Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Задачи мониторинга при управлении качеством электроэнергии 10
1.1 Классификация задач контроля качества электроэнергии 10
1.2 Задачи управления качеством электроэнергии на основе мониторинга 17
1.2.1 Актуальность применения системы мониторинга качества электроэнергии 17
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
3.2 Критерий определения местоположения источников высших гармоник тока 82
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
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
- Задачи управления качеством электроэнергии на основе мониторинга
- Критерий выбора числа и мест установки средств измерений
- Критерий определения местоположения источников высших гармоник тока
- Применение упрощенной методики определения коэффициентов п-ой гармонической составляющей напряжения
Введение к работе
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 13109-97. 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
5 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 ГЖЭ.
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 ГЖЭ, смоделированы ситуации по изменению электромагнитной обстановки и уровней ГЖЭ для любого вновь вводимого присоединения.
Только использование специализированных средств измерений позволит получить исходные данные для подобных расчетов. При наличии мониторинга КЭ расчеты ГЖЭ могут проводиться в автоматизированном режиме — это позволит прогнозировать ГЖЭ в системе, определить риски отклонения от нормативных ГЖЭ 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,
8 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:
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.
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.
Теоретически обоснован метод определения местоположения источников высших гармоник тока (ВГТ) в электрической сети по знакам
9 активной и реактивной мощностей на n-ой гармонике с использованием данных мониторинга.
4. Показано, что направление потока полной мощности на п-ой гармонике определяется знаками активных и реактивных составляющих на п-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.
Задачи управления качеством электроэнергии на основе мониторинга
Мониторинг представляет собой средство, с помощью которого можно обеспечить: - непрерывность измерений для всех задач; - выбор измеряемых параметров; - наглядность процесса, происходящего в системе; - оперативность получения информации в любой момент времени; - общие принципы управления режимами по КЭ; - формировать управляющие воздействия, направленные на улучшение КЭ [22]. Известно [23], что управление качеством формирует следующие принципы: - принцип открытости на всех уровнях; - принцип конкурентоспособности; - принцип взаимной ответственности; - принцип вовлечения в процесс управления. Применительно к управлению КЭ эти принципы означают следующее.
Принцип открытости на всех уровнях подразумевает одинаковый доступ к информации всех участников электроснабжения, органов государственной власти и потребителей. Этот принцип особенно важен, если речь идет о требованиях безопасности, стандартизации, методах испытаний или сертификации. Доступ к информации, предполагая возможность ее использования для расчётов, анализа, позволяет выявить нарушения в соблюдении нормативных документов и привести к штрафным санкциям. Например, в Австралии открытый доступ к информации по КЭ возможен через Интернет [24]. Такая информация используется в целях обучения, для разработки оборудования (определения уровней помехоустойчивости устройств) и для управления качеством ЭЭ. К принципу открытости следует стремиться, так как он повышает конкурентоспособность продукции.
Подобная система мониторинга ПКЭ в реальном времени и с возможностью просмотра данных через Интернет сделана и в МЭИ (ТУ) [25]. Приборы установлены на действующей распределительной трансформаторной подстанции 10/04 кВ, 7000 кВА (РТП-34, МЭИ). В узловых точках РТП34 осуществляются измерения электрических параметров по высокой стороне — ЮкВ (12 напряжений, 42 тока) и низкой стороне - 0.4кВ (15 напряжений, 99 токов).
Принцип конкурентоспособности подразумевает устранение недостатков продукции. Так как качество продукции зависит от КЭ, то указанный принцип реализуется в устранении несоответствий требованиям, указанным в ГОСТ 13109-97 и в других нормативных документах. Устранение этих недостатков приведет к увеличению конкурентоспособности продукции.
Исходя из принципа одновременности (процесс производства и потребления ЭЭ совпадает во времени), наличие мониторинга позволяет достичь взаимной ответственности всех субъектов электроэнергетики. Зная, что за КЭ ведется постоянный контроль, у субъектов отпадет желание сделать что-либо противоправное, ухудшающее КЭ.
Известно [26], что вовлечение всех сотрудников компании в единый процесс повышает качество продукции, в том числе и ЭЭ. Таким образом, каждый работник будет ощущать себя вовлеченным в процесс производства, передачи, распределения и потребления ЭЭ, который является непрерывным. Наличие мониторинга КЭ при публикации информации о состоянии КЭ в Интернете, позволит любому работнику в любой цепочке оценить, как происходит изменение ПКЭ при различных управляющих воздействиях. Таким образом, мониторинг - это новый подход к управлению качеством ЭЭ.
