Ответы (Электроснабжение железных дорог)

3.Влияние уровня напряжения на работу ЭП2. Установившееся отклонение U

Влияние отклонения напряжения на работу электрооборудования:

технологические установки:

–при снижении U существенно ухудшается технологический процесс, увеличивается его длительность;

–при повышении U снижается срок службы обор-я, повышается вероятность аварий;

–при значительных отклонениях U происходит изменение технологического процесса;

освещение:

– снижается срок службы ламп освещения, так, при величине напряжения 1,1Uном срок службы ламп накаливания снижается в 4 раза;

– при величине напряжения 0,9Uном снижается световой поток ламп накаливания на 40

нее 0,9Uном люминесцентные лампы мерцают, а при 0,8Uном – просто не загораются;

электропривод:

– при снижении U на зажимах асинхронного эл.двигателя на 15% механический момент снижается на 25%, двигатель при этом может не запуститься или остановиться;

– при снижении U увеличивается потребляемый от сети I, что приводит к перегреву обмоток, => к снижению срока службы двигателя; при длительной работе на U 0,9Uном срок службы двигателя снижается вдвое;

– при повышении напряжения на 1% увеличивается потребляемая двигателем Q на 3…7%. Поэтому ГОСТ Р 54149-2010 устанавливает нормально допустимые и предельно допустимые значения отклонения U на выходах приемников эл.энергии равны соответственно ±5 и ±10% Uном эл.сети.

− - отрицательное отклонение напряжения U0 – номинальное/согласованное U

+ - положительное отклонение U Обеспечить эти требования можно 2 способами: снижением U и регулированием U. Снижение U достигается:

–выбором сечения проводников ЛЭП R по условиям потерь напряжения;

–применением прод-й емкостной компенса-

ции реактивного сопротивления линии X;

– компенсацией Q для снижения ее передачи по электросетям, с помощью конденсаторных установок и синхронных электродвигателей, работающих в режиме перевозбуждения; кроме снижения потерь напряжения, это является эффективным методом энергосбережения, снижающим потери электроэнергии в сетях.

4. Колебания напряжения. Размах изменения напряжения. Доза фликера.

Колебание U - многократно повторяющиеся изменения U. Колебания U характеризуются 2 показателями качества эл. энергии: размахом изменения U и дозой фликера.

Под размахом понимают разность между следующими друг за другом экстремумами огибающей действующих значений напряжения.

Размах изменения напряжения δU вычисляется по формуле: U Umax Umin где Umax, Umin - экстремумы огибающей действующие значения напряжения, или в процентах:

U %100(Umax Umin)UН

Пять размахов напряжения за 12 секунд Фликер - это субъективное восприятие человеком колебаний светового потока искусственных источников освещения, вызванных колебаниями U в эл.сети. Под дозой фликера понимают меру восприимчивости человека к воздействию фликера за установленный промежуток времени. Показателями КЭ, относящимися к колебаниям U, являются кратковременная доза фликера Pst, измеренная в интервале времени 10 мин, и длительная доза фликера Plt, измеренная в интервале времени 2 ч, в точке передачи элек-

трической энергии. Для указанных показателей КЭ установлены следующие нормы: кратковременная доза фликера Pst не должна превышать значения 1,38, длительная доза фликера Plt не должна превышать значения 1,0 в течение 100 % времени интервала в одну не-

делю. Колебания U эл.питания (как правило, продолжительностью < 1 мин), в том числе одиночные быстрые изменения U, обусловливают возникновение фликера.

Причина возникновения - потребитель с резкопеременной нагрузкой, например, сварочный аппарат.

5.Частота повторения изменения U, ча-

стость появления провалов U

Частота повторения изменений напряжения – число одиночных изменений напряжения в единицу времени.

Частота повторения изменений напряжения FδUt, (1/с, 1/мин) определяется по выражению: = ⁄ , где m – число изменений напряжения за время Т; Т – интервал времени измерения, принимаемый равным 10 мин.

Если два изменения U происходят с интервалом менее 30 мс, то их рассматривают как одно. Интервал времени между изменениями U равен: ∆, = , − Оценка допустимости размахов изменения U (колебаний напряжения) осуществляется с помощью кривых зависимости допустимых размахов колебаний от частоты повторений изменений U или интервала времени между последующими изменениями U.

КЭ в точке общего присоединения при периодических колебаниях U, имеющих форму меандра (прямоугольную) рис. 2, считают соответствующим требованиям стандарта, если измеренное значение размаха изменений U не превышает значений, определяемых по кривым рис. 2, для соответствующей частоты повторения изменений напряжения FδUt, или интервала

между изменениями напряжения ti,i+1. Длительность изменения U - интервал времени

от начала одиночного изменения Uдо его конечного значения.

Рис. 2 – Колебания напряжения произвольной формы (а) и имеющие форму меандра (б).

Частость появления провалов напряжения - число провалов U определенной глубины и длительности за определенный промежуток времени по отношению в общему числу провалов за этот же промежуток времени.

9. Несимметрия токов и ее влияние на работу генераторов, ЛЭП, трансформаторов

Симметричная 3ф система U хар-ся одинаковыми по модулю и фазе U во всех 3х фазах. При несимметричных режимах U в разных фазах не равны. Несимметричные режимы в эл.сетях возникают по следующим причинам:

1)неодинаковые нагрузки в различных фазах;

2)неполнофазная работа линий или других элементов в сети; 3) различные параметры ли-

ний в разных фазах.

ТП электрифицированного на AC ждт являются мощным источником несимметрии, так как электровозы - однофазные ЭП. При распределении нагрузки однофазных ЭП по фазам 3ф сети, возникает несимметрия токов, вследствие которой возникает несимметрия U.

Влияние несимметрии напряжений и токов

Появление U и I обратной и нулевой последовательности U2, U0, I2, I0 приводит к дополнительным потерям мощности и энергии, а также потерям U в сети, что ухудшает режимы и технико-экономические показатели ее работы. I2, I0 увеличивают потери в продольных ветвях сети, а U и I этих же последовательностей - в поперечных ветвях.

Наложение I2 и I0 приводит к увеличению суммарных токов в отдельных фазах элементов сети. При этом ухудшаются условия их нагрева и уменьшается пропускная способность.

Несимметрия отрицательно сказывается на рабочих и технико-экономических характеристиках вращающихся эл.машин. I1 последовательности в статоре создает магнитное поле, вращающееся с синхронной частотой в направлении вращения ротора. Токи I2 в статоре создают магнитное поле, вращающееся относительно ротора с двойной синхронной частотой в направлении, противоположном вращению. Из-за этих токов двойной частоты в эл.машине возникают тормозной электромагнитный момент и дополнительный нагрев, главным образом ротора, приводящие к сокращению срока службы изоляции.

