Отзыв на автореферат в двух экземплярах, заверенных печатью, просим направить по адресу 111250, г. Москва, ул. Красноказарменная, д.14, Ученый Совет МЭИ (ТУ)

Автореферат разослан «____» апреля 2009 г.

Ученый секретарь

Диссертационного совета Д 212.157.02

к.т.н., доцент С.А.Цырук

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

При реформировании ОАО РАО «ЕЭС России» произошло дробление на региональном уровне АО-энерго на части. Разделились электросетевые организации (ЭСО) по уровням напряжения: Федеральная сетевая компания, Территориальная сетевая компания, Муниципальные электрические сети. Организовалась биржа оптового рынка электроэнергии – Администратор торговой сети. Отошли от АО-энерго диспетчерские, сбытовые и ремонтные услуги. После реформирования ответственность за КЭ перешла к многочисленным субъектам рынка, с потерей единства контроля и управления.

Субъекты оптового рынка поставляют достаточно качественную электроэнергию. И сетевые организации вносят незначительные искажения в ПКЭ. Однако, они вместе с электроустановками промышленных и прочих потребителей являются взаимозависимыми элементами энергосистемы.

По результатам периодических (единичных, сертификационных, инспекционных) измерений в ограниченных контрольных точках за ограниченное время, невозможно обеспечить стабильность качества электроэнергии и достоверность о соответствии качества в системах электроснабжения.

Контроль КЭ счетчиками в АИИС КУЭ, не позволяет сопоставить результаты измерений с требованиями ГОСТ 13109-97. Наблюдение за КЭ в непрерывном режиме специальными приборами показалось полезным только единичным ЭСО и небольшим промышленным потребителям (ПП). При этом автоматизированные системы на приборах КЭ, выполняются на одном типе прибора с определенными функциями, без обмена информацией по ПКЭ с сопредельными электросетями.

Результаты измерений КЭ в отдельно взятом субъекте часто показывают нарушение установленных требований. Но помехи не имеют локального характера, и полученная измерительная информация остается бесполезной. Эти методы контроля, не достигают цели контроля, не гарантируют стабильности КЭ ни у самого объекта контроля, и тем более, в сопредельных электросетях. И эта проблема усугубляется обострением технологических взаимоотношений по регулированию режимов, при отсутствии разграничений прав, обязанностей и ответственности.

Контроль и управление ПКЭ в сопредельных электросетях, определение источников искажений в режиме реального времени, является актуальной и вместе с тем отстающей от потребностей рынка электроэнергии. Кроме того, актуален контроль товарной ценности энергии, при обращении ее на оптовом и розничном рынке, а особенно в точке поставки осуществлять в постоянном режиме, так как ПКЭ влияют на достоверность количественного учета.

Цель диссертационной работы. Основной целью диссертации является разработка методики и модели единой автоматизированной системы контроля качества электроэнергии (АСККЭ) в регионе на напряжение от 0,4 кВ до 220 кВ с одновременным и непрерывным контролем и управлением показателей качества электроэнергии (ПКЭ).

Достижение конечной цели диссертации осуществляется путем последовательного решения следующих задач:

1. Проведение исследования КЭ на объектах энергетики и в электросетях промышленных предприятий в разных регионах страны.

2. Разработка методики и модели единой АСККЭ в регионе с одновременным, непрерывным контролем и управлением ПКЭ на напряжение от 0,4 кВ до 220 кВ.

3. Определение сечений контроля КЭ, объединенных общими требованиями, перечня ПКЭ и их значений в контролируемых сечениях.

4. Выбор и расстановка технических средств, при одновременном мониторинге КЭ в сопредельных электросетях, исходя из необходимых метрологических требований и уровня достаточности контроля.

5. Определение области возможного применения разработанной методики, разработка четких инструктивных материалов по ее использованию при проектировании и организации мониторинга КЭ в сопредельных электросетях.

Положения, выносимые на защиту

1. Методика определения сечений контроля КЭ в сопредельных электросетях, объединенных общими требованиями.

2. Модель единой АСККЭ в регионе на напряжение от 0,4 кВ до 220 кВ с одновременным и непрерывным контролем и управлением ПКЭ, с расстановкой технических средств контроля КЭ.

3. Методика определения перечня ПКЭ и их значений в контролируемых сечениях в сопредельных электросетях.

Научная новизна

1. Разработана методика определения сечений контроля КЭ в регионе, объединенных общими требованиями.

2. Разработана модель единой автоматизированной системы контроля качества электроэнергии (АСККЭ) в регионе на напряжение от 0,4 кВ до 220 кВ с одновременным и непрерывным контролем и управлением ПКЭ, с расстановкой технических средств контроля КЭ.

