Автоматизированная система управления, контроля и учета энергоресурсов в распределительных электрических сетях

Размещено на http://www.Allbest.Ru/

Размещено на http://www.Allbest.Ru/

Размещено на http://www.Allbest.Ru/

Западно-Казахстанский аграрно-технический университет имени Жангир хана

Автоматизированная система управления, контроля и учета энергоресурсов в распределительных электрических сетях

Н.В. Лелеш, ст. преподаватель

Аннотация

Ма?алада «ЭРИС» интегралда автоматты бас?ару ж?йесі ?олданыл?ан 6-10/0,4 Кв электрмен?амту ж?йесіндегі электр энергия сапасыны? к?рсеткіштерін талдау ж?не ?лшеу, автоматты бас?ару с?ра?тары ?арастырыл?ан.

В статье затронуты вопросы автоматизированного управления, измерения и анализа показателей качества электроэнергии в системах электроснабжения 6-10/0,4 кВ с использованием интегрированных автоматизированных систем управления «ЭРИС».

In this article, the subjects of automated control, measuring and analysis of values of electric power in the systems of power supply 6-10/0, 4 kW with the use of integrated automated control systems “ERIS” are touched upon.

Проблема обеспечения качества электрической энергии (КЭ) в электроэнергетических системах была всегда актуальна. Ее правовой и нормативно-технический статус в настоящее время определен рядом действующих в республике отраслевых документов. В то же время, существенного продвижения в направлении практического решения этой проблемы не наблюдается.

В качестве одного из основных препятствий ранее указывалось отсутствие приборов для контроля КЭ. В настоящее время этот вопрос можно считать решенным, однако вопреки ожиданиям это не изменило ситуацию коренным образом. Анализ сложившегося положения показывает, что в технической политике, направленной на обеспечение требуемого КЭ в системах электроснабжения общего назначения (СЭС), в основном преобладает административно-принудительный подход. Он, безусловно, необходим, поскольку позволяет подвести твердую правовую базу под задачу обеспечения КЭ, однако в силу административно-принудительного характера делает возможным только первый шаг в этом направлении. Использование только таких мер, как, например, поголовная сертификация СЭС по КЭ, вряд ли может быстро привести к ощутимым результатам. Во-первых, они связаны со значительными материальными затратами со стороны энергосистем. В условиях неплатежей, изношенности основного сетевого и генерирующего оборудования и т.п. энергосистемы будут всячески уклоняться от затрат на проведение сертификации и поддержания необходимого уровня КЭ, когда средства требуются на гораздо более неотложные, по мнению эксплуатационных организаций, нужды. Во-вторых, сама сертификация не дает гарантии постоянного и повсеместного обеспечения требуемого КЭ, т.к. в этой процедуре контроль КЭ проводится эпизодически и на ограниченном числе объектов всей сети. Это позволяет энергосистемам не прикладывать постоянных усилий к поддержанию КЭ на требуемом уровне.

Вместе с тем уже сейчас можно сделать значительный шаг в направлении обеспечения требуемого уровня КЭ СЭС, затрачивая при этом со стороны энергосистем незначительные средства. Речь идет о постепенном переходе к принципам экономической заинтересованности всех субъектов СЭС в обеспечении требуемого КЭ. Ключевыми здесь являются следующие моменты:

- практическое введение договорных обязательств о разделении взаимной ответственности за КЭ между поставщиками и потребителями электроэнергии;

- разработка системы мер экономического поощрения или наказания в зависимости от воздействия субъекта СЭС на КЭ в сети (например, гибкая система с учетом скидок/надбавок к тарифам на электроэнергию в зависимости от ее качества);

- разработка соответствующих технических средств измерения и налаживание их серийного, массового производства, которые позволят инструментально реализовывать принятые экономические меры;

- введение обязательной сертификации всех вновь присоединяемых и реконструируемых потребителей и электрических станций по допустимому вкладу (эмиссии) в искажения напряжения.

Одной из основных причин сложившегося неудовлетворительного положения по КЭ и СЭС является недостаточное внимание к данному вопросу на протяжении всех последних десятилетий со стороны всех участников системы электроснабжения. Существовало (и продолжает существовать) положение, когда к сети присоединяются потребители, вносящие недопустимо высокие искажения напряжения в сети, оказывающие воздействие на всю СЭС и влияющие на нормальную работу других потребителей. Именно поэтому для предотвращения дальнейшего ухудшения КЭ должна быть введена обязательная сертификация по КЭ в первую очередь всех вновь присоединяемых и реконструируемых потребителей и электрических станций. Должна быть также предусмотрена при необходимости возможность проведения такой сертификации на шинах ранее присоединенных потребителей по требованию органов энергонадзора и энергоснабжающей организации [1].

