Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Фактический вклад. Способы его определения 9
1.1 Нормативно-правовая база 9
1.2 Фактический и допустимый вклады как механизм управления качеством электрической энергии. Определение виновника ухудшения качества электрической энергии 12
1.3 Современное состояние проблемы управления качеством электрической энергии 16
1.4 Методы определения фактического вклада 19
1.4.1 Метод включения/отключения потребителя 20
1.4.2 Метод построения зависимости ПКЭ^б'нагр) 20
1.4.3 Метод баланса мощностей (токов) в узле электроснабжения 21
1.4.4 Расчетно-аналитический метод 26
1.4.5 Метод эквивалентных источников тока 27
1.5 Выводы (постановка задачи) 34
Глава 2 Анализ условий формирования вклада и требования к ним 35
2.1 Фактический вклад как характеристика режима СЭС 35
2.1.1 Оценка фактического вклада по напряжению 37
2.1.2 Оценка фактического вклада по току 40
2.1.3 Оценка фактического вклада по мощности 41
2.2 Оценка достоверности метода эквивалентных источников тока и метода баланса мощностей 42
2.2.1 Расчет по методу узловых напряжений и формирование массива исходных данных 42
2.2.2 Проверка метода эквивалентных источников тока 49
2.2.3 Проверка метода баланса мощностей искажений в узле 51
2.3 Методическая погрешность метода эквивалентных источников тока... 52
2.4 Оценка области применения метода эквивалентных источников тока.. 57
2.4.1 Практическая оценка соотношений сопротивлений 57
2.4.2 Метод определения приращений токов 58
2.5 Оценка области применения метода эквивалентных источников тока.. 60
2.6 Средства измерения 64
2.7 Выводы 69
Глава 3 Методика оценки фактического вклада и степени виновности в точке общего присоединения 70
3.1 Формирование базы исходных данных 71
3.2 Контроль выполнения требований ГОСТ 13109-97 72
3.3 Оценка доминирующего влияния 73
3.4 Расчет фактического вклада 73
3.4.1 Определение фактического вклада при 0,8<р<1 74
3.4.2 Определение фактического вклада при-1
3.4.3 Определение фактического вклада при -0,8<р<0,8 76
3.5 Определение виновника ухудшения КЭ 80
3.5.1 Порядок суммирования ФВ подсистемы 80
3.5.2 Порядок сравнения ФВ и ДВ подсистемы 82
3.6 Выводы 87
Глава 4 Определение фактического вклада потребителя по результатам измерений в действующих СЭС 88
4.1 Пример 1. Определение фактического вклада при/?—»0 89'
4.2 Пример 2. Определение фактического вклада при р—» 1 94
4.3 Пример 3. Определение фактического вклада при р—+1 97
Заключение 100
Библиографический список использованной литературы 101
Приложения 105
- Фактический и допустимый вклады как механизм управления качеством электрической энергии. Определение виновника ухудшения качества электрической энергии
- Оценка достоверности метода эквивалентных источников тока и метода баланса мощностей
- Определение фактического вклада при 0,8<р<1
- Пример 2. Определение фактического вклада при р—» 1
Введение к работе
Актуальность проблемы
Реформирование отечественной электроэнергетики направлено на организацию и развитие новых экономических отношений. Одним из главных принципов новой организации является использование рыночных отношений и конкуренции в качестве одного из основных инструментов формирования устойчивой системы удовлетворения спроса на электроэнергию при условии обеспечения надлежащего качества и минимума стоимости электроэнергии. Одним из главных показателей эффективности производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии в таких условиях является обеспечение качества электрической энергии (КЭ). С этих позиций все участники электроэнергетического рынка несут ответственность за обеспечение качества электрической энергии.
Гражданский кодекс Российской федерации обязывает
энергоснабжающие организации поставлять потребителю электроэнергию, качество которой отвечает требованиям Государственных (национальных) стандартов и договоров энергоснабжения. Эти же условия нашли свое отражение в, «Федеральном законе об электроэнергетике». Закон определяет ответственность энергосбытовых организаций и поставщиков электроэнергии перед потребителями за надежность обеспечения их электрической энергией и ее качество в соответствии с техническими регламентами и иными обязательными требованиями.