В асинхронных двигателях возникают доп. потери в статоре. Из-за несимметрии сокращается срок службы изоляции трансформаторов, синхронные двигатели уменьшают выработку Q. Суммарный ущерб, обусловленный несимметрией в промышленных сетях, включает стоимость дополнительных потерь эл.энергии, увеличение отчислений на реновацию от капитальных затрат, технологический ущерб, ущерб, обусловленный снижением светового потока ламп, установленных в фазах с пониженным U, и сокращением срока службы ламп, установленных в фазах с повышенным U, ущерб из-за уменьшения Q, генерируемой синхронными двигателями.

13.Уровни U на в системе тягового ЭС

Под Uном на тяговых шинах подстанции постоянного I понимают среднее значение выпрямленного U при номинальном значении выпрямленного I и номинальном U сетевой обмотки тягового трансформатора при соответствующем этому U положении переключателя регулировочных ответвле-

ний обмотки. Величина напряжения составляет 3300 В. Кроме этого, нормируется номинальное (условное) U на токоприемнике ЭПС, которое принято равным 3000 В.

В системе ~I Uном на тяговых шинах подстанции считается U на зажимах тяговой обмотки транс-

форматора при его Х.Х. и Uном на зажимах его первичной обмотки и соответствующем этому

напряжению положении переключателя регулировочных ответвлений обмотки трансформатора.

Это U принято равным 27,5 кВ, а Uном (условное) на токоприемнике ЭПС 25 кВ. Помимо Uном на тяговых шинах подстанций и токоприемнике нормируются максимальные и минимальные значенияU на токоприемнике для различных режимов и условий работы системы.

Примечание: *) — среднее значение за 3 мин; **) — среднее значение за 1 мин.

В нормальном рабочем режиме U на тяговых шинах подстанций переменного тока, как правило, не должно превышать 28 кВ, постоянного тока — 3600 В.

14.Влияние колебаний напряжения на работу ЭПС и системы электроснабжения

Колебание U – кратковременное изменение U, которое не приводит к изменению скорости. Для рассмотрения возможных отрицательных последствий колебаний U на токоприемнике ЭВ воспользуемся ЭМ характеристиками ТД.

1 -линейная скорость движения ЭВ V1 при напряжении U1, 2 - тоже при U2< U1, 3 - F на ободе колеса

Пусть ЭВ двигался в уст-ся режиме при U2 на токоприемнике. Хар-ки его работы определялись положением точки «в» на кривой V = f(I): скорость V2, потребляемый ток I2 и реализуемая F2 В некоторый момент времени происходит кратковременное (скорость поезда измениться не успевает) увеличение U на токоприемнике до U1 В результате произойдет переход из точки «в» в точку «г». Это приведет к резкому броску I и F. Ток станет равным I1', а сила тяги - F1'. Значительный толчок F может вызвать боксование, поломку шестерен зубчатой передачи и повреждение сцепных приборов (автосцепки). Резкое возрастание I опасно из-за возможности появления кругового огня на коллекторе двигателей. Последующее уменьшение U снова до U2, так как речь идет о колебании напряжения, сопровождается значительным уменьшением I и F, что может быть опасным для подвижного состава. В результате резкого уменьшения тягового усилия в составе могут возникнуть динамические силы, носящие колебательный характер. В отдельных случаях это может привести к обрыву автосцепки.

15. Влияние отклонений напряжения на работу ЭПС и системы электроснабжения

Отклонение U – изменение U в интервале более чем 1 минута.

Влияние изменения напряжения на переменном и постоянном токе различно. На ЭПС переменного тока есть возможность регулирования U с помощью электровозного тр-ра, на ЭВ постоянного тока такой возможности нет.

Влияние отклонений U на скорость V и силу тяги F ЭВ постоянного тока, а также на нагрев обмоток тяговых двигателей и условия работы вспомогательных машин ЭВ.

Рассмотрим уравнение работы двигателя постоянного тока с последовательным возбуждением, уравнение равновесия напряжений.

= + ,

U – напряжение, подаваемое на зажимы двигателя; E

– противоЭДС двигателя, ЭДС обмотки якоря; I – ток двигателя; R – сопротивление обмоток двигателя.

Т.к. = Ф, то = Ф + ,

c – постоянный коэффициент, хар-й обмотку якоря двигателя; n – установившаяся частота вращения якоря (вала) двигателя; Ф – магнитный поток двигателя, определяемый током I.

Тогда = −Ф (*) Частота вращения вала

двигателя определяет линейную скорость движения ЭВ V. При одной и той же нагрузке I, но при различных значениях подведенного к двигателю напряжения (U1, и U2) отношение установившихся скоростей движения, определенных по формуле*, будет равно отношению электродвижущих сил обмотки якоря

V1,V2 – установившиеся скорости движения, соответствующие напряжениям U1 и U2.

U в двигателе из-за малого R его обмоток незначительна по сравнению с напряжением на

Для тяговых двигателей DC с последовательным возбуждением величина Ф пропорционально определяется величиной I двигателя. Поэтому выражение (**): = 2 ∙ 2

с2 - коэффициент, определяемый значениями коэффициента с1 и коэффициента пропорциональности, связывающего между собой Ф и ток двигателя I.

Рассмотрим, как совершается переход с одной V движения ЭВ на другую при отрицательном отклонении U на токоприемнике. Для этого воспользуемся электромеханическими характеристиками тягового двигателя V=f (I) и F=f

(I). Рассмотрим два значения U на токоприемнике ЭВ при его движении:

1 - частота вращения якоря двигателя (линейная скорость движения электровоза V,) при напряжении U1, 2 - то же при U2 < U1, 3 - F

U1 и U2, которое< U1 . Пусть на токоприемнике ЭВ напряжение равно U1. Характеристики работы ЭВ определяются положением точки «а». Для данной точки установившаяся скорость ЭВ V1 при этом он потребляет ток I1 и реализует силу тяги F1. В некоторый момент времени в рез-те отклонения U его величина на токоприемнике становится равной U2. В первый момент времени скорость поезда из-за его большой инерции движения останется неизменной V1, поэтому произойдет переход из точки «а» в точку «б». Для этой точки ток равен I’2, в рез-те F резко изменится до F’2. Она станет меньше силы сопротивления движению. V ЭВ начнет падать до тех пор, пока снова не наступит равенство F и силы сопротивления движению. Видно, что при уменьшении скорости начинает возрастать I и F.

