Обозначения: dUП - глубина провала; ∆t, с - длительность провала
Результаты измерения на объектах свидетельствуют о наличии искажений КЭ, влияющих на электромагнитную обстановку в сопредельных электросетях и о необходимости применения непрерывного наблюдения за этими процессами. Полученная информация позволяет сделать вывод о накапливающихся проблемах, которые требуют безотлагательных решений в области ЭМС и КЭ. Эти исследования отчетливее ставят вопрос совершенствования методов, средств контроля и управления КЭ.
В четвертой главе предложена система одновременного мониторинга и управления ПКЭ в сопредельных ЭС. При этом важным является выполнение двух задач: коммерческого и технологического контроля КЭ. Коммерческий и технологический контроль это маршрутизация полученной измерительной информации в автоматизированных системах по назначению ее использования.
Коммерческий контроль выполняется в небольших количествах точках контроля (ТК), как правило, это точки поставки электроэнергии.
Технологический контроль выполняется в критичных точках на контролируемых субъектах в регионе, при концепции увеличения точек контроля и приближения их к месту электромагнитных проблем.
Проводим унификацию и определяем обязательные и рекомендуемые ТК, для этого:
− группируем в субъектах КТ по типичным требованиям и отнесению их к коммерческим или технологическим;
− определяем перечень, контролируемых ПКЭ в выделенной группе.
Анализ электрических сетей обоих уровней показал, что общее число контрольных пунктов, на которых должно быть организован контроль КЭ значительно меньше в электросети ВН, чем в электросетях более низких классов напряжения.
Введено 7 категорий сечений контроля КЭ, объединенные общими требованиями:
Первое - входной контроль КЭ на ВН в точках поставки (ТП), на границах раздела балансовой принадлежности (ГРБП), между ФСК (или МРСК) и РСК (либо ТСК).
Второе - выходной контроль в ТП на ВН, на ГРБП или ТОП между МРСК (либо РСК) и Квалифицированным потребителем.
Третье - входной контроль КЭ на ВН или СН1 в ТП, на ГРБП между РСК (либо ТСК) и ГЭС (МУП ЭС, КЭС)) при выполнении услуг по передаче электроэнергии.
Четвертое – выходной контроль КЭ на среднем напряжении (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, на ГРБП, где происходит отчуждение электроэнергии между РСК (либо ТСК) и средним промышленным потребителями с искажающим ПКЭ или чувствительным к искажениям потребителем.
Шестое - выходной и входной контроль КЭ на СН2 или низком напряжении (НН) в ТП, на ГРБП или ТОП, где происходит отчуждение электроэнергии между ГЭС (МУП ЭС, КЭС) и значимыми потребителями 0 категории энергоснабжения (жизнеобеспечения городов: водозаборы, водоканал, очистные, больницы, и т.д) .
Седьмое - входной контроль КЭ на СН2 или на НН периодический в ТП, на ГРБП или в ТОП между ГЭС (МУП ЭС, КЭС) и прочими юридическими и физическими потребителями.
Приведена и описана методика одновременного автоматизированного контроля КЭ от напряжения 220 кВ (110 кВ) до 0,4 кВ.
На рис.13 представлена региональная электрическая схема АСККЭ с сечениями контроля
Рис.13. Региональная электрическая схема АСККЭ с сечениями контроля КЭ
Для организации мониторинга КЭ используется приборы: анализаторы параметров КЭ, регистраторы, регистраторы с установкой пороговых значений ПКЭ, а также интеллектуальные счетчики.
Ввиду наличия алгоритма обработки информации в конструкции анализаторов ПКЭ, при претензиях к КЭ возможен анализ измерений в точках поставки (или на ГРБП) где происходит отчуждении ЭЭ, при максимальной достоверности данных без дополнительных погрешностей на передачу. Регистраторы, не имеют токовых входов и не представляют измерения по характеристикам тока, активной и реактивной мощности, cos φ, производят на месте измерений только регистрацию информации, а подавляющее число операций по обработке и анализу осуществляет центральный процессор. Особая группа - регистраторы КЭ, которые программно протоколируют значения ПКЭ и события, выходящие за установленные оператором пороги.
|
|
Сечение 1 и 3 - регистраторы с установкой пороговых значений.
Сечение 2 - регистраторы без токовых входов с непрерывной регистрацией.
Сечение 4, 5, 6 - Анализаторы ПКЭ, с широкими функциями регистрации по большому объему параметров I, U, P (Анализаторы гармоник выше 2000 Гц и интергармоник).
Сечение 7 – интеллектуальные счетчики без включения в автоматизированную систему, либо периодический контроль КЭ.
На рис.14 представлена схема расстановки технических средств одновременного мониторинга КЭ в сопредельных электросетях.
Рис.1 4. Схема расстановки технических средств одновременного контроля КЭ по сечениям
Применяем приборы класса А (advanced- повышенного типа) в сечениях, где измерительная информация используется в коммерческих расчетах, при спорных вопросах об ущербе при выполнении договоров купли-продажи электроэнергии, где производится проверка ЭЭ на соответствие технических регламентов и стандартам. Приборы класса S (surver - для наблюдений) применяем в сечениях, информация которых используется при управлении КЭ в рабочем режиме энергосистемы.
Региональная автоматизированная система контроля качества электроэнергии (АСККЭ) состоит из локальных систем отдельных субъектов. Это территориально - распределенная. взаимосвязанная 4-х уровневая 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:
− маршрутизацию коммерческой и технологической информации;
− математическую обработку, хранение и архивирование баз данных для АРМ.
Четвертый уровень - автоматизированные рабочие места (АРМ). На этом уровне происходит контроль, анализ и управление КЭ. На рис. 15 представлена модель региональной многоуровневой системы АСККЭ.
Рис. 4.3. Модель региональной многоуровневой системы АСККЭ
Единая АСККЭ интегрирует в себе функции коммерческого, технологического контроля и управления КЭ по каждому субъекту отдельно и в целом по региону.
Дифференцируем нормы ПКЭ по сечениям. На сечение 1 и 2 не могут быть применены требования ГОСТ-13109-97, эти электросети не относятся к сетям общего назначения. По условиям обеспечения устойчивости энергосистемы в этих сечениях нормируются минимальные коэффициенты запаса статической (апериодической) активной мощности в сечениях и по напряжению в узлах 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 контроля КЭ в сечении 1 и 2
|
Наименование 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 |