3. Разработана методика определения минимально достаточного перечня ПКЭ и их значений в контролируемых сечениях при автоматизированном контроле КЭ в сопредельных электросетях.

Практическая ценность работы и ее реализация

1. Достаточно широко проведены натурные исследования на разных напряжениях и проанализированы результаты измерений качества электрической энергии в сопредельных электрических сетях и на шинах подстанций, питающих крупные, средние и мелкие промышленные потребители.

2. Проведен анализ взаимосвязанных электромагнитных процессов в энергосистеме по нарушению уровней напряжения, несинусоидальности, несимметрии, возникновению и распространению провалов, обоснован вывод о необходимости применения непрерывного наблюдения за ними.

3. Впервые введено 7 сечений контроля КЭ, обобщенных общими требованиями.

4. Произведено дифференцирование норм ПКЭ по сечениям при автоматизированном контроле на разных напряжениях.

5. Разработанная методика может быть рекомендована для пилотного регионального проекта мониторинга КЭ одновременно в электросетях энергопредприятий и промышленных электросетях либо бытовых потребителей от напряжения от 0,4 кВ до 220 кВ.

Достоверность результатов

Достоверность результатов базируется на фундаментальных положениях общей теории электротехники, с учетом практического опыта эксплуатации объектов электроэнергетики, Достоверность результатов подтверждается корректностью исходного материала, корректным использованием апробированных методик. В процессе исследований использовались: методы расчета и анализа установившегося режима электросетей; теории электрических цепей, Обработка и анализ статистических данных проводились с использованием программ: ResourceUF2Plus, Monitor UF2, Codam Plus, ProryvKE, Энергия 3.

Публикации и апробация работы

Научные и практические результаты и основное содержание работы отражены в 6 публикациях в научно-технических журналах и материалах конференций, а также докладывались и обсуждались на научных семинарах кафедры электроснабжения промышленных предприятий МЭИ (ТУ)

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, 4 глав, заключения, списка литературы и приложений. Общий объем 117 страниц основного текста, 42 иллюстраций, 22 таблицы. Список использованной литературы включает в себя 93 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность работы, сформированы цели и задачи диссертации, охарактеризована ее структура, показана научная новизна работы и ее практическая ценность, представлены основные положения, выносимые на защиту.

В первой главе приведены общие положения и обзор технической литературы по теме диссертации. Проведен анализ существующих методов, контроля КЭ и обзор технических средств, рассмотрены системы автоматизированного мониторинга КЭ в РФ и в зарубежных странах. Проведена характеристика нормативной базы ПКЭ, установлено недостаточность ее для непрерывного контроля.

Во второй главе определены оценки технологических, математических, экономических аспектов КЭ. Оценка КЭ должна осуществляться для всей системы, но она сводится оценке влияния нагрузки потребителя на электросеть и влияние электросети на нагрузку потребителя. Целым рядом авторов технологические аспекты оценки КЭ представляются ухудшением эксплуатационного состояния отдельного взятого оборудования в результате накопления разрушающих факторов при некачественной энергии по каждому ПКЭ отдельно. Например:

Технологическая оценка. При снижении напряжения происходит перегрев асинхронных двигателей (АД), температура обмоток повышается.

(1)

где τуст t - начальная температура перегрева АД над температурой окружающей среды; τ 0 -установившаяся температура; Т0 - постоянная времени нагрева, равная времени перегрева АД на величину τуст t при отсутствии теплопередачи в окружающую среду.

Математическая оценка влияния от несимметричной и несинусоидальной нагрузки.

Полная и искажающая мощность в трехфазной трехпроводной системе:

(2)

(3)

Экономическая оценка

Значение потребляемой мощности при отклонении напряжения:

(4)

где Э и Э0 — потребляемая мощность при напряжении и оптимальная потребляемая мощность электрической энергии при U = U0; dU = U–U0, частные производные определяются при U = U0 .

Представленные аспекты оценки КЭ отражает только часть оценки КЭ и не дают полной картины ЭМС в электросети.

В третьей главе Проанализированы результаты измерений КЭ, в сопредельных электрических сетях разных субъектов энергетики по ходу передачи напряжения от 220 кВ до 0,4 кВ, установлены уровни и диапазоны изменений напряжений. Установлено влияние на электромагнитную обстановку подключение крупных, средних и мелких примышленных потребителей в электросетях ВН, СН и НН.

Объектом исследования являются электросети: ФСК ЕЭС, Тулэнерго, Калугаэнерго, Татэнерго, Амурские КомС, Красногорские ЭС, Тульские ГЭС, Обнинское ПКЭС, МУП: Черкесская КЭС, Кохомские сети, промпотребители.

