Общие сведения о силовых трансформаторах

Лабораторная работа №1

ИЗМЕРЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ УСТАНОВИВШЕГОСЯ РЕЖИМА РАБОТЫ ТРАНСФОРМАТОРА

1 Цель и содержание

Измерение параметров установившегося режима работы трансформатора, определение потерь активной и реактивной мощностей в нем.

Теоретическое обоснование

Общие сведения о силовых трансформаторах

Силовые трансформаторы являются основным электрическим оборудованием электроэнергетических систем, обеспечивающим передачу и распределение электроэнергии на переменном трехфазном токе от электрических станций к потребителям. С помощью трансформаторов напряжение повышается от генераторного до значений, необходимых для электропередач системы (35... 750 кВ), а также многократное ступенчатое понижение напряжения до значений, применяемых непосредственно в приемниках электроэнергии (0, 22... 0, 66 кВ).

В справочных данных на трансформаторы приводятся: тип, номинальная мощность, номинальные напряжения обмоток, потери мощности холостого хода и короткого замыкания, напряжение короткого замыкания, ток холостого хода.

На повышающих и понизительных подстанциях применяют трехфазные или группы однофазных трансформаторов с двумя или тремя раздельными обмотками. В зависимости от числа обмоток трансформаторы разделяются на двухобмоточные и трехобмоточные. Двухобмоточные трансформаторы номинальной мощностью больше 25 MB·А выполняются с расщепленной обмоткой вторичного напряжения 6... 10 кВ. Обмотки высшего, среднего и низшего напряжений принято сокращенно обозначать соответственно ВН, СН, НН.

В настоящее время применяются трансформаторы следующих стандартных номинальных мощностей: 25, 40, 63, 100, 160, 250, 400, 630, 1000, 1600, 2500, 4000, 6300, 10000, 16000, 25000, 32000, 40 000, 63000, 80000, 160000 кВ·А.

Условные обозначения типов трансформаторов состоят из букв, которые обозначают:

первые буквы: О – однофазный, Т – трехфазный;

последняя буква: Н – выполнение одной обмотки с устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН);

Р – трансформатор с расщепленной обмоткой низшего напряжения;

Т – трехобмоточный трансформатор;

М, Д, ДЦ, С, 3 – система охлаждения трансформаторов.

В настоящее время трансформаторы выполняются с переключением ответвлений обмотки без возбуждения (ПБВ) и с переключением ответвлений обмотки под нагрузкой – РПН (таблица 1).

Таблица 1 – Ответвления обмоток трансформаторов с РПН на обмотке ВН

Вид трансформатора	Напряжение, кВ	Мощность, МВА	Число ответвлений
Двухобмоточный		1 – 6, 3	±6x1, 5%
	6, 3 и более	±9x1, 78%
	32... 160	±8x1, 5%
Трехобмоточный		6, 3	±6х1, 5 %
	6, 3... 80	±9х1, 78 %
	25...63	±8x1, 5%

Переключение без возбуждения осуществляется после отключения всех обмоток от сети при помощи ответвлений обмотки ВН или СН. Трехфазные понижающие трансформаторы мощностью 25... 80000 кВ·А напряжением до 35 кВ включительно имеют четыре ответвления (± 2х2, 5 %) номинального напряжения. Понижающие трансформаторы напряжением 110 и 220 кВ имеют ответвления для ПБВ только в трехобмоточном исполнении на обмотках СН при напряжении 38, 5 кВ.

Трансформаторы с воздушным охлаждением называются сухими (С). Изготовляются мощностью до 1600 кВ·А включительно для установки в закрытых помещениях. Преимущество сухих трансформаторов заключается в их пожаробезопасности и сравнительной простоте конструкции.

Естественное масляное охлаждение (М) применяется для трансформаторов мощностью до 6300 кВ·А.

При мощности трансформаторов 10000 кВ·А и более применяется масляное охлаждение с воздушным дутьем (Д). Обдувание поверхности радиаторов позволяет увеличить теплоотдачу на 50% и более. В настоящее время трансформаторы снабжаются системой дутьевого охлаждения при помощи вентиляторов.

