Качество электроэнергии (КЭ) - это совокупность свойств электрической энергии (ЭЭ), определяющих воздействие на электрооборудование, приборы и аппараты и оцениваемых показателями качества электрической энергии (ПКЭ), численно характеризующими уровни электромагнитных помех (ЭМП) в системе электроснабжения (СЭ) по частоте, действующему значению напряжения, форме его кривой, симметрии и импульсам напряжения. КЭ является составляющей электромагнитной совместимости (ЭМС), характеризующей электромагнитную среду. Под ЭМС понимают способность электроприемников (ЭП) нормально функционировать в его электромагнитной среде, не создавая недопустимых ЭМП для других ЭП, функционирующих в той же среде.

Нормы КЭ, являющиеся уровнями ЭМС, установлены ГОСТ 13109 [1]. При соблюдении указанных норм обеспечивается ЭМС электрических сетей системы электроснабжения общего назначения и электрических сетей потребителей ЭЭ и ЭП.

Новый стандарт КЭ ГОСТ Р 54149 [2] был разработан и введен в действие с 01.01.2013. Он разработан с учетом положений принятых стандартов [3-4] и европейского стандарта [5].

В настоящее время действует также продленный в соответствии с [6] до 1 июля 2014 г. ГОСТ [1].

Нормы установившегося отклонения напряжения в ГОСТ [1] отнесены к выводам ЭП, которые присоединены, как правило, к сетям потребителей, на которые не распространяется сфера ответственности сетевой компании. ГОСТ [2] обязывает потребителя на своей стороне обеспечить условия, при которых отклонения напряжения питания на выводах ЭП не превышают установленных для них допустимых значений, если выполняются требования настоящего стандарта к КЭ в точке передачи ЭЭ. То есть на потребителей также возлагается ответственность за обеспечение требуемого КЭ.

Потребитель электроэнергии не проявляет особого интереса к улучшению КЭ, пока это качество не упадет до предельного уровня. До тех пор, пока они не будут знать, что творится с качеством потребляемой ими ЭЭ, и сколько средств они при этом теряют, ждать реального улучшения КЭ в электрических сетях не приходится.

Анализ СЭ ОАО «Газпром» показал, что основными ЭП, ухудшающими КЭ являются:

• преобразовательные установки различных видов (выпрямительные системы возбуждения синхронных двигателей, зарядно-подзарядные устройства, источники бесперебойного питания, частотные преобразователи, устройства плавного пуска, регуляторы напряжения, выпрямители, инверторы, и т.д.);
• сварочные установки, газоразрядные источники света и т.д.;
• электрические машины (трансформаторы, двигатели, генераторы).

Основными ЭП, чувствительными к КЭ в сетях ОАО «Газпром» являются электронные системы управления технологическими процессами, системы возбуждения синхронных двигателей, системы связи и диспетчеризации, устройства релейной защиты и автоматики.

Для систем электроснабжения объектов ОАО «Газпром» характерна следующая статистика нарушений ПКЭ. На 100 обследуемых объектов вероятность нарушений ПКЭ происходит:

• а) в 40-60% случаев:
  1. по установившемуся отклонению напряжения;
  2. по коэффициенту n-й гармонической составляющей напряжения;
  3. по провалу напряжения;
• б) в 10-20% случаев:
  1. по коэффициенту искажения синусоидальности напряжения;
  2. по коэффициенту несимметрии напряжения нулевой последовательности;
• в) до 5% случаев:
  1. по коэффициенту несимметрии напряжения обратной последовательности;
  2. по колебанию напряжения (дозе фликера).

При электроснабжении от электростанции собственных нужд, без синхронизации с энергосистемой, имеют место нарушения ПКЭ по отклонению частоты.

Решение проблемы ЭМС связано с определением, контролем и поддержанием оптимальных ПКЭ, при которых обеспечиваются технические требования при минимальных экономических затратах.

КЭ тесно связано с надежностью электроснабжения, поскольку нормальным режимом электроснабжения потребителей является такой режим, при котором потребители получают электроэнергию бесперебойно, в количестве, заранее согласованном с энергоснабжающей организацией, и нормированного качества.