В настоящее время отсутствуют приборы, которые измеряли бы показатели качества электроэнергии (ПКЭ) на достаточно длительных интервалах времени (не менее месяца) с одновременным учетом потребленной электроэнергии и определением виновника вносимых искажений. Ключевую роль в этом вопросе должно сыграть широкое применение счетчика электрической энергии, который осуществляет расчет за потребленную (отпущенную) электроэнергию в зависимости от показателей ее качества и виновника вносимых искажений. Такой счетчик должен иметь высокую точность (класс 0,5) и измерять одновременно активные и реактивные мощности (в том числе и мощности искажений) во всех квадрантах.

Ниже рассмотрены возможные направления технико-экономической политики в части обеспечения КЭ по тем показателям, контроль по которым предусматривается при сертификации электроэнергии и которые включаются в договоры на электроснабжение. К ним относятся:

- отклонение частоты;

- отклонение напряжения;

- колебания напряжения;

- коэффициенты несимметрии напряжения по обратной и нулевой последовательностям;

- коэффициенты искажения синусоидальности и n-й гармонической составляющей напряжения.

Ответственность за поддержание частоты в заданных ГОСТ 13109-97 пределах возлагается на энергоснабжающую организацию (поставщика электроэнергии).

Счетчик электрической энергии, учитывающий одновременно и отклонение частоты, позволит легко реализовать тот или иной механизм на практике.

Основные проблемы с отклонениями напряжения возникают в распределительных сетях, которые, как правило, являются муниципальными. Вопросы обеспечения необходимого уровня напряжений в подавляющем большинстве случаев решаются средствами регулирования напряжения (например, РПН), которые должны поддерживаться в исправном состоянии при правильной настройке, что не требует значительных затрат.

Нельзя не отметить, что уровни напряжения у потребителей зависят в ряде случаев также от их «режимной дисциплины», т.е. насколько точно эти потребители выполняют согласованные графики электропотребления и оговоренные режимные ограничения. Поэтому для потребителей, рассчитывающихся за активную и реактивную мощность и энергию, договорами на электроснабжение должно устанавливаться безусловное обязательство энергоснабжающей организации поддерживать в точке общего присоединения или в другой оговоренной точке контроля значения отклонения напряжения в соответствии с нормами ГОСТ 13109-97 при обязательном условии установки у потребителя автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ) и выполнения ими оговоренных графиков электропотребления и других режимных мероприятий. Для потребителей, которые только рассчитываются за активную мощность и энергию, должны устанавливаться обязательства энергоснабжающей организации по поддержанию необходимого уровня отклонения напряжения, имеющегося у потребителей собственных средств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности. При этом желательно наличие АСКУЭ и у этих потребителей [2].

Выход отклонений напряжения за допустимые по договору пределы сопровождается для потребителя снижением стоимости электроэнергии, например, в виде скидок к тарифу. Безусловно, и эта задача может быть решена только инструментальным путем, т.е. с помощью счетчика электроэнергии, учитывающего КЭ по отклонениям напряжения.

Наибольшие проблемы, в том числе и по требуемым материальным затратам, возникают с такими характеристиками КЭ, как несимметрия и несинусоидальность напряжения.

Основными виновниками ухудшения КЭ по несимметрии и несинусоидальности являются потребители, генерирующие токи обратной и нулевой последовательности, токи высших гармоник, распространяющихся по всей сети. Тем самым они ухудшают КЭ на шинах других потребителей, что вызывает справедливые нарекания со стороны остальных потребителей к электроснабжающей организации, отвечающей за КЭ в точке присоединения потребителя. Несимметрия трехфазной системы напряжений появляется при наличии в трехфазной электрической сети напряжений обратной и нулевой последовательности, значительно меньших по величине соответствующих составляющих напряжений прямой последовательности. Причиной возникновения несинусоидальности напряжения является наличие потребителей электроэнергии с нелинейной вольт-амперной характеристикой [3]. автоматизированный измерение сертификация электроэнергия

Первым шагом по обеспечению КЭ по указанным показателям должно быть выявление таких потребителей. Технически это достигается либо проведением периодического контроля КЭ самой электроснабжающей организацией в различных точках сети, либо путем создания стационарной системы мониторинга ПКЭ в сети (что в основном используется в последнее время в развитых странах).

Следующим шагом является необходимость убедить виновников искажения и выделить средства и осуществить необходимые организационно-технические мероприятия для уменьшения эмиссии искажений в питающую сеть. Как правило, чисто административные меры здесь редко приносят пользу. Задача состоит в том, чтобы создать этим потребителям такие экономические условия пользования электроэнергией, при которых им окажется экономически выгодно принять меры по ограничению вносимых искажений. Наиболее простым и очевидным решением является введение такой системы тарифов для расчетов за электроэнергию, при которой плата за электроэнергию в случае внесения искажений ПКЭ потребителем существенно возрастает.