Технические регламенты согласно Федеральному Закону «Об основах технического регулирования» устанавливают «существенные требования», обеспечивающие наряду с другими объектами регулирования, электромагнитную совместимость технических средств в системах электроснабжения.
Так технический регламент «Об электромагнитной совместимости» устанавливает перечень низкочастотных кондуктивных помех,
5 характеризующих КЭ по его показателям, нормируемым национальным стандартом (ГОСТ 13109-97) «Электромагнитная совместимость. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения»! і].
Проведенные исследования качества электрической энергии в системах электроснабжения различных классов напряжения и проведенные измерения показали, что степень влияния субъектов энергетического рынка на качество электроэнергии действительно существенна. Поэтому и возникает необходимость ограничения влияния на качество электроэнергии как энергоснабжающими организациями (поставщиками) так и потребителя на границе их раздела. Сторона, превысившая эти ограничения, рассматривается как виновник ухудшения качества электроэнергии. Такая задача должна решаться путем измерений фактического влияния (вклада) каждой стороны в уровень показателей качества электроэнергии (ПКЭ) в контрольной точке и сравнения его с допустимым ограничением.
Зная виновника, можно воздействовать на него путем разработки мероприятий по ограничению его отрицательного влияния на КЭ. Такие мероприятия, например, могут регламентироваться договором энергоснабжения и обязывать виновную сторону либо применять технические средства по ограничению уровня вносимых им помех, либо компенсировать тот ущерб, который он наносит другим подсистемам.
Можно выделить несколько технико-экономических причин необходимости измерения фактического вклада:
Выявление потребителей и их электроприемников, влияние которых в точке общего присоединения приводит к ухудшению КЭ;
Управление режимом работы электроприемников путем введения мероприятий, направленных на обеспечение КЭ;
3) Регулирование договорных отношений между энергоснабжающей организацией и потребителем в части влияния сторон на КЭ на границе их раздела;
В такой постановке оценка фактического вклад может быть проведена только на основе результатов измерения, т.е. инструментальным путем, что на сегодняшний день представляется методически нерешенным.
Последние десять лет усилия широких кругов специалистов направлены на решение задач по улучшению КЭ в электрических сетях всех классов напряжения. Значительный вклад в решение рассматриваемых проблем внесли отечественные ученые: Жежеленко И.В., Железко Ю.С., Зыкин Ф.А., Майер В.Я., Иванов B.C., Кузнецов В.Г., Курбатский В.Г., Кучумов Л.А., Смирнов С.С., Соколов В.И., Соколов B.C.. Работы зарубежных ученых представлены на международных конференциях CIGRE (Group 36) и CIRED (Session 2). Были разработаны несколько методов оценки фактических вкладов нелинейных потребителей, один из которых представлен в Методических указаниях по контролю и анализу качества электрической энергии в электрических сетях общего назначения (Часть 1 и 2 РД 153-34.0-15.501-(00)01).
Таким образом, задача состоит в том, чтобы, проанализировав достоинства и недостатки этих методов:
Разработать метод, который должен быть ориентирован на применение средств измерения, результаты измерения должны рассматриваться как исходные данные для расчета текущего значения фактического вклада с применением специальных алгоритмов.
Разработать алгоритм обработки результатов измерения с целью оценки фактического вклада.
Оценить погрешности метода, обусловленные многообразием параметров режима нелинейной нагрузки в сравнении с условиями заданными базовыми методами.
Разработать алгоритм оценки фактического вклада подсистем на длительных интервалах наблюдения установленных ГОСТ 13109-97.
Осуществить апробацию метода и дать оценку его практического применения в действующих системах различного класса напряжения.
Методы и средства «исследований. Методика проведения выполненных исследований основана на теории электрических цепей, математического моделирования, с применением экспериментальных исследований в действующих системах электроснабжения различных классов напряжения с использованием современных средств измерения.