Точкой, соответствующей установившемуся режиму движения ЭВ при напряжении U2, будет точка «в». Скорость движения уменьшается с V1 до V2. I1, и F1 остаются прежними. По данным исследований tº двигателя измен-ся в зав-ти от нагрузки дв-ля в момент изм-я U. Если нагрузка была выше доп-й в течение часового I, tº повысится на 4-7 ºС при уменьше-

нии U до 1000 В. Если нагрузка была ниже Iдоп часового, то tº снизится. Наряду с тяговыми двигателями важ-

ную роль на электровозе играют вспомогательные электрические машины: мотор-генератор, моторкомпрессор и мотор-вентилятор. Нарушение их работы делает ЭВ неработоспособным. Все вспомогательные машины на ЭВ DC устойчиво работают при U=2200В, на переменном токе – при U=19кВ.

16.Изменение U на токоприемнике ЭПС при узловых схемах питания ТС

При параллельной работе ТП применение одного поперечного соединения контактных подвесок путей на МПЗ дает узловую схему

(рис.б).

Если число поперечных электрических соединений составляет не менее трех, то получаемую схему можно называть параллельной схемой соединения при двустороннем питании

В нормальном режиме работы ЭС продольное и поперечное эл.соединение контактных подвесок отдельных секций КС обеспечивается с помощью специальных устройств - ПС, а поперечное эл.соединение контактных подвесок путей - применением ППС.

Схема с ПС и параллельная схема обеспечивают равномерную нагрузку КС, тем самым уменьшаются протекающие в КС токи, снижаются потери, следовательно, можно уменьшить сечение контактной сети. Основной схемой для участков ~I является узловая, для -I - параллельная схема.

Рассмотрим потери напряжения для узловой схемы. Максимальные потери напряжения U = U0 - для параллельной схемы. Тогда потери U для узловой схемы питания построим в от-

носительных единицах - (рис. 2.40).

Все схемы питания (однопутные, двухпутные) можно условно разделить на схемы одностороннего и двустороннего питания.

Наличие параллельных соединений между подвесками параллельных путей не влияет на распределение I между ТП, но ведет к перераспределению токов фидеров. Следовательно, средние и эффективные I ТП будут такими же, как и при двустороннем питании. При двустороннем питании I поступает к нагрузке с двух сторон все время, пока она находится между данными ТП, т. е. ТП и КС загружаются большее время и меньшей нагрузкой. Таким образом, ТП и КС при двустороннем питании нагружены более равномерно во времени. Потери энергии и износ изоляции трансформаторов подстанций зависят от нагрузки: чем больше неравномерность распределения нагрузки во времени, тем будут больше потери энергии и необходимая мощность ТП. U, особенно их максимальные значения, также находятся в зависимости от схемы питания и получаются меньшими при двустороннем питании. Все эти преимущества схемы двустороннего питания достигаются при отсутствии фазового сдвига U на шинах смежных ТП. В противном случае нагрузка распределяется между смежными ТП неравномерно, что ведет к увеличению потерь энергии и U. В отдельных случаях это может уничтожить все преимущества двустороннего питания. В частности, это может возникнуть при питании смежных подстанций от различных энергосистем.

Вывод: чем больше узлов, тем выше напряжение на МПЗ.

17.Параллельная работа ТП постоянного тока в режиме выпрямления.

В общем случае U на шинах смежных подстанций не бывают одинаковыми и, следовательно, в ТС, как правило, должны возникать уравнительные токи. На участках, эл.фицированных на -I, отсутствие нагрузки на МПЗ не вызывает протекания Iу из-за цепи через вентили во внепроводяшем направлении на ТП. Если на МПЗ АБ тяговой нагрузки нет, а на зоне справа от подстанции Б такая нагрузка I имеет место, то уравнительный ток Iу, протекающий от подстанции через шины 3,3 кВ подстанции Б, будет участвовать в формировании тока I

Схема протекания Iу при отсутствии токовой нагрузки на МПЗ

Оценка Iу на ряде электрифицированных жд показала, что величина его может достигать 100-120 А. Поэтому в ряде случаев опыт эксплуатации доказал эффективность перехода к одностороннему питанию КС с выполнением раздела питания где-то в середине МПЗ.

18.Параллельная работа ТП АС

В общем случае U на шинах смежных ТП не бывают одинаковыми и, следовательно, в ТС, как правило, должны возникать Iу.

На линиях ~I уравнительные токи определяются разностью U на ТП по модулю и фазе и полным сопротивлением ТС и имеют место при отсутствии нагрузки на МПЗ. Неодинаковость U на шинах ТП определяется различием U на их вводах за счет потерь U в ЛЭП5, а также различными потерями U в тр-рах ТП. В некоторых случаях Iу при отсутствии нагрузки на МПЗ могут привести к большим потерям энергии и перераспр-нию нагрузки м/у ТП

Рассмотрим метод определения Iу в ТС переменного тока, если на ТП установлены 3ф трансф-ры, соединенные по схеме Y/ , при отсутствии нагрузки на рассматриваемой МПЗ6 и одинаковых коэффициентах трансформации у трансформаторов смежных

ТП. Будем считать, что каждую фазу трансформатора при несимметричной нагрузке можно рассматривать независимо от другой, т. е. как однофазный трансформатор.

̇, ̇, ̇– токи в высоковольтной ЛЭП до ТП1 и

после ТП2

̇ , ̇ , ̇ – токи ответвляющиеся из ЛЭП в 1об-

мотку тр-ра ТП1 и возвращающиеся в ЛЭП из 1 обмотки тра-ра ТП2. Zл – сопротивление одной фазы ЛЭП между ТП. Zтс – сопр-е всех ТС7 всех путей соед-х параллельно.

Ток в тяговой сети Iу распределяется между фазами тяговой обмотки трансформатора а и с вместе с b в

(на первичной стороне) ЛЭП между ТП ток А̇=

2̇ Для фазы А ЛЭП и трансформаторов тп1 и

3

тп2 и ТС можно привести схемы замещения, где все сопр-я и токи приведены к U ЛЭП. Т1, Т2 - сопротивление трансформатора подстанций 1 и 2 на фазу, приведенное к напряжению первичной обмотки;

Z'тс = к2 ZTC - сопротивление ТС, приведенное к U 1 обмотки. Так как не весь ток ТС протекает по фазе

а, а нас интересует только контур фазы А, то на рис. условно показано ответвление 1/3 тока Iу в другие фазы. Падение напряжения в замкнутом контуре схемы замещения равно нулю.

Полная сх.замещения для определения Iу

Упрощенная схема замещения

Итак, уравнительный ток зависит от параметров

первичной и вторичной цепей и от тока ̇, распреде-

ляющегося по параллельным цепям в зависимости от их сопротивления. Из уравнения (*) видно, что

лельными ветвями происходит исходя из сопротивлений Zл и Zy, (см. упр.схему), где

3у = Т1 + Т2 + 2 ′тс

Оценка уравнительного тока на ряде электрифицированных железных дорог показала, что величина его может достигать 100-120 А. Поэтому в ряде случаев опыт эксплуатации доказал эффективность перехода к одностороннему питанию контактной сети с выполнением раздела питания где-то в середине межподстанционной зоны.

