Конспект лекций Часть 2 Москва 2005 оглавление I. Введение > Качество электрической энергии в системе электрической тяги переменного тока icon

Конспект лекций Часть 2 Москва 2005 оглавление I. Введение > Качество электрической энергии в системе электрической тяги переменного тока


1 чел. помогло.
Смотрите также:
Л. А. Герман Качество электрической энергии и его повышение в устройствах...
Со времени централизованного производства электрической энергии и передачи ее на большие...
Электрическая емкость. Конденсаторы 2...
Касательно повышения тарифов на услуги ao "kegoc" по передаче электрической энергии...
Экзаменационные билеты по дисциплине «Теоретические основы электротехники» 1 часть: для...
Новости (май июнь) 4...
Методические указания по контролю и анализу качества электрической энергии в системах...
Лекция №1
Задачи: образовательные: направить деятельность учащихся по изучению физических основ...
Методические указания по расчету размера платы за услуги по передаче электрической энергии по...
Методические рекомендации по определению потерь электрической энергии в городских электрических...
Программа подготовки: Электроэнергетические системы и сети, их режимы, устойчивость...



страницы: 1   2
вернуться в начало
^

4.6 Коэффициент искажения синусоидальности


напряжения на токоприемнике ЭПС

Показатель Кu Э введен с целью определения нормально и предельно допускаемых уровней искажения синусоидальности напряжения на токоприемнике ЭПС при отсутствии нагрузки в системе тягового электроснабжения.

Коэффициент искажения синусоидальности напряжения на токоприемнике ЭПС Кu Э рассчитывается по формуле

% ,

где Un - действующее значение n-ой гармонической составляющей

напряжения;

U1 - действующее значение первой гармоники фактического напряжения на токоприемнике ЭПС.

При нормировании коэффициента искажения синусоидальности напряжения на токоприемнике ЭПС Кu Э использованы предельно и нормально допускаемые его значения при отсутствии нагрузки в системе тягового электроснабжения, соответствующие установленным ГОСТ 13109-87 предельно и нормально допускаемым значениям коэффициента искажения синусоидальности напряжения на границе раздела балансовой принадлежности между энергосистемой и дистанцией электроснабжения.

4.7 Коэффициент гармонической составляющей тока ЭПС

Показатель Кin введен с целью определения предельно допускаемого значения коэффициента гармонической составляющей тока одной секции электровоза или односекционного электровоза (с действующим значением тока 150 А), при котором в условиях интенсивного движения на межподстанционной зоне (4 поезда на каждом пути двухпутного участка с 2-х секционными электровозами при двухстороннем питании тяговой сети) обеспечивается соблюдение норматива коэффициента гармонической составляющей напряжения, установленного ГОСТ 13109-97.

Коэффициент гармонической составляющей тока ЭПС Кin определяется по формуле

, %

где I1 - действующее n-ой гармонической составляющей тока, А;

I1 - действующее значение первой гармоники тока одной секции

электровоза или одиночного электровоза, А.


При нормировании гармонических составляющих тока ЭПС Кin принято во внимание среднеквадратическое сложение высших гармонических составляющих токов секций электровоза и (или) одиночных электровозов и отсутствие усиления гармоник тока и напряжения в тяговой сети.

Нормативные значения n-ых гармонических составляющих тока тиристорного ЭПС, приведенные в табл. 3.3, даны с учетом 30 % запаса по искажению синусоидальности напряжения в точке раздела балансовой принадлежности по n-ым гармоническим составляющим этого напряжения.

4.8 Приведенный коэффициент искажения

синусоидальности тока ЭПС

Показатель Кi введен с целью определения нормально и предельно допускаемые значения приведенного коэффициента искажения синусоидальности тока одной секции электровоза или односекционного электровоза (с действующим значением тока 150 А), при котором в условиях интенсивного движения на межподстанционной зоне (4 поезда на каждом пути двухпутного участка с 2-х секционными электровозами при двухстороннем питании тяговой сети) обеспечивается соблюдение норматива коэффициента несинусоидальности напряжения, установленного ГОСТ 13109-97.

