Энергетика

Управление качеством электроэнергии в ЕНЭС

Проблемы обеспечения качества электроэнергии (КЭ) в системах электроснабжения промышленных предприятий и в распределительных сетях низкого и среднего напряжений хорошо изучены и широко описаны в отечественных и зарубежных публикациях. Сведения же о показателях качества электроэнергии (ПКЭ), характеризующих несинусоидальность и несимметрию, провалы и колебания напряжений, в магистральных сетях высокого и сверхвысокого напряжения отрывочны и не позволяют составить целостную картину, необходимую для координированной разработки и реализации эффективных мероприятий по обеспечению КЭ в сетях ЕЭС России.

До последнего времени считалось, что отрицательное влияние электросетевого оборудования на ПКЭ в сети минимально и не сопоставимо с искажениями, вносимыми потребителями. Однако широкое применение силовой электроники в электрических сетях может изменить данный стереотип уже в ближайшем будущем. Кроме этого, как демонстрируют результаты отдельных исследований, помехи, создаваемые нелинейными и/или несимметричными электроприёмниками мощных потребителей, способны распространяться по магистральной сети на значительные расстояния от источника искажений, приводя к нарушениям требований нормативных документов по КЭ на обширных участках энергосистем и не позволяя решить проблемы локальными мероприятиями.

Для обеспечения КЭ в сети в условиях возрастающих требований потребителей к надёжности и качеству электроснабжения ОАО «ФСК ЕЭС» приступило в 2011 г. к созданию системы управления КЭ в ЕНЭС как основы системы управления КЭ в ЕЭС в целом. Данная система должна стать одной из базовых составляющих активно-адаптивной сети ЕЭС России, создание которой ОАО «ФСК ЕЭС» относит к своим приоритетным задачам.


ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ ПРОЕКТА

Одним из негативных последствий реформы электроэнергетики стало размытие границ ответственности субъектов электроэнергетики за показатели надёжности электроснабжения и качества электроэнергии в сетях перед конечным потребителем. До реформы, заключая договор электроснабжения с вертикально интегрированной энергокомпанией, потребитель был вправе рассчитывать на то, что АО-энерго, управляющее всей технологической цепочкой — от генерации до сбыта электроэнергии, — в состоянии обеспечить надёжное и качественное электроснабжение. В крайнем случае потребитель точно знал, кому он может адресовать финансовую претензию о своих убытках, обусловленных низким КЭ в точке балансовой принадлежности.

В настоящее же время большое количество субъектов электроэнергетики и сложные технологические и правовые отношения между ними не могут гарантировать потребителю необходимое качество получаемой электроэнергии. При этом пробелы в российском законодательстве не позволяют потребителю получить компенсацию за убытки вследствие неудовлетворительного КЭ в сети. В сложившихся условиях создание системы управления КЭ в ЕНЭС должно стать первым шагом по организации условий, гарантирующих конечным потребителям ЕЭС России бесперебойность поставки электроэнергии нужного качества.

Для этого требуется на основе доработанной нормативно-правовой базы, учитывающей особенности реформированной электроэнергетики, сформировать систему управления необходимыми технологическими и организационными процессами как внутри ОАО «ФСК ЕЭС», так и между ОАО «ФСК ЕЭС» и прочими субъектами отрасли, влияющими на КЭ в сетях (потребители, ОАО «СО ЕЭС», генерация). Именно формирование подобной системы является конечной целью проекта по созданию системы управления КЭ в ЕНЭС.

На первом этапе проекта, реализация которого намечена на 2011— 2012 гг., стоят следующие задачи.

1. Инструментальное обследование всех подстанций ЕНЭС на предмет соответствия ПКЭ на их шинах требованиям ГОСТ 13109-97.
2. Выявление возможных причин пониженного КЭ в ЕНЭС.
3. Определение узлов (присоединений) на подстанциях ЕНЭС для установки дополнительных стационарных средств измерения ПКЭ.
4. Разработка технического задания на создание многоуровневой автоматизированной системы мониторинга КЭ в ЕНЭС.
5. Разработка комплекта документов, регламентирующих процессы мониторинга и анализа КЭ, а также процессы разработки мероприятий по повышению КЭ в ЕНЭС (внутренние стандарты ОАО «ФСК ЕЭС»).
6. Разработка внутреннего стандарта ОАО «ФСК ЕЭС» и впоследствии на его основе — проекта национального стандарта на ПКЭ и дополнительные характеристики КЭ в ЕНЭС (расширение требований ГОСТ 13109-97).
7. Исследование влияния электросетевого оборудования ЕНЭС на несинусоидальность и несимметрию токов и напряжений в сетях.
8. Исследование особенностей учёта электроэнергии счётчиками, установленными в ЕНЭС, в условиях несинусоидальности и несимметрии токов и напряжений.

