Показатели качества электроэнергии

,

где  n ³15 - число измерений частоты на интервале Dt = 20 с.

Отклонение  частоты определяется по выражению

.

Провал  напряжения. Провал напряжения характеризуется длительностью провала. В соответствии с ГОСТ 13103-97 в электрических сетях напряжением до 20 кВ включительно предельно допустимое значение длительности провала составляет 30 с.

При определении  длительности провала напряжения фиксируется  начальный момент времени t_н резкого снижения  огибающей среднеквадратических значений напряжения (длительностью менее 10 мс), определенных на каждом полупериоде основной частоты, ниже уровня 0,9U_ном (рис. 1.5).

 

Рис. 1.5.  Провал напряжения

 

В момент восстановления напряжения до значения  
U ³ 0,9U_ном фиксируется конечный момент времени t_к  провала напряжения. Длительность провала напряжения определяется по выражению

.

Глубина провала  напряжения , %, (рис. 1.5) определяется по выражению

.

Импульс напряжения. Импульс напряжения - это резкое изменение напряжения в точке электрической сети, за которым следует восстановление напряжения до первоначального или близкого значения за промежуток времени до нескольких миллисекунд. Значение импульсного напряжения (рис. 1.6) определяется максимальным значением мгновенного напряжения при резком его изменении (длительность фронта не более 5 мс).

 

 

Рис. 1.6. Импульс  напряжения

 

Для определения  длительности импульса напряжения по уровню 0,5 его амплитуды  из кривой напряжения выделяют импульс напряжения с амплитудой (рис. 1.6). Начальный и конечный моменты времени соответствуют пересечению кривой импульса напряжения горизонтальной линией, проведенной на половине амплитуды импульса 0,5 . Длительность определяется по выражению

= - .

Временное перенапряжение. Временное перенапряжение характеризуется коэффициентом временного перенапряжения

,

где  - максимальное амплитудное значение напряжения, превышающее уровень 1,1 .

Амплитудное значение напряжения измеряют на каждом полупериоде основной частоты при  резком (с длительностью фронта до 5 мс) превышении уровня напряжения 1,1 . Для исключения влияния коммутационных импульсов на значение определение осуществляется через 0,04 с от момента превышения напряжением уровня 1,1 .

Длительность перенапряжения определяют по выражению

,

где  и - соответственно время превышения и время спада напряжения относительно уровня 1,1 .

Предельно допустимое значение длительности провала  напряжения в СЭС напряжением  до 20 кВ составляет 30 с. Предельно допустимые значения для импульсов напряжения и временных перенапряжений не установлены.

 

2.Методы расчета уровней  отдельных показателей качества  электроэнергии

Расчет отклонений напряжения

 

Отклонения  напряжения должны определяться в характерных  точках СЭС предприятий: на секциях  шин 6; 10; 35 кВ подстанций глубокого ввода (ПГВ) или главных понизительных подстанций (ГПП) центральных распределительных устройств 6, 10 кВ при питании их по токопроводам или протяженным ВЛ, шинах 0,38-0,66 кВ цеховых трансформаторов, а также распределительных пунктов, наиболее удаленных от цеховых трансформаторов. Отклонения напряжения рассчитываются для режимов наибольших и наименьших нагрузок центра питания.

Отклонения напряжения в характерных  точках сети определяются по выражению:

,            (2.1)

где - верхний (нижний) предел ОН, %; - верхний (нижний) предел ОН на зажимах приемника электроэнергии, допустимых согласно ГОСТ 13109-97, %; - потери напряжения на участке сети от рассматриваемого узла до зажимов ЭП, %; - добавка напряжения, создаваемая средствами местного регулирования напряжения, % [5].

Характерными  ЭП являются ближайшие и наиболее удаленные от узла сети ЭП. Кроме  того - ЭП с более жесткими пределами  допустимых ОН на их зажимах, чем допустимые по ГОСТ 13109-97; а также ЭП с графиком нагрузок, резко отличающимся от общего графика нагрузки потребителей.

Требуемые ОН, определяемые условиями  обеспечения нормальной работы ЭП, необходимо проверять для характерных  режимов нагрузки центра питания  по условию

,                 (2.2)

где - наименьший (наибольший) из всех пределов ОН, определенный по выражению (2.1) в режиме наибольшей (наименьшей) нагрузки.

