На главную

Статьи, публикации, архив номеров  

«     2018     2017  |   2016  |   2015  |   2014  |   2013  |   2012  |   2011  |   2010  |   2009  |   2008  |   »
«     Январь  |   Февраль  |   Март  |   Апрель  |   Май  |   Июнь  |   Июль  |   Август  |   Сентябрь  |   Октябрь  |   Ноябрь  |   Декабрь     »

Анализ и прогноз

01.05.2014 Влияние качества электроэнергии на надежность работы электрооборудования

 

Влияние качества электроэнергии на надежность работы электрооборудования

 

Сегодня в условиях повсеместного использования высоких технологических достижений в электрооборудовании и других электроприемниках с высокочувствительной электроникой остро становится вопрос о качестве электроэнергии, поставляемой энергосбытовыми компаниями, и надежности электроснабжения потребителей. Как известно, показатели качества электроэнергии в республике нормируются такими нормативными документами, как ГОСТ 13109-97, ТКП 183.1-2009 и ТКП 183.2-2009, в которых указаны нормы, критерии оценки соответствия качества электрической энергии, методы анализа этих показателей и влияние качества электроэнергии на работу электроустановок.

 

Today there are great technological achievements in electrical equipment and other electrical receivers with highly sensitive electronics, due to this fact there is an acute problem of the quality of the electric power. In our country the quality indicators are normalized by documents GOST 13109-97, Technical code of the established practice 183.1-2009 and 183.2-2009. There are some scientific projects in the field.

However it is necessary to monitor constantly the characteristics of the electric power. So there is an opportunity to improve the systems of automated control systems and energy accounting.

 

Однако для решения конкретных вопросов между производителем и потребителем необходим постоянный мониторинг параметров электроэнергии с использованием достоверной информации. Нужно усовершенствовать существующие системы АСКУЭ в части наращивания их функциональных возможностей по оперативному учету и контролю качественных и количественных характеристик электроэнергии.

Надежность электроснабжения и качество электрической энергии были и есть основными проблемами, решать которые призвана энергетическая отрасль в целом – как поставщики, так и потребители энергии. На величину этих показателей в различной степени влияют обе стороны. Так, в договорах на электроснабжение указывается, что поставщик энергии обязуется поставить ее в заявленном количестве и при должном качестве, а потребитель – использовать энергию в условленные сроки и с проведением мероприятий, исключающих влияние электроустановок на ухудшение качества электроэнергии. Какие-либо численные значения показателей качества (ПКЭ) и надежности электроснабжения (НЭ) в договорах не приводятся. Это существенный недостаток в условиях перехода к рыночным отношениям.

К сожалению, подобный опыт невелик и в странах с рыночной экономикой. Причина такого положения – недостаток объемов информационного обеспечения и методических разработок из-за отсутствия общепринятой концепции создания «умных сетей» у поставщиков энергии и «умной энергетики» у потребителей. Когда нет разницы между поставщиками энергии и ее потребителями при наличии генерации у обеих сторон, приходится говорить уже и об «умной» отрасли в целом. Создание подобной энергетики – процесс длительный и требует немалых затрат. Это подтверждает документ [1], по которому на строительство интеллектуальных электрических сетей в США до 2015 г. будет израсходовано в общей сложности 200 млрд долл. (86 % суммы пойдет на внедрение систем автоматизации и 14 % – на датчики по различным измерениям в режиме реального времени). Особое внимание к датчикам объясняется тем, что их количество обусловлено не только датчиками интегрального энергопотребления, но и датчиками температуры, влажности, колебаний и отклонения напряжения, несинусоидальности и ряда других показателей качества электроэнергии, а также информационными модулями, разработка которых уже ведется и еще предстоит.

В ГОСТ 27.002-89 указывается, что надежность техники «является сложным свойством, которое в зависимости от назначения объекта и условий его применения состоит из сочетания свойств: безотказности, долговечности, ремонтопригодности и сохраняемости». На первые два свойства качество электроэнергии оказывает наибольшее влияние, поэтому в различных исследованиях именно они и рассматриваются. Экономический ущерб от пониженного КЭ для всех групп потребителей электроэнергии изначально делится на две составляющие: технологическую и электромагнитную. Технологическая составляющая обусловлена влиянием КЭ на производительность технологических установок и себестоимость выпускаемой продукции; электромагнитная определяется сокращением срока службы изоляции электрооборудования из-за ускоренного теплового и электрического старения.