19.Работа ТП в режиме реализации избытка энергии рекуперации

Рекуперативное торможение основано на использовании принципа обратимости электрических машин постоянного тока. На уклоне ТД могут работать в генераторном режиме, при котором кинетическая энергия поезда превращается в электрическую, передаваемую потребителям (в первую очередь локомотивам, работающим в тяговом режиме).

Условия рекуперации эл.энергии на участках пост-го тока зависят от режима U на шинах –I ТП. Он определяется внешней характеристикой ТП. Обычно на подстанциях участков с рекуперативным торможением устанавливают два выпрямительно-инверторных агрегата, которые в н.у. служат в качестве выпрямителей, а в режиме рекуперации переключаются на работу в инверторном режиме. Рассмотрим внеш-

нюю характеристику подстанции в выпрямительном и инверторном режимах. В выпрямительном ре-

жиме все агрегаты, включая выпрями- тельно-инвер- торный агрегат, имеют сопротивление (с учетом внешней пи-

тающей сети) Rв меньшее, чем сопротивление одного выпрямительно-инверторного агрегата Rи в режиме инвертирования. Поэтому наклон характеристики 1 (в режиме выпрямления) меньший, чем наклон характеристики 2 в режиме инвертирования. Наклонный характер характеристики 1 с ростом тягового Iт очевиден, так как источником энергии является подстанция, нагрузкой - электровозы. Подъем характеристики 2 с увеличением инвертируемого тока Iр становится понятным, если учесть, что источником энергии становится РЭ8, а потребителем - ТП с сопротивлением Rи. Следовательно, РЭ должен генерировать такую Едр, чтобы она уравновешивала напряжение холостого хода U’0 и потерю напряжения в Rи под действием тока Iр. Работа в инв-м режиме начинается с момента, когда под действием РЭ в ТС и на шинах ТП устанавливается напряжение х.х. Uо. Если нет тяговых нагрузок, то РЭ, вызывая работу подстанции в инверторном режиме, должен еще повысить напряжение до U’0. Напряжение U0' является уставкой для переключения выпрямительно-инверторного агрегата в инверторный режим. Уставка U0' делается большей, чем Uо, во избежание случайного переключения инвертора. Дальнейшее повышение э. д. с. РЭ ведет к увеличению рекуперируемого РЭ тока, проходящего через инвертор.Рассмотрим схему взаимодействия РЭ с подстанцией (а) и схему замещения (б), здесь R- пол-

ное сопротивление цепи от РЭ до шин ТП, включая внутреннее сопротивление РЭ. Ток инвертора является линейной функцией э. д. с.

др−′

РЭ и напряжения U0': = 0 это выра-

и+

жение приводим к следующему виду:

0′ + и = др − (*) Левая часть уравнения (*) представляет собой прямую 2 на рис.1.

Если теперь построить кривую 2 (рис.3) и в этом же квадранте построить правую часть уравнения (*) для э. д. с. РЭ, равной ЕДР1, то пересечение прямых 2 и y1=Eдр1-IрR в точке а однозначно графически определяет то значение тока IР1 которое удовлетворяет уравнению (*). Ток Iр1 при данном значении EДР1 будет протекать через инвертор. Если необходимо повысить ток инвертора, то следует с помощью тока возбуждения увеличить э. д. с. РЭ до Eдр2 (см. риc 3). При этом правая часть уравнения (*) будет характеризоваться уравнением прямой y2=Eдр2-IрR параллельной прямой у1, а новым совместным решением левой и правой части уравнения (*) будет абсцисса точки а' т. е. новый ток инвертора Iр2. При Eдрmax инвертор реализует наибольший ток

Iрм.

20. Способы компенсации U во внешней энергосистеме. Способы регулирования U

Самым эффективным способом усиления системы электроснабжения на участках постоянного тока при расчетном U в КС 3 кВ является строительство дополнительной ТП на МПЗ. Применяется в том случае, когда другие способы усиления системы (увеличение сечения контактной подвески, ППС контактной сети, дополнительные выпрямительные агрегаты на существующих ТП, ВДУ на ТП и в КС, тяговые трансформаторы с плавным бесконтактным регулированием U) не позволяют улучшить показатели работы системы электроснабжения в необходимой мере. Однако такой способ усиления системы, улучшающий все показатели ее работы, является достаточно дорогим. Основные способы регулирования напряжения в системе электроснабжения постоянного(переменного)

тока. 1. Ступенчатое контактное регулиро-

вание U трансформаторов.

Изменение коэффициента трансформации 3ф трансф-в осуществляется изменением числа витков первичной обмотки, соединенной в звезду. Регулирование U на первичной стороне необходимо для того, чтобы подводимое к первичной обмотке U не превосходило допустимых для каждого ответвления значений. В зависимости от способа переключения регулировочных ответвлений различают трансформаторы следующих типов:

-не имеющие устройств для переключения ответвлений под нагрузкой. ПБВ (с переключением без возбуждения);

-снабженные встроенными устройствами для регулирования напряжения под нагрузкой

(РПН). /может быть автоматизировано АРН/

2. Плавное бесконтактное регулирование U с помощью управляемых реакторов. На эл.фицированных участках жд РФ применяется бесконтактное регулирование выпрямленного U, основанное на плавном изменении коэффициента трансформации преобразовательного трансформатора (рис.) В регулирующую часть первичной обмотки трансформа-

тора W1 включаются 2 управляемых реактора УР1 и УР2. УР имеет 2 обмотки, рабочую, включенную в цепь тока первичной обмотки трансформатора, и

обмотку управления, питаемую от источника DC. Изменяя I управления реактора, изменяется индуктивное сопротивление рабочей обмотки. В процессе автоматического регулирования производят подмагничивание одного и размагничивание другого P за счет их I управления. Если УР1 размагничен, то Zур1= max. Если в это время УР2 намагничен, т. е. Iупр2 = mах и Zyp2 = min, то в формировании тока первичной обмотки участвуют все витки первичной обмотки (W1β+ Wl ). Главное достоинство такого вида регулирования: возможность реализации любой внешней характеристики при плавном и безынерционном регулировании, отсутствие механических переключателей в системе регулирования, что повышает надежность работы данного устройства. Однако при этом снижается КПД за счет потерь в реакторах, уменьшается cosφ за счет введения дополнительного реактивного сопротивления реакторов, увеличивается состав гармонических составляющих во вторичном (анодном)

U. 3. Вольтодобавочные устройства (ВДУ).

Регулируемые вольтодобавочные устройства - для повышения и регулирования U как на шинах ТП, так и в отдельных точках ТС. За счет установки на подстанции ВДУ со стабилизацией выходного U предусматривается улучшение режима U на токоприемниках ЭВ, находящихся в зоне работы ВДУ. Для питания ВДУ используются ВЛПЭ9 10,5 кВ. На МПЗ могут быть установлены 1 или 2 ВДУ. Питание ВДУ осуществляется от ближайшей ТП. Радикальным способом усиления и модернизации системы ЭС DC является увеличение U в КС до

12-24 кВ.

