Методические указания по контролю и анализу качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения

скачать МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Методические указания по контролю и анализу качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения Часть 2. Анализ качества электрической энергии РД 153-34.0-15.502-2002 Срок действия установлен с 01.05.2003 г до 01.05.2007 г АННОТАЦИЯ Настоящий документ РД 153-34.0-15.502-2002 "Методические указания по контролю и анализу качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. Часть 2. Анализ качества электрической энергии" устанавливает методы анализа качества электрической энергии, применяемые при выявлении причин несоответствия требованиям ГОСТ 13109-97, а также порядок проведения работ при анализе качества электрической энергии, в том числе - операции выполнения измерений, обработки и представления результатов измерений. Данная часть методических указаний предназначена для применения организациями, занимающимися вопросами анализа качества электрической энергии. С введением в действие настоящего документа утрачивает силу на территории Российской Федерации Дополнение № 1 к РД 34.15.501-88 "Методика контроля и анализа качества электрической энергии в электрических сетях общего назначения" (Москва, Екатеринбург, 1995г). Методические указания зарегистрированы в Федеральном реестре МВИ, рег. код ФР.1.34.2003.00822. ^ 1 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ 1.1 Настоящая часть «Методических указаний по контролю и анализу качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения» (далее - Указания) устанавливает методы анализа качества электрической энергии (КЭ) и методики измерений показателей КЭ в системах электроснабжения общего назначения однофазного и трехфазного переменного тока частотой 50 Гц, с целью выявления причин несоответствий установленным требованиям к КЭ. Положения, изложенные в настоящем документе, распространяются на следующие показатели качества электрической энергии (ПКЭ): - установившееся отклонение напряжения; - коэффициент n-ой гармонической составляющей напряжения; - коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения; - коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности; - коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности; - отклонение частоты. 1.2 Настоящая часть Указаний, предназначена для применения организациями, занимающимися вопросами анализа качества электрической энергии. ^ 2 НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ В Указаниях использованы ссылки на следующие нормативные документы: [1] ГОСТ 13109-97 «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения»; [2] РД 153-34.0-15.501-00 «Методические указания по контролю и анализу качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. Часть 1. Контроль качества электрической энергии»; [3] ГОСТ Р 8.563-96 ГСИ «Методики выполнения измерений»; [4] РМГ 29-99. ГСИ «Метрология. Основные термины и определения»; [5] ГОСТ 16504-81 СГИП «Испытания и контроль качества продукции. Основные термины и определения»; [6] ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин»; [7] РД 153-34.0-03.150-00 «Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок». ^ 3 ОПРЕДЕЛЕНИЯ, СОКРАЩЕНИЯ И ОБОЗНАЧЕНИЯ 3.1 В настоящих Указаниях применяют следующие термины и определения: - анализ КЭ - выявление причин несоответствия показателей КЭ установленным требованиям; - входной контроль КЭ (для энергоснабжающей организации) - контроль показателей КЭ в точке поставки электрической энергии (ЭЭ) от вышестоящей энергоснабжающей организации; - допустимый вклад - значения показателей КЭ, установленные в договоре энергоснабжения или в технических условиях на присоединение, и определяющие допустимое влияние искажающих электроприемников потребителя на КЭ в точке общего присоединения или в точке коммерческого контроля; - искажающий электроприемник - приемник электрической энергии с нелинейной электрической характеристикой или с несимметричным или колебательным режимом работы, подключение которого к сети приводит или может привести к несинусоидальности, колебаниям напряжения или несимметрии трехфазной системы напряжений в электрической сети; - контроль