К основному электротехническому оборудованию относятся силовые трансформаторы, асинхронные (синхронные) электродвигатели, воздушные и кабельные линии, составляющие базу основных фондов электроэнергетики в части передачи, распределения и потребления энергии. Ввиду этого в публикациях, касающихся оценки влияния качества электроэнергии на надежность работы электрооборудования, рассматриваются именно эти виды оборудования с учетом их специфики.

Есть серьезные научные разработки, которые позволяют достаточно объективно рассчитать такие показатели, как сокращение срока службы силовых трансформаторов при снижении КЭ, дополнительные потери активной мощности при несимметрии напряжения и от токов высших гармоник (ВГ), и в целом показатели, характеризующие общую надежность трансформаторов. Наиболее полно подобное обоснование показателей и их расчет с конкретными примерами приведены в [2]. Так, на рис. 1 относительное сокращение срока службы (∆Т, %) при номинальной нагрузке трансформатора Кз = 1 может составить до 50 % при коэффициенте искажения синусоидальности кривой напряжения Ки до 3 %. Аналогичные показатели могут быть и при более низких коэффициентах загрузки трансформаторов, когда коэффициент искажения синусоидальности Ки достигает 7–8 % и более.

 

 

Снижение срока службы асинхронных двигателей (АД) при несинусоидальности, несимметрии и отклонениях напряжения (ОН) связывают с тепловым старением изоляции из-за увеличения температуры обмотки статора. Увеличение температуры происходит даже при небольшой несимметрии напряжения, вызывающей несимметрию токов, что приводит к перегреву изоляции за счет дополнительных потерь активной мощности в обмотках статора, ротора и стали АД. В [2] приведен ряд расчетных формул и конкретных табличных данных, показывающих, что оценка снижения срока службы асинхронных (и синхронных) двигателей и потери активной мощности в АД определяется согласно [2] по выражению:

Pад = 2,41Kn2K22uPi, (1)

где Кn – кратность пускового тока при номинальном напряжении;

Рi – потери в обмотке статора при номинальном токе;

К2u – коэффициент, определяемый отношением напряжения обратной последовательности U2 к номинальному Uном, то есть:

K2u = U2 / Uном. (2)

Срок службы АД при пониженном КЭ определяется по эмпирическим выражениям в зависимости от изменения температуры обмотки статора. В соответствии с этими выражениями увеличение температуры на определенную величину ∆ϕ, значение которой зависит от класса нагревостойкости, приводит к сокращению срока службы изоляции вдвое:

Т = Тномe–β∆ϕ, (3)

где Т – срок службы изоляции при номинальной температуре ϕном;

∆ϕ = ϕ – ϕном – дополнительный нагрев обмотки статора;

β = 0,693 / ∆ϕ – коэффициент старения изоляции (например, для изоляции класса В в данной расчетной формуле можно использовать ∆ϕ = 10 °С согласно [2]).

Срок службы изоляции кабельных линий при наличии высших гармоник определяется следующей формулой [2]:

Tкл = TномKnmeKaCt, (4)

где Тном – номинальный срок службы, лет;

Кm = Um / U1m – коэффициент, определяемый отношением амплитуды несинусоидального напряжения к амплитуде напряжения основной частоты;

nm – коэффициент, отражающий влияние амплитуды несинусоидального напряжения на срок службы изоляции;

Ка – коэффициент, определяемый по результатам ускоренных испытаний на срок службы;

Ct = 1 / tном – 1 / t – коэффициент, зависящий от номинальной температуры tном, при которой рассчитывается номинальный срок службы Тном и температуры t = t0 (как правило, t0 = 293 К).

Поскольку амплитуда несинусоидального напряжения – величина переменная, то в формуле (3) обычно рассматривается и вариант Km по формуле:

Kms = Ums / U1ms, (5)

где Ums и U1ms – среднеквадратичные значения несинусоидального напряжения и напряжения основной частоты.

Как следует из приведенной формулы, для расчета значения коэффициента Kms необходим постоянный мониторинг текущих максимальных значений несинусоидального напряжения и расчета по полученным данным их среднеквадратических величин.

Значение коэффициента nm в виде показателя степени коэффициента Km (или Kms) можно получить по результатам ускоренных испытаний электрооборудования на срок службы. В [3] приведены следующие значения этого коэффициента, полученные экспериментально:

• распределительные трансформаторы – nm = 11;

• асинхронные двигатели – nm = 9;

• кабели среднего напряжения – nm = 14,8.