На втором этапе проекта, реализация которого намечена на 2013—2014 гг., планируется реализовать многоуровневую автоматизированную систему мониторинга КЭ в ЕНЭС, а также обеспечить утверждение и функционирование регламентирующих и нормативных документов, разработанных на первом этапе. Кроме этого необходимо оценить влияние низкого КЭ на работу оборудования ЕНЭС.

Рассмотреть все результаты проекта в рамках одной статьи не представляется возможным, поэтому далее описаны отдельные аспекты формирования автоматизированной системы мониторинга КЭ в ЕНЭС.


ЗАДАЧИ АВТОМАТИЗИРОВАННОГО
МОНИТОРИНГА КЭ В ЕНЭС


Создание системы автоматизированного мониторинга КЭ в ЕНЭС должно способствовать решению следующих задач.

1. Формирование «карты КЭ» на шинах подстанций ЕНЭС на основе измерений стационарными средствами измерения ПКЭ в сети (как непосредственно в точках контроля, так и на прилегающих участках сети) с автоматическим оформлением результатов контроля в виде стандартных протоколов (отчётов) установленной формы.
2. Выявление нарушений требований нормативных документов к ПКЭ в сети и причин пониженного КЭ в ней.
3. Оценка влияния топологии и режимов работы оборудования ЕНЭС на КЭ в ней.
4. Разработка и реализация оперативных мероприятий по повышению КЭ за счёт оптимизации эксплуатационного состояния и режимов работы оборудования ЕНЭС.
5. Организация конструктивного диалога с потребителями, предъявляющими претензии по КЭ в ЕНЭС, в целях урегулирования проблем и обеспечения необходимых уровней ПКЭ в узлах присоединения данных потребителей к сети.
6. Организация обоснованной и результативной претензионной работы с контрагентами (потребителями, прочими сетевыми компаниями), режимы работы которых приводят к ухудшению КЭ в ЕНЭС, с целью разработки и реализации координированных мероприятий по повышению КЭ в сети.
7. Разработка конкретных требований к КЭ в точке общего присоединения для включения в технические условия на присоединение к ЕНЭС новых потребителей (взаимные обязательства ОАО «ФСК ЕЭС» и потребителя по поддержанию КЭ в сети).
8. Разработка и реализация перспективных мероприятий по обеспечению КЭ в ЕНЭС, требующих развития сети (нового строительства или реконструкции).

Следует отметить, что для решения перечисленных задач необходимо участие специалистов различных профилей компании. Первые шаги по внедрению системы управления КЭ позволяют выделить следующие категории специалистов компании, привлечение которых необходимо для разработки системы:
• специалисты по развитию и сопровождению автоматизированных систем технологического управления (создание и эксплуатация информационно-технологических составляющих систем);
• специалисты метрологических подразделений компании (обеспечение требуемой точности измерений ПКЭ);
• специалисты режимных подразделений центров управления сетями МЭС и исполнительного аппарата ОАО «ФСК ЕЭС» (задачи 1—4 и 8 из перечисленных выше в данном разделе — в части анализа и разработки мероприятий по повышению КЭ);
• специалисты по взаимодействию с клиентами и рынком (задачи 5 и 6 из перечисленных выше в данном разделе);
• специалисты, обеспечивающие технологическое присоединение к сети (задача 7);
• специалисты, обеспечивающие планирование и реализацию развития сети и внедрение новых технологий (задача 8).

На основании представленного списка можно сделать вывод о том, что КЭ в сети может быть обеспечено лишь при эффективной работе всей компании в целом. Обобщённая картина использования результатов автоматизированного мониторинга в процессе управления КЭ в сети представлена на рис. 1.


АРХИТЕКТУРА СИСТЕМЫ АВТОМАТИЗИРОВАННОГО
МОНИТОРИНГА КЭ В ЕНЭС


Один из возможных вариантов архитектуры системы автоматизированного мониторинга КЭ в ЕНЭС представлен на рис. 2. Решение об оптимальной архитектуре системы будет принято по итогам первого этапа проекта.

