составляющих
напряжения.'
/ — среднее значение; 2—наибольшее значение .t..
Коэффициенты корреляции для пятой и седьмой гармоник равны
Р(5) = 0,980 и рр) = 0,979.
4 этап. Определяется метод расчета ФВ. Так как коэффициент
корреляции р —> 1, фактический вклад необходимо определять по
зависимости между напряжением и-й гармонической составляющей
и мощностью нагрузки (рис. П.7.11). Как видно из диаграмм,
274
I
«
б)
Рис, П.7.11. Диаграммы зависимостей (а) и U^y (б)
зависимость имеет явно выраженный линейный характер. Поэтому
возможно осуществить переход от корреляционной зависимости
к функциональной (линейной). На диаграммах показаны уравнения,
описывающие данную линейную зависимость, которые имеют
вид USj = 0,0285(1) - 8,38 для 5-й гармоники напряжения и Usl =
= 0,0195(j) -15,65 для 7-й гармоники напряжения. Знак «минус»
перед свободным членом уравнения указывает на то, что подсистема
S1 не повышает уровень гармонических составляющих, а, скорее,
275
наоборот, снижает, оказывая шунтирующее действие. В связи с этим
можно сделать вывод о том, что фактический вклад по напряжению
подсистемы SJ равен USj = 0, а подсистемы S2 — измеренному
напряжению и-й гармоники Us2 - U^ny
5 этап. Сравниваются ФВ и ДВ (см. Пример 1).
Приложение 8
РАСЧЕТНО-ИНСТРУМЕНТАЛЬНАЯ МЕТОДИКА
РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ В СЕТЯХ СРЕДНЕГО
И НИЗКОГО НАПРЯЖЕНИЙ
П.8.1. Исходные положения к
Анализ режимов напряжений ведется одновременно для всей рас-
пределительной сети, присоединенной к некоторому ЦП и состоящей
из разветвленной сети СН, всех ТП и всех сетей низкого напряжения,
присоединенных к этим ТП (рис. П.8.1). Предполагается, что
к любому узлу сетей среднего или низкого напряжения может быть
присоединен электроприемник.
В качестве критерия правильности решения задач регулирования
напряжения принимается следующее условие: отклонения напряже-
ния 5(7от номинального значения для всех электроприемников, при-
соединенных к рассматриваемой сети, не должны превышать техни-
чески допустимые значения (отрицательного 5(7_ и положительного
зад
8U <&U<&U+. "....
• г», е - + , .я .
Все участки сети и нагрузки предполагаются трехфазными и сим-
метричными. Это условие является идеализированным, но оно может
быть допущено при выполнении требований ГОСТ 13109—97 по
Сети среднего
напряжения
Распределительные
трансформаторы
Сети низкого
напряжения и
электроприемники
Рнс. П.8.1. Принципиальная схема распределительной сети
277
коэффициентам несимметрии напряжений по обратной и нулевой
последовательности и KQV. Если это условие не выполняется, i
следует решать задачу симметрирования напряжений в сети.
Рассмотрим предельные режимы наибольших и наименьших
нагрузок, так как остальные возможные режимы являются промежу-
точными. Отклонения от номинального напряжения в каком-либо
узле сети в режиме наибольших нагрузок, значения потерь напряже-
ния на участке сети в этом режиме отмечаются одним штрихом —
8[7, At/7, а в режиме наименьших нагрузок — двумя штрихами —
8(7", At/". Нижний индекс указывает, к какой части или пункту сети
относится значение 8(7или А(7. ” ?<и •
Предполагается, что все потребители электроэнергии, присоеди-
ненные к ЦП, однородны, т.е. их графики нагрузки совпадают с при-
емлемой точностью. Данное допущение позволяет считать, что все
значения потерь напряжения от ЦП до каждого узла сети изменяются
взаимно пропорционально. Для эффективного централизованного
регулирования напряжения в ЦП желательно, чтобы коэффициент
корреляции между отдельными нагрузками был р > 0,8, При приня-
тии допущения об однородности нагрузок ЦП решение задачи разби-
вается на два этапа. На первом этапе на основании качественного
анализа по усредненным показателям определяются возможные зна-
чения допустимых потерь и требуемый закон регулирования напря-
жения на шинах ЦП. На втором этапе расчетов анализируется харак-
тер изменения отдельных нагрузок и выясняется необходимость
установки дополнительных средств местного регулирования.
Со стороны питающей сети к входным зажимам трансформаторов
ЦП должно быть подведено напряжение, находящееся в некоторых
допустимых пределах, которые определяются располагаемым диапа-
зоном регулирования установленных трансформаторов. Для компен-
сации потерь напряжения в сетях СН и ТП должны быть правильно
выбраны уставки регулятора, т.е. отклонения напряжения на шинах
ЦП в режимах наибольших и наименьших нагрузок (см. п. 9.1.2).
В сетях СН и НН потери напряжения не должны превышать
допустимые значения. В правильно спроектированных сетях СН
допустимые потери не превышают 7—10 %, а в сетях НН — 7 %.
Трансформаторы ТП должны быть включены на специально
подобранное регулировочное ответвление, которое определяется
местом включения данного трансформатора в сеть СН (с учетом
потерь напряжения в ТП). Сеть СН, начиная от ЦП, может быть раз-
делена на зоны шириной по 2,5 % потерь напряжения в режиме
наибольших нагрузок, что соответствует ступени регулирования РТ.
В каждой зоне присоединенные ТП должны быть включены на одно
и то же ответвление.
278
П.8.2. Анализ отклонений напряжения в сети низкого 1
напряжения
Контроль КЭ в сети НН производится в ограниченном числе конт-
рольных точек: на шинах НН ТП, на зажимах некоторых электропри-
емников, в конце сети НН. Тем не менее по результатам этих измере-
ний можно оценить отклонения напряжения всех элекгроприемни-
ков, питающихся от рассматриваемой линии или даже от всей сети
НН данной ТП. Для этого информацию, полученную путем измере-
ний, необходимо дополнить расчетами.
Для упрощения расчетов в условиях эксплуатации можно пользо-
ваться приближенными способами, требующими небольшого числа
исходных данных. При этом предполагается, что нагрузка распреде-
лена вдоль линии и сечение проводов одинаково по всей длине.
Выбор закона распределения нагрузки вдоль линии производится на
основе знаний о составе и режимах работы нагрузки, если такая
информация отсутствует — принимается равномерное распределе-
ние нагрузки. ’ Ч. I ; ' V
В табл. П.8.1 приведены формулы, по которым можно определить
различные величины, используемые при контроле и анализе режима
изменения напряжения при практически симметричной нагрузке.
Эти формулы получены для трех случаев распределения мощности
нагрузки вдоль линии заданной длины L:
• нагрузка распределена равномерно на участке Zo — L
(рис, П.8.2, а); 11
• нагрузка убывает по линейному закону (рис, П.8.2, б);
• нагрузка возрастает по линейному закону (рис, П.8.2, в).
Рис, П.8,2. Распределение нагрузки
вдоль линии t >
№
Таблица П.8.1
Отклонения напряжения в линии НН при различных распределениях нагрузки
Номер фор- мулы Пока- затель Распределение нагрузки вдоль линии
равномерное убывающее по линейному закону возрастающее по линейному закону
1 Л t2Pry(L-l)l/(L-l„)2
2 ЗЦ , „ (5 Ц, ~s О3 - 3i’2 + i’3 + 2i’3 - 3 ij2) (St/B-at/K)u\3-2i’ + 3ij2)-(i’ + i’)2] ЗЦ: . .3 2-3i0+i03
> - ‘о2 wtn «з *2 l+2i03-3/0
3 IAW<1+!o«/2 [Л(/удР^1(1/3 + 2/д3/3 -iJ2)]/( 1 - i’)2 [лу^мг + ^/з
4 1 If 8Ц-3(/Д ,2 If 8U-3tM «з Zo + 2(1 - Z0)cos[7t/3 + (l/3)arccosi|/] , Г3(/н-3(/, . .1. COS'V 3(/-3(/t2 + /^ 3i0 /l2<y Jo)l
5 r„ ^С',-6С'|Х1+2|’3-зГ02)
зГ-г2-;2 3/*-3/‘2 + in + 2i*3-3i*2 и ♦ * «7 «*2 I (3-2i„ + 3i0 V(i +i„)
6 р> ^-Q/d-v I -<I-i?)2/<l-io>2
7 р< (l-y/d-ij) (I -y2/(l -l'„12
8 (i’-iJyd-Q [(i’-4)2-(i; -лЛ/о -fa
9 лцХо-Q/(i+2/;3-3ij2)
В табл. П.8.1 приняты следующие обозначения:
Р/ — величина нагрузки на расстоянии I от шин НН ТП; 8Ц —
отклонение напряжения в точке сети, находящейся на расстоянии /;
Д(7К — потери напряжения в линии; I — расстояние по линии, выра-
женное в относительных единицах по отношению ко всей длине;
8(7H, 8(7К — отклонения напряжения в начале и в конце линии соот-
ветственно; Ргу — нагрузка головного участка линии; — удель-
* *
ные потери напряжения для данной марки провода; Р>, Р< — доли
нагрузки, получающей энергию при отклонениях напряжения выше
*
н ниже допустимого, в относительных единицах от Р ; Рдоп — доля
нагрузки, получающей энергию при отклонениях напряжения в
допустимых пределах, в относительных единицах от Ргу; — длина
участка линии, на котором отклонения напряжения выше допусти-
мых, на этом участке присоединена нагрузка Р>; — расстояние от
шин ТП до пункта сети, за которым отклонения напряжения ниже
допустимых, на этом участке присоединена нагрузка P^&U^ —
потеря напряжения до ближайшего от шин ТП электроприемника.
Приведенные в табл. П.8.1 формулы используются в зависимости
от поставленной задачи и полученных результатов измерений:
• по формуле (2) может быть определено значение отклонения
напряжения в точке сети, находящейся на расстоянии I от шин ТП,
по результатам измерений в начале и в конце линии, и, наоборот,
по измеренному отклонению в начале линии и в точке на расстоянии
I можно определить отклонение в конце линии по формуле (5);
• по известным значениям отклонений в начале и в конце линии
в формуле (4) можно определить длину участка сети, на котором
отклонение напряжения равно заданному (допустимому); »•
• при известной величине потери напряжения в линии можно
определить потерю напряжения до ближайшего электроприемника
по формуле (9); •**
• при известных значениях отклонений в начале линии и потери
напряжения можно определить долю нагрузки, к которой подводится
напряжение выше допустимого, ниже допустимого, в пределах
допустимого по формулам (6)—(8);
• если отклонения напряжения в конце линии или в точке I не
измерялись, они могут быть определены по известным значениям
головного участка, марке провода и длине линии по формулам (2) и (3),
281
П.8.3. Определение потерь напряжения в сети низкого
напряжения , г-
Для определения требуемых значений отклонений напряжения
в контрольных точках, для анализа качества напряжения и в других
случаях требуется знать потери напряжения между началом и концом
(или другой точкой) линии сети НН.