Эксперимент подтвердил, что амплитуда несинусоидального напряжения оказывает доминирующее влияние на процесс старения изоляции, о чем говорят и результаты многолетних исследований форм кривых напряжения в системах электроснабжения предприятий [3]. Но мониторинг амплитудных значений напряжения необходимо проводить с учетом гармонического анализа, так как в различных случаях пиковые значения напряжения могут формироваться за счет разных гармоник (например, 5-й, 13-й).

На рис. 2 приведены графики функции надежности R(t) = f(t) при различных значениях коэффициента m (Km) для трансформатора ТМ-630/10, асинхронного двигателя 4А80А4У3 и кабеля АПвЭВ-6/10-1(3×95) [2]. Графики приведены для нижних значений m (Km), при которых коэффициенты надежности имеют наибольшие значения и представляют собой кривые для нормального закона распределения времени безотказной работы. В худшем случае (m (Km) = 1,065) наблюдается снижение надежности кабеля, трансформатора и электродвигателя, обусловленное электрическим старением изоляции из-за увеличения амплитуды искаженной кривой напряжения (см. кривую 4 на рис. 2). Как видно из рисунка, при увеличении m (Km) для кабеля с 1,035 его срок службы сокращается с 30 до 20 лет.

 

 

В расчетных формулах (1)–(4) содержатся построенные для конкретных видов электрооборудования величины и величины переменные Km. Используемый в (2) коэффициент К2u также переменный, поскольку зависит от отношения величин напряжений обратной последовательности к номинальному, то есть коэффициент обусловлен уравнением несимметрии напряжения. В формуле (3) срок службы изоляции, зависящий от изменения температуры обмотки статора, может быть определен только на основании информации о динамике температуры на всех рабочих интервалах двигателя. Должен быть обеспечен автоматический режим ее сбора, наряду с другими параметрами: потребляемой мощностью, токовыми нагрузками и соответствующими показателями качества электроэнергии. Подобная задача в последнее время успешно решается путем создания комплексных универсальных устройств защиты, например электродвигателей с применением микропроцессорных средств [4]. Подобные защиты получили широкое распространение и, согласно данным в табл. 1, стали многофункциональными. Часть типов защит имеет не менее двух гальванически развязанных «сухих» контактов для построения схем дистанционного контроля и управления, а также интерфейсные выходы для возможности использования их при создании АСУ ТП и диспетчеризации.

Таблица 1

 

Сравнение микропроцессорных комплексных защит электродвигателей по показателям

Показатели устройств защиты

3РВ12

РДЦ-01

УБЗ-301

РЗ-01-06

РЗ-04-05

БЗ-031М

РК3М-R

УЗДР-8

СиЭЗ-1М

СиЭЗ-2М

Предпусковой контроль сети

 

+

+

 

 

 

 

+

 

+

Предпусковой контроль Rиз

 

 

+

 

+

 

+

+

+

+

Перегрузка

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

Неполнофазный режим

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

Заторможенный ротор

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

Асимметрия по току или напряжению

+

+

+

+

+

+

+

+

+

+

Контроль перегрева по тепловой модели

 

 

+

+

+

 

 

 

 

 

Контроль перегрева с термодетекторами

+

 

 

 

 

 

 

+

+

+

Контроль минимальной нагрузки

 

+

+

+

+

+

+

+

 

+

Контроль тока утечки на корпус при работе АД

+

 

+

 

 

 

 

 

 

 

Изменение тока в 3 фазах

+

+

 

+

+

 

 

+

+

+

Цифровой индикатор

 

+

 

+

+

+

+

+

 

+

Пульт связи

 

 

+

 

 

+

+

 

 

 

Интерфейс

 

 

+

+

+

 

 

+

 

 

Мониторинг сети и событий

 

+

+

+

+

+

+

+

 

+

Допустимая температура – ≤–25 °С

 

+

+

 

 

 

 

+

 

 

Степень зашиты корпуса – не ниже IP54

 

 

 

+

 

+

 

 

 

 

 

Как видно из табл. 1, подобные интерфейсные выходы имеют 4 из 10 приведенных типов защит, что позволяет использовать их для передачи в базу данных любых объемов накапливаемой информации, в том числе и по температурам при наличии термодетекторов или контроля по тепловой модели.