Приведенный коэффициент искажения синусоидальности тока ЭПС Кi рассчитывается по формуле

, %

где n - порядок гармоники;

N - порядок последней гармоники в расчетном диапазоне спектра частот;

In - действующее значение n-ой гармонической составляющей тока

ЭПС, А;

Кin н - но рмированное значение коэффициента n-ой гармонической

составляющей тока ЭПС (см. табл. 3.3);

Кin 3 - нормированное значение коэффициента 3-ой гармонической

составляющей тока ЭПС (см. табл. 3.3);

I1 - действующее значение первой гармоники тока одной секции

электровоза или одиночного электровоза, А.

Примечание. Нормируется для одной секции электровоза и односекционного электровоза с действующим значением тока 150 А:

- нормально допускаемым значением – для продолжительного режима

работы ЭПС;

- предельно допускаемым значениям – для часового режима работы

ЭПС.

Измерение действующих значений n-х гармонических составляющих тока ЭПС выполняется для одной секции электровоза или односекционного электровоза, расположенном вблизи тяговой подстанции с тяговым трансформатором мощностью 40 МВА при токе нагрузки с действующим значением 150 А (приведенное к тяговой сети) на трансформаторе тока, питающем счетчик электроэнергии, с применением и согласно методике измерительно-вычислительного комплекса (ИВК) «Омск» (или с помощью аналогичного ИВК другого типа). При соблюдении требований к приведенному коэффициенту искажения синусоидальности тока ЭПС обеспечивается соблюдение нормативов, регламентируемых ГОСТ 13109-97, для условия интенсивной нагрузки.

ЛИТЕРАТУРА

  1. Марквардт К.Г. Электроснабжение электрифицированных железных дорог. Учебник для ВУЗов. М.: Транспорт, 1982. – 528 с.

  2. Тихменев Б.Н., Кучумов В.А. Электровозы переменного тока с тиристорными преобразователями. М.: Транспорт, 1988.- 311 с.

  3. Грузовые электровозы переменного тока. Справочник. / З.М. Дубровский и др. М.: Транспорт, 1991. – 471 с.

  4. Мамошин Р.Р. Повышение качества энергии на тяговых подстанциях дорог переменного тока. М.: Транспорт, 1973. – 224 с.

  5. Карякин Р.Н. Резонанс в тяговых сетях и его демпфирование. М.: Высшая школа, 1961. – 230 с.

  6. Ермоленко А.В., Ермоленко Д.В., Павлов И.В. Особенности технических требований к показателям качества электроэнергии на ЭПС и в системе тягового электроснабжения. Межвуз. темат. сб. науч. тр. Омск, 1995, ОМИИТ. – с. 58 – 62.

  7. Бородулин Б.М., Герман Л.А., Николаев Г.А. Конденсаторные установки электрифицированных железных дорог. М.: Транспорт, 1993. – 183 с.

  8. Карташов И.И. Качество электроэнергии в системах электроснабжения. Способы его контроля и обеспечения. М.: Издательство МЭИ, 2000. – 120 с.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1


Общепринятые термины, используемые при изучении

системы тягового электроснабжения


- система тягового электроснабжения – совокупность электроустановок и электрических устройств (питающие и отсасывающие линии, тяговые подстанции, тяговая сеть), служащих для приема, преобразования и передачи электрической энергии от системы внешнего электроснабжения к электроподвижному составу:

- система внешнего электроснабжения – совокупность электроустановок и электрических устройств, служащих для выработки преобразования, передачи и распределения электрической энергии к системе тягового электроснабжения;

- слабозагруженные участки электрифицированных железных дорог - однопутные участки с интенсивностью движения поездов до 24 пар поездов в сутки;

- нормальный режим работы системы тягового электроснабжения - рабочий режим, при котором параметры всех элементов системы электроснабжения не выходят за пределы допустимых по нормам значений; система обеспечивает питание контактной сети при расчетных размерах движения для условий наибольшего потребления электроэнергии; в нормальном режиме система электроснабжения работает с наиболее высокими технико-экономическими показателями;

