На правахрукописи
ЗЕЛЕНКОВА ЛАРИСАИЛЬИНИЧНА
РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ОБЕСПЕЧЕНИЯКАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ОТ НАПРЯЖЕНИЯ 0,4 КВ ДО 220 КВ
В УСЛОВИЯХ РЕФОРМИРОВАНИЯ ЭНЕРГЕТИКИ
Специальность05.09.03 – электротехнические комплексы и системы
АВТОРЕФЕРАТ
диссертациина соискание ученой степени
кандидататехнических наук
Москва -2009
Работа выполнена накафедре «Электроснабжение промышленных предприятий» Московского энергетическогоинститута (технического университета).
Научный руководительГамазин доктор технических наук, профессор Станислав Иванович
Официальныеоппоненты д.т.н., профессор
Егоров АндрейВалентинович
к.т.н. ст.науч. сотрудник
СудноваВалентина Викторовна
Ведущаяорганизация ОАО «Объединенная
энергетическаякомпания»
г.Москва
Защита диссертации состоится«22» мая 2009 года в 16-00 в аудитории
М-611 на заседаниидиссертационного совета Д 212.157.2 при Московском энергетическом институте(технический университет) по адресу:
111250, г. Москва, ул. Красноказарменная,д.13.
С диссертацией можноознакомиться в библиотеке Московского энергетического института (техническогоуниверситета)
Отзыв на автореферат вдвух экземплярах, заверенных печатью, просим направить по адресу 111250, г. Москва, ул. Красноказарменная, д.14, Ученый Совет МЭИ (ТУ)
Авторефератразослан «____» апреля 2009 г.
Ученыйсекретарь
Диссертационногосовета Д 212.157.02
к.т.н., доцентС.А.Цырук
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКАРАБОТЫ
Актуальность темы
При реформировании ОАОРАО «ЕЭС России» произошло дробление на региональном уровне АО-энерго на части.Разделились электросетевые организации (ЭСО) по уровням напряжения: Федеральнаясетевая компания, Территориальная сетевая компания, Муниципальные электрическиесети. Организовалась биржа оптового рынка электроэнергии – Администраторторговой сети. Отошли от АО-энерго диспетчерские, сбытовые и ремонтные услуги. После реформирования ответственность за КЭ перешла кмногочисленным субъектам рынка, с потерей единства контроля и управления.
Субъекты оптового рынка поставляютдостаточно качественную электроэнергию. И сетевые организации вносятнезначительные искажения в ПКЭ. Однако, они вместе с электроустановкамипромышленных и прочих потребителей являются взаимозависимыми элементамиэнергосистемы.
По результатампериодических (единичных, сертификационных, инспекционных) измерений вограниченных контрольных точках за ограниченное время, невозможно обеспечитьстабильность качества электроэнергии и достоверность о соответствии качества всистемах электроснабжения.
Контроль КЭ счетчиками в АИИСКУЭ, не позволяет сопоставить результаты измерений с требованиями ГОСТ13109-97. Наблюдение за КЭ в непрерывном режиме специальными приборамипоказалось полезным только единичным ЭСО и небольшим промышленным потребителям(ПП). При этом автоматизированные системы на приборах КЭ, выполняются на одномтипе прибора с определенными функциями, без обмена информацией по ПКЭ ссопредельными электросетями.
Результаты измерений КЭв отдельно взятом субъекте часто показывают нарушение установленных требований.Но помехи не имеют локального характера, и полученная измерительная информация остаетсябесполезной. Эти методы контроля, не достигают цели контроля, не гарантируютстабильности КЭ ни у самого объекта контроля, и тем более, в сопредельныхэлектросетях. И эта проблема усугубляется обострением технологических взаимоотношенийпо регулированию режимов, при отсутствии разграничений прав, обязанностей иответственности.
Контроль и управление ПКЭв сопредельных электросетях, определение источников искажений в режимереального времени, является актуальной и вместе с тем отстающей от потребностейрынка электроэнергии. Кроме того, актуален контрольтоварной ценности энергии, при обращении ее на оптовом и розничном рынке, аособенно в точке поставки осуществлять в постоянном режиме, так как ПКЭ влияютна достоверность количественного учета.