21.Ступенчатое регулирование U

Ступенчатое контактное регулирование напряжения трансформаторов.

Изменение коэффициента трансформации трехфазных трансформаторов осуществляется изменением числа витков первичной обмотки, соединенной в звезду. Для регулирования трансформаторы снабжаются специальными регулировочными ответвлениями. В зависимости от способа переключения регулировочных ответвлений различают трансформаторы:

-не имеющие устройств для переключения ответвлений под нагрузкой ПБВ (с переключением без возбуждения);

-снабженные встроенными устройствами для

регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).

Для изменения коэффициента трансформации с ПБВ трансформаторы необходимо отключать от сети. Такие переключения делаются редко, при сезонном изменении нагрузки (1-2 раза в год).

Трансформаторы с РПН позволяют изменять коэффициент трансформации несколько раз в сутки. Обмотка высшего напряжения (ВН) состоит из двух частей: основной нерегулируемой и регулируемой. Последняя выполнена с рядом ответвлений к неподвижным контактам

1—5. При Uном

на обмотке ВН используется средний вывод 3-основ- ной вывод обмотки Переход на ответвления 1 и 2 увеличивает

число витков первичной обмотки, а следовательно, коэффициент трансформации и уменьшает U на обмотке низшего напряжения (НН). Использование ответвлений 4 и 5 уменьшает число витков первичной обмотки, а следовательно, коэффициент трансформации и увеличивает U на 2-ой обмотке.

Переключающее устройство для регулируемой части обмотки состоит из подвижных контактов П1 и П2 контакторов K1 и К2 и реактора Р. Середина реактора соединена с нерегулируемой частью обмотки. В нормальном режиме работы I обмотки ВН распределяется поровну между полуобмотками реактора. Поэтому магнитный поток реактора мал и падение напряжения в нем незначительно. Значительная L реактора ограничивает Iуравн-й при переключении между секциями.

Регулирование напряжения изменением коэффициента трансформации может быть автоматизировано (АРН).

Внешняя характеристика трансформатора при автоматическом регулировании напряжения представлена на рис.

Внешние характеристики трансформатора 1-5 – естественные, 6 – автоматическая, Ррег – ступень регулирования

Современные трансформаторы с РПН имеют 18 дополнительных ответвлений. Диапазон регулирования ±16%.

В устройствах электроснабжения железных дорог трансформаторы с ПБВ используются на подстанциях постоянного тока для питания выпрямительных агрегатов.

22.Принцип плавного регулирования U

Плавное бесконтактное регулирование U с помощью управляемых реакторов.

На эл.фицированных участках жд РФ применяется бесконтактное регулирование выпрямленного U, основанное на плавном изменении k трансформации преобразовательного трансформатора. Регулирование U всегда осуществляется с высокой стороны трансформатора,

что приводит к меньшим затратам активных материалов. В регулирующую часть 1й обмотки трансформатора W1 включаются 2 управляемых реактора УР1 и УР2.

УР имеет две обмотки, рабочую, включенную в цепь тока первичной обмотки трансформатора, и обмотку управления, питаемую от источника DC. Изменяя I управления реактора, индуктивное сопротивление рабочей обмотки изменяется по закону, представленному на рис.

В процессе автоматического регулирования производят подмагничивание одного и размагничивание другого реактора за счет их токов управления. Если УР1 размагничен, т. е.

Iупр1 = 0, то Zур= max. Если в это время УР2 намагничен, т. е. Iупр2 =mах и Zyp2= min, то в формировании тока первичной обмотки участвуют все витки первичной обмотки (W1β

+ Wl ). И тогда имеет место максимальный k трансформации kтmax и минимальное значение U на вторичной обмотке U2

При полном размагничивании УР2 и одновременном намагничивании УР1, т.е. Zyp2=max, a Zyp1=min, U питающей сети прикладывается к наименьшему числу витков первичной об-

мотки 1 , поэтому т = 1

2

Главное достоинство такого вида регулирования: возможность реализации любой внешней характеристики при плавном и безынерционном регулировании, отсутствие механических переключателей в системе регулирования, что повышает надежность работы данного устройства. Однако при этом снижается КПД за счет потерь в реакторах, уменьшается cosφ за счет введения дополнительного реактивного сопротивления реакторов, увеличивается состав гармонических составляющих во вторичном (анодном) напряжении.

23.Факторы, определяющие необходимость усиления устройств ЭС

На эл.фицированных участках проблема усиления систем ЭС возникает, когда из-за возрастающей тяговой нагрузки на зонах питания показатели работы системы не соответствуют установленным нормативам. К таким показателям, как правило, относят:

~средний уровень U на токоприемнике ЭПС10 за время хода 3 мин (по наиболее тяжелому, с точки зрения уровня U на токоприемнике, отрезку пути МПЗ), который должен быть не менее 21 кВ на участках ~I и 2,7 кВ на участках -I ~max эффективные I фидеров ТП за интервалы времени 20, 3 и 1 мин, которые не должны превышать допустимых по нагреву токов для существующего на участке типа контактной подвески;

~max рабочие I фидеров ТП и ПС11 и минимальные U в ТС, которые не должны нарушать условие, по которому были выбраны действующие уставки защит от токов КЗ, используемые на фидерах; ~перегрузки выпрямительных агрегатов на ТП постоянного тока.

Увеличение тяговой нагрузки на зонах питания может иметь место из-за увеличения суточных размеров движения в связи с возрастанием грузопотока, внедрением более мощного ЭПС, появлением на участках тяжеловесных поездов.

Появление тяжеловесных поездов на двухпутных участках, движение которых, как правило, имеет место по одному из путей, значительно увеличивает нагрузку, приходящуюся на все элементы системы. Очень важно знать, сумеет ли система ЭС участка при ее существующих параметрах выдержать возрастающие перегрузки. Это можно сделать, применяя метод расчета системы электроснабжения с использованием имитационной модели ее работы, так как он позволяет учесть действительные условия эксплуатации, в том числе и с точки зрения организации движения поездов.

24.Способы усиления устройств ЭС

Самым эффективным способом усиления системы ЭС на участках -I при расчетном U в КС 3 кВ является строительство дополнительной ТП на МПЗ. Применяется в том случае, когда другие способы усиления системы (увеличение сечения контактной подвески, пункты параллельного соединения контактной сети, дополнительные выпрямительные агрегаты на существующих ТП, ВДУ на ТП и в КС, тяговые трансформаторы с плавным бесконтактным регулированием U) не позволяют улучшить показатели работы системы ЭС в необходимой мере. Однако такой способ усиления системы, улучшающий все показатели ее работы, является достаточно дорогим.

