Обозначения: dUП - глубина провала; ∆t, с - длительность провала
Результаты измерения на объектах свидетельствуют о наличии искажений КЭ, влияющих на электромагнитную обстановку в сопредельных электросетях и о необходимости применения непрерывного наблюдения за этими процессами. Полученная информация позволяет сделать вывод о накапливающихся проблемах, которые требуют безотлагательных решений в области ЭМС и КЭ. Эти исследования отчетливее ставят вопрос совершенствования методов, средств контроля и управления КЭ.
В четвертой главе предложена система одновременного мониторинга и управления ПКЭ в сопредельных ЭС. При этом важным является выполнение двух задач: коммерческого и технологического контроля КЭ. Коммерческий и технологический контроль это маршрутизация полученной измерительной информации в автоматизированных системах по назначению ее использования.
Коммерческий контроль выполняется в небольших количествах точках контроля (ТК), как правило, это точки поставки электроэнергии.
Технологический контроль выполняется в критичных точках на контролируемых субъектах в регионе, при концепции увеличения точек контроля и приближения их к месту электромагнитных проблем.
Проводим унификацию и определяем обязательные и рекомендуемые ТК, для этого:
− группируем в субъектах КТ по типичным требованиям и отнесению их к коммерческим или технологическим;
− определяем перечень, контролируемых ПКЭ в выделенной группе.
Анализ электрических сетей обоих уровней показал, что общее число контрольных пунктов, на которых должно быть организован контроль КЭ значительно меньше в электросети ВН, чем в электросетях более низких классов напряжения.
Введено 7 категорий сечений контроля КЭ, объединенные общими требованиями:
Первое - входной контроль КЭ на ВН в точках поставки (ТП), на границах раздела балансовой принадлежности (ГРБП), между ФСК (или МРСК) и РСК (либо ТСК).
Второе - выходной контроль в ТП на ВН, на ГРБП или ТОП между МРСК (либо РСК) и Квалифицированным потребителем.
Третье - входной контроль КЭ на ВН или СН1 в ТП, на ГРБП между РСК (либо ТСК) и ГЭС (МУП ЭС, КЭС)) при выполнении услуг по передаче электроэнергии.
Четвертое – выходной контроль КЭ на среднем напряжении (СН2) в ТОП между РСК (либо ТСК) и потребителями средними, мелкими промышленными и бытовыми (нелинейной нагрузкой, переменной нагрузкой, несимметричной нагрузкой).
Пятое - выходной контроль КЭ на СН2 в ТП, на ГРБП, где происходит отчуждение электроэнергии между РСК (либо ТСК) и средним промышленным потребителями с искажающим ПКЭ или чувствительным к искажениям потребителем.
Шестое - выходной и входной контроль КЭ на СН2 или низком напряжении (НН) в ТП, на ГРБП или ТОП, где происходит отчуждение электроэнергии между ГЭС (МУП ЭС, КЭС) и значимыми потребителями 0 категории энергоснабжения (жизнеобеспечения городов: водозаборы, водоканал, очистные, больницы, и т.д) .
Седьмое - входной контроль КЭ на СН2 или на НН периодический в ТП, на ГРБП или в ТОП между ГЭС (МУП ЭС, КЭС) и прочими юридическими и физическими потребителями.
Приведена и описана методика одновременного автоматизированного контроля КЭ от напряжения 220 кВ (110 кВ) до 0,4 кВ.
На рис.13 представлена региональная электрическая схема АСККЭ с сечениями контроля
Рис.13. Региональная электрическая схема АСККЭ с сечениями контроля КЭ
Для организации мониторинга КЭ используется приборы: анализаторы параметров КЭ, регистраторы, регистраторы с установкой пороговых значений ПКЭ, а также интеллектуальные счетчики.