Можно выделить следующие достоинства мониторинга КЭ: s это один из способов повышения экономической эффективности деятельности сетевых компаний. Позволяет сформировать статистическую базу данных предыдущих измерений, что позволит прогнозировать процессы в электрической системе [27], определить ожидаемые уровни ПКЭ в будущем, предупреждать развитие аварийных ситуаций, снизив таким образом риск возникновения ущерба поставщика и/или потребителя, за счёт своевременно разработанных, обоснованных и вовремя примененных мероприятий по улучшению КЭ. Наличие таких данных, отображающих состояние всех звеньев процесса производства, передачи, распределения и потребления ЭЭ [28], позволит руководству энергокомпаний осуществлять сбалансированные и согласованные управляющие воздействия в зоне своей ответственности; v управление производственными процессами без прекращения энергоснабжения потребителей, совершенствование технологии производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии, рациональное применение энергосберегающих технологий; v определение поврежденного элемента ЭЭС, фиксация точного времени и длительности возникшего нарушения; выявление случаев несанкционированного отбора электроэнергии [29]; повышение точности учета электроэнергии как в энергоснабжающей организации, так и у потребителей [30]; s его реализация требует применения автоматизированных систем сбора, обработки, передачи информации, что уменьшает количество обслуживающего персонала. Это в свою очередь увеличивает скорость обработки информации и уменьшает риск аварийных ситуаций, вызванных ошибочными действиями персонала;
Критерий выбора числа и мест установки средств измерений
При выборе мест установки СИ ПКЭ следует руководствоваться некоторыми критериями, которые позволят оценить эффективность их установки в ЭЭС. При этом критерии должны быть универсальными, то есть пригодными для применения в любой сети. Ниже приводится описание таких критериев.
Известно [63], что для математического описания ЭЭС на ЭВМ используются уравнения узловых параметров (сопротивлений, проводимостей). При этом формируется матрица узловых сопротивлений или матрица узловых проводимостей. Такие матрицы могут использоваться для расчета режима как на основной частоте, так и на высших гармониках, при несимметричных режимах, при провалах напряжения. U, = Г; J, (2.2) Элементы матрицы rj полностью известны и определяются активными и реактивными сопротивлениями элементов сети, поперечными проводимостями линий. Как видно из (2.2) требуется обращение матрицы узловых проводимостей, что легко выполнимо, например, с помощью программного комплекса MathCad [64]. Поэтому в работе не приводится описание способов обращения.
Допустим, что СИ ПКЭ установлены не во всех узлах ЭЭС. Тогда искомые ПКЭ в остальных узлах должны быть рассчитаны по результатам проведенных измерений. Это означает, что в матрице Ц./, известны не все элементы. Например: / последних элементов измерены, а т первых элементов - нет. Т.е. Jm+l,...,Jn v v I параметров измерены. Требуется найти Jv..Jm . При этом общее количество переменных п — т + /. В матрице Цс/JI т последних элементов измерены, а / первых элементов нет. То есть Ul+l,...,Un - измерены. Требуется найти Uv..Ur v т штук Общее количество переменных п = т + /. Таким образом, решить (2.2) возможно в трех случаях:
1. Задающие токи в узлах т и / измерены, а напряжения в узлах ти/ не измерены. Решение системы уравнений представляется весьма простым.
2. Задающие токи в узлах ти/не измерены, а напряжения в узлах т и / измерены. Система уравнений также имеет решения и не требует обращения матрицы узловых проводимостей.
3. Задающие токи в узлах т не измерены, напряжения в узлах / не измерены — это наиболее сложный для решения случай в связи с многочисленными операциями обращения матрицы У. .
Для выбора числа и мест установки СИ в ЭЭС в любом из трех случаев введем ограничения, которые должны быть наложены на исследуемую схему электрической сети. Схему ЭЭС удобней представить в виде графа [65], что облегчит и формирование расчетной матрицы.
Число неизвестных в системе (2.2) матрицами задающих токов и узловых напряжений, то есть количество неизвестных равно 2п. Определить все неизвестные можно путем измерений в каждом узле п. Однако эксплуатация такого числа СИ экономически нецелесообразна. Минимум затрат на систему мониторинга примем в качестве первого ограничения.
Примем в качестве второго ограничения минимальное число СИ. При этом уменьшается число исходных величин для решения системы (2.2), что может привести к увеличению погрешности расчета. Поэтому на выбор числа СИ накладывается третье ограничение — погрешности рассчитанных напряжений.
