Допускается к защите 1 страница

Дополнительные разделы проекта

5.8.1 Качество электрической энергии

Главной задачей данного раздела является выяснение соответствия ЭЭ определённым требованиям, с целью обеспечения номинального режима работы всего электрооборудования и потребителей.

Понятие качества электрической энергии отличается от понятия качества других видов продукции. Каждый электроприемник предназначен для работы при определенных условиях и параметрах электрической энергии: номинальной частоте, напряжении, токе и т.д. поэтому для нормальной его работы должно быть обеспечено требуемое качество электрической энергии[45].

Стандартом устанавливаются и регламентируются следующие показатели качества электрической энергии:

–установившееся отклонение напряжения δU_y;

–размах изменения напряжения δU_t;

–доза фликера P_t;

–коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения К_U;

–коэффициент n-ой гармонической составляющей напряжения К_U(n);

–коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности К_2U;

– коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности К_оU;

– отклонение частоты f;

– длительность провала напряжения Δt_n;

– импульсное напряжение U_имп;

– коэффициент временного перенапряжения К_преU.

При определении значений некоторых ПКЭ стандартом вводятся следующие вспомогательные параметры электрической энергии:

– частота повторений изменений напряжения F_δUt;

– интервал между изменениями напряжения Δt_{i, i+1};

– глубина провала напряжения δU_n;

– частость появления провалов напряжения F_n;

– длительность импульса по уровню 0,5 его амплитуды Δt _{имп 0,5};

– длительность временного перенапряжения Δt _{пер 0,5};

Одна часть ПКЭ характеризует установившиеся режимы работы электрооборудования энергоснабжающей организации, а другая часть характеризует установившееся режимы работы потребителей электрической энергии и дает количественную оценку по КЭ особенностям технологического процесса производства, передачи, распределения и потребления ЭЭ. К этим ПКЭ относятся: установившееся отклонение напряжения, коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения, коэффициент i-ой гармонической составляющей напряжения, коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности, коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности, отклонение частоты, размах изменения напряжения.

Оценка всех ПКЭ производится по действующим его значениям.

Для характеристики вышеперечисленных показателей стандартом [45] установлены численные нормально и предельно допустимые значения ПКЭ или нормы.

Другая часть ПКЭ характеризует кратковременные помехи, возникающие в электрической сети в результате коммутационных процессов, грозовых атмосферных явлений, работы средств защиты и автоматики. К ним относятся провалы и импульсы напряжения, кратковременные перенапряжения. Для этих ПКЭ стандарт не устанавливает допустимых численных значений. Для количественной оценки этих ПКЭ должны измеряться амплитуда, длительность, частота их появления и другие характеристики, установленные, но не нормируемые стандартом.

Статистическая обработка этих данных позволяет рассчитать обобщенные показатели, характеризующие конкретную электрическую сеть с точки зрения вероятности появления кратковременных помех [46].

Для оценки соответствия ПКЭ указанным нормам (за исключением длительности провала напряжения, импульсного напряжения и коэффициента временного перенапряжения) стандартом устанавливается минимальный расчетный период, равный 24 ч.

Измеренные ПКЭ не должны выходить за нормально допустимые значения с вероятностью 0,95 за установленный стандартом расчетный период времени (это означает, что можно не считаться с отдельными превышениями нормируемых значений, если ожидаемая общая их продолжительность составит менее 5% установленного периода времени).

Другими словами, КЭ по измеренному показателю соответствует требованиям стандарта, если суммарная длительность времени выхода за нормально допустимые значения составляет не более 5% от установленного периода времени, т.е. 1 ч 12 мин, а за предельно допустимые значения — 0 % от этого периода времени [45].

Рекомендуемая общая продолжительность измерений ПКЭ должна выбираться с учетом обязательного включения рабочих и выходных дней и составляет 7 суток.

В стандарте указаны вероятные виновники ухудшения КЭ. Отклонение частоты регулируется питающей энергосистемой и зависит только от нее. Отдельные ЭП на промышленных предприятиях (а тем более в быту) не могут оказать влияния на этот показатель, так как мощность их несоизмеримо мала по сравнению с суммарной мощностью генераторов электростанций энергосистемы. Колебания напряжения, несимметрия и несинусоидальность напряжения вызываются, в основном, работой отдельных мощных ЭП на промышленных предприятиях, и только значения этих ПКЭ зависят от мощности питающей энергосистемы в рассматриваемой точке подключения потребителя. Отклонения напряжения зависят как от уровня напряжения, которое подается энергосистемой на промышленные предприятия, так и от работы отдельных промышленных ЭП, особенно с большим потреблением реактивной мощности. Поэтому вопросы КЭ следует рассматривать в непосредственной связи с вопросами компенсации реактивной мощности. Длительность провала напряжения, импульсное напряжение, коэффициент временного перенапряжения, как уже отмечалось, обуславливаются режимами работы энергосистемы.

