Нормы на допустимые значения показателей качества электроэнергии

Страница 8 из 33

КАЧЕСТВО ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ 4.1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ Системы электроснабжения и электроприемники выполняют такими, чтобы наилучшее функционирование достигалось при питании их от однофазной или симметричной трехфазной системы напряжением заданной амплитуды и синусоидальной формы частотой 50 Гц. Однако в реальных электрических сетях по известным причинам возникают отклонения от идеальных параметров, что приводит к ухудшению работы установок потребителей электроэнергии, проявляющемуся в технико-экономическом ущербе. Невнимание к качеству электроэнергии в процессе эксплуатации ЭС приводит к прогрессирующему расстройству электроснабжения и нарушениям работы электроприемников. Отклонение показателей качества электроэнергии является и результатом воздействия на ЭС электроустановок потребителей. Показатели качества электроэнергии можно разделить на две группы. К первой группе относятся отклонения частоты и напряжения от номинальных, устраняемые системами электроснабжения.

Ко второй — колебания частоты и напряжения, несимметрия и искажение формы кривых напряжения и тока, проявляющиеся главным образом в зонах, на которые влияют особые, вызывающие эти искажения электроприемники. Степень этого влияния определяется соотношением мощности этих электроприемников и параметров ЭС. Кроме того, имеются электроприемники, чувствительные к различного рода помехам. Условия, в которых возникают эти помехи, не постоянны, так как ЭС в сочетании с установками потребителей непрерывно развиваются: изменяются параметры систем, состав и мощность электроприемников. Поэтому качество электроэнергии является объектом контроля. Соблюдение качества электроэнергии связано с использованием: рациональной системы показателей качества, определяющих ограничения отклонений и электромагнитной совместимости оборудования, подключенного к общей сети; средств измерения, позволяющих без больших затрат труда оценивать качество электроэнергии и намечать обоснованные меры по его улучшению; технических средств повышения качества электроэнергии; методов оптимального управления качеством электроэнергии в ЭС. Отклонения от идеальных показателей должны ограничиваться. Поэтому существуют нормы на допустимые отклонения, зафиксированные в государственных стандартах на качество электроэнергии. Эти нормы приняты во всех развитых странах, и учитывая опыт и развитие систем электроснабжения и электропотребления, постепенно изменяются применительно к реальным условиям. В СССР показатели качества электроэнергии в точках сетей, к которым присоединяются приемники, нормируются ГОСТ 13109—87. Необходимо нормировать качество электроэнергии и в узлах ЭС, являющихся границами балансовой принадлежности сетей. Отклонения показателей качества электроэнергии от идеальных подразделяют на нормально- и максимально допустимые. В течение 95% времени суток (22,8 ч) показатели качества электроэнергии не должны выходить за пределы нормально допустимых значений и в течение всего времени, включая послеаварийные режимы, они должны находиться в пределах максимально допустимых значений (табл. 4.1). При аварийных ситуациях в ЭС допускается выход показателей качества за установленные пределы, в том числе снижение напряжения до нулевого уровня и отклонение частоты до ±5 Гц с последующим их восстановлением до допустимых для послеаварийных режимов максимальных значений.

*Розенкрон Я. К., Биманис В. В. Температурно-токовые защиты трансформаторов от аварийных и систематических перегрузок//Электротехника, 1985, № 8, С. 36—38.

Таблица 4.1. Допустимые отклонения показателей качества электроэнергии

Продолжение табл. 4.1

На входах приемников, являющихся источниками электромагнитных помех, значения показателей качества могут выходить за допустимые пределы, если это не приводит к нарушению норм стандарта у других приемников электроэнергии.

Отклонение напряжения

Отклонение напряжения нормируется только на вводах ЭП, то есть фактически только в сетях 0,4 кВ и в некоторых точках сетей 6–10 кВ, к которым могут быть присоединены двигатели высокого напряжения. Они характеризуются показателем «установившееся отклонение напряжения», которое представляет собой среднее отклонение напряжения на интервале 60 с. Нормально и предельно допустимые значения установившегося отклонения напряжения равны соответственно ±5 % и ±10 % номинального напряжения электрической сети.

Значения установившегося отклонения напряжения в ТОП в сетях 6–10 кВ и выше должны устанавливаться с учетом необходимости выполнения норм ГОСТ на вводах ЭП. Это означает, что отклонения напряжения в остальных сетях численно не нормируются, их получают в результате расчетов.