Для целей диссертации исследованы два уровня:

1-й – электросети высокого напряжения (ВН) - это уровень системной надежности, динамической и статической устойчивости энергосистемы.

2-й – электросети среднего (СН) и низкого напряжения НН) - большой диапазон изменения нагрузок.

Проводились одновременные измерения КЭ по ходу передачи ЭЭ сопредельных электросетях на разных субъектах в Тульском регионе: на ш. 220 и 110 кВ п/с Металлургическая - ФСК ЕЭС; на ш. 6 кВ 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.1 и рис. 2) напряжение сети изменяется в диапазоне не более 2-3% - это свидетельствует о весьма жестком поддержании стабильности напряжения в электросети 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 отклонения напряжения происходят уже на СН (рис.3) и НН (рис. 4), так как основной отбор мощности ЭП происходит именно на этих уровнях.

На рис.5 представлена диаграмма установившегося отклонения напряжения δUу на разных субъектах. От ВН к СН и НН в электросетях увеличивается ширина диапазона изменения U и верхних значений δUу.

Рис.5. Диаграмма отклонения напряжений при одновременном контроле на шинах 220 кВ, 110 кВ, 6 кВ и 0,4 кВ

Современная промышленная энергетика характеризуется тем, что наряду, с существованием крупных заводов находят место большое число малоэнергоемких промышленных организаций. Представлены измерения на подстанциях, питающих промышленных потребителей.

На рис. 6 представлены испытания мощности активной и реактивной, а на рис. 7 представлен график фазовых углов между током и напряжением на шинах 220 кВ п/с «Металлургическая» 220/110 кВ.

На шинах 220 кВ нагрузка в течение дня увеличивается в 5 раз, в ночные часы активная мощность уменьшается до «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 на шинах. 6 кВ п/с «Компрессорной». Одновременность включения двигателей компрессоров вызывает частые провалы до 30% глубиной. На рис 8 представлена диаграмма установшегося отклонения напряжения на шинах 0,4 кВ ТП-1923 ближайшей к п/с Компрессорной. Все измеренные значения δUу лежат вне зоны НДЗ, как в режиме наименьших, так и наибольших нагрузок.

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 деревянных изделий, 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 кВ получают питание, как мелкие промышленные потребители, так и бытовые потребители.

На рис.11 и табл. 1 представлены измерения на шинах 0,4 кВ ТП-1536, потребитель производство пластиковых окон. Явно выражена несимметрия нагрузки по фазам, как по величине значений, так и по количеству отсчетов попадающих в эти значения.

На рис. 12 измерения на шинах. 0,4 кВ ТП-17020 - предприятия связи, Зафиксировано превышение n-гармонической составляющей по гармоникам: №3,9,15. Наибольшее превышение происходит по гармонике №9, измеренное значения достигает 1,2% (фаза С) при нормально допустимом значении 0,75%, предельно допустимом значении 1,13. Время выхода за нормируемое значение Т1 достигает 100%.


*Рис. 11.* Диаграмма отклонений напряжений на шинах 0,4 кВ ТП-1536	*Рис. 12* Результаты измерений n- гармонической составляющей напряжения на шинах 0,4 кВ ТП-17020

Таблица 1. Результаты испытаний электрической энергии по коэффициенту нулевой последовательности на шинах 0,4 кВ ТП-1536

Измеряемая характеристика	Результат измерений	Нормативное значение	Т1	Т2
K0U В, %	5,44	2,00	60,02
K0U НБ, %	6,00	4,00		45,99

Взаимосвязь процессов происходящих в электросети СН и влияние их на сети НН

На примере возникновения провалов напряжения можно проследить распространение процессов в сети СН и НН. В таблице 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 передачи электроэнергии. Например, при возникновении провала в 22:27 на шинах 110 кВ на фазе «А» и «С», вызвал провал на шинах 10 кВ только на фазе «А», а на шинах 0,4 кВ на фазе «С». Провал в 22:34 на трех фазах спровоцировал провалы на трех фазах как на шинах 10 кВ Белкино, так и на шинах 0,4 кВ РП-32.

Таблица 2. Влияние провалов 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
	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	0	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 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.

