Разработка методики расчетной оценки качества электроэнергии в ЭЭС: На примере Кении

Актуальность темы

К электроэнергетической системе (ЭЭС) Кении присоединены все виды потребителей, вызывающие искажения напряжения (преобразователи, сварочные установки, прокатные станы, дугосталеплавилные печи (ДСП), телевизоры, компьютеры, и т. д.). Известно, что ухудшение качества электроэнергии приводит к электротехническому ущербу (росту потерь электроэнергии, снижению вращающего момента электродвигателей, дополнительному износу изоляции, сокращению срока службы электрооборудования) и технологическому ущербу (снижение производительности оборудования, недо-отпуск продукции), созданию электромагнитных помех, отрицательно влияющих на функционирование средств автоматики, связи, вычислительной техники, а также создающих дискомфортные условия для человека.

При обсуждении с сотрудниками и руководством энергоснабжаюшей организации Кении (КРЬС), выяснилось, что в энергосистеме Кении ведется контроль, в основном, по отклонению напряжения и частоты. Симметрирование напряжения учитывается на проектной стадии. Искажение синусоидальности кривой напряжения пока в энергосистеме не контролируется, поэтому в связи с тем, что нелинейная нагрузка составляет значительную долю, проблема несинусоидальности кривой напряжения актуальна для всех электрических сетей.

Целью данной диссертационной работы является разработка методики анализа состояния ЭЭС по качеству электроэнергии (КЭ) и расчета показателей КЭ ПКЭ, в экстремальных режимах ЭЭС, с целью выявления уровней искажения напряжения расчетным путем и определения необходимости развития инструментального контроля КЭ в энергосистеме Кении.

Основными задачами, решаемыми в диссертационной работе, являются: 1. Анализ состава и графиков нагрузки во всех узлах с целью определения характеристик различных типов источников искажения и их доля в каждом узле ЭЭС;

2. Расчет отклонения напряжения во всех узлах ЭЭС напряжением 132/220 и 11кВ с целью выбора мероприятий по регулированию напряжения и компенсации реактивной мощности;

3. Расчет частотных характеристик ЭЭС с учетом параметров ее схемы замещения для высших гармоник тока (ВГ);

4. Расчет коэффициентов искажения синусоидальности и гармонических составляющих напряжения во всех узлах.

5. Расчет коэффициента несимметрии напряжения по обратной последовательности во всех узлах.

Методы и средства выполнения исследований. Поставленные в работе задачи решались на основе теории электрических цепей, численных методов линейной алгебры, теории оценивания состояния ЭЭС, математического моделирования и вероятностно-статического исследования случайных величин. Исследование проводилось с применением ЭВМ. Научная новизна.

1. Разработана схема замещения ЭЭС Кении, для расчета входных сопротивлений любого узла токам ВГ и обратной последовательности. Схема позволяет учитывать в расчетах все параметры элементов ЭЭС, включая нагрузку. При этом нагрузка может быть эквивалентирована как комплексная, с учетом конкретного вида электроприемников.

2. Проанализированы типичные для ЭЭС Кении виды электроприемников, представляющие собой источники искажения, а также гармонический состав генерируемых ими высших гармоник тока.

3. Проанализированы три вида математической модели, описывающей сопротивления асинхронного двигателя, учитываемые в схемах замещения для токов ВГ и обратной последовательности. Показано, что комплексное сопротивление АД для токов ВГ определяется его сопротивлением КЗ с учетом эффекта вытеснения токов ВГ. Выявлены уравнения, представляющие собой модели нагрузки в узле. Такая модель более подходящая для систем, где информация о нагрузке очень ограничена, например, на проектной стадии, (или при необходимости оценки ПКЭ в узле при подключении перспективной нагрузки).

4. Разработан метод расчета годографа входных сопротивлений и частотных характеристик ЭЭС относительно любого узла. Показана зависимость резонансных частот от отклонения частоты в допустимых пределах, степени компенсации реактивной мощности и мощности нагрузки.

5. Разработана программа расчета входных сопротивлений, позволяющая учитывать отклонение частоты, изменение нагрузки в узлах, порядок гармоники тока и параметры элементов ЭЭС относительно любого узла.

6. Разработан метод расчета Ки и Ки (п). Впервые сделана оценка ПКЭ по гармонической составляющей в узлах ЭЭС Кении. Показано, что учет эффекта вытеснения тока АД, с целью упрощения модели нагрузки, существенно влияет на расчетные значения.