В соответствии с ГОСТ 13109-97 допустимая абсолютная погрешность измерений (А) не должна превышать ±0,05% (Адоп+ = +0,05%; Адоп_ = -0,05%) при Ки{п) 1 и допустимая относительная погрешности измерений (8) ±5% ( 5Д0П+ = +5%; 5Д0П_ = -5% ) при КЩп) 1. Ограничения по погрешностям расчетов запишем в виде: - по абсолютным погрешностям в именованных единицах: Адоп- — Ь.и(п)этстон ± /(и)К — доп+ (2.3) — по относительным погрешностям в процентах: 5дОП- - "- )Г-100 5доп+, (2.4) —U ( и ) эталон
СИ одновременно измеряет напряжение в одном узле и ток в одном присоединении — установка СИ в одном узле дает две известных величины. Тогда установка СИ в половине узлов позволяет решить систему (2.2), то есть определить все задающие токи и напряжения в остальных узлах. Четвертое ограничение — это максимальное число установленных СИ, которое необходимо для расчета ПКЭ в системе и численно равное половине узлов исследуемой схемы. Такое ограничение получено из предположения, что ко всем узлам сети подключены источники токов.
Определение задающих токов в узлах необходимо для определения мощности источника тока и соответственно мощности нагрузки нелинейного потребителя.
При ограниченном числе СИ результаты расчетов с использованием матричных уравнений могут иметь нарастающую погрешность расчета по мере удаления расчетной точки от точки, где установлено СИ. Чем удаленней расчетная точка от точки измерения (контроля), тем ниже уровень коэффициента п-ой гармонической составляющей напряжения (Ки{п)) [66], при условии отсутствия резонансов. Поэтому СИ ПКЭ должны быть установлены ближе к источникам искажений, то есть к местам присоединения потребителей электроэнергии, искажающих напряжение.
Рассчитав напряжения в остальных узлах для всего графа и коэффициенты п-й гармонической составляющей напряжения (Кцгп)у) необходимо оценить эти результаты с эталонными значениями (Ки( п талон) и рассчитать относительные и абсолютные погрешности.
Если расчетные погрешности находятся в допустимых пределах, то рассматриваемый блок (район сети) выбран верно, приборы расставлены оптимально и, при необходимости, район сети можно укрупнять до тех пор, пока погрешности не превысят допустимые значения. В противном случае размерность блока следует уменьшить. Условия (2.3) и (2.4) используются как критерии выбора числа и мест СИ.
Критерий определения местоположения источников высших гармоник тока
Созданная модель графа (глава 2) с учетом приведенных в приложении ПЗ схем замещения элементов ЭЭС позволяет провести исследование по разработке критерия определения направления высших гармоник тока. Рассмотрим задачу формирования критерия на радиальном участке 47-50 (граф, глава 2).
Известно [71], что при протекании тока / в продольной ветви схемы замещения выделенного участка линии напряжение в конце этого участка будет меньше, чем в его начале, на величину dw за счет потери напряжения в активном сопротивлении и индуктивности на участке 61. Ток в продольной ветви следующего участка уменьшится на величину dz за счет поперечной ветви рассматриваемого участка и имеет две составляющие: ток в активной и ток в емкостной проводимости.
При синусоидальном напряжении источника питания для установившегося режима в точке х можно записать: Ш , (3.17) d/ где U_x, 1_х— комплексные значения напряжения и тока в точке х.
Используя (3.17) можно получить выражения для расчета параметров режима конца/начала линии по данным её начала/конца. При этом начало и конец линии соответствует направлению ребра графа. Для начала участка, обозначенного индексом «1», для гармоник напряжения и тока порядка п справедливо выражение:
Формулами (3.18), (3.19) описывается изменение токов и напряжений в имитационной модели.
Уравнения длинной линии, построенные с использованием волновых характеристик линий электропередач, дают основание рассматривать напряжение и ток в любой промежуточной точке линии как наложение двух волн - падающей и отраженной, двигающихся в противоположных направлениях [71]. Это же справедливо при рассмотрении параметров режима по концам линий. Именно поэтому можно наблюдать (рис. 3.1-3.4, рис. ПЗ. 1-3.3) волнообразное изменение активной и реактивной мощности.