Таблица 5.8.1 – Свойства электрической энергии, показатели и наиболее вероятные виновники ухудшения КЭ

Свойства электрической энергии	Показатель качества электрической энергии	Наиболее вероятные виновники ухудшения КЭ
Отклонение напряжения	установившееся отклонение напряжения δUy;	Энергоснабжающая организация
Колебания напряжения	размах изменения напряжения δUt; доза фликера Pt;	Потребитель с переменной нагрузкой
Несинусоидальность напряжения	коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения КU коэффициент n-ой гармонической составляющей напряжения КU(n)	Потребитель с несимметричной нагрузкой
Отклонение частоты	отклонение частоты f,	Энергоснабжающая организация
Провал напряжения	длительность провала напряжения Δtn	Энергоснабжающая организация
Импульс напряжения	импульсное напряжение Uимп,	Энергоснабжающая организация
Временное перенапряжение	Коэффициент временного перенапряжения KпреU	Энергоснабжающая организация

Стандартом устанавливаются способы расчета и методики определения ПКЭ и вспомогательных параметров, требования к погрешностям измерений и интервалам усреднения ПКЭ, которые должны реализовываться в приборах контроля КЭ при измерениях показателей и их обработке.

Реально в дипломном проектировании можно оценить лишь один показатель качества ЭЭ – отклонение напряжения. Для примера воспользуемся следующим рисунком:

Рисунок 5.8.1 – Исходная схема и схема замещения к расчёту показателей качества ЭЭ

В вышеприведённых рисунках:

– соответственно активные и индуктивные сопротивления ЛЭП, приведённые к уровню напряжения внутризаводского распределения напряжения, Ом;

– соответственно активные и индуктивные сопротивления силового трансформатора, также приведённые к уровню внутризаводского распределения напряжения.

Ток нагрузки определяется в четырёх режимах работы СЭС предприятия:

1. Режим максимальной нагрузки:

, (5.8.1)

где – максимальный ток, кА;

– максимальная полная мощность (определяется из графика нагрузки), МВ∙А;

номинальное напряжение на распределительных шинах ГПП, кВ.

При этом косинус угла при максимальной мощности определяется по формуле:

, (5.8.2)

2. Режим минимальной нагрузки:

, (5.8.3)

где – минимальное значение тока, кА;

– минимальное значение мощности (определяется из графика нагрузки), МВ∙А;

, (5.8.4)

Далее ток нагрузки определяется после компенсации реактивной мощности.

, (5.8.5)

где –реактивная мощность на шинах ГПП с учетом компенсации, квар;

– расчётная реактивная мощность на шинах ГПП, квар;

– реактивная мощность компенсирующих устройств, квар.

3. Режим максимальной нагрузки после установки компенсирующих устройств:

, (5.8.6)

где – максимальный ток после установки компенсирующих устройств, кА.

4. Режим минимальной нагрузки после установки компенсирующих устройств:

, (5.8.7)

где – минимальный ток после установки компенсирующих устройств;

– коэффициент соотношения нагрузок, определяемый по следующей формуле:

, (5.8.8)

После определения токов можно вычислить напряжение на шинах ГПП для вышеперечисленных режимов работ:

, (5.8.9)

где i – индекс, соответствующий режиму работ СЭС предприятия.

Отклонение напряжения будет удовлетворять [45] если напряжение во всех вышеперечисленных режимах работы будет находиться в следующем диапазоне:

0.95U_Н<U<1.05U_Н. (5.8.10)

5.8.2 Расчёт показателей надёжности электроснабжения узла нагрузки

Расчёт показателей надёжности электроснабжения узла нагрузки включает в себя три этапа:

1 – расчёт надёжности электроснабжения ГПП (ПГВ);

2 – расчёт надёжности электроснабжения цеховой ТП;

3 – расчёт надёжности электроснабжения электроприёмников.

При дипломном проектировании должен быть рассмотрен один из представленных этапов по указанию руководителя проекта.

Расчёт надёжности ГПП (ПГВ)

Расчёт надёжности электроснабжения ГПП (ПГВ) требует наличия информации о структуре энергосистемы и функциональном взаимодействии её элементов, включая в качестве конечного пункта приёма электрической мощности шины РУ - 10 кВ. Структурная схема энергосистемы совместно со структурной схемой ГПП (ПГВ) показаны на рисунке 5.8.2..

