WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 || 3 | 4 |

2 категория. Гидроэлектростанции, находящиеся в центре электрической нагрузки, в числе которой есть источники искажений синусоидальности и симметрии. Значения ПКЭ на таких станциях варьируются либо на уровне предельно допустимых ГОСТом 13109-97 значений, либо незначительно превосходят их. К данной категории электростанций можно отнести Волжскую, Жигулевскую ГЭС и др.

3 категория. Гидроэлектростанции, напрямую работающие на мощные источники искажения синусоидальности и симметрии тока и напряжения, например, такие как предприятия цветной металлургии. Уровень искажений КЭ на таких станциях, как правило, заметно превышает предельно допустимые ГОСТом 13109-97 значения. К данной категории электростанций можно отнести Братскую ГЭС, вновь строящуюся Богучанскую ГЭС. Кроме того, в данную категорию может перейти Бурейская ГЭС, если будет реализован проект по строительству алюминиевого завода в Амурской области.

Анализ эффективности функционирования гидроэлектростанции и ее элементов осуществлялся на основе единообразного подхода. Для реализации данного подхода были предложены математические модели тока, напряжения и сопротивления, учитывающие наличие искажений КЭ. Обоснована возможность их применения для инженерной оценки эффективности функционирования отдельных элементов гидроэлектростанции.

; (1)

, (2)

где, - ток и напряжение прямой последовательности основной частоты;

,- коэффициенты несимметрии токов и напряжений по обратной и нулевой последовательностям соответственно, отн. ед.;

,- коэффициенты искажения синусоидальности кривых тока и напряжения, отн. ед.;

, (3)

где r, x – активное и индуктивное сопротивления.

n – номер гармоники.

На основании данных моделей были разработаны выражения для расчета дополнительных погрешностей измерительных трансформаторов тока, магнитного и емкостного трансформаторов напряжения от значений ПКЭ, опирающиеся на известные выражения для расчета погрешностей. Их особенностью является то, что они позволяют учитывать влияние искажений КЭ на работу отдельных элементов системы учета электроэнергии.

Анализ полученных выражений показал, что:

- искажения КЭ приводят к появлению погрешности в работе систем учета электроэнергии в сторону недоучета для приемников искажения КЭ;

- влияние несинусоидальности кривой напряжения на результирующую погрешность учета электроэнергии более существенно, чем несимметрии трехфазной системы напряжений;

- для гидроэлектростанций первой и второй категорий, с точки зрения искажений КЭ, достаточно учитывать только погрешность, возникающую в емкостных ТН, так как ее уровень на порядок выше, чем в остальных элементах системы учета электроэнергии;

- для станций третьей категории необходимо анализировать работу всех элементов системы учета электроэнергии с точки зрения КЭ.

Разработана методика определения результирующей погрешности измерительного комплекса электроэнергии от значений ПКЭ, основанная на выражениях, полученных для расчета погрешностей всех элементов системы учета электроэнергии на гидроэлектростанции.

Для апробации этой методики произведен анализ работы измерительного комплекса Зейской ГЭС в условиях искажений КЭ. В качестве примера была выбрана именно эта гидроэлектростанция, так как она относится к первой категории с точки зрения влияния искажений КЭ, уровень которых не превышает предельно допустимых ГОСТом 13109-97 значений. Результаты замеров КЭ на шинах Зейской ГЭС специалистами сертифицированной лаборатории качества электроэнергии ОАО «ДРСК», совместно с автором, с помощью измерительно-вычислительных комплексов Ресурс 2UF представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Результаты замеров КЭ на Зейской ГЭС

№ узла

K2U

K0U

KUA

KUB

KUC

KU(2)

KU(3)

KU(5)

KU(7)

KU(9)

KU(11)

KU(13)

KU(15)

4

%

0,34

0,04

1,3

1,43

1,4

0,16

0,82

0,31

0,83

0,22

0,5

0,15

0,14

5

%

0,48

0,12

1,27

1,43

1,42

0,16

0,88

0,31

0,79

0,21

0,45

0,17

0,15

Здесь узел №4 - шины 220 кВ, первая секция;

узел №5 - шины 220 кВ, вторая секция.

Отсюда, если влияние искажений КЭ будет значимым для систем и элементов данной станции, то для гидроэлектростанций, работающих в более тяжелых условиях, с точки зрения искажений КЭ, последствия будут еще более существенными.

Зависимость результирующей погрешности измерительного комплекса электроэнергии от коэффициента n-ой гармонической составляющей напряжения для измерительного комплекса, состоящего из: трансформатора тока ТРН-500 У1, трансформатора напряжения СРВ-550, счетчика ION 8300, приведена на рис. 1.

описывает символ (––), (- - -), (– –), (– - –), (––), (- - -).

Рисунок 1 - Зависимость результирующей погрешности измерительного комплекса электроэнергии от коэффициента n-ой гармонической составляющей напряжения

На рисунке 1 показаны зависимости погрешности измерительного комплекса линии от значения коэффициентов третьей, пятой и так далее гармонической составляющих напряжения. Все прямые начинаются не из начала координат, что говорит о наличии погрешности, вызванной режимом и конструктивными особенностями ТТ и ТН. В общем случае эта точка может находиться и в положительной области. Кроме того, все зависимости уходят в отрицательную область. Таким образом, искажения КЭ приводят к недоучету электроэнергии. Чем выше номер гармоники, тем больше недоучет при одинаковом уровне искажения. Допустимая погрешность данного измерительного комплекса (±0,9%) достигается при значениях коэффициентов искажения n-ой гармонической от 1% до 1,5%, в зависимости от номера гармоники, что больше допустимой для данного измерительного комплекса погрешности. Все это говорит о необходимости учета влияния искажения КЭ на работу измерительных комплексов.