Определение потери напряжения на основании измерений
в начале линии. В распределительных сетях производятся периоди-
ческие измерения токов и напряжений на шинах НН ТП. На основа-
нии этих измерений, зная длину линии и марку проводов, можно
определить потери напряжения по формулам табл. П.8.1. Как пра-
вило, такие измерения кратковременны, поэтому использование
этого способа определения потерь напряжения эффективно, если
время замера нагрузки головного участка совпадает со временем, для
которого требуется определить значение потерь напряжения.
Определение потери напряжения с помощью современных
приборов для контроля КЭ. В соответствии с требованиями ГОСТ
13109—97 обязательная длительность измерений при периодическом
контроле КЭ должна составлять не менее суток, а рекомендуемая
равна неделе. Таким образом, при периодическом контроле КЭ, про-
водимом в распределительной сети регулярно, может быть собрана
вся необходимая информации для определения потерь напряжения
с использованием формул табл. П.8.1 во всех характерных режимах.
При этом наряду с измерением отклонения напряжения в узлах сетей
должны измеряться мощности на входе и выходе ТП.
Повысить достоверность оценки потерь напряжения можно путем
одновременных измерений несколькими приборами в разных точ-
ках участка сети, получающего питание от одной ТП. При этом один
из измерительных приборов должен быть установлен на выводе
трансформатора ТП. В качестве прочих точек следует выбирать элек-
трически наиболее удаленные от ТП пункты, а также узлы подключе-
ния наиболее мощных и чувствительных к КЭ электроприемников.
В этом случае потеря напряжения между ТП и произвольной точкой,
в которой установлен прибор, равна разнице отклонений напряже-
ния, измеренных в один и тот же момент времени.
Инструментальное определение потерь напряжения должно
сопровождаться предварительным анализом КЭ в сети и выявлением
возможных причин его нарушения. При одновременных измерениях
в пределах сети, получающей питание от одной ТП, возможны три
варианта, каждый из которых соответствует определенным законо-
мерностям изменения напряжения.
4
1. В начале линии напряжение снижается при увеличении
нагрузки и повышается при уменьшении нагрузки (изменение, обрат-
282
ное встречному). В конце линии происходит такое же изменение
напряжения. Это наиболее распространенный случай, наблюдаю-
щийся в сети НН, при отсутствии регулирования в ЦП, при стабили-
зации напряжения в ЦП, а при встречном регулировании в ЦП —
в сети НН, питающейся от электрически удаленных ТП.
2. В начале линии напряжение повышается при увеличении
нагрузки и снижается при ее уменьшении (встречное изменение).
В конце линии напряжение изменяется обратно встречному. Этот
случай наиболее вероятен для средне- и сильнозагруженной сети НН,
подключенной к ближайшим от центра питания шинам ТП.
3. В начале и в конце линии НН встречное изменение напряжения
вероятно для коротких, малозагруженных линий, присоединенных к
ТП, ближайшим к ЦП, при глубоком встречном регулировании в ЦП.
П.8.4. Определение требуемых уровней напряжения
в контрольных точках , ? f .
Требуемые уровни напряжения на шинах НН ТП определяются
раздельно для режимов наибольших и наименьших нагрузок. Для
режима наибольших нагрузок максимально допустимое значение
отклонений напряжения на шинах ТП вычисляются по выражению
=аи+ + Д^л, (П.8.1)
минимально допустимое значение для режима наибольших нагрузок
— по выражению s.-
. . 8^mI„ =аи +ди;д, (п.8.2)
где 5(7+, 5(7_ — наибольшее н наименьшее допустимые значения
отклонений напряжения на зажимах электроприемииков; Д(/дл ,
— соответственно потери напряжения до ближайшего и
наиболее удаленного электроприемииков.
Диапазон требуемых отклонений напряжения на шинах ТП равен
rf' = au;max -8u;min. (П.8.3)
Для расчета режимов, отличных от режима наибольших нагрузок,
используются выражения, аналогичные предыдущим, при этом в них
подставляются соответствующие значения потерь напряжения. Для
режима наименьших нагрузок:
8^'max =8U+ + AU£ = 8U + Д17"; ' '
283
Таким образом, диапазоны требуемых отклонений напряжения на
шинах НН в различных режимах различны. Чем меньше нагрузка,
тем больше диапазон требуемых отклонений напряжения приближа-
ется к допустимому значению на зажимах электроприемников. При
наибольших нагрузках диапазон отклонений минимален. Расчетный
диапазон, допустимый при любом режиме, определяется разницей
d-bUZ™ -8Ц'гат. (П.8.4)
На шинах НН ТП обычно 8 U'' > 8 U' • . Если же линии НН
н тал и пип
настолько загружены, что 8£/"max < SU^mm , то в этом случае не
существует диапазона отклонений напряжения, допустимого для
любого режима нагрузок. Контроль отклонений напряжения в этом
случае должен проводиться с учетом режимов изменения нагрузки.
Такой контроль и осуществляется на шинах ВН ТП или на шинах ЦП.
Требуемые отклонения напряжения на шинах ВН ТП (8(7В) отли-
чаются от отклонений напряжения на шинах НН (8(7Н) на величину
потерь напряжения в трансформаторе Д(/т и добавку напряжения Е
8UB = 8U„ + Щ-Е.
На шинах ЦП напряжением 6—10 кВ требуемые отклонения
напряжения (8(7цП) определяются по требуемым отклонениям на
шинах НН ТП с учетом потерь напряжения в трансформаторе,
в линии напряжением 6—10 кВ между ЦП и шиной ВН ТП (Д(/л) н
добавки напряжения: ...-
8^nL = 8U;(± + AC/TW + A<,)^; ' Я
4nL = 8CbAu;("^A<)-.E.
Необходимо отметить, что в режимах наибольших и наименьших
нагрузок диапазоны отклонений напряжения на шинах ЦП обычно не
совпадают. В соответствии с требованиями ПУЭ (п. 1.2.23) устрой-
ства регулирования напряжения РПН должны обеспечивать подде-
ржание напряжения на шинах напряжением 6—20 кВ ЦП, к которым
присоединены распределительные сети, не ниже 105% номиналь-
ного при наибольших нагрузках и не выше 100 % номинального при
наименьших нагрузках этих сетей, т.е. должен выполняться принцип
встречного регулирования напряжения.
Однако выполнение требований встречного регулирования не
всегда достаточно. Необходимо, кроме этого, использовать местные
средства регулирования напряжения (ПБВ трансформаторов, батареи
конденсаторов, график нагрузки).
284
Требуемые отклонения напряжения на стороне ВН ЦП с РПН
(3(7цпв) определяются на основании известных значений 8(/цПгпах,
ЗС/цп mjn, возможных добавок напряжения £цП и потерь напряжения
в трансформаторе с РПН (ДГ/цд т)
5Цщв = 5^ЦП + ДЦдПт"£- ' "
П.8.5. Пример расчета требуемых отклонений напряжения
в контрольных точках
Обобщенная схема распределительной сети, для которой опреде-
ляются допустимые диапазоны отклонений напряжения в различных
узлах, представлена на рис. П.8.3 [2]. На рисунке показаны следую-
щие типовые точки присоединения потребителей;
• точки присоединения электроприемииков к сетям напряже-
нием 0,38 кВ; 166 и 1бу — точки, соответствующие шинам 0,4 кВ
ТП, ближайшего к шинам 6—10 кВ ЦП и наиболее удаленного от
них; Зуб и 1уу — точки, наиболее удаленных от шин 0,4 кВ этих ТП;
• точки присоединения к линии напряжением 6—10 кВ соб-
ственного ТП потребителя (вблизи ЦП — 26 и наиболее удаленная от
ЦП —ад;
• точка 3 шины напряжением 6—10 кВ ЦП;
• точка 4 — шины напряжением 35—220 кВ ЦП.
Пусть диапазон допустимых отклонений напряжения 5(/на зажи-
мах всех электроприемииков сети составляет ±5 %, а потери напря-
жения во всех ТП в режиме наибольших нагрузок равны ДЦ^ =
= 1,7%. Предположим, что ближайшие к ТП электроприемники
питаются непосредственно от шин ТП. Тогда 3(7'^ = +5 % (П.8.1).
При отсутствии данных о &U'K в расчете следует принимать их мак-
симально допустимое значение в сетях НН — 7 %. В этом случае
Рис. П.8.3. Схема распределительной сети
285
SL/’jJmin = -5 + 7 = +2% (П.8.2). Диапазон требуемых отклонений
напряжения на шинах ТП в режиме наибольших нагрузок составляет
2—5 % и равен d = 5 - 2 = 3 % (П.8.3).
В режиме наименьших нагрузок (при неизвестных потерях напря-
жения в сетях НН) потери снижаются до 7Amin, где £min — отношение
нагрузок головного участка сети в режимах наибольших и наимень-
ших нагрузок. Например, при Amin ~ 0,3 потери напряжения снизятся
до 7 • 0,3 = 2,1 %. В этом случае 8U " ах = 5 %, 8U " in = -2,9 %,
d" - 7,9 %. Диапазон, соответствующий любому режиму, также
составляет 2—5 % (П.8.4),
Присоединение потребителя к сети 380 В вдали от шин 0,4 кВ ТП
возможно лишь при короткой его внутренней сети, так как общие
потери напряжения в сети напряжением 380 В не должны превышать
7 %. Поэтому на вводе такого потребителя, как правило, устанавли-
вают диапазон от -5 до 5 % для любых режимов.
Потери напряжения, %, от шин напряжением 10 кВ ЦП до шин
напряжением 0,4 кВ каждого ТП в режиме наибольших нагрузок
равны:
’ ‘O'J- =0,8 + 1,7 = 2,5; 1 С
ДСЛ, =0,8+ 0,6+1,7 = 3,1; -
ДС/з =0,8 + 0,6 + 1,3 + 1,7 = 4,41 < = • -
: t Де/;= 0,8+ 0,6+ 1,3+ 1,6+1,7 = 6,0; ‘ .
- V ' Де/; =0,8 + 0,6+1,3 +1,6 + 0,9+1,7 = 6,9.
Максимальный уровень напряжения на шинах ЦП определяется
требованиями к бе/ в точке 166. Отклонение напряжения в ней не
превысит 5 %, если на шинах ЦП оно будет не выше
3//' = Зе/+ + Д/Л =5 + 2,5 = 7,5.
На шинах 0,4 кВ ТП2—ТП5 отклонения напряжения в режиме
наибольших нагрузок составляют:
бел, = 7,5-з,1 =4,4%; бе/; =3,1 %; бе/; = 1,5 %; бе/; = о,б%.
