2014-02-02
3567
Влияние качества электроэнергии на работу
Качество электроэнергии характеризуется определенными показателями. Основными являются частота переменного тока (f) и напряжение (U). Качество электроэнергии влияет на работу электроприемников и на работу электрических аппаратов, присоединенных к электрическим сетям. Все электрические приемники и аппараты характеризуются определенными номинальными параметрами (fHOM, UHOM, IHOM и т.д.). Изменение частоты и напряжения вызывают изменение технических и экономических показателей работы электрических приемников и аппаратов.
Различают электромагнитное и технологическое влияние отклонения частоты на работу электроприемников. Электромагнитная составляющая обусловливается увеличением потерь активной мощности и ростом потребления активной и реактивной мощностей. Можно считать, что снижение частоты на 1% увеличивает потери в сетях на 2%. Технологическая составляющая вызвана в основном недовыпуском промышленными предприятиями продукции. Согласно экспертным оценкам, значение технологического ущерба на порядок выше электромагнитного.
Технологическая составляющая связана с существенным влиянием (f) частоты на число оборотов электродвигателей, а, следовательно, и на производительность механизмов. Большинство технологических линий оборудовано механизмами, где в качестве приводов служат асинхронные двигатели. Частота вращения этих двигателей пропорциональна изменению частоты сети, а производительность технологических линий зависит от частоты вращения двигателя. При значительном повышении частоты в энергосистеме, что может быть, например, в случае уменьшения (сброса) нагрузки, возможно повреждение оборудования.
Кроме того, пониженная частота в электрической сети влияет на срок службы оборудования, содержащего элементы со сталью (электродвигатели, трансформаторы), за счет увеличения тока намагничивания в таких аппаратах и дополнительного нагрева стальных элементов.
При проектировании в расчетах электросетей влияние изменения (f)частоты не рассматривается. Предполагается, что электрическая система обеспечивает поддержание стандартной частоты f=50 Гц.
Изменение U оказывает неблагоприятное влияние на работу осветительных ламп и асинхронных двигателей, которые составляют значительную часть всех электроприемников в энергосистеме. Нежелательно как повышение U, так и его понижение на зажимах электроприемников. Снижение U вызывает резкое уменьшение (¯) светового потока ламп накаливания и их к.п.д. При снижении U на 5% световой поток уменьшается на 18%, а снижение U на 10% приводит к уменьшению потока уже более чем на 30%. Это приводит к значительному уменьшению освещенности рабочих мест на производстве и к снижению производительности труда и ухудшению его качества, может увеличиться число несчастных случаев.
При увеличении U световой поток заметно повышается, но значительно уменьшается срок службы ламп. Так при повышении U на 10% световой поток ламп увеличивается приблизительно на 30%, а срок службы ламп сокращается почти в
3 раза.
Снижение U в сети энергосистемы может явиться причиной массового останова асинхронных двигателей и может привести к возникновению тяжелой системной аварии. При снижении крутящего момента асинхронных двигателей, пропорционального квадрату напряжения на зажимах двигателей, может произойти остановка или невозможность запуска двигателей. При пониженном напряжении у двигателей ухудшается к.п.д. и происходит процесс более интенсивного старения изоляции из-за увеличения тока, проходящего по обмоткам. Одновременно увеличивается скольжение и уменьшается число оборотов двигателя. При этом может снизиться производительность соединенных с двигателем механизмов.
Увеличение U на зажимах асинхронных двигателей неблагоприятно сказывается на условиях их работы. Существенно увеличивается их ток, что вызывает перегрузку обмотки статора. Может заметно возрасти потребление реактивной мощности двигателями.
Изменение напряжений на зажимах электроприемников технологических установок промышленных предприятий также является неблагоприятным фактором, который приводит к снижению технико-экономических показателей работы этих установок, т.е. при снижении U уменьшается производительность установок, удорожается выпускаемая продукция, увеличивается расход электроэнергии на единицу продукции.