- вынужденный режим работы системы тягового электроснабжения - рабочий режим, при котором временно (в том числе внезапно) отключаются какие-либо элементы системы электроснабжения одна или несколько питающих тяговую подстанцию ЛЭП, тяговая подстанция, линейные устройства, отдельные участки тяговой сети и т.п. (как правило, не более чем на 2 часа); работа системы обеспечивается за счет заложенного в ней резерва; не исключена возможность временного ограничения размеров движения; отклонения основных показателей, характеризующих работу системы тягового электроснабжения (электрические нагрузки, потери мощности, напряжения и т.д.), в вынужденном режиме могут превышать соответствующие значения для нормального режима, но не должны выходить за предельно допускаемые значения; в вынужденном режиме технико-экономические показатели системы могут не соответствовать оптимальным;

- коммутационный режим работы системы электрической тяги - кратковременный (до 0,2 с) режим, обусловленный редкими по сравнению с частотой питающей сети переключениями на ЭПС, включениями и отключениями линий и элементов электрооборудования в системе тягового электроснабжения;

- установившийся режим работы системы электрической тяги - нормальный или вынужденный режим работы системы тягового электроснабжения, нагруженной ЭПС в режиме тяги или рекуперации при отсутствии переключений для коммутации электрооборудования, за исключением непрерывных функциональных параметрических переключений, например, в силовом тиристорном электрооборудовании;

- номинальное действующее значение напряжения на токоприемнике ЭПС, при котором электрооборудование ЭПС работает в экономичном продолжительном режиме;

- максимальное действующее значение напряжения на токоприемнике ЭПС для нормального режима работы системы тягового электроснабжения, при котором длительно обеспечивается безаварийная работа электрооборудования ЭПС;

- минимальное действующее значение напряжения на токоприемнике ЭПС для нормального режима работы, системы тягового электроснабжения, при котором обеспечивается работа ЭПС в режимах тяги и рекуперативного торможения (для слабозагруженных участков – обеспечивается работа ЭПС только в режиме тяги);

- максимальное действующее значение напряжения на токоприемнике ЭПС для вынужденного режима работы системы тягового электроснабжения, при котором обеспечивается безаварийная работа электрооборудования ЭПС;

- минимальное действующее значение напряжения на токоприемнике ЭПС для вынужденного режима работы системы тягового электроснабжения, при котором сохраняется безаварийная работа ЭПС только в режиме тяги;

- максимальное действующее значение напряжения на токоприемнике ЭПС для коммутационного (до нескольких периодов промышленной частоты) режима работы системы электрической тяги, при котором обеспечивается безаварийная работа электрооборудования ЭПС;

- минимальное действующее значение напряжения на токоприемнике ЭПС для коммутационного (до нескольких периодов промышленной частоты) режима работы системы электрической тяги, при котором сохраняется безаварийная работа ЭПС только в режиме тяги;

- амплитудное значение напряжения на токоприемнике ЭПС – величина, равная максимальному абсолютному мгновенному значению напряжения на токоприемнике ЭПС в течение периода основной частоты питающего напряжения;

- коммутационные перенапряжения – перенапряжения в системе электрической тяги, обусловленные включением или отключением линий или элементов электрооборудования, в том числе на ЭПС (длительность – один или несколько полупериодов промышленной частоты);

- режимные перенапряжения – перенапряжения в системе электроснабжения электрифицированных железных дорог переменного тока, обусловленные резонансными явлениями как на промышленной частоте, так и на других частотах (длительность от долей секунд и более);

- минимальная первая гармоника напряжения – синусоидальное напряжение с частотой и начальной фазой первой гармоники напряжения на токоприемнике ЭПС, действующее значение которого принято равным минимальному действующему значению напряжения на токоприемнике ЭПС в вынужденном режиме работы системы тягового электроснабжения;

- импульсный провал напряжения на токоприемнике ЭПС – понижение мгновенного значения напряжения на токоприемнике ЭПС ниже мгновенного значения минимальной первой гармоники этого напряжения, за которым в течение рассматриваемого полупериода основной частоты следует восстановление мгновенного значения напряжения до уровня не менее мгновенного значения минимальной первой гармоники ( рис. П.1);

- коэффициент импульсного провала напряжения на токоприемнике ЭПС – величина, равная абсолютному значению отношения разности мгновенного значения минимальной первой гармоники напряжения и фактического мгновенного значения напряжения на токоприемнике ЭПС во время импульсного провала этого напряжения к амплитудному значению минимальной первой гармоники;

- мощность короткого замыкания электроснабжения в точке подключения ЭПС – произведение действующего значения установившегося тока короткого замыкания в рассматриваемой точке на номинальное действующее значение напряжения на токоприемнике ЭПС;

- коэффициент подключения ЭПС с тиристорными преобразователями к системе тягового электроснабжения – величина, равная отношению релизуемой в данной точке мощности ЭПС к мощности короткого замыкания системы тягового электроснабжения в этой точке.

