Pravki_po_zamechaniam_Grigoryeva_N_P_21_ 06_17 (1) (1204600), страница 3
Текст из файла (страница 3)
-коэффициенты несимметрии напряжений по обратной последовательности (K2U, %);
- суммарный коэффициент гармонических составляющих напряжения (KU, %);
- коэффициент n-й гармонической составляющей напряжения (KU(i), %);
При эксплуатации электросетевого оборудования, снижение ПКЭ со временем приводит к возникновению ущерба. Ущерб энергосистемы или сетевой организации принято делить на электромагнитный и технологический. Технологический ущерб в рамках данной работы не рассматривается так, как связан с нарушением технологии, браком продукции или с непосредственным повреждением технологического оборудования. К основным видам электромагнитного ущерба относятся:
- снижение эффективности процессов передачи и потребления электроэнергии, за счет увеличения потерь в элементах сети (поверхностный эффект);
- уменьшение срока службы и выхода из строя электрооборудования из-за нарушения его нормальных режимов работы и старения изоляции;
- нарушение нормальной работы и выхода из строя электромеханических устройств релейной защиты автоматики и связи.
3.1 Несимметрия токов тяговой нагрузки
В большинстве случаев питание районных и тяговых нагрузок на участке однофазного переменного тока осуществляется трехфазным трехобмоточным трансформатором со схемой соединения обмоток Y/Y/.
Рисунок 3.1 – Схема питания тяговой и районной нагрузки на участке однофазного тока при соединении обмоток трансформатора в схему Y/Y/.
Питание тяговой нагрузки осуществляется от обмотки соединённой в треугольник, а районной от обмотки соединенной в звезду при напряжении 35 кВ и треугольник при напряжении 10 (6) кВ. Районная нагрузка, как правило, симметричная. Напряжение правого плеча тяговой нагрузки между контактным проводом и рельсами Uac а напряжение левого плеча между рельсами и контактным проводом Ucb совпадают по фазе с напряжением первичной стороны соответственно UA и UC. Условно, за положительное направление токов, принимается направление, совпадающее с положительным направлением напряжения фазы. В замкнутом контуре треугольника не может возникнуть ток нулевой последовательности, и распределение нагрузок на вторичной стороне между фазами трансформатора определяется соотношением сопротивлений обмоток. Напряжение левой фидерной зоны генерируется как бы в двух параллельно соединённых источниках вторичной цепи; первый это обмотка ax, а второй последовательно соединенные обмотки by и cz. Так как соотношение сопротивлений этих двух источников 1:2, то и ток Iл разделится между обмоткой ax и последовательно соединёнными обмотками by и cz в соотношении 2:1 соответственно. Аналогично делится ток Iп.
Рисунок 3.2 – Векторная диаграмма для определения токов в фазах трехфазного трансформатора.
Токи во вторичных обмотках с учетам их знака распределяются следующим образом:
(3.1)
(3.2)
(3.3)
Токи в обмотке высшего напряжения будут равняться геометрической сумме токов тяговой и районной нагрузки т.е. несимметрия токов в обмотках высшего напряжения зависит от соотношения величин тяговой и районной нагрузки. Несимметричная тяговая нагрузка, приводит к несимметрии напряжения в электроснабжающей сети.
Рисунок 3.3 – Векторная диаграмма тяговой и районной нагрузки.
3.2 Влияние гармонических составляющих
Гармоники напряжения определяются, как «синусоидальное напряжение», частота которого в целое число раз больше основной частоты питающего напряжения. Гармоники генерируются нелинейными нагрузками. Эти нагрузки, будучи подключенными к электрической сети с синусоидальными переменным напряжением, потребляют нелинейные токи. Амплитуда и частота возникающих гармоник зависит от степени искажения формы тока. Вносимые такими нелинейными нагрузками искажения, как правило, периодические.
В качестве наиболее распространенных источников гармоник можно выделить:
-электросварочное оборудование;
-однофазное электрооборудование;
-устройства плавного пуска;
-регулируемые электроприводы;
Основной схемой силовых преобразователей отечественных электровозов переменного тока является однофазная мостовая схема, реализованная на основе силовых тиристорах. Проблемой энергетических систем с тяговой нагрузкой являться несинусоидальная форма токов, потребляемых однофазными выпрямителями.
В соответствии с [13], значение гармонических составляющих тягового тока электроподвижного состава может включать гармоники 3, 5, 7 порядка.
-
ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЕ ОБСЛЕДОВАНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
Схемы подключения ТП 220 кВ «ИН-тяговая» и ТП 220 кВ «Икура-тяговая» к энергосистеме.
Рассматриваемые в данной работе, тяговые подстанции имеют разные схемы подключения к энергосистеме. ТП 220 кВ «ИН-тяговая», относится к промежуточной тяговой подстанции и «питается» от отдельных тупиковых ВЛ 220 кВ Хабаровска-Ин/т №1 (Л-211) и ВЛ 220 кВ Хабаровская-Ин/т №2 (Л-212), подключенных к РУ 220 кВ ПС 500 кВ «Хабаровская». ТП 220 кВ «Икура-тяговая» относится к отпаечной тяговой подстанции и «питается», отпаечными вводами двух транзитных ВЛ: ВЛ 220 кВ Хабаровская- Биробиджан №1 с отпайкой на ПС Икура/тяга (Л-203) и ВЛ 220 кВ Хабаровская- Биробиджан №2 с отпайкой на ПС Икура/тяга (Л-204).
Однолинейная схема подключения ТП к узловым подстанциям энергосистемы приведена в графической части: Лист 2 «Cхема питания тяговых подстанций».
4.1 Технические характеристики приборов используемых при проведении измерений
Определение и контроль нормативных ПКЭ, невозможно выполнить без применения специализированных технических средств измерений. Для объективного анализа показателей электроэнергии и энергопотребления целесообразно использование современного приборного парка, в том числе переносных средств измерения с малым временем (посекундным, поминутным и т.д.) регистрации таких параметров как электрическая активная, реактивная и полная мощность, фазные токи и напряжения, гармонические составляющие и частоту.
В рамках данной работы для проведения инструментального обследования, измерения ПКЭ, используется аттестованные, специализированные переносные приборы типа «Энерготестер ПКЭ» (далее ЭТ). Приборы ЭТ№1 и ЭТ№2 синхронизированы по дате и времени с точностью до секунды. Внешний вид ЭТ производства НПП МАРС-ЭЕРГО» представлен на Рис. 4.1. Заводские номера используемых приборов:
ЭТ№1 – Заводской №465. ДАТА изготовления 03.2012;
ЭТ№2 – Заводской №461. ДАТА изготовления 03.2012;
Рисунок 4.1 – Внешний вид прибора Энерготестер ПКЭ.
ЭТ – ПКЭ обеспечивают измерение и регистрацию основных показателей качества электроэнергии по аттестованным методикам в соответствии с ГОСТ 13109-97с усреднением за 3 секунды, одну минуту и 30 минут. Регистрируемые ЭТ данные, формируются в архивы, которые хранятся во внутренней памяти прибора. Перечень измеряемых электрических величин с пределами допускаемых погрешностей измерений, указаны в таблице 4.1 Технические характеристики Энерготестера ПКЭ. Диапазоны измерения основных ПКЭ и других электрических величин с пределами допускаемых основных погрешностей.
В соответствии с [8], в приборах ЭТ№1 и ЭТ№2 выставлены уставки по ГОСТ 13109-97 для систем и сетей общего назначения класса напряжения 110 - 330 кВ. Для выполнения замеров во вторичных цепях трансформаторов тока используются токоизмерительные клещи обычного класса точности (1.0) с пределом до 10 А. По параметрам вторичных цепей ТН-220 кВ, подводимых к прибору выставлены следующие уставки:
-Номинальное вторичное линейное напряжение (Uном. лин.(В) =100.00В);
-Номинальное вторичное фазное напряжение (Uном. фаз.(В) =57.735В);
-Номинальная частота сети (Fном.(Гц)=50.000 Гц);
Дополнительно в ЭТ задаются уставки временных интервалов максимальных нагрузок в течении суток. Данные уставки необходимы для выделения такого показателя качества электроэнергии как медленное отклонение напряжение δUy, (расчеты представлены в подразделе 4.4.2) в период максимальных и минимальных нагрузок. В рамках настоящей работы в приборе ЭТ №1 и ЭТ№2 выставлены интервалы по «умолчанию»:
- «Начало наибольших нагрузок(час) 1 интервал с 07:00»;
- «Окончание наибольших нагрузок(час) 1 интервал до 09:00»;
- «Начало наибольших нагрузок(час) 2 интервал с 13:00»;
- «Окончание наибольших нагрузок(час) 2 интервал до 16:00».
Для обеспечения работы с архивом ЭТ, используется программный комплекс НПП «Марс-Энерго», «Энергомониторинг электросетей» версия 6. Комплекс построен на основе программы базы данных EMWorkNet. Программа «Энергомониторинг электросетей» предназначена для работы с приборами измерения электроэнергетических величин и контроля качества электроэнергии, в том числе и для работы с прибором «Энерготестер ПКЭ». Программа «Энергомониторинг электросетей» позволяет:
- считывать накопленные в приборе архивы измерений электрических величин и архивы показателей качества электроэнергии, установленных ГОСТ 13109-97, через последовательный интерфейс USB;
-сохранять данные на жестком диске в формате СУБД PostgreSQL, программы базы данных;
-осуществлять просмотр полученных данных в удобной форме с возможностью их усреднения за заданный промежуток времени, а также просматривать графики данных;
-создавать протоколы качества электроэнергии по ГОСТ 13109-97 и отчеты по динамике изменения минутных значений (или усредненых за заданный промежуток времени) основных показателей энергопотребления и ПКЭ;
- экспортировать данные отчета по ПКЭ в формате Мocrosoft Excel XML;
Интерфейс пользователя построен на основе стандартной модели Windows, внешний вид интерфейса программы (с графиком изменения гармонической составляющей 5-ой порядка напряжения фазы «А») представлен на Рис. 4.2.
Рисунок 4.2 – Внешний вид пользовательского интерфейса программы «Энергомониторинг электросетей»
Таблица 4.1 Технические характеристики Энерготестера ПКЭ.Диапазоны измерения основных ПКЭ и других электрических величин с пределами допускаемых основных погрешностей.
| Измеряемые величины | Диапазон измерений | Пределы и вид допускаемой основной погрешности измерений | Примечание |
| 1. Действующее (среднеквадратичное) значение переменного напряжения (U), В | От 0.01 UН До 1.5 UН | относительная ±[0.1 + 0.01((UН/U) – 1]% | UН = 10, 240 В |
| 2. Действующее значение напряжения первой гармоники (U1), В | От 0.01 UН До 1.5 UН | относительная ±[0.2 + 0.02((UН/U) – 1]% | |
| 3. Напряжение постоянного тока(UDC), В | От 0.01 UН До 1.5 UН | относительная ±[0.2 + 0.02((UН/U) – 1]% | |
| 4. Фазовый угол между фазными напряжениями первой гармоники (U), градус | От 0 до 360 | абсолютная ±0.1 | 0.2UН ≤ U ≤ 1.5UН |
| 5. Частота переменного тока (f), Гц | От 45 до 75 | абсолютная ±0.01 | 0.1UН ≤ U ≤ 1.5UН |
| 6. Отклонение частоты (f), Гц | От -5 до +25 | абсолютная ±0.01 | 0.1UН ≤ U ≤ 1.5UН |
| 7. Установившиеся отклонение напряжения (Uy), % | От -100 до +40 | абсолютная ±0.2 | |
| 8. Коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности (KU2) и по нулевой последовательности (KU0), % | От 0 до 50 | абсолютная ±0.2 | |
| 9. Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения (KU), % | От 0 до 49.9 | абсолютная ±0.05 относительная ±5.0 % | 0.1UН ≤ U ≤ 1.5UН KU < 1.0 KU ≥ 1.0 |
| 10. Коэффициент n-ой гармонической составляющей напряжения, n от 2 до 40(KU(n)), % | От 0 до 49.9 | абсолютная ±0.05 относительная ±5.0 % | 0.1UН ≤ U ≤ 1.5UН KU(n) < 1.0 KU(n) ≥ 1.0 |
| 11. Напряжение прямой последовательности (U1(1)), нулевой последовательности (U0(1)) и обратной последовательности (U2(1)), В | От 0 до UН | абсолютная ±0.002 UН | |
| 12. Длительность провала напряжения (tП), с | От 0.02 | абсолютная ±0.02 | 49 Гц < f < 51 Гц |
| 13. Глубина провала напряжения (UП), % | От 10 до 100 | относительная 10.0 % | 49 Гц < f < 51 Гц |
| 14. Коэффициент временного перенапряжения (Kпер U), отн. ед. | От 1.10 до 7.99 | относительная 2.0 % | 49 Гц < f < 51 Гц |
| 15. Длительность временного перенапряжения (tпер), с | От 0.01 | абсолютная ±0.02 | 49 Гц < f < 51 Гц |
| 16. Кратковременная доза фликера | От 0.25 до 10 | относительная 5.0 % | 49 Гц < f < 51 Гц |
| 17. Текущее время | - | абсолютная ±2.0 с/сут. | В диапазоне температур от 10 до 35 С |
| 18. Действующее (среднеквадратичное) значение переменного тока (I), А | От 0.05IН до 1.5IН | относительная ±[1.0 + 0.05((IН/I) – 1]% | |
| 19. Действующее значение тока первой гармоники (I1), А | От 0.05IН до 1.5IН | относительная ±[1.0 + 0.05((IН/I) – 1]% | |
| 20. Фазовый угол между напряжением и током первой гармоники одной фазы (UI), градус | От 0 до 360 | абсолютная ±0.05 | 0.2IН ≤ I ≤ 1.5IН 0.2UН ≤ U ≤ 1.5UН |
| 21. Активная электрическая мощность (P), Вт | От 0.01IНUН до 1.5IН 1.2UН | относительная ±1.0 % ±2.0 % ±[1.0 + 0.05((IН/I) – 1]% | KP = 1 0.1IН ≤ I ≤ 1.5IН KP 0.5L…1…0.5C 0.1IН ≤ I ≤ 1.5IН KP 0.2L…1…0.2C 0.1IН ≤ I ≤ 1.5IН |
| 22. Реактивная электрическая мощность (Q), вар Рассчитывается тремя методами: Q1=(S2 – P2), Q2=UIsin, Q3 – метод перекрёстного включения (для трёхфазных сетей) | От 0.01IНUН до 1.5IН 1.2UН | относительная ±2.0 % ±4.0 % | KP 0.45L…1…-0.45C KP 0.45C…1…-0.45L 0.1IН ≤ I ≤ 1.5IН KP 0.86L…1…-0.86C KP 0.86C…1…-0.86L 0.1IН ≤ I ≤ 1.5IН |
| 23. Полная электрическая мощность (S), ВА | От 0.01IНUН до 1.5IН 1.2UН | относительная ±2.0 % ±4.0 % | От 0.1IНUН до 1.5IН 1.2UН От 0.05IНUН до 0.1IНUН |
| 24. Коэффициент мощности (KP) | От – 1.0 до + 1.0 | абсолютная ±0.04 | От 0.05IНUН до 1.5IН 1.5UН |
| 25. Коэффициент искажения синусоидальности тока (KI), % | От 0 до 49.9 | абсолютная ±0.05 относительная ±5.0 % | 0.1IН ≤ I ≤ 1.5IН KI < 1.0 KI ≥ 1.0 |
| 26. Коэффициент n-ой гармонической составляющей тока, n от 2 до 40 (KI(n)), % | От 0 до 49.9 | абсолютная ±0.05 относительная ±5.0 % | 0.1IН ≤ I ≤ 1.5IН KI(n) < 1.0 KI(n) ≥ 1.0 |
| 27. Ток прямой последовательности (I1(1)), нулевой последовательности (I0(1)) и обратной последовательности (I2(1)), А | От 0 до IН | абсолютная ±0.02IН | 0.05IН ≤ I ≤ 1.5IН |
| 28. Активная мощность прямой последовательности (P1(1)), нулевой последовательности (P0(1)) и обратной последовательности (P2(1)), Вт | От 0.01IНUН до 1.5IН 1.2UН | абсолютная ±0.02PН | 0.1IН ≤ I ≤ 1.5IН |
4.2 Порядок проведения замеров, схемы подключения измерительных приборов
Для анализа влияния на ПКЭ ТП 220 кВ «Икура-тяговая» и ТП 220 кВ «Ин-тяговая», инструментальные замеры проводятся на ПС 220 кВ «Биробиджан» и ПС 500 кВ «Хабаровская». На приборах ЭТ№1 и ЭТ№2 синхронизированы по дате и времени, пуск замеров и останов замеров на обоих приборах выполняется одновременно. На ПС 220 кВ «Биробиджан» и ПС 500 кВ «Хабаровская» инструментальные замеры выполнялись в течении 24 часов (1 сутки) с 15-00 25.05.2017 по 15-00 26.05.2017.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