КЭ - проверка соответствия показателей КЭ установленным требованиям; - корректирующее мероприятие - мероприятие, предпринятое для устранения причин существующего несоответствия и предотвращения их повторного возникновения; - несоответствие - отличие одного или нескольких показателей КЭ от установленных в нормативных документах требований; - периодический контроль КЭ - контроль, осуществляемый в целях управления КЭ, при котором поступление информации о контролируемых показателях и их оценка происходит периодически с интервалами, определяемыми организацией, осуществляющей контроль КЭ, но в пределах, установленных ГОСТ 13109-97; - потенциальное несоответствие - несоответствие показателей КЭ установленным требованиям, возникновение которого возможно через некоторый промежуток времени или при определенных условиях; - предупреждающее мероприятие - мероприятие, предпринятое для устранения возможных причин потенциального несоответствия и предотвращения его возникновения; - пункт контроля КЭ - пункт электрической сети, в котором проводят измерение показателей КЭ при контроле качества ЭЭ; в качестве пункта контроля КЭ может быть использована точка общего присоединения, граница раздела балансовой принадлежности, выводы приемников электрической энергии, а также другие точки электрической сети, в том числе выбранные по согласованию между энергоснабжающей организацией и потребителем; - разрешенная мощность (потребителя) - наибольшая полная мощность электроустановок потребителя, разрешенная для присоединения к сети энергоснабжающей организации; разрешенная мощность устанавливается в технических условиях на присоединение, выдаваемых потребителю; - распределительная электрическая сеть - электрическая сеть, присоединенная к центру питания, обеспечивающая распределение между потребителями или передачу ЭЭ организациям, заключающим договора энергоснабжения с потребителями; - технологический контроль КЭ - контроль КЭ с длительностью и (или) погрешностью измерений, которые могут отличаться от требований ГОСТ 13109-97; - точка общего присоединения - электрически ближайшая к рассматриваемому потребителю ЭЭ точка электрической сети энергоснабжающей организации, к которой присоединены или могут быть присоединены другие потребители ЭЭ; - точка коммерческого контроля КЭ - точка общего присоединения, граница балансовой принадлежности, или другая точка электрической сети, принятая по согласованию между энергоснабжающей организацией и потребителем в качестве точки сети, в которой при наличии претензий какой-либо из сторон договора будет производиться проверка соблюдения договорных условий по КЭ и расчеты за их нарушение; - установленные требования к КЭ - требования к КЭ, установленные в Законах, Регламентах, нормативных документах, договорах энергоснабжения, технических условиях на присоединение, а также в иных документах; - фактический вклад- измеренные в точке общего присоединения или в точке коммерческого контроля значения показателей КЭ, характеризующие фактическое влияние искажающих электроприемников рассматриваемого потребителя на КЭ в этой точке; - центр питания - распределительное устройство генераторного напряжения электростанции или вторичного напряжения (6 кВ и выше) подстанции энергоснабжающей организации, к которому присоединены электрические сети данного района (региона) по месторасположению рассматриваемых потребителей; центр питания и присоединенные к нему электрические сети могут принадлежать разным энергоснабжающим организациям. 3.2 В настоящих Указаниях приняты следующие сокращения: АРН - автоматический регулятор напряжения; АСДУ - автоматизированная система диспетчерского управления; АСКУЭ - автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии; ДВ - допустимый вклад; ДЭ - договор энергоснабжения; КЭ - качество электрической энергии; КБ - конденсаторная батарея; ПКЭ - показатель качества электрической энергии; РПН - трансформатор с регулированием напряжения под нагрузкой; ТКЭ - точка коммерческого контроля КЭ; ТН - измерительный трансформатор напряжения; ТОП - точка общего присоединения; ТТ - измерительный трансформатор тока; ТУ - технические условия на присоединение; ФВ - фактический вклад; ЦП - центр питания; ЭП - электроприёмник; ЭСО - энергоснабжающая организация; ЭЭ - электрическая энергия. 