Ввиду наличия алгоритма обработки информации в конструкции анализаторов ПКЭ, при претензиях к КЭ возможен анализ измерений в точках поставки (или на ГРБП) где происходит отчуждении ЭЭ, при максимальной достоверности данных без дополнительных погрешностей на передачу. Регистраторы, не имеют токовых входов и не представляют измерения по характеристикам тока, активной и реактивной мощности, cos φ, производят на месте измерений только регистрацию информации, а подавляющее число операций по обработке и анализу осуществляет центральный процессор. Особая группа - регистраторы КЭ, которые программно протоколируют значения ПКЭ и события, выходящие за установленные оператором пороги.
Сечение 1 и 3 - регистраторы с установкой пороговых значений.
Сечение 2 - регистраторы без токовых входов с непрерывной регистрацией.
Сечение 4, 5, 6 - Анализаторы ПКЭ, с широкими функциями регистрации по большому объему параметров I, U, P (Анализаторы гармоник выше 2000 Гц и интергармоник).
Сечение 7 – интеллектуальные счетчики без включения в автоматизированную систему, либо периодический контроль КЭ.
На рис.14 представлена схема расстановки технических средств одновременного мониторинга КЭ в сопредельных электросетях.
Рис.1 4. Схема расстановки технических средств одновременного контроля КЭ по сечениям
Применяем приборы класса А (advanced- повышенного типа) в сечениях, где измерительная информация используется в коммерческих расчетах, при спорных вопросах об ущербе при выполнении договоров купли-продажи электроэнергии, где производится проверка ЭЭ на соответствие технических регламентов и стандартам. Приборы класса S (surver - для наблюдений) применяем в сечениях, информация которых используется при управлении КЭ в рабочем режиме энергосистемы.
Региональная автоматизированная система контроля качества электроэнергии (АСККЭ) состоит из локальных систем отдельных субъектов. Это территориально - распределенная. взаимосвязанная 4-х уровневая масштабируемая система:
Первый уровень - измерительные ТТ, ТН и приборы КЭ.
Второй уровень - устройство сбора и передачи данных (УСПД), осуществляющие опрос приборов первого уровня.
Третий уровень - Центры сбора информации (ЦСИ).
Серверы обеспечивают:
− маршрутизацию коммерческой и технологической информации;
− математическую обработку, хранение и архивирование баз данных для АРМ.
Четвертый уровень - автоматизированные рабочие места (АРМ). На этом уровне происходит контроль, анализ и управление КЭ. На рис. 15 представлена модель региональной многоуровневой системы АСККЭ.
Рис. 4.3. Модель региональной многоуровневой системы АСККЭ
Единая АСККЭ интегрирует в себе функции коммерческого, технологического контроля и управления КЭ по каждому субъекту отдельно и в целом по региону.
Дифференцируем нормы ПКЭ по сечениям. На сечение 1 и 2 не могут быть применены требования ГОСТ-13109-97, эти электросети не относятся к сетям общего назначения. По условиям обеспечения устойчивости энергосистемы в этих сечениях нормируются минимальные коэффициенты запаса статической (апериодической) активной мощности в сечениях и по напряжению в узлах нагрузки. Динамическая устойчивость обеспечивается для max допустимых перетоков в сечении, увеличенных на амплитуду нерегулярных колебаний P в этом сечении.
Таблица 3. Расчетные коэффициенты и допустимые ПКЭ контроля КЭ в сечении 1 и 2
Наименование коэффициента и параметр
Расчетная формула и значение
1. Коэффициент запаса статической (апериодической) устойчивости по активной мощности (KP) в сечении: где Pпр – пред.. апериодической статической устойчивости переток активной мощности; Р – переток в сечении в рассматриваемом режиме, Р > 0; DPнк – амплитуда нерегулярных колебаний активной мощности ( Р ± DPнк).
Коэффициент запаса статической апериодической устойчивости по активной мощности (KP) в сечении не менее 0,2 в нормальном режиме.