Цельдиссертационной работы.Основной целью диссертации является разработка методики и модели единой автоматизированнойсистемы контроля качества электроэнергии (АСККЭ) в регионе на напряжение от 0,4кВ до 220 кВ с одновременным и непрерывным контролем и управлением показателейкачества электроэнергии (ПКЭ).
Достижение конечной целидиссертации осуществляется путем последовательного решения следующих задач:
1. Проведение исследования КЭ наобъектах энергетики и в электросетях промышленных предприятий в разных регионахстраны.
2. Разработка методики и модели единойАСККЭ в регионе с одновременным, непрерывным контролем и управлением ПКЭ нанапряжение от 0,4 кВ до 220 кВ.
3. Определение сечений контроля КЭ, объединенныхобщими требованиями, перечня ПКЭ и их значений в контролируемых сечениях.
4. Выбор и расстановка техническихсредств, при одновременном мониторинге КЭ в сопредельных электросетях, исходяиз необходимых метрологических требований и уровня достаточности контроля.
5. Определение области возможногоприменения разработанной методики, разработка четких инструктивных материаловпо ее использованию при проектировании и организации мониторинга КЭ всопредельных электросетях.
Положения,выносимые на защиту
1. Методика определения сечений контроляКЭ в сопредельных электросетях, объединенных общими требованиями.
2. Модель единой АСККЭ в регионе нанапряжение от 0,4 кВ до 220 кВ с одновременным и непрерывным контролем иуправлением ПКЭ, с расстановкой технических средствконтроля КЭ.
3. Методика определения перечняПКЭ и их значений в контролируемых сечениях в сопредельных электросетях.
Научная новизна
1. Разработана методика определениясечений контроля КЭ в регионе, объединенных общими требованиями.
2. Разработана модель единой автоматизированнойсистемы контроля качества электроэнергии (АСККЭ) в регионе на напряжение от 0,4кВ до 220 кВ с одновременным и непрерывным контролем и управлением ПКЭ, срасстановкой технических средств контроля КЭ.
3. Разработана методика определенияминимально достаточного перечня ПКЭ и их значений в контролируемых сечениях приавтоматизированном контроле КЭ в сопредельных электросетях.
Практическаяценность работы и ее реализация
1. Достаточно широко проведены натурныеисследования на разных напряжениях и проанализированы результаты измеренийкачества электрической энергии в сопредельных электрических сетях и на шинахподстанций, питающих крупные, средние и мелкие промышленные потребители.
2. Проведен анализ взаимосвязанных электромагнитныхпроцессов в энергосистеме по нарушению уровней напряжения, несинусоидальности,несимметрии, возникновению и распространению провалов, обоснован вывод онеобходимости применения непрерывного наблюдения за ними.
3. Впервые введено 7 сечений контроляКЭ, обобщенных общими требованиями.
4. Произведено дифференцирование нормПКЭ по сечениям при автоматизированном контроле на разных напряжениях.
5. Разработанная методика может бытьрекомендована для пилотного регионального проекта мониторинга КЭ одновременно вэлектросетях энергопредприятий и промышленных электросетях либо бытовых потребителейот напряжения от 0,4 кВ до 220 кВ.
Достоверностьрезультатов
Достоверность результатовбазируется на фундаментальных положениях общей теории электротехники, с учетомпрактического опыта эксплуатации объектов электроэнергетики, Достоверностьрезультатов подтверждается корректностью исходного материала, корректнымиспользованием апробированных методик. В процессе исследований использовались:методы расчета и анализа установившегося режима электросетей; теорииэлектрических цепей, Обработка и анализ статистических данных проводились сиспользованием программ: ResourceUF2Plus, Monitor UF2, Codam Plus, ProryvKE, Энергия 3.