3.1. ИНСТРУКЦИЯ ПО ПРЕДУПРЕЖДЕНИЮ И ЛИКВИДАЦИИ АВАРИЙ НА ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ

3.1. Понижение частоты тока в энергосистеме

3.1.1. Частота электрического тока в энергосистемах должна поддерживаться на уровне 50 Гц с отклонениями +/- 0,1 Гц. Понижение частоты в энергосистеме происходит из-за дефицита генерируемой мощности или из-за отключения межсистемных и внутрисистемных электрических связей.

Глубокое снижение частоты ниже 49,0 Гц недопустимо по режиму работы котлов тепловых электростанций, имеющих питательные электронасосы. При длительном, более 1 мин., снижении частоты ниже 48 Гц (уточняется в инструкциях организации) возникает угроза срыва питательных насосов и останова энергоблоков от технологических защит.

Понижение частоты ухудшает режим работы лопаточного аппарата мощных турбин, сокращает срок работы лопаток.

Работа при пониженной частоте может привести к повреждению блочных трансформаторов, узлов системы возбуждения и другого электрооборудования.

3.1.2. Применяется следующая системная автоматика для поддержания частоты и предотвращения развития аварий, о наличии (или отсутствии в данной системе) которой знает оперативный персонал электростанции для принятия правильных решений:

1) система регулирования частоты;

2) устройства автоматического частотного пуска, загрузки и включения резервной мощности электростанций ЧАПВ (гидроэлектростанций, ГАЭС, ГТУ). Эти операции (вторичное регулирование) могут наряду с загрузкой агрегатов тепловых электростанций и взятием допустимых перегрузок по распоряжению диспетчера выполняться и вручную. Уставки загрузки и включения резервной мощности находятся в диапазоне 49,3 — 49,8 Гц;

3) спецочередь АЧР с уставкой по частоте 49,3 — 49,0 Гц, на случай, когда путем действия ЧАПВ либо оперативных действий и регулирования турбин не удается предотвратить снижение частоты (предотвращение снижения частоты до верхних уставок АЧРII);

4) АЧРI (быстродействующая) с разными уставками частоты для прекращения снижения частоты (46 — 47 Гц), АЧРII — медленнодействующая с различными уставками по частоте и времени для повышения частоты после работы АЧРI (после работы АЧРII частота должна повыситься более 49,3 Гц). Кроме того, применяется дополнительная АЧР по факту местного, локального дефицита мощности (действует, не дожидаясь снижения частоты). Она селективно действует только при местных дефицитах.

Если частота в результате действия АЧР не повышается более 49,3 Гц, персоналом принимаются дополнительные экстренные меры;

5) для предотвращения полного погашения района и ликвидации аварии с глубоким снижением частоты (например, для тепловых электростанций с поперечными связями применяются ступени 45 — 46 Гц, 0,5 с и 47 Гц, 30 — 40 с) применяется частотная делительная автоматика (ЧДА). Она обеспечивает сохранение в работе с. н. электростанции, предотвращает ее полный останов. При этом электростанция или ее часть выделяется с примерно сбалансированной нагрузкой либо отдельные агрегаты (агрегат) выделяются на питание собственных нужд.

3.1.3. Для предотвращения возможного понижения частоты или перегрузки межсистемных и внутрисистемных связей от диспетчера получают ожидаемый баланс мощности в период прохождения максимума нагрузок с выполненным анализом этого баланса и рекомендациями по его предотвращению. Для тепловых электростанций в случае ожидаемого дефицита мощности и возможного снижения частоты при необходимости могут быть выполнены следующие мероприятия:

дана команда на разворот энергетического оборудования из холодного резерва;

приостановлена подготовка к выводу в ремонт генерирующего оборудования;

выведено из ремонта в пределах аварийной готовности генерирующее и другое электрооборудование, отсутствие которого снижает выдачу мощности.

3.1.4. Если частота снижается до 49,9 Гц и, несмотря на ввод диспетчером резерва мощности (резервных гидроагрегатов, ГАЭС и т.д.), снижается до 49,8 Гц, диспетчер обеспечивает восстановление частоты путем ограничения потребителей согласно инструкции.

В этих условиях персонал электростанции обеспечивает при необходимости увеличение мощности всех работающих генераторов до значения, требующегося для поддержания частоты. При этом следует обращать особое внимание на снижение частоты по сравнению с длительно установившимся сниженным уровнем частоты.