Достоверность полученных результатов базируется на фундаментальных положениях общей теории электротехники с учетом практического опыта эксплуатации объектов электроэнергетики, включая крупные энергосистемы. В работе определена область применения предлагаемой методики. Выявлены основные факторы, влияющие на инструментальную и методическую погрешность определения фактического вклада. Разработанная методика оценки фактического вклада апробирована при измерениях в действующих системах электроснабжения.
Научная новизна работы заключается в следующем:
Теоретически обоснован метод определения фактического вклада любой подсистемы относительно точки общего присоединения при контроле показателей качества электроэнергии (коэффициент «-ой гармонической составляющей и коэффициент искажения синусоидальной формы кривой напряжения), который может быть применен при определении виновника снижения качества электроэнергии, заключении договорных обязательств и расчете неустойки за снижение качества электроэнергии.
Разработан алгоритм, позволяющий обеспечить задаваемую точность определения фактического вклада, который может быть реализован в современных средствах контроля КЭ.
8 3) Разработанная методика, апробирована на результатах практических измерений, по которым определены фактические вклады потребителя и энергоснабжающей организацией в точке общего присоединения.
Практическое значение диссертации. Предложенная методика позволяет достоверно определять фактические вклады по коэффициенту л-ой гармонической составляющей напряжения и коэффициенту искажения синусоидальной формы кривой напряжения любых подсистем, что должно использоваться в электрических системах, содержащих мощные нелинейные нагрузки; при технико-экономическом обосновании мероприятий, направленных на обеспечение качества электроэнергии; а также при совершенствовании коммерческих взаимоотношений в области учета электроэнергии между энергоснабжающими организациями и потребителями.
Фактический и допустимый вклады как механизм управления качеством электрической энергии. Определение виновника ухудшения качества электрической энергии
Относительно любой точки (узла), систему электроснабжения можно разделить на несколько подсистем. Такими подсистемами могут быть энергообъединения, система электроснабжения города, крупного промышленного предприятия. В простейшем случае это энергоснабжающая организация и потребитель. Рассмотрим в качестве примера точки контроля шины 10 кВ подстанции (рис. 1.2).
Пример типовой точки общего присоединения (шины 10 кВ) Влияние каждой подсистемы (Si, S2, S3 и вывод трансформатора) на КЭ в контролируемой точке зависит от мощности ее источников искажения, их удаленности от точки контроля и источников питания, конфигурации сети и наличия в ней компенсирующих устройств. Следовательно, именно здесь долевой вклад этих подсистем должен быть ограничен так, чтобы их векторная сумма не превышала допустимого по стандарту значения. В действительности, каждая из подсистем вносит свой фактический вклад в КЭ на общих шинах. Этот вклад можно рассматривать как положительный, если подсистема содержит источники искажения, или как отрицательный, если таковых нет. В последнем случае такая подсистема оказывает шунтирующее влияние на уровень помех на шинах. Вклад, вносимый каждой из подсистем, носит по отношению к остальным индивидуальный характер. Проблема в том, что режим работы каждой подсистемы не остается постоянным, он меняется во времени в зависимости от схемы системы, состава электроприемников, меняется и их влияние на КЭ. Изменяясь во времени, он может быть как больше допустимого, так и меньше. Тогда в рассматриваемой точке КЭ будет обеспечено тогда, когда сумма фактических вкладов каждой подсистемы, в любой момент времени, не превышает нормативного, установленного ГОСТ. Таким образом, фактический вклад должен быть измерен и сравнен с ДВ. График ПКЭ в точке контроля (1) и фактический вклад потребителя (2)
На первый взгляд проконтролировать соотношение между ФВ и ДВ достаточно просто: для этого надо знать их значения, на суточном интервале. В общем случае графики изменения контролируемого ПКЭ на фоне фиксированных значений, установленных ГОСТ и договором имеют на суточном интервале вид, показанный на рис. 1.3.
При этом ФВ может принимать значения как меньше ДВ (условия договора выполняются), так и больше. Следуя условиям договора, вопрос о виновности потребителя возникает только в том случае, когда относительное время превышения нормально допустимых значений ПКЭ Т1 5% и/или относительное время превышений предельно допустимых значений ПКЭ Т2 0. При этом превышение норм ГОСТ может происходить по вине любого из участников договора, т.е. как потребителей, так и энергоснабжающей организации.