Расчёт надёжности электроснабжения ГПП (ПГВ) включает два этапа: на первом этапе решается задача представления функционально-структурных связей элементов системы и их эквивалентирования; на втором этапе, используя логико-вероятностный метод [47, 49], определяется показатели надёжности шин РУ - 10 кВ.

Рис 5.8.2 – Структурная схема энергосистемы совместно со структурной схемой ГПП (ПГВ)

Расчёт надёжности цеховой ТП

Надёжность электроснабжения цеховой ТП рассчитывается для шин РУ- 0,4 кВ цеховой ТП.

Цеховая ТП принимается двухтрансформаторной подстанцией, имеющей два независимых источника питания от шин РУ - 10 кВ ГПП (ПГВ) и две секции шин РУ - 0,4 кВ. Структурная схема цеховой ТП представлена на рисунке 5.8.3.

Рисунок 5.8.3 – Структурная схема цеховой ТП

Показатели надежности шин РУ- 10 кВ ГПП (ПГВ) определена в предыдущем разделе. Необходимые количественные значения параметров потока отказов для элементов СЭС (шины РУ- 0,4 кВ, высоковольтные выключатели, кабельные линии в зависимости от их длины, трансформаторы 10/0,4), предоставленные в [47], позволяют по логико-вероятностному методу [48] рассчитать вероятность безотказной работы шин РУ- 0,4 кВ цеховой ТП.

Расчёт надёжности электроснабжения электроприёмников

Надёжность электроснабжения электроприёмников рассчитывается с учётом полученной вероятности безотказной работы шин РУ- 0,4 кВ цеховой ТП, вероятности безотказной работы кабельной линии с коммутационной аппаратурой и вероятности безотказной работы собственно электроприёмника; структурная схема показана на рисунке 5.8.4

Рисунок 5.8.4. – Структурная схема

Вероятность безотказной работы электроприёмника определяется по логико-вероятностному методу [48] с использованием параметров потока отказов всех элементов, указанных на схеме.

Рассчитав параметры надёжности рассматриваемых схем, можно определить среднегодовой ожидаемый ущерб (СГОУ) от перерывов электроснабжения, входящих в формулу годовых приведённых затрат.

СГОУ руб./год от нарушения электроснабжения технологических установок определяется с использованием полученных в результате расчёта надёжности СЭС средних значений параметров потока отказов и вероятностей отказа цеховых трансформаторных подстанций и отдельных потребителей ЭЭ с учетом времени перерыва в электроснабжении.

СГОУ для цеховой двухтрансформаторной подстанции (рисунок 5.8.3) рассчитывается по формуле 17 [49].

СГОУ для отдельного потребителя ЭЭ (рисунок 5.8.4) рассчитывается по (24), взятой из [49]

5.8.3 Оценка возможности самозапуска

Целью данного раздела является расчёт процесса восстановления нормальной работы электропривода без вмешательства персонала после кратковременного перерыва электроснабжения или глубокого снижения напряжения.

Главная задача самозапуска – сохранить работоспособность технологической линии и наиболее полно использовать средства автоматизации СЭС.

При кратковременном нарушении электроснабжения самозапуск обычно допустим как для самих механизмов, так и для их ЭД.

Промышленные механизмы, обычно участвующие в самозапуске, могут быть разделены на две группы:

– механизмы с постоянным моментом сопротивления, не зависящим от частоты вращения (конвейеры, дробилки и т.д.);

– механизмы, у которых основной момент сопротивления, зависит от частоты вращения (вентиляторы, центробежные насосы и т.д.).

Если невозможно обеспечить самозапуск всех ЭД, то в первую очередь необходимо обеспечить самозапуск ЭД ответственных механизмов первой категории по надёжности электроснабжения, отключение которых по условиям технологии недопустимо.

При расчёте выбега и разгона необходимо знание зависимости момента сопротивления механизма (m ) от скольжения, которая чаще всего задана в виде:

, (5.8.11)

где – начальный момент при о.е.; для характерных механизмов принимается следующим: для конвейеров =1,0, воздушных центробежных насосов =0,1 о.е.; для водяных центробежных насосов =0,2 о.е.

- коэффициент загрузки;

– показатель степени, характеризующий механизм. Для механизмов с постоянным моментом сопротивления . К ним относятся транспортёры, дробилки, шаровые мельницы, поршневые компрессоры. Для линейной зависимости момента сопротивления от частоты вращения . К таким механизмам можно отнести двигатель-генератор. Для механизмов с вентиляторной механической характеристикой, к которым относятся центробежные насосы, вентиляторы, , либо .

Расчёт самозапуска асинхронных двигателей.