С экономической точки зрения предпочтительнее установка на МПЗ одноагрегатного тягового блока. Его питание осуществляется от распредустройства РУ-10 кВ (ОРУ-35 кВ) ближайшей ТП.

Еще один вариант усиления системы ЭС –I - использование пункта повышенного U ППН- 6,6 кВ. На ближайшей ТП дополнительно устанавливается специальный преобразовательный агрегат с выходным U постоянного тока 6,6 кВ. Преобразовательный агрегат со стороны переменного I подключается к РУ-10 или ОРУ-35 кВ, а со стороны постоянного I - к РУ-6,6 кВ через разъединители и быстродействующий автомат на 6,6 кВ с установкой индивидуального фильтр-устройства и реактора в тяговых шинах агрегата. В ППН-6,6 кВ напряжение 6,6 кВ преобразуется в напряжение 3,3 кВ постоянного тока и подается через РУ-3,3 кВ в тяговую сеть.

Если в эксплуатации требуется улучшить отдельные показатели работы системы, то применяют менее затратные способы усиления. Следует отметить, что такие методы усиления, как увеличение сечения контактной подвески, применение ППС КС, установка дополнительных выпрямительных агрегатов, которые применялись ранее, на начальных этапах решения проблемы усиления системы, себя практически исчерпали. Чаще для улучшения отдельных показателей работы системы применяют регулирование напряжения на ТП или непосредственно в тяговой сети.

Традиционные способы усиления системы ЭС, такие как строительство дополнительных ТП, прокладка дополнительного усиливающего провода, переход с раздельной схемы питания КС на узловую, а с узловой на параллельную для улучшения режима U и уменьшения потерь эл.энергии в ТС, применимы и для системы ЭС переменного тока. Один из способов - регулирование U за счет частичной компенсации индуктивного сопротивления, питающей цепи установками ПДЕК.

Дальнейшее повышение пропускной и провозной способности эл.фицированных жд может быть достигнуто при напряжении 50 кВ в КС и на ЭПС (по аналогии с тем, что имеет место в ЮАР, Канаде, США), а при реализации системы электроснабжения 2x50 кВ вообще снимаются какие-либо ограничения пропускной способности по устройствам ЭС, открывается возможность существенно увеличить (до

150-200 км) МПЗ.

25. Основные понятия, связанные с компенсацией Q в системе ЭС

Основным средством компенсации на промышленных предприятиях являются батареи силовых конденсаторов (КБ), подключаемые параллельно к электросети, т. е. поперечная компенсация. КБ устанавливаются вблизи от места потребления Q, при необходимости снабжаются автоматическим регулированием для изменения присоединенной мощности при разных режимах нагрузок.

Распределение мощности КУ12 в сетях производится в основном из условия наибольшего снижения потерь P от реактивных нагрузок. Установка конденсаторов относительно большей мощности производится в местах наибольших реактивных нагрузок и сопротивлений питающих линий.

Схемы. В зависимости от того, как элементы емкостной компенсации включаются по отношению к нагрузке (параллельно или последовательно), различают поперечную (параллельную) емкостную компенсацию (ПЕК) и продольную (последовательную) емкостную компенсацию (ПДЕК).

Наиболее распространены схемы присоединения КБ через отдельные выключатели при напряжении 6—10 кВ или через рубильники и предохранители или автоматы при напряжении 380 В.

Защита. Для конденсаторных батарей 6-10 кВ применяется общая для всей установки максимальная токовая защита от КЗ и от перегрузок без выдержки t. Уставка защиты принимается примерно вдвое большей Iном батареи для отстройки от I включения и I разряда батареи.

Так как конденсаторы 6-10 кВ не имеют встроенной индивидуальной защиты, то у каждого конденсатора, устанавливаются быстродействующие токоограничивающие предохранители необходимой разрывной мощности, рассчитанные на броски тока при включении конденсатора, на максимальный разрядный ток, протекающий от неповрежденных конденсаторов к поврежденному, и на обычные колебания нагрузки при работе конденсаторной установки.

Разряд. Для быстрого разряда конденсаторов после их отключения применяются индуктивные или активные разрядные сопротивления, подключаемые параллельно конденсаторной батарее.

26. Способы компенсации Q. Расчёт мощности КУ.

Для уменьшения затрат на установку спец-х КУ проводятся следующие мероприятия: упорядочение технологического процесса, ведущее к улучшению энергетического режима оборудования и к повышению cos φ; выбор эл.двигателей и тр-ров с оптимальной их загрузкой; преимущественное применение синхронных эл.двигателей, когда это возможно и целесообразно по условиям сети и производства; прим-е устройств, ограничивающих холостой ход эл.приемников (асинхронных электродвигателей, трансформаторов), в частности широкое внедрение ограничителей холостого хода для устранения холостой работы асинхронных двигателей; применение переключателей с треугольника на звезду у тех асинхронных двигателей U до 1000 В, которые систематически загружаются не более чем на 40%. При реконструкции ЭС производится замена незагруженных трансформаторов и электродвигателей и замена асинхронных двигателей синхронными, если последнее технически возможно и экономически целесообразно.

Основным средством компенсации на пром.предприятиях являются батареи силовых конденсаторов (КБ), подключаемые параллельно к эл.сети, т. е. поперечная компенсация. КБ устанавливаются вблизи от места потребления Q, при необходимости снабжаются автоматическим регулированием для изменения присоединенной мощности при разных режимах нагрузок. Распределение мощности КУ в сетях производится в основном из условия наибольшего снижения потерь Р от реактивных нагрузок. Установка конденсаторов относительно большей мощности производится в местах наибольших реактивных нагрузок и сопротивлений питающих линий.

Поперечная емкостная компенсация (ПЕК)

мощность установки ПЕК - реактивная мощность, фактически отдаваемая установкой в ТС. К параметрам установки ПЕК относят число последовательно соединенных конденсаторов в одной ветви установки М, число параллельных ветвей установки N и используемое значение индуктивности реактора, соответствующее одному из его ответвлений. Потребная мощность установки ПЕК Qk при требуемом cos φ представляет собой разность между реактивными мощностями, потребляемыми из системы до ее применения и после.

ляющая расхода электроэнергии ТП на тягу поездов; φ1 - сдвиг между U и I первой гармоники на плече питания ТП до компенсации (среднее значение cos φ1 = 0,8); φ2 — то же самое при применении установки ПЕК (cos φ2 = 0,88–0,98) Потребляемая реактивная мощность характеризуется для синусоидальной нагрузки коэффи-

циентом мощности р = = .

