автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Разработка методики мониторинга качества электрической энергии в электрических сетях

На правах рукописи

РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ МОНИТОРИНГА КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ

Специальность: 05.14.02 Электростанции и электроэнергетические системы

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

ООЗА(

Москва-2009

003471604

Работа выполнена в Московском энергетическом институте (Техническом университете) на кафедре электроэнергетических систем

Научный руководитель -Официальные оппоненты -

Ведущая организация -

кандидат технических наук, доцент Илья Ильич Карташев доктор технических наук, член - кор. РАН, Бутырин Павел Анфимович кандидат технических наук, Ивакин Виктор Николаевич ОАО «ФСК ЕЭС»

Защита состоится 26 июня 2009 г. в 15 час. 00 мин, в аудитории Г -200 на заседании диссертационного совета Д 212.157.03, Московский энергетический институт (Технический университет), 111250, г. Москва,

____п

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Московского энергетического института (Технического университета).

Автореферат разослан « > илСЬ^ 2009 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета Д 212.157.03 к. т. н., доцент ^£¡0/ — Бердник Е. Г.

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.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

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.

Качественная электрическая энергия - это положительный результат, к которому должны стремиться все субъекты электроэнергетического рынка. Чтобы достичь положительного результата, необходима система управления, ориентированная на выполнение требований, которые установлены в ряде федеральных законоз и нормативных документов.

Нормы КЭ, являющиеся уровнями электромагнитной совместимости (ЭМС), установлены ГОСТом 13109-97. При соблюдении указанных норм обеспечивается ЭМС электрических сетей системы электроснабжения (СЭС) общего назначения и электрических сетей потребителей электроэнергии и электроприемников.

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. Учитывая масштаб экономики России, справедливо утверждать, что ущерб не меньшего размера несет электроэнергетический рынок России.

Значительный вклад в решение вопросов по обеспечению качества электроэнергии внесли отечественные ученые: Жежеленко И.В., Железко Ю.С., Ивакин В.Н., Кузнецов В.Г., Кучумов Л.А., Смирнов С.С., Соколов B.C., Шидловский А.К. Работы зарубежных ученых представлены на международных конференциях CIGRE (Group С4), CIRED.

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

- КЭ продолжает оставаться на низком уровне, хотя не перестают появляться новые проекты стандартов по обеспечению ЭМС в России;

- контролировать КЭ следует по всем ПКЭ, особенно при . подключении к электрическим сетям нового потребителя электроэнергии.

\

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.

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.

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

Разработка мероприятий по обеспечению КЭ возможна только после оценки фактического состояния КЭ во всех узлах электрической сети. Установка специализированных средств измерений во всех узлах экономически нецелесообразна и физически затруднительна.

Выбор числа и 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 исследуемой области. Это позволит помимо затрат на приборы сократить, затраты на передачу, обработку, хранение информации, а также обслуживание точек контроля.

Данные мониторинга КЭ в выбранных местах установки СИ ПКЭ должны позволить определить местоположение потребителей ЭЭ, электромагнитные помехи от которых распределяются по электрическим сетям ЭЭС. Электроустановки таких потребителей являются источниками высших гармоник тока. Негативное влияние высших гармоник тока может проявляться в дополнительных потерях в электрических машинах, трансформаторах и сетях; в батареях конденсаторов; в сокращении срока службы изоляции электрических машин и аппаратов; в ухудшении работы устройств автоматики, телемеханики и связи.

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 расчегно-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,

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. 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 схемы; погрешности 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 допустимой 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 и-ой гармонике с использованием данных мониторинга.

4. Показано, что направление потока полной мощности на и-ой гармонике определяется знаками активных и реактивных составляющих на пой 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 13109-97, 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.

Апробация работы

Основные результаты диссертации докладывались на научных семинарах кафедры «Электроэнергетические системы» МЭИ (ТУ).

Публикации

Основные научные положения диссертации изложены в пяти опубликованных работах, две из которых опубликованы в ведущих рецензируемых изданиях.

Объём и структура диссертации

Диссертация состоит из введения, четырёх глав, заключения, списка литературы, включающего 82 наименования, и четырех приложений. Диссертационная работа изложена на 155 страницах текста, содержит 36 рисунков, 31 таблицу.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первой главе предложена классификация задач контроля КЭ при мониторинге, которая позволяет проработать алгоритм проведения измерений, выбрать предварительные места установки средств измерений для мониторинга КЭ с тем, чтобы решить конкретные задачи контроля КЭ.

Проведен комплексный анализ системы мониторинга для обеспечения КЭ: актуальность применения таких систем, нормативно-правовое обеспечение мониторинга в новых условиях, технико-экономическое обеспечение мониторинга и методическое обеспечение мониторинга.

Предлагается обеспечение КЭ сделать услугой, стоимость которой должна варьироваться в зависимости от требований потребителя. В договора между потребителем ЭЭ и Системным оператором ЕЭС, потребителем ЭЭ и электросетевой и энергосбытовой компаниями должны быть включены требования по обеспечению КЭ, а штрафные санкции должны быть закреплены на законодательном уровне.

Предлагается оператору торговой системы предоставить полномочия проводить выборочные проверки ПКЭ в зонах поставки ЭЭ на соответствие требованиям ГОСТ 13109-97.

В последнее время сформировалось мнение направленное на дополнение ГОСТ 13109-97 некоторыми приложениями, корректирующими его существующие недостатки. Практика показывает, что целесообразней использовать единый стандарт без перекрестных ссылок на другие стандарты.

Известно, что в электросетевых компаниях при установке приборов учета электроэнергии отсутствуют критерии не только выбора числа и мест установки средств измерений, но и принципы единства - часть ириборов позволяет измерять ПКЭ, а часть кет, хотя подстанции, на которых они устанавливаются идентичны.

Всё это говорит о системной проблеме обеспечения КЭ, так как нет взаимодействия между инфраструктурными организациями электроэнергетики, в России отсутствуют авторитетные рабочие группы по обеспечению КЭ в новых условиях, отсутствует союз потребителей ЭЭ.