С учетом ступени регулирования ТП, можно с помощью рабочего
ответвления поднять напряжение на ТП4 и ТП5 на 2,5 %. В этом случае
с добавкой напряжения Е = 2,5 % отклонение напряжения составляет
бе/; = 1,5+ 2,5 = 4,о%; бе/; =з,1 %.
Если на участке от шин напряжением 0,4 кВ ТПЗ и ТП5 до бли-
жайших электроприемников в сетях напряжением 380 В есть неболь-
286
I
шие потери напряжения, то можно установить второе ответвление на
ТПЗ и третье на 7775. Тогда = SU'5 - 5,6 %. Добавки напряже-
ния на 7777—7775 соответственно составят 0; 0; 2,5; 2,5 и 5 %.
Для рассматриваемой сети в режиме наименьших нагрузок потери
напряжения, %, до шин напряжением 0,4 кВ 7777—7775 сократятся до
30 % потерь в режиме наибольших нагрузок и с учетом добавок
напряжения составят;
&U[' = 2,5-0,3-0 = 0,75;
=3,1 -0,3-0 = 0,93; •
' At/; =4,4-0,3-2,5 = -1,18; , j. ,
ди; =6,0-0,3-2,5 = -0,70; " /
ДО/;’=6,9-0,3-5,0 = -2,93. ' •''' -
Отрицательные значения At/;, At/; и означают, что добав-
ки напряжения на этих ТП, установленные по условиям режима на-
ибольших нагрузок, превышают снизившиеся в режиме наименьших
нагрузок потери напряжения. В наибольшей степени это проявляется
на ТП5, который определяет требования к допустимому диапазону на
шинах ЦП в режиме наименьших нагрузок: • ;• , л*; . • • /
, «Ufo™. = 5 - 2,93 = 2,07%. "/.V •
' В этом случае на шинах напряжением 0,4 кВ 7775 будет поддержи-
ваться отклонение напряжения 5 %.
Отклонения напряжения, %, на шинах напряжением 0,4 кВ 7777—
7774 в режиме наименьших нагрузок будут равны: 11 '
3t/f =2,07- 0,75 = 1,32; 3t/£ = 1,14; 8t/; =3,25; St/;» 2,77.
При отсутствии данных о потерях напряжения в сетях 0,4 кВ при-
нимается максимально допустимое значение 7-0,3 - 2,1 %. В этом
случае отклонения напряжения, %, в удаленных точках сетей, питаю-
щихся от 7777—7775, будут равны:
St//^ = 1,32-2,1 =-0,78; 3t/2"y = -0,96; 8t/3"y = 1,15;
1 ' ' 8U4y=0,67; SC'5", =2,9. '
Наиболее низкое напряжение будет в удаленной точке сети, пита-
ющейся от 7772. Оно не будет ниже -5 %, если напряжение в ЦП
будет снижено на 5 - 0,96 = 4,04 %. Это значение и является нижней
границей допустимого диапазона в режиме наименьших нагрузок.
Таким образом, 3 t/;max= 2,07 %; 3U J min= 2,07 - 4,04 = -1,97 %.
287
В режиме наибольших нагрузок нижний предел регулирования
напряжения, %, также определяется отклонениями напряжения в уда-
ленных точках сетей, равными
8(7jy =5-7 = -2,0; 8С/'у =-2,6; 8(7^у =-1,4;
3t/;y = -3,0; 8t/'y =-1,4.
Наиболее низкое напряжение соответствует удаленной точке сети
380 В, питающейся от ТП4. Для того чтобы оно было не ниже -5 %,
напряжение в ЦП можно снизить не более чем на 2 %, т.е. 3 U'A max =
“ 7,5 %, 8 и; min = 7,5 - 2 = 5,5 %.
Следовательно, для данного ЦП не существует диапазона, допус-
тимого при любом режиме, поскольку в соответствии с выражением
(П.8.4) d- 2 - 5,5 = -3,5 % < 0. Однако полученные значения показы-
вают, что диапазон регулирования напряжения в ЦП должен быть не
менее, чем 8 и; max = 7,5 - 2 = 5,5 %.
Значения 8С/;тах, 8U;min, 8С/;т„ и 8U'’mln могут быть одно-
временно снижены на любую величину вплоть до 5 %, так как макси-
мальная добавка напряжения на ТП составляет 10 %, а наибольшая
использованная (на ТП5) — 5 %. Снижение напряжения в сети 10 кВ,
которое может быть скомпенсировано оставшимся резервом его
повышения в сетях 0,4 кВ с помощью регулировочных ответвлений
ТП, составляет 10 - 5 = 5 %. На всех ТП можно увеличить добавки
напряжения на 2,5 %, поставив регулировочные ответвления 2,5; 2,5;
5,0; 5,0; 7,5 %, или на 5 %, установив их еще на 2,5 % выше. В пер-
вом случае напряжения на шинах ЦП могут быть снижены на 2,5 %,
а во втором — на 5 %. При этом в режиме наибольших нагрузок они
составят соответственно от 3,0 до 5,0 % и от 0,5 до 2,5 %, а в режиме
наименьших нагрузок — от -4,5 до -0,5 % и от -7,0 до -3,0 %.
Во всех случаях ширина диапазона регулирования напряжения в
ЦП составляет 5,5 %, а напряжения в сетях 380 В не изменяются.
Следует иметь в виду, что напряжения, поддерживаемые в ЦП,
не обязательно должны отличаться на 2,5 или 5 %. При любом напря-
жении в ЦП в рассчитанных диапазонах отклонения напряжения
в сетях 0,4 кВ могут быть выдержаны в пределах ГОСТ 13109—97 за
счет установки соответствующих рабочих ответвлений ТП. К этим
диапазонам для рассматриваемой сети предъявляются следующие
основные требования:
3 (7^ П1ах должно быть больше 3(7'min, на 2 %; ’• < • .
8(7'' должно быть больше 8(7 "п на 4 °/о; ‘ .
п Шал И ПИП Al,'*
разность 8СС^тах и 8(7 "max должна составлять 5,5 %. »...
288
При изменении некоторых решений, принятых в ходе расчета,
значение диапазона может существенно измениться. Например, если
на ТПЗ и ТП5 были бы установлены ответвления с добавками напря-
жения 0 и 2,5 %, то расчет привел бы к следующим результатам;
8 U" тах = 4,5 %; 8 U = 0 %; 8 U' тах = 7,5 %; 8 U' min= 6,5 %.
В этом случае требуемая ширина диапазона регулирования напря-
жения в ЦП составит 3,0 %.
Следует отметить, что потери напряжения в сетях 6—10 кВ
в большинстве случаев меньше приведенных в данном примере, что
приводит к снижению требуемого диапазона регулирования напряже-
ния в ЦП. Потери напряжения в правильно спроектированных и
неперегруженных сетях 0,4 кВ также редко достигают 7%, поэтому
диапазоны допустимых отклонений напряжения в режимах наиболь-
ших и наименьших нагрузок имеют приблизительно равную ширину.
Например, при потере напряжения в сети 380 В, равной 5 % (вместо
7 %), для условий данного примера:
SU"max = 4,5 %; 8U ’’mln = 1 %; 8max = 7,5 %; 8U' mln= 4,5 %.
Следовательно, стабилизация напряжения в ЦП на уровне 4,5 %
обеспечит договорные условия.
П.8.6. Закономерности изменения напряжения ( i >
в действующих электрических сетях
Для оценки существующих режимов напряжения в отечественных
распределительных сетях 0,4/6/10 кВ авторами было проведено
более 100 измерений в нескольких энергосистемах Центрального
региона России. Точками проведения измерений являлись шины цен-
тров питания и распределительных подстанций 6—10 кВ, шины
0,4 кВ понижающих трансформаторных подстанций и точки подклю-
чения различных электроприемников (промышленные и комму-
нально-бытовые предприятия). Длительности непрерывных измере-
ний составляли от 4 до 9 сут. Измерения проводились сертифициро-
ванными приборами ЭРИС-КЭ. По результатам измерений для
каждой точки были выполнены следующие действия;
• определены интегральные вероятностные характеристики гис-
тограмм 5(7, 5(7 и о, а также коэффициент асимметрии Sk, который
характеризует асимметрию гистограммы относительно 5(7;
• определено соотношение aldg5 0/ц, где d^ 0/о — ширина диапа-
зона, в котором находилось 95 % измеренных значений 5(7;
• осуществлена аппроксимация полученных результатов нор-
мальным законом распределения, гамма-распределением и рядами
Шарлье А-типа.
10 - 3375 289
। Анализ результатов позволил оценить влияние мероприятий по
регулированию напряжения в сетях на указанные вероятностные
характеристики и сделать вывод о возможности аппроксимации гис-
тограмм типовыми законами распределения с учетом режимов
наибольших и наименьших нагрузок, а также рабочих и выходных
дней. - • •_ •
В табл. П.8.2 приведена ширина диапазонов d изменения 8(7 для
шин напряжением 6—10 кВ распределительных и 0,4 кВ трансфор-
маторных подстанций в рабочие и выходные дни. Для этих диапазо-
нов характерны следующие особенности: t I, и
• при встречном регулировании напряжения в ЦП ширина диа-
пазона изменения 8(7 на шинах ТП, как правило, в 1,1—1,2 раза
больше, чем на шинах питающих распределительных подстанций,
а при его отсутствии — в 1,5—1,8 раза больше; 1 ••г- "
• при встречном регулировании напряжения в ЦП ширина диа-
пазона изменения 8(7 на шинах РП в 1,1—1,2 раза меньше, чем при
его отсутствии, а на шинах ТП меньше в 1,5—1,6 раза;
• при встречном регулировании напряжения в ЦП диапазоны
изменения как на шинах РП, так и на шинах ТП в рабочие и выход-
ные дни практически одинаковы.
Гистограммы 6(7 (рис. П.8.4—П.8.11), исходя из закономерности
изменения напряжения и ширины диапазона 8(У, были условно разде-
лены на три группы. . -| ,
1. Встречное регулирование в ЦП осуществляется, d < 4,8 %
(в рабочие дни).
• 2. Встречное регулирование в ЦП осуществляется, d £ 4,8 %
(в рабочие дни).
3. Встречное регулирование в ЦП не осуществляется.
В табл. П.8.3 приведены вероятностные характеристики гисто-
грамм каждой группы.
