Разработка методики мониторинга качества электрической энергии в электрических сетях

Вид материала

Содержание

Мониторинг качества электроэнергии –
Общая характеристика работы
Методы и средства исследования.
Mustang, MathCAD
Научная новизна работы
Практическое значение диссертации.
Апробация работы
Объём и структура диссертации
Содержание работы
Рис. 1. Структура взаимодействия Центра УКЭ.
Во второй главе
Рис. 2. Формирование графа: а) – фрагмент исследуемой схемы, б) – фрагмент графа.
Ограничения со второго по пятое являются критериями выбора числа и мест установки средств измерений для мониторинга КЭ.
Рис. 3. Алгоритм выбора числа и мест установки СИ для мониторинга КЭ.
Третья глава
Таблица 1. Критерии и типовые схемы определения местоположения источников ВГТ.
Четвертая глава

Подобный материал:

На правах рукописи

Подольский Дмитрий Сергеевич

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

Москва – 2009

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

Научный руководитель -	кандидат технических наук, доцент Илья Ильич Карташев
Официальные оппоненты -	доктор технических наук, член - кор. РАН, Бутырин Павел Анфимович
	кандидат технических наук, Ивакин Виктор Николаевич
Ведущая организация -	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, Красноказарменная, 17.

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

Автореферат разослан «____» ____________ 2009 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета Д 212.157.03

к. т. н., доцент 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 законов 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 В.С., 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 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.

Научная новизна работы состоит в следующем:

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.
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.
Теоретически обоснован метод определения местоположения источников высших гармоник тока (ВГТ) в электрической сети по знакам активной и реактивной мощностей на n-ой гармонике с использованием данных мониторинга.
Показано, что направление потока полной мощности на n-ой гармонике определяется знаками активных и реактивных составляющих на n-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.

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 приборов позволяет измерять ПКЭ, а часть нет, 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 (рис.1). Такие Центры предлагается создать в электросетевых компаниях.

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 целом 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 числа 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:

, (1)

где

;

, n – 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

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

известны не все элементы.

Пусть в матрице

l последних элементов измерены, а m первых элементов – нет; в матрице

m последних элементов измерены, а l первых элементов нет. При этом общее число переменных (n) составляет m + l.

При решении (2) возможно три случая:

Задающие токи в узлах m и l измерены, а напряжения в узлах m и l не измерены. Решение системы уравнений представляется весьма простым.
Задающие токи в узлах m и l не измерены, а напряжения в узлах m и l измерены. Система уравнений также имеет решения и не требует обращения матрицы узловых проводимостей.
Задающие токи в узлах m не измерены, напряжения в узлах l не измерены – это наиболее сложный для решения случай в связи с многочисленными операциями обращения матрицы .

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 n-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 n-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:

Минимум затрат на систему мониторинга.
Минимальное число СИ.
Погрешности рассчитанных напряжений.
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).
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)

Где

– это общее количество узлов;

– это количество задающих токов, которые необходимо измерить.

В соответствии с четвертым ограничением должно соблюдаться необходимое условие

. Это значит, что чем больше коэффициент, тем большую область можно охватить меньшим количеством СИ. Таким образом, нижний предел

составляет 2, а верхний

. Из (3) следует, что минимальное число СИ следует проверять по условию:

, (4)

где

– выбранное число СИ, с использованием первого критерия. Для этого критерия, по тем же причинам, должно соблюдаться условие

.

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

(5)

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 (∆) не должна превышать ±0,05% (

) при

и допустимая относительная погрешности измерений (δ) ±5% (

) при

.

Ограничения по погрешностям расчетов запишем в виде:

– по абсолютным погрешностям в именованных единицах:

, (6)

– по относительным погрешностям в процентах:

, (7)

где

– коэффициенты n-ой гармонической составляющей напряжения, рассчитанные с помощью имитационной модели и с помощью модели с использованием матриц соответственно.

Разработанная методика в диссертации рекомендует следующее.

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).
1. 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.
2. 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.
3. Если погрешности выходят за допустимые границы, то число и места установки приборов соответствуют числу и местам расположения источников токов.
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).
1. 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.
2. Из множества блоков выбирается один с наименьшей целевой функцией и допустимыми погрешностями. Приборы устанавливаются в границах выбранного блока.
3. Если рассчитанные критерии для множества блоков не соответствуют условиям и , то приборы необходимо установить в тех узлах, в которых погрешность расчета выходит 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 n-й гармонической составляющей напряжения предлагается рассчитывать по формуле:

, (8)

где

– 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.

–

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 n-1, где n – это количество узлов исследуемой сети.

Для расчёта

в режиме «р+1» следует использовать формулу:

, (9)

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 n-ой гармонике (10), (11), в которых индексом «1» обозначено начало участка:

, (10)

, (11)

где

– волновое сопротивление,

(сопротивления с индексом «0» это погонные параметры линий);

– коэффициент распространения электромагнитной волны.

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

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

(12)

Реактивная мощность на n-й гармонике:

(13)

Формулы (12), (13) функционально зависимы от величин:

. Это значит, что для определения направления ВГТ доминирующего источника ВГТ и, следовательно, местоположения источников, следует использовать знаки активной и реактивной мощностей на частоте n-ой гармоники. Эти же величины содержит и эквивалентное сопротивление, определяемое по формуле:

, (14)

где

– напряжение в i-ом узле;

– ток в отходящей линии от узла i.

Например,

для начала участка линии можно представить в виде:

, (15)

где

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

(16)

(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 i, j, k:
если и , или и , то источник тока находится на подстанции k;
– для конечной подстанции i:
если , то к подстанции i подключен источник тока;
– для конечной подстанции i:
если , то на подстанции i источник тока отсутствует.

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

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 n-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 n-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

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.
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.
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.
Показано, что использование метода четырехполюсника на n-ой гармонике позволяет уменьшить размерность матрицы узловых проводимостей на n-ой гармонике.
Используя уравнения длинной линии для n-ой гармоники, показано, что для определения направления ВГТ доминирующего источника ВГТ следует использовать знаки активной и реактивной мощностей на n-ой гармонике.
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 n-ой гармонике.
Показано, что направление потока полной мощности на n-ой гармонике определяется знаками активных и реактивных составляющих на n-ой 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.
Проведена расчетная апробация разработанных методов на реальной схеме.

Основные положения диссертации изложены в следующих публикациях:

Карташев И.И., Подольский Д.С. Системный подход к управлению качеством электрической энергии// Электричество.-2009.-№ 5.
Карташев И.И., Подольский Д.С. Методика оптимального выбора мест установки средств измерений при мониторинге качества электроэнергии// Вестник МЭИ (ТУ).-2009.-№ 2.
Информационно-аналитический доклад «Функционирование и развитие электроэнергетики Центрального федерального округа Российской Федерации»// Коллектив авторов.-М.: ЗАО «Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике», 2008.
Карташев И.И., Тульский В.Н., Подольский Д.С. Современные задачи управления качеством электроэнергии// Энергоаудит.-2007.-№ 3.
Карташев И.И., Подольский Д.С. Расчетно-экспериментальные методы обеспечения электромагнитной совместимости подключаемых электроустановок// Энергоаудит.-2007.-№ 2.

Blog

Разработка методики мониторинга качества электрической энергии в электрических сетях

Содержание