Если допустить, что расчеты за электроэнергию будут происходить за каждые сутки, тогда по истечении суток сторона «пострадавшая» от некачественной электроэнергии согласно договору может претендовать на неустойку (штраф). Таким образом, по истечении суток по результатам измерений необходимо оценить как выполнение требований ГОСТ, так и договора. При непрерывных ежесуточных измерениях расчеты за электроэнергию производятся ежемесячно с учетом суточных оценок степени виновности. При периодических измерениях (например, раз в квартал) результаты суточных оценок (или недельных) распространяются на все последующие месяцы вплоть до очередных измерений, что должно быть указано в договоре.
Как уже отмечалось, КЭ нормируется по характеристикам напряжения. Так как искажения напряжения обусловлены токами и мощностями искажения, протекающими по элементам подсистемы, то допустимый вклад может быть ограничен и этими параметрами.
Таким образом, задача анализа КЭ и состоит в том, чтобы определить фактический вклад и, сравнив его с допустимым, определить виновника ухудшения КЭ. Зная виновника, можно воздействовать на него путех\і разработки мероприятий по ограничению его отрицательного влияния на КЭ. Такие мероприятия, например, могут регламентироваться тем же договором энергоснабжения и обязывать виновную сторону либо применять технические средства по ограничению уровня вносимых им помех, либо компенсировать тот ущерб, который он наносит другим подсистемам.
Можно выделить несколько технико-экономических причин необходимости измерения фактического вклада: 1) Выявление потребителей и их электроприемников, влияние которых в точке общего присоединения приводит к ухудшению КЭ; 2) Управление режимом работы энергоснабжающей организацией и потребителем путем введения мероприятий, направленных на обеспечение КЭ; 3) Регулирование договорных отношений между энергоснабжающей организацией и потребителем в части влияния сторон на КЭ на границе их раздела;
Перечисленные задачи направлены на обеспечение качества электроэнергии, то есть снижение в электрической сети уровня кондуктивных помех и повышения эффективности производства, передачи, распределения и потребления электрической энергии. И именно таким должен быть механизм управления качеством ЭЭ, который, как показано ниже, требует методической поддержки.
Актуальность такой постановки подтверждается и результатами практических обследований и анализа КЭ в системах электроснабжения различными специалистами в этой области.
Оценка достоверности метода эквивалентных источников тока и метода баланса мощностей
Для расчета фактического вклада по методу узловых напряжений составим схему замещения для системы электроснабжения, представленной на рис. 2.2. Ее схема замещения показана на рис. 2.4. В качестве элементов схемы замещения рассматриваются выпрямительные агрегаты заводов, сетевые трансформаторы Т1-ТЗ 220/10 кВ и воздушные линии 220 кВ, питающие заводы, синхронные генераторы, работающие на ОРУ 220 кВ, и внешняя система электроснабжения 500 кВ.
На схеме замещения выделены следующие элементы: Система. В качестве внешней системы рассматривается сеть 500 кВ, с которой секция 220 кВ связана через автотрансформатор связи. Индуктивное сопротивление автотрансформатора связи значительно превышает активное. Расчетное значение реактивного сопротивления системы д:с определяется по выражению: (2.19) где U, Щ — соответственно междуфазное и фазное напряжения на шинах ГЭС; SK з. , /кз- мощность и ток трехфазного короткого замыкания (КЗ) на шинах при номинальном напряжении. Допустим, ток