Анализируя влияние изменения U у потребителей в качестве потребителей должны рассматриваться и трансформаторы (автотрансформаторы), устанавливаемые на подстанции. Снижение U у трансформаторов при неизменной мощности приводит к увеличению тока в обмотках. Во многих случаях это не представляет опасности для трансформаторов, т.к. их SНОМ часто превышает нагрузку, и конструкция трансформаторов позволяет допускать некоторую перегрузку. Однако при оценке возможности перегрузки необходимо правильно определять ожидаемый максимальный ток, на величину которого может оказать влияние снижение напряжения на зажимах трансформатора.
Более опасным для трансформатора может оказаться повышение подводимого к нему напряжения. Связано это с существенным увеличением намагничивающего тока, которое у трансформаторов более заметно вследствие резкого увеличения реактивного сопротивления намагничивания. Это характерно при превышении номинального напряжения регулировочного ответвления обмотки. Значительный рост тока намагничивания (Im) при увеличении напряжения на ответвлении объясняется работой трансформаторов в области нелинейной характеристики намагничивания, а это приводит к искажению кривой тока намагничивания (Im) и появлению высших гармоник, которые обуславливают увеличение потерь активной мощности (Р) в магнитопроводе и его дополнительный нагрев.
Существенное изменение характеристик нагрузки при отклонениях напряжения от номинального на ее зажимах приводит к необходимости ограничивать эти отклонения предельно допустимыми значениями. Опыт показывает, что допустимые отклонения от номинального напряжения должны быть относительно малыми. Поэтому электросеть должна быть построена таким образом, чтобы напряжения в ее отдельных пунктах (узлах) существенно не отличались друг от друга и от напряжения источника питания. При этом часто приходится применять специальные устройства для регулирования напряжения.
Показатели качества электрической энергии
Основные показатели качества электрической энергии нормируются ГОСТ 13109-99. Этот ГОСТ устанавливает 11 основных показателей качества электроэнергии (ПКЭ):
1. Отклонение частоты df;
2. Установившееся отклонение напряжения dUу;
3. Размах изменения напряжения dUt;
4. Дозу фликера (мерцания или колебания) Pt;
5. Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения КU;
6. Коэффициент n-й гармонической составляющей напряжения КU(n);
7. Коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности К2U;
8. Коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности К0U;
9. Глубину и длительность провала напряжения dUП, DtП;
10. Импульсное напряжение UИМП;
11. Коэффициент временного перенапряжения КПЕРU.
Одним из основных является частота трехфазного переменного тока. Обычно частота в электрических системах изменяется в относительно небольших пределах. Поэтому пользуются не полными значениями частоты, а значениями отклонений частоты от номинального значения. Отклонением частоты в электрической системе, Гц, характеризует разность между действительным f и номинальным значениями частоты fном переменного тока в системе электроснабжения и определяется по выражению: Df=f – fном
В автоматически регулируемых энергосистемах России нормальное отклонение от номинальной частоты (Df) допускается в пределах ± 0,2 Гц, а предельное отклонение допускается в пределах ± 0,4 Гц по ГОСТ 13109-99. Небольшие пределы допускаемых отклонений от номинального значения объясняются существенным влиянием изменения частоты на экономические показатели работы электрических приемников. Кроме того, частота f регулируется одновременно во всей энергосистеме, а современные автоматические устройства позволяют обеспечить изменение частоты в требуемых пределах.
Вторым из важнейших показателей качества электроэнергии является действующее значение напряжения. В зависимости от схемы включения электрических приемников определяющим является фазное или междуфазное значение напряжения. В пределах одной ступени трансформации электрической сети напряжения изменяются в относительно небольших пределах, поэтому показательными являются не полные значения напряжений, а значения отклонений напряжения (DU), обычно выражающиеся в % от номинального значения.
