Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего

профессионального образования

ИРКУТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

На правах рукописи

Федосов Денис Сергеевич

Разработка метода оценки влияния потребителей

на несинусоидальность и несимметрию напряжений

в электрической сети Специальность 05.14.02 – Электрические станции и электроэнергетические системы Диссертация на соискание учной степени кандидата технических наук

Научный руководитель:

кандидат технических наук, профессор Висящев Александр Никандрович Иркутск –

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЗОР МЕТОДОВ ОЦЕНКИ ВЛИЯНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ НА

ИСКАЖЕНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ В ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ.................. 1.1. Модель электрической сети для анализа несинусоидальности и несимметрии напряжений

1.2. Анализ методов оценки влияния потребителей на искажение напряжения 1.3. Анализ методов определения параметров схем замещения потребителей 1.4. Выводы

2. РАЗРАБОТКА МЕТОДА ОЦЕНКИ ВЛИЯНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ НА

ИСКАЖЕНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ

2.1. Постановка задачи

2.2. Метод оценки влияния потребителей на искажение напряжения в точке общего присоединения

2.3. Верификация метода на математической модели при различных сочетаниях параметров схем замещения потребителя и внешней сети...... 2.4. Верификация метода с использованием модели электроэнергетической системы

2.5. Нормирование тока искажения потребителей с нелинейными и несимметричными нагрузками

2.6. Выводы

3. ИССЛЕДОВАНИЕ ПОГРЕШНОСТЕЙ МЕТОДА

ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНОГО ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ СХЕМ

ЗАМЕЩЕНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ И РАЗРАБОТКА СПОСОБОВ

УМЕНЬШЕНИЯ ПОГРЕШНОСТЕЙ

3.1. Задача определения параметров схем замещения потребителей................ 3.2. Метод экспериментального определения параметров схем замещения потребителей

3.3. Исследование погрешностей метода экспериментального определения параметров схем замещения потребителей

3.4. Способы уменьшения погрешностей метода экспериментального определения параметров схем замещения потребителей

3.5. Выводы

4. ВЕРИФИКАЦИЯ УСОВЕРШЕНСТВОВАННОГО МЕТОДА

ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПАРАМЕТРОВ СХЕМ ЗАМЕЩЕНИЯ

ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ДЛЯ ОЦЕНКИ ИХ ВЛИЯНИЯ НА ИСКАЖЕНИЕ

НАПРЯЖЕНИЯ

4.1. Описание условий и средств измерения

4.2. Предварительная обработка результатов измерений

4.3. Результаты измерений на физической модели энергосистемы................. 4.4. Результаты измерений в действующей энергосистеме

4.5. Выводы

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ А

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

ПРИЛОЖЕНИЕ В

ПРИЛОЖЕНИЕ Г

ПРИЛОЖЕНИЕ Д

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы. Общепризнанным является тот факт, что электрическая энергия – это товар. Как и у любого товара, у электроэнергии есть такое важное свойство, как качество. Стандарты ГОСТ 13109-97 [22] и заменивший его с 01.01.2013 г. ГОСТ Р 54149-2010 «Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения» [27] устанавливают допустимые значения для характеристик качества электрической энергии (КЭЭ). Нормируются следующие показатели качества электроэнергии (ПКЭ):

установившееся отклонение напряжения (отрицательное и положительное отклонения напряжения электропитания);

размах изменения напряжения;

доза фликера (кратковременная доза фликера и длительная доза фликера);

коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения (суммарный коэффициент гармонических составляющих напряжения);

коэффициент n-ой гармонической составляющей напряжения;

коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности (ОП);

коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности (НП);

длительность провала напряжения;

импульсное напряжение;

коэффициент временного перенапряжения.

В дополнение к перечисленным показателям в [27] без указания норм введены такие ПКЭ, как одиночные быстрые изменения напряжения, интергармонические составляющие напряжения, напряжения сигналов, передаваемых по электрическим сетям, и прерывания напряжения.

В работе рассматривается влияние участников СЭС на характеристики искажений напряжения, связанных с несинусоидальностью напряжения и несимметрией трхфазной системы напряжений.

В большинстве случаев имеются определнные взаимоотношения между производителем (поставщиком) и потребителем в части качества поставляемого товара. Электрическая энергия не является исключением, и нормативные и правовые документы [28, 52, 55, 56, 57] устанавливают систему взаимоотношений в сфере КЭЭ между участниками системы электроснабжения (СЭС): энергоснабжающей организацией (ЭСО) и потребителями.

Однако электрическая энергия обладает специфическими свойствами, не присущими другим видам продукции. Процесс производства, передачи и потребления электроэнергии непрерывен во времени, а КЭЭ в части некоторых е свойств зависит не только от производителя и поставщика электроэнергии, но и от самих потребителей [22]. В случае несоответствия качества любого товара стандартам потребитель вправе требовать возмещения понеснного им ущерба в оговоренной форме. В случае с электроэнергией влияние потребителей на е качество осложняет процедуру оценки роли потребителей в ухудшении качества напряжения и оценки их ущерба.

В точке общего присоединения (ТОП) электрической сети могут находиться несколько потребителей, для которых ПКЭ будут одинаковыми. При этом влияние каждого из потребителей на искажение напряжения может быть различным.

Если КЭЭ не соответствует требованиям [22, 27], то необходима методика, позволяющая корректно оценить влияние каждого потребителя на КЭЭ и выявить потребителей, недопустимо ухудшающих КЭЭ. Иначе говоря, наличие такой методики является одним из главных условий для нормализации КЭЭ.

Указанные задачи не теряют своей значимости на протяжении последних десятилетий, их решению посвящено множество работ в отечественной и зарубежной литературе. Значительный вклад в их изучение и решение внесли Жежеленко И. В., Железко Ю. С., Зыкин Ф. А., Карташев И. И., Куренный Э. Г., Майер В. Я., Никифорова В. Н., Смирнов С. С., Шидловский А. К., Висящев А. Н., J. Arrillaga, Wilsun Xu и др. На базе исследовательских работ приняты нормативноправовые документы, устанавливающие порядок взаимоотношений между участниками СЭС в сфере КЭЭ. В СССР и России это были «Методические указания по контролю и анализу качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения» [57], «Инструкция о порядке расчетов за электрическую и тепловую энергию» [52], «Правила применения скидок и надбавок к тарифам за качество электроэнергии» [56] и «Правила пользования электрической и тепловой энергией» [55]. Ни один из перечисленных документов в настоящее время не действует, что осложняет решение задачи нормализации КЭЭ.

В работах [11, 29, 50] указывалось на недостаточную теоретическую обоснованность методов анализа КЭЭ, приведнных в вышеупомянутых документах.

Предлагалось множество альтернативных вариантов решения задачи, однако ни один из них не нашл отражения в нормативно-правовых документах. По этой причине, несмотря на множество работ в этом направлении, создание адекватной методики для оценки влияния потребителей и ЭСО