подпитки от шин 500 кВ составляет 12 кА. Рассчитанное таким образом по выражению (2.19) реактивное сопротивление системы относительно шин 220 кВ представлено в таблице 2.1. Схема замещения для расчета высших гармоник Генераторы. Допустим, к секции 220 кВ подключено три генератора. Ток КЗ каждого генератора ГЭС, приведенный к напряжению шин 230 кВ, составляет «2,1 кА. Таким образом, ток КЗ от трех генераторов составляет 6,3 кА. Найденное по выражению (2.19) сопротивление генераторов представлено в таблице 2.1. Воздушная линия 220 кВ. Активное (гл) и реактивное (хл) сопротивления, а так же емкостная проводимость (6Л) ВЛ 220 кВ от ГЭС до потребителя определяется удельным погонным параметрами г0, л"о, Ь0 и длиной /, которая для всех потребителей равна «40 км. В соответствии с [25] XQ для ВЛ 220 кВ с проводом АС 500 составляет 0,413 Ом/км, го=0,06 Ом/км и 6о=2,74 мкСм/км. Фактические параметры определяются по выражениям: bn= VV2. Активная проводимость #л определяется потерями на корону в ВЛ. Для ОЭС Сибири удельные потери на корону для сети 220 кВ составляют РКоро 0,5 кВт/км [25]. Активную проводимость можно определить по выражению: Фактические параметры В Л представлены в таблице 2.1. Во многих источниках приводятся сведения о необходимости учета распределенности параметров ВЛ при расчете на высших гармониках. В [26] были произведены сравнительные расчеты режимов для подобной схемы замещения для оценки необходимости учета волновых процессов в В Л 220 кВ. В первом случае ВЛ на всех гармониках представлялись одной П-образной ячейкой, во втором случае, ВЛ в соответствии с рекомендациями, изложенными в [9], были разбиты на шесть ячеек. Результаты расчетов оказались довольно близкими, что позволило отказаться от усложнения схемы замещения. Таким образом, при всех расчетах гармоник в данной работе ВЛ представлялась одной П-образной ячейкой.
Сетевой трансформатор 220 кВ. Сопротивление сетевого трансформатора 220/10 кВ т, приведенное к номинальному напряжению первичной обмотки (230 кВ) равно где UBHOM — номинальное напряжение обмотки высшего напряжения трансформатора, 5т - номинальная мощность трансформатора. Учитывая, что сетевой трансформатор имеет две расщепленные вторичные обмотки равной мощности, расчетное значение сопротивления для каждой из них равно хТр= 2xj. Активное сопротивление расщепленной обмотки трансформатора определяется по выражению: где APK - мощность потерь КЗ в трансформаторе, U ВНпом- номинальное напряжение обмотки высшего напряжения, S иом- номинальная мощность группы трансформаторов. Также необходимо учитывать шунт намагничивания трансформатора, где Рхх - активная мощность потерь холостого хода. Реактивное сопротивление шунта намагничивания равно где /хх - ток холостого хода в относительных единицах. Фактические параметры сетевого трансформатора, рассчитанные по выражениям (2.22)-(2.25) представлены в таблице 2.1.
Определение фактического вклада при 0,8<р<1
Значение коэффициента корреляции, лежащее в диапазоне 0,8 /? 1, соответствует функциональной зависимости (рис. 3.4) между изменением передаваемой мощности S )[m] и напряжением искажения и{п)[т] в точке общего присоединения, например линейной вида. у=а+Ьх. Судить о степени приближения функциональной зависимости к фактическим данным, можно по значению величины достоверности аппроксимации R . Оно также называется квадратом смешанной корреляции. Чем ближе это значение к единице, тем точнее уравнение линии (линия тренда), описывающей зависимость напряжения я-ой гармоники от мощности нагрузки, совпадает с фактическими значениями.