Масляное охлаждение с принудительной циркуляцией (Ц) позволяет значительно увеличить отвод тепла. К баку масляного трансформатора подключают центробежный насос, который прогоняет горячее масло через воздушный или водяной охладитель.

На трансформаторах мощностью 63 MB·А и более используют две системы охлаждения ДЦ.

Трансформаторы с охлаждением негорючим жидким диэлектриком совтолом (Н) изготовляются мощностью до 2500 кВ·А включительно.

Буква 3 обозначает, что трансформатор без расширителя и защита осуществляется с помощью азотной подушки.

Пример условного обозначения трансформатора ТРДН–40000/110: трехфазный трансформатор с расщепленной обмоткой НН, масляным охлаждением, дутьем и естественной циркуляцией масла, РПН, номинальной мощностью 40000 кВ·А, напряжением 110 кВ.

Важным параметром подключения трансформатора к сети является группа и схема соединений его обмоток. Группой соединенийназывают угловое (кратное 30°) смещение векторов между одноименными вторичными и первичными линейными напряжениями холостого хода трансформатора. Возможны четыре схемы соединения силовых трансформаторов: звезда Y, звезда с выведенной нейтралью Y_H, треугольник Δ, зигзаг Z. Группа соединений указывается числами от 0 до 12. Например, 11 соответствует углу 330°.

На электрических станциях и подстанциях наибольшее распространение получили следующие схемы и группы соединений двухобмоточных трансформаторов:

«звезда-звезда с выведенной нейтралью» Y/Y_H – 12;

«звезда-треугольник» Y/Δ – 11;

«звезда с выведенной нейтралью-треугольник» Y_H/Δ – 11.

В трехобмоточных трансформаторах наиболее часто применяются соединения: «звезда-звезда с выведенными нейтралями-треугольник» Y/Y_H/Δ – 11, 12.

Аппаратура и материалы

Перечень аппаратуры представлен в таблице 1, схема электрических соединений – на рисунке 5.

Указания по технике безопасности

Перед началом выполнения лабораторной работы необходимо ознакомиться с экспериментальной установкой и четко уяснить схему подачи и снятия напряжения со стенда.

Содержание отчета и его форма

Отчет должен иметь титульный лист с указанием темы лабораторной работы, ФИО студента, номера группы и даты выполнения работы.

Отчет должен содержать:

1. Название и цель лабораторной работы.

2. Принципиальные экспериментальные схемы.

3. Таблицы с экспериментальными данными, результатами расчетов, необходимыми графиками и поясняющими рисунками.

4. Выводы.

Вопросы для защиты работы

1. Какие схемы замещения применяются для трансформаторов и автотрансформаторов?

2. Как изменяются сопротивления трансформаторов и потери мощности в них с ростом номинального напряжения?

3. Как вычисляются потери мощности в трансформаторах?

Список рекомендуемой литературы

1. Идельчик, В.И. Электрические системы и сети: учебник для электроэнергетических специальностей / В.И. Идельчик. – 2-е изд., стер., перепеч. с изд. 1989 г. – М.: Альянс, 2009. – 592 с.

2. Конюхова, Е.А. Электроснабжение объектов: учеб. пособие для студ. учреждений сред. проф. образования / Е.А. Конюхова. – М.: Издательство «Мастерство», 2002. – 320 с.

Лабораторная работа №2

ИЗМЕРЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ УСТАНОВИВШЕГОСЯ РЕЖИМА РАБОТЫ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

1 Цель и содержание

Измерить параметры установившегося режима работы разомкнутой распределительной электрической сети.

Теоретическое обоснование

Общие положения

Разомкнутыми сетями называют такие, в которых электроэнергия подается потребителям только с одной стороны.

В большинстве случаев такими сетями являются распределительные сети местного значения, то есть напряжением до 35 кВ, подающие энергию потребителям на расстояния, не превышающие 20-30 км. Однако в виде разомкнутых выполняют и часть сетей 110-220 кВ.

Простейшие возможные схемы таких сетей без ответвлений и с ответвлениями показаны на рисунке 1, а, б.

