Разработка методики мониторинга качества электрической энергии в электрических сетях

х.

1.2.2 Нормативно-правовое обеспечение мониторинга в новых условиях20.

1.2.3 Технико-экономические задачи создания системы мониторинга.28.

1.2.4 Методическое обеспечение мониторинга.38.

1.3 Постановка задачи.43.

Глава 2 Разработка методики выбора числа и мест установки средств измерений для мониторинга.44.

2.1 Исходные данные и допущения при разработке методики.44.

2.2 Критерий выбора числа и мест установки средств измерений.48.

2.2.1 Выбор числа и мест установки средств измерений для небольших районов сети и оценка погрешностей расчетов.56.

2.2.2 Выбор числа и мест установки средств измерений в электрических сетях ЭЭС и оценка погрешностей расчетов.61.

2.3 Алгоритм выбора мест установки средств измерений.67.

2.4 Применение коэффициентов связи по напряжению и оценка погрешностей расчетов.69.

2.5 Выводы.76.

Глава 3 Метод определения местоположения источников высших гармоник тока в электрической сети.77.

3.1 Анализ исследований по определению направления высших гармоник тока.77 тока.

3.3 Обоснование разработанного критерия по результатам расчетов.88.

3.4 Алгоритм определения местоположения источников высших гармоник тока.101.

3.5 Типовые схемы определения местоположения источников высших гармоник тока по результатам измерений.101.

3.6 Выводы.103.

Глава 4 Комплексное применение результатов мониторинга в реальной системе и оценка погрешностей расчета.104 I.

4.1 Анализ схемы и формирование блока исходной информации.104.

4.2 Выбор мест установки средств измерений.104.

4.3 Применение упрощенной методики определения коэффициентов п-ой гармонической составляющей напряжения.118.

4.4 Определение местоположения источников высших гармоник тока.119.

4.5 Выводы.122.

Заключение

123.

Библиографический список используемой литературы.126.

Приложения.135.

Приложение к главе 1.135.

Приложение к главе 2.137.

Приложение к главе 3.141.

Приложение к главе 4.154.

Мониторинг качества электроэнергии — это систематическое наблюдение, оценка и прогноз уровней кондуктивных электромагнитных помех в ЭЭС с целью контроля соответствия (или несоответствия) показателей качества электроэнергии требованиям режима ЭЭС и/или установленным требованиям.

Актуальность темы

.

Качественная электрическая энергия — это положительный результат, к которому должны стремиться все субъекты электроэнергетического рынка [1]. Чтобы достичь положительного результата, необходима система управления, ориентированная на выполнение установленных требований. Такие требования установлены в ряде федеральных законов и нормативных документов [1, 2, 3, 4, 5, 6].

С целью защиты прав потребителей в новых рыночных условиях функционирования электроэнергетики проводится сертификация электрической энергии. Обязательная сертификация электроэнергии (ЭЭ) проводится по двум показателям качества электроэнергии (ПКЭ) — это отклонение напряжения и отклонение частоты [7].

Нормы КЭ, являющиеся уровнями ЭМС, установлены ГОСТом 1 310 997. При соблюдении указанных норм обеспечивается ЭМС электрических сетей системы электроснабжения (СЭС) общего назначения и электрических сетей потребителей электроэнергии и электроприемников.

Значительный вклад в решение вопросов по обеспечению качества электроэнергии внесли отечественные ученые: Воропай Н. И., Гамм А. З., Голуб И. И., Жежеленко И. В., Железко Ю. С., Ивакин В. Н., Ковалев В. Д., Кучумов Л. А., Лисеев М. С. Рокотян И.С., Смирнов С. С., Соколов B.C. Работы зарубежных ученых представлены на международных конференциях CIGRE {Group 36), CIRED (Session 2).

Качество электрической энергии (КЭ) должно соответствовать установленным нормативными документами требованиям, так как электроэнергия непосредственно используется при создании других видов продукции, оказывает существенное влияние на экономические показатели производства, качество выпускаемых изделий [8].