Отклонением напряжения DUi для узла i называется разность между фактическим, действующим напряжением (Ui) и номинальным Uном значениями, отнесенная к номинальному напряжению (Uном) данной сети. DUi =
ГОСТом 13109-99 регламентируются отклонения напряжения нормальное и предельное. Значения отклонений в нормальном режиме работы электрической сети должны не выходить за пределы максимальных значений, при этом в течение не менее 95 % времени каждых суток значения должны не выходить за пределы нормальных значений.
Из ГОСТа:
| отклонение U электрической сети напряжением | нормальное | предельное |
| до 1 кВ | 5% | 10% |
| 6-20 кВ | --- | 10% |
| 35 кВ и выше | --- | --- |
В послеаварийных режимах отклонения напряжения не должны выходить за пределы максимальных значений.
По условиям работы электрической изоляции допускается повышение напряжения (относительно номинального) на зажимах электрических аппаратов с номинальным напряжением:
до 20 кВ включительно – не более чем на 20%
при 35-220 кВ – на 15%
при 330 кВ – на 10%
при 500 кВ и выше – на 5%
Остальные показатели качества не рассматриваем, т.к. они не влияют на расчет режимов электрической сети.
Методы регулирования напряжения
Напряжение сети постоянно меняется вместе с изменением нагрузки, режима работы источника питания, сопротивлений цепи. Отклонения напряжения не всегда находятся в интервалах допустимых значений. Причинами этого являются:
а) потери напряжения, вызываемые токами нагрузки, протекающими по элементам сети;
б) неправильный выбор сечений токоведущих элементов и мощности силовых трансформаторов;
в) неправильно построенные схемы сети.
Контроль за отклонениями напряжения проводится тремя способами:
1) по уровню – ведется путем сравнения реальных отклонений напряжения с допустимыми значениями;
2) по месту в электрической системе – ведется в определенных точках сети, например в начале или конце линии, на районной подстанции;
3) по длительности существования отклонения напряжения.
Регулированием напряжения называют процесс изменения уровней напряжения в характерных точках электрической системы с помощью специальных технических средств. Исторически развитие методов и способов регулирования напряжения и реактивной мощности происходило от низших иерархических уровней управления энергосистемами к высшим. В частности, вначале использовалось регулирование напряжения в центрах питания распределительных сетей – на районных подстанциях, где изменением коэффициента трансформации поддерживалось напряжением у потребителей при изменении режима их работы. Регулирование напряжения вначале применялось также непосредственно у потребителей и на энергетических объектах (электростанциях, подстанциях).
Эти способы регулирования напряжения сохранились и до настоящего времени и применяются на низших иерархических уровнях автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ). С точки зрения высших уровней АСДУ это локальные способы регулирования. Автоматизированная система диспетчерского управления высших уровней осуществляет координацию работы локальных систем регулирования и оптимизацию режима энергосистемы в целом.
Локальное регулирование напряжений может быть централизованным, т.е. проводиться в центре питания (ЦП), и местным, т.е. проводиться непосредственно у потребителя.
Местное регулирование напряжения можно подразделить на групповое и индивидуальное. Групповое регулирование осуществляется для группы потребителей, а индивидуальное – в основном в специальных цехах
В зависимости от характера изменения нагрузки в каждом из указанных типов регулирование напряжения можно выделить насколько подтипов. Так, например, в централизованном регулировании напряжения можно выделить три подтипа: стабилизация напряжения; двухступенчатое регулирование напряжения; встречное регулирование напряжения.
 |
Стабилизация применяется для потребителей с практически неизменной нагрузкой, например для трехсменных предприятий, где уровень напряжения необходимо поддерживать постоянным. Суточный график нагрузки таких потребителей приведен на рис1,а).