Рисунок 1 – Разновидности схем разомкнутых сетей.

Аппаратура и материалы

Перечень аппаратуры представлен в таблице 1, схема электрических соединений – на рисунке 4.

Таблица 1 – Перечень оборудования

Обозначение	Наименование	Тип	Параметры
G1	Однофазный источник питания	218.2	~ 220 В /10 А
А1	Однофазный трансформатор	372.1	80 ВА 220/ 198...242 В
А2	Модель линии электропередачи	313.3	~ 220 В / 0, 3 А
А4, А5	Активная нагрузка	306.4	~220 В/0...30 Вт
А6, А7	Индуктивная нагрузка	324.4	~ 220 В / 0...30ВАр
А8, А11	Коммутатор измерителя мощностей		5 положений
А9	Автоматический однополюсный выключатель		~230 В/0, 5 А
Р1	Блок мультиметров	509.2	2 мультиметра 0...1000В @; 0...10 А @; 0...20 МОм
Р2	Измеритель мощностей	507.2	15; 60; 150; 300; 600 В, 0, 05; 0, 1; 0, 2; 0, 5 А.

Рисунок 4 – Схема электрических соединений

Содержание отчета и его форма

Отчет по лабораторной работе выполняется в объеме, предусмотренном требованиями данных методических указаний.

Отчет должен иметь титульный лист, на котором указывается:

- наименование вуза, факультета, кафедры;

- номер лабораторной работы, дисциплина, по которой выполняется работа, тема работы;

- номер группы, фамилия и инициалы студента; данные о преподавателе, под руководством которого выполняется работа;

- город, год выполнения.

Содержание отчета:

- таблицы, графики и схемы с пояснениями;

- выводы по проделанным опытам;

- общий вывод.

Вопросы для защиты работы

1. Расчет потерь и падений напряжений в линиях электропередачи.

2. Что понимается под «потерей» и «падением» напряжения?

3. Формулы для расчета «потерь» и «падения» напряжения.

4. Векторные диаграммы напряжений и токов линии электропередачи при различных режимах работы.

Список рекомендуемой литературы

Лабораторная работа №3

СНЯТИЕ СТАТИЧЕСКОЙ ХАРАКТЕРИСТИКИ МОЩНОСТИ ПО НАПРЯЖЕНИЮ БАТАРЕИ КОНДЕНСАТОРОВ

1 Цель и содержание

Получение сведений о реактивной мощности в системах электроснабжения, снятие статической характеристики мощности по напряжению батареи конденсаторов.

Теоретическое обоснование

2.1 Компенсация реактивной мощности. Реактивная мощность
в системах электроснабжения

Большинство ЭП потребляют из электрической сети определенную мощность т.е. по сети протекает активная мощность (кВт) и реактивная (квар). Загрузка системы электроснабжения определяется полной мощностью (кВА), активная составляющая которой представляется полезно потребленной и обратно к источнику питания (ИП) не возвращается. Реактивная составляющая полной мощности расходуется на создание магнитных полей в отдельных элементах электрической сети, в частности: трансформаторах, электрических двигателях, линиях электропередачи, газоразрядных источниках света, дуговых сталеплавильных печах и др. Практически она не потребляется, а перетекает от ИП (генератора) к электроприемнику (ЭП) и обратно с частотой . В электрической цепи, состоящей из индуктивности, в течение 1/4 магнитный поток в ЭП возрастает, происходит накопление реактивной мощности (магнитной энергии), во второй четверти реактивная мощность (магнитная энергия) перетекает к ИП; в 3/4 в ЭП опять происходит накопление энергии магнитного поля и в последней четверти реактивная мощность перетекает (в обратном направлении) к ИП (генератору). Для такой пульсации – от генератора к ЭП и обратно – не требуется никаких затрат. Но так как это перетекание совершается через элементы сети, содержащие активное сопротивление , то на его нагрев расходуется мощность , т.е. от генератора требуется энергия, однако о расходе реактивной мощности речь не идет. Потери можно разложить на составляющие, а именно:

(1)

Здесь первый член – потери активной мощности за счет передачи по электрической цепи активной мощности , второй – потери активной мощности за счет передачи по этой же цепи реактивной мощности . Потери за счет передачи реактивной мощности (а также и активной) тем больше, чем дальше расположен потребитель реактивной мощности от ИП.