Если это условие не соблюдается  в каком-либо из режимов суточной нагрузки, необходимо использовать ответвления  распределительного трансформатора, местное  регулирование напряжения для снижения потерь напряжения в распределительных  сетях.

Предельно допустимые ОН на шинах  центра питания для каждого из характерных потребителей определяются следующим образом:

,                (2.3)

где - верхний (нижний) предел ОН в центре питания, %; - верхний (нижний) предел ОН, затребованный характерным потребителем, %; - ожидаемые потери напряжения в сетях энергоснабжающей организации, %; - добавка напряжения, создаваемая средствами местного регулирования напряжения электроснабжающей организации, %.

При проверке условий совместимости  необходимо определять верхний и  нижний пределы диапазона регулирования  напряжения в центре питания в  характерных режимах его нагрузки рассматриваемого сезонного периода:

,                                                   (2.4)

где индексы  означают наибольший и наименьший режимы нагрузки.

Методы расчета ОН подробно рассматривались  в курсе : »Электрические сети и системы».Расчет ОН на шинах ГПП производится без  учета зоны нечувствительности регулирующего  устройства в центре питания для  двух предельных режимов: наибольших и  наименьших нагрузок и для двух ЭП: ближайшего и наиболее удаленного в  электрическом отношении, причем потери напряжения учитываются во всех элементах  сети.

Нижний предел допустимого ОН на шинах 6, 10 кВ ГПП определяется в режиме максимальных нагрузок для наиболее удаленных двигателей напряжением  выше 1 кВ и ЭП напряжением 0,4 кВ с  учетом наименьшего коэффициента трансформации  на подстанции, питающей наиболее удаленный  ЭП.

(2.5)

где 0,05 - допустимое понижение напряжения на зажимах наиболее удаленных ЭП; - суммарные потери напряжения в различных элементах сети: потери в линиях НН, потери в распределительных трансформаторах, потери в линиях 10/6 кВ; - потери напряжения в сети 0,4 кВ и на ТП; - наименьший коэффициент трансформации подстанции 10/6/ 0,4 кВ, питающей наиболее удаленный ЭП.

Если неизвестны данные о сети 0,4 кВ, то напряжение на шинах удаленных  ТП должно быть не ниже . Тогда второе выражение для определения примет вид

.     (2.6)

Из двух значений выбирается большее.

Верхний предел допустимого ОН на шинах ГПП в режиме минимальных  нагрузок определяется для двигателя  ВН и ЭП напряжением до 1 кВ, расположенных  в самой близкой к шинам  ГПП точке. При этом на подстанции, питающей ближайший ЭП, коэффициент  трансформации принят наибольшим, а  потери напряжения в элементах сети определяются только для режима минимальных  нагрузок:

;        (2.7)

    (2.8)

где - потеря напряжения в трансформаторе.

Из двух значений выбирается меньшее, т.е. более жесткое условие.

Если полученный допустимый диапазон ОН на шинах ГПП  меньше  регулировочного диапазона на тех же шинах, то для обеспечения требуемого режима достаточно автоматического регулирования трансформаторов под нагрузкой.

При питании от ГПП необходимо определить расчетные значения напряжения на шинах 10/6 кВ регулируемых трансформаторов  ГПП в режиме максимальной нагрузки предприятия, совпадающей по времени  с минимальным напряжением в  ЭС на шинах ВН источника питания; минимальной нагрузки, совпадающей  по времени с максимальным напряжением  в ЭС на шинах ВН источника питания:

;   (2.9)

,  (2.10)

где - максимальное (минимальное) напряжение на шинах источника питания; и - потери напряжения в питающей ВЛ в режиме минимальных (максимальных) нагрузок; и - то же в трансформаторах ГПП; - коэффициент трансформации трансформаторов.

Если ОН на шинах источника питания выходят  за пределы регулировочного диапазона  на этих же шинах, то необходимо применять дополнительные средства регулирования.

Для регулирования  напряжения, как правило, используют возможность регулирования коэффициента трансформации трансформатора под  нагрузкой.