3.1.5. При работе с частотой в пределах от 49,8 до 49,3 Гц, когда должен вводится автоматически или вручную имеющийся в энергосистеме резерв, и внезапном понижении частоты относительно предшествующего установившегося значения на 0,1 Гц и более начальник смены электростанции немедленно запрашивает у диспетчера разрешение на загрузку ТЭС, принимает меры по выполнению его распоряжения (полная загрузка работающих агрегатов, включение вращающихся резервных агрегатов, см. п. 3.1.3 и т.д.).

3.1.6. При работе с частотой в пределах от 49,3 до 49,1 Гц и внезапном понижении частоты на 0,1 Гц, но не ниже 49,1 Гц (резервирование в энергосистеме недостаточно или не может быть полностью введено, возможно сработала спецочередь АЧР), начальник смены электростанции немедленно запрашивает разрешение диспетчера на полную мобилизацию резервов мощности и принимает меры по выполнению его распоряжений (дальнейшее снижение частоты приведет к работе АЧР и потере питания значительного числа потребителей). При отсутствии связи с диспетчером персонал обеспечивает набор полной нагрузки самостоятельно, в том числе и на генераторах, выведенных из резерва. Если после набора мощности частота продолжает понижаться, персонал ТЭС на агрегатах, имеющих вращающий резерв, самостоятельно увеличивает нагрузку вплоть до взятия возможных перегрузок.

Нагружение прекращается по команде диспетчера системы. О всех изменениях нагрузок электростанции и о достижении предельных нагрузок на отходящих от ТЭС линиях электропередачи дежурный персонал ТЭС немедленно докладывает диспетчеру энергообъединения. При получении от диспетчера распоряжения приостанавливается нагружение или уменьшается нагрузка агрегатов, дежурный персонал ТЭС немедленно выполняет указание, обеспечив разгрузку с максимально допустимой скоростью.

3.1.7. Если частота, несмотря на принятые меры, не поднимается выше 49,3 Гц, оперативный персонал электростанции самостоятельно с последующим уведомлением диспетчера:

поднимает, если это еще не сделано, полную электрическую нагрузку на всех агрегатах, работавших ранее и введенных в работу из резерва (в том числе и на агрегатах с теплофикационной нагрузкой);

берет возможные аварийные перегрузки на генераторах и другом оборудовании;

вводит в работу электрооборудование, выведенное из ремонта в резерв в пределах аварийной готовности (см. п. 3.1.3);

задерживает отключение в ремонт и вывод в резерв агрегатов;

принимает меры к включению отключенных, но еще вращающихся паровых турбин, а также котлов, находящихся под давлением.

3.1.8. При большой потере генерирующей мощности и резком понижении частоты, если несмотря на работу АЧР частота остается на уровне 49 — 48,9 Гц и ниже, снимаются ограничения на самостоятельные действия оперативного персонала электростанций по экстренной мобилизации резервной мощности перегрузок агрегатов (если она еще осталась), отключению части механизмов с. н. (мельницы и т.д.) для увеличения мощности.

В этом режиме решающую роль играет диспетчер, ответственный за регулирование частоты, который по истечении 3 — 5 мин. (времени, достаточного для использования оставшихся резервов) повышает частоту отключением потребителей, не допуская при этом перегрузки внутрисистемных и межсистемных связей. При этом отключения производятся по указанию диспетчера во всех энергосистемах. По указанию диспетчера с шин электростанции отключаются указанные им потребители.

3.1.9. При понижении частоты до 47,5 Гц и дальнейшем понижении до конкретного значения, указываемого в инструкции организации, для предотвращения полного останова тепловых электростанций выделяются электрические с. н. на несинхронное питание от одного-двух генераторов электростанции, отключенных от сети. Возможно также отделение электростанции или ее части с примерно сбалансированной нагрузкой района электросети, в котором будет восстановлена номинальная частота. Такое выделение производится действием частотной делительной автоматики АЧД или самостоятельно начальником смены электростанции с уведомлением диспетчера энергосистемы. Режимы работы с переводом одного-двух турбогенераторов на питание электрических с. н. оставшихся в работе турбогенераторов или с выделением части турбогенераторов на питание ограниченного района электросети с номинальной частотой, гарантирующей сохранение в работе не менее одного турбогенератора, указываются в инструкции по ликвидации аварий, разработанной в организации.

Условия, при которых необходимо выделить с. н. при понижении частоты, указываются в инструкции электростанции. Там же указываются основная схема электросети и порядок выделения турбогенераторов.

3.1.10. При определении конкретной схемы выделяемой части с. н. учитываются следующие основные положения:

трансформаторы, питающие с. н. от выделенных генераторов, обеспечивают питание с. н. двух-трех соседних агрегатов;

в состав выделенных энергоблоков входят энергоблоки, оснащенные РОУ, обеспечивающие паровые с. н.