В балансе реактивных нагрузок потери реактивной мощности в элементах системы электроснабжения достигают 20%. Естественный коэффициент мощности электрических нагрузок различных промышленных предприятий изменяется в пределах 0, 7 – 0, 9. Это означает, что предприятия потребляют реактивную мощность . Оценим потери активной мощности в сетях от передачи .

Рассмотрим два случая:

1. Примем за единицу , от передачи электроприемнику чисто активной нагрузки при , равное

.(2)

2. Передается то же значение и реактивная мощность с , при этом будет происходить снижение напряжения до 0, 95 . Потери составят

. (3)

Таким образом, при принятых допущениях половина всех потерь активной мощности вызвана передачей реактивной мощности.

Если учесть, что потери электроэнергии в электрических сетях энергосистемы России составляют 9%, то становится понятной необходимость компенсации реактивной мощности.

Из этого рассмотрения можно заключить следующее:

- возникающие потери активной мощности и потери напряжения в сети за счет передачи увеличивают капитальные затраты в системе электроснабжения;

- реактивная мощность излишне загружает все элементы сети, поскольку они выбираются по полной мощности и полному току;

- загрузка элементов сети реактивной мощностью уменьшает пропускную способность линии и трансформаторов по активной мощности и току.

Полные затраты на производство и передачу всей необходимой предприятию реактивной мощности от шин электростанций в большинстве случаев значительно больше, чем затраты на производство реактивной мощности непосредственно в системе электроснабжения предприятия. Поэтому экономически целесообразно от генераторов электростанций передавать часть реактивной мощности, а бoльшую – компенсировать на шинах ЭП (присоединениях).

Батареи конденсаторов

Батареи конденсаторов (БК) являются нерегулируемыми или ступенчато регулируемыми ИРМ. Батарею разделяют на секции, каждую из которых следует подключать через отдельный коммутационный аппарат. БК способны только генерировать .Генерация батарей конденсаторов емкостью , подключенной к электрической сети напряжением , составляет

(8)

Квадратичная зависимость генерируемой ведет к тому, что при снижении напряжения, например на 10%, генерация уменьшается на 19%. Режим с понижением напряжения в сети характеризуется дефицитом , который еще более возрастает из-за уменьшения ее генерации батареями конденсаторов. БК чувствительны к несинусоидальности напряжения в сети. При несинусоидальном конденсаторы перегружаются токами высших гармоник, что приводит к сокращению срока их службы. БК могут увеличивать несинусоидальность напряжения в сети из-за возможности резонанса токов на одной из высших гармоник.

Несмотря на отмеченные недостатки БК, на промышленных предприятиях они получили наибольшее распространение как ИРМ. Основными их достоинствами являются:

- незначительные потери активной мощности, составляющие порядка 4, 5 кВт/Мвар для до 1 кВ и 2, 5 кВт/Мвар для = 6 – 10 кВ;

- отсутствие вращающихся частей, шума при работе, сравнительно малая масса установки с конденсаторами и в связи с этим отсутствие необходимости в фундаменте;

- более простая и дешевая эксплуатация, чем других ИРМ;

- возможность увеличения или уменьшения установленной мощности в зависимости от потребности;

- возможность установки в любой точке сети: у отдельных ЭП, на 2 – 5 ступенях. Кроме того, выход из строя отдельного конденсатора, при надлежащей его защите, обычно не отражается на работе всей конденсаторной установки.

Зависимость мощности БК от квадрата напряжения сети снижает устойчивость нагрузки, а при особо неблагоприятных условиях это может привести к лавине напряжения. Особенностью узлов нагрузки, в которых это возможно, является преобладание в них загруженных АД и преобразовательных агрегатов, потребность которых в покрывается за счет БК. Для предотвращения этого явления может быть применена форсировка мощности конденсаторной установки (КУ), которая производится автоматическим изменением схемы соединения конденсаторов в установке.