Недопустимые отклонения ПКЭ могут привести:

• к перегреву обмоток электрооборудования, сокращению срока службы изоляции электрических машин и аппаратов, пробою изоляции и выходу оборудования из строя;
• к ухудшению работы устройств автоматики, телемеханики и связи, необеспечению параметров срабатывания электрооборудования и его отказам;
• к выпадению синхронных электродвигателей из синхронизма;
• к увеличению скольжения у асинхронных электродвигателей (АД), вплоть до их остановки;
• к появлению дополнительных потерь в электрических машинах, трансформаторах и сетях; в батареях конденсаторов, а, следовательно, к повышенному расходу ЭЭ, снижению производительности технологического оборудования, расстройству технологического процесса и браку продукции.

По степени влияния на потери мощности и срок службы оборудования, а также на количество и качество выпускаемой продукции отклонение напряжения, как ПКЭ, стоит на первом месте.

Каждый ЭП имеет наилучшие технико-экономические показатели при определенном оптимальном напряжении на его зажимах. Отклонение напряжения от оптимального приводит к изменению технико-экономических показателей ЭП. Из-за изменения потерь мощности и энергии в сети изменение напряжения приводит к изменению показателей самой сети. Вследствие этого, отклонение напряжения в отдельных точках сети оказывает влияние на всю СЭ.

Повышение напряжения приводит к:

• возникновению опасности перегрева статоров асинхронных двигателей;
• уменьшению срока службы ламп накаливания (ЛН) (в 5 раз при увеличении напряжения на 10%);
• увеличению тока холостого хода трансформаторов, что вызывает перегрев сердечников трансформаторов;
• увеличению потребления реактивной мощности преобразователями (примерно на 1 - 1,5% при повышении напряжения на 1%);
• росту потребления двигателями реактивной мощности (при повышении напряжения на 1 % потребляемая двигателем реактивная мощность увеличивается на 3 - 7 %).

При снижении напряжения:

• возможен перегрев роторов и снижение сроков службы АД;
• уменьшаются вращающие моменты АД (на 19% при снижении напряжения на 10%);
• уменьшается световой поток ЛН (до 30% при снижении напряжения на 10%);
• уменьшается световой поток люминесцентных ламп (ЛЛ) (до 15% при снижении напряжения на 10%);
• возникает мерцание ЛЛ при падении напряжения на 10%;

Пониженный уровень напряжения приводит к увеличению потерь активной мощности и снижению пределов устойчивости системы. Напряжения, значительно превышающие номинальные, вызывают ложное срабатывание устройств релейной защиты и автоматики, сокращают срок службы основного электрооборудования и приводят к выходу из строя микропроцессорной техники.

Наиболее распространенными ЭП в ОАО «Газпром» являются АД, которые используются в качестве привода самых разнообразных механизмов. В Табл.1 приведены данные по влиянию отклонений напряжения на характеристики АД при изменении напряжения на 10% от номинального значения, как в меньшую, так и в большую сторону.

Активная мощность на валу двигателя не зависит от изменения напряжения на его зажимах, но изменяются потери активной мощности в нем, что приводит либо к экономии, либо к перерасходу ЭЭ. При этом реактивная мощность двигателя зависит от отклонения напряжения в большей мере.

При работе АД с номинальной нагрузкой и пониженным напряжением значительно сокращается срок его службы из-за перегрева обмоток. Это наносит значительный убыток предприятиям. Наиболее оптимальное напряжение для работы АД номинальное или немного выше.

Нормы [1] для установившегося отклонения напряжения установлены для выводов ЭП, в остальных точках электрической сети значения установившегося отклонения напряжения должны быть такими, чтобы обеспечивалось выполнение норм [1] на выводах ЭП. Поэтому на шинах центра питания (ЦП) в режиме максимальной нагрузки необходимо поддерживать отклонение напряжения выше+5 % на величину потерь напряжения от шин ЦП до ближайшего ЭП сети 0,4 кВ.