2. Значение амплитуды нерегулярных колебаний активной мощности:
где Pн1, Pн2, МВт, – суммарные мощности нагрузки с каждой из сторон сечения.
Коэффициент K, , принимается равным 1,5 при руч. регулировании и 0,75 при автомат. регулировании (ограничении) перетока мощности в сечении.
3. Значения коэффициента запаса по напряжению (KU):
где U – напряжение в узле в режиме; Uкр – критическое напряжение в том же узле, соответствующее границе статической устойчивости электродвигателей.
Коэффициент запаса по напряжению (KU) должен составлять в нормальном режиме:
не менее 0,15
4. Критическое напряжение (Uкр) в узлах нагрузки 110 кВ и выше принимается равным большей из двух величин:
где Uнорм – напряжение в узле нагрузки при нормальном режиме энергосистемы.
0,7·Uном или 0,75·Uнорм
5. Отклонение частоты ∆ f, Гц
− нормальное значение,
− кратковременное максимальное
±0,05
±0,2
СЕЧЕНИЕ 2. По частоте и напряжению аналогично сечению 1. Но промышленный потребитель являются источником искажений ПКЭ. Контроль в ТОП согласно ГОСТ 13109-97 и ПТЭС и С.
Таблица 4. Перечень ПКЭ и их допустимые значения в Сечении 2
Наименование
Допустимые ПКЭ
1. Отклонение частоты ∆f , Гц
таблица 3
2. Установившееся отклонение напряжения δ U y , %
3. Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения, KU, %
− нормально допустимое
− предельно допустимое
2
3
4. Коэффициент n-ой гармонической составляющей напряжения KU(n), %
п. 5.4.2 и т. 2
ГОСТ 13109-97
5. Коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности K2U , %
4
6. Доза фликера
− Pst
− Plt
Прил.В
7. Импульсные напряжения
− грозовые импульсы , кВ
− Коммутационные, кВ
т. Д.1 .Д.2.
110 кВ
220 кВ
480
750
363
705
8. Длительность временного перенапряжения D t пер U, с
Т.5.3. ПТЭС и С
до 1
до 20
до 60
9. Коэффициент временного перенапряжения ,К пер U,
1,47
1,31
1,15
Таблица 5. Перечень ПКЭ и их допустимые значения в Сечении 3, 4, 5
0,2
0,4
Формула
5 и 6
3. Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения при, KU, %
35
кВ
6-20 кВ
4,0
6.0
5,0
8.0
п. 5.4.2 и таблица 2 ГОСТ 13109-97
1,38
1,0
Таблица 6. Перечень ПКЭ и их допустимые значения в Сечении 3, 4,5, 6 согласно EN 50160
Параметры
Время
усреднения
Пределы, которые должны соблюдаться в течение 95% недельного интервала
Предельные значения за неделю
1. Частота
10 с
± 1% 99,5 от 1 года
-6% + 4%
100% недели
2. Изменение напряжения
10 мин
± 10 %
- 15 % +10
Среднее значение напряжения
< 8%
3. Небаланс (несимметрия по обратной последовательности
< 2%,
4. Гармоники
Таблица 4.5
до 40 гармоники
5. Доза фликера
− кратковременная доза фликера, Pst
− длительная доза фликера Plt
120 мин
Plt<1
в течение 95% недели
6. Провалы напряжения
− все
− для СН (местные просадки)
− для НН (местные просадки)
<1с
>1 с
глубина<60%.,
10-15%
10-50%
7. Импульсы напряжения
для СН
для НН
4% нормально
6% нечасто
5% нормально
10% нечасто
8. Повышение напряжения промышленной частоты
СН для незаземл.нейтрали или нейтралью заземлен.через дуг.реактор
− с глухозаземленной нейтралью
НН
2 U ном. с
1,7 U ном.с
1,5 кВ
9. Прерывание подачи напряжения
− короткие
− длинные
< 3 мин. –
менее 1с.
> 3 мин
> 10÷100 раз в год.
