Расчеты электроэнергии в условиях пониженного качества электроэнергии
Проблемы мониторинга качества электрической энергии.
Соколов В.С. , директор ООО “НПФ “Солис-С”
Мониторинг качества электрической (КЭ) энергии становится обычным явлением, как у Поставщиков электроэнергии, так и у Покупателей. Однако по мере его распространения все более становится ясно, что существующая методическая база по вопросу КЭ требует коренного пересмотра. Это в первую очередь относится к [1], где сделана попытка изложить основы инженерного контроля и анализа КЭ. Поскольку речь идет о руководящих технических документах, которыми обязаны пользоваться все участники рынка электроэнергии, то наличие положений, противоречащих инженерной практике приводит к результату, когда последние становятся серьезным тормозом в решении проблемы КЭ.
В качестве примера рассмотрим на конкретном объекте, как предлагают автор данной статьи оценивать такой важный показатель качества электроэнергии (ПКЭ), как установившееся отклонение напряжения. На рис.1 представлен суточный график напряжения, снятый как того требует ГОСТ 13109-97, с минутным усреднением.
На графике хорошо просматривается вероятностный характер изменения напряжения. Таким образом, возникает проблема, связанная с необходимостью преодолеть этот “барьер” так, чтобы результат был прост и доступен любому инженеру. С этой целью авторы л.1 вводят новые понятия в виде нижних и верхних значений, соответствующих 95% вероятности, которые необходимо рассчитывать по окончании каждых суток. В частности, для данного показателя по окончании суток должен быть следующий набор характеристик:
· Значения верхних и нижних отклонений напряжения, соответствующих 95% вероятности;
· Значения наибольшего и наименьшего отклонений напряжения.
· Значения Т1 и Т2 – процент времени в сутках превышения нормально и предельно допустимых значений (см. ГОСТ 13109-97);
Несмотря на то, что данный алгоритм уже более 10 лет опубликован в нормативных документах, на практике им никто не пользуется и вряд ли им кто воспользуется, поскольку сложен и нет простых и доступных средств измерения.
Организация мониторинга КЭ позволяет просто и эффективно решить рассмотренную задачу. На рис.2 представлен график отклонения напряжения в той же точке сети за неделю, что позволило рассчитать среднее за неделю значение напряжения, которое должно быть записано в договоре на электроснабжение (ДЭ).
Причем эта величина достаточно стабильна и во времени изменяется незначительно. Таким образом, надобность в измерениях остальных напряжений отпадает и поэтому достаточно измерить Т1 и Т2, а в течение недели среднее значение отклонения напряжения с целью сравнения последнего с величиной указанной в ДЭ. Следует отметить, что недельные усреднения по напряжению являются общепринятыми и за рубежом.
Приведем еще один пример эффективного решения инженерной задачи в процессе мониторинга, когда в качестве преграды стоит «барьер» из случайных чисел. Эта проблема связана с необходимостью определения потерь напряжения на отдельных участках электрических сетей. На рис. 3 представлены недельные графики изменений напряжения на двух концах сети.
В данном случае результатом измерений по контролю этой величины является разница между двумя значениями средних за неделю значений напряжений в указанных точках и в данном примере составляют 0,5%.
Конечно, потери напряжения по аналогичному алгоритму можно определить и при суточном измерении, но более корректно следует это делать при недельном измерении, т. е. при мониторинге.
Эффективно применение понятия среднего за неделю в процессе контроля за напряжением в сетях 10,4 кВ и, в частности, при выборе уставок понижающего трансформатора. На рис. 4 представлены графики напряжений на выводах четырех понижающих трансформаторов.
Графики получены с использованием четырех синхронно работающих приборов типа ППКЭ-1-50.М, установленных на стороне 0,4 кВ четырех трансформаторов, питающих бытового потребителя от одного центра питания. Графики дают наглядное представление о качестве регулирования напряжения и, кроме того, позволяют сделать вывод о необходимости изменения уставок трансформаторов. Аналогичные синхронные измерения можно получить, используя лишь один прибор типа ППКЭ-1-50.М, если использовать методику, приведенную в [2].