Расстановка приборов по сечениям

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

СЕЧЕНИЕ 2. По частоте и напряжению аналогично сечению 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 2

Наименование	Допустимые ПКЭ
1. Отклонение частоты ∆f , Гц	таблица 3
2. Установившееся отклонение напряжения δ U y , %	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, 5

Наименование

Допустимые ПКЭ

1. Отклонение частоты ∆f , Гц

− нормально допустимое

− предельно допустимое

0,2

0,4

2. Установившееся отклонение напряжения δ U y , %

Формула

5 и 6

3. Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения при, KU, %

− нормально допустимое

− предельно допустимое

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

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 50160

Параметры	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	< 8%
3. Небаланс (несимметрия по обратной последовательности	10 мин	< 2%,
4. Гармоники	10 мин	Таблица 4.5 до 40 гармоники
5. Доза фликера − кратковременная доза фликера, Pst − длительная доза фликера Plt	10 мин 120 мин	Plt<1 в течение 95% недели
6. Провалы напряжения − все − для СН (местные просадки) − для НН (местные просадки)	<1с >1 с >1 с	глубина<60%., 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	< 3 мин. – менее 1с. > 3 мин	> 10÷100 раз в год. 70% из них <10-50 раз в год

Диапазоны отклонения напряжений в ЦП для сечения 3,5,5,6

δU в.3I(II) = δU+ + ΔUнн.iI(II) + ΔUт.iI(II) + ΔUсн.iI(II) – E добI(II), (5)

δU н.3 I(II) = δU- + ΔUнн.iI(II) + ΔUт.iI(II) + ΔUсн.iI(II) – E добI(II) (6)

В заключении сформулированы основные выводы и результаты.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ

1. Выполнены исследования и произведен анализ результатов измерений КЭ в сопредельных электрических сетях разных субъектов энергетики по ходу передачи напряжения от 220 кВ до 0,4 кВ, а также влияние промышленной нагрузки на ПКЭ в электросетях низкого, среднего и высокого напряжения. Проведен анализ взаимосвязанных электромагнитных процессов в энергосистеме и сделан вывод о необходимости применения непрерывного наблюдения за ними.

2. В результате обзора методов оценки КЭ в единой энергосистеме в технологическом, математическом и экономическом аспекте установлено, что они не дают полной картины ЭМС в электросети и требуется более совершенного метода оценки, основанном на постоянном централизованном контроле соответствия.

3. Разработана и описана методика единой системы автоматизированного контроля показателей КЭ (АСККЭ) в регионе с одновременным, непрерывным контролем и управлением ПКЭ на напряжение от 0,4 кВ до 220 кВ.

4. Проведена унификация и группирование контрольных пунктов в субъектах по типичным требованиям, с отнесением их к коммерческому или технологическому контролю и определению контролируемых параметров в точках контроля. На основание этого определены 7 сечений контроля КЭ.

5. Предложена схема и обоснована расстановка технических средств измерения по сечениям контроля КЭ из условия получения технологической информации для управления качеством электроэнергии в регионе и коммерческой информации КЭ, влияющей на достоверность учета обращаемой и отчуждаемой электроэнергии.

6. Предложена модель многоуровневой структурной схемы АСККЭ с входящими локальными системами субъектов контроля с возможность управления ПКЭ техническими устройствами в каждом субъекте по команде диспетчерских служб.

7. Произведено дифференцирование норм ПКЭ по сечениям и определены перечни и значения контролируемых ПКЭ в сечениях. При выборе перечня и значений ПКЭ, учтены международные стандарты.

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ДИССЕРТАЦИИ ОПУБЛИКОВАНЫ В СЛЕДУЮЩИХ РАБОТАХ:

1. Зеленкова Л.И. О построении сквозной системы мониторинга качества электроэнергии//Промышленная энергетика.-2008.-№1.- С. 32-38.

2. Зеленкова Л.И. Некачественная энергия это прямые потери энергии // конференция АСУ «Мособлэлектро» «Потери электроэнергии в городских эл/сетях и технологии их снижения: тез. докл.- Дубна.-2005.- С.3.

3. Зеленкова Л.И. Проблемы сертификации/ / Энергонадзор–информ-СПб-2007-№1(31)- С.32-36.

4. Зеленкова Л.И. Основные вопросы метрологического обеспечения измерений показателей качества электрической энергии// Конференция ФГУП ВНИИМ им. Д.И. Менделеева «Проект положения вопросы метрологического обеспечения измерений показателей качества электрической энергии»:тезис докл.СПб -2006 г. – 5-7 декабря. С.3.

5. Зеленкова Л.И. Проблемы регулирования напряжения// Электрика.-2006.- №5.С.6.

6. Зеленкова Л.И. «Мониторинг качества электрической энергии в аспекте обеспечения безопасности энергосистемы России//Электрика.- 2007- № 1 – С. 6.

7. Зеленкова Л.И. Организация сквозного одновременного мониторинга КЭ в электросетях от 220 кВ до 0,4 кВ.// конференция МЭИ.-2008.С.9.