3.3 В настоящих Указаниях установлены следующие обозначения: f - отклонение частоты; Uу - установившееся отклонение напряжения; -добавка напряжения, создаваемая изменением отпайки трансформатора 6-10/0,4 кВ; - фазные токи; - ток в нулевом проводе - ток основной частоты в k-ой линии; - суммарный ток основной частоты; - ток основной частоты прямой последовательности в k-ой линии; - суммарный ток основной частоты прямой последовательности; - ток обратной последовательности в k-ой линии, присоединенной к ТОП; - ток обратной последовательности в присоединении ТОП к вышерасположенным электрическим сетям ЭСО; - n-ая гармоническая составляющая тока в k-ой линии, присоединенной к ТОП; - n-ая гармоническая составляющая суммарного тока в присоединении ТОП к вышерасположенным электрическим сетям ЭСО; - коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения; - коэффициент n-ой гармонической составляющей напряжения; - коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности; - коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности; - коэффициент n-ой гармонической составляющей тока в k-ой линии; - коэффициент n-ой гармонической составляющей суммарного тока; - активная мощность n-ой гармоники, потребляемая (генерируемая) потребителями k-ой линии; - активная мощность n-ой гармоники, потребляемая (генерируемая) ЭСО; - активная мощность по обратной последовательности, потребляемая (генерируемая) потребителями k-ой линии; - активная мощность по обратной последовательности, потребляемая (генерируемая) ЭСО; Sиск - суммарная установленная мощность искажающих электроприемников потребителя с нелинейной вольт-амперной характеристикой; Sкз.нм - наименьшая мощность короткого замыкания сети в ТОП; Sразр - разрешенная мощность объекта; - суммарная нагрузка в ТОП (ТКЭ); - фазные напряжения; - напряжение нулевой последовательности; - напряжение основной частоты в ТОП; - напряжение основной частоты прямой последовательностив ТОП - n-ая гармоническая составляющая напряжения в ТОП; - напряжение обратной последовательности в ТОП; - фазовый угол сдвига между n-ой гармонической составляющей напряжения U(n)топ в ТОП и n-ой гармонической составляющей I(n)k тока в k-ой линии; - фазовый угол сдвига между n-ой гармонической составляющей напряжения U(n)топ в ТОП и n-ой гармонической составляющей суммарного тока I(n) в присоединении ТОП к вышерасположенным электрическим сетям ЭСО; - фазовый угол сдвига между напряжением ^ U2топ обратной последовательности в ТОП и током I2k обратной последовательности в k-ой линии, присоединенной к ТОП; - фазовый угол сдвига между напряжением ^ U2топ обратной последовательности в ТОП и током I2 обратной последовательности в присоединении ТОП к вышерасположенным электрическим сетям ЭСО. 3.4 В настоящих Указаниях, если не отмечено иное, соответствующие обозначения установлены для действующих значений напряжения и тока, а также гармонических и иных составляющих этих величин (см. также 3.3). ^ 4 МЕТОДЫ АНАЛИЗА КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ 4.1 Общие положения 4.1.1 Анализ качества электрической энергии проводят при наличии претензий или замечаний от потребителей, а также в случае выявления существующих или потенциальных несоответствий по результатам: - входного контроля КЭ; - периодического контроля КЭ; - технологического контроля КЭ, проводимого энергоснабжающей организацией (ЭСО) в питающих и распределительных электрических сетях; - испытаний ЭЭ органами государственного надзора; - сертификационных испытаний ЭЭ и испытаний при инспекционном надзоре за сертифицированной ЭЭ. 4.1.2 Для анализа причин потенциальных несоответствий дополнительно могут быть использованы источники информации: - проектная документация и технические условия на проектирование новых источников ЭЭ и на развитие электрических сетей; - данные о предполагаемых потребителях ЭЭ новых сетевых объектов; - выданные технические условия и заключенные договора энергоснабжения; - расчеты режимов работы электрических сетей, в том числе с нагрузками искажающих потребителей для нормальных и ремонтных схем электроснабжения; - результаты обследований выполнения правил технической эксплуатации; - другие источники информации. 