- коэффициент искажения синусоидальности напряжения на токоприемнике ЭПС – величина, равная отношению квадратного корня из суммы квадратов действующих значений высших гармонических составляющих напряжения на токоприемнике ЭПС, кратных основной частоте напряжения в тяговой сети, к действующему значению первой гармоники напряжения на токоприемнике ЭПС;

- коэффициент искажения синусоидальности тока на токоприемнике ЭПС – величина, равная отношению квадратного корня из суммы квадратов действующих значений высших гармонических составляющих тока на токоприемнике ЭПС, кратных основной частоте тока в тяговой сети, к действующему значению первой гармоники тока на токоприемнике ЭПС;

- приведенный коэффициент искажения синусоидальности тока ЭПС – величина, равная отношению квадратного корня из суммы квадратов произведений действующего значения n-ой высшей гармонической составляющей тока на токоприемнике ЭПС, кратной основной частоте тока в тяговой сети, и частного от деления нормированного коэффициента 3-ей гармонической составляющей тока ЭПС на соответствующий нормированный коэффициент n-ой гармонической составляющей тока ЭПС к действующему значению первой гармоники тока ЭПС;

- качество электрической энергии – степень соответствия параметров электрической энергии их установленным значениям (по ГОСТ 23875-88);

- параметр электрической энергии – величина, количественно характеризующая какое-либо свойство электрической энергии (по ГОСТ 23875-88);

- показатель качества электрической энергии – величина, характеризующая качество электрической энергии по одному или нескольким ее параметрам (по ГОСТ 23875-88);

- электромагнитная совместимость – способность технических средств функционировать с заданным качеством в заданной электромагнитной обстановке и не создавать недопустимых электромагнитных помех другим техническим средствам (по ГОСТ 50397-92);

- коэффициент гармонической составляющей напряжения (тока) - величина, равная отношению действующего значения n-ой гармонической составляющей напряжения (тока) к действующему значению основной составляющей кривой переменного напряжения (тока) (по ГОСТ 23875-88).


Иллюстрация импульсного провала напряжения

на токоприемнике ЭПС

а)



б)




Рис. 2.1

1 – синусоидальное напряжение с амплитудой 19 кВ и

начальной фазой, равной начальной фазе I-ой гармоники

напряжения 2

2 – искаженное напряжение

Приложение 2

^ КОНТРОЛЬ И АНАЛИЗ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

(заимствовано из [8])

П.1. Основные определения и задачи контроля

Контроль КЭ – это проверка соответствия качества ЭЭ установленным требованиям. Анализ КЭ – это определение причин несоответствия качества ЭЭ установленным требованиям. В частности, причинами несоответствия (ухудшения) КЭ могут быть источники искажения напряжения. Поэтому целью анализа КЭ является определение их местоположения, а также вносимый ими вклад в значения ПКЭ в контрольной точке.

Периодический контроль проводится в заранее оговоренные сроки или с определенной периодичностью в выбранных характерных точках электрической сети. Например, в центрах питания при сертификации электроэнергии.

Эпизодический контроль производится по мере необходимости, например, при выдаче технических условий на присоединение, при взаимных претензиях между энергоснабжающей организацией и потребителем, при заключении договора на пользование электроэнергией (ДПЭ).

Характерными точками контроля КЭ являются точки общего присоединения (ТОП) потребителей, и особенно те из них, которые имеют источники искажения напряжения, границы раздела балансовой принадлежности, точки коммерческого контроля, в которых ДПЭ предусмотрен расчет за электроэнергию с учетом ее качества.

Точка общего присоединения – это точка электрической сети, ближайшая к рассматриваемому потребителю, к которой присоединены и другие потребители.