Использование уже существующей системы скидок и надбавок за электроэнергию позволяет в принципе это сделать при условии, что измерения ПКЭ производятся не эпизодически, а непрерывно, синхронно с измерением потребляемой (отпускаемой) электроэнергии. Для этого должен быть разработан счетчик электроэнергии, который одновременно с измерением потребленной (отпущенной), энергии измеряет ПКЭ, учитывая при этом степень виновности в искажениях напряжения, и автоматически на этом основании определяет размеры скидок (надбавок) за потребленную электроэнергию. Если у потребителей, вносящих основной вклад в эти искажения (например, тяговые подстанции, металлургические комбинаты и т.д.), установить такие счетчики, то они будут вынуждены платить за электроэнергию значительно больше (в пределе 10% тарифов по каждому ПКЭ), потому что сами являются виновниками искажений. Доход электроснабжающей организации возрастет, что позволит ей компенсировать убытки, возникающие за счет исков от других потребителей вследствие плохого КЭ, а также направить дополнительные средства на мероприятия по поддержанию КЭ в сети. С другой стороны, это поставит данные предприятия-виновники перед экономической необходимостью осуществить технические мероприятия по уменьшению вносимых искажений (фильтры высших гармоник, изменение режимов работы оборудования и т.д.). Тем самым уменьшится количество искажений в сети и, собственно, уменьшится количество претензий на КЭ со стороны других потребителей.

Обязав предприятия - виновников искажений установить такие счетчики, электроснабжающая организация создаст условия для постепенного улучшения ПКЭ в сети, автоматически распределив при этом необходимые основные затраты на поддержание КЭ между потребителями, вносящими основные искажения, что представляется совершенно справедливым.

Для создания такого счетчика, начала его серийного производства и широкого применения необходимо решить две основные задачи:

1. Техническая - создание самого счетчика.

Похожий прибор уже разработан и серийно выпускается. Это анализатор качества электрической энергии «ЭРИС-КЭ», созданный в Московском энергетическом институте. Прибор сертифицирован, измеряет ПКЭ по напряжениям и токам, рассчитывает все активные и реактивные мощности и энергии по основной гармонике, а также по всем высшим гармоникам до 40-й включительно, по нулевой и обратной последовательностям. Определяет источник искажений;

2. Нормативно-правовая.

Необходимо разработать и официально утвердить:

- методику определения виновника искажений ПКЭ;

- систему тарифов в зависимости от ПКЭ потребляемой (отпускаемой) электроэнергии.

Системы электроснабжения (СЭС) 6-10/0,4 кВ городов, промышленных предприятий и сельского хозяйства располагают наиболее разветвленными и протяженными электрическими сетями. Они являются практически последним Звеном в технологической цепи передачи и распределения электроэнергии от электрических станций к потребителям, поэтому от эффективности функционирования и надежности их работы во многом зависит качество и надежность электроснабжения потребителей. Реализация современных подходов к управлению такими сетями требует применения интегрированных систем автоматизированного управления, в состав которых входят подсистемы автоматизации работы технических служб, учета электроэнергии, контроля ее качества, автоматизированного диспетчерского управления.

Одна из таких интегрированных автоматизированных систем управления распределительными электрическими сетями (ИАСУ РЭС) «ЭРИС» (Энергетическая Расчетно-Информационная Система) разрабатывается ООО «Энергоконтроль». В ее основе лежат четыре подсистемы, которые характеризуются единым информационным, программным и техническим обеспечением:

- автоматизированная система диспетчерского управления (АСДУ);

- автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ);

- автоматизированная система управления качеством электроэнергии (АСУКЭ);

- автоматизированная система управления техническими службами (АСУ ТС).

Все подсистемы можно использовать как в виде единого комплекса, так и по отдельности. Предусмотрена возможность добавления функциональных дополнительных модулей, увязка с другими внешними устройствами, базами данных и т.д.

Важной составной частью ИАСУ «ЭРИС» является подсистема средств телемеханики «ЭРИС-ТМ». Она предназначена для автоматизации диспетчерских служб распределительных электрических сетей, учета и управления качеством электроэнергии.

Технические средства данной подсистемы предназначены как для автоматизации удаленных объектов (ТП, РП, управления уличным освещением и т.д.), так и для оснащения диспетчерских пунктов. Диспетчерские щиты оборудуются современными системами отображения состояний контролируемых объектов (МВ, ВН, двери в удаленных объектах и т.д.), параметров их режимов (напряжения на шинах, токи в линиях, показатели качества электроэнергии и т.д.), а также устройствами дистанционного управления этими объектами. Диспетчерский щит работает в едином комплексе с устройствами телемеханики, учета электроэнергии и анализа ее качества.