ч|. . > н-; ’ '• ... W ЧП'.:''
Таблица П.8.2
Ширина диапазонов изменения 5U на шинах напряжением 0,4/6/10 кВ подстанций, %
Регулирование в ЦП Есть Нет
Сутки Рабочие Выходные Рабочие Выходные
6/10 3,0—6,6 3—6 3,6—7,2 3,6—7,2
0,4 3,6—7,9 3—6 5,4—12,6 3,6—10,2
290
10 кВ РП в рабочие дни при наличии
регулирования в ЦП (d > 4,8 %)
0,4 кВ ТП в рабочие дин при нали-
чии регулирования в ЦП (d < 4,8 %)
2^1
10*
при наличии регулирования в ЦП
292
, Таблица П.8.3
Вероятностные характеристики гистограмм &U на шинах напряжением 0,4/6/10 кВ
подстанций распределительных сетей
Группа Чт, «В Сутки Вероятностные характеристики
ди, % а, % St
1 6/10 Рабочие 1,76—6,00 0,59—0,75 -0,97... -0,43 4,44—4,58
Выходные 1,72—5,44 0,65—0,66 -0,98... -0,47 4,24—4,68
0,4 Рабочие 3,23—6,85 0,62—0,80 -0,69...-0,15 4,33—4,59
Выходные 3,11—6,20 0,64—0,80 -1,05...-0,62 3,64—6,28
2 6/10 Рабочие 2,47—6,06 1,00—1,47 -0,76...-0,16 3,50—4,64
Выходные 2,30—5,45 0,41—0,97 -0,82...0,38 4,08—7,93
0,4 Рабочие 2,64—7,49 0,90—2,18 -0,84...0,21 3,80—5,58
Выходные 3,06—8,26 0,61—1,12 -1,33...-0,13 3,35—5,62
3 6/10 Рабочие 0,34—3,19 0,80—2,56 0,01...0,50 3,18—3,78
Выходные 1,68—6,36 0,33—1,42 -1,25...0,42 3,63—8,29
0,4 Рабочие 0,70—8,83 1,09—2,27 -0,34...0,53 3,05—5,40
Выходные 1,37—9,47 0,58—2,60 -1,80...0,44 3,06—6,72
Проверка возможности аппроксимации полученных гистограмм
2
проводилась по критерию х • Для каждого измерения проверялись
гистограммы за одни рабочие и одни выходные дни, а для измерений
длительностью более недели отдельно были построены гистограммы
для часов наибольших и наименьших нагрузок (по нескольким сут-
кам). Практически для всех гистограмм расчетное значение сущест-
2 2
венно больше теоретического Хр>:>Хт> таким образом, условие
2 2
Хр < хт не выполняется, и, следовательно, реальные гистограммы
8(7 на рассмотренных интервалах не могут быть аппроксимированы
нормальным законом распределения, гамма-распределением или
рядами Шарлье A-типа. Дальнейшее сокращение интервалов постро-
ения гистограмм для аппроксимации типовыми законами представ-
ляется нецелесообразным.
Анализ гистограмм позволил сделать следующие основные
выводы.
1. Наиболее информативно и целостно режим напряжения в рас-
пределительной сети напряжением 0,4/6/10 кВ характеризует сово-
купность гистограмм и графиков 8(7, полученных по измерениям
в основных точках сети, к числу которых относятся шины напряже-
293
нием 6/10 кВ ЦП и РП, а также шины напряжением 0,4 кВ ближай-
ших и удаленных ТП. Данная информация позволяет оценить КЭ на
соответствие ГОСТ 13109—97 и принять меры по регулированию
напряжения.
2. Реальные закономерности изменения 8(7 в узлах распредели-
тельных сетей напряжением 0,4/6/10 кВ при наличии или отсутствии
встречного регулирования в ЦП, не могут быть аппроксимированы
типовыми законами распределения. Этот вывод справедлив как для
суточных (рабочих и выходных) гистограмм, так и для гистограмм,
полученных отдельно для часов наибольших и наименьших нагрузок.
3. В рабочие дни при отсутствии или наличии встречного регули-
рования при диапазоне изменения 8(7d > 4,8 % гистограммы имеют
двух-, трехмодальный вид (см. рис. П.8.4, П.8.5, П.8.8, П.8^9). В пер-
вом случае гистограмма «скошена» влево относительно 8(7 (S* > 0),
во втором — вправо (S* < 0). При наличии регулирования и при изме-
нении 8(7 в диапазоне d < 4,8 % гистограмма имеет одномодальный
вид (см. рис. П.8.6, П.8.7), при этом -0,2 <Sk< 0,2. В выходные дни,
как правило, диапазоны изменения 8(7 несколько уже, чем в рабочие
дни. При встречном регулировании гистограммы имеют в выходные
дни преимущественно одномодальный вид £см. рис. П.8.10), а при
его отсутствии «скошены» относительно 8(7 вправо (Sk < 0) (см.
рис. П.8.11).
4. Встречное регулирование напряжения в ЦП позволяет сузить
диапазон изменения 8(7 на шинах РП в 1,1—1,2 раза, а на шинах ТП
в 1,5—1,6 раза по отношению к режиму без регулирования. Средне-
квадратические отклонения напряжения сокращаются до 0,41—1,47 %
в сетях напряжением 6/10 кВ и до 0,61—2,18 % в сетях напряжением
0,4 кВ. При этом высокие уровни напряжений на шинах РП и ТП соот-
ветствуют режимам наибольших нагрузок, а низкие — режимам
наименьших нагрузок. Все это в совокупности позволяет обеспечить
требования ГОСТ 13109—97 по 8(7 на зажимах всех (или большин-
ства) электроприемников, питающихся от конкретной распределитель-
ной сети. В то же время при отсутствии встречного регулирования или
стабилизации напряжения в центре питания обеспечить требования
ГОСТ 13109—97 на зажимах всех электроприемников, получающих
электроэнергию отданного ЦП, практически не возможно.
5. Для гистограмм, соответствующих реальным закономерностям
изменения напряжения в сетях, в подавляющем большинстве случаев
8(7с вероятностью 95 % находится в диапазонах:
• при встречном регулировании — 4,7о на шинах напряжением
6/10 кВ РП, 5,5о на шинах напряжением 0,4 кВ ТП;
• без регулирования — 4о на шинах напряжением 6/10 кВ РП,
5о на шинах напряжением 0,4 кВ ТП.
294
П.8.7. Анализ гистограмм отклонений напряжения ।
Сопоставление фактических отклонений напряжения с требуе-
мыми должно осуществляться с учетом характера изменения напря-
жения как на шинах 0,4 кВ ТП, так и на шинах 6—10 кВ ЦП. Напря-
жение считается удовлетворительным, если 3(7 находятся в требуе-
мом диапазоне с интегральной вероятностью не менее 0,95. Для
предварительной оценки удобно использовать результаты анализа
гистограмм 3(7, выполненного в п. П.8.6. Этот анализ позволяет
утверждать, что в большинстве случаев, соответствующих реальным
законам изменения напряжения в сетях, значения 3(7 лежат в диапа-
зоне шириной 5,5о для сетей напряжением 0,4 кВ и 4,7о для сетей
напряжением 6/10 кВ с вероятностью 0,95.
Если характер изменения напряжения соответствует встречному
закону, то появляются дополнительные возможности для размещения
гистограмм в более широком диапазоне от 8(7 " до 3(7^ах . Однако
в этом случае участки диапазонов от 3(7 "1П до 5(7' и 3(7 "ах до
3(7^ах могут использоваться лишь при соответствующих режимах
нагрузки.
Рассмотрим порядок анализа гистограмм на примере результатов
измерений, выполненных на шинах ТП 0,4 кВ. Возможны следую-
щие варианты.
1. «Узкая» гистограмма (п< «7/5,5), не выходящая за границы тре-
буемого диапазона (рис. П.8.12, а), соответствует случаю, при кото-
ром дополнительных регулирующих мероприятий не требуется.
2. «Узкая» гистограмма (о< d/5,5), для которой математическое
ожидание 3(7 смещено относительно середины диапазона
(рис. П.8.12, б) влево 3(72 или вправо 3(7]. Если диапазон регулирова-
ния данного регулировочного трансформатора не исчерпан, то воз-
можно перемещение данной гистограммы параллельно самой себе на
величину введенной добавки напряжения в соответствии с требуе-
мым воздействием — понижением или повышением напряжения.
Поскольку добавки дискретны (2,5 или 5 %), такое мероприятие
может оказаться недостаточным и потребуется воздействие на закон
регулирования в ЦП.
3. «Широкая» гистограмма (о > d/5,5), математическое ожидание
смещено влево относительно середины диапазона (рис. П.8.12, в).
В этом случае изменение ответвления регулировочного трансформа-
тора улучшит положение, но не обеспечит регулирования напряже-
ния в заданном диапазоне 3(7]—8(72. Такая ситуация может быть
295
Рнс. П.8.12. Возможные варианты расположения гистограмм по отношению к
заданному диапазону регулирования напряжения
---------границы допустимого диапазона регулирования напряжения; - • - -----
математическое ожидание отклонений напряжения
Г/
296
вызвана неправильным регулированием напряжения в ЦП, перегру-
женностью сети, резкой неоднородностью графика нагрузки данного
узла по отношению к суммарному графику нагрузки ЦП. Для введе-
ния отклонений напряжения в допустимую область (ЗЦ—3(/2) необ-
ходимо уменьшить рассеяние гистограммы, т.е. сузить диапазон
регулирования напряжения. Это может быть достигнуто путем изме-
нения закона регулирования в ЦП, установкой местных средств регу-
лирования или изменением режима работы этих средств, увеличе-
нием пропускной способности сети или ее схемы и т.д. На
рис. П.8.12, г представлен возможный вид гистограммы после прове-
дения мероприятий.
«Широкая» гистограмма (о > <7/5,5), математическое ожидание
которой близко к середине диапазона, является частным случаем дан-
ного варианта и ие требует изменения регулировочного ответвления
трансформатора.
Рассмотрим иа примере, как гистограмма 3(7 может быть исполь-
зована при разработке мероприятий по регулированию напряжения.
Пусть гистограмма 8U иа шинах 0,4 кВ ТП, полученная путем изме-
рений, имеет вид, соответствующий номеру 1 в табл. П.8.4. Пусть
также изменение напряжения на шинах ЦП ие соответствует встреч-
ному закону. Требуемый диапазон изменения составляет 0—5 %.
В этом случае вероятность попадания в данный диапазон 0,68. В
часы наименьших нагрузок напряжение выше требуемого с вероят-
ностью 0,32, что составляет 7,68 ч за сутки.
Допустим, что регулировочный диапазон трансформатора ТП ие
исчерпан и напряжение иа стороне 0,4 кВ можно снизить иа 2,5 %
(гистограмма № 2), одиако это ие позволит удовлетворить требова-
ния к уровням напряжения. Более того, вероятность попадания
в заданный диапазон снизится до 0,66.