4.1.3 Анализ качества электрической энергии при нарушении требований к КЭ включает следующие операции: - установление причин несоответствий; - выявление объектов, режимы работы электрооборудования которых обусловили появление несоответствия в ТОП. 4.1.4 По результатам анализа принимают решения о корректирующих и (или) предупреждающих мероприятиях. 4.1.5 После проведения соответствующих мероприятий должна быть оценена их результативность. Оценку выполняют на основе протоколов контроля КЭ, который должен быть проведен непосредственно после выполнения указанных мероприятий, а также, при необходимости, протоколов измерений с целью анализа КЭ. Для оценки результативности принятых мер в течение определенного периода времени, например, в течение года, следует использовать результаты планового периодического контроля КЭ или данные, получаемые от автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ). ^ 4.2 Отклонение частоты 4.2.1 Причинами несоответствий по отклонению частоты f могут быть: - отсутствие достаточного резерва мощности и пропускной способности элементов сети; - ошибки в планировании диспетчерских графиков спроса и предложения в активной мощности, в подборе электростанций для размещения первичного резерва, в том числе - необходимого при аварийных нарушениях баланса мощности, в планировании дополнительных резервов пропускной способности линий для выдачи первичного резерва при внезапных нарушениях баланса; - несвоевременность предоставления резерва мощности для его использования в режимах первичного, вторичного или третичного регулирования в соответствии с заданными системным оператором требованиями. 4.2.2 Выяснение причин несоответствия проводится на основе анализа информации, получаемой от АСДУ, в том числе: - телеинформации (телеизмерений параметров режима в контрольных точках, телесигнализации состояния основного коммутационного оборудования и элементов вторичной коммутации на энергообъектах, команд телеуправления и телерегулирования и др.); - данных суточной диспетчерской ведомости о балансах активной и реактивной мощности в контрольных точках; - данных автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ); - оперативно - технологической информации (данных о балансах электрической и тепловой энергии, запасах топлива, гидроресурсов, прогнозе нагрузок, информации о нарушении диспетчерского графика и др.). ^ 4.3 Отклонение напряжения 4.3.1 Причинами несоответствий по установившемуся отклонению напряжения Uу могут быть: - неверно выбранный коэффициент трансформации трансформатора 6-10/0,4 кВ или не проведенное своевременно сезонное переключение отпаек этих трансформаторов; - разнородность нагрузок линий 0,38 кВ и несовместимость требований потребителей к Uу на шинах 0,4 кВ трансформаторов 6-10/0,4 кВ; - значительная несимметрия фазных нагрузок в сетях 0,4 кВ; - значительные потери напряжения в распределительной сети, превышающие предельные значения, установленные в [2, приложение А, раздел А.4]; - отсутствие трансформаторов с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН) в центре питания (ЦП) распределительной сети; - отсутствие автоматического регулятора напряжения (АРН) в ЦП или его неиспользование; - некорректная работа АРН или неправильно выбранный закон регулирования напряжения в ЦП; - разнородность нагрузок распределительных линий 6-10 кВ и несовместимость требований потребителей всей распределительной сети к Uу на шинах ЦП; - ошибки в планировании диспетчерских графиков спроса и предложения в реактивной мощности; - отсутствие договорных отношений или некорректно определенные договорные условия по допустимому диапазону Uу в ТКЭ; - неверно заданные уставки регулирующих устройств на генераторах, повышающих трансформаторах и автотрансформаторах связи, отсутствие или недостаточное использование специальных устройств в межсистемных линиях и питающих сетях энергосистем, регулирующих реактивную мощность (синхронных компенсаторов, батарей статических компенсаторов и шунтирующих реакторов), пониженная пропускная способность питающих сетей и др.; - превышение потребителем разрешенной ему мощности или нарушение договорных условий с ЭСО по использованию специальных средств, регулирующих реактивную мощность (батарей статических конденсаторов, синхронных двигателей). 