Допустимый вклад потребителя (ДВП) – это доля допустимого по ГОСТ 13109-97 значения ПКЭ, устанавливаемая энергоснабжающей организацией для данного потребителя в ТОП и внесенная в ДПЭ.

В реальных условиях вклад потребителя может отличаться от ДВП в большую или меньшую сторону. Его называют фактическим вкладом потребителя (ФВП). Если при контроле КЭ установлено, что ФВП > ДВП, то этот потребитель признается виновным в ухудшении КЭ в ТОП. Порядок и условия проведения контроля и анализа КЭ установлены «Методическими указаниями по контролю и анализу КЭ в электрических сетях общего назначения (РД 34.15.501).

Основными задачами контроля КЭ являются:

  • сертификация электроэнергии или контроль КЭ на соответствие требованиям ГОСТ 13109-97, порядок которой предусмотрен «Правилами сертификации электроэнергии по ее качеству»;

  • проверка выполнения условий ДПЭ по качеству электроэнергии;

  • проверка выполнения технических условий на присоединение потребителя к электрической сети.

Выполнение этих задач возможно только с помощью специализированных средств измерения ПКЭ, с помощью которых можно обеспечить в соответствии с поставленными задачами три формы контроля.

^ Диагностический контроль, проводимый с целью анализа причин ухудшения КЭ и определения его виновника, при контроле выполнения технических условий на присоединение потребителя и выполнения договорных условий, когда необходимо определить фактический вклад потребителя. Необходимость такого контроля диктуется и действующими нормативно-правовыми требованиями.

^ Оперативный контроль, необходимый в условиях эксплуатации как систем электроснабжения потребителей, так и ЭЭС в целом, в точках присоединения источников искажения (тяговые подстанции электрифицированного транспорта, металлургические предприятия, межсистемные связи, действующие в рамках фондового рынка электроэнергии и мощности и т.п.)

^ Коммерческий контроль, осуществляемый в точках, где предусмотрены расчеты за электроэнергию с учетом ее качества.


П.2. Определение допустимого вклада потребителя в уровень ПКЭ

Допустимый вклад потребителя (ДВП) определяется в соответствии с «Правилами присоединения потребителей к сети общего назначения и заключения договоров электроснабжения по условиям качества электроэнергии», ДВП устанавливается по следующим ПКЭ:

  • коэффициент искажения синусоидальности напряжения, КU , %;

  • коэффициент несимметрии напряжения по обратной последовательности, К2U ;

  • коэффициент несимметрии напряжения по нулевой последовательности, К0U ;

  • коэффициент n-й гармонической составляющей напряжения, КUn ;

  • коэффициент искажения синусоидальности напряжения, КU ;

  • размах изменения напряжения, δUi и (или) доза фликера, Рi .

П.2.1 Суммирование ПКЭ. ПКЭ вида δUi, Рi, КU, КUn, К2U, К0U характеризуют влияние электроприемников потребителя на качество электроэнергии в рассматриваемом узле системы. Значение ПКЭ в i-м узле определяется токами искажений Ij , создаваемыми потребителем во всех узлах так, что искажение напряжения в i-м узле (Ui) равно векторной сумме падений напряжения от этих токов на собственных Zii и взаимных Zy сопротивлениях, присоединенных к i-у узлу [22]:

.

Первое слагаемое этого выражения представляет собой искажение напряжения, вызываемое источниками конкретного вида (источник несинусоидальности, несимметрии и т.п.). Второе слагаемое – сумма искажений, вносимых в данный i-й узел источниками того же вида, установленными в j-х узлах сети. При этом следует иметь в виду, что каждое из сопротивлений Zii и Zy имеют разные значения в зависимости от тока искажений, т.е. для токов n-ой гармонической, обратной, нулевой последовательностей.

Так как все виды искажений вызываются работой электроустановок потребителей, совместное воздействие которых определяет суммарный уровень искажений в ТОП, а ГОСТ 13109-97 устанавливает нормы только на суммарный уровень, возникает необходимость определения допустимого индивидуального вклада потребителя в значение ПКЭ в данной ТОП. В качестве такой ТОП обычно рассматриваются шины подстанции, к которым в общем случае присоединяются несколько потребителей. Таким образом, для определения ДВП для каждого из них необходимо:

  • знать механизмы суммирования искажений различного вида;

  • установить допустимый уровень искажений от внешних, по отношению к данной ТОП, потребителей (допустимый вклад энергосистемы);

  • установить критерий распределения между потребителями данной ТОП разницы между нормированными ГОСТ 13109-97 значениями ПКЭ и допустимым вкладом энергосистемы.