Предлагается возможная структура взаимодействия Центра управления КЭ (УКЭ) с инфраструктурными организациями электроэнергетики (рисЛ). Такие Центры предлагается создать в электросетевых компаниях.

Минэнерго России !

I------------

| Рабочая группа по вопросам обеспечения КЭ

НП «Совет рынка»

"Же'нтстволо прогнозированию балансов в ! электроэнергетике

ФСТРФ

Муниципальные электрические сети

Рис. 1, Структура взаимодействия Центра УКЭ.

Анализ отечественных и зарубежных работ по выбору числа и мест установки средств измерений для мониторинга КЭ показал, что в основном авторы указывают на необходимость мониторинга как такового, на задачи, которые можно решать с его помощью, на информационно-техническую организацию мониторинга. Однако не указывается, как выбрать число и места установки средств измерений, а также какие практические задачи можно решать с помощью мониторинга КЭ. Таким образом, в настоящее время методическое обеспечение мониторинга КЭ отсутствует.

Во второй главе разработана методика выбора числа и мест установки средств измерений для мониторинга КЭ, а также разработан метод упрощенного расчета нормируемых ПКЭ в определенной области электрической сети.

В делом создание системы мониторинга состоит из трех этапов: предпроектная часть, в рамках которой разрабатываются методики мониторинга КЭ, практическое применение разработанных методик и их уточнение и собственно мониторинг КЭ в выбранных местах установки приборов.

Настоящая диссертация посвящена разработке методики в рамках предпроектной части. При этом реальные измерения не использовались. В качестве имитации реальных измерений проведены расчеты по созданной модели электрической сети в специализированном программном комплексе Spice. Апробация этой программы проведена при выполнении многочисленных научно-исследовательских работ на кафедре ЭЭС МЭИ (ТУ) и для удобства расчеты по этой модели названы «эталонными», а сама модель далее упоминается как имитационная. Следует отметить, что существуют и другие программные продукты, которые можно использовать. При переходе к практике подобные программные продукты не требуются. Это одна из особенностей разработанной методики.

Исходные данные и допущения при разработке методики

В числе исходных данных находятся параметры линий электропередач, трансформаторов, электрических нагрузок.

Применяемые на практике СИ обладают погрешностями, существенно не превышающими допустимые по ГОСТ значения. В проведенных в диссертации расчетах нет необходимости учитывать погрешности СИ, так как при вычитании результатов расчета погрешности взаимно уничтожаются. При практических измерениях их следует добавлять к результатам расчета.

Метрологические характеристики измерительных трансформаторов тока и напряжения не учитываются, так как они не нормируются на высших гармониках тока.

В реальных условиях в электрической сети возможно возникновение резонансов токов и напряжений на частотах высших гармоник тока. Метод выявления таких узлов разработан на кафедре ЭЭС МЭИ (ТУ) и должен применяться до выбора числа и мест установки СИ для мониторинга КЭ. В таких узлах с целью контроля уровня гармоник тока и напряжения при резонансах установка приборов обязательна.

При разработке методики расчеты проводятся с использованием векторных величин напряжений и токов. Современные СИ позволяют измерить амплитуды и фазы напряжений и токов, необходимые для расчетов.

Разработка критериев выбора чиага и мест установки средств измерений, ограничения, алгоритм выбора

Определение ПКЭ в узлах возможно с помощью расчета, который проводится по данным, полученным в имитационной модели. На практике такими данными должны быть результатам проведенных измерений.

Для определения напряжений во всех узлах предлагается использовать матрицы узловых проводимостей, требующие меньших преобразований по сравнению с матрицами узловых сопротивлений. Такие матрицы могут использоваться для расчета режима как на основной частоте, так и на высших

гармониках, при несимметричных режимах, при провалах напряжения. Матрица узловых проводимостей составляется для каждой гармоники отдельно (рис.3, № 6) и при изменении схемы электрической сети также изменяется. Поэтому в диссертации проведены расчеты для наиболее сложного случая - режим электрической сети на высших гармониках.

Расчеты предлагается проводить с использованием следующего матричного уравнения:

о)

где /,

; ¡1,1=

ь*

1„2

' И5

¡' = 1...и, п - количество узлов в исследуемой схеме.

Источники электромагнитных помех моделируются сосредоточенными в узлах источниками высших гармоник тока, которые удобней задавать при матричном анализе задающими токами. Расположение источников электромагнитных помех известно (рис. 3, № 2).

Определить искомые напряжения можно по уравнению (2) (рис.3, № 8), которое получено из (1):

(2)

Элементы матрицы ¡У^Ц полностью определяются известной схемой электрической сети. Как видно из (2) требуется обращение матрицы узловых проводимостей, что легко выполнимо с помощью специальных компьютерных программ.

Установка приборов не во всех узлах означает, что в матрицах |/( ]| и Щ.) | известны не все элементы.

Пусть в матрице [¡¿Ц / последних элементов измерены, а т первых элементов - нет; в матрице |£/,| т последних элементов измерены, а I первых

элементов нет. При этом общее число переменных (п) составляет т + I

При решении (2) возможно три случая:

1. Задающие токи в узлах т и I измерены, а напряжения в узлах т и / не измерены. Решение системы уравнений представляется весьма простым.

2. Задающие токи в узлах т и I не измерены, а напряжения в узлах т и I измерены. Система уравнений также имеет решения и не требует обращения матрицы узловых проводимостей.

3. Задающие токи в узлах т не измерены, напряжения в узлах I не измерены - это наиболее сложный для решения случай в связи с многочисленными операциями обращения матрицы |К(|.

Эти случаи зависят от исходных данных, полученных с помощью имитационной модели. Они же зависят от числа и мест установки приборов.