Как следует из рис. 2, предлагается фактически три уровня представления информации для персонала компании: уровень подстанции (посредством АСУ ТП), уровень МЭС и уровень исполнительного аппарата.

Организация передачи информации с подстанции напрямую в МЭС, минуя ПМЭС, обусловлена тем, что сегодня перечень необходимых компетенций, перечисленных в предыдущем разделе, сформирован только на уровнях МЭС и исполнительного аппарата. Таким образом, именно на этих двух верхних уровнях управления предполагается обработка и использование результатов работы автоматизированной системы мониторинга КЭ в ЕНЭС. При этом не исключено, что по мере развития компетенций на уровне ПМЭС (в первую очередь в центрах управления сетями) в перспективе функции управления КЭ в ЕНЭС также будут передаваться на уровень ПМЭС.

Следует обратить внимание на передачу информации о КЭ в сети в программно-технический комплекс центра управления сетями (рассматривается в перспективе). Предполагается, что по мере оснащения ЕНЭС активными элементами, обеспечивающими управление режимами работы сети (в том числе влияющими на ПКЭ в ней), центры управления сетями, обеспечивая оперативно-технологическое управление ЕНЭС, будут непрерывно контролировать не только отклонения напряжения, но и некоторые прочие ПКЭ (например, гармоники и несимметрию напряжений), а также обеспечивать их поддержание в нормированных пределах.

В дальнейшем при развитии системы управления КЭ статистическая информация о ПКЭ в сетях может предоставляться потребителям (особенно вновь подключаемым) для самостоятельной разработки мероприятий по обеспечению бесперебойного электроснабжения электроприёмников особой категории.


КОНТРОЛИРУЕМЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ПРИ АВТОМАТИЗИРОВАННОМ
МОНИТОРИНГЕ КЭ В ЕНЭС


При проектировании системы автоматизированного мониторинга КЭ в ЕНЭС все ПКЭ, установленные ГОСТ 13109-97, необходимо разделить на три условные категории.

В первую категорию
попадают «основные» ПКЭ: отклонение частоты, Δf и установившееся отклонение напряжения, δUу.

«Основными» данные ПКЭ названы потому, что характеристики этих показателей непрерывно контролируются как средствами автоматики энергосистем, так и оперативно-диспетчерским и оперативно-технологическим персоналом субъектов электроэнергетики с помощью широко распространённых средств измерения.

Контролю Δf уделяется пристальное внимание, поэтому потребность в создании отдельной системы автоматизированного мониторинга данного ПКЭ в ЕНЭС отсутствует. Что касается δUу, то его автоматизированный мониторинг может быть организован на первых порах на основе стандартной телеметрической информации и оперативно-информационных комплексов центров управления сетями ОАО «ФСК ЕЭС». Следует отметить, что обычные оперативно-информационные комплексы не предназначены для контроля δUу в полном соответствии с алгоритмами, предписанными нормами на КЭ. Однако организация мониторинга δUу упрощённо на основе телеметрии может быть обеспечена в кратчайший срок и практически без дополнительных затрат по причине высокой наблюдаемости режимов ЕНЭС по напряжению, что позволяет приступить к разработке и реализации мероприятий по повышению качества регулирования напряжения в ЕНЭС уже сейчас. В этом направлении ОАО «ФСК ЕЭС» проводит необходимую техническую политику, реализуя программу повышения наблюдаемости сети и развивая программно-технические комплексы филиалов — МЭС и ПМЭС.

Ко второй категории относятся следующие ПКЭ: коэффициенты, характеризующие перенапряжения, импульсы напряжения и колебания напряжения.

Данные ПКЭ не рассматриваются в качестве важных параметров системы мониторинга КЭ в ЕНЭС на первых этапах её создания по разным причинам. Повышение напряжения выше 10% от номинального, что по ГОСТ 13109-97 следует считать перенапряжением, допустимо в электрических сетях средних и высоких классов напряжения. Для снижения импульсов напряжения электрические сети всех классов напряжения оснащаются большим количеством средств защиты (разрядники, ограничители перенапряжений), в связи с чем измерение импульса в одном узле сети не позволяет судить о КЭ по данному показателю в прилегающем районе. Колебания напряжения сильно затухают по мере удаления от резко-переменной нагрузки и практически не распространяются по сетям высокого и сверхвысокого напряжения. Таким образом, измерение показателей второй группы в магистральной сети может быть малоэффективным для оценки КЭ в сетях, питающих электроприёмники потребителей, но это существенно удорожает систему мониторинга.

