WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 | 2 || 4 |

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: UП - 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, 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; Pнк – амплитуда нерегулярных колебаний активной мощности ( Р ± Pнк).

Коэффициент запаса статической апериодической устойчивости по активной мощности (KP) в сечении не менее 0,2 в нормальном режиме.

  1. 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.

  1. 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

  1. 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

  1. 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

  1. Установившееся отклонение напряжения U y, %

таблица 3

  1. Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения, KU, %
  • нормально допустимое
  • предельно допустимое

2

3

Pages:     | 1 | 2 || 4 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»