Статические конденсаторы классифицируются по следующим признакам: , числу фаз, роду установки, виду пропитки изоляции, габаритным размерам. Конденсаторы = 220-660 В выпускаются как однофазными, так и трехфазными (соединение секций в треугольник), а конденсаторы = 1050 В и выше (до 10, 5 кВ) только в однофазном.

По роду установки конденсаторы всех могут изготавливаться как для наружных, так и для внутренних установок. Конденсаторы для наружных установок изготавливаются с внешней изоляцией (выводами) на > 3150 В. По виду пропитки конденсаторы разделяются на конденсаторы с пропиткой минеральным (нефтяным) маслом и конденсаторы с пропиткой синтетическим жидким диэлектриком (соволом или трихлордифенилом).

Конденсаторы единой серии < 1050 В изготавливаются со встроенными плавкими предохранителями, последовательно соединенными с каждой секцией. Конденсаторы большего напряжения не имеют встроенных предохранителей и требуют отдельной их установки.

БК в установках с < 1 кВ подключаются к сети с помощью автоматов или рубильников. БК в установках с > 1 кВ подключаются к сети посредством выключателей или выключателей нагрузки. В целях экономии на аппаратах защиты не рекомендуется применять мощности БК менее:

- 400 кВАр при = 6-10 кВ и присоединении БК к отдельному выключателю;

- 100 кВАр при = 6-10 кВ и присоединении БК к общему с трансформатором или ЭП выключателю.

Для безопасности обслуживания отключенных БК при снятии электрического заряда требуется применение разрядных сопротивлений, присоединенных параллельно конденсаторам. Разрядные сопротивления могут быть встроенными внутрь конденсатора или внешними. В качестве разрядных сопротивлений в БК с напряжением 220 В применяются лампы накаливания в каждой фазе по две последовательно включенных лампы, а в БК с = 6-10 кВ – однофазные трансформаторы напряжения (НОМ-6 или НОМ-10). Схема присоединения БК к шинам = 0, 4 кВ и = 6-10 кВ приведена на рисунке 3.

Рисунок 3 – Присоединение конденсаторов к шинам 0, 4 к В и 6-10 кВ

Реактивная мощность однофазного конденсатора или трехфазного конденсатора с соединением фаз в треугольник равна:

(9)

где – сумма емкостей трех фаз для трехфазного конденсатора (МкФ); – напряжение сети в месте присоединения БК (В).

В зависимости от места подключения конденсаторных установок компенсация может быть разделена на индивидуальную, групповую и централизованную.

а – одна НБК; б – два НБК;
в – два магистральных шинопровода с установкой по одной НБК

Рисунок 2.4 – Схема подключения НБК к магистральным шинопроводам

Индивидуальная компенсация - КУ наглухо подсоединяется к выводам ЭП (УР1). В этом случае вся электрическая цепь от ИП до ЭП разгружается от реактивного тока. Недостаток этого способа - КУ используется только во время работы электроприемника.

Групповая компенсация осуществляется подключением КУ к распределительным шкафам или шинопроводам цеховой сети (рисунок 2.4). Такая компенсация применяется в цехах, среда которых не агрессивна и не опасна по пожару и взрыву. В противном случае КУ размещаются в отдельном помещении и такая компенсация называется централизованной.

Аппаратура и материалы

Перечень аппаратуры представлен в таблице 1, схема электрических соединений – на рисунке 5.

Таблица 1 – Перечень оборудования

Обозначение	Наименование	Тип	Параметры
G1	Однофазный источник питания	218, 2	~220 В / 10 А
А1	Однофазный трансформатор	372, 1	80 ВА 220 / 198...242 В
А2	Модель линии электропередачи	313, 3	~220 В / 0, 3 А
А9	Автоматический однополюсный выключатель		~230 В / 0, 5 А
А12	Емкостная нагрузка	317, 3	~ 220 В / 0...30 ВАр
Р1	Блок мультиметров	509, 2	2 мультиметра 0...1000 В ~; 0...10А~; 0...20 МОм
Р2	Измеритель мощностей	507, 2	15; 60; 150; 300; 600В, 0, 05; 0, 1; 0, 2; 0, 5 А.