Публикации иапробация работы
Научные и практическиерезультаты и основное содержание работы отражены в 6 публикациях внаучно-технических журналах и материалах конференций, а также докладывались иобсуждались на научных семинарах кафедры электроснабжения промышленныхпредприятий МЭИ (ТУ)
Структура иобъем работы
Диссертационная работасостоит из введения, 4 глав, заключения, списка литературы и приложений. Общийобъем 117 страниц основного текста, 42 иллюстраций, 22 таблицы. Списокиспользованной литературы включает в себя 93 наименований.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введенииобосновывается актуальность работы, сформированы цели и задачи диссертации,охарактеризована ее структура, показана научная новизна работы и еепрактическая ценность, представлены основные положения, выносимые на защиту.
В первой главе приведены общие положения и обзортехнической литературы по теме диссертации. Проведен анализ существующихметодов, контроля КЭ и обзор технических средств, рассмотрены системыавтоматизированного мониторинга КЭ в РФ и в зарубежных странах. Проведенахарактеристика нормативной базы ПКЭ, установлено недостаточность ее длянепрерывного контроля.
Во второй главе определены оценки технологических,математических, экономических аспектов КЭ. Оценка КЭ должна осуществляться длявсей системы, но она сводится оценке влияния нагрузки потребителя наэлектросеть и влияние электросети на нагрузку потребителя. Целым рядом авторовтехнологические аспекты оценки КЭ представляются ухудшением эксплуатационногосостояния отдельного взятого оборудования в результате накопления разрушающихфакторов при некачественной энергии по каждому ПКЭ отдельно. Например:
Технологическаяоценка. Приснижении напряжения происходит перегрев асинхронных двигателей (АД),температура обмоток повышается.
/> (1)
гдеτуст t — начальная температура перегрева АД надтемпературой окружающей среды; τ0-установившаяся температура;Т0 — постоянная времени нагрева, равная времени перегрева АД навеличину τуст t при отсутствиитеплопередачи в окружающую среду.
Математическаяоценка влияния от несимметричной и несинусоидальной нагрузки.
Полная и искажающаямощность в трехфазной трехпроводной системе:
/> (2)
/> (3)
Экономическаяоценка
Значениепотребляемой мощности при отклонении напряжения:
/> (4)
гдеЭ и Э0— потребляемая мощность при напряжении и оптимальнаяпотребляемая мощность электрической энергии при U = U0;dU = U–U0, частные производные определяются приU = U0.
Представленные аспектыоценки КЭ отражает только часть оценки КЭ и не дают полной картины ЭМС вэлектросети.
В третьей главеПроанализированы результаты измерений КЭ, в сопредельных электрических сетяхразных субъектов энергетики по ходу передачи напряжения от 220 кВ до 0,4 кВ,установлены уровни и диапазоны изменений напряжений. Установлено влияние наэлектромагнитную обстановку подключение крупных, средних и мелких примышленныхпотребителей в электросетях ВН, СН и НН.
Объектом исследованияявляютсяэлектросети: ФСК ЕЭС, Тулэнерго, Калугаэнерго, Татэнерго, Амурские КомС, КрасногорскиеЭС, Тульские ГЭС, Обнинское ПКЭС, МУП: Черкесская КЭС, Кохомские сети, промпотребители.
Для целей диссертации исследованыдва уровня:
1-й – электросети высокого напряжения (ВН) — это уровеньсистемной надежности, динамической и статической устойчивости энергосистемы.
2-й – электросети среднего (СН) и низкого напряжения НН) — большой диапазон изменения нагрузок.
Проводились одновременныеизмерения КЭ по ходу передачи ЭЭ сопредельных электросетях на разных субъектахв Тульском регионе: на ш. 220 и 110 кВ п/с Металлургическая — ФСК ЕЭС; на ш. 6кВ п/с Щегловская — Тулэнерго; на ш. 0,4 кВ — МУП.
/>
/>
Рис.1.Отклонение междуфазных напряжений
на шинах 220 кВ
Рис.2.Отклонение междуфазных напряжений на шинах 110кВ
На шинах 220 кВ 110 кВ (рис.1и рис. 2) напряжение сети изменяется в диапазоне не более 2-3% — этосвидетельствует о весьма жестком поддержании стабильности напряжения вэлектросети ВН.
/>
/>
Рис. 3.Отклонение междуфазных напряжений на шинах 6 кВ п/с «Щегловская»
Рис. 4.Отклонение фазных напряжений на шинах 0,4 кВ ТП – 705 МУП «ГЭС»
Значительные отклонениянапряжения происходят уже на СН (рис.3) и НН (рис. 4), так как основной отбормощности ЭП происходит именно на этих уровнях.