Для примера была рассчитана суммарная результирующая погрешность системы учета электроэнергии Зейской ГЭС, определяемая коэффициентами загрузки первичной цепи ТТ и вторичной ТН, погрешностями ТТ и ТН, полученными по результатам поверки и искажениями КЭ. Она составила 1,25%. Важным является то, что погрешность, обусловленная искажениями КЭ, составляет 71,2% (от результирующей погрешности), а всеми остальными факторами – 28,8%. Расчет результирующей погрешности системы учета электроэнергии на примере Зейской ГЭС показал, что искажения КЭ приводят к существенному экономическому ущербу даже для станции первой категории, а значит, для станций с большим уровнем искажений КЭ ущерб будет еще выше.

В главе 3 разработаны методики, позволяющие определять структуру дополнительных потерь электроэнергии в основном оборудовании гидроэлектростанции (в том числе и в гидрогенераторе), вызванных искажениями КЭ, на основе которых получены выражения для расчета дополнительных местных нагревов изоляции. Проведена оценка влияния искажений КЭ на срок службы изоляции.

Методики структурного анализа дополнительных потерь электроэнергии получены на основании известных выражений, разработанных для проектирования электрических машин и силовых трансформаторов с использованием представленных выше моделей напряжения, тока и сопротивления. Для синхронных машин зависимости дополнительных потерь электроэнергии, вызванных искажениями КЭ, в процентах от номинальных, имеют следующий вид:

Дополнительные потери в статоре машины:

(4)

Дополнительные потери электроэнергии в ярме магнитопровода:

(5)

где – коэффициент зависящий от марки стали.

Дополнительные потери в зубцах магнитопровода статора:

(6)

Поверхностные добавочные потери:

(7)

Аналогичные зависимости были получены так же для асинхронных двигателей и силовых трансформаторов. На их основе разработаны инженерные методики расчета структурных составляющих потерь в основном оборудовании гидроэлектростанции.

В отличие от существующих, они позволяют не просто найти дополнительные потери, а получить структуру таких потерь. Поэтому их использование открывает принципиальную возможность оценки нагревов элементов электрических машин и трансформаторов. Это, в свою очередь, может позволить определить изменение температурного режима электрических машин, вызванного искажениями КЭ, изменение срока службы их изоляции, обусловленного тепловым старением, и, как следствие, определить возможное снижение надежности работы электрооборудования.

Для подтверждения корректности предложенных методик расчета дополнительных потерь электроэнергии, вызванных искажениями КЭ, был проведен верификационный расчет, результаты которого подтвердили их достаточную точность для инженерного описания структуры дополнительных потерь электроэнергии в силовом оборудовании гидроэлектростанции.

В третьей главе также показано, что старение изоляции в элементах электрической станции при наличии искажений КЭ обусловлено тепловым и электрическим воздействиями.

Для анализа теплового воздействия, на основании методик расчета структурных составляющих потерь электроэнергии от искажений КЭ, были получены зависимости дополнительного нагрева узлов и элементов электрических машин и трансформаторов от значения ПКЭ. Для синхронных машин полученные зависимости имеют следующий вид:

Дополнительный нагрев изоляции паза токами обратной, нулевой последовательностей и токами высших гармоник будет равен, %:

(8)

Дополнительный нагрев поверхности статора от искажений КЭ, %:

(9)

Превышение температуры внешней поверхности лобовых частей ста-тора, %:

(10)

Среднее значение превышения температуры обмотки статора, %:

, (11)

где l1 – полная длина статора, м;

lл – длина лобовой части обмотки статора (lср1/2 – l1).

Таким образом, зная перегревы изоляции в гидрогенераторе и учитывая то, что темпы теплового старения внутренней изоляции определяются скоростями химических реакций, зависящими от температуры, можно воспользоваться известным уравнением Аррениуса.

В качестве примера в таблице 2 приведены результаты расчета сокращения срока службы изоляции (при измеренных значениях ПКЭ) в гидрогенераторе СВ 1130/220-44ХЛ (расчет произведен, исходя из предположения, что сокращение срока службы изоляции вдвое происходит при нагреве на 10 С, так как основной изоляцией в гидрогенераторе служит слюда) и в блочном трансформаторе ТЦ-250000/220 (для него применено 8 правило, так как его изоляция выполнена на органической основе) - таблица 3.

Таблица 2 – Сокращение срока службы изоляции генератора

Изоляция паза

Поверхность статора

Изол. лобовых частей

Обмотка статора

Т, %

5,87

0,07

5,87

8,6

T, C

4,7

0,05

4,7

6,02

2/1

0,722

0,97

0,722

0,659

Здесь Т – увеличение температуры, обусловленное искажениями КЭ;

2/1 – отношение срока службы изоляции при наличии искажений КЭ к сроку службы при их отсутствии.

Таблица 3 – Сокращение срока службы изоляции блочного трансформатора

Коэффициент загрузки трансформатора

0,5

0,7

1

ПКЭ, (%)

сцена-рий 1

сцена-рий 2

сцена-рий 3

сцена-рий 1

сцена-рий 2

сцена-рий 3

сцена-рий 1

сцена-рий 2

сцена-рий 3

T, С

0

0

0,4

0

0

5,5

1,4

6,5

15,3

Pages:     | 1 || 3 | 4 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»