К третьей категории относятся все остальные ПКЭ: коэффициенты, характеризующие несинусоидальность напряжений (KU, KU(n)), несимметрию напряжений (K2U, K0U) и коэффициенты, характеризующие провалы напряжения.

ПКЭ данной группы по ряду причин и представляют наибольший интерес при организации специализированной автоматизированной системы контроля КЭ в ЕНЭС. Во-первых, наряду с δUу наибольшее количество претензий потребителей на КЭ в магистральной сети связано именно с данными показателями. Во-вторых, высшие гармоники могут распространяться по магистральной сети на сотни километров от источников искажений. В-третьих, источниками высших гармоник могут являться как электроприёмники потребителей, так и электрооборудование сети, при том что от топологии сети сильно зависят частотные характеристики энергосистемы. В-четвёртых, электрическая сеть в настоящее время практически не имеет активных элементов, которые могли бы воздействовать на параметры электрического режима для улучшения КЭ по данным показателям.

Однако измерение лишь ПКЭ не позволяет в большинстве случаев установить причины ухудшения КЭ в сети. Для выявления вероятных «виновников» искажений, что особенно актуально на границах между различными субъектами (например, между потребителем и сетевой компанией или между различными сетевыми компаниями), требуется информация о характеристиках токов/мощностей в присоединениях, связывающих субъекты. В связи с этим, наряду с контролем ПКЭ в сети, автоматизированная система мониторинга КЭ в ЕНЭС должна обеспечивать измерение токов и мощностей с разложением на гармонические и симметричные составляющие в присоединениях, по которым питаются мощные искажающие нагрузки (напрямую или через сети прочих собственников).

Следует признать, что в настоящее время отсутствуют нормативно утверждённые методы выявления расположения источников гармоник и несимметрии напряжений, а также методы расчёта вкладов в уровни искажений напряжения от нескольких нелинейных/несимметричных нагрузок. Особенно много вопросов возникает при решении данной задачи в отношении сложно-замкнутой магистральной сети. Авторы данной статьи рассчитывают, что создание автоматизированной системы контроля КЭ в ЕНЭС позволит накопить достаточную базу о закономерностях изменения ПКЭ и вспомогательных характеристик КЭ в магистральной сети для решения задачи достоверного определения расположения источников гармоник и несимметрии, а также их вкладов в уровни искажений.


СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЯ ПКЭ В ЕНЭС

В соответствии с технической политикой ОАО «ФСЕ ЕЭС» при новом строительстве и комплексной реконструкции подстанций ЕНЭС на их шинах должны устанавливаться стационарные средства измерения ПКЭ. В настоящее время данные приборы устанавливаются на шинах среднего и высокого напряжения подстанций. Состав контролируемых параметров при этом, как правило, ограничивается ПКЭ из первой и третьей групп (см. предыдущий раздел). Параметры КЭ по току и мощности не контролируются.

Поскольку детальных требований к стационарным приборам для контроля КЭ со стороны ОАО «ФСК ЕЭС» до сих пор не выдвигалось, организации, выполняющие строительство (реконструкцию) подстанций ЕНЭС, устанавливают произвольные многофункциональные приборы, предлагаемые ведущими российскими и зарубежными производителями и прошедшие аттестацию в компании.

Результаты измерений, выполняемых стационарными приборами на подстанциях ЕНЭС, на вышестоящие уровни не передаются и, следовательно, не используются для систематического анализа КЭ в сети. Для повышения эффективности их использования данные приборы должны быть интегрированы в создаваемую автоматизированную систему мониторинга КЭ.

Кроме приборов, устанавливаемых на подстанциях ЕНЭС, в перспективе должна появиться ещё одна группа источников информации о состоянии КЭ в сети — средства измерения ПКЭ, устанавливаемые на подстанциях новых потребителей, присоединяемых к ЕНЭС. Для этого в технические условия на присоединение всех крупных потребителей, содержащих мощные искажающие нагрузки, включается обязательное требование об организации постоянного автоматизированного контроля ПКЭ на границах балансовой принадлежности с передачей информации от данных приборов в центры управления сетями ОАО «ФСК ЕЭС». Данное требование составлено с учётом п. 1.2.6 Правил эксплуатации электроустановок потребителей, в соответствии с которым в системах электроснабжения должен осуществляться периодический контроль КЭ.

