Диагностика состояния сэс на этапе проектирования

В соответствии с требованиями ГОСТ 13109–97 в технических условиях на присоединение потребителя, а в дальнейшем и в договоре энергоснабжения должны быть установлены требования к качеству электрической энергии по следующим показателям:

- отклонение частоты;

- установившееся отклонение напряжения;

- размах изменения напряжения и (или) доза фликера;

- длительность провала напряжения;

- коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения;

- коэффициент n -й гармонической составляющей напряжения;

- коэффициент несимметрии напряжения по обратной последовательности;

- коэффициент несимметрии напряжения по нулевой последовательности (для потребителей, присоединённых к четырёхпроводным электрическим сетям напряжением 380 В).

 

Рис. 5.4 Точка общего присоединения - шины напряжением 10 кВ

 

На этапе проектирования уровень помех, вносимых присоединением, 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 электроприёмников, полученным при их испытании на заводе-изготовителе. Если ожидаемый вклад больше допустимого, проектировщик обязан предусмотреть меры, направленные на снижение уровня помех, вносимых в точку общего присоединения.

Таким образом, оценку КЭ следует начинать еще на этапе проектирования, когда известны тип электроприемников и место их присоединения. Это расчётно-аналитическая задача, в процессе решения которой определяются допустимый, ожидаемый и фактический вклады. Диагностику СЭС по качеству электроэнергии можно проводить в три этапа.

1. Оценка допустимых вкладов объектов, присоединённых в точке общего присоединения.

2. Определение ожидаемого вклада в точке общего присоединения и сравнение его с допустимым для выработки решений по ограничению влияния создаваемых электроустановкой помех еще на этапе проектирования.

3. Проведение измерений до и после присоединения электроустановки для оценки его фактического влияния на уровень кондуктивных помех в точке общего присоединения.

Расчёт ожидаемого вклада потребителя по несинусоидальности и несимметрии напряжения. Потребитель, получив технические условия на присоединение (или проект договора электроснабжения), 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 расчётно-аналитические методы. В общем случае во всех расчётно-аналитических методах можно выделить следующие этапы.

1 этап. Составляется электрическая схема СЭС с учётом нелинейной и (или)
несимметричной нагрузки.

Для анализа n -х гармонических составляющих составляется схема замещения, для которой определяются параметры линейных элементов для каждой гармоники отдельно. Нелинейные элементы, как правило, представляются источниками тока (или напряжения) высших гармоник, характеризуемых амплитудой и начальным фазовым углом. этап. Рассчитываются параметры элементов схемы замещения.

2 этап. По составленной схеме замещения рассчитываются соответствующие 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 расчёта основных режимов СЭС.

3 этап. Ожидаемый вклад потребителя в точке его присоединения рассчитывается по напряжению или току анализируемой гармоники или симметричной составляющей в режиме наибольшей и наименьшей нагрузки потребителя.

 

36 Анализ качества электрической энергии

 

Задачи определения фактического вклада в точке общего присоединения.

Рис. 5.5 График изменения фактического вклада подсистемы и уровня ПКЭ:

В общем случае графики изменения контролируемого ПКЭ на фоне фиксированных значений, установленных ГОСТ 13109–97 и договором электроснабжения, имеют на суточном интервале вид, показанный на рис. 5.5.

Графики ПКЭ и фактического вклада отображают их изменение на 48-часовом интервале.

1 – измеренный ПКЭ в ТОП; 2 – измеренный фактический вклад (ФВ); 3 – заданный допустимый

вклад (ДВ); 4 – нормально допустимое по ГОСТ 13109–97 значение ПКЭ; 5 – предельно

допустимое по ГОСТ 13109–97 значение ПКЭ; Т 1 – время превышения нормально допустимого

значения; Т 2 – время превышения предельно допустимого значения; Т_ФВ – время превышения

допустимого вклада

Можно выделить несколько технико-экономических задач определения фактического вклада:

- выявление причин несоответствия КЭ установленным требованиям, т.е. потребителей и их электроприёмников, влияние которых в точке общего присоединения приводит к ухудшению КЭ;

- управление режимом работы энергоснабжающей организации и потребителя путём проведения мероприятий, направленных на обеспечение КЭ;

- регулирование договорных отношений между энергоснабжающей организацией и потребителем в части влияния сторон на КЭ на границе их раздела.