Электрические сети достаточно разветвленные и для компактного представления их следует представить в виде графа, узлы которого нумеруются, а ребрам задаются направления, соответствующие направлению потока активной мощности на основной частоте (рис.3, № 3, 5). Кроме того, представление схем в виде графа облегчает формирование системы уравнений (2). Фрагмент электрической сети и соответствующий ей граф представлен на рис.2. Следует отметить, схема электрической сети не эквивалентируется, что снижает трудоемкость решения поставленной задачи.

Ребро графа соответствует одному сопротивлению. Некоторые ребра графа имеют общий узел - N. Этот же узел является балансирующим и базисным. Шунты трансформаторов и автотрансформаторов, проводимости линий, нагрузка подстанций, отборы мощности от шин подстанций высокого напряжения имеют соединение с узлом N.

а)

б)

Рис. 2. Формирование графа: а) - фрагмент исследуемой схемы, б) - фрагмент графа.

Далее формируются две модели электрической сети: модель с использованием матриц (рис.3, № 6-8) и имитационная модель (рис.3, № 4,

9)-

Модель с использованием матриц формируется по графу сети, путем составления матрицы узловых проводимостей, а также формирования матриц задающих токов и узловых напряжений.

Особую сложность при моделировании режима на я-ой гармонике представляют линии электропередач. В имитационной модели число П-образных ячеек увеличивается с увеличением порядка гармоники и длины линии. Для того чтобы уменьшить размерность матрицы узловых проводимостей, предлагается в модели с использованием матриц применить П-образную модель линии, параметры которой на я-ой гармонике рассчитываются через гиперболические функции. При таком представлении линия электропередачи - это одно звено. Граф сети остается прежним и не зависящим от порядка гармоники.

После того как сформирована модель с использованием матриц, формируется имитационная модель, используя составленную схему замещения электрической сети. Источники электромагнитных помех в имитационной модели представляются в качестве источников токов.

Проводится отладка двух моделей с помощью контрольных расчетов напряжений в узлах (рис.3, № 10). Отладка двух моделей проводится до тех пор, пока расхождения рассчитанных напряжений по двум моделям не превышают 5% (допустимая погрешность в инженерных расчетах).

Далее проводится расчет напряжений во всех узлах по модели сети с использованием матриц. При этом исходными данными являются расчеты задающих токов по имитационной модели, которые на практике измеряются (рис.3,11-14).

На практике помимо одновременного измерения задающих токов и напряжений в узлах следует проводить измерения и в других контрольных точках, которые будут использоваться для проверки правильности выбора числа и мест установки средств измерений. Другими контрольными точками могут быть электрически ближайшие и удаленные шины подстанций от центров питания, а также шины крупных распределительных подстанций.

При выборе числа и мест установки СИ в любом из трех случаев предлагается пять ограничений, которые должны быть наложены на исследуемую схему электрической сети:

1. Минимум затрат на систему мониторинга.

2. Минимальное число СИ.

3. Погрешности рассчитанных напряжений.

4. Максимальное число установленных СИ, которое необходимо для расчета ПКЭ, численно равно половине узлов исследуемой схемы. Такое ограничение получено из предположения, что ко всем узлам сети подключены источники токов. При этом учитывается возможность одного прибора одновременно измерять напряжение в узле и ток в присоединении (задающий ток).

5. Размерность района (блока) сети, в рамках которого проводится выбор числа и мест установки СИ для мониторинга КЭ.

Первое ограничение имеет более общий характер - затраты на систему мониторинга, включающие в себя: ежегодные издержки на обслуживание одного прибора, ежегодные издержки на передачу, обработку и анализ результатов измерения по всем приборам.

Остальные ограничения частные и с их помощью проводится выбор числа и мест установки средств измерений. Ограничения со второго по пятое являются критериями выбора числа и мест установки средств измерений для мониторинга КЭ.

Очевидно, что сначала необходимо выбрать размер района сети (рис.3, № 1), где планируется осуществить расстановку средств измерений. При выборе размера сети (размерности матрицы узловых проводимостей) предлагается руководствоваться численным критерием, который бы учитывал как количество узлов, так и количество СИ. Такой критерий можно представить как:

—• (3)

п

зад.ток

Где п - это общее количество узлов; п,адток - это количество

задающих токов, которые необходимо измерить.

В соответствии с четвертым ограничением должно соблюдаться необходимое условие Ки>2. Это значит, что чем больше коэффициент, тем большую область можно охватить меньшим количеством СИ. Таким образом, нижний предел Кн составляет 2, а верхний пужв. Из (3) следует,

что минимальное число СИ следует проверять по условию:

. (4)

^узлов

где иси — выбранное число СИ, с использованием первого критерия. Для этого критерия, по тем же причинам, должно соблюдаться условие 0<КХ <0,5.

Одновременное применение двух численных критериев возможно, если использовать следующую целевую функцию:

(5)

и

Проведя расчеты напряжений во всех узлах по двум моделям для различных режимов, рассчитываются относительные и абсолютные погрешности (рис.3, № 15). Рассчитанные погрешности сопоставляются с погрешностями измерений по ГОСТ 13109-97 (рис.3, № 16) - это следует рассматривать как практическую рекомендацию при реальных измерениях.

В соответствии с ГОСТ 13109-97 допустимая абсолютная погрешность измерений (Д) не должна превышать ±0,05% (Алоп+ = +0,05%; Ддоп_ = -0,05%)

при Ки(п) < 1 и допустимая относительная погрешности измерений (5) ±5%

(5Д0П+ = +5%; 5Д0П_ = -5%) при КЩп) г 1.

Ограничения по погрешностям расчетов запишем в виде:

- по абсолютным погрешностям в именованных единицах:

Адоп- - Ки(п)зтаюн ~Ки(п)Г ~ ' (6)

- по относительным погрешностям в процентах:

к —к

-7:--1005Ьдол+) (7)

-^.и(п)эталон

где К±:1ф„а,аи, - коэффициенты и-ой гармонической

составляющей напряжения, рассчитанные с помощью имитационной модели и с помощью модели с использованием матриц соответственно.

Разработанная методика в диссертации рекомендует следующее.