Таблица П.8.4
Гистограммы 8U на шинах напряжением 0,4 кВ ТП
Номер гисто- грам- мы Параметры гистограмм Вероятность попадания в разряды с границами, %
5 С/ ст -2,5 -2,0 -2,0 -1,5 -1,5 -1,0 -1,0 -0,5 -0,5 0 0 0,5 0,5 1,0 1,0 1,5 1,5 2,0 2,0 2,5 2,5 3,0 3,0 3,5 3,5 4.0 4,0 4,5 4,5 5,0 5,0 5,5 5,5 6 6 6,5 6,5 7,0
1 3,64 1,86 — — — — — 2 3 6 9 14 14 9 4 4 3 6 7 15 4
2 1,14 1,86 2 3 6 9 14 14 9 4 4 3 6 7 15 4 — — — — —
3 3,00 1,14 — — — — — 2 3 6 9 14 14 15 И 19 7 — — — —
4 1,99 1.25 — — — — — 16 12 10 13 17 6 7 15 4 — — — — —
297
Требования к диапазону изменения напряжения могут быть удов-
летворены, если в режиме наименьших и частично средних нагрузок
(32 % времени суток) за счет применения тех или иных средств регу-
лирования снизить напряжение иа 2,0% по сравнению с исходным
случаем (гистограмма № 3), , । > .
Такой же результат можно получить переключением отпайки
трансформатора, работая в режиме № 2 и увеличивая напряжение
в часы наибольших нагрузок (34 % времени) иа 2,5 %. Гистограмма
примет вид № 4.
Указанные воздействия могут быть осуществлены как за счет
средств централизованного, так и местного регулирования напряже-
ния. Необходимо подчеркнуть, что установку средств местного регу-
лирования целесообразно рассматривать только в том случае, если
полностью исчерпаны возможности централизованного регулирова-
ния напряжения.
' •
1 Список литературы к Прилож. 8 1 . ' р
1. Маркушевич Н.С., Солдаткина Л.А. Качество напряжения в городских
электрических сетях / Под ред. Н.А. Мельникова. — 2-е изд., перераб. и доп. М.:
Энергия, 1975.
2. Железко Ю.С. Требования к отклонениям напряжения в точках присоеди-
нения потребителей к электрическим сетям общего назначения // Промышленная
энергетика. 2001. № 10.
•>'.-.ацп >• !л».м» . ч.||.г.л.->-.<1пм1ч7. ,1. Приложение 9
ПРИМЕРНАЯ ФОРМА ПРОТОКОЛА КОНТРОЛЯ
КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
1 • и. . '
1Н*<- _
ОАО«ННН»
• - Испытательная лаборатория ИЛ КЭ «А»
Per. номер от
(адрес)
_.t. 1 «УТВЕРЖДАЮ»
’’ •' 1 •1 ’ Руководитель ИЛ КЭ «А»
1 Иванов И.И.
” 'У ’ мп
7 « »20______________г.
ПРОТОКОЛ № 001
ИСПЫТАНИЙ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
Настоящий протокол касается только испытаний электрической энергии, про-
веденных в контрольной точке, указанной в п.1, в сроки, установленные п.2.
Перепечатка протокола без разрешения ИЛ КЭ «А» запрещается Частичные
изменения в тексте оформляются дополнительным протоколом.
1. Наименование и адрес объекта и контрольной точки испытаний
Адрес;
АО «Эиерго» (сеть):
Номер ТП: подстанция «ГЭС»
Точка присоедииеиия: ОРУ 220 кВ, секция 1, ВЛ 5
Номинальное напряжение: 220 кВ
2, Сроки проведения испытаний
Начало: «24» августа 2000 г. 10 час 33 мин
Окончание: «26» августа 2000 г. 10 час 26 мин
3, Заказчик испытаний
Наименование организации;
Адрес:
4. Цель испытаний
Контроль выполнения требований ГОСТ 13109—97: пп. 5.2, 5.4, 5.5, 5.6
299
5. Наименование НТД, устанавливающих методику проведения
контроля ПКЭ
РД 153-34.0-15.501-00. Методические указания по контролю и ана-
лизу качества электрической энергии в системах электроснабжения
общего назначения.
6. Условия выполнения испытаний за весь период измерений:
Температура воздуха, °C Атмосферное давление, мм рт. ст, Относительная влажность, %
Низшая Высшая Низшее Высшее Низшая Высшая
4-20 4-25 734 745 50 75
7, Средства измерений (СИ)
Xs пп. Наименование СИ Тип СИ Зав, №СИ Дата поверки Xs свиде- тельства
1 Прибор «Анализатор каче- ства ЭЭ» СИ-17 001 25 июня 2000 г. 206-192-01
2 Трансформатор напряжения НКФ-220 — 24 февраля 2000 г. —
8. Результаты измерений за каждые сутки приведены в Приложе-
нии № 1 (указанное приложение является неотъемлемой частью
протокола)
9, Заключение (указывается «соответствует» или «не соот-
ветствует» установленным требованиям)
По результатам испытаний на соответствие требованиям НТД,
перечисленным в п. 4, в сроки, определенные в п. 2, установлено что
качество электроэнергии, в контрольной точке, указанной в п. 1:
По установившемуся отклонению напря- — соответствует установленным
жения &Uy требованиям
По отклонению частоты А/ — соответствует установленным
требованиям
По коэффициенту искажения синусо- — не соответствует установлен-
идальносги напряжения Ку ным требованиям
По коэффициенту несимметрии напряже- — соответствует установленным
ния по обратной последовательности К^и требованиям
По коэффициенту п-й гармонической — не соответствует установлен-
составляюшей напряжения Ку^ ным требованиям
Испытания проводили: u •
ииж. Смирнов В.Н.
(должность, ФИО. подпись) ,1
ииж. Петров Р.Г. • •-
(должность, ФИО, подпись)
Испытательная лаборатория ИЛ КЭ «А»
300
Приложение № 1
К протоколу испытаний № 001
РЕЗУЛЬТАТЫ СУТОЧНЫХ ИЗМЕРЕНИЙ ПОКАЗАТЕЛЕЙ
КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
Дата и время начала измерений: «25» август 2000 г. 00 час 00 мин
Дата и время окончания измерений: «26» август 2000 г. 00 час 00 мин
Таблица 1
Установившееся отклонение напряжения 5£Zy, % (п.5.2 ГОСТ 13109—97)
Нормативное значение (устаака) ЗС/ Результаты измерений. Трехфазное значение
8 С, % т-(,% г2, % W4 Гад, % Соответ- ствие
ГК+) V)
Норм. ДОП. верхи. 10 95 % 6,79 0,00 0,00 Соотв.
нижи. 0 95 % 5,51 0,00
Пред, доп. наиб. 15 Наиб, 6,80 0,00 0,00
найм. -5 Наим. 5,52 0,00
Нормативное значение (уставка) 8 О', % Результаты измерений. Фаза А
% Г), % Л, % % Соответ- ствие
7'|(+) Лн r2(t) 1 ’гн
Норм. верхи. 10 95% 5,3 0,00 | . ’ 0,00 °,00 Jgjj
доп. нижи. 0 95 % 4,2 Соотв.
Пред. наиб. 15 Наиб. 5,45 f 0,00 0,00
доп. найм. -5 Наим. 4,05
Нормативное значение (уставка) ЗС, % Результаты измерений. Фаза В
% Г(, % т,, % Соответ- ствие
Ли ТЧ-1 ’at+l Гад
Норм. ДОП. верхи. 10 95 % 7,66 0,00 0,00
нижи. 0 95 % 6,6 0,00 Соотв.
Пред, доп. наиб. 15 Наиб. 7,81 0,00 0,00
найм. -5 Наим. 6,45 0,00
301
Нормативное значение (уставка) 6С/, % Результаты измерений. Фаза С
SU, % т-^% г2, % 0/о Соответ- ствие
V) Т21+) т2<-,
Норм, доп. верхи. 10 95% 7,14 0,00 0,00 Соотв.
нижн. 0 95% 5,95 0,00
Пред. ДОП. наиб. 15 Наиб. 7,30 0,00 0,00
найм. -5 Наим. 5,88 0,00
Условия соответствия требованиям НТД:
ЗЦюи.верх г 8Ц>ерх (95 %)и 8Удоп .НИЖ ~ 8Ц«ж (95 — для НОР-
мально допустимых значений, ЗС/ДОП нб > 8[/„6 и 8адоп
.НМ ~ 8Ц™~
для предельно допустимых значений. Или < 5 % и Г2(1) ~
Погрешность измерения Д 5i/, % (абсолютная)
Погрешность СИ Погрешность TH Суммарная погрешность Допустимая погрешность Учитываемая погрешность
0,20 0,17 0,37 0,50 —
— -- ....... Таблица 2
Отклонение частоты, Д/ Гц (п. 5.6 ГОСТ 13109—97) ' ~
Нормативное значение (уставка) Д / Результаты измерений
¥ Гр % г2, % ^(S). % Соответ- ствие
7’|<+) ’гм Т2<,2
Норм, доп. верхи. +0,2 95% 0,03 0,00 0,00 Соотв.
нижн. -0,2 95% -0,03 0,00
Пред, доп. наиб. +0,4 Наиб. 0,07 0,00 0,00
найм. -0,4 Наим. -0,07 0,00
Условия соответствия требованиям НТД:
А/доп .верх г Д/верх (95 %) И Д/доп .ннж - д/яиж С98 %) — для нор-
мально допустимых значений, Д/доп „6 > Д/н6 и Д/доп ям < Д/Ям — для
предельно допустимых значений. Или £ 5 % и ^2(Е) = (
Погрешность измерения Дду, Гц (абсолютная)
Погрешность СИ Погрешность TH Суммарная погрешность Допустимая погрешность Учитываемая погрешность
±0,02 — ±0,02 0,03 —
302
Таблица 3 Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения Ку, % (п. 5.4.1 ГОСТ 13Ю9—97)
Норма- тнвцое значение Kv Результат измерения Ку Соот- вет- ствне
Фаза Л Фаза В Фаза С
ки Т( тг Ки л л
Норм. 2,0 95% 2,97 61,85 95 % 3,44 72,11 '7 ' 95% 2,77 41,53 Не соотв.
Пред. 3,0 Наиб. 4,14 3,77 Наиб. 4,90 15,65 Наиб. 4,11 0,85
Условия соответствия требованиям НТД:
^t/норм ~ № %) — для нормально допустимых значений или
Т\<5%, !.*.
^t/пред - ^t/наиб — для предельно допустимых значений или Г2 = О-
' Погрешность измерения Ку % (относительная) I-
Погрешность СИ Погрешность TH Суммарная погрешность Допустимая погрешность Учитываемая погрешность
±5,0 2,0 ±7,0 ±10,0 —
Таблица 4
Коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности К2и, %
(п.5.5.1 ГОСТ 13109—97)
Нормативное значение К2у Результат измерения Соответствие
Гр % г2, %
Норм. доп. 2,0 95% 0,77 0,00 Соотв.
Пред.доп. 4,0 Наиб. 0,80 0,00
Условия соответствия требованиям НТД: ‘ 1" • '
^2С/норм - %2и № %) — для нормально допустимых значений или
7\ < 5 %,
^*2[/пред - ^2С/наиб — предельно допустимых значений или Т2 = 0.