Сложный характер изменения активной и реактивной мощностей можно показать, если преобразовать уравнение полной мощности (3.20). Для преобразований будем использовать формулы токов и напряжений (3.18) и (3.19). Кроме того, учтем что: KJL-0(n) —0(и) У Для того чтобы провести перемножение напряжения и комплексно-сопряженного тока в (3.20) сначала необходимо преобразовать выражение (3.19) и выделить из него мнимую часть. После преобразований (3.19) получим:
Следует отметить, что в выражениях (3.23) и (3.24) присутствуют комплексные напряжения U2{n)=U2a{n)+jU2pM, токи /2(л) = I2a(n) + jl2p{n), волновое сопротивление Z_B (л) = Z5a(n) + jZBpM, содержащие активные и реактивные составляющие. Если с помощью этих формул получить выражения активной и реактивной мощностей, то они будут содержать величины U2a{n),U2p{n),I2a{n),I2pW,ZBa{n),ZBp{ny Это говорит о том, что распределение активной и реактивной мощности гармоник зависит от параметров режима, волнового сопротивления, коэффициентов затухания (а0(п)) и изменения фазы электромагнитной волны (Д(п)) и для определения местоположения источников ВГТ необходимо использовать как (3.23), так и (3.24), то есть активную и реактивную мощность на п-й гармонике. Иногда для упрощения расчетов применяют понятие идеализированной линии, то есть полагают, что коэффициент затухания равен нулю (ro(«) = 0;g"0(n) = 0)- Это справедливо для линий СВН, когда х0(п):» r0(n). В этом случае sh(aQ{n)L) = 0; ch(au{n)L) = 1. Тогда активная мощность на п-ой гармонике будет: Рт =Re( )) = -1_2{п) .U2{n), (3.25) а реактивная мощность: л/3 sin(2Д,„Х) , , , , ч Qm = Ьи&оо) = , І -(&- Й(., + Йс,) (3-26)
Из формул (3.25) и (3.26) видно, что для идеализированной линии в выражение активной мощности не входит волновое сопротивление. Однако, оно входит в выражение для реактивной мощности. Это дополнительное подтверждение того, что для определения местоположения источников ВГТ следует использовать активную и реактивную мощность на п-ой гармонике.
Известно [79], что ток, протекающий через эквивалентное сопротивление, имеющее индуктивный характер, отстает от напряжения на этом сопротивлении; если емкостной, то ток опережает напряжение на сопротивлении. Сопротивления схемы сети всегда известны. Значит, зная эквивалентное сопротивление, рассчитанное через протекающий ток в ветви и напряжение в узле, можно определить направление ВГТ.
Кроме того, для оценки влияния искажающей нагрузки на коэффициенты гармоник напряжения за сутки необходимо знание текущих значений сопротивления сети [80], которые могут значительно изменяться в течение суток из-за коммутаций [81] в сети и изменения нагрузок узлов. Сопротивление рассчитывается по формуле: И,(п) эквив.;(л) = j \р.1Ъ) -i-J(n) где /.(и) - напряжение в і-ом узле; /,_у(п) - ток в отходящей линии от узла і.
Подставим в (3.25) выражения для напряжения и токов (3.18), (3.19), проведем преобразования и группировку вещественной и мнимой составляющих, аналогично тому, как сделано для мощностей.
Применение упрощенной методики определения коэффициентов п-ой гармонической составляющей напряжения
В главе 2 было показано, что для оценки напряжений в узлах при изменениях параметров искажающей нагрузки, без проведения новых измерений во всех выбранных контрольных точках и без составления матрицы узловых проводимостей можно использовать комплексные коэффициенты связи по напряжению между узлами. Это позволяет рассчитать ПКЭ с допустимой погрешностью для некоторой области упрощенно.. Покажем такие области для схемы например, относительно узла графа 12. Режимы изменения параметров источников тока приведены в таблице 4.4. Режим Г принят в качестве базового. Характеристика режимов при проведении эксперимента: 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.
.На рис. 4.6 показаны области погрешностей для режимов 2 и 3- а также значения погрешностей на границах соответствующих областей. Так, например, в режиме 3 область допустимых погрешностей охватывает 36 узлов. Таким образом, установив один прибор в узле графа 12 (обозначено значком w), Ки{п) рассчитывается с погрешностью в определенной области для соответствующего режима (рис.4.6). В режимах 4 и 5 определение КЩп) с допустимой погрешностью возможно во всех 77 узлах графа по данным одного СИ в узле 12. В главе 3 были разработаны критерии определения местоположения источников ВГТ, а также соответствующий алгоритм.
В таблице 4.5 приведены результаты расчетов вещественной и мнимой частей полной мощности в линиях и эквивалентных сопротивлений. В столбце «линия i-j» полужирным шрифтом выделены узлы графа, к которым присоединен источник тока. Расположение этих источников соответствует критериям определения местоположения источников ВГТ (глава 3). Так, например, местоположение источников ВГТ для линий 3-9, 9-13, 13-15, 39-19, 60-39 определяется по типовой схеме № 4; для линий 24-25, 27-29, 31-35, 49-53, 65-66, 60-61, 70-71 по типовым схемам № 1, 2, 3.
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 п-ой 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.
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 124 уменьшить размерность матрицы узловых проводимостей на п-ой гармонике. При этом критерием является допустимые погрешности расчетов.
5. Используя уравнения длинной линии для и-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 i, j, к: если Re(fA._/(n)) 0 и Re(Sk_JOt)) О, или lm(Sk_ n,) 0 и Im(Sk .,,) 0, то источник тока находится на подстанции к; - для конечной подстанции /: если Re(S. (й)) 0, то к подстанции / подключен источник тока; - для конечной подстанции і: если Re(. .(п)) 0, то на подстанции і источник тока отсутствует.