1. Если рассчитанные погрешности укладываются в допустимые значения по ГОСТ 13109-97, то следует проверить возможность уменьшения числа приборов с помощью дробления графа сети на блоки (рис.3, № 17).

а. Для этого формируется множество блоков по разработанным критериям (3), (4), (5). Для блоков в модель с использованием матриц вводятся данные по границам блоков: задающие токи и напряжения в одних и тех же узлах. Такие исходные данные рассчитаны по имитационной модели.

б. Рассчитанные погрешности по (6) и (7) сопоставляют с допустимыми значениями. Если погрешности находятся в допустимых границах, то приборы устанавливаются в тех узлах блока, для которого целевая функция минимальна.

в. Если погрешности выходят за допустимые границы, то число и места установки приборов соответствуют числу и местам расположения источников токов.

2. Если рассчитанные погрешности не укладываются в допустимые значения по ГОСТ 13109-97, то следует проверить возможность уменьшения размерности блока сети и/или увеличения числа приборов (рис.3, № 18).

а. Для этого формируются блоки сети, меньшие чем весь граф, рассчитываются разработанные критерии (3), (4), (5). Блок должен содержать те узлы, для которых погрешность не входит в допустимые границы.

б. Из множества блоков выбирается один с наименьшей целевой функцией и допустимыми погрешностями. Приборы устанавливаются в границах выбранного блока.

в. Если рассчитанные критерии для множества блоков не соответствуют условиям Кн>2 и 0<КУ <0,5, то приборы необходимо установить в тех узлах, в которых погрешность расчета выходит допустимые по ГОСТ 13109-97 значения.

1. Выбор размерности блока по | _критериям Ки, Ку, Цси__)

2. Анализ исследуемой схемы на [

предмет полноты исходной |

информации (параметры элементов |

схемы сети, нагрузок) !

3. Расчет режима для исследуемой схемы на основной частоте

4. Составление схемы замещения для расчета ПКЭ и расчет сопротивлений схемы замещения_

5. Составление графа сети и задание направлений ребрам графа

_ проводимостей для графа сети

7. Формирование матриц узловых напряжений и задающих токов

I

| 8. Составление системы уравнений |

I

Г 9. Формирование имитационной | модели сети по схеме замещения

10. Отладка двух моделей (проверка идентичности задания параметров сети, источников токов, наличия всех элементов схемы в моделях)

Т.

11. Определение числа неизвестных величин в системе уравнений

X

12. Установка приборов в узлах подключения источников тока

13. Определение задающих токов по имитационной модели сети

I 14ГРасчет ПКЭ для графа сети с

помощью модели с использованием матриц по данным __имитационной модели__

jL

15. Расчет погрешностей ПКЭ, полученных по имитационной модели и по модели с использованием матриц_

Условие не выполняется

""16. Погрешность^

абсолютная не выходит за границы ±0,05%, а относительная за границы ±5%^

мовие выполняется

17. Проверка возможности уменьшения числа приборов с помощью дробления графа сети на блоки

Формирование множества блоков, используя разработанные критерии Ки, Ку, ЦСИ

Ввод задающих токов и напряжений в узлах по границам блока в модель с использованием __матриц ___

Расчет погрешностей и сравнение их с

Если рассчитанные погрешности выходят за допустимые границы, то приборы устанавливаются в точках подключения источников тока_

| Если погрешности находятся в допустимых I ! границах, то приборы устанавливаются в тех узлах | I_блока, для которого ЦСИ минимальна_|

18. Проверка возможности уменьшения размерности блока сети и/или увеличения числа приборов

Определение принадлежности узлов, в которых погрешности выходят за допустимые границы, к блоку сети

Уменьшение размерности блока'всего графа. Расчет критериев Ки, Ку, ЦСИ для разных блоков

Установка приборов по границам блока и измерение задающих токов иМпи напряжений и ввод их в модель с использованием матриц

Если рассчитанные критерии Ки, Ку, ЦСИ __соответствуют условиям_

Ки> 2, 0<KyS<>,5, До,-» min, то выбирается один блок с наименьшей целевой фунидией и допустимыми погрешностями

Приборы устанавливаются в границах выбранного блока в точках, обеспечивающих допустимые значения погрешностей по ГОСТ 13109-97

Если рассчитанные критерии не соответствуют

условиям и допустимым погрешностям, то приборы следует установить в узлах, в которых погрешность выходит за допустимые по ГОСТ 13109-97 значения

Рис. 3. Алгоритм выбора числа и мест установки СИ для мониторинга КЭ.

Расстановка приборов по этому алгоритму позволяет оценить КЭ во всех точках схемы сети по данным мониторинга КЭ в определенных узлах.

Метод упрощенного расчета нормируемых ПКЭ в определенной области электрической сети

Для оценки напряжений в узлах при изменениях параметров искажающей нагрузки и без проведения новых измерений во всех выбранных контрольных точках предлагается применить коэффициенты связи по напряжению между узлами. Коэффициенты связи удобны при оценке значений напряжений в некоторых узлах, электрически удаленных от места измерения. При этом не требуется составление матрицы узловых проводимостей, которая может получиться громоздкой, малонаглядной.

Например, комплексный коэффициент связи для коэффициента п-й гармонической составляющей напряжения предлагается рассчитывать по формуле:

,„, Kjjfhn)

2иА «с»)

где р = 1,2,3,.. .,оо - серия режимов, которые характеризуется различными параметрами источников тока, остальная часть схемы остается неизменной. Один из режимов называется базовым. Это такой режим, относительно которого получен коэффициент связи и относительно которого проводится расчет напряжений в узлах.

Ки(г),п), - Km,*) в точках i и j соответственно для

рассматриваемого режима. Узел с индексом i называется базовым. За базовый узел принимается один из узлов, в котором установлен прибор для мониторинга КЭ.

Количество коэффициентов связи будет равно и-1, где п - это количество узлов исследуемой сети.

Для расчёта Ки(п) в режиме «р+1» следует использовать формулу:

Аналогичные формулы применимы и к другим ПКЭ.