Коэффициент реактивной мощности = =

Коэффициент мощности изменяется в пределах 0 cos 1, а коэффициент реактивной мощности – 0tg . Норма названных показателей устанавливается таковой: для cos – 0,92 0,95 и

0,30 0,32 – для tg .

Установка продольной емкостной компенсации (ПДЕК) состоит из конденсаторов, соединенных последовательно и //. Через установку в зависимости от места ее включения протекает ток плеча питания или отсасывающей линии ТП. Поэтому в установке ПДЕК, в отличие от установок ПЕК, число параллельно соединенных ветвей конденсаторов N больше числа последовательно соединенных конденсаторов в одной ветви M.

От числа параллельно соединенных ветвей конденсаторов зависит допустимая нагрузка установки по I, а от числа последовательно соединенных конденсаторов в одной ветви — степень компенсации потерь U. Число конденсаторов в одной ветви установки, соеди-

ненных последовательно равно M= N, N –

число параллельно соединённых ветвей конденсаторов; Xc – емкостное сопротивление ветви установки; xc – емкостное сопротивление одного конденсатора.

27.Параллельная компенсация в сетях, не содержащих преобраз-х установок.

Для повышения cosφ на шинах ТП ~I за счет частичной разгрузки системы от потока Q применяют статические нерегулируемые и регулируемые установки Q на базе электрических конденсаторов.

Основным средством компенсации на промышленных предприятиях являются батареи силовых конденсаторов (КБ), подключаемые параллельно к электросети, т. е. поперечная компенсация. К их преимуществам относятся: простота, относительно невысокая стоимость, недефицитность материалов, малые удельные собственные потери P, а к недостаткам - отсутствие плавного регулирования отдаваемой в сеть Q, пожароопасность, наличие остаточного заряда. Конденсаторные батареи устанавливаются вблизи от места потребления Q, при необходимости снабжаются автоматическим регулированием для изменения присоединенной мощности при разных режимах нагрузок. После включения ПЕК реактивная составляющая тока в системе I’2 становится меньше по сравнению с этой составляющей до компенсации I2р, а активная составляющая тока I2а остается прежней. За счет ПЕК cosφ в системе увеличивается, а U уменьшается, что означает увеличение U в точке включения ПЕК.

Установки ПЕК размещаются на стороне 27,5 кВ в двух точках: на ТП и на ПС. При включении 1ф установки ПЕК на ТП она устанавливается на одном из ее плеч питания, параллельно тяговой нагрузке (электровозам). Это осуществляется на плече питания, на которое подается U «отстающей» фазы

Размещение установки ПЕК на плече питания ТП именно с «отстающей» фазой обусловлено рядом причин. При включении ее на плече питания ТП с «отстающей» фазой она, помимо повышения cosφ, обеспечивает определенное повышение U на этом плече, где U меньше, чем на плече с «опережающей» фазой и уменьшение несимметрии I, создаваемой ТП в системе. Однофазная установка ПЕК уменьшает U не только на том плече, где она установлена, но и на соседнем. Но уменьшение U на этом плече в четыре раза меньше, чем на плече с установкой. Установка ПЕК может быть включена и на ПС. Это позволяет уменьшить U и в ТС, повысить U на ПС. При включении установки ПЕК на ТП она повышает U на плече, на котором установлена, на 2-5 % в зависимости от мощности установки. При расположении установки на ПС U на его шинах увеличивается на 6-12%.

28. Параллельная компенсация в сетях, содержащих преобразовательные установки.

Электровозы переменного тока потребляют из системы значительную Q, поэтому cos φ на шинах ТП имеет пониженное значение 0,75-0,85. В среднем его значение принимают равным 0,8. Низкое значение cos φ приводит к ряду отрицательных последствий. Q, необходимая для работы электровозов, поступая из системы, загружает линии и трансформаторы. В результате увеличиваются потери P.

Широкое использование вентильных преобразователей в промышленности приводит к необходимости решать вопросы уменьшения их воздействия на питающую сеть, и в первую очередь вопросы компенсации реактивной мощности.

На стороне катодов вентилей включается уравнительный реактор, к которому присоединяются конденсаторы. При периодическом заряде и разряде конденсаторов они создают дополнительные U, которые заставляют I переходить на очередную фазу раньше, чем это было бы при отсутствии в схеме конденсаторов, в результате чего преобразователь генерирует компенсирующую мощность Qn., следовательно, конденсаторы выполняют в основном только функцию коммутирующего звена; общий компенсирующий эффект Кэ от их применения значительно превышает их номинальную мощность

На подстанциях с несколькими преобразователями обычно применяется не более одногодвух компенсационных преобразователей, что обычно достаточно для улучшения общего коэффициента мощности всей установки. Разрабатывается схема компенсации с тиристорными преобразователями.

Непосредственное применение батарей конденсаторов в целях компенсации реактивной мощности в сетях с вентильными нагрузками проблематично. В каждом конкретном случае необходим расчет токовой перегрузки батарей резонансной группой гармоник. В некоторых случаях такие расчеты необходимо производить до гармоник достаточно высокого порядка, особенно при малых емкостях конденсаторных батарей

ПЕК на ТП постоянного тока включается на шинах 10 кВ.

29.Последовательная компенсация. Расчёт мощности КУ.

Установка продольной емкостной компенсации состоит из конденсаторов, соединенных последовательно и параллельно. Через установку в зависимости от места ее включения протекает ток плеча питания или отсасывающей линии тяговой подстанции. Поэтому в установке ПДЕК, в отличие от установок ПЕК, число параллельно соединенных ветвей конденсаторов N больше числа последовательно соединенных конденсаторов в одной ветви M. Число параллельных ветвей конденсаторов установки должно быть таким, чтобы выдержать наибольшую возможную в эксплуатации нагрузку, характеризующуюся коэффициентом интенсивности kи, равным

и = сим , где Imax — макс-е значение тока, протекающего по установке; Iсим -среднесуто-

чная нагрузка интенсивного месяца работы подстанции (плеча питания или отсасывающей линии в зависимости от места включения установки).

Число N должно быть таким, чтобы ток Imax не превышал допустимый ток конденсаторов, т. е. должно быть выполнено условие

п н ≥ , Где Iн – номинальный ток конденсатора; kп - коэффициент доп. перегрузки

конденсаторов, определяемый его типом.

Тогда N≥ сим з, где kз - коэффициент запаса,

н

определяющий, на сколько нужно увеличить число //-х ветвей конденсаторов по сравнению с необходимым для пропуска среднего I, чтобы при возможных изменениях нагрузки конденсаторы не были перегружены сверх допустимого. Значение коэффициента kз определяется в зависимости от среднесуточной нагрузки ТП и для большинства из них колеблется в пределах 1,1–1,3.