Погрешность измерения К2и % (абсолютная)
Погрешность СИ Погрешность TH Суммарная погрешность Допустимая погрешность Учитываемая погрешность
0,20 0,17 0,37 0,3 0,37
303
' Таблица 5
Коэффициент л-й гармонической составляющей напряжения %
(п. 5.4.2 ГОСТ 13109—97)
п Норма- тивное значение KU(n> Результат измерения Соот- вет- ствие
Фаза А Фаза В Фаза С
норм, доп. пред, доп. 95% наиб. Л Тг 95% наиб. т Г, 95% ианб. Л
2 0,50 0,75 0,05 1,27 0,00 0,00 0,04 2,04 0,00 0,00 0,04 1,14 0,00 0,00 Соотв.
3 0,75 1,13 0,50 0,62 0,00 0,00 0,75 0,98 0,14 0,00 0,70 0,82 0,06 0,00 Соотв.
4 0,30 0,45 0,05 1,02 0,00 0,00 0,03 0,56 0,00 0,00 0,04 1,00 0,00 0,00 Соотв.
5 1,50 2,25 0,52 0,75 0,00 0,00 0,46 0,63 0,00 0,00 0,55 0,65 0,00 0,00 Соотв.
6 0,20 0,30 0,01 0,28 0,00 0,00 0,02 0,25 0,00 0,00 0,01 0,23 0,00 0,00 Соотв.
7 1,00 1,50 0,59 0,64 0,00 0.00 0,66 0,73 0,00 0,00 0,58 0,61 0,00 0,00 Соотв.
8 0,20 0,30 0,02 0,24 0,00 0,00 0,02 0,32 0,00 0,00 0,02 0,25 0,00 0,00 Соотв.
9 0,20 0,30 0,49 0,51 15,91 0,89 0,26 0,34 3,02 0,05 0,49 0,53 31,11 3,79 Не соотв.
10 0,20 0,30 0,01 0,18 0,00 0,00 0,02 0,21 0,00 0,00 0,02 0,13 0,00 0,00 Соотв.
11 1,00 1,50 1,25 2,12 21,16 0,88 1,25 2,48 37,21 4,34 1,25 2,09 20,54 0,77 Не соотв.
12 0,20 0,30 0,02 0,26 0,00 0,00 0,02 0,34 0,00 0,00 0,03 0,16 0,00 0,00 Соотв
13 0,70 1,05 1,39 3,46 97,05 8.8,92 1,39 4,05 97,35 90,75 1,39 3,26 88,54 71,92 Не соотв.
14 0,20 0,30 0,03 0,27 0,00 0,00 0,03 0,26 0,00 0,00 0,04 0,29 0,00 0,00 Соотв.
15 0,20 0,30 0,24 0,54 30,83 4,54 0,39 0,58 55,38 20,22 0,24 0,42 10,95 0,53 Не соотв.
16 0,20 0,30 0,05 0,33 0,00 0,00 0,04 0,39 0,00 0,00 0,04 0,37 0,00 0,00 Соотв.
17 0,50 0,75 0,62 1,16 26,40 1,54 0,62 1,27 38,49 3,90 0,99 1,54 68,48 19,23 Не соотв.
18 0,20 0,30 0,04 0,17 0,00 0,00 0,02 0,23 0,00 0,00 0,03 0,34 0,00 0,00 Соогв.
19 0,40 0,60 0,49 0,65 5,60 0,03 0,39 0,53 0,44 0,00 0,38 0,58 1,94 0,00 Не соотв.
Окончание табл. 5
п Норма- тивное значение Результат измерения Соот- вет- ствие
Фаза А Фаза В Фаза С
норм, доп. пред, доп. 95% наиб. Т' 95 % наиб. Л Т2 95% наиб. г. Тг
20 0,20 0,30 0,02 0,13 0,00 0,00 0,01 0,10 0,00 0,00 0,02 0,10 0,00 0,00 Соотв.
21 0,20 0,30 0,17 0,24 0,04 0,00 0,12 0,17 0,00 0,00 0,13 0,21 0,00 0,00 Соотв.
22 0,20 0,30 0,01 0,11 0,00 0,00 0,01 0,10 0,00 0,00 0,01 0,07 0,00 0,00 Соотв
23 0,40 0,60 0,78 1,13 49,44 19,93 0,76 0,88 34,45 11,23 0,79 1,12 46,32 20,57 Не соотв.
24 0,20 0,30 0,01 0,10 0,00 0,00 0,01 0,08 0,00 0,00 0,01 0,07 0,00 0,00 Соотв.
25 0,40 0,60 0,49 0,80 22,74 3,11 0,73 0,90 32,24 8,36 0,75 0,91 34,82 8,08 Не СООТВ.
26 0,20 0,30 0,01 0,05 0,00 0,00 0,01 0,06 0,00 0,00 0,01 0,04 0,00 0,00 Соотв
27 0,20 0,30 0,10 0,14 0,00 0,00 0,12 0,16 0,00 0,00 0,10 0,13 0,00 0,00 Соотв.
28 0,20 0,30 0,01 0,03 0,00 0,00 0,01 0,06 0,00 0,00 0,01 0,04 0,00 0,00 Соотв.
29 0,37 0,56 0,23 0,29 0,00 0,00 0,32 0,39 0,01 0,00 0,20 0,25 0,00 0,00 Соотв.
30 0,20 030 0,01 0,05 0,00 0,00 0,01 0,05 0,00 0,00 0,01 0,05 0,00 0,00 Соотв.
31 0,36 0,54 0,44 0,62 20,30 0,19 0,67 0,81 41,80 6,77 0,44 0,68 14,49 0,15 Не соотв.
32 0,20 0,30 0,02 0,08 0,00 0,00 0,03 0,16 0,00 0,00 0,02 0,13 0,00 0,00 Соотв.
33 0,20 озо 0,24 0,28 15,30 0,00 0,17 0,25 0,06 0,00 0,19 0,26 2,84 0,00 Не соотв.
34 0,20 0,30 0,01 0,11 0,00 0.00 0,01 0,06 0,00 0,00 0,01 0,07 0,00 0,00 Соотв.
35 0,34 0,51 0,26 0,31 0,00 0,00 0,42 0,46 10,86 0,00 0,29 0,34 0,00 0,00 Не СООТВ.
36 0,20 0,30 0,01 0,04 0,00 0,00 0,01 0,04 0,00 0,00 0,00 0,01 0,00 0,00 Соотв.
37 0,34 0,50 0,12 0,15 0,00 0,00 0,16 0,18 0,00 0,00 0,08 0,11 0,00 0,00 Соотв.
38 0,20 0,30 0,01 0,02 0,00 0,00 0,01 0,02 0.00 0,00 0,01 0,02 0,00 0,00 Соотв.
39 0,20 0,30 0,03 0,04 0,00 0,00 0,03 0,05 0,00 0,00 0,02 0,04 0,00 0,00 Соотв
40 0,20 0,30 0,01 0,02 0,00 0,00 0.01 0,02 0,00 0,00 0,01 0,02 0,00 0,00 Соотв.
305
Условия соответствия требованиям НТД:
Яодворм - KU(ii) (95 °/о) — дая Нормально допустимых значений или
7\ < 5 %,
KU(n)atKB й -^аднаиб — для предельно допустимых значений или
Г2 = 0. ' ' . / ?
Погрешность измерения % (абсолютная)
Погрешность СИ Погрешность TH Суммарная погрешность Допустимая погрешность Учитываемая погрешность
±0,05 2,0 0,05 0,05 2,05
Примечание. Величины менее 0,01 в результатах выводятся как 0,00, погрешности TH
при измерении коэффициентов Ку и не учитывались.
Испытания проводили:
4-
инж. Смирнов В.Н.
(должность, ФИО, подпись)
инж. Петров Р.Г.
. (должность. ФИО, подпись)
. ! , , 1. I - , । , 1
Приложение 1 О
ПАРАМЕТРЫ СХЕМ ЗАМЕЩЕНИЯ ЭЛЕМЕНТОВ СЭС
ДЛЯ РАСЧЕТА НЕСИНУСОИДАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ
ПЛ 0,1. Элементы электрической сети
Воздушная линия. Схема замещения воздушной линии электро-
передачи на основной частоте представляется однофазной П-образ-
ной моделью прямой последовательности (рис. П.10.1), включающей
в себя индуктивное и активное сопротивления. В модели учитыва-
ется емкостная проводимость, а для линий номинальным напряже-
нием более 220 кВ также активная проводимость, обусловленная
потерями активной мощности при КЗ. Опыт подобного моделирова-
ния показывает, что в зависимости от номера гармоники длина уча-
стка линии, км, который может быть представлен одним П-образным
звеном, определяется по формуле [8.5] , . • ,,
... t z = - ___________________________—-
'1 " П ’
Например, для частоты 7-й гармоники линия длиной 400 км будет
состоять из 10—И П-образных звеньев. Все линии одноцепные, поэ-
тому в общем случае параметры схемы замещения на основной час-
тоте определяются по следующим выражениям: . _
, . । - r0Z, ~ xQl, gn - g^l/l, Ьл - bQl/2.
Приведение сопротивлений к частоте п-й гармоники осуществля-
ется по выражениям (рис. П.10.1)
Рнс. П.10.1. Схема замещения ячейки линии электропередачи с распределенными
параметрами
307
• активное сопротивление = Яла/Й ;
• индуктивное сопротивление = Ау?;
• активная проводимость gJT(-flj = gJ1/7n ; . . X(1i • .
• емкостная проводимость Ьп^ = Ьлп.
Трансформаторы. Параметры схем замещения двухобмоточных
трансформаторов (рис. П.10.2, а) и автотрансформаторов (рис. П.10.2, б)
определяются на основной частоте и высших гармониках по выраже-
ниям:
.. ,. , = лр«ив.ном/5тнОМ; дт(П) = дт-Д; '
"Х""." = “Xo„/Cm xrW''' _.
л \ = Д6х/^2„о„; Ч)“М- ' .-.А-.
Параметры схемы замещения трехобмоточного трансформатора
на основной частоте определяются по тем же выражениям, для каж-
Рнс. П.10.2. Схема замещения двухобмоточного трансформатора (я) н автотран-
сформатора (б):
индексы тВ, тС, тН соответствуют параметрам на стороне высокого, среднего и низ-
кого напряжения
308
дого луча схемы замещения отдельно. При этом значения потерь
активной мощности и напряжения короткого замыкания, соответ-
ствующие этим лучам, находят по выражениям:
ДРкВ-0,5(ДРкВН + ДРкВС^ДРкСН); ч / г1
Д^кС ~ °"5(Д/’кВС + Д^кСН “ Вн); •' " 11
ДАсн-о-ЯДЛсвн + Д^сн-ДЛсвс);
, - В ~ °’5<Ч< ВН + Ч< ВС “ ик сн); .,(1
- ' Ц<С = °,5(ик ВС + икСН“ иквн);
Ц< н “ 0.5(Цс вн + Ч< сн “ Ц< вс).