Третья глава посвящена разработке метода определения местоположения источников высших гармоник тока в электрической сети с использованием данных мониторинга КЭ. Проведенный анализ исследований на эту тему показал, что необходимо разработать обобщенный критерий однозначного определения местоположения источников высших гармоник тока (ВГТ) в узлах сети, применение которого не зависело бы от количества источников ВГТ и их параметров.

Для разработки критерия использованы уравнения длинной линии на пой гармонике (10), (11), в которых индексом «1» обозначено начало участка: Uw = U1W .ch(r0{n) ■Х,_2) + /2(„)-Z8<n)sh(r4n) (Ю)

-сКг0Ы) -L^ + f^O^-L^), (11)

—ДС")

где

~ / Г0(п) №о(п)

2ВМ = —^-—— волновое сопротивление,

\*000 + А(Л,

(сопротивления с индексом «О» это погонные параметры линий); 1Цп) = ^ом + А(П))-(Яо(Л) + Л(П)) - коэффициент распространения

электромагнитной волны.

Используя формулы (10) и (11) получены формулы расчета активных и реактивных мощностей на частоте «-ой гармоники.

Активная мощность на п-й гармонике в начале участка линии определяется по выражению:

%/з

¿2(л) ' л)

(12)

-,/гг . м ~ .7 Т\\

' «(л) г^в(л)

Реактивная мощность на и-й гармонике: 61(п) = -- ^'• • К1М + сИ (2а^ЬУ^Л (13)

¿'¿.Я(л)

Формулы (12), (13) функционально зависимы от величин: И-гы) > 12(») > аоы)' Ро(п) > ^ ■ Это значит, что для определения направления ВГТ доминирующего источника ВГТ и, следовательно, местоположения источников, следует использовать знаки активной и реактивной мощностей на частоте и-ой гармоники. Эти же величины содержит и эквивалентное

сопротивление, определяемое по формуле:

_ Ц1(п)

-'"Я")

где £/Кп) - напряжение в г-ом узле; /¡_Лп) - ток в отходящей линии от

узла г.

Например, 2эгад11/(л) для начала участка линии можно представить в

виде:

^эгаяв.!(л) = Т7+УТТ' М М

где

£ = 2т [(1/ад ■ 5>г(атП)+1т-гт-сЬ(а0М1))х

■ + 1г(л)' 2а<л)

^ = [/ад 'Яад (СА2(ОГ0(,/)С052(/?0(„^) + +

[ОЙ2 («ад!) зт2 ($,(„,£,) +

-адиС082(/?0(Ю1)^2(«0(л)1)

При этом знак активной мощности на частоте п-ой гармоники определяется знаком вещественной части эквивалентного сопротивления. То же самое и по реактивной составляющей, то есть:

«8П( Ке(&.Л11,)) = )) (16)

щп{ 1ш(^.Лп))) = Ы{2т(п))) (17)

Формулы (16), (17) позволяют определить направление распределения высших гармоник тока по электрической сети.

Разработаны критерии определения местоположения источников ВГТ по данным мониторинга КЭ и сформированы типовые схемы, которые удобны при проведении измерений в электрических сетях (таблица 1).

Таблица 1. Критерии и типовые схемы определения местоположения источников ВГТ. ___

Условие | Типовая схема

—для промежуточных подстанций /, к'

или то источник тока находится на подстанции к, Р Р к }

^ Qk-Jt.ni Г

- для конечной подстанции г:

если Ке(5,_.(л))>0, то к подстанции г подключен источник тока; ) Р Г'-М 3

- для конечной подстанции г:

если Ке(£,-д„))< 0> то на подстанции г источник тока отсутствует. 1 р н,

Для облегчения анализа получаемых результатов рекомендуется строить графические зависимости напряжений, токов, мощностей по концам линий от порядка гармоники.

Разработанные критерии определения местоположения источников ВГТ по данным мониторинга КЭ необходимы для определения местоположения новых подключений, которые не зафиксированы электросетевой компанией, а также для контроля существующих потребителей.

Четвертая глава посвящена расчетной апробации разработанных методик и критериев для реальной схемы, которая содержит:

- 29 линий электропередач напряжением: 1 - 500 кВ, 7 - 220 кВ, 21 -110 кВ;

- 22 подстанции, из которых: 1 - 500 кВ, 5 - 220 кВ, 16 - 110 кВ;

-две ТЭЦ;

- 7 источников электромагнитных помех.

Сформированы и отлажены две модели сети, используемые для расчета. Граф, соответствующий реальной схеме, который необходим для разработки модели с использованием матриц, содержит 77 узлов.

В соответствии с критериями и алгоритмом выбора числа и мест установки приборов (см. выше) проведена установка приборов для мониторинга КЭ по несинусоидальности напряжения, данные которого позволяют оценить Ки(п) во всей схеме электрической сети.

Мониторинг КЭ обеспечивается для данной схемы шестью приборами. Число и места установки приборов соответствуют границам выбранных блоков по критериям (3), (4), (5). При этом целевая функция (5) для выбранного варианта установки СИ меньше, чем для других, что обуславливает выбор именно этого варианта расстановки средств измерений, а также погрешности расчетов находятся в допустимых по ГОСТ 13109-97 границах. При этом достоверность оценки КЭ путем установки приборов именно в этих узлах проверена для различных режимов (№ 1, 2, 3).

Характеристика режимов при проведении экспериментов:

1 - одинаковые амплитуды и фазы всех источников;

2, 3 - случайное изменение амплитуд и фаз источников;

4 - одновременное и пропорциональное повышение амплитуд и фаз источников;

5 - амплитуды соответствуют режиму 1, случайное изменение фаз источников.

Таким образом, мониторинг КЭ по несинусоидальности напряжения для всей схемы, содержащей 77 узлов, можно осуществить с помощью шести приборов.

Используя метод упрощенного расчета нормируемых ПКЭ, по данным мониторинга одного из шести приборов, рассчитаны коэффициенты «-ой гармонической составляющей напряжения и погрешности расчетов. Построены области допустимых и превышающих допустимые значения погрешностей.