На рис.5 представленадиаграммаустановившегося отклонения напряжения δUу на разных субъектах. От ВН к СН и НН в электросетяхувеличивается ширина диапазона изменения U и верхних значений δUу.
/>
Рис.5.Диаграмма отклонения напряжений приодновременном контроле на шинах 220 кВ, 110 кВ, 6 кВ и 0,4 кВ
Современная промышленная энергетикахарактеризуется тем, что наряду, с существованием крупных заводов находятместо большое число малоэнергоемких промышленных организаций. Представленыизмерения на подстанциях, питающих промышленных потребителей.
На рис. 6 представлены испытаниямощности активной и реактивной, а на рис. 7 представлен график фазовых углов между током инапряжением на шинах 220 кВ п/с «Металлургическая» 220/110 кВ.
На шинах 220 кВ нагрузка втечение дня увеличивается в 5 раз, в ночные часы активная мощность уменьшаетсядо «0», и реактивная мощность становится больше активной. Угол между U и I изменяется от 10º до 95º.
/>
Рис 6.Мощность акт. и реакт. на шинах 220 кВ
/>
Рис.7.Фазовые углы между I и U на шинах 220 кВ
На Рис. 8 — измерения нашинах. 6 кВ п/с «Компрессорной». Одновременность включения двигателейкомпрессоров вызывает частые провалы до 30% глубиной. На рис 8 представленадиаграмма установшегося отклонения напряжения на шинах 0,4 кВ ТП-1923 ближайшейк п/с Компрессорной. Все измеренные значения δUу лежат вне зоны НДЗ, как в режиме наименьших, так и наибольшихнагрузок.
/>
Рис.7. Отклонение м, ф. напряжений на шинах 6 кВ п/с «Компрессорная»
/> Рис. 8. Отклонения напряжения на шинах 0,4 кВ ТП-1923
/>
Рис. 9. Активная и реактивная мощность на шинах 0,4 кВ РТП-11
/>
Рис. 10.Сos φ на шинах 0,4 кВ РТП-11
От шин 0,4 кВ РТП-11 питается предприятие по обработке деревянныхизделий, имеющей резкопеременную нагрузку от включения и отключения АД (рис,9)про этом сos φ снижается до 0,4 (рис.10).
В ТОП на шинах 0,4 кВполучают питание, как мелкие промышленные потребители, так и бытовыепотребители.
На рис.11 и табл. 1 представлены измерения на шинах 0,4 кВ ТП-1536,потребитель производство пластиковых окон. Явно выражена несимметрия нагрузкипо фазам, как по величине значений, так и по количеству отсчетов попадающих вэти значения.
На рис. 12 измерения на шинах. 0,4 кВ ТП-17020 — предприятия связи,Зафиксировано превышение n-гармоническойсоставляющей по гармоникам: №3,9,15. Наибольшее превышение происходит по гармонике№9, измеренное значения достигает 1,2% (фаза С) при нормально допустимомзначении 0,75%, предельно допустимом значении 1,13. Время выхода за нормируемоезначение Т1 достигает 100%.
/>
/>
Рис. 11.Диаграмма отклонений напряжений на шинах 0,4 кВ ТП-1536
Рис. 12Результаты измерений n- гармонической составляющей напряжения на шинах 0,4 кВ ТП-17020
Таблица 1. Результаты испытанийэлектрической энергии по коэффициенту нулевой последовательности на шинах 0,4кВ ТП-1536Измеряемая характеристика Результат измерений Нормативное значение Т1 Т2
K0UВ, %
5,44 2,00
60,02
K0UНБ, %
6,00 4,00
45,99
Взаимосвязьпроцессов происходящих в электросети СН и влияние их на сети НН
На примере возникновенияпровалов напряжения можно проследить распространение процессов в сети СН и НН. Втаблице 2 занесены провалы напряжения за сутки на шинах. 110 кВ п/с Мирная(Калуга), на шинах 10 кВ п/с Белкино и 0,4 кВ РП-32 по ходу передачиэлектроэнергии. Например, при возникновении провала в 22:27 на шинах 110 кВ нафазе «А» и «С», вызвал провал на шинах 10 кВ только на фазе «А», а на шинах 0,4кВ на фазе «С». Провал в 22:34 на трех фазах спровоцировал провалы на трехфазах как на шинах 10 кВ Белкино, так и на шинах 0,4 кВ РП-32.