4.3.2 Для выявления причин несоответствия по Uу и разработки возможных корректирующих и предупреждающих мероприятий рекомендуется последовательно выполнить операции по 4.3.2.1 - 4.3.2.4: 4.3.2.1 Провести анализ протоколов измерений Uу в рассматриваемой точке сети. При анализе протоколов измерений Uу следует: - сопоставить полученные результаты с допустимыми пределами изменений ^ Uу и установить вид несоответствия по Uу - значения, большие верхних или меньшие нижних допустимых пределов; - установить потенциальную возможность появления несоответствия по Uу через определенный интервал времени, оценивая близость полученных результатов измерений Uу к допустимым пределам и возможность выхода результатов измерений за указанные допустимые пределы диапазона изменений Uу при прогнозируемых изменениях режимов работы электрической сети; - сопоставить ширину допустимого и фактического диапазона изменений Uу в рассматриваемой точке сети; - определить интервалы времени суток, в которых отмечены нарушения по Uу, т.е. выходы результатов измерений за указанные допустимые пределы диапазона изменений Uу. 4.3.2.2 В случае, когда ширина фактического диапазона изменений Uу в рассматриваемой ТОП не превышает ширину допустимого диапазона, то следует рассмотреть возможность применения местных средств регулирования напряжения, устраняющих причины несоответствия по Uу, в том числе - средств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности, установленных у потребителей, присоединенных к ТОП. 4.3.2.3 Если ширина фактического диапазона изменений Uу в рассматриваемой точке сети превышает ширину допустимого диапазона или возможные местные средства регулирования напряжения не устраняют причину несоответствия по Uу, следует проверить соответствие фактической нагрузки присоединенных к ТОП потребителей суммарной нагрузке, заданной при расчете требуемого режима напряжения в сети, и оценить возможность влияния суммарной полной нагрузки потребителей в ТОП на режим напряжения в этой точке по соотношению (в процентах): (/Sкз.нм)100 0,5, (4.1) 4.3.2.4 В случае, когда соотношение (4.1) выполняется, то влиянием суммарной нагрузки потребителей, присоединенных к ТОП, на режим напряжения можно пренебречь. 4.3.2.5 Если соотношение (4.1) не выполняется, следует провести одновременный анализ протоколов измерений, полученных во всех характерных точках распределительной сети, с выявлением интервалов времени нарушения установленных требований, и выбрать возможные централизованные и местные способы и средства регулирования напряжения. 4.3.2.6 Если применение установленных в сети средств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности не приведет к устранению несоответствия по Uу, то должны быть разработаны корректирующие мероприятия, снижающие потери напряжения в электрической сети. 4.3.3 Операции анализа при наличии несоответствий по Uу в разных точках электрических сетей рассмотрены в приложении А. ^ 4.4 Несинусоидальность напряжения 4.4.1 Основными причинами потенциальных и существующих несоответствий по несинусоидальности напряжения (по и ) могут быть: - развитие инфраструктуры электрических сетей (схем, оборудования и параметров питающих и распределительных сетей) без учета существующей несинусоидальности напряжения и возможных новых источников несинусоидальности; - присоединение источников несинусоидальности и источников реактивной мощности, в том числе резонансных фильтров, к существующим электрическим сетям ЭСО без учета их возможного влияния на искажение синусоидальности напряжения в сети; - отсутствие договорных условий между ЭСО и потребителями с искажающими электроприемниками, оказывающими влияние на уровень несинусоидальности напряжения в ТОП; - отсутствие расчетов напряжений высших гармоник в электрических сетях, к которым присоединены потребители с искажающими электроприёмниками, при возможных переключениях, вызванных плановыми ремонтами или аварийными режимами. 4.4.2 Появление потенциальных несоответствий по и ) можно спрогнозировать, оценивая близость полученных результатов измерений к допустимым пределам и возможность их нарушения при планируемых изменениях режимов работы электрической сети, а также на основе информации, перечисленной в 4.1.2. 