где ДРК вн, ДРК вс, ДРК сн, UK вн, UK вс, UK сн - справочные данные.
Ток холостого хода однофазного трансформатора является источ-
ником высших гармоник тока 3, 5 и 7-го порядков, обусловленных
насыщением его магнитопровода (рис. П.10.3). Для трехфазных
трансформаторов этот эффект проявляется в зависимости от схемы
соединения обмоток и конструкции трансформаторной группы. Свя-
зано это с тем, что указанные гармоники образуют соответственно
симметричные составляющие нулевой, обратной и прямой последо-
вательности.
При этом 5-я и 7-я гармоники преобразуются в трансформаторе
аналогично основной гармонике, но со своими частотой и направле-
нием вращения. Третья гармоника, образуя в трехфазной системе ну-
левую последовательность, преобразуется в трехфазном трансформа-
торе следующим образом.
В трансформаторной группе
из трех однофазных трансформа-
торов при соединении обмоток по
схеме Y/Yq фазные напряжения
содержат 3-ю гармонику, в меж-
дуфазных напряжениях она
отсутствует в силу того, что они
равны разности фазных напряже-
ний. Третьи гармоники фазного
тока также отсутствуют, так как
для них отсутствует контур, по
которому они могли бы замы-
каться.
Фазные напряжения первич-
ной и вторичной обмоток, содер-
жат 3-ю гармонику, доля которой
составляет 45—60 % основной.
характеризующие отношения значе-
нии 3-н и 5-н гармоник тока к 1-н гар-
монике, в зависимости от степени
насыщения стали трансформатора
309
При этом действующее значение суммарного напряжения (1-й и 3-й
гармоник) увеличивается на 10—17%. ' ~ "
В трехстержневом трансформаторе F7F0 кривые фазных напряже-
2
ний при нормальных насыщениях стали (1,4—1,5 Вб/м ), как пра-
вило, остаются практически синусоидальными.
В трехстержневом трансформаторе Д/У ток холостого хода содер-
жит 3-ю гармонику, но форма кривых магнитного потока и соответ-
ственно первичного и вторичного напряжения близка к синусоидаль-
ной. В линейном токе трансформатора при симметрии фаз 3-я
гармоника отсутствует.
Система электроснабжения. Расчетное значение реактивного
сопротивления (рис. П.10.4) внешней системы Хс определяется по
выражению i. ’ • •"
••'I >Cr Jr”.
где U, (7ф — междуфазное и фазное напряжения; 5К, /к — мощность
и ток трехфазного короткого замыкания на шинах при номинальном
напряжении. Необходимо отметить, что точность определения сопро-
тивления питающей системы существенно влияет на результат рас-
чета ожидаемого вклада. . . I .Ц
Конденсаторная батарея. Конденсаторные батареи представля-
ются в виде емкостного реактивного сопротивления (рис. П.10.5),
значение которого на основной частоте определяется по выражению:
< ' ' t " ^КБ = "^ном/^КБном........... ’ • ’
На высших гармониках сопротивление конденсаторной батареи
равно ДгКБ(и) = ДгКБ/и.
Синхронная машина. Схема замещения синхронной машины
представляется в виде реактивного сопротивления, значение кото-
рого на основной частоте определяется по каталожному или паспорт-
Рнс. П.10.4. Схема замещения
системы электроснабжения
Рис. П.10.5. Схема замещения
конденсаторной батареи
310
ному сверхпереходному сопротивлению обратной последователь-
ности ). На высших гармониках
. - ^см = Xd п
П.10.2. Нагрузка 3
При расчете установившихся режимов на основной частоте
нагрузку в узлах электрической сети принято представлять в виде
значений потребляемой активной и реактивной мощности и их зави-
симостей от времени. При решении задач, связанных с анализом рас-
пространения токов высших гармоник, в модели нагрузки должен
быть отражен фактический состав электроприемников, т.е. выделена
мощность, потребляемая линейными и нелинейными электроприемни-
ками, реактивная мощность, генерируемая батареями конденсаторов.
Ориентировочное представление о соотношении нагрузок различ-
ных типов для предприятий различных отраслей можно получить по
справочным данным. Например [8.2], в табл. П.10.1 приведены ори-
ентировочные данные о соотношениях нагрузок электроприемников
на предприятиях разных отраслей промышленности, из которых
видно, что доля нерегулируемых электродвигателей переменного
Таблица П.10.1
Соотношение нагрузок электропрнемннков
для предприятий разных отраслей промышленности, %
; I - *— 1 Отрасль Синхрон- ные двига- тели Асинхронные двигатели Осве- ще- ние Печи дуго- вые Печи со- против- ления Свар ка Вы- пря- мите- ли Про- чая на- грузка
6—10 кВ 380 В
Металлургия 25 10 37 3 4 7 3 11 —
Горнорудная про- мышленность 21 21 47 5 — — — — 6
Химическая про- мышленность 40 24 29 2 — 2 I 2 —
Легкая промыш- ленность — 6 78 12 — — — — 10
Машинострое- ние 8 5 52 5 7 6 14 3 —
Нефтеперераба- тывающая про- мышленность 26 18 50 2 — — — — —
Газовая промыш- ленность 40 58 — 2 — — — — —
311
тока составляет примерно 2/3 суммарной потребляемой мощности.
К нелинейным электроприемникам относятся дуговые печи, свароч-
ные аппараты, выпрямители. Их доля в предприятиях черной метал-
лургии, химической и машиностроительной промышленности
составляет 15—20 % суммарной потребляемой мощности. Также
известно, что для предприятий цветной металлургии доля мощности,
потребляемой выпрямительными установками, особенно для заводов
по производству алюминия, может достигать 90 %.
Немаловажную роль играет зависимость изменения мощности,
потребляемой различными электроприемниками, от времени суток.
В прогнозных расчетах можно ориентироваться на суточные типовые
графики активной и реактивной нагрузок предприятий различных
отраслей промышленности (рис. П.10.6).
• В простейшем случае схема замещения* комплексной нагрузки
узла имеет вид, изображенный на рис. П.10.7.
Параметры схемы замещения нагрузки на основной частоте опре-
деляются по выражениям:
где Рл, Qn — активная и реактивная мощность, потребляемая линей-
ной нагрузкой для рассматриваемого часа суток.
Значение тока, генерируемого нелинейной нагрузкой, зависит от
типа нелинейного электроприемника. ' - '
Преобразователь как источник высших гармоник. Наличие
вентильных преобразовательных установок и электроприемииков
с нелинейной вольт-амперной характеристикой, которые в настоящее
время широко применяются в промышленности и на транспорте,
является одной из причин возникновения несинусоидальности
напряжения и токов. Наиболее распространенными являются тирис-
торные преобразователи, мощность которых постоянно увеличива-
ется. Искажение напряжения вызывается несинусоидальной формой
(близкой к трапеции) тока, которая зависит от угла управления а и
угла коммутации у.
Спектр гармоник напряжения и тока может быть представлен как
бесконечный ряд гармоник с номерами п = кт ± 1, где к = 1,2, 3 ... —
ряд натуральных чисел; т — число коммутаций за период питаю-
щего напряжения или пульсность преобразователя. Для трехфазных
мостовых симметрично управляемых преобразователей т - 6 и
спектр высших гармоник представляется как п = 5, 7, 11, 13...
О
Рис. П.10.6. Суточные графики активной и
реактивной мощности нагрузок для пред-
приятия цветной металлургии (//), пред-
приятия машиностроения и металлообра-
ботки (б) н предприятия других отраслей
промышленности (в) „ ?
113
Действующие значения основной и высших гармоник перемен-
ного тока вентильного преобразователя могут быть определены по
следующим приближенным формулам:
где п — порядок гармоники тока.
Значение тока можно определить по формуле
Лиг
Id ------(1 - cosy),
где U2 — действующее значение вторичного напряжения преобразо-
вательного трансформатора; у — угол коммутации; хк — сопротивле-
ние контура коммутации.
Гармоники тока группы разных преобразователей зависят от
режима их работы. Для определения таких токов требуется анализ
рабочих режимов, что является сложной технической задачей. Поэ-
тому для определения состава гармоник для нагрузок узлов, где
известна только суммарная мощность одновременно работающих
преобразователей, гармоники тока можно определить по формуле
/ ______£ие_ г—' I
" и„ом«-/з’ Г,Г 1-1
где 5пр— суммарная мощность одновременно работающих преобра-
зователей. ' I
Дуговые сталеплавильные печи как источник гармоник. Для
определения гармоник токов дуговой сталеплавильной печи
в режиме расплавления, как наиболее тяжелом, достаточно учиты-
вать только гармоники со второй по седьмую. Токи гармоник (кроме
тока второй гармоники, который принимают равным току третьей
гармоники) зависят от числа и мощности ДСП и для практических
расчетов их рекомендуют принимать:
для одной ДСП / ч ;
ц f 41 , >5 •> 'Z J. Т ном ,п.т
п ’
’* «
где /иом п т — номинальный ток печного трансформатора;
314
для группы печей разной мощности
где 5/пт — мощность /-го печного трансформатора; <5тахп>т —
наибольшая мощность печного трансформатора в группе ДСП;
/тах„— ток гармоники печного трансформатора наибольшей мощ-
ности; N— количество работающих печей.
Установки дуговой и контактной электросварки переменного
тока как источник гармоник. Для установок дуговой или контакт-
ной электросварки токи гармоник (рекомендуется учитывать только
третью и пятую гармоники) определяют:
для единичной установки
где <5ИОМТ— номинальная мощность трансформатора; К3— коэффи-
циент загрузки трансформатора; ПВ — продолжительность включе-
ния (ПВ сварочных машин и трансформаторов в повторно-кратковре-
менном режиме составляет 20—60 %, ПВ сварочных мащин —
60 %);
для группы установок дуговой электросварки при независимом
режиме работы
где Ini — ток и-й гармоники /-й установки; т — общее число работа-
ющих установок.
Когда известна только суммарная мощность электросварочных
установок, можно считать, что коэффициент загрузки К3 уже учтен.
Для определения токов гармоник в обшем случае пользуются выра-
жением
где Sj — суммарная мощность рассматриваемых установок.