Таблица 2. Влияниепровалов напряжения на сопредельные электросети
Время
НАИМЕНОВАНИЕ />
шины 110 кВ
п/с «Мирная »
шины 10 кВ
п/с «Белкино»,
шины 0,4 кВ РП-32
/> А В С А В С А В С />
δUп
∆t
с
δUп
%
∆t
с
δUп
∆t
с
δUп
%
∆t
с
δUп
%
∆t
с
δUп
%
∆t
с
δUп
%
∆t
с
δUп
%
∆t
с
δUп
%
∆t
с />
/>
1) 14:52
-
-
-
-
-
-
-
- 16 0,1
-
-
-
- 15 0,2
-
- />
/>
2) 14:53
-
-
-
-
-
-
-
- 15 0,2
-
-
-
- 14 0,1
-
- />
/>
3) 22:27 22 0,2
-
- 16 0,1
-
-
-
- 25 0,2 26 0,2
-
-
-
- />
/>
4)22:29
-
-
-
-
-
-
-
- 11 12 0,1
-
-
-
- />
/>
5)22:34 25 0,1 21 0,1 22 0,1 21,3 0,1 19 0,1 24 0,1 25 0,1 22 0,1 18 0,1 />
6) 23:09 18 0,1 26 0,1
-
- 27,9 0,1
-
-
-
-
-
- 28 0,1
-
- />
/> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> />
Обозначения: dUП — глубина провала; ∆t, с — длительность провала
Результаты измерения наобъектах свидетельствуют о наличии искажений КЭ, влияющих на электромагнитнуюобстановку в сопредельных электросетях и о необходимости применениянепрерывного наблюдения за этими процессами. Полученная информация позволяетсделать вывод о накапливающихся проблемах, которые требуют безотлагательныхрешений в области ЭМС и КЭ.Этиисследования отчетливее ставят вопрос совершенствования методов, средствконтроля и управления КЭ.
В четвертой главе предложена система одновременного мониторингаи управления ПКЭ в сопредельных ЭС. При этом важным является выполнение двухзадач: коммерческого и технологического контроля КЭ. Коммерческий и технологическийконтроль это маршрутизация полученной измерительной информации вавтоматизированных системах по назначению ее использования.
Коммерческий контрольвыполняется в небольших количествах точках контроля (ТК), как правило, этоточки поставки электроэнергии.
Технологический контрольвыполняется в критичных точках на контролируемых субъектах в регионе, приконцепции увеличения точек контроля и приближения их к месту электромагнитныхпроблем.
Проводим унификацию иопределяем обязательные и рекомендуемые ТК, для этого:
− группируем всубъектах КТ по типичным требованиям и отнесению их к коммерческим илитехнологическим;
− определяемперечень, контролируемых ПКЭ в выделенной группе.
Анализ электрическихсетей обоих уровней показал, что общее число контрольных пунктов, на которыхдолжно быть организован контроль КЭ значительно меньше в электросети ВН, чем вэлектросетях более низких классов напряжения.
Введено 7 категорийсечений контроля КЭ, объединенные общими требованиями:
Первое - входной контроль КЭ на ВН в точкахпоставки (ТП), на границах раздела балансовой принадлежности (ГРБП), между ФСК(или МРСК) и РСК (либо ТСК).
Второе - выходной контроль в ТП на ВН, наГРБП или ТОП между МРСК (либо РСК) и Квалифицированным потребителем.
Третье — входной контроль КЭ на ВН или СН1 в ТП, на ГРБП междуРСК (либо ТСК) и ГЭС (МУП ЭС, КЭС)) при выполнении услуг по передачеэлектроэнергии.