Определение возможности самозапуска АД в итоге сводится к решению двух вопросов:

– установлению достаточности вращающего момента ЭД с учётом пониженного при этом напряжения;

– определению дополнительного нагрева ЭД, вызванного увеличенным временем разгона.

При расчёте самозапуска необходимо определить:

– выбег за время нарушения электроснабжения;

– сопротивление ЭД и сети;

– напряжение и избыточный момент ЭД;

– время самозапуска и дополнительный нагрев.

Механическая постоянная времени механизма и ЭД определяется выражением:

= , (5.8.12)

где – момент инерции механизма и ЭД, приведённый к валу ЭД, ;

n₀– синхронная частота вращения ЭД, об./мин.;

– номинальная мощность ЭД, кВт.

Частота вращения за время нарушения электроснабжения для механизмов с постоянным моментом сопротивления определяется по выражению:

, (5.8.13)

где n– частота вращения до которой происходит выбег, о.е.;

– момент сопротивления механизма, о.е.;

– время нарушения электроснабжения, с.

Выбег для механизмов с вентиляторным моментом сопротивления определяется по универсальным кривым [17], либо расчетом численным методом.

Рис. 5.8.5 – Схемы питания и замещения

Напряжение самозапуска при питании от источника бесконечной мощности с учётом активного сопротивления (рисунок 5.8.5), определяется последующему выражению:

, (5.8.14)

где

; (5.8.15)

; (5.8.16)

(5.8.17)

(5.8.18)

. (5.8.19)

Пусковая мощность при номинальном напряжении определяется выражением, кВּА:

; (5.8.20)

Кратность пускового тока ЭД при скольжении s:

. (5.8.21)

В выражениях (5.8.14-5.8.22):

- пусковая мощность, кВּА

– базисная мощность, кВּА;

– номинальная мощность ЭД, кВּА;

– напряжение на зажимах ЭД при самозапуске, о.е.;

– напряжение источника питания, о.е.;

– номинальное напряжение ЭД, кВ;

– базисное напряжение, кВ;

– полное сопротивление ЭД, нагрузки и эквивалентное сопротивление ЭД и нагрузки соответственно, о.е.;

– индуктивное сопротивление системы, трансформатора, линии, ЭД и нагрузки соответственно, о.е.;

– активное сопротивление линии, ЭД, нагрузки и эквивалентное сопротивление ЭД и нагрузки, о.е.;

– номинальная мощность ЭД, кВт;

– номинальный КПД ЭД;

– номинальный коэффициент мощности;

– коэффициент мощности при самозапуске;

– скольжение на начальном этапе самозапуска;

– критическое скольжение;

– кратность пускового тока по каталогу.

Возможно пренебрежение активным сопротивлением, в случае когда выполняется условие:

. (5.8.22)

Тогда напряжение самозапуска без учёта активного сопротивления:

, (5.8.23)

где

(5.8.24)

По условию необходимого момента вращения самозапуск обеспечивается, если выполняются следующие условия:

1) для механизмов с постоянным моментом сопротивления

, (5.8.25)

2) для механизмов с вентиляторным моментом сопротивления

, (5.8.26)

где – минимальный момент вращения ЭД, о.е.;

– максимальный момент вращения ЭД, о.е.;

– момент сопротивления механизма при номинальной скорости, о.е.

Длительность самозапуска определяется следующими выражениями:

1) при постоянном избыточном моменте ЭД

, (5.8.27)

где – скольжение в начале самозапуска;

– избыточный момент ЭД, о.е.

2) при переменном избыточном моменте время самозапуска определяется в соответствии с формулами [17], либо расчетывается численным методом [50].

Дополнительный нагрев статорной обмотки ЭД при самозапуске, С:

, (5.8.28)

где - дополнительный нагрев статорной обмотки ЭД при самозапуске, С;

– плотность тока в обмотках, (рекомендуется принимать );

– кратность пускового тока при скольжении

Дополнительный нагрев допускают до 135 С.

Нагрев стержней ротора при самозапуске, С:

, (5.22.18)

где – нагрев стержней ротора при самозапуске, С

– средний пусковой момент, кВт×с;

– масса стержней ротора, кг.

Для одноклеточных АД допустимый нагрев ротора равен 250 С и для двуклеточных – 300 С.

Практически нагрев ротора следует проверять при продолжительности самозапуска более 10 с.

Методика расчёта самозапуска СД аналогична методике для АД. Ток самозапуска определяется по характеристике I= f(s). По условию необходимого момента вращения обычно наиболее тяжёлой является зона входного момента (s = 0.02-0.08). Подробное описание расчёта самозапуска СД приведено в [17].

Дата добавления: 2015-06-26