Установки ПДЕК применяются для обеспечения на токоприемнике электровозов требуемого уровня U. Ток плеча питания, на котором предполагается разместить установку ПДЕК, и ток отсасывающей линии подстанции, если установка включается в нее, должны определяться для режима использования пропускной способности участка. Значение коэффициента kз для этого случая не превышает 1,05– 1,1. От числа // соединенных ветвей конденсаторов зависит доп. нагрузка установки по току, а от числа последовательно соединенных конденсаторов в одной ветви — степень компенсации потерь U. Число конденсаторов в одной ветви установки, соединенных последо-

вательно равно M= N N – число парал-

лельно соединённых ветвей конденсаторов; Xc – емкостное сопротивление ветви установки; xc – емкостное сопротивление одного конденсатора.

При известных М и N мощность установки продольной емкостной компенсации Qуст =QсМN, где Qс — мощность одного конденсатора.

В устройствах ПДЕК применяются специальные конденсаторы с повышенной перегрузочной способностью типа КСП.

30.Основные параметры установок емкостной компенсации Q.

К параметрам установки ПЕК относят число последовательно соединенных конденсаторов в одной ветви установки М, число параллельных ветвей установки N и используемое значение индуктивности реактора, соответствующее одному из его ответвлений.

От числа параллельно соединенных ветвей конденсаторов зависит допустимая нагрузка установки по току, а от числа последовательно соединенных конденсаторов в одной ветви — степень компенсации потерь напряжения.

31.Общая структура расхода электроэнергии в системе тягового электроснабжения.

ЭЭС13 складываются из затрат на производство эл.энергии по всему комплексу электростанций, затрат на передачу и распределение эл.энергии до потребителя и прочих общесистемных затрат на обеспечение устойчивости и надёжности энергоснабжения, содержание общих резервов мощности, межсистемных ЛЭП и регулирование графика нагрузок.

Все затраты можно разделить на постоянные

– независящие от объема выработанной энергии, и переменные – пропорциональные выработанной энергии.

Рассматривая структуру затрат ЭЭС, можно отметить, что в основном только затраты на топливо зависят от объема выработанной энергии.

32. Система тарифов на эл. энергию. Договор на оплату эл. энергии.

Тариф по счетчику электроэнергии предусматривает плату только на электроэнергию в киловатт-часах, учтенную счетчиками.

П=Эb, где b – тарифная ставка за 1 кВт*ч потребленной электроэнергии; Э – количество потребленной энергии, учтенной счетчиками. Тройной тариф предусматривает помимо платы за потребленную мощность и энергию плату за присоединение к системе электроснабжения.

П=Pa+Эb+C, где Р – общая присоединенная мощность; а – плата за единицу присоединенной мощности; С – постоянная плата за присоединение.

Двухставочный тариф с основной ставкой за мощность присоединенных электроприемников предусматривает плату за суммарную мощность присоединенных электроприемников и плату за потребленную электроэнергию в ки- ловатт-часах, учтенную счетчиками.

П=Рпа+Эb.

Двухставочный тариф с оплатой максимальной нагрузки предусматривает оплату как максимальной Pmax (кВт) нагрузки потребителя (основная ставка), так и потребленной электроэнергии в киловатт-часах, учтенной счетчиками. П=Pmaxa+Эb.

Двухставочный тариф с основной ставкой за мощность потребителя, участвующую в максимуме энергосистемы.

Одноставочный тариф, дифференцированный по времени суток, дням недели, сезонам года, предусматривает ставку только за энергию, учтенную счетчиками, но при разных дифференцированных ставках.

33. Условия оплаты за Q. Экономическое значение Q. Технический предел потребления Q

На сегодняшний день многие организации переплачивают за электроэнергию не менее 20%. Помимо оплаты основной (активной) электроэнергии во взаиморасчётах с энергосбытом фигурирует и реактивная электроэнергия.

Это происходит по двум причинам. Во-пер- вых, оплата за реактивную электроэнергию предусмотрена договором энергоснабжения. Во-вторых, просто потому, что энергоустановки генерируют реактивную электрическую энергию, а прибор учёта фиксирует информацию об этом.

Если в первом случае, достаточно исключить из договора условие об оплате за реактивную электроэнергию (мощность), то во втором можно прибегнуть к техническому решению. Последнее, помимо исключения затрат на оплату за реактивную электроэнергию позволяет ещё и экономить обычную, активную электроэнергию. При этом, экономия составляет от 10 до 20% и более.

Чтобы начать экономить достаточно всего лишь установить компенсирующее устройство реактивной электроэнергии.

Экономические значения потребления и технические пределы потребления и генерации Q и энергии указывают отдельно по каждому присоединению (источнику питания) для всех потребителей, кроме ТП ждт, для которых эти значения указывают суммарно по всем ТП, которые соединены общей КС и производят расчеты за потребление энергии с одной энергоснабжающей организацией.

Если превышение технических пределов потребления и(или) генерации Q потребителем приводит к изменению U только в точке его присоединения, оно не влечет за собой других санкций со стороны энергоснабжающей организации, кроме освобождения ее от ответственности за режимы U у этого потребителя.

6. Длительность импульса по уровню 0,5 его амплитуды. Длительность временного перенапряжения

Импульсное напряжение Uимп в вольтах, киловольтах, (рисунок Б.3) измеряют как max значение U при резком его изменении (длительность фронта импульса не более 5 мс). Длительность импульса U по уровню 0,5 его амплитуды tимп 0,5 в микросекундах, миллисекундах измеряют следующим образом. *Выделяют из общей кривой U импульс напряжения и определяют амплитуду этого импульса Uимп а в вольтах, киловольтах как максимальное значение импульса напряжения *Определяют моменты времени tн 0,5; tк 0,5 в микросекундах, миллисекундах (рисунок Б.3), соответствующие пересечению кривой импульса U горизонтальной линией, проведенной на половине амплитуды импульса, в микросекундах, миллисекундах.

*Измерение коэффициента временного перенапряжения Kпер U в относ-х единицах (рисунок Б.4) осуществляют следующим образом:

* Измеряют амплитудные значения напряжения Uа в вольтах, киловольтах на каждом полупериоде основной частоты при резком (длительность фронта до 5 мс) превышении уровня напряжения, равного 1,1Uном1/2 * Определяют макс-е из измеренных амплитудных значений напряжения Uа max.

С целью исключения влияния коммутационного импульса на значение коэффициента временного перенапряжения определение Uа max осуществляют через 0,04 с от момента превышения напряжением уровня, равного

1,1Uном.

*Вычисляют коэффициент временного перенапряжения по формуле.

=

√2ном

*Длительность временного перенапряжения tпер в секундах, определяют следующим образом.

Фиксируют момент времени tн пер превышения действующим значением U уровня, равного 1,1Uном, и момент времени tк пер спада U до уровня 1,1Uном.

Вычисляют tпер U в секундах по формуле

tпер U = tк пер - tн пер