Так, например, в режиме 3, который характеризуется случайным изменением параметров источников тока, установив прибор в одном узле, можно с допустимой по ГОСТ 1310-97 погрешностью рассчитать коэффициенты и-ой гармонической составляющей напряжения в 36 узлах.

Применяя разработанные критерии и типовые схемы для определения местоположения источников ВГТ, определено местоположение всех семи источников ВГТ. Определение стало возможным за счет использования данных мониторинга. Кроме того, для всех 29 линий электропередач соблюдаются равенства (16) и (17).

Заключение

1. Проведенная классификация задач контроля КЭ позволила определить цели, которые можно решить с помощью мониторинга КЭ. Проведенный анализ методического обеспечения мониторинга КЭ показал, что в настоящее время отсутствуют методики для решения поставленных задач и разработка методики мониторинга КЭ является актуальной задачей. Предложена структура взаимодействия Центра управления КЭ в электросетевых компаниях с инфраструктурными организациями в электроэнергетике.

2. Разработана методика выбора числа и мест установки СИ для мониторинга КЭ. Соблюдая принцип минимизации количества 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. Применение коэффициентов связи возможно при одновременном воздействии неограниченного числа потребителей, нарушающих требования ГОСТ 13109-97.

4. Показано, что использование метода четырехполюсника на п-ой гармонике позволяет уменьшить размерность матрицы узловых проводимостей на п-ой гармонике.

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

6. Разработан метод определения местоположения источников ВГТ, который позволяет однозначно определить местоположение источников ВГТ для промежуточных и конечных подстанций. При этом критерием являются знаки вещественных и мнимых частей полной мощности на и-ой гармонике.

7. Показано, что направление потока полной мощности на «-ой гармонике определяется знаками активных и реактивных составляющих на пой гармонике, направления которых соответствуют знакам вещественной и мнимой 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. Проведена расчетная апробация разработанных методов на реальной схеме.

Основные положения диссертации изложены в следующих публикациях:

1. Карташев И.И., Подольский Д.С. Системный подход к управлению качеством электрической энергии// Электричество.-2009.-№ 5.

2. Карташев И.И., Подольский Д.С. Методика оптимального выбора мест установки средств измерений при мониторинге качества электроэнергии// Вестник МЭИ (ТУ).-2009.-№ 2.

3. Информационно-аналитический доклад «Функционирование и развитие электроэнергетики Центрального федерального округа Российской Федерации»// Коллектив авторов.-М.: ЗАО «Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике», 2008.

4. Карташев И.И., Тульский В.Н., Подольский Д.С. Современные задачи управления качеством электроэнергии// Энергоаудит.-2007.-№ 3.

5. Карташев И.И., Подольский Д.С. Расчетно-эксперименталыше методы обеспечения электромагнитной совместимости подключаемых электроустановок// Энергоаудит.-2007.-№ 2.

Подписано в печать ¿дШзак. Ш Тир. ?Ф П.л. {,и Полиграфический центр МЭИ(ТУ) Красноказарменная ул.,д.13

Введение.

Глава 1 Задачи мониторинга при управлении качеством электроэнергии.

1.1 Классификация задач контроля качества электроэнергии.

1.2 Задачи управления качеством электроэнергии на основе мониторинга

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.

Введение

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 1310997. 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 России; контролировать КЭ следует по всему перечню ПКЭ.

Поэтому при подключении к электрическим сетям очередного потребителя электроэнергии требования ГОСТ 13109-97 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 сети; контроль 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 сетях; затруднении компенсации реактивной мощности с помощью батарей конденсаторов; сокращении срока службы изоляции электрических машин и аппаратов; ухудшении 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 схемы; погрешности 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 13109-97, 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.

123

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 13109-97.

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(5\д>г))) и реактивных

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

1т(^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.

1. Федеральный закон «Об электроэнергетике» N 35-Ф3 от 26.03.2003.

2. Гражданский кодекс РФ. Официальный текст, действующая редакция-М.: Экзамен, 2001.

3. Правила устройства электроустановок. Шестое издание. М.: ЗАО «Энергосервис», 2000.

4. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей. Минэнерго России № 6 от 13.01.03.

5. ГОСТ 13109-97. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. — М.: Изд-во стандартов, 1998.

6. Федеральный закон «О техническом регулировании» № 184-ФЗ от 27.12.2002.

7. Постановление Правительства РФ от 6 мая 2005 года №291 «Об утверждении положения о лицензировании деятельности по продаже электрической энергии гражданам».

8. Управление качеством электроэнергии/ Карташев И.И., Тульский В.Н., Шамонов Р.Г. и др.; под ред. Шарова Ю.В. М.: Издательский дом МЭИ, 2006.

9. CIRED, Vienna 21-24 May 2007, 19th International Conference on Electricity Distribution. Paper 0263. Roman Targosz (European Copper Institute Poland), Jonathan Manson (JEL Consulting - United Kingdom).

10. Жежеленко И.В. Высшие гармоники в системах электроснабжения промпредприятий. 5-е изд., перераб. и доп. — М.: Энергоатомиздат, 2004.

11. Приказ от 09.11.2007 № 409-541 «О внесении изменений в приказы, регулирующие порядок технологического присоединения энергопринимающих устройств к электрической сети». Источник:

12. Интернет-сайт ОАО «Московская объединенная электросетевая компания».

13. Ивакин В.Н., Ковалев В.Д. Перспективы применения силовой преобразовательной техники в электроэнергетике. Электричество, 2001, №9.

14. Старцев А.П. Опыт повышения качества электроэнергии в ОАО «Пермэнерго». Промышленная энергетика, 2007, № 1.

15. Карташев И.И., Пономаренко И.С. Тульский В.Н., Шамонов Р.Г., Масленников Г.К., Васильев В.В. Качество электрической энергии в муниципальных сетях Московской области. Промышленная энергетика, 2002, № 8.