Необходимо отметить распространенную ошибку при контроле КЭ, когда независимо от пункта контроля, включая сети средних напряжений, в качестве нормально и предельно допустимых значений отклонения напряжения принимают значения соответственно ±5 и ±10 %, установленные для зажимов электроприемника.

Табл.1 - Изменение параметров АД при отклонении напряжения

ХАРАКТЕРИСТИКИ ДВИГАТЕЛЕЙ	ИЗМЕНЕНИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ПРИ ИЗМЕНЕНИИ НАПРЯЖЕНИЯ
	-10 %	+10 %
Пусковой и максимальный вращающий момент	-19 %	+21 %
Скольжение	+23 %	-17 %
Частота вращения при номинальной нагрузке	-1,5 %	+1 %
Коэффициент полезного действия:
при номинальной нагрузке	-2 %	+1 %
при нагрузке 75%	не изменяется	не изменяется
при нагрузке 50%	-(1÷2) %	+(1÷2) %
Коэффициент мощности при нагрузке:
100%	+1 %	-3 %
75%	+(2÷3) %	-4 %
50%	+(4÷5) %	-(5÷6) %
Ток ротора при номинальной нагрузке	+14 %	-11 %
Ток статора при номинальной нагрузке	+10 %	-7 %
Пусковой ток	-(10÷12) %	+(10÷12) %
Прирост температуры обмотки при номинальной нагрузке	+(5÷6) °С	практически без изменения

Инструментальному обследованию сети с целью оценки отклонений напряжения должны предшествовать предварительный анализ структуры и расчет режимов работы сети.

Для определения требуемых значений установившегося отклонения напряжения в контрольных точках, а также для анализа качества напряжения необходимо знать потери напряжения. Потери напряжения определяются путем расчета на основе данных о нагрузках трансформаторов и линий (курс электротехники) или путем непосредственного измерения.

В общем виде формула для расчета диапазона установившегося отклонения напряжения: δUтоп = ±5% + ΔUнн + ΔUт + ΔUсн - Eдоб (1) δUтоп - отклонение напряжения в точке общего присоединения (ТОП);
ΔUнн - потери напряжения в сети низкого напряжения;
ΔUт - потери напряжения в трансформаторе 10 кВ;
ΔUсн - потери напряжения в сети среднего напряжения (10 кВ);
Eдоб - добавка напряжения на трансформаторе 10/0,4 кВ, соответствующая установленному регулировочному ответвлению ПБВ.

Правило выбора Eдоб:

• если (ΔUт + ΔUсн < 2,5%), то Eдоб = 0 (1 ответвление),
• если 2,5% ≤ (ΔUт + ΔUсн) < 5%, то Eдоб = 2,5% (2 ответвление),
• если 5% ≤ (ΔUт + ΔUсн) < 7,5%, то Eдоб = 5% (3 ответвление),
• если 7,5% ≤ (ΔUт + ΔUсн) < 10%, то Eдоб = 7,5% (4 ответвление),
• если 10% ≤ (ΔUт + ΔUсн), то Eдоб = 10% (5 ответвление).

Приведем пример расчета допустимых диапазонов отклонения напряжения для фрагмента схемы электроснабжения компрессорной станции, приведенной на Рис.1. В Табл.2 приведены результаты расчета потерь напряжения.

Табл.2 - Результаты расчета потерь напряжения

№ ТП	РЕЖИМ НАГРУЗКИ	ПОТЕРИ НАПРЯЖЕНИЯ, %
		ΔUнн бл	ΔUнн уд	ΔUт	ΔUсн
ТП №1	макс.	0,57	6,8	2,1	0,6
	мин.	0,12	1,5	0,7	0,2
ТП №2	макс.	0,30	4,8	0,6	0,4
	мин.	0,10	1,6	0,2	0,1

Определим требуемые диапазоны установившегося отклонения напряжения в ТОП для ТП №1 и ТП №2.