4.4.3 Источником несинусоидальности напряжения в электрических сетях является электрооборудование и электроприемники с нелинейной вольт(вебер)-амперной характеристикой, к которым относят: - преобразовательные установки различных видов (выпрямители, инверторы, частотные преобразователи, регуляторы напряжения, электроподвижной состав переменного и постоянного тока и т.д.); - аппараты с электрической дугой или аппараты, использующие электрический разряд (дуговые печи, сварочные установки, люминесцентное освещение и т.д.); - установки с магнитными цепями, работающими в режиме насыщения (трансформаторы, дроссели с сердечником и т.д.); - вращающиеся машины (генераторы, двигатели). 4.4.4 Несинусоидальность напряжения в ТОП может создаваться как искажающими ЭП потребителей, непосредственно присоединенных к ТОП, так и оборудованием ЭСО, работающим в режимах, способствующих проявлению нелинейности их вольт-амперных характеристик (см. 4.4.3) или появлению резонансных режимов. Кроме того, через электрическую сеть ЭСО на несинусоидальность напряжения в рассматриваемой ТОП могут оказывать влияние искажающие ЭП потребителей, присоединенных к другим точкам ЭСО. 4.4.5 Для выявления причин несоответствия в ТОП по и определяют фактический вклад (ФВ) в значения и , оказываемый искажающими ЭП (электрооборудованием) каждого объекта, присоединенного к рассматриваемой ТОП, а также фактический уровень искажений синусоидальности напряжений, генерируемый в ТОП из вышерасположенных сетей ЭСО. Для этого следует выполнить операции, указанные ниже: 4.4.5.1 Определить ТОП, ближайшую к точке, в которой выявлено несоответствие по и , и измерить одновременно следующие величины: - коэффициенты n-ых гармонических составляющих тока в каждой k-ой линии, присоединенной к ТОП (в процентах); - токи основной частоты в каждой k-ой линии, присоединенной к ТОП (в амперах); - коэффициенты n-ых гармонических составляющих суммарного тока в присоединении ТОП к вышерасположенным сетям ЭСО (в процентах); - суммарный ток основной частоты в присоединении ТОП к вышерасположенным сетям ЭСО (в амперах); - коэффициенты n-ых гармонических составляющих напряжения в ТОП (в процентах); - напряжение основной частоты в ТОП (в вольтах); - фазовые углы сдвига между n-ми гармоническими составляющими напряжения в ТОП и тока в каждой k-ой линии, присоединенной к ТОП; - фазовые углы сдвига между n-ми гармоническими составляющими напряжения в ТОП и суммарного тока в присоединении ТОП к вышерасположенным сетям ЭСО. Определение гармонических составляющих тока и напряжения производится пересчетом по формулам: = * /100 (4.2а) или = * /100, (4.2б) = * /100, (4.3) 4.4.5.2 При невозможности проведения одновременных измерений коэффициентов n-ых гармонических составляющих тока в каждой k-ой линии, питающей потребителей, особенно при несимметрии нагрузок отдельных потребителей, следует провести измерения и в тех линиях, к которым присоединены объекты с искажающими ЭП, оказывающими влияние на несинусоидальность напряжения в ТОП. Для выявления таких объектов следует: 1) Вычислить значение a как отношение разрешенной мощности объекта к наименьшей мощности короткого замыкания в ТОП (в процентах): a = (Sразр/Sкз.нм)100, (4.4) Допустимые значение отношения aдоп для ТОП в электрических сетях: - 6 кВ и выше - aдоп не более 0,3 %; - 0,22/0,38 кВ - aдоп не более 0,2 %. Если а адоп, то рассматриваемый объект относят к группе объектов с ЭП, не оказывающими влияние на несинусоидальность напряжения в ТОП. Если а > адоп, то на основе состава нагрузок объекта необходимо определить суммарную установленную мощность искажающих ЭП с нелинейной вольт-амперной характеристикой Sиск. 2) Вычислить значение a1 как отношение суммарной установленной мощности искажающих ЭП объекта к наименьшей мощности короткого замыкания в ТОП (в процентах): a1 = (Sиск /Sкз.нм)100. (4.5) Если а1 адоп, то данный объект также относят к группе объектов с искажающими ЭП, не оказывающими влияние на несинусоидальность напряжения в ТОП. Если а1 >адоп, то данный объект относят к группе объектов с искажающими ЭП, создающими несинусоидальность напряжения в рассматриваемой ТОП. Если k-ая линия питает несколько объектов, то расчеты по формулам (4.4) и (4.5) проводят для эквивалентного объекта, состав нагрузок которого является суммой нагрузок отдельных объектов с учетом типов конкретных ЭП. 4.4.5.3 Для данных, полученных в соответствии с п.