Почти все типы приведенных в таблице защит обладают функцией контроля минимальной нагрузки и измерения тока в каждой из фаз. Аналогичные функции сегодня выполняют и микропроцессорные электронные счетчики, которые устанавливаются для коммерческого учета потребляемой электродвигателями электроэнергии. При непрямом включении счетчиков питание их токовых цепей, как и цепей релейных защит, осуществляется от одних и тех же трансформаторов тока, хотя и по разным токовым цепям. Подобное обстоятельство не нарушает правил коммерческого учета, требующих защиты информации от несанкционированного доступа, но в то же время позволяет говорить о возможности объединения двух компонентов: релейной защиты и АСКУЭ, по крайней мере по тем функциям, которые дублируются. Речь о перегрузке, неполнофазном режиме, несимметрии по току или напряжению.

Подобное дублирование способствует повышению надежности работы базы данных на уровне корпоративной вычислительной сети (КВС) или локальной вычислительной сети (ЛВС). Как отмечено в [5], с внедрением в технику автоматического управления микропроцессоров и цифровых ЭВМ разрабатываются комплексные (интегрированные) автоматические системы управления режимами работы энергетических блоков электростанций, узловых общесистемных подстанций и магистральных линий электропередачи высокого и среднего напряжения. Подобный принцип должен соблюдаться и при построении аналогичных систем на уровне распределительных сетей и потребителей электроэнергии, а создаваемая соответствующая информационная база должна быть основным их элементом.

К вопросу совмещения ряда функций в приборах первичного учета для формирования базы данных разработчики начали обращаться около 10 лет назад. Так, в 2006 г. фирма «Энергоконтроль» Московского энергетического института разработала измеритель, совмещающий в себе счетчик активной и реактивной электроэнергии и анализатор ее качества в соответствии с действующим стандартом [6]. Кроме многофункциональности, устройство обеспечивает ведение месячных архивов по 42 информационным блокам, среди которых:

• Т1ИНК – процент выхода значений отклонения напряжения в течение месяца за верхнюю нормально допустимую границу, %;

• Т2ИВК – процент выхода значений отклонения напряжения в течение месяца за верхнюю максимально допустимую границу, %;

• Т1К2К, Т21К2К – проценты выхода значений коэффициента обратной последовательности в течение месяца за нормально допустимую и максимально допустимую границы, %;

• Т1К0К, Т2К0К – проценты выхода значений коэффициентов нулевой последовательности в течение месяца за нормально допустимую и максимально допустимую границы, %.

Информация по всем блокам хранится 2 года. При необходимости ее можно хранить и более длительный срок, если использовать информацию для расчета степени влияния названных показателей на надежность работы электрооборудования, находящегося под напряжением такого качества.

В месячных архивах по названным информационным блокам указывается только процент выхода значений отклонения напряжения на месячном интервале без приведения величин этих отклонений. В то же время в получасовых архивах хранится информация другого вида, например:

• δUmax – максимальное значение отклонения напряжения за период получаса, %;

• δUmin – минимальное значение отклонения напряжения за тот же период, %.

Таким образом, ни по данным месячных, ни по данным получасовых архивов невозможно судить об интегральной кривой распределения отклонений напряжения в упорядоченном виде (по убыванию) на некотором отрезке времени, так как в нашем распоряжении есть данные только о максимальных значениях величины и длине временного отрезка, на котором имело место отклонение напряжения в большую сторону от нормального.

Рассмотрим задачу более подробно, обратившись к рис. 3. На нем представлены интегральные кривые распределения отклонений напряжения на некотором отрезке времени t.

 

 

Из рис. 3 следует, что наибольшая степень старения изоляции будет у электрооборудования, которое находится под напряжением, представленным интегральной кривой 2. Время пребывания под повышенным напряжением в этом случае наибольшее из трех приведенных на рисунке вариантов. Для построения подобных интегральных кривых необходимы систематический контроль напряжения в некотором цикле (на рис. 3 это сутки) и синтез полученных кривых по множеству циклов с применением определенных правил: усреднения данных по каждому участку цикла или получения закона распределения величин и его характеристик.