Рисунок 5 – Схема электрических соединений

Таблица 2 – Данные измерений

, В
, ВАр

По завершении эксперимента отключить источник G1, выключатели «СЕТЬ» измерителя мощностей Р2 и блока мультиметров Р1.

Используя данные таблицы 2.2 построить искомую статическую характеристику по напряжению батареи конденсаторов.

Содержание отчета и его форма

Отчет должен содержать:

1. Название и цель лабораторной работы.

2. Принципиальные экспериментальные схемы.

4. Выводы.

Вопросы для защиты работы

1. Как влияет загрузка элементов сети реактивной мощностью на пропускную способность линии и трансформаторов по активной мощности и току?

2. От чего зависят величины напряжения, устанавливающиеся в узлах нагрузки энергосистемы и у электроприемников?

3. Основные достоинства и недостатки БК.

4. Классификация статических конденсаторов.

Список рекомендуемой литературы

Лабораторная работа №4

КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ В ТРЕХФАЗНОЙ СЕТИ. ИЗМЕРЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ И ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ В ТРЕХФАЗНОЙ СЕТИ

1 Цель и содержание работы

Целью данной работы является измерение параметров и показателей качества электрической энергии в трехфазной сети.

Теоретическое обоснование

Наибольший поток измерений необходим для определения несинусоидальности напряжения. Для определения всех гармоник до 40-й включительно и в пределах допустимых погрешностей, требуется выполнять измерения мгновенных значений трех междуфазных напряжений 256 раз за период (3-256-50 = 38 400 в секунду). А для определения виновной стороны, одновременно измеряются мгновенные значения фазных токов и фазовый сдвиг между напряжением и током, только в этом случае возможно определить с какой стороны и какой величины внесена та или иная помеха.

Первичная обработка измеренных напряжений и токов состоит из определения их гармонического состава, — по всем измеренным значениям выполняется быстрое преобразование Фурье. Далее производится усреднение полученных значений на установленных интервалах времени. ГОСТ 13109-97 потребовал вычислять среднеквадратичные значения, что привело к необходимости использования двухпроцессорных схем при построении приборов. Наиболее сложная математика задействуется при оценке колебаний напряжения. ГОСТ 13109-97 нормирует эти явления для огибающей меандровой (прямоугольной) формы, а в сети колебания напряжения имеют случайный характер. Поэтому, приходится определять форму огибающей, по указанным в ГОСТе коэффициентам приведения пересчитывать кривую и только после этого определять показатели. При этом размах изменения напряжения и доза фликера считаются по-разному, в большинстве случаев требуется отдельный, специальный прибор — фликерметр.

Контролировать качество электрической энергии следует с применением сертифицированных приборов, обеспечивающих измерение и расчет всех необходимых параметров, для определения и анализа качества электрической энергии. Местом контроля качества электрической энергии являются точки общего присоединения потребителей к сетям общего назначения. В них выполняют измерения энергоснабжающие организации. Потребители проводят измерения в собственных сетях в местах ближайших к этим точкам. ГОСТом установлена периодичность контроля качества электроэнергии — один раз в два года для всех ПКЭ, и два раза в год для отклонения напряжения. Существуют задачи непрерывного мониторинга качества электроэнергии, требующие включения приборов качества в АСКУЭ. Между тем есть приборы, одновременно выполняющие функции счетчика электроэнергии, прибора контроля качества и биллинговой системы, рассчитывающей сумму, подлежащую к оплате с учетом скидок и надбавок за качество.

Чего же не хватает для обеспечения качества электроэнергии?