70% из них
<10-50 раз в год
Диапазоны отклонения напряжений в ЦП для сечения 3,5,5,6
δU в.3I(II) = δU+ + ΔUнн.iI(II) + ΔUт.iI(II) + ΔUсн.iI(II) – E добI(II), (5)
δU н.3 I(II) = δU- + ΔUнн.iI(II) + ΔUт.iI(II) + ΔUсн.iI(II) – E добI(II) (6)
В заключении сформулированы основные выводы и результаты.
ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ
1. Выполнены исследования и произведен анализ результатов измерений КЭ в сопредельных электрических сетях разных субъектов энергетики по ходу передачи напряжения от 220 кВ до 0,4 кВ, а также влияние промышленной нагрузки на ПКЭ в электросетях низкого, среднего и высокого напряжения. Проведен анализ взаимосвязанных электромагнитных процессов в энергосистеме и сделан вывод о необходимости применения непрерывного наблюдения за ними.
2. В результате обзора методов оценки КЭ в единой энергосистеме в технологическом, математическом и экономическом аспекте установлено, что они не дают полной картины ЭМС в электросети и требуется более совершенного метода оценки, основанном на постоянном централизованном контроле соответствия.
3. Разработана и описана методика единой системы автоматизированного контроля показателей КЭ (АСККЭ) в регионе с одновременным, непрерывным контролем и управлением ПКЭ на напряжение от 0,4 кВ до 220 кВ.
4. Проведена унификация и группирование контрольных пунктов в субъектах по типичным требованиям, с отнесением их к коммерческому или технологическому контролю и определению контролируемых параметров в точках контроля. На основание этого определены 7 сечений контроля КЭ.
5. Предложена схема и обоснована расстановка технических средств измерения по сечениям контроля КЭ из условия получения технологической информации для управления качеством электроэнергии в регионе и коммерческой информации КЭ, влияющей на достоверность учета обращаемой и отчуждаемой электроэнергии.
6. Предложена модель многоуровневой структурной схемы АСККЭ с входящими локальными системами субъектов контроля с возможность управления ПКЭ техническими устройствами в каждом субъекте по команде диспетчерских служб.
7. Произведено дифференцирование норм ПКЭ по сечениям и определены перечни и значения контролируемых ПКЭ в сечениях. При выборе перечня и значений ПКЭ, учтены международные стандарты.
ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ДИССЕРТАЦИИ ОПУБЛИКОВАНЫ В СЛЕДУЮЩИХ РАБОТАХ:
1. Зеленкова Л.И. О построении сквозной системы мониторинга качества электроэнергии//Промышленная энергетика.-2008.-№1.- С. 32-38.
2. Зеленкова Л.И. Некачественная энергия это прямые потери энергии // конференция АСУ «Мособлэлектро» «Потери электроэнергии в городских эл/сетях и технологии их снижения: тез. докл.- Дубна.-2005.- С.3.
3. Зеленкова Л.И. Проблемы сертификации/ / Энергонадзор–информ-СПб-2007-№1(31)- С.32-36.
4. Зеленкова Л.И. Основные вопросы метрологического обеспечения измерений показателей качества электрической энергии// Конференция ФГУП ВНИИМ им. Д.И. Менделеева «Проект положения вопросы метрологического обеспечения измерений показателей качества электрической энергии»:тезис докл.СПб -2006 г. – 5-7 декабря. С.3.
5. Зеленкова Л.И. Проблемы регулирования напряжения// Электрика.-2006.- №5.С.6.
6. Зеленкова Л.И. «Мониторинг качества электрической энергии в аспекте обеспечения безопасности энергосистемы России//Электрика.- 2007- № 1 – С. 6.
7. Зеленкова Л.И. Организация сквозного одновременного мониторинга КЭ в электросетях от 220 кВ до 0,4 кВ.// конференция МЭИ.-2008.С.9.
Страницы: 1, 2