Особый интерес в плане контроля и учета потребления энергетических ресурсов представляет решение в рамках ИАСУ «ЭРИС» задач анализа и управления качеством электроэнергии [4].

Измерение показателей качества электроэнергии (ПКЭ) осуществляется в соответствии с ГОСТ 13109-97 "Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения".

Для решения задачи измерения и анализа ПКЭ разработан специализированный прибор «ЭРИС-КЭ.01», который сочетает в себе функции анализатора ПКЭ и регистратора случайных событий. Отличительной особенностью прибора является то, что он регистрирует не только все ПКЭ по напряжению, но и дополнительные Система ориентирована на проведение длительного непрерывного контроля, что особенно важно для коммерческих расчетов, а также для организации оперативного контроля ПКЭ в сети.параметры электроэнергии, такие как несимметрия и гармонический состав токов, величины и направления протекания мощностей искажения и т.д. Это позволяет не только фиксировать показатели качества электроэнергии, но и, что очень важно, устанавливать источник искажений ПКЭ. Прибор может работать как автономно, так и в составе единой автоматизированной системы.

Сертификация и поверка приборов измерения ПКЭ является весьма сложной задачей. Для ее успешного решения создан специализированный генератор калиброванных сигналов (калибратор), позволяющий автоматизировать и значительно упростить метрологическую аттестацию любых анализаторов ПКЭ.

Прикладное программное обеспечение ИАСУ «ЭРИС» можно разделить на три основные подсистемы: база данных по оборудованию распределительных электрических сетей; графическая подсистема; расчетная подсистема. Основой СПО являются сетевые Специальное программное обеспечение (СПО) "ЭРИС-ПО" работает как совместно с техническими средствами, так и для решения задач автоматизации технических служб СЭС. В настоящее время завершается разработка и готовится к выпуску целый ряд новых приборов для измерений ПКЭ. Среди них можно отметить многоканальный упрощенный регистратор параметров режимов и ПКЭ «ЭРИС-РКЭ», который с достаточно высокой точностью позволяет фиксировать показатели качества напряжения в узле и соответствующие токовые характеристики одновременно в нескольких отходящих линиях (до 8 штук). Такой прибор незаменим для задач энергоаудита и технического контроля ПКЭ. Другая интересная разработка - это счетчик электрической энергии с одновременным измерением показателей ее качества «ЭРИС-СКЭ». Использование соответствующей системы тарифов позволит производить расчеты за электроэнергию дифференцированно, в соответствии с ее качеством.

Многопользовательские базы данных, реализованные на клиент-серверной технологии и предусматривающие возможность работы, как в автономном режиме, так и с другими программными комплексами более высокого иерархического уровня [5].

Следует отметить, что по сложности и трудоемкости разработка такого СПО значительно превосходит затраты на разработку технических средств. Это обстоятельство, как правило, недооценивается, что приводит к созданию различных систем АСУ, в которых СПО представлено в самом минимальном объеме, что не отвечает в полной мере современным потребностям СЭС.

Широкое применение данной комплексной АСУ РЭС "ЭРИС" обеспечивает решение в едином комплексе следующих основных задач автоматизированного управления электрическими сетями систем электроснабжения городов и промышленных предприятий:

- рационального расхода электроэнергии за счет ее правильного учета и рационального использования;

- снижения потерь электроэнергии в сети путем оперативной оптимизации режимов ее работы;

- повышения качества и надежности функционирования энергосетевого хозяйства;

- снижения времени ликвидации аварий в сетях;

- повышения безопасности работы персонала в нормальных и аварийных ситуациях;

- обеспечения качества электроэнергии установленного ГОСТом и как результат повышение сроков службы оборудования, уменьшение штрафных санкций и т.д.;

- уменьшения аварийного недоотпуска электроэнергии;

- увеличения выпуска продукции и уменьшения расходов на заработную плату.

Предварительные результаты эксплуатации позволяют говорить о ее достаточно высокой эффективности и целесообразности дальнейшего развития и широкого применения.

Литература

1. Карташев, И.И. Требования к средствам измерения показателей качества электроэнергии / И.И. Карташев, И.С. Пономаренко // Электричество. - 2000. - № 4. -С.44-45.

2. ГОСТ 13109-97. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. - М.: Изд-во стандартов, 1998. - С.64-68.

3. Конюхова, Е.А. Электроснабжение объектов / Е.А. Конюхова // - М.: Изд-во «Мастерство», 2001. - С. 260-265.

4. Горюнов, И.Т. Основные принципы построения системы контроля, анализа и управления качеством электроэнергии / И.Т. Горюнов, В.С. Мозгалев, Е.В. Дубинский // Электрические станции. - 2002. - №4. - С. 27-28.

5. Сапунов, М. Вопросы качества электроэнергии / М. Сапунов // Новости электротехники. - 2001. - №4. - С.29-30.

Размещено на allbest.ru