Разработанные алгоритмы и программы, для расчета частотных характеристик, коэффициентов искажения синусоидальности, коэффициентов гармонических составляющих напряжения и коэффициента несимметрии напряжения по обратной последовательности, могут быть использованы в научно-исследовательских и проектных организациях, занимающихся вопросами качества электроэнергии на проектной стадии, при выборе оборудования для компенсации реактивной мощности (КРМ), фильтров и средств регулирования напряжения.

Разработанные методики расчета коэффициентов позволяют получить численные значения Ки? Ки (П) и К2и для любого режима ЭЭС, а также ее частотные характеристики.

4.3 Выводы по Ки.

В данной главе разработан алгоритм расчета Ки. Разработана также программа КШ-БСМ, которая рассчитывает значения Ки во всех узлах. В данной программе имеется возможность учитывать отклонения частоты от номинального значения. Кроме Ки программа выдает значения коэффициентов гармонических составляющих для всех узлов, что дает возможность анализа состояния системы в целом по коэффициенту синусоидальной формы напряжения.

Исследовано влияние эффекта вытеснения тока в АД. Показано (рис. 4.4), что без учета вытеснения тока в АД, с целью упрощения модели нагрузки, значения Ки существенно ниже, чем при учете, в большинстве случаев. Важно отметить, что значения Ки полученные без учета вытеснения тока в АД могут быть завышены или занижены.

Полученные значения Ки для ЭС Кении показывают, что во всех узлах значения Ки не превышают допустимые значения. Однако, в некоторых узлах, эти значения близки к допустимым, согласно ГОСТ 13 109–97. Погрешность результата в основном определяется достоверностью задания состава нагрузки, который принят по справочным данным для российских потребителей. Состав электрооборудования в разных отраслях промышленности в Кении и в России могут сильно отличатся. Для получения конкретных результатов для ЭЭС Кении рекомендуется дальнейшее исследование, с целью уточнения состава нагрузки.

4.4 Расчет коэффициентов несимметрии напряжения в узлах ЭС.

Согласно ГОСТ 13 109–97 устанавливается нормы на уровень напряжения обратной последовательности. В ГОСТе не устанавливаются нормы для обратных последовательностей напряжения на высших гармониках. Поэтому ниже изложен алгоритм расчета напряжения обратной последовательности во всех узлах, только для основной гармоники. В отличие от алгоритма расчета узловых потенциалов для прямой последовательности, для расчета узловых потенциалов для обратной последовательности, необходимо учитывать эффект вытеснения токов в АД (§ 3.1.1). Поскольку индуктивное сопротивление АД существенно уменьшается для токов обратной последовательности, общее сопротивление нагрузки также уменьшается. Сопротивления остальных элементов электрической сети (трансформаторы, линий электропередачи, реакторы, батарей конденсаторов, генераторы и отдельных электроприемников, с исключением электрических машин) остаются такие же, как на основной частоте прямой последовательности. Эквивалентное сопротивление нагрузки рассчитывается по уравнению (3.18) при п=1.

Ввод значения сопротивления и проводимостей линии, трансформаторов, генераторов, реакторов и БК, (в o.e.).

Ввод общей мощности нагрузки и доля АД. Вводится также отклонение частоты с1/, от номинального значения.

Ввод узловых токов обратной последовательности.

Расчет эквивалентного сопротивления нагрузок с учетом вытеснения тока в АД.

Формируется системная матрица проводимостей.

Решение системы уравнении узловых потенциалов типа Г=Уи (например, методом Гаусса).

Рис. 4.8 Алгоритм расчета напряжения обратных последовательностей в узлах сети.

Расчет значения K2u=U2><10(), (U2, o.e.).

ГЛАВА 5.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

Оценка КЭ при его контроля выполняется в соответствии с требованиями ГОСТ 13 109–97 «Норм качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения» и с помощью специализированных средств измерения (СИ) ПКЭ, подключаемых к контрольной точке сети.

Для оценки КЭ по ЭЭС в целом такие СИ должны быть установлены в ее наиболее характерных точках, в которых возможно существенное ухудшение КЭ ввиду близкого расположения достаточно мощных источников искажения, или таковые могут быть присоединены к ЭЭС.

В то же время существует ряд задач, когда инструментальный контроль с целью оценки КЭ в ЭЭС в целом неоправдан ввиду технической сложности его обеспечения и его значительных материальных затрат.