В 2006;2007 годах в странах Европейского Союза ущерб потребителей электроэнергии и энергоснабжающих организаций от низкого качества электрической энергии (провалы напряжения, кратковременные и длительные перерывы электроснабжения, высшие гармоники, перенапряжения, фликер, короткие замыкания и проблемы электромагнитной совместимости) составил более 150 млрд евро [9]. Учитывая масштаб экономики России, справедливо утверждать, что ущерб не меньшего размера несет электроэнергетический рынок России.

Многолетний опыт исследовательской лаборатории по качеству электроэнергии МЭИ (ТУ) показывает, что:

— КЭ продолжает оставаться на низком уровне, и поэтому не перестают появляться новые проекты стандартов по обеспечению электромагнитной совместимости (ЭМС) в Россииконтролировать КЭ следует по всему перечню ПКЭ.

Поэтому при подключении к электрическим сетям очередного потребителя электроэнергии требования ГОСТ 13 109–97 должны быть выполнены.

При выдаче электросетевой компанией технических условий присоединения энергопринимающих устройств к электрической сети должны быть проведены соответствующие расчёты всех ПКЭ, смоделированы ситуации по изменению электромагнитной обстановки и уровней ПКЭ для любого вновь вводимого присоединения.

Только использование специализированных средств измерений позволит получить исходные данные для подобных расчетов. При наличии мониторинга КЭ расчеты ПКЭ могут проводиться в автоматизированном режиме — это позволит прогнозировать ПКЭ в системе, определить риски отклонения от нормативных ПКЭ в будущем и заранее разработать мероприятия по нормализации уровней ПКЭ во избежание серьезного ущерба от низкого КЭ.

Решение задач контроля КЭ, перечисленных ниже, возможно только при длительном и непрерывном наблюдении — мониторинге КЭ:

— определение влияния технологического процесса передачи, распределения и потребления ЭЭ на КЭ в контрольных точках сетиконтроль за распределением электромагнитных помех по электрическим сетям ЭЭС и оценка их воздействия на конкретное электрооборудование.

Разработка мероприятий по обеспечению КЭ возможна только после оценки фактического состояния КЭ, что требует организации непрерывного контроля КЭ, то есть мониторинга.

Об актуальности темы говорит и наметившаяся тенденция создания государственной системы прогнозирования в электроэнергетике под эгидой Минэнерго России. Понятно, что прогнозирование уровней ПКЭ возможно осуществить только на базе статистических данных за длительный период. Такие данные можно получить только с помощью мониторинга.

При мониторинге КЭ проводится сбор большего количества информации. Чем больше количество контрольных точек, в которых установлены средства измерения (СИ), тем большее количество информации передается на сервер обработки. Более того, системы мониторинга относятся к дорогостоящим средствам наблюдения за КЭ. Поэтому необходимо соблюдать баланс между количеством и качеством информации. Для этого требуется оптимально выбрать места установки СИ.

Выбор мест установки СИ ПКЭ должен позволять за счет ограниченного количества СИ (меньшего, чем количество узлов исследуемой области ЭЭС) получать достоверные данные о ПКЭ во всех узлах в исследуемой области. Это позволит сократить затраты на СИ, передачу, обработку, хранение информации, обслуживание точек контроля.

Измерения в выбранных местах установки СИ ПКЭ должны позволить определить местоположение потребителей ЭЭ, электромагнитные помехи от которых распространяются по ЭЭС. Электроустановки таких потребителей являются источниками высших гармоник тока. Негативное влияние высших гармоник тока может заключаться в дополнительных потерях в электрических машинах, трансформаторах и сетяхзатруднении компенсации реактивной мощности с помощью батарей конденсаторовсокращении срока службы изоляции электрических машин и аппаратовухудшении работы устройств автоматики, телемеханики и связи [10].

В этой связи целью настоящей диссертационной работы является разработка и расчетная апробация методики мониторинга КЭ в электрических сетях 110 кВ и выше при наличии источников высших гармоник тока.

