Обзор качества электроэнергии в электрических сетях

Электроэнергия как товар обладает определенными специфическими свойствами. Она непосредственно используется при создании других видов продукции и оказывает существенное влияние на экономические показатели производства и качество выпускаемых изделий. Качество электроэнергии (КЭ) определяется через качество работы электроприемников, которые предназначены для функционирования при определенных номинальных параметрах: номинальной частоте, номинальном напряжении, номинальном токе. На КЭ заметное влияние оказывают параметры сетей, а электроприемники и аппараты могут присоединяться в разных точках. Например, значения напряжения на зажимах ЭП зависят от протяженности и схемы электросети. В свою очередь потребители влияют на качество электроэнергии, внося искажения напряжения. Общим параметром режима для электроприемника является напряжение, поэтому, все показатели качества электроэнергии (ПКЭ) представляют собой характеристики напряжения.

В России КЭ в электросети общего назначения регламентируется межгосударственным стандартом ГОСТ 13109-97 «Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения».

В настоящее время можно утверждать, что качество электроэнергии (КЭ) в России, согласно ряду публикаций, сделанных эксператми, специалистами и инженерами, работающими в области электроснабжения, признается невысоким. Это способствует увеличению отказов электронной и микропроцессорной техники, особенно зарубежного производства. Основными причинами низкого качества электроэнергии в российских электросетях можно назвать следующие:

– ввод в эксплуатацию мощного технологического оборудования в металлургии, на железнодорожном транспорте, в машиностроении, являющегося источником искажения напряжения;

– отсутствие контроля за уровнем помех, вносимых в сеть этим оборудованием;

– значительная изношенность электрооборудования распределительных сетей, средств и систем управления ими;

– низкий уровень использования устройств регулирования ПКЭ.

В результате обостряются проблемы с качеством и надежностью электроснабжения.

Нагрузочные потери электроэнергии

 

Нагрузочные потери электроэнергии – это потери в электрооборудовании и линиях электропередач и других элементах электрической сети, зависящие от величины нагрузки.

Состав и структура нагрузочных потерь электроэнергии

– в проводах линий электропередач;

– в силовых автотрансформаторах и трансформаторах.

По причине малой величины и сложности расчета нагрузочные потери в остальных элементах электрической сети, таких как токоограничивающие реакторы, соединительные провода и шины распределительных устройств подстанций определяют на основе удельных и включают в состав условно-постоянных потерь.

Для расчета нагрузочных потерь в зависимости от имеющейся информации о нагрузках и схемах сетей могут использоваться пять методов расчета:

– оперативных расчетов;

– расчетных суток;

– средних нагрузок;

– числа часов наибольших потерь мощности;

– оценки потерь по обобщенной информации о схемах и нагрузках сети.

Данные методы приведены в «Методике расчета технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям в базовом периоде», которая является Приложением 1 к Инструкции по организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям.

 

Потери холостого хода

 

В режиме холостого хода потребляемая трансформатором активная мощность расходуется только на покрытие потерь в стали магнитопровода и в первичной обмотке от тока холостого хода

, (1.1)

Потери, возникающие при этом в магнитопроводе, называют магнитными и обозначают Р_м. А суммарные потери в режиме холостого хода (при номинальных первичном напряжении и частоте) называют потерями холостого хода и обозначают Р₀:

, (1.2)

где r₁ — активное сопротивление первичной обмотки. Особенностью потерь холостого хода являются их постоянство и независимость от режима нагрузки трансформатора. Действительно, ток холостого хода I₀ определяется геометрической суммой намагничивающей и активной составляющих. Ток I_нам создает основной поток Ф₀, а активная составляющая I_а определяется только потерями в стали от гистерезиса и вихревых токов. Магнитный поток Ф₀ остается постоянным, как бы ни менялся режим нагрузки (токи I₁ и I₂) трансформатора. Следовательно, и ток I_нам останется неизменным при любой нагрузке. Активная составляющая зависит только от магнитных потерь и для данного магнитопровода, выполненного из определенной марки стали (при номинальных первичном напряжении и частоте), является также неизменной. Естественно, что и потери в первичной обмотке от протекания тока I₀ останутся неизменными. Таким образом, при номинальных первичном напряжении и частоте потери холостого хода Р₀постоянны и не зависят от нагрузки трансформатора.Потери электроэнергии холостого хода в силовом трансформаторе, которые определяют за время Т по формуле, тыс. кВт-ч:

, (1.3)

где Δ Р _х - потери мощности холостого хода трансформатора при номинальном напряжении U _Н;

U (t) - напряжение в точке подключения (на вводе ВН) трансформатора в момент времени t.

Потери в компенсирующих устройствах (КУ), зависящие от типа устройства. В распределительных сетях 0,38-6-10 кВ используются в основном батареи статических конденсаторов (БСК). Потери в них определяют на основе известных удельных потерь мощности Δр_БCК, кВт/квар:

, (1.4)

где W _{Q БCК} - реактивная энергия, выработанная батареей конденсаторов за расчетный период. Обычно Δр_БCК = 0,003 кВт/квар.

Потери в трансформаторах напряжения. Потери активной мощности в ТН состоят из потерь в самом ТН и во вторичной нагрузке:

 

, (1.5)

 

Потери в самом ТН ΔР _1ТН состоят в основном из потерь в стальном магнитопроводе трансформатора. Они растут с ростом номинального напряжения и для одной фазы при номинальном напряжении численно примерно равны номинальному напряжению сети. В распределительных сетях напряжением 0,38-6-10 кВ они составляют около 6-10 Вт[15, 16].

Потери во вторичной нагрузке ΔР _2ТН зависят от класса точности ТН К_ТН. Причем, для трансформаторов напряжением 6-10 кВ эта зависимость линейная. При номинальной нагрузке для ТН данного класса напряжения ΔР _2ТН ≈ 40 Вт. Однако, на практике вторичные цепи ТН часто перегружаются, поэтому указанные значения необходимо умножать на коэффициент загрузки вторичной цепи ТН β_2ТН. Учитывая вышеизложенное, суммарные потери электроэнергии в ТН и нагрузке его вторичной цепи определяют по формулам, тыс. кВтч:

 

, (1.6)

 

Потери в изоляции кабельных линий, которые определяют по формуле, кВтч:

 

, (1.7)

 

где b_c - емкостная проводимость кабеля, Сим/км;

U - напряжение, кВ;

L_каб - длина кабеля, км;

tgφ - тангенс угла диэлектрических потерь, определяемый по формуле:

 

, (1.8)

 

где Т_сл - число лет эксплуатации кабеля;

а_τ - коэффициент старения, учитывающий старение изоляции в течение эксплуатации. Происходящее при этом увеличение тангенса угла диэлектрических потерь отражается второй скобкой формулы.