Рассматривая вышеприведенные случаи использования результатов мониторинга КЭ, следует иметь ввиду, что все приведенные результаты получены в условиях реального времени, что определяется качеством программного обеспечения, прилагаемого к приборам, измеряющим КЭ. По мнению автора настоящей статьи, сегодня при выборе прибора этот фактор становится определяющим. Тем более, это относится и к проблеме расчета неустоек за плохое КЭ с целью создания условий материальной заинтересованности всех участников энергорынка в улучшении КЭ. На рис. 5 приведен протокол расчета неустойки за неудовлетворительное КЭ, автоматически формируемый прибором ППКЭ-1-50.М по окончании каждых суток, как того требует ГОСТ 13109-97 и где каждому показателю качества (ПКЭ) соответствует количественная характеристика нарушения и своя неустойка.
Общая неустойка к тарифу определяется обычным алгебраическим суммированием с учетом знака неустоек по каждому ПКЭ.
В протоколе «виновник» нарушений, т.е. знак у величины неустойки, не указывается, поскольку этот алгоритм должен быть отражен в договоре электроснабжения. Подробно этот вопрос рассмотрен в [3,4].
Следует отметить, что работа прибора ППКЭ-1-50.М в реальном времени по мониторингу качества отвечает требованиям и оптового рынка электроэнергии, поскольку:
· Обеспечивают дискретность сбора информации и период промежуточного расчета - одни сутки и период окончательных расчетов – один месяц с оформлением Акта в соответствии с правилами оптового рынка;
· Позволяют обеспечить функционирование информационно-измерительного комплекса для расчета неустоек и выполнения дополнительных системных услуг по контролю ПКЭ.
Основной вывод:
Необходимо пересмотреть действующую в России нормативную документацию по проблеме качества электроэнергии, поскольку в условиях организованного мониторинга КЭ не только не отвечает требованиям современных информационных технологий, но и является серьезным препятствием для внедрения мониторинга в инженерную практику.
Список литературы
1. РД 34.15.501 – 01. Методические указания по контролю и анализу качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. Ч.1.,ч.2.
2. Cоколов В.С., Созыкин А.А., Коровкин Р.В., Шейко П.А., Левиков В.В., Дидик Ю.И. Актуальные вопросы мониторинга качества электрической энергии. Изд. Технологии, Технологии электромагнитной совместимости, № 1,2002.
3. Соколов В.С. Контроль, мониторинг и управление качеством электрической энергии. – Электро, 2003, №6.
4. Соколов В.С., Чернышева Н.В. Предложения по инженерному решению проблемы качества электрической энергии. – Промышленная энергетика, 2001, № 8
Соколов В.С. , директор ООО “НПФ “Солис-С”
Мониторинг качества электрической (КЭ) энергии становится обычным явлением, как у Поставщиков электроэнергии, так и у Покупателей. Однако по мере его распространения все более становится ясно, что существующая методическая база по вопросу КЭ требует коренного пересмотра. Это в первую очередь относится к [1], где сделана попытка изложить основы инженерного контроля и анализа КЭ. Поскольку речь идет о руководящих технических документах, которыми обязаны пользоваться все участники рынка электроэнергии, то наличие положений, противоречащих инженерной практике приводит к результату, когда последние становятся серьезным тормозом в решении проблемы КЭ.
В качестве примера рассмотрим на конкретном объекте, как предлагают автор данной статьи оценивать такой важный показатель качества электроэнергии (ПКЭ), как установившееся отклонение напряжения. На рис.1 представлен суточный график напряжения, снятый как того требует ГОСТ 13109-97, с минутным усреднением.
На графике хорошо просматривается вероятностный характер изменения напряжения. Таким образом, возникает проблема, связанная с необходимостью преодолеть этот “барьер” так, чтобы результат был прост и доступен любому инженеру. С этой целью авторы л.1 вводят новые понятия в виде нижних и верхних значений, соответствующих 95% вероятности, которые необходимо рассчитывать по окончании каждых суток. В частности, для данного показателя по окончании суток должен быть следующий набор характеристик:
· Значения верхних и нижних отклонений напряжения, соответствующих 95% вероятности;
· Значения наибольшего и наименьшего отклонений напряжения.
· Значения Т1 и Т2 – процент времени в сутках превышения нормально и предельно допустимых значений (см. ГОСТ 13109-97);
Несмотря на то, что данный алгоритм уже более 10 лет опубликован в нормативных документах, на практике им никто не пользуется и вряд ли им кто воспользуется, поскольку сложен и нет простых и доступных средств измерения.
Организация мониторинга КЭ позволяет просто и эффективно решить рассмотренную задачу. На рис.2 представлен график отклонения напряжения в той же точке сети за неделю, что позволило рассчитать среднее за неделю значение напряжения, которое должно быть записано в договоре на электроснабжение (ДЭ).