16. Шидловский А.К., Жаркин А.Ф. Высшие гармоники в низковольтных электрических сетях. Издательство: Наукова думка, Киев, 2005.

17. Основные принципы построения системы контроля, анализа и управления качеством электроэнергии. Горюнов И.Т, Мозгалев B.C., Дубинский Е.В., Богданов В.А., Карташев И.И., Пономаренко И.С. Электрические станции, 1998, № 12.

18. Карташев И.И., Подольский Д.С. Системный подход к управлению качеством электрической энергии. Электричество, № 5, 2009.

19. Есипов Ю.В., Самсонов Ф.А., Черемисин А.И. Мониторинг и оценка риска систем «защита-объект-среда». М.: Издательство ЛКИ, 2008.

20. International standart. Electomagnetic compatibility-testing and measurement techniques-power quality measurement methods. Reference number СЕ1ЯЕС 61000-4-30:2003.

21. EN 50160, Voltage characteristic of electricity supplied by public distribution systems, 1999.

22. Литвак В.В., Маркман Г.З. Повышение эффективности информационного обеспечения энергетических обследований. Промышленная энергетика, 2006, № 5.

23. Power quality monitoring in the Romanian high voltage grid. Doina Ilisiu. 9th International conference. Electrical Power quality and utilization. Barcelona, 9-11 october 2007.

24. Управление качеством / В.П. Мельников, В.П, Смоленцев, А.Г. Схиртладзе; Под ред. В.П. Мельникова. М.: Издательский центр «Академия», 2005.

25. Power quality monitoring in Australasia. V.J. Gosbell, P.K. Muttik. University of Wollongong and Alstom Australia. Session 2002. GIGRE.

26. ГОСТ Р ИСО 9000-2001. Системы менеджмента качества. Основные положения и словарь. М.: Госстандарт России, 2001.

27. Качество электроснабжения в распределительных системах (по материалам 17-й Международной конференции по распределению электроэнергии). Электричество, №12, 2003г.

28. Куликов Ю.А. Хроника международной научно-практической конференции «Мониторинг параметров режимов электроэнергетической системы». Электричество, 2006, № 10.

29. Соколов B.C., Созыкин А.А., Коровкин Р.В., Шейко П.А., Левиков В.В., Дидик Ю.И. Актуальные вопросы мониторинга качества электроэнергии. Технологии электромагнитной совместимости, № 1,2002. Издательство: Технологии.

30. Суднова В.В., Пригода В.П., Хакимов P.P. Принципы построения АИИС мониторинга ПКЭ и управления качеством электроэнергии. Промышленная энергетика, 2007, № 3.

31. Регламент коммерческого учета электроэнергии и мощности. Утвержден Решением Наблюдательного совета НП «АТС» с изменениями от 28.07.2008.

32. Карташев И.И., Тульский В.Н., Подольский Д.С. Современные задачи управления качеством электроэнергии. Энергоаудит №3, 2007 год.

33. Правила оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода. Утверждены постановлением Правительства Российской Федерации от 31.08.2006 г. № 529.

34. Правила функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики. Утверждены постановлением Правительства Российской Федерации от 31.08.2006 №530

35. А. Машкин, А. Якимов, В. Машкин. Ответственность за снижение качества электроэнергии. Обзор арбитражной практики. Новости электротехники, № 6, 2008.

36. Железко Ю.С. Требования к отклонениям напряжения в точках присоединения потребителей к электрическим сетям общего назначения. Промышленная энергетика, №10, 2001.

37. Гительман Л.Д., Ратников Б.Е. Энергетический бизнес: учебник -3-е изд., перераб. и доп. М.: Издательство «Дело» АНХ, 2008.

38. Железко Ю.С. Новые нормативные документы, определяющие взаимоотношения сетевых организаций и покупателей электроэнергии в части условий потребления реактивной мощности. Промышленная энергетика, 2008, № 8.

39. Положение об организации коммерческого учёта электроэнергии и мощности на оптовом рынке. Утверждено и.о. Председателем Правления ОАО РАО «ЕЭС России» 12.10.2001.

40. Проект ГОСТ Р 51317.4.7-2008 (МЭК 61000-4-7:2008). Совместимость технических средств электромагнитная. Системы электроснабжения и подключаемые к ним технические средства. Общее руководство по измерениям гармоник и интергармоник и средствам измерения.

41. Проект ГОСТ Р 51317.4.30-2008 (МЭК 61000-4-30:2008). Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Методы измерений показателей качества электрической энергии.

42. Амосов A.A. Дубинский Ю.А. Копченова Н.В. Вычисленные методы для инженеров: Учебное пособие. — 2-е изд., доп. М.: Издательство МЭИ, 2003.

43. Куренный Э.Г., Лютый А.П. Оценка несинусоидальности напряжения при анализе качества электроэнергии. Электричество, № 8, 2005.

44. Инвестиционная программа ОАО «ФСК ЕЭС» на 2008-2012 годы. http ://www.rao-ees.elektra.ru/ru/investinov/inv programm/

45. Анализ неоднородностей электроэнергетических систем / О.Н. Войтов, Н.И. Воропай, А.З. Гамм, и др. — Новосибирск: Наука. Сибирская издательская фирма РАН, 1999.

46. Гамм А.З., Голуб И.И., Ткачев A.A. Локализация контрольных точек для измерения показателей качества электрической энергии. Электричество, № 10, 2000.

47. Интернет-сайт ОАО «ФСК ЕЭС». «МЭС Центра приступили к эксплуатации системы спутниковой сети передачи данных АИИС КУЭ ЕНЭС в Московском регионе». http://www.fsk-ees.ru/presscentre branches news.html?id=1306, 2008.

48. Положение о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка. Утвержден Решением Наблюдательного совета НП «АТС» с изменениями от 27.06.2008.

49. Кучумов Л.А., Кузнецов А.А., Сапунов М.В. Вопросы измерения параметров электрических режимов и гармонических спектров в сетях с резкопеременной и нелинейной нагрузками. Промышленная энергетика, 2005, №3.