315
СЛОВАРЬ ОСНОВНЫХ ТЕРМИНОВ
Активная мощность — среднее значение мгновенной мощности
за период (§ 2.1)
Баланс мощностей — мгновенное состояние равновесия ЭЭС
под влиянием факторов, характеризующих электромеханическое и
электромагнитное взаимодействие ее элементов (§2.1)
Байпас — в схеме источника бесперебойного питания комбини-
рованное электронно-механическое устройство, состоящее из стати-
ческого (тиристорного) ключа и электромеханического выключателя
(§ 9.8)
Влияние (вклад) фактическое — измеренное в точке общего
присоединения значение ПКЭ, характеризующее влияние рассматри-
ваемого объекта на КЭ в этой точке, например вклад СЭС или потре-
бителя (§ 8.1)
Влияние (вклад) допустимое — расчетная доля нормируемого
ГОСТ 13109—97 значения ПКЭ, которую объекту разрешается вно-
сить в точке его присоединения к системе электроснабжения на гра-
нице балансовой принадлежности (§ 8.1)
Влияние (вклад) ожидаемое — рассчитываемое значение ПКЭ,
которое теоретически может вносить вновь присоединяемый потре-
битель (§ 8.1)
Доза фликера — мера восприимчивости человека к воздействию
фликера (§ 3.7)
Заземление — преднамеренное электрическое соединение какой-
ибо части электроустановки и другой установки с заземляющим
стройством (§ 4.7)
Заземление защитное — заземление частей электроустановки
в целях обеспечения электробезопасности (§ 4.7)
Заземление рабочее — заземление какой-либо точки токоведущих
частей электроустановки, необходимое для обеспечения работы элек-
роустановки (§ 4.7)
Заземляющее устройство — совокупность заземлителя и зазем-
яющих проводников (§ 4.7)
Интервал наблюдения — время, в течение которого произво-
ится непрерывный контроль КЭ в заданной точке системы электро-
снабжения, определяемое видом контроля (§ 7.1)
Интервал усреднения — время, установленное ГОСТ 13109—97,
в течение которого измеряется одно учитываемое среднеквадрати-
ческое значение (отсчет) ПКЭ (см. Прилож. 1)
316
Источник тока — источник электроэнергии, внутреннее сопро-
тивление которого многократно превышает внешнее сопротивление
(его нагрузки), а ток задается постоянным значением (§ 4.1)
Источник напряжения — источник электроэнергии, внутреннее
сопротивление которого многократно ниже внешнего сопротивления
(его нагрузки), а напряжение задается постоянным значением (§ 4.1)
Источник бесперебойного питания — статическое устройство,
предназначенное для резервирования электроснабжения электропри-
емников за счет энергии, накопленной в аккумуляторной батарее,
и обеспечения КЭ у защищаемых электроприемииков (§ 9.8)
Качество электроэнергии — совокупность ее свойств, определя-
ющих воздействие на электрооборудование, приборы и аппараты и
оцениваемых показателями качества электроэнергии, численно
характеризующими уровни электромагнитных помех в системе элек-
троснабжения по частоте, действующему значению напряжения,
форме его кривой, симметрии и импульсам напряжения (Введение)
Колебания напряжения — быстрые, повторяющиеся изменения
напряжения в диапазоне 10 % номинального, обусловленные работой
резкопеременной нагрузки (§ 3.3)
Контроль качества электроэнергии — проверка соответствия
показателей КЭ установленным требованиям, например требованиям
ГОСТ 13109—97 или договора энергоснабжения (§ 7.1)
Контроль КЭ диагностический — анализ состояния электро-
энергетического объекта по электромагнитной совместимости его
электрооборудования (§ 7.1)
Контроль КЭ коммерческий — проверка соответствия показате-
лей КЭ требованиям договора энергоснабжения, установленным на
границе балансовой принадлежности, в целях определения неус-
тойки за ухудшение качества электроэнергии (§ 7.1)
Контроль КЭ технологический — оценка влияния электротехно-
логических установок на КЭ в точке их подключения (§ 7.1)
Контроль КЭ периодический — контроль КЭ, проводимый
с периодичностью, предусмотренной договором энергоснабжения,
Правилами технической эксплуатации или ГОСТ 13109—97, дли-
тельностью не менее 24 ч (§ 7.1)
Контроль КЭ непрерывный — контроль КЭ, проводимый без
ограничения времени наблюдения и осуществляемый стационарно
установленными средствами измерения (§ 7.1)
Несинусоидальность напряжения (тока) — искажения синусо-
идальной формы кривой напряжения (тока) (§ 3.4)
Несимметрия напряжения (тока) — в трехфазной системе
нарушение равенства векторов напряжений (токов) по амплитуде и
(или) углу между ними (§ 3.5) . . . .
317
Отклонение напряжения — отличие установившегося значения
напряжения в точке системы электроснабжения от его номинального
значения в пределах ±10 %, обусловленное ее нагрузкой или работой
средств регулирования напряжения (§ 3.2)
Показатель качества электроэнергии — уровень электромаг-
нитных кондуктивиых помех в системе электроснабжения (§ 1.1)
Помехоустойчивость — уровень ЭМС, при котором гарантиру-
ется нормальное функционирование технических средств (§ 1.1)
Провал напряжения — внезапное понижение напряжения
в точке электрической сети ниже 0,9(7НОМ, за которым следует восста- ‘
новление напряжения до первоначального или близкого к нему зна-
чения (§ 3.6)
Погрешность измерения — суммарная рассчитываемая погреш-
ность всех СИ, используемых при измерении, например трансформа-
тора напряжения и СИ ПКЭ (§ 6.3; Прилож. 1) 7
Погрешность измерения (допустимая) — предельное значение
погрешности измерения, установленное ГОСТ 13109—97 (§ 6.3;
Прилож. 1)
Погрешность средства измерения — абсолютная или относи-
тельная разница между значениями, измеренными конкретным и эта-
лонным СИ, устанавливаемая при его метрологической поверке и
указываемая в свидетельстве о поверке (§ 6.3; Прилож. 1)
Потеря напряжения — арифметическая разность действующих
значений напряжения, измеренных на входе и выходе элемента элект-
рической сети (§ 3.2) '
Падение напряжения — разность векторов напряжений, изме-
ренных на входе и выходе элемента электрической сети (§ 3.2)
Реактивная мощность — мощность, обусловленная процессом
обмена энергией между электрическими и магнитными полями
(§ 2.1)
Регулирующий эффект нагрузки — изменение активной и (или)
реактивной мощности нагрузки при изменении напряжения на 1 °/о
(§ 5.3)
Регулирование напряжения — целенаправленное, автоматиче-
ское изменение напряжения в заданной точке (узле) системы элект-
роснабжения с помощью специальных технических средств (§ 9.2)
Резонанс напряжений — явление в электрической цепи, состоя-
щей из последовательно соединенных индуктивности и емкости, при
котором напряжения на них равны по значению и противоположны
по фазе (§4.3) •'ь
Резонанс токов — явление в электрической цепи, состоящей из
параллельно соединенных индуктивности и емкости, при котором
токи в них равны по значению и противоположны по фазе (§ 4.3)
318
Система электроснабжения — совокупность электроустановок,
предназначенных для производства, передачи, распределения и пот-
ребления электроэнергии (§ 1.1)
Точка общего присоединения — точка электрической сети
общего назначения, электрически ближайшая к сетям рассматривае-
мого потребителя, к которой присоединены электрические сети дру-
гих потребителей (§ 1.1)
Уровень ЭМС — установленное значение ЭМП, при котором
с наибольшей вероятностью гарантируется нормальное взаимодей-
ствие (функционирование) всех технических средств, являющихся
как источниками помех, так и средствами, восприимчивыми к этим
помехам (§ 1.1)
Фликер — субъективное восприятие человеком мерцаний свето-
вого потока искусственных источников освещения, вызванных коле-
баниями напряжения (§ 3.3)
Центр питания — распределительное устройство генераторного
напряжения электростанции или распределительное устройство
понизительной подстанции, к которым присоединены распредели-
тельные сети района (§ 7.2)
Частотная характеристика СЭС — зависимость сопротивле-
ния (Я, XL, Х^) системы электроснабжения в заданной ее точке от
частоты или порядка (и) гармонических составляющих тока
(§ 4.2)
Электроэнергия — способность электромагнитного поля совер-
шать работу под действием приложенного напряжения в технологи-
ческом процессе ее производства, передачи, распределения и потреб-
ления (Введение)
Электромагнитная совместимость (ЭМС) — способность
электрооборудования, аппаратов и приборов нормально функциони-
ровать в электромагнитной среде, не создавая недопустимых элект-
ромагнитных помех для другого оборудования, функционирующего
в той же среде (§ 1.1)
Электромагнитная помеха — случайное электромагнитное воз-
действие, способное вызывать в электротехническом устройстве
нарушение функционирования, отказ, разрушение (§ 1.1)
Электромагнитная обстановка — совокупность электромаг-
нитных явлений, существующих в рассматриваемой среде. Описыва-
ется характеристиками источников помех, параметрами их воздей-
ствия, особенностями электротехнических средств, мероприятиями,
направленными на обеспечение ЭМС, а также внешними факторами,
влияющими на указанные характеристики (§ 1.1) .....
319
Производственно-практическое издание
Карташев Илья Ильич, Тульский Владимир Николаевич,
Шамонов Роман Геннадьевич, Шаров Юрий Владимирович,
Воробьев Александр Юрьевич
УПРАВЛЕНИЕ КАЧЕСТВОМ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Редактор Н.Л. Пароева
Художественный редактор А.Ю. Землеруб
Технический редактор ТА. Дворецкова
Корректоры Е.П. Севостьянова, В. В. Сомова
Компьютерная верстка Л.Н. Тыгнной
Подписано в печать с оригинала-макета 08.02.06 Формат 60x90/16
Бумага офсетная Гарнитура Таймс Печать офсетная
Усл печ л. 20,0 Усл. кр.-отт. 21.0 Уч.-нзл.л. 18,8
Тираж 3000 экз. (1-й завод: 1 — 1000 экз.). Заказ № 3375. С-002
ЗАО «Издательский дом МЭИ», I1I250, Москва, Красноказарменная, д. 14
Отпечатано в полном соответствии с качеством предоставленных диапозитивов
в ППП «Типография «Наука», 121099, Москва, Шубинский пер., 6.
IMIMIIMIII
В книге рассмотрены научно-технические, методичес-
кие и организационные аспекты, представляющие базовую
основу управления качеством электроэнергии (КЭ) в систе-
мах электроснабжения общего назначения. Приводятся
причины возникновения электромагнитных помех, влияю-
щих на КЭ, и их нормирование по ГОСТ 13109-97. Рассмотре-
ны методы контроля и анализа качества электроэнергии,
применяемые способы и средства обеспечения КЭ.
В книге нашли отражение многолетний опыт и практи-
ческие результаты работы авторов, а также коллектива
научно-исследовательской лаборатории кафедры электро-
энергетических систем Московского энергетического инсти-
тута, апробированные в действующих системах электро-
снабжения.
Читатели книги найдут в ней ответы на актуальные
вопросы обеспечения качества электроэнергии, получат
методические и практические рекомендации по решению
задач управления КЭ в электроэнергетических системах.