Для ТП №1:

• 2,5% ≤ (2,1 + 0,6) < 5%, следовательно Eдоб = 2,5%

• в минимальном режиме
  • δU′в топ = +5% + ΔU′нн бл + ΔU′т + ΔU′сн - Eдоб = +5 + 0,12 + 0,7 + 0,2 - 2,5 ≈ 3,5%
  • δU′н топ = -5% + ΔU′нн уд + ΔU′т + ΔU′сн - Eдоб = -5 + 1,5 + 0,7 + 0,2 - 2,5 = -5%
• в максимальном режиме
  • δU″в топ = +5% + ΔU″нн бл + ΔU″т + ΔU″сн - Eдоб = +5 + 0,57 + 2,1 + 0,6 - 2,5 ≈ 5,8%
  • δU″н топ = -5% + ΔU″нн уд + ΔU″т + ΔU″сн - Eдоб = -5 + 6,8 + 2,1 + 0,6 - 2,5 = 2%

Для ТП №2:

• (ΔUт + ΔUсн) = (0,6 + 0,4) < 2,5%, следовательно Eдоб = 0

• в минимальном режиме
  • δU′в топ = +5% + ΔU′нн бл + ΔU′т + ΔU′сн - Eдоб = +5 + 0,1 + 0,2 + 0,1 - 0 = 5,4%
  • δU′н топ = -5% + ΔU′нн уд + ΔU′т + ΔU′сн - Eдоб = -5 + 1,6 + 0,2 + 0,1 - 0 = -3,1%
• в максимальном режиме
  • δU″в топ = +5% + ΔU″нн бл + ΔU″т + ΔU″сн - Eдоб = +5 + 0,3 + 0,6 + 0,4 - 0 = 6,3%
  • δU″н топ = -5% + ΔU″нн уд + ΔU″т + ΔU″сн - Eдоб = -5 + 4,8 + 0,6 + 0,4 - 0 = 0,8%

Для наглядности приведем результаты расчета нормально допустимых отклонений напряжения для ТП №1 и ТП №2 на Рис.2.

Диапазоны нормально допускаемых отклонений напряжения в ТОП:

• в минимальном режиме
  • δU′в топ = 3,5%δU′н топ = -3,1%
• в максимальном режиме
  • δU″в топ = 5,8%δU″н топ = 2%

Диапазоны предельно допускаемых отклонений напряжения в ТОП:

• в минимальном режиме
  • δU′в пред = 3,5% + 5% = 8,5%δU′н пред = -3,1% - 5% = -8,1%
• в максимальном режиме
  • δU″в пред = 5,8% + 5% = 10,8%δU″н пред = 2% - 5% = -3%

Эти значения нормально допускаемых установившихся отклонений напряжения должны быть прописаны в договоре электроснабжения.

При поддержании установившегося отклонения напряжения в указанных выше диапазонах, КЭ по отклонению напряжения будет соответствовать нормативным документам.

Если ширина фактического диапазона не превышает допустимый, но фактический диапазон смещен относительно допустимого так, что нарушаются установленные требования, то причиной несоответствия могут быть:

• неправильно выбранная отпайка трансформатора 6–10/0,4 кВ;
• неверно выбранные уставки РПН;
• потери напряжения в сети 0,38 кВ, превышающие допустимые;
• неоднородность нагрузок ЭП, присоединенных в сети 220/380 В;
• постоянно включенные конденсаторные установки (УКРМ).

Поиск конкретной причины несоответствия проводят, используя последовательно возможные корректирующие мероприятия, с учетом необходимости выполнения установленных требований у других ЭП. Наиболее предпочтительным мероприятием является изменение отпайки трансформатора. Однако следует убедиться, что изменение отпайки не противоречит электроснабжению других ЭП.

Если изменение отпайки трансформатора не решает проблему устранения несоответствия, то могут быть рассмотрены мероприятия по изменению уставок по напряжению РПН трансформаторов, изменение мощности постоянно включенной УКРМ.

При наличии несоответствия по отклонению напряжения δUу в точке контроля КЭ с потребителем, присоединенным к сети 6–10 кВ, необходимо располагать результатами контроля КЭ, проведенными одновременно на шинах 6–10 кВ ЦП и в точке контроля КЭ с потребителем.