Таблица 2

 

Суммарные значения числа часов перенапряжений разного уровня по годам на 5-летнем интервале

dU, %

Временной интервал

Всего
за 5 лет

1-й год

2-й год

3-й год

4-й год

5-й год

0–1

1 000

1 100

1 200

1 100

1 000

5 400

1–2

700

600

500

600

700

3 100

2–3

500

500

400

400

500

2 300

3–4

400

400

500

450

550

2 300

4–5

350

400

350

400

300

1 900

5–6

300

400

350

350

250

1 650

6–7

300

400

300

300

250

1 550

7–8

200

300

300

200

250

1 250

8–9

150

225

220

110

110

815

9–10

100

175

180

90

90

535

Всего

4 000

4 500

4 300

4 000

4 000

20 800

 

Допустим, что в результате систематического накопления информации о перенапряжениях на кабельной линии в течение 5 лет получен ряд данных (табл. 2). Как следует из таблицы, в каждой линии за 5 лет имели место перенапряжения разной величины (от 1 до 10 %) на протяжении 4 000–4 300 ч ежегодно, то есть перенапряжения составляли около половины календарного времени. Воспользуемся расчетной формулой (4) для определения срока службы изоляции кабельной линии, считая, что ∆Сt = 0. В результате расчетная и номинальная температура будут равны. В этом случае получим:

Tкл = TномKмэ–14,8, (6)

где Кмэ – эквивалентный коэффициент, определяемый по формуле:

Kмэ = 1 + δUэ / 100. (7)

Значение эквивалентной величины отклонения напряжения δUэ определим по данным таблицы согласно выражению:

δUэ = (δU1t1 + δU2t2 +…+ δU10t10) / tΣ, (8)

где t1, t2, …, t10 – время (ч), за которое на 5-летнем интервале было отклонение напряжения соответственно на 1, 2, …, 10 % в большую сторону.

Расчет по формуле (8) и табличным данным показал, что δUэ = 3,88 %.

Таким образом, с учетом полученного значения δUэ расчетный срок службы изоляции сократится до величины:

Ткл = 30(1 + 0,0388)–14,8 = 30 × 0,57 =

= 17,1 года.

Если подобный контроль уровней перенапряжений проводить систематически и на длительных интервалах по всем видам электротехнического оборудования, то облегчается не только проведение оценки сроков службы каждого работающего агрегата, но и разработка графиков их ремонтно-эксплуатационного обслуживания. Полученная информация позволяет определить очередность проведения этих ремонтов исходя не из заранее установленной периодичности, а из технического состояния каждого агрегата.

 

Литература

 

1. Трансформирование сети для революционного изменения электроэнергетики в Северной Америке: «Сеть 2030». Национальный взгляд (видение) на второе столетие электроэнергетики. Департамент энергетики США. – М.: Информационно-маркетинговый центр Всероссийского электротехнического института, 2003.

2. Жежеленко И. В., Саенко Ю. Л., Горпинич А. В. Влияние качества электроэнергии на сокращение срока службы и снижение надежности электрооборудования // Электрика. – 2008. – № 3, 4.

3. Жежеленко И. В., Саенко Ю. Л. Качество электроэнергии на промышленных предприятиях. – 4–е изд., перер. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 2005. – 261 с.

4. Гурин В. В. Автоматическая защита электрооборудования. Защита асинхронных трехфазных электродвигателей: учебно-методическое пособие. – Ч. 2. – Минск: БГАТУ, 2011. – 452 с.

5. Дьяков А., Овчаренко Н. Микропроцессорная автоматика и релейная защита электроэнергетических систем: учеб. пособие для вузов. – 2-е изд. – М.: Издательский дом МЭН, 2010. – 336 с.

6. Счетчик активной и реактивной энергии трехфазный. Измеритель показателей качества электрической энергии ЭРИС-КЭ.06. Руководство по эксплуатации. ООО «Фирма «Энергоконтроль», 2006.

7. Забелло Е., Евсеев А. Юридические аспекты взаимоотношений гарантирующего поставщика и потребителя в точках поставки электрической энергии // Промышленная энергетика. – 2011. – № 6.

 

Евгений ЗАБЕЛЛО,
доктор технических наук,

профессор,
Виталий БУЛАХ,
аспирант БГАТУ

 

(Статья поступила в редакцию 06.05.2014 г.)

 

Контакты

Беларусь: 220121, г. Минск
а/я 72
Тел.: +375 (17) 385-94-44,
385-96-66

Факс: +375 (17) 392-33-33
Gsm: +375 (29) 385-96-66 (Vel)

Е-mail: energopress@energetika.by
E-mail отдела рекламы:
reklama@energetika.by

© ОДО Энергопресс, 2003—2009. Все права защищены.
Мониторинг состояния сайта
Создание сайта Атлант Телеком