Приведенное выше уравнение представляет собой векторную сумму, слагаемые которой изменяются случайным образом так, что их модуль может изменяться от 0 до 1, а аргумент в диапазоне от 0 до 3600. В частном случае, это может быть и арифметическое сложение. При независимых векторах модуль их суммы определяют исходя из закона квадратичного суммирования. Такому закону подчиняются вектора напряжений обратной и нулевой последовательности.

Обозначив показатель степени, характеризующий механизм суммирования через а, общую формулу для суммарного уровня искажения конкретного вида можно представить в виде: , где k – число источников искажения.

Векторы искажений напряжения по несимметрии, распределяющиеся случайным образом, суммируются в квадратуре:

; .

Колебания напряжения, создающие фликер, не являются векторными величинами, их воздействие нормируется как накапливающееся влияние энергии светового потока. Поэтому воздействие источников колебаний напряжений суммируется арифметически.

Механизм суммирования высших гармоник, генерируемых преобразователями, установлен на основе экспериментальных исследований в зависимости от порядка гармоники:

  • для 3, 5, 7-й гармоник – арифметически, т.е. так, что К для кривой, содержащей 3, 5 и 7-ю гармоники равен

; а = 1;

  • для 11-й и 13-й гармоник – в степени 1,4

; а = 1,4;

  • для остальных гармоник – во второй степени

; а = 2.

Показатель степени а, с которым суммируются гармоники, на практике принимается равным «взвешенному» значению в зависимости от пульсности преобразователя, с учетом убывания гармоник с ростом их порядка.

Для 6-пульсных преобразователей, которые генерируют нечетные гармоники, начиная с 5-й, а = 1,3. Для 12-пульсных, которые генерируют нечетные гармоники, начиная с 11-й, а = 1,6.

Для остальных типов нелинейных электроприемников (дуговые печи, сварочное оборудование и др.) принимают а = 2.

Тогда для потребителей со смешанным составом электроприемников а = 1,3d6 + 1,6d12 + 2dпр , где d6 , d12 , dпр - соответственно доли мощности 6- и 12-пульсных преобразователей и прочих ЭП.

^ П.2.2. Допустимый вклад энергосистемы может быть различным в зависимости от ее схемы, состава нагрузки и ее удаленности от рассматриваемых шин в ТОП. Этот вклад постоянно изменяется и подчиняется вероятностным законам распределения, которые пока не установлены даже с достаточной для практических задач определенностью, что позволило бы характеризовать вклад энергосистемы хотя бы его математическим ожиданием. Поэтому с целью упорядочивания расчетов можно принять, что ДВПЭС = 1 – ДВПП, т.е. равен остаточной доле ПКЭ.

^ П.2.3. Распределение ДВП между потребителями. В международной практике существует два принципа распределения допустимости присоединения потребителя: «платит последний» и «каждый платит свою долю». В соответствии с первым принципом присоединение потребителей в ТОП осуществляется без каких-либо ограничений до тех пор, пока не будут исчерпаны все возможности, и значение ПКЭ при дальнейшем росте искажающей нагрузки приведет к превышению допустимых значений ПКЭ. Таким образом, все расходы по поддержанию нормативных ПКЭ ложатся на долю последнего, вновь присоединяемого потребителя. Согласно второму принципу, каждый потребитель имеет право на свою долю вносимых искажений, независимо от того вносят аналогичные искажения другие потребители в рассматриваемой ТОП. Этот принцип и принят при расчете ДВП. Тогда ДВП конкретного потребителя определяют по формуле: ДВП = ПН(dndПКЭ)1/а , где dn – отношение расчетной нагрузки к максимальной пропускной способности сети в ТОП; dПКЭ – доля ПКЭ, относимая на потребителей в данной ТОП; ПН – нормированное ГОСТ нормально и (или) предельно допустимое значение ПКЭ; а – показатель степени при суммировании ПКЭ.