Значение величины R2 вычисляется по выражению: где UpaC4[m] - значение напряжения, рассчитанное по уравнению линии тренда, a f/(n)[m] - значение измеренного напряжения. 3.4.2 Определение фактического вклада при -1 р -0,8 Значение коэффициента корреляции лежащее в диапазоне -1 9 -0,8, соответствует режиму, когда в подсистеме 52 нет источников искажения. В этом случае, значение фактического вклада подсистемы 51, на т-ы шаге измерения, равно напряжению U(n)[m], измеренному в точке контроля на л-ой гармонике: Фактический вклад подсистемы 52 на w-м шаге измерения равен: 3.4.3 Определение фактического вклада при -0,8 ус 0,8 Если -0,8 р 0,8 зависимость между рассматриваемыми величинами носит размытый характер. В этом случае фактический вклад определяется по методу эквивалентных источников тока, в три этапа (рис. 3.5): Этап 1: В алгоритме данного этапа используются следующие величины: U{n)[m] и 1(п)[т] - массивы измеренных значений напряжений и токов; -счетчик элементов массивов U{n)[m] и 1{п)[т\; I — счетчик элементов в формируемых массивах приращений напряжений АС/(И)[/] и токов А/(я)[/]; U[n) и 1 {п) - значения фиксируемых экстремумов массивов Uw[m] и 1(и)[т]. Вводится логическая функция "ЗНАК(/(й)[];/(п)[ + 1])", которая соответствует "ИСТИНЕ", если разница 1{п)[к]-1{п)[к + 1] имеет положительный знак. Если разница Iw[k]-J(n)[k + 1] имеет отрицательный знак - "ЛОЖЬ",. Массив приращений напряжений AU(n)[l] и токов А1{п)[1] формируется по следующему алгоритму:
Пример 2. Определение фактического вклада при р—» 1
Измерения проводились с 04 по 12 октября 2000 года, на выводе трансформатора (250 кВА) подстанции 6/0,4 кВ г. Ногинска. Подстанция обслуживает центр города. Потребителями электроэнергии является администрация города и районный радиоузел, нагрузка которых представлена в виде большого количества офисной электронной техники (компьютеры, факсы, принтеры и т.п.) и люминесцентных ламп освещения, которые отличаются нелинейной вольтамперной характеристикой. Схема подстанции 6/0,38 кВ Основным источником гармоник кратных трем со стороны энергоснабжающей организации могла являться нелинейность кривой намагничивания трансформатора [38], вызванная насыщением стали трансформатора. / этап: Результаты длительных измерений (около восьми суток), в виде массивов исходных данных размерностью более 150 элементов представлены в приложении 1. 2 этап: В ходе наблюдения были зафиксированы нарушения требований ГОСТ 13109-97 по 3, 15 и 21 гармоникам напряжения (Приложение 2.2). Как видно из рисунка (рис. 4.14), уровень 3-й гармонической составляющей напряжения превышает как нормально, так и предельно допустимые значения, причем относительное время превышения нормально допустимого уровня ТІ в рабочие дни превышает 30%, при допустимом по ГОСТ 13109-97 5%. 3 этап: Диаграмма зависимости между мощностью нагрузки Sm[m] и напряжением я-й гармонической составляющей Ui3)[m] носит не явно выраженный линейный характер.
Коэффициент корреляции при этом / =0,7. Это связано с присутствием в подсистеме 52 коммунально-бытовых Рис.4.12 Диаграмма зависимостей /(згі/(»$(і)) 4 этап: Так как коэффициент корреляции /?— 1, фактический вклад необходимо определять методом построения зависимости U(„)[rri\=j(S(i)[mJ). Свободный член линейного уравнения имеет отрицательный знак, что указывает на незначительное влияние подсистемы S1 на уровень напряжения 3-ей гармоники в точке контроля, поэтому можно принять Usl = 0, а фактический вклад подсистемы S2 равен измеренному напряжению US2 = U(n). 1. Разработан метод и алгоритм определения фактического вклада подсистем в произвольной точке системы электроснабжения, к которой присоединены эти подсистемы. 2. Определена область применения метода, которая определяется коэффициентом корреляции (р) между напряжением искажения в контролируемой точке и передаваемой мощностью. Расчеты, выполненные по результатам реальных измерений, показали, что фактический вклад может быть определен с указанной погрешностью в диапазоне изменения 0,8 р -0,8. Определение фактического вклада за пределами этого диапазона (р—»±1) свидетельствует об одностороннем влиянии подсистемы на уровень ПКЭ. В этом случае оценка ФВ может быть получена непосредственно по результатам измерения. 3. Проанализированы погрешности метода в широком диапазоне изменения параметров подсистем. Показано, что погрешность определения фактического вклада зависит от соотношений приращений токов источников и соотношений входных сопротивлений подсистем и тем меньше, чем стабильнее входные параметры и чем больше отношение приращений токов источников. 4. Разработан алгоритм обработки результатов длительных измерений с целью определения фактического вклада, позволяющий идентифицировать приращения напряжения и тока искажения по их значениям на каждом шаге измерения, отвечающем заданной чувствительности метода эквивалентных источников тока.