Причем эта величина достаточно стабильна и во времени изменяется незначительно. Таким образом, надобность в измерениях остальных напряжений отпадает и поэтому достаточно измерить Т1 и Т2, а в течение недели среднее значение отклонения напряжения с целью сравнения последнего с величиной указанной в ДЭ. Следует отметить, что недельные усреднения по напряжению являются общепринятыми и за рубежом.
Приведем еще один пример эффективного решения инженерной задачи в процессе мониторинга, когда в качестве преграды стоит «барьер» из случайных чисел. Эта проблема связана с необходимостью определения потерь напряжения на отдельных участках электрических сетей. На рис. 3 представлены недельные графики изменений напряжения на двух концах сети.
В данном случае результатом измерений по контролю этой величины является разница между двумя значениями средних за неделю значений напряжений в указанных точках и в данном примере составляют 0,5%.
Конечно, потери напряжения по аналогичному алгоритму можно определить и при суточном измерении, но более корректно следует это делать при недельном измерении, т. е. при мониторинге.
Эффективно применение понятия среднего за неделю в процессе контроля за напряжением в сетях 10,4 кВ и, в частности, при выборе уставок понижающего трансформатора. На рис. 4 представлены графики напряжений на выводах четырех понижающих трансформаторов.
Графики получены с использованием четырех синхронно работающих приборов типа ППКЭ-1-50.М, установленных на стороне 0,4 кВ четырех трансформаторов, питающих бытового потребителя от одного центра питания. Графики дают наглядное представление о качестве регулирования напряжения и, кроме того, позволяют сделать вывод о необходимости изменения уставок трансформаторов. Аналогичные синхронные измерения можно получить, используя лишь один прибор типа ППКЭ-1-50.М, если использовать методику, приведенную в [2].
Рассматривая вышеприведенные случаи использования результатов мониторинга КЭ, следует иметь ввиду, что все приведенные результаты получены в условиях реального времени, что определяется качеством программного обеспечения, прилагаемого к приборам, измеряющим КЭ. По мнению автора настоящей статьи, сегодня при выборе прибора этот фактор становится определяющим. Тем более, это относится и к проблеме расчета неустоек за плохое КЭ с целью создания условий материальной заинтересованности всех участников энергорынка в улучшении КЭ. На рис. 5 приведен протокол расчета неустойки за неудовлетворительное КЭ, автоматически формируемый прибором ППКЭ-1-50.М по окончании каждых суток, как того требует ГОСТ 13109-97 и где каждому показателю качества (ПКЭ) соответствует количественная характеристика нарушения и своя неустойка.
Общая неустойка к тарифу определяется обычным алгебраическим суммированием с учетом знака неустоек по каждому ПКЭ.
В протоколе «виновник» нарушений, т.е. знак у величины неустойки, не указывается, поскольку этот алгоритм должен быть отражен в договоре электроснабжения. Подробно этот вопрос рассмотрен в [3,4].
Следует отметить, что работа прибора ППКЭ-1-50.М в реальном времени по мониторингу качества отвечает требованиям и оптового рынка электроэнергии, поскольку:
· Обеспечивают дискретность сбора информации и период промежуточного расчета - одни сутки и период окончательных расчетов – один месяц с оформлением Акта в соответствии с правилами оптового рынка;
· Позволяют обеспечить функционирование информационно-измерительного комплекса для расчета неустоек и выполнения дополнительных системных услуг по контролю ПКЭ.
Основной вывод:
Необходимо пересмотреть действующую в России нормативную документацию по проблеме качества электроэнергии, поскольку в условиях организованного мониторинга КЭ не только не отвечает требованиям современных информационных технологий, но и является серьезным препятствием для внедрения мониторинга в инженерную практику.
Список литературы
1. РД 34.15.501 – 01. Методические указания по контролю и анализу качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. Ч.1.,ч.2.
2. Cоколов В.С., Созыкин А.А., Коровкин Р.В., Шейко П.А., Левиков В.В., Дидик Ю.И. Актуальные вопросы мониторинга качества электрической энергии. Изд. Технологии, Технологии электромагнитной совместимости, № 1,2002.
3. Соколов В.С. Контроль, мониторинг и управление качеством электрической энергии. – Электро, 2003, №6.
4. Соколов В.С., Чернышева Н.В. Предложения по инженерному решению проблемы качества электрической энергии. – Промышленная энергетика, 2001, № 8