К таким задачам относятся:

— проектирование развития ЭЭС, предусматривающие рост генерирующих мощностей и электропотребления;

— формирование технических условий на присоединение нового потребителя;

— выбор средств регулирования напряжения при заданном балансе реактивной мощности;

— выбор средств компенсации реактивной мощности с целью обеспечения заданного закона регулирования напряжения в узлах ЭЭС;

— выбор фильтрокомпенсирующих и симметрирующих устройств с учетом частотных характеристик ЭЭС;

— учет взаимовлияния искажающих нагрузок на КЭ в характерных узлах ЭЭС;

— оценка КЭ с учетом графика нагрузки потребителей ЭЭС и состава их электроприемников;

— выбор мероприятий по обеспечению КЭ.

Такие задачи должны решаться расчетными методами по алгоритмам и программам, применяемым при расчете режимов ЭЭС, в сочетании с требованиями и условиями, определяющими КЭ. Такими требованиями и условиями являются:

— учет параметров элементов ЭЭС в схемах замещения для расчета соответствующих ПКЭ;

— учет электроприемников по видам и значениям вносимых ими искажений;

— учет корреляционных связей между источниками искажения;

— применения вероятностных методов расчета при оценке графиков нагрузок.

В работе предлагается метод расчетной оценки ПКЭ в ЭЭС и показано, что.

1. Наличие источников искажения в ЭЭС Кении, ее протяженная структура, ограниченность мероприятий по контролю КЭ требует оценки ПКЭ в ЭЭС в целом.

2. Отсутствия средств измерения и опыта работы по контроля КЭ, а также прогноз по развитию ЭЭС Кении определяют необходимость оценки КЭ расчетными методами.

3. Учитывая требования к оценке ПКЭ и наличие достоверной информации о параметрах ЭЭС, составе и характере нагрузок, а также их графиков можно обеспечить расчет ПКЭ (отклонения напряжения, коэффициента искажения синусоидальности и коэффициента несимметрии напряжения по обратной последовательности) во всех узлах ЭЭС напряжением 132 и 220 кВ.

4. Нагрузки узлов должны быть представлены их функциями распределения, полученными на основе обработки реальных графиков, что позволяет выделить наиболее вероятные режимы ЭЭС как по потребляемой мощности, так и составу нагрузки, определяющие наибольшие и наименьшие значения ПКЭ в узлах ЭЭС.

5. Несмотря на широтную ориентацию ЭЭС Кении, и ее протяженность около 1000 км коэффициенты корреляции нагрузок узлов в большинстве случаев составляют 0,8−1, что позволяют для упрощения расчетов применять их равными единице.

6. Источники искажения (электроприемники), представленные как источники тока, должны вводится истинными значениями генерируемых ими токов, при этом для характерных узлов нагрузки источники тока вводятся своими наибольшими значениями.

Основные научные результаты, полученные в диссертации следующие:

1. Проанализированы типичные для ЭЭС Кении виды электроприемников, представляющие собой источники искажения, а также гармонический состав генерируемых им высших гармоник тока.

2. Проанализированы три вида математической модели, описывающей сопротивления асинхронного двигателя, учитываемые в схемах замещения для токов ВГ и обратной последовательности. Показано, что комплексное сопротивление АД для токов ВГ определяется его сопротивлением КЗ с учетом эффекта вытеснения токов ВГ. Выявлены уравнения, представляющие собой модели нагрузки в узле.

3. Разработан метод учета элементов ЭЭС в расчетах ПКЭ. Показано, что при расчете нагрузка в узле должна быть представлена с учетом режима ее работы графика, состава и типа электроприемников. А искажающие ЭП должны рассматриваться в зависимости от их типа характеристик. Показано, что мощность нагрузки может быть задана на определенном.

132 интервале времени, с учетом корреляционных связей узлов, при известном составе ЭП для этого же интервала времени.

4. Установлено, что отклонения основной частоты в допустимых пределах существенно отражается на значениях резонансных частот при неизменной структуре и составу ЭЭС.

5. По разработанной методике расчета Ки и Ки (п), впервые сделана оценка ПКЭ по гармонической составляющей в узлах ЭЭС Кении. Установлено, что учет вытеснения тока в асинхронных двигателях в составе нагрузки существенно сказывается на оценке значения Ки.

6. Предлагаемые методы реализованы в разработанных программах и выполнены по ним расчетах.