Задачи, решаемые в диссертационной работе:

— разработка расчетно-инструментальной методики выбора числа и мест установки СИ для мониторинга КЭ;

— разработка метода оценки КЭ во всех точках схемы сети по данным мониторинга КЭ;

— разработка метода упрощенного расчета нормируемых ПКЭ в определенной области электрической сети, относительно измерений, полученных с помощью мониторинга КЭ;

— разработка метода определения местоположения источников высших гармоник тока с использованием данных мониторинга КЭ.

Методы и средства исследования. Поставленные задачи решены на основе теории электрических цепей, математического моделирования, теории четырехполюсников, метода систематизированного подбора.

Для расчетов использовано программное обеспечение Mustang, MathCAD, Spice, Microsoft Excel.

Достоверность полученных результатов базируется на фундаментальных классических положениях общей теории электротехники, корректности выполнения всех теоретических построений, апробации полученных результатов для реальной электрической сети и сравнительных расчетах по разработанной методике и по модели электрической сети в специализированном программном комплексе.

Проведена расчетная апробация разработанных методик и критериев для реальной схемы. При этом расчетные погрешности не превышают допустимых значений.

Научная новизна работы состоит в следующем:

1. Разработана методика выбора числа и мест установки приборов для мониторинга КЭ, при минимальном количестве приборов. Используя данные мониторинга можно определить ПКЭ во всех узлах сети. Размер электрической сети, в рамках которой следует провести выбор мест установки приборов, определяется по разработанным критериям и с учетом предложенных ограничений. Критерием выбора мест установки является обеспечение допустимых погрешностей измеренных ПКЭ. Показано, что масштаб электрической сети следует выбирать с учетом минимума затрат на систему мониторинга при следующих ограничениях: минимальное число приборов, которое необходимо для расчета ПКЭ в системе, численно не должно превышать половины узлов исследуемой схемыпогрешности рассчитанных ПКЭ в узлах, где приборы не установлены должны находиться в допустимых пределах.

2. Предложено использовать комплексные коэффициенты связи по напряжению между узлами сети, которые рассчитываются по результатам измерений в точках мониторинга КЭ. Этот метод позволяет с погрешностью оценить ПКЭ упрощенно для области меньшей размерности. Показано определение численных значений погрешностей. Применение коэффициентов связи возможно при любом количестве потребителей, являющихся источниками ухудшения КЭ.

3. Теоретически обоснован метод определения местоположения источников высших гармоник тока (ВГТ) в электрической сети по знакам активной и реактивной мощностей на п-ой гармонике с использованием данных мониторинга.

4. Показано, что направление потока полной мощности на п-ой гармонике определяется знаками активных и реактивных составляющих на 11-ой гармонике, направления которых соответствуют знакам вещественной и мнимой частей эквивалентного сопротивления. Для определения местоположения источников ВГТ сформированы типовые схемы.

Практическое значение диссертации. Предложенные методы можно применять для:

— организации мониторинга КЭ в электрических сетях;

— определения влияния потребителя, нарушающего требования ГОСТ 13 109–97, на параметры режима в удаленных узлах от места присоединения;

— разработки технических условий на присоединение потребителей электроэнергии;

— разработки мероприятий по обеспечению КЭ с использованием минимального количества средств измерений;

— технико-экономического обоснования при организации систем мониторинга КЭ в электросетевых компаниях.

4.5 Выводы.

Проведенные расчеты с использованием реальной схемы показали, что:

1. Выбранное число и места установки СИ для мониторинга КЭ при несинусоидальности напряжения позволяют рассчитать напряжения на пой гармонике во всех узлах в рамках допустимых погрешностей. При этом, установив приборы в 6 узлах, можно рассчитать напряжения в 77 узлах схемы.

2. Использование измеренных данных одного из шести приборов позволяет рассчитать коэффициенты п-ой гармонической составляющей напряжения упрощенно в определенных областях с допустимой погрешностью. При этом используются комплексные коэффициенты связи по напряжению.

3. Определено местоположение всех семи источников тока с помощью разработанных критериев и типовых схем определения местоположения источников ВГТ. Определение стало возможным за счет использования данных полученных с помощью СИ, которые оптимально расстановлены.