п. 4.4.5.1, 4.4.5.2, следует определить на каждом интервале усреднения, равном 3 с (см.[1]), расположение источников n-ых гармонических составляющих токов следующим образом: 1) В случае, когда фазовый угол сдвига между n-ой гармонической составляющей напряжения в ТОП и n-ой гармонической составляющей тока k-ой линии больше 90 или меньше минус 90, то объект, присоединенный к k-ой линии, на рассматриваемом интервале усреднения содержит источник n-ой гармонической составляющей тока. 2) Если фазовый угол сдвига между n-ой гармонической составляющей напряжения в ТОП и n-ой гармонической составляющей тока k-ой линии меньше 90 или больше минус 90, то объект, присоединенный к k-ой линии, на рассматриваемом интервале усреднения не содержит источник n-ой гармонической составляющей тока и эквивалентен пассивному элементу с сопротивлением . 3) Аналогично, если фазовый угол сдвига между n-ой гармонической составляющей напряжения в ТОП, и n-ой гармонической составляющей суммарного тока в присоединении ТОП к вышерасположенным сетям ЭСО больше 90 или меньше минус 90, то на рассматриваемом интервале усреднения ЭСО содержит источник n-ой гармонической составляющей тока. 4) Если фазовый угол сдвига между n-ой гармонической составляющей напряжения в ТОП и n-ой гармонической составляющей суммарного тока в присоединении ТОП к вышерасположенным сетям ЭСО меньше 90 или больше минус 90, то на рассматриваемом интервале усреднения ЭСО не содержит источник n-ой гармонической составляющей суммарного тока, и может быть представлена пассивным элементом с сопротивлением . Расположение источников гармонических составляющих тока может быть определено также по знаку активной мощности n-ой гармоники: 1) Если активная мощность n-ой гармоники , измеряемая в k-ой линии, имеет отрицательный знак, то на рассматриваемом интервале усреднения потребитель, присоединенный к k-ой линии, содержит источник n-ой гармонической составляющей I(n)k тока. 2) Если активная мощность n-ой гармоники , измеряемая в k-ой линии, имеет положительный знак, то на рассматриваемом интервале усреднения данный потребитель не содержит источник n-ой гармонической составляющей тока. 3) Аналогично, если активная мощность n-ой гармоники , измеряемая в присоединении ТОП к вышерасположенным электрическим сетям ЭСО, имеет отрицательный знак, то на рассматриваемом интервале усреднения ЭСО содержит источник n-ой гармонической составляющей суммарного тока. 4) Если активная мощность n-ой гармоники , измеряемая в присоединении ТОП к вышерасположенным электрическим сетям ЭСО, имеет положительный знак, то ЭСО на рассматриваемом интервале усреднения не содержит источник n-ой гармонической составляющей суммарного тока. 4.4.5.4 Аналитический метод определения фактического вклада, вносимого источником n-ой гармонической составляющей тока объекта в искажение синусоидальности напряжения в ТОП на рассматриваемом интервале усреднения, приведен в приложении Б. 4.4.5.5 Для определения фактического вклада, вносимого источником n-ой гармонической составляющей тока в искажение синусоидальности напряжения в ТОП на расчетном интервале времени, равном 24 ч, следует провести статистическую обработку результатов определения фактических вкладов, полученных на интервалах усреднения 3 с в соответствии с алгоритмом, установленным в [2, раздел 15]. Наибольшее значение фактического вклада и значение фактического вклада, соответствующее вероятности 95 %, полученные в результате статистической обработки данных за каждые сутки, следует сравнить с соответствующими предельно допустимым и нормально допустимым значениями допустимого вклада, установленного для искажающих ЭП k-го объекта. Если фактический вклад превышает допустимый, то существующее несоответствие по и полностью или частично обусловлено наличием искажающих ЭП у данного объекта. Скачать 0,57 Mb. оставить комментарий страница 1/3 Дата 03.10.2011 Размер 0,57 Mb. Тип Методические указания, Образовательные материалы