26. Показатели качества электроэнергии.

1. Отклонение напряжения – плавное изменение напряжения относительно его номинального значения.

   1. Установившееся отклонение напряжения

• Длительные 5%, р0.95

• Максимальные 5%

2. Колебания напряжения – быстрые, резкие, кратковременные изменения напряжения относительно исходного значения.

   1. Размах колебаний напряжения

   2. Доза Фликера колебаний – мера восприимчивости человека к колебаниям светового потока искусственных источников освещения.

3. Несинусоидальность напряжения. Источниками несинусоидального напряжения являются установки с нелинейными элементами (трансформаторы, выпрямительные и преобразовательные устройства).

   1. Коэффициент искажения несинусоидальности кривой напряжения , U_(n) – напряжение n – гармонической напряжения. N40, k_u=28, k_{u пред}=123.

   2. Коэффициент n – гармонической составляющей

4. Несимметрия напряжения – связана с неодинаковостью нагрузки в сети по фазам: 1) за счет подключения к разным фазам различной установленной мощности электроприемников; 2)вероятностная несимметрия.

   1. Коэффициент несимметрии напряжения по обратной последовательности

   2. Коэффициент несимметрии напряжения по нулевой последовательности

5. Провалы напряжения – кратковременное снижение напряжения ниже допустимого U<U_ном. В сетях до 20 кВ предельно допустимое время составляет 30 сек.

   1. Длительность провала напряжения t_п=t_к-t_н.

6. Импульс напряжения – резкое изменение напряжения длительностью до нескольких мс (грозовые и коммутационные импульсы).

   1. Импульсное напряжение.

7. Временное перенапряжение – может появляться как в послеаварийных режимах, так и при грозах и коммутациях.

7.1 Коэффициент временного перенапряжения .

23. Первичное регулирование частоты.

В нормальном режиме энергосистемы регулированию подлежат в основном отклонения частоты, обусловленные изменением состава и мощности потребителей. Эти изменения мощности в течение суток составляют 20—50 %. Весьма важно знать максимальную скорость изменения нагрузки. В современных энергосистемах она достигает 1,5% в минуту и 5—15% в час.

Рис. 3.7. Характеристики регулятора скорости: а — астатическая; б — статическая.

Для регулирования частоты турбины электростанций снабжают регуляторами скорости. Регулировочная способность турбин определяется характеристиками регуляторов скорости. Характеристики бывают астатические (рис. 3.7, а) и статические (рис. 3.7. б).

Принцип регулирования заключается в том, что при изменении частоты мощность турбины соответственно изменяется так, чтобы восстановить прежнюю частоту. Так, например, при снижении частоты с f_н до f1 (см. рис. 3.7, б) происходит автоматический набор нагрузки с Р₀ до Р₁. При дальнейшем снижении частоты мощность генератора будет расти до тех пор, пока не станет равной номинальной.

Н аклон характеристики выражают крутизной. С увеличением крутизны статическая характеристика превращается в астатическую. При малейшем отклонении частоты турбины с астатическими характеристиками могут набирать сразу номинальную нагрузку, что обеспечивает быстрое регулирование. Однако при параллельной работе нескольких генераторов астатические характеристики непригодны, так как не обеспечивают однозначного устойчивого распределения нагрузки между станциями. Поэтому в энергосистемах применяют, как правило, турбины со статическими характеристиками.

Рис, 3,8, Первичное регулирование Рис. 3.9. Первичное регулирование

частоты при наличии резерва частоты при отсутствии

на генераторах. резерва мощности.

Рассмотрим теперь процесс регулирования частоты, построив на одном чертеже характеристику регулятора скорости турбины Р_г =φ(f) и частотную статическую характеристику активной нагрузки потребителей Р_н = φ(f) (рис. 3.8). С допустимым приближением их можно считать прямыми линиями. При номинальной частоте fн в точке О мощность нагрузки равна мощности генераторов: Р_н⁼P_Г. Пусть теперь по какой-то причине (например, из-за уменьшения нагрузки одной из станцией) частота уменьшилась на ∆f1 •и стала равной f1 Тогда по статической характеристике Рн мощность нагрузки уменьшится на величину ∆Р_н, а мощность генераторов увеличится на ∆ Р_г, и общий дефицит мощности определится отрезком ∆Р=∆Р_г+∆Р_н .Процесс изменения мощностей генераторов и потребителей при отклонении частоты, стремящийся сохранить прежнее значение частоты, называют первичным регулированием. Из рис. 3.8 следует важный практический вывод: при снижении частоты о полном дефиците мощностей нельзя судить только_ по увеличению .мощности генераторов. Следует учитывать также изменение нагрузки потребителей по статическим характеристикам. Если в момент снижения частоты на генераторах отсутствует резерв мощности, то такое же уменьшение генерируемой мощности ∆Р приведет к большему снижению частоты ∆f₂ (рис. 3.9). При полном использовании мощности станций _ первичное регулирование частоты происходит только за счет изменения мощности потребителей.

Изменение частоты в процессе первичного регулирования зависит от крутизны частотных характеристик турбин и нагрузки. Под, крутизной характеристики понимают отношение процентного изменения мощности к процентному изменению частоты.