Меню
Поиск



рефераты скачать Разработка методики обеспечения качества электроэнергии от напряжения 0,4 Кв до 220 кв в условиях реформирования энергетики

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

35

 кВ

6-20 кВ

4,0

6.0

5,0

8.0

4.                  Коэффициент n-ой гармонической составляющей напряжения KU(n), %

п. 5.4.2 и таблица 2 ГОСТ 13109-97

5.        Коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности K2U , %

−      нормально допустимое

−      предельно допустимое


2

4

6.        Доза фликера

−      Pst

−      Plt


1,38

1,0



Таблица 6. Перечень ПКЭ и их допустимые значения в Сечении 3, 4,5, 6 согласно EN 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.


Страницы: 1, 2, 3




Новости
Мои настройки


   рефераты скачать  Наверх  рефераты скачать  

© 2009 Все права защищены.