П.3. Определение фактического вклада потребителя

Эта задача относится к задачам анализа КЭ и является наиболее сложной в математическом и метрологическом отношении. Ее приближенное решение дано в «Правилах присоединения потребителей к сети общего назначения и заключения договоров электроснабжения по условиям качества электроэнергии». Фактический вклад потребителя (ФВП) также, как и ПКЭ представляет собой случайную величину, значение которой определяется режимом ЭЭС в целом, и которая может быть только рассчитана по результатам измерения ПКЭ, ФВП – это доля ПКЭ, вносимая в ТОП конкретным потребителем и зависящая от тока искажения, создаваемого им, и суммарного входного сопротивления ЭЭС в ТОП. На рис. П.1. приведена схема замещения, соответствующая поставленной задаче.

На схеме: ^ ZП – входное сопротивление конкретного потребителя; ZС – входное сопротивление сети энергоснабжающей организации, включающее источники искажения всех потребителей, присоединенных в ТОП.

Тогда ФВП потребителя и сети составляет

; ,

где и - ток конкретного вида искажения, вносимого соответственно потребителем и энергоснабжающей организацией.




Рис. П.1. Схема замещения системы электроснабжения при

измерении ФВП


Если значения сопротивлений неизвестны и не могут быть заданы, то приближенно они могут быть оценены по значениям напряжения и тока в точке общего присоединения, которые могут быть измерены. Тогда

; ;

где

; ,

где и - приращения напряжения и тока в ТОП на последовательных интервалах измерения.

Погрешность измерения тем меньше, чем короче интервал измерения и чем ZC << ZП.

В частном случае, если ZC << ZП и = 0, фактический вклад потребителя

.

П.4. Скидки и надбавки к тарифам на электроэнергию

Размер скидок и надбавок к тарифам установлен «Инструкцией о порядке расчета тарифов на электроэнергию». Они применяются при условии, что обязательность расчета за потребленную электроэнергию с учетом ее качества включена в договор между энергоснабжающей организацией и потребителем, в котором указан допустимый вклад потребителя и оговорены условия контроля КЭ.

Размер скидок или надбавок определяется в процентах к тарифу по таблице, приведенной в «Инструкции по определению тарифов на тепловую и электрическую энергию», в зависимости от значений относительного времени превышения нормально Т1 и предельно Т2 допустимых значений ПКЭ, установленных ГОСТ.

Скидки (надбавки) назначаются по тем ПКЭ, которые внесены в ДПЭ из общего перечня, предусмотренного «Инструкцией»: по отклонению напряжения, отклонению частоты, коэффициентам искажения синусоиадальности и n-й гармонической составляющей напряжения, дозе фликера, коэффициентам несимметрии по обратной и нулевой последовательности.

Скидки (надбавки) не применяются, если КЭ в ТОП соответствует требованиям ГОСТ. В противном случае, если требования ГОСТ не выполняются (Т1 > 5 % и/или Т2 > 0) потребитель получает скидку (надбавку) в зависимости от виновности в ухудшении КЭ. Если потребитель не виновен (ДВП ≥ ФВП), он получает скидку к тарифу, если же виновен (ДВП < ФВП) - надбавку.

Объем потребленной электроэнергии, к которому применяются скидки (надбавки), должен быть предусмотрен договором. Это условие особенно относится к тем случаям, когда контроль осуществляется периодически. При непрерывном контроле минимальный объем должен соответствовать суточному расходу электроэнергии за те сутки, когда КЭ не соответствовало требованиям ГОСТ.









Скачать 0,59 Mb.
оставить комментарий
страница2/2
Дата29.09.2011
Размер0,59 Mb.
ТипКонспект, Образовательные материалы
Добавить документ в свой блог или на сайт

страницы: 1   2
отлично
  2
Ваша оценка:
Разместите кнопку на своём сайте или блоге:
rudocs.exdat.com

База данных защищена авторским правом ©exdat 2000-2014
При копировании материала укажите ссылку
обратиться к администрации
Анализ
Справочники
Сценарии
Рефераты
Курсовые работы
Авторефераты
Программы
Методички
Документы
Понятия

опубликовать
Документы

Рейтинг@Mail.ru
наверх