Для обеспечения качества электроэнергии в России есть все, или почти все. Право потребителя на качественную электроэнергию закреплено ст.ст. 542-543 Гражданского Кодекса Российской Федерации. Требования к качеству электрической энергии определяет Межгосударственный стандарт: " Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения" ГОСТ 13109-97. Потребители, использующие электрическую энергию для личных, домашних нужд, защищены Законом Российской Федерации " О правах потребителей". Отпускаемая им электроэнергия подлежит обязательной сертификации на основании Постановления Правительства Российской Федерации № 1013 от 13.08.97 г. Для этого созданы и аккредитованы при Госстандарте РФ соответствующие органы по сертификации и испытательные лаборатории по определению показателей качества электрической энергии. Однако практическая работа по сертификации электроэнергии, отпускаемой физическим лицам, по настоящему развернулась только после того, как была достигнута договоренность, и подписано совместное трехстороннее решение РАО " ЕЭС России", Минэнерго и Госстандарта. Правда, сертифицироваться электроэнергия будет только по двум показателям, по отклонению напряжения и отклонению частоты. Взаимоотношения юридических лиц с энергоснабжающими организациями должны регулироваться договорами энергоснабжения, в которых указываются пределы допустимых величин показателей качества электрической энергии на границе балансовой принадлежности или в точках общего присоединения потребителей, и ответственность сторон при их нарушении. Это делается на основании ГОСТ 13109-97, " Правил присоединения потребителей электрической энергии к сетям общего назначения по условиям качества", " Правил энергоснабжения", " Правил пользования электрической энергией" и " Правил применения скидок и надбавок к тарифам на электрическую энергию". Вот только все эти правила в старой редакции отменены, а в новой еще не утверждены.

Созданы уникальные приборы, способные определять и контролировать не только все показатели качества электрической энергии и величину вносимых электромагнитных помех, но и сторону их вносящую.

Важнейшая роль в обеспечении качества электрической энергии отводится ее потребителям. Но до тех пор, пока они не будут знать, что творится с качеством потребляемой ими электроэнергии, и сколько средств они при этом теряют, ждать реальных подвижек в лучшую сторону не приходится.

Для обеспечения качества электрической энергии в России, как всегда, нет понимания и согласия. Поэтому следует еще раз отметить необходимость и важность проведения энергетических обследований предприятий и организаций.

Аппаратура и материалы

Перечень аппаратуры представлен в таблице 1, схемы моделируемых электрических сетей на рисунке 1, а схемы электрические соединений на рисунках 2 – 4.

Схемы электрические соединений (вариант 1, 2, 3) соответствуют схемам моделируемой электрической сети с измерениями в контрольной точке 1, 2, 3 соответственно.

Источник G1 моделирует питающую электрическую систему, присоединенную к шинам 35-220 кВ центра питания.

Трехфазная трансформаторная группа А1 моделирует понизительный трансформатор Т1 подстанции 35-220/6-10 кВ, являющейся центром питания, а трехфазная трансформаторная группа А1 - понизительный трансформатор Т2 подстанции 6-10/0, 4 кВ.

Модели А3, А4 линий электропередачи имитируют линии электропередачи Л1 и Л2 (6-10 и 0, 4 кВ) соответственно распределительной сети.

Нагрузки А5…А7 моделируют активную, индуктивную и емкостные составляющие нагрузки Н сети 0, 4 кВ.

Измеритель Р1 позволяет производить измерение параметров и показателей качества электрической энергии в заданной контрольной точке модели трехфазной распределительной сети.

Таблица 1 – Перечень аппаратуры

Обозначение	Наименование	Тип	Параметры
G1	Трехфазный источник питания	201.2	400 В ~; 16 А
А1, А2	Трехфазная трансформаторная группа	347.1	3 х 80 В× А; 242, 235, 230, 126, 220, 133, 127 В/ 230 В (звезда)
А3, А4	Модель линии электропередачи	313.2	400 В ~; 3 ´ 0.5 А
А5	Активная нагрузка	306.1	220/380 В; 50 Гц 3´ 50 Вт;
А6	Индуктивная нагрузка	324.2	220/380 В; 50 Гц 3х40 ВАр
А7	Емкостная нагрузка	317.2	220/380 В; 50 Гц 3х40 ВАр
А9…А11	Трансформатор тока	403.1	1, 0/1, 0 А/ Uраб = ~ 660 В/ S_н = 5 ВА
A12…A14	Трансформатор напряжения		380/380 (220) В S_н = 5 ВА
Р1	Измеритель параметров и показателей качества электроэнергии		Трехфазный/ 3´ 220/380 В