Четвертое – выходной контроль КЭ на среднемнапряжении (СН2) в ТОП между РСК (либо ТСК) и потребителями средними,мелкими промышленными и бытовыми (нелинейной нагрузкой, переменной нагрузкой,несимметричной нагрузкой).
Пятое - выходной контроль КЭ на СН2 в ТП, наГРБП, где происходит отчуждение электроэнергии между РСК (либо ТСК) исредним промышленным потребителями с искажающим ПКЭ или чувствительным кискажениям потребителем.
Шестое — выходной и входной контроль КЭ наСН2 или низком напряжении (НН) в ТП, на ГРБП или ТОП, где происходит отчуждениеэлектроэнергии между ГЭС (МУП ЭС, КЭС) и значимыми потребителями 0 категорииэнергоснабжения (жизнеобеспечения городов: водозаборы, водоканал, очистные,больницы, и т.д).
Седьмое — входной контроль КЭ на СН2 или наНН периодический в ТП, на ГРБП или в ТОП между ГЭС (МУП ЭС, КЭС) и прочимиюридическими и физическими потребителями.
Приведена и описана методика одновременногоавтоматизированного контроля КЭ от напряжения 220 кВ (110 кВ) до 0,4 кВ.
На рис.13 представленарегиональная электрическая схема АСККЭ с сечениями контроля
/>
Рис.13.Региональная электрическая схемаАСККЭ с сечениями контроля КЭ
Для организациимониторинга КЭ используется приборы: анализаторы параметров КЭ, регистраторы,регистраторы с установкой пороговых значений ПКЭ, а также интеллектуальныесчетчики.
Ввиду наличия алгоритмаобработки информации в конструкции анализаторов ПКЭ, при претензиях к КЭ возможенанализ измерений в точках поставки (или на ГРБП) где происходит отчуждении ЭЭ, примаксимальной достоверности данных без дополнительных погрешностей на передачу. Регистраторы,не имеют токовых входов и не представляют измерения по характеристикам тока,активной и реактивной мощности, cosφ,производят на месте измерений только регистрацию информации, а подавляющеечисло операций по обработке и анализу осуществляет центральный процессор.Особая группа — регистраторы КЭ, которые программно протоколируют значения ПКЭи события, выходящие за установленные оператором пороги.
Расстановкаприборов по сечениям
Сечение 1 и 3 — регистраторы с установкой пороговых значений.
Сечение 2 — регистраторыбез токовых входов с непрерывной регистрацией.
Сечение 4, 5, 6 — АнализаторыПКЭ, с широкими функциями регистрации по большому объему параметров I, U, P (Анализаторы гармониквыше 2000 Гц и интергармоник).
Сечение 7 –интеллектуальные счетчики без включения в автоматизированную систему, либопериодический контроль КЭ.
На рис.14 представлена схемарасстановки технических средств одновременного мониторинга КЭ в сопредельныхэлектросетях.
/>
Рис.1 4.Схема расстановки техническихсредств одновременного контроля КЭ по сечениям
Применяем приборы классаА (advanced- повышенного типа) в сечениях, где измерительная информация используетсяв коммерческих расчетах, при спорных вопросах об ущербе при выполнениидоговоров купли-продажи электроэнергии, где производится проверка ЭЭ насоответствие технических регламентов и стандартам. Приборы класса S (surver- для наблюдений) применяем в сечениях, информация которых используется приуправлении КЭ в рабочем режиме энергосистемы.
Региональнаяавтоматизированная система контроля качества электроэнергии (АСККЭ) состоит из локальных системотдельных субъектов. Это территориально — распределенная. взаимосвязанная 4-хуровневая масштабируемая система:
Первый уровень — измерительные ТТ, ТН и приборы КЭ.
Второй уровень -устройство сбора и передачи данных (УСПД),осуществляющие опрос приборов первого уровня.
Третий уровень — Центры сбора информации (ЦСИ).
Серверы обеспечивают:
− маршрутизациюкоммерческой и технологической информации;
− математическуюобработку, хранение и архивирование баз данных для АРМ.
Четвертый уровень — автоматизированные рабочие места(АРМ). На этом уровне происходит контроль, анализ и управление КЭ. На рис. 15представлена модель региональной многоуровневой системы АСККЭ.