Для потребителей с ярко выраженной двухступенчатостью графика нагрузки (рис.1,б), например для односменных предприятий, применяют двухступенчатое регулирование напряжения. При этом поддерживаются два уровня напряжения в течении суток нагрузки (рис.1, в), осуществляется так называемое встречное ркгулирование. Для каждого значения нагрузки будут иметь свое значение и потери напряжения, следовательно, и само напряжение будет изменяться с изменением нагрузки. Чтобы отклонения напряжения не выходили за рамки допустимых значений, надо регулировать напряжение, например от тока нагрузки.
Нагрузка меняется не только в течении суток, но и в течении всего года. Например, наибольшая в течении года нагрузка бывает в период осенне – зимнего максимума, наименьшая – в летний период. Встречное регулирование состоит в изменении напряжения в зависимости не только от суточных, но также и от сезонных изменений нагрузки в течении года. Оно предполагает поддержание повышенного напряжения на шинах электрических станций и подстанций в период наибольшей нагрузки и его снижение до номинального в период наименьшей нагрузки.
Встречное регулирование напряжения
Для подробного рассмотрения встречного регулирования напряжения используем схему замещения, показанную на рис.2,а, где трансформатор представлен как два элемента – сопротивление трансформатора и идеальный трансформатор. На рис.2,а, приняты следующие обозначения:
U1 – напряжение на шинах центра питания;
U2в – напряжение на шинах первичного напряжения (ВН) районной пс;
U2н – напряжение на шинах вторичного напряжения (НН) районной пс;
U3 – напряжение у потребителей.
Напряжение на шинах ВН районной пс U2в=U1-DU12
 |
Напряжения на шинах ВН и НН отличаются на величину потерь напряжения в трансформаторе DUт, и, кроме того, в идеальном тр-ре напряжение понижается в соответствии с коэффициентом трансформации, что необходимо учитывать при выборе регулировочного ответвления.
На рис 2,б представлены графики изменения напряжения для двух режимов: наименьших и наибольших нагрузок. При этом по оси ординат отложены значения отклонений напряжения в % номинального. Процентные отклонения имеются в виду для всех V и DU на поле этого рисунка.
Из рис.2,б (штриховые линии) видно, что если nТ=1, то в режиме наименьших нагрузок напряжения у потребителей будут выше, а в режиме наибольших нагрузок – ниже допустимого значения (т.е. отклонения U больше допустимых). При этом приемники электроэнергии, присоединенные к сети НН (например, в точках А и В), будут работать в недоступных условиях. Меняя коэффициент тр-ра районной пс nТ, изменяем U2н, т.е. регулируем напряжение (сплошная линия на рис.2,б).
В режиме наименьших нагрузок уменьшают напряжение U2н до величины, как можно более близкой к Uном. В этом режиме выбирают такое наибольшее стандартное значение nТ. чтобы выполнялось следующее условие: U2н.нм³Uном.
В режиме наибольших нагрузок увеличивают напряжение U2н до величины, наиболее близкой к 1,05 – 1,1Uном. В этом режиме выбирают такое наибольшее стандартное значение nТ, чтобы выполнялось следующее условие: U2н.нб³(1,05¸1,1)Uном.
Таким образом, напряжение на зажимах потребителей, как удаленных от центра питания – в точке В, так и близлежащих – в точке А, вводится в допустимые пределы. При таком регулировании в режимах наибольших и наименьших нагрузок напряжение соответственно повышается и понижается. Поэтому такое регулирование называют встречным.
Баланс активной мощности и его связь с частотой
Особенности электроэнергетических систем состоит в практически мгновенной передачи энергии от источников к потребителям и невозможности накапливания выработанной электроэнергии в заметных количествах. Эти свойства определяют одновременность процесса выработки и потребления энергии.
В каждый момент времени в установившемся режиме системы ее электрические станции должны вырабатывать мощность, равную мощности потребителей, и покрывать потери в сети – должен соблюдаться баланс вырабатываемой и потребляемой мощности: SРГ=SРП=SРН+SDР.