3.1.11. За работой выделенных турбогенераторов, обеспечивающих электрические с. н. своих и соседних энергоблоков, включенных в сеть, устанавливается особый контроль. В частности, поддержание номинальной частоты вращения турбогенераторов осуществляется не только автоматическими регуляторами частоты турбин, но контролируется как с БЩУ, так и по месту.

В случае, когда создается угроза аварийного останова турбогенераторов, котлов (по давлению и температуре пара или питательной воды, вакууму, по истечении времени работы турбин при пониженной частоте и другим причинам), не связанных по собственным нуждам с выделенными турбогенераторами, они разгружаются и отделяются от электросети вместе с механизмами с. н. и нагрузкой потребителей раньше, чем их параметры потребуют полного отключения.

3.1.12. При резком понижении частоты, сопровождающемся глубоким понижением напряжения, в результате которого могут создаться условия для отказа в работе автоматической частотной разгрузки (особенно на переменном оперативном токе), начальник смены электростанции самостоятельно проводит мероприятия по выделению собственных нужд на несинхронное питание (см. п. 3.1.9).

3.1.13. При значительном понижении частоты в энергообъединении и работе автоматической частотной разгрузки, делительной автоматики и противоаварийной автоматики происходит резкое изменение частоты. Оперативный персонал в этом случае:

удерживает генераторы в сети (либо разделенных участках сети) или, если создается угроза их аварийного останова, разгружает их, отключает от электросети и переводит на нагрузку с. н.;

участвует в регулировании частоты и напряжения путем экстренного набора или снижения нагрузок (активной и реактивной) с контролем загрузки транзитных линий и автотрансформаторов связи, допустимые перегрузки которых указываются в инструкции организации;

исключает при выполнении переключений в электрических схемах объединение цепей с несинхронными напряжениями, которые могут быть на сборных шинах ОРУ разных напряжений или в системах сборных шин одного напряжения, а также на секциях устройств с. н. нужд 6 и 0,4 кВ;

не допускает потерю электрических и паровых с. н. электростанции.

3.1.14. Аварийное понижение частоты до 46 Гц и менее может привести к полному останову электростанции. В этом случае персонал, если не работают или отсутствуют устройства ЧДА, принимает меры к сохранению в работе не менее одного энергоблока для обеспечения последующего разворота электростанции согласно противоаварийной инструкции организации.

Колебания напряжения

Колебания напряжения характеризуются двумя показателями:

• размах изменения напряжения;
• доза фликера.

Допустимый размах изменения напряжения зависит от частоты появления размахов и нормируется кривой рис. 8.18. Кривая получена на основе оценки отрицательного воздействия миганий ламп накаливания на зрение человека и не имеет отношения к другим ЭП, хотя и нормирует колебания напряжения в сети в целом. Применение этой кривой не встречает трудностей при одинаковых амплитудах размахов, повторяющихся через определенные периоды времени. Обычно же размахи изменения напряжения в ТОП имеют хаотичный характер, их амплитуды и частоты появления формируются многими ЭП и прямое применение кривой рис. 8.18 становится невозможным. Применяется процедура взвешивания колебаний и получения интегрального показателя, который получил название «дозы фликера». Эта процедура достаточно сложна, реализуется только с помощью специальных приборов (фликерметров) и имеет интерес, главным образом, для разработчиков этих приборов и поэтому здесь не рассматривается. При наличии колебаний напряжения сумма установившегося отклонения напряжения δUy и размаха изменений напряжения δUt в точках присоединения к электрическим сетям напряжением 0,4 кВ не должна превышать 10 % от номинального напряжения.

Чем страшны колебания частоты в электросети

Частота переменного тока, используемого мировыми потребителями электроэнергии, допускает два стандарта. Практически во всех странах обоих Америк, Саудовской Аравии и ряде островных государств частота электросети составляет 60Гц, в остальных странах, включая Россию, электрооборудование потребляет переменный ток промышленной частоты 50Гц. Физически частоту переменного тока электросети легко представить в виде частоты вращения генераторов электростанций, точнее их подвижных частей – роторов.

Это один из наиболее важных параметров, характеризующих электрическую сеть, недаром отклонениям частоты в стандарте качества электроэнергии уделено особое внимание. Среди продолжительных отклонений напряжения от номинальных параметров, колебания частоты стоят на первом месте, и лишь потом сосредотачивается внимание на отклонениях напряжения. Стандартом ГОСТ 32144-2013 установлено максимальное отклонение значения частоты от принятых 50 герц, которые составляют ±0.4Гц. При этом номинальные значения частоты должны находиться в пределах 50±0.2Гц.