В рамках первого этапа проекта по созданию системы управления КЭ в ЕНЭС, с учётом накопленного отечественного и зарубежного опыта по созданию и использованию средств измерения ПКЭ, должен быть разработан внутренний стандарт ОАО «ФСК ЕЭС» с требованиями к средствам измерения ПКЭ, устанавливаемым в ЕНЭС. В данном стандарте помимо требований к составу и алгоритмам измерения ПКЭ будут установлены и требования к составу и алгоритмам измерения дополнительных характеристик КЭ (по току и мощности). Все средства измерения ПКЭ, устанавливаемые в перспективе на подстанциях ЕНЭС, должны будут соответствовать требованиям указанного стандарта.

Кроме анализа возможностей и тенденций развития специализированных современных средств измерения ПКЭ, ОАО «ФСК ЕЭС» также рассматривает целесообразность применения многофункциональных измерительных комплексов, совмещающих в себе функции телемеханики, учёта электроэнергии, контроля КЭ, регистрации аварийных событий, векторных измерений и т.д. Данное направление является одним из наиболее перспективных в области измерения параметров электрических режимов с учётом ориентации компании на создание активно-адаптивной сети в ЕЭС России.


ПРОГРАММНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ
ДЛЯ АНАЛИЗА КЭ В ЕНЭС


При создании многоуровневой системы мониторинга КЭ значительно возрастут объёмы информации о ПКЭ, доступной на верхних уровнях управления для проведения анализа КЭ в сети. Для эффективной обработки непрерывных измерений ПКЭ большим количеством стационарных приборов, а также для автоматизации процессов оформления и анализа полученных результатов требуется создание специализированного программного обеспечения. Разработка детальных требований к данному программному обеспечению и создание его прототипа входят в задачи первого этапа проекта.

Программное обеспечение по анализу КЭ должно обеспечивать следующий функционал:
• сбор с уровня подстанций и хранение результатов контроля ПКЭ на уровнях филиалов и исполнительного аппарата ОАО «ФСК ЕЭС»;
• статистическую обработку результатов измерений и расчёт вероятностных характеристик (математическое ожидание, среднеквадратичное отклонение, коэффициенты корреляции между различными параметрами);
• автоматическое формирование стандартных протоколов контроля КЭ установленной формы;
• отображение результатов измерений в табличном и графическом видах: графики, спектры, гистограммы;
• поиск в базе случаев (временных интервалов) нарушения норм на КЭ по критериям, заданным пользователем;
• формирование обобщённой «карты КЭ» на контролируемых участках сети;
• выявление расположения и расчёт вкладов искажающей нагрузки в уровни искажений в точке контроля (перспективная задача).

В настоящее время все ведущие производители средств измерения ПКЭ разрабатывают и предлагают свои программные продукты для анализа результатов измерений. При этом всегда данное программное обеспечение может использоваться совместно только с собственными приборами производителя.

Разрабатываемое в рамках проекта ОАО «ФСК ЕЭС» программное обеспечение должно быть совместимо со средствами измерения ПКЭ всех производителей, удовлетворяющих требованиям будущего стандарта компании на средства измерения (см. предыдущий раздел).


ВЫВОДЫ

1. Создание системы управления КЭ в ЕНЭС на основе автоматизированного мониторинга ПКЭ в сети должно стать важным шагом по обеспечению качественной электроэнергией потребителей ЕЭС России.
2. Для повышения КЭ в ЕНЭС необходимы не только усилия ОАО «ФСК ЕЭС», но и активное взаимодействие между различными субъектами отрасли (в первую очередь между различными сетевыми компаниями, а также между сетевыми компаниями и потребителями).
3. ОАО «ФСК ЕЭС» приступило к реализации проекта по созданию системы управления КЭ в ЕНЭС, нацеленного на решение широкого круга задач, необходимых для повышения КЭ в ЕЭС России.
4. В рамках проекта планируется на основе автоматизированного мониторинга ПКЭ в сети и доработанной нормативно-правовой базы, учитывающей особенности реформированной электроэнергетики, сформировать систему необходимых технологических и организационных процессов, обеспечивающей поддержание КЭ в сетях в нормативных границах.
5. При создании специализированной автоматизированной системы мониторинга КЭ в ЕНЭС основное внимание будет уделено показателям, характеризующим несинусоидальность, несимметрию и провалы напряжений.

Обсудить на форуме

Нужен кабель? Оформи заявку бесплатно