где SРГ – генерируемая активная мощность станции (за вычетом мощности, расходуемой на собственные нужды);
SRП – суммарное потребление активной мощности;
SRН – суммарная активная мощность нагрузки потребителей;
SDR - суммарные потери активной мощности.
При неизменном составе нагрузок системы потребляемая или мощность связана с частотой переменного тока. При нарушении исходного баланса частота принимает новое значение. Снижение генерируемой активной мощности приводит к уменьшению частоты, ее возрастание обусловливает рост частоты. Иными словами, при SRГ<SRП частота понижается, при SRГ>SRП частота растет. Это станет понятным, если представить систему, состоящую из одного генератора и двигателя, вращающихся с одинаковой частотой. Как только мощность генератора начнет убывать, частота понизиться. Справедливо и обратное, аналогично и в электрической системе, например при SRГ>SRП турбины начинают разгоняться и вращаться быстрее, f растет.
Причинами нарушения баланса мощности могут быть:
а) аварийное отключение генератора;
б) неожиданный (неплановый, не предусмотренный расчетами) рост потребления мощности, например увеличение потребления мощности электронагревателями в результате сильного снижения температуры;
в) аварийное отключение линий лил трансформаторов связи.
Для пояснения последней причины рассмотрим систему из двух частей, соединенных линией связи. При связанной работе обеих частей соблюдается баланс мощности: SRГ1+SRГ2=SRП1+SRП2
Однако в первой части системы генерация больше потребления: SRГ1>SRП1, а во второй, наоборот, SRГ2<SRП2. Если линия связи аварийно выйдет из строя, обе части системы будут работать изолированно и баланс Р в каждой из них нарушится. В первой частота возрастет, во второй понизиться.
Частота в системе оценивается по показателю отклонения частоты (ГОСТ 13109 – 99).
Отклонение частоты Df – это отличие ее фактического значения f от номинального fном в данный момент времени, выраженное в герцах или процентах: Df=f-fном; Df%=
Отклонение частоты допускается: номинальное – в пределах ±0,2Гц и предельное – в пределах ±0,4Гц.
Приведенные нормы отклонений частоты относятся к номинальному режиму работы энергосистемы и не распространяется на послеаварийный режимы.
В послеаварийных режимах работы электрической сети допускается отклонение частоты от плюс 0,5 Гц до минус 1 Гц общей продолжительностью за год не более 90 ч.
К поддержанию частоты в электрических системах предъявляются повышенные требования, т.к. следствием больших отклонений могут является выход из строя оборудования станций, понижение производительности двигателей, нарушение технологического процесса и брак продукции.
Превышение SRГ над SRП, приводящее к росту частоты, можно ликвидировать, уменьшая мощность генераторов или отключая часть из них, тем самым обеспечивая регулирование частоты в энергетической системе. Понижение частоты из-за превышения SRП над SRГ требует мобилизации резерва мощности или автоматической частотной разгрузки (АЧР).в противном случае понижение частоты может привести не только к браку продукции у потребителей, но и к повреждению оборудования станций и развалу системы.
Во всех режимах должен быть определенный резерв мощности, реализуемый при соответствующем росте нагрузок. Резерв может быть горячим (генераторы загружаются до мощности меньше номинальной и очень быстро набирают нагрузку при внезапном нарушении баланса Р) и холодным, для ввода которого нужен длительный промежуток времени.
Суммарный необходимый резерв мощности энергосистемы складывается из следующих видов резерва: нагрузочного, ремонтного, аварийного и народнохозяйственного. Нагрузочный резерв служит для покрытия случайных колебаний и непредвиденного увеличения нагрузки сверх учтенной в балансе регулярного максимума нагрузки. Ремонтный резерв должен обеспечивать возможность проведения необходимого планово – предупредительного (текущего и капитального) ремонта оборудования эл.станции. Аварийный резерв предназначен для замены агрегатов, выбывших из работы в результате аварии. Народнохозяйственный резерв служит для покрытия возможного превышения электропотребления против планируемого уровня.
Кроме резерва мощности на электрических станциях системы необходимо резерв по энергии. На ТЭС должен быть обеспечен соответствующий запас топлива, а на ГЭС – запас воды. Если резерв станций исчерпан, а частота в системе не достигла номинального значения, то в действие вступают устройства АЧР, которые предназначены для быстрого восстановления баланса мощности при ее дефиците путем отключения части менее ответственных потребителей. Все потребители электрической энергии по надежности их электроснабжения делятся на три основные категории. В первую очередь АЧР отключает перерывы электроснабжения на время., необходимое для ремонта или замены поврежденного элемента сети, но не более одних суток. В последнюю очередь отключаются наиболее ответственные потребители.
АЧР – дискретная система регулирования, отключающая потребителей степенями (или очередями). При снижении частоты на величину Df срабатывает реле частоты, входящее в состав устройства АЧР, и отключает часть потребителей с мощностью DR.
Система АЧР состоит из комплектов автоматики, установленных на энергетических объектах. В каждом комплекте реле частоты имеет свою уставку по частоте, при которой оно срабатывает и отключает часть линии, питающих потребителей; АЧР отключает потребителей так, чтобы частота не снизилась ниже предельно допустимой по условиям работы технологического оборудования электрических станций величины 46Гц.
Баланс реактивной мощности и его связь с напряжением
При выработке и потреблении энергии на переменном токе равенству вырабатываемой и потребляемой электрической энергии в каждый момент времени отвечает равенство вырабатываемой и потребляемой не только активной, но и реактивной мощности. Эти условия можно записать так:SRГ=SRП=SRН+SDR, SQГ=SQП=SQН+SDQ,
где SRГ и SQГ – генерируемые активные и реактивные мощности станций за вычетом собственных нужд; SRН, SQН – активная иреактивная мощности потребителей; SDR, SDQ – суммарные потери активной и реактивной мощностей в сетях; SRП,SQП – суммарное потребление активной и реактивной мощностей.
Эти уравнения являются уравнениями баланса активной и реактивной мощностей. Баланс реактивной мощности по всей системе в целом определяет некоторые уровень напряжения. Напряжения в узловых точках сети электроэнергетической системы в той или в иной степени отличаются от среднего уровня, причем это отличие определяется конфигурацией сети, нагрузкой и другими факторами, от которых зависит падение напряжения. Баланс реактивной мощности для всей системы в целом не может исчерпывающе определить требования, предъявляемые к мощности источников реактивной мощности. Надо оценивать возможность получения необходимой реак-й мощ-ти как по системе, так и по отдельным ее районам.
Необходимость в оценке баланса реак-й мощ-ти возникает прежде всего при проектировании подсистемы регулирования напряжения – реак-й мощ-ти АСДУ. В ряде случаев оценка изменений условий баланса производится и в практике эксплуатации, например при вводе новых регулирующих устройств, установленных мощностей электрических станций, изменениях схемы сети.
Нарушение баланса реактивной мощности приводит к изменению уровня напряжения в сети. Если генерируемая реактивная мощность становится больше потребляемой (SQГ>SQП), то напряжение в сети повышается. При дефиците реактивной мощности (SQГ<SQП) напряжение в сети понижается. Для пояснения указанной связи напомним, что например, емкостный ток линии на х.х. повышает напряжение на ее конце. Соответственно реактивной мощности приводит к повышению, а ее недостаток – к понижению напряжения.
В дефицитных по активной мощности энергетических систем уровень напряжения, как правило, ниже номинального. Недостающая для выполнения баланса активной мощности передается в такие системы из соседних энергетических систем, в которых имеется избыток генерируемой мощности.
Обычно энергетические системы дефицитные по активной мощности и по реактивной мощности. Однако недостающую реактивную мощность эффективнее не передавать, а генерировать в компенсирующих устройствах в данной энергетической системе.