В чем опасность отклонений от нормально допустимых значений?

Чтобы оценить ущерб, который может принести факт изменения, в частности снижения частоты переменного тока, проблему следует рассматривать в двух аспектах: технологическом и электромагнитном. В обоих вариантах изменение частоты оборачивается экономическими потерями, в той либо иной степени несущими материальный ущерб.

В первом случае снижение частоты ведет к нарушению технологических процессов, связанных с замедлением работы производственного оборудования. Иллюстрацией этому служат частотные преобразователи – регуляторы частоты, предназначенные для плавного пуска мощных электродвигателей. Таким образом, в лучшем случае падает производительность оборудования, в худшем приводит к производству брака.

Электромагнитные потери связаны с изменением баланса реактивных и активных мощностей. Это негативным образом отражается на эффективности работы электрооборудования, так, например понижению частоты питающей сети на 1% сопутствует снижение мощности нагрузки асинхронного двигателя на 3%.

Неблагоприятным образом отклонения от основной частоты сказываются на электрооборудовании с сердечниками из электротехнической стали. Разогрев магнитопроводов приводит к общему нагреву электродвигателей, силовых трансформаторов, что в целом отражается на ресурсах оборудования.

Критично к понижению частоты и собственное технологическое оборудование электростанций. При значительных отклонениях (46 … 45Гц), связанных со снижением активной мощности, наступает так называемая «лавина частоты», происходит отключение энергосистемы.

Опасны для электрооборудования ситуации в случаях повышения частоты, как правило, возникающих при резком снижении потребителями электрической энергии нагрузки. Избыточная мощность в первую очередь опасна для оборудования электростанции. Повышение частоты питающего напряжения приводит к увеличению скорости вращения двигателя асинхронного типа, однако вращательный момент при этом падает. В случае отсутствия запаса по мощности это приводит торможению электродвигателя, вплоть до полного останова.

В дилетантской среде существует ошибочное мнение, что к изменениям частоты критично качество изоляции, вызывающее ее старение. Это не совпадает с действительностью, поскольку боится изоляция воздействия высших гармоник, а отклонения в несколько герц ей не страшны. Причина деструктивных процессов материала изоляции вызвана плохой синусоидальностью напряжения обусловленной наличием гармоник, кратных частоте основного напряжения. Правда, гармоники негативным образом отражаются и на самом оборудовании, что определяет необходимость борьбы с этим явлением.

В нашей компании Вы можете заказать измерение качества электроэнергии, посмотреть информацию о стоимости и порядке проведения работ можно здесь

Остались вопросы?

Заполните форму обратно связи ниже, наши специалисты свяжутся с Вами, проконсультируют, расскажут про возможные способы решения Вашей задачи.

заказать консультацию

Несинусоидальность напряжения

Несинусоидальность напряжения характеризуется двумя показателями:

• коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения;
• коэффициент n-й гармонической составляющей напряжения.

Данные показатели определяются как значения, усредненные на интервале 3 с.

Рис. 8.18. Допустимые размахи колебаний напряжения

Коэффициент искажения синусоидальности определяют по формуле, %:

Значения гармоник нормируются до n = 40. Допустимые значения KU приведены в табл. 8.4.

Таблица 8.4

Допустимые значения коэффициента искажения синусоидальности

Нормально допустимые значения коэффициента n-й гармонической составляющей напряжения приведены в табл. 8.5.

Таблица 8.5

Нормально допустимые значения коэффициентов гармонических составляющих

Нормально допускаемые значения, приведенные в табл. 8.5 для n, равных 3 и 9, относятся к однофазным злектрическим сетям. В трехфазных трехпроводных электрических сетях эти значения принимают вдвое меньшими, чем приведенные в таблице.

Предельно допускаемые значения коэффициентов гармонических составляющих напряжения принимают в 1,5 раза выше нормально допускаемых значений.

Несимметрия напряжений

Несимметрия напряжений характеризуется двумя показателями:

• коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности;
• коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности.

Данные показатели определяются как значения, усредненные на интервале 3 с.

Нормально допустимое и предельно допустимое значения обоих коэффициентов несимметрии напряжений равны соответственно 2,0 и 4,0 %. Коэффициент несимметрии по нулевой последовательности имеет смысл только для четырехпроводных электрических сетей 0,4 кВ, нормы на коэффициент несимметрии по обратной последовательности одинаковы для сетей любых напряжений.