Рассмотрим  методику выбора отпаек трансформатора.

Зная  тип трансформатора, из справочника  определяем следующие параметры:

U_ВН – номинальное напряжение высокой стороны;

U_НН – номинальное напряжение низкой стороны;

R_Т – активное сопротивление трансформатора;

X_Т – реактивное сопротивление трансформатора;

W₀ – ступень регулирования в %;

N  -  количество ступеней регулирования.

Из расчета  режима работы сети известно:

P₂ – активная нагрузка трансформатора;

Q₂ - реактивная нагрузка трансформатора;

U_В – напряжение на высокой стороне трансформатора;

U_НЖ – желаемый уровень напряжения на низкой стороне трансформатора.

Определим потерю напряжения в трансформаторе

 

.

Величина  напряжения низкой стороны приведенная  к высокой

.

Желаемое  число витков, на которое необходимо изменить коэффициент трансформации

.

 

Расчетное значение номера отпайки

.

Расчетное значение номера отпайки округляется до целого числа N_Ц.

Для проверки полученного напряжения на низкой стороне  можно воспользоваться формулой

.

Пример расчета  отклонения напряжения.

 

 

 

3.Расчет высших гармоник

Расчет уровней ВГ напряжения и  тока, K_U, АЧХ и других параметров несинусоидальных режимов производится на основании схем замещения, справедливых для каждой ВГ в отдельности. Нелинейные нагрузки представляются в виде источников тока (задающих токов), реже - ЭДС ВГ. Схема замещения нелинейной нагрузки в виде ЭДС и внутреннего сопротивления применяется в случае, если в узле сети возникают резонансные или близкие к резонансным условия на частоте -й гармоники.

В практике СЭС предприятий преимущественное распространение получили управляемые  вентильные преобразователи (ВП) ток  -й гармоники при 13 с большой точностью определяется по формуле

,

где и - ток нагрузки ВП и его первая гармоника.

Начальная фаза тока

,

где и - углы управления и коммутации.

Для других нелинейных нагрузок (ДСП, сварочных установок) значения ВГ токов  находятся, главным образом, путем усреднения экспериментальных данных для конкретного вида электрооборудования.

Сопротивления элементов  СЭС на частотах ВГ для сетей с 6 кВ имеют преимущественно индуктивный характер. Учет их активной составляющей оказывается нужным лишь при оценке значений ВГ напряжения и тока при резонансе. При этом принято полагать, что имеет место резкое проявление поверхностного эффекта и значение активного сопротивления возрастает пропорционально .

Ниже приводятся значения сопротивлений, наиболее часто  используемые в проектной практике в странах СНГ.

Индуктивное сопротивление, Ом, для n-й гармоники для СД 1000 кВт, 6 кВ:

х_n = 6n;                          (3.1)

для СД 1000 кВт, 10 кВ:

х_n = 17n.             (3.2)

По этим формулам можно приближенно оценить эквивалентное  сопротивление СД других мощностей  или групп СД.

Если сопротивление  обратной последовательности задано в  относительных единицах , то сопротивление СД для ВГ определяется по формуле

  (3.3)

где S_ном - номинальная мощность двигателя, МВ^_.А; U_ном - номинальное напряжение, кВ.

Сопротивление асинхронных двигателей для ВГ тока можно принимать чисто реактивным. Значение этого сопротивления с погрешностью до 7 % можно определять по формуле

  (3.4)

где U_ном.ф, I_ном.ф - номинальные фазные напряжения и ток электродвигателя; k_п - кратность пускового тока.

Сопротивление трансформатора 6-10 кВ, нагрузку которого составляют АД, х_н.тn в схеме замещения для ВГ можно приближенно определить как сумму сопротивлений КЗ трансформатора и АД:

                                              (3.5)

где х_к.т - сопротивление КЗ трансформатора при промышленной частоте, Ом; U_ном, S_ном - соответственно номинальные напряжение, кВ, обмотки ВН (6-10 кВ) и мощность, МВ^_.А, трансформатора; k_п - кратность пускового тока эквивалентного АД (в среднем k_п = 5,5), которым представляется нагрузка трансформатора; 0,75 - коэффициент, учитывающий загрузку трансформатора.