4. Показано совпадение знаков активных и реактивных составляющих полной мощности на п-ой гармонике со знаками вещественной и мнимой частей эквивалентного сопротивления на п-ой гармонике соответственно.

Заключение

.

1. Проведена классификация задач контроля КЭ, и анализ нормативно-правового, технико-экономического и методического обеспечения систем мониторинга КЭ. Предложена структура взаимодействия Центра управления КЭ в электросетевых компаниях с инфраструктурными организациями в электроэнергетике. Определены задачи в рамках разработки методики мониторинга КЭ, которые решены в настоящей диссертации.

2. Разработана методика выбора числа и мест установки СИ для мониторинга КЭ. Соблюдая принцип минимизации числа СИ, в качестве критерия выбора мест установки предложено обеспечение допустимых погрешностей рассчитанных ПКЭ. Размер электрической сети, в рамках которой следует провести выбор числа и мест установки СИ, определяется разработанными численными критериями при условии минимума затрат на систему мониторинга с учетом предложенных ограничений:

— минимальное число СИ;

— погрешности рассчитанных напряжений должны находиться в допустимых пределах;

— максимальное число установленных СИ, необходимое для расчета ПКЭ в системе, численно равно половине узлов исследуемой схемы.

3. Предложены комплексные коэффициенты связи по напряжению между узлами сети. Используя измеренные данные в одном из узлов, который выбран для установки СИ при мониторинге КЭ, можно в определенных областях рассчитать ПКЭ с допустимой погрешностью. Этот метод позволяет оценить нормируемые ПКЭ для некоторой области упрощенно. Определены области допустимых погрешностей. Применение коэффициентов связи возможно при одновременном воздействии неограниченного числа потребителей, нарушающих требования ГОСТ 13 109–97.

4. Показана возможность широкого использования метода четырехполюсника на п-ой гармонике. Использование этого метода позволяет уменьшить размерность матрицы узловых проводимостей на п-ой гармонике. При этом критерием является допустимые погрешности расчетов.

5. Используя уравнения длинной линии для п-ой гармоники, показано, что для определения направления ВГТ доминирующего источника ВГТ следует использовать знаки активной и реактивной мощностей на п-ой гармонике.

6. Разработан метод определения местоположения источников ВГТ, где критерием являются знаки вещественных и мнимых частей полной мощности на п-ой гармонике:

— для промежуточных подстанций г, к если К-е^^.^) > О и > 0 > или) > О и) > 0, то источник тока находится на подстанции к;

— для конечной подстанции /: если Ке (5^ди)) < 0, то к подстанции / подключен источник тока;

— для конечной подстанции г. если К-е^. .(п)) > 0, то на подстанции / источник тока отсутствует.

Метод позволяет однозначно определить местоположение источников ВГТ. На распределение ВГТ оказывает влияние типовая конфигурация схемы, которая включает местоположение и количество источников тока и их параметры, протяженность линий, их номинальное напряжение, количество присоединяемых линий к узлам, а также параметры сопротивлений элементов ЭЭС.

7. Показано, что направление потока полной мощности на п-ой гармонике определяется знаками активных (11е (5д>г))) и реактивных.

Ьп^.д^)) составляющих полной мощности на п-ой гармонике, направления которых соответствуют знакам вещественной (К-е (^эквив .(л))) и мнимой.

1 т (^эквив/у (и))) частей эквивалентного сопротивления. Для определения местоположения источников ВГТ сформированы типовые схемы, использование которых позволяет определить местоположение источников ВГТ на схеме по известным результатам измерений.

8. Показано применение разработанных методик и критериев на реальной схеме. Расчетные погрешности не превышают допустимых значений. При этом показано логическое и последовательное выполнение этапов:

— выбор числа и мест установки СИ для мониторинга КЭ;

— определение значений ПКЭ во всех узлах с помощью модели сети с использованием матриц по данным мониторинга КЭ;

— применение комплексных коэффициентов связи по напряжению относительно измерений, полученных с помощью мониторинга КЭ;

— определение местоположения источников ВГТ по данным мониторинга.

КЭ.