/>
Рис. 4.3. Модельрегиональной многоуровневой системы АСККЭ
Единая АСККЭ интегрируетв себе функции коммерческого, технологического контроля и управления КЭ по каждомусубъекту отдельно и в целом по региону.
Дифференцируем нормыПКЭ по сечениям. Насечение 1 и 2 не могут быть применены требования ГОСТ-13109-97, эти электросетине относятся к сетям общего назначения. По условиям обеспечения устойчивостиэнергосистемы в этих сечениях нормируются минимальные коэффициенты запасастатической (апериодической) активной мощности в сечениях и по напряжению вузлах нагрузки. Динамическая устойчивость обеспечивается для max допустимых перетоков в сечении,увеличенных на амплитуду нерегулярных колебаний P в этом сечении.
Таблица 3. Расчетные коэффициенты и допустимые ПКЭ контроляКЭ в сечении 1 и 2Наименование коэффициента и параметр Расчетная формула и значение
1. Коэффициент запаса статической (апериодической) устойчивости по активной мощности (KP) в сечении: где Pпр – пред… апериодической статической устойчивости переток активной мощности; Р – переток в сечении в рассматриваемом режиме, Р > 0; DPнк – амплитуда нерегулярных колебаний активной мощности ( Р ± DPнк).
Коэффициент запаса статической апериодической устойчивости по активной мощности (KP) в сечении не менее 0,2 в нормальном режиме.
/>
2. Значение амплитуды нерегулярных колебаний активной мощности:
где Pн1, Pн2, МВт, – суммарные мощности нагрузки с каждой из сторон сечения.
Коэффициент K, />, принимается равным 1,5 при руч. регулировании и 0,75 при автомат. регулировании (ограничении) перетока мощности в сечении.
/>
3. Значения коэффициента запаса по напряжению (KU):
где U – напряжение в узле в режиме; Uкр – критическое напряжение в том же узле, соответствующее границе статической устойчивости электродвигателей.
Коэффициент запаса по напряжению (KU) должен составлять в нормальном режиме:
/>
не менее 0,15
4. Критическое напряжение (Uкр) в узлах нагрузки 110 кВ и выше принимается равным большей из двух величин:
где Uнорм – напряжение в узле нагрузки при нормальном режиме энергосистемы.
0,7·Uном или 0,75·Uнорм
5. Отклонение частоты ∆ f, Гц
− нормальное значение,
− кратковременное максимальное
±0,05
±0,2
СЕЧЕНИЕ 2. По частоте и напряжению аналогичносечению 1. Но промышленный потребитель являются источником искажений ПКЭ.Контроль в ТОП согласно ГОСТ 13109-97 и ПТЭС и С.
Таблица 4.Перечень ПКЭ и их допустимые значения в Сечении 2Наименование Допустимые ПКЭ
1. Отклонение частоты ∆f, Гц таблица 3
2. Установившееся отклонение напряжения δ Uy, % таблица 3
3. Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения, KU, %
− нормально допустимое
− предельно допустимое
2
3
4. Коэффициент n-ой гармонической составляющей напряжения KU(n), %
п. 5.4.2 и т. 2
ГОСТ 13109-97
5. Коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности K2U, %
− нормально допустимое
− предельно допустимое
2
4
6. Доза фликера
− Pst
− Plt
Прил.В
ГОСТ 13109-97
7. Импульсные напряжения
− грозовые импульсы, кВ
− Коммутационные, кВ
т. Д.1.Д.2.
ГОСТ 13109-97
110 кВ 220 кВ
480 750
363 705
8. Длительность временного перенапряжения D t пер U, с Т.5.3. ПТЭС и С до 1 до 20 до 60
9. Коэффициент временного перенапряжения, К пер U, 1,47 1,31 1,15 /> /> /> /> /> />
Таблица 5.Перечень ПКЭ и их допустимые значения в Сечении 3, 4, 5Наименование Допустимые ПКЭ
1. Отклонение частоты ∆f, Гц
− нормально допустимое
− предельно допустимое
0,2
0,4
2. Установившееся отклонение напряжения δ Uy, %
Формула
5 и 6
3. Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения при, KU, %
− нормально допустимое
− предельно допустимое
35
кВ 6-20 кВ
4,0
6.0
5,0
8.0
4. Коэффициент n-ой гармонической составляющей напряжения KU(n), % п. 5.4.2 и таблица 2 ГОСТ 13109-97
5. Коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности K2U, %
− нормально допустимое
− предельно допустимое
2
4
6. Доза фликера
− Pst
− Plt
1,38
1,0
Таблица 6. Перечень ПКЭ и их допустимые значения в Сечении 3,4,5, 6 согласно EN 50160Параметры
Время
усреднения Пределы, которые должны соблюдаться в течение 95% недельного интервала Предельные значения за неделю 1. Частота 10 с ± 1% 99,5 от 1 года
-6% + 4%
100% недели 2. Изменение напряжения 10 мин ± 10 % — 15 % +10 Среднее значение напряжения 10 мин Таблица 4.5
до 40 гармоники
5. Доза фликера
− кратковременная доза фликера, Pst
− длительная доза фликера Plt
10 мин
120 мин
Plt
в течение 95% недели
6. Провалы напряжения
− все
− для СН (местные просадки)
− для НН (местные просадки)
>1 с
>1 с
глубина
10-15%
10-50%
7. Импульсы напряжения
для СН
для НН
4% нормально
6% нечасто
5% нормально
10% нечасто
8. Повышение напряжения промышленной частоты
СН для незаземл.нейтрали или нейтралью заземлен.через дуг.реактор
− с глухозаземленной нейтралью
НН
2 U ном. с
1,7 U ном.с
1,5 кВ
9. Прерывание подачи напряжения
− короткие
− длинные
менее 1с.
> 3 мин
> 10÷100 раз в год.
70% из них
Диапазоны отклонения напряжений в ЦП для сечения 3,5,5,6
δUв.3I(II) = δU+ + ΔUнн.iI(II) + ΔUт.iI(II) + ΔUсн.iI(II) – EдобI(II), (5)
δUн.3I(II) = δU- + ΔUнн.iI(II) + ΔUт.iI(II) + ΔUсн.iI(II) – EдобI(II) (6)
Взаключении сформулированы основные выводы и результаты.
ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫРАБОТЫ
1. Выполнены исследования и произведенанализ результатов измерений КЭ в сопредельныхэлектрических сетях разных субъектов энергетики по ходу передачи напряжения от220 кВ до 0,4 кВ, а также влияние промышленной нагрузки на ПКЭ в электросетяхнизкого, среднего и высокого напряжения. Проведен анализ взаимосвязанныхэлектромагнитных процессов в энергосистеме и сделан вывод о необходимостиприменения непрерывного наблюдения за ними.
2. В результате обзора методов оценки КЭв единой энергосистеме в технологическом, математическом и экономическом аспектеустановлено, что они не дают полной картины ЭМС в электросети и требуется болеесовершенного метода оценки, основанном на постоянном централизованном контролесоответствия.
3. Разработана и описана методика единойсистемы автоматизированного контроля показателей КЭ (АСККЭ) в регионе содновременным, непрерывным контролем и управлением ПКЭ на напряжение от 0,4 кВдо 220 кВ.
4. Проведена унификация и группирование контрольных пунктов в субъектах по типичнымтребованиям, с отнесением их к коммерческому или технологическому контролю иопределению контролируемых параметров в точках контроля. На основание этогоопределены 7 сечений контроля КЭ.
5. Предложена схема и обоснованарасстановка технических средств измерения по сечениям контроля КЭ из условия получениятехнологической информации для управления качеством электроэнергии в регионе икоммерческой информации КЭ, влияющей на достоверность учета обращаемой иотчуждаемой электроэнергии.
6. Предложена модель многоуровневойструктурной схемы АСККЭ с входящими локальными системами субъектов контроля свозможность управления ПКЭ техническими устройствами в каждом субъекте покоманде диспетчерских служб.
7. Произведено дифференцирование нормПКЭ по сечениям и определены перечни и значения контролируемых ПКЭ в сечениях.При выборе перечня и значений ПКЭ, учтены международные стандарты.