50. Интернет-сайт ОАО «ФСК ЕЭС». «МЭС Северо-Запада завершили монтаж грозотроса с волоконно-оптическим кабелем на линии электропередачи 330 кВ Псков — Великорецкая — Тарту», http://www.fsk-ees.ru/branches sz news.html?id—1098, 2008.

51. Единая энергосистема России. Лисицын Н.В., Морозов Ф.Я., Окин А.А., Семенов В.А. М.: Издательство МЭИ, 1999.

52. Филиппова Н.Г. Основы разработки экспертных систем поддержки принятия решения в электроэнергетике. Лабораторный практикум: Учеб. пособие. М.: Издательство МЭИ, 2003.

53. S. Pispiris, J. Widmer, С. Stanescu. Power quality monitoring system at the interface between transmission and distribution grids, Paris, GIGRE, 2008.

54. Mohamed A. El-Hadidy, Dalai H. Moustafa, Hassan G.Nigm. Sole signature for power quality disturbances using wavelet transform in large scale monitoring system, Paris, GIGRE, 2008.

55. Power quality in electrical Systems. Alexander Kusko, Marc T. Thompson, The McGraw-Hill Companies, Inc, 2007.

56. Power System Harmonics, Second Edition. J. Arrillaga, N.R. Watson. John Wiley & Sons, Ltd, 2003.

57. Методические указания по контролю и анализу качества электрической энергии в электрических сетях общего назначения (Часть 1 РД 153-34.0-15.501-00 и Часть 2 РД 153-34.0-15.501-01).

58. Мареева O.A. Разработка геометрических оценок качества электромагнитных процессов в электрических цепях. Диссертация к.т.н. Москва, МЭИ, 2007.

59. Паули В.К. Внедрение систем менеджмента качества на базе требований стандартов ISO серии 9000 эффективный инструмент достижения целей энергокомпаний. Электрические станции, № 3, 2007

60. Нгуен Дынь Дык. Разработка методики исследования распространения высших гармоник в электроэнергетических системах. Диссертация к.т.н. Москва, МЭИ, 2008.

61. Исследование электрической сети Братского алюминиевого завода, анализ гармонических составляющих, выработка технического задания по улучшению качества электроэнергии// отчет НИР, гос. per. № 01200116049, рук. Карташев И.И., 2000 г.

62. Отчет по научно-исследовательской работе. Энергоаудит. Обследование электрической сети. Анализ структуры, состава и режимов работы электрических сетей ОАО «Кубаньэнерго». Рук. Карташев И.И., 2004.

63. Электрические системы. Электрические расчеты, программирование и оптимизация режимов. Под ред. В.А. Веникова. Учебное пособие для электроэнергетических вузов. М., «Высшая школа», 1973.

64. Очков В.Ф. Mathcad 14 для студентов, инженеров и конструкторов — Спб.: БХВ-Петербург, 2007.

65. Расстановка измерений и обработка измерительной информации в АСДУ ЭЭС. М.С. Лисеев, И.С. Рокотян. М.: Изд-во МЭИ, 1990.

66. Карташев И.И., Подольский Д.С. Расчетно-экспериментальные методы обеспечения электромагнитной совместимости подключаемых электроустановок. Энергоаудит №2, 2007 год.

67. Информационно-аналитический доклад «Функционирование и развитие электроэнергетики Центрального федерального округа

68. Российской Федерации». Коллектив авторов. Издательство: ЗАО «Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике», 2008.

69. Мельников H.A. Матричный метод анализа электрических цепей. Изд. 2-е, перераб. и доп., М., «Энергия», 1972.

70. Тульский В.Н. Развитие методики определения фактического вклада при оценке качества электроэнергии в точке общего присоединения. Диссертация к.т.н. М., МЭИ, 2004.

71. Хайнеман P. PSPICE. Моделировние работы электронных схем: пер. с нем. М.: ДМК Пресс, 2005.

72. Рыжов Ю.П. Дальние электропередачи сверхвысокого напряжения: учебник для вузов. М.: Издательский дом МЭИ, 2007.

73. Карташев И.И., Подольский Д.С. Методика оптимального выбора мест установки средств измерений при мониторинге качества электроэнергии. Вестник МЭИ (ТУ), № 2, 2009.

74. Электрические системы, т.1. Математические задачи электроэнергетики. Под ред. В.А. Веникова. Учебное пособие для электроэнергетических вузов. М., «Высшая школа», 1970.

75. Отчет по научно-исследовательской работе. Этап И. Проведение исследований распространения высших гармоник тока в энергосистеме и их влияния на помехоустойчивость устройств FACTS. Гос.рег.№ 01200511658, рук. Карташев И.И., 2005г.

76. Аррилага Дж. Брэдли Д. Боджер П. Гармоники в электрических системах:Пер. с англ.- М.: Энергоатомиздат, 1990.

77. Review of methods for measurements and evaluation of the harmonic emission level from an individual distorting load. CIGRE 36.06/CIRED 2 Joint WG CC02 (Voltage Quality), January 1999.

78. Шамонов Р.Г. Разработка методики оценки влияния качества электроэнергии на потери мощности и энергии в электрических сетях. Диссертация к.т.н. М., МЭИ, 2003.

79. Гремяков A.A. Вопросы экономически целесообразной компенсации реактивной мощности в распределительных электрических сетях с учетом влияния режимных параметров. Диссертация к.т.н. Москва, МЭИ, 1978.

80. Бессонов JI.A. Теоретические основы электротехники. Электрические цепи: Учебник. 10-е изд.-М.: Гардарики, 2001

81. Смирнов С.С. Метод оценки вклада мощной искажающей нагрузки в коэффициенты высших гармоник напряжения. Электричество, 2008, №8.

82. Смирнов С.С. Коверникова Л.И. Влияние коммутаций элементов сети на режим высших гармоник. Промышленная энергетика, 2000, № 8.

83. Справочник по проектированию электрических сетей под ред. Д.Л. Файбисовича. М: Издательство НЦ ЭНАС, 2005 г.