При наличии мониторинга КЭ расчеты ПКЭ могут проводиться в автоматизированном режиме – это позволит прогнозировать ПКЭ в системе, определить риски отклонения от нормативных ПКЭ в будущем и заранее разработать мероприятия по нормализации уровней ПКЭ во избежание серьезного ущерба от низкого КЭ. Прогнозирование уровней ПКЭ возможно осуществить только на базе статистических данных за длительный период. Такие данные можно получить только с помощью мониторинга КЭ.

На границе балансовой принадлежности объектов ОАО «Газпром» с ЭСО и субабонентами необходимо организовать непрерывный контроль за ПКЭ в соответствии с требованиями стандартов. Для этого целесообразно использовать приборы класса А, прошедшие сертификацию средств измерений ПКЭ на соответствие требований [2].

Точками технологического контроля КЭ являются, в первую очередь, шины низшего напряжения 0,4/0,23 кВ трансформаторных подстанций, а так же шины (клеммы) потребителей с частотно-регулируемым приводом, устройствами плавного пуска и прочими ЭП, ухудшающими КЭ. Для организации технологического контроля можно использовать приборы контроля КЭ класса S, прошедшие сертификацию средств измерений ПКЭ на соответствие требований [2].

Целесообразно рассмотреть возможность использования для контроля КЭ счетчиков ЭЭ с функциями контроля КЭ, которые имеют значительно меньшую стоимость по сравнению со специализированными приборами. Сейчас предлагаются на рынке РФ как отечественные счетчики типа Ресурс – Е4, Меркурий – 234 ARТ Q и др., так и зарубежные типа PM175, JON. Счетчики ЭЭ с функциями контроля КЭ должны обеспечивать представление протоколов измерений в форме, обеспечивающей проверку условий соответствия КЭ нормативным документам.

Выводы

1. В СЭ ОАО «Газпром» наблюдаются следующие характерные нарушения КЭ:
   • по отклонению напряжения;
   • по коэффициенту n-й гармонической составляющей напряжения;
   • по провалу напряжения;
   • по несимметрии напряжения нулевой последовательности.
2. Несоответствие каждого ПКЭ, наблюдаемого в ЭС и создаваемого ЭП ведет к снижению надежности электроснабжения ЭП ОАО «Газпром» и экономическому ущербу. По степени влияния на потери мощности и срок службы оборудования, а также на количество и качество выпускаемой продукции отклонение напряжения, как ПКЭ, стоит на первом месте.
3. Нормы [1] для установившегося отклонения напряжения установлены для выводов электроприемников, хотя существует распространенная ошибка при контроле КЭ, когда независимо от пункта контроля, включая сети средних напряжений, в качестве нормально и предельно допустимых значений отклонения напряжения принимают значения соответственно ±5 и ±10 %, установленные для зажимов электроприемника.
4. Для обеспечения нормативных требований к ПКЭ в СЭ ОАО «Газпром» должен проводиться постоянный мониторинг ПКЭ.

Список литературы

1. ГОСТ 13109-97. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. - М.: Изд-во стандартов, 1997.
2. ГОСТ Р 54149-2010. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения.
3. ГОСТ Р 51317.4.30-2008. Совместимость технических средств электромагнитная. Методы измерения показателей качества электрической энергии.
4. ГОСТ Р 51317.4.7-2008. Совместимость технических средств электромагнитная. Общее руководство по средствам измерений и измерениям гармоник и интергармоник для систем электроснабжения и подключаемых к ним технических средств.
5. EN 50160:2010 Voltage characteristics of electricity supplied by public electricity networks.
6. Приказ от 25 октября 2012 г. № 565-ст. Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии «О продлении действия на территории РФ ГОСТ 13109-97».
7. Федоров А.А., Каменева В.В. Основы электроснабжения промышленных предприятий. 4-е изд. - М.: Энергоатомиздат, 1984.

• В начало страницы

© 2023 ООО Научно-технический центр «Промышленная энергетика»
Любое воспроизведение материалов сайта без письменного согласия запрещено. Телефон: +7 (4932) 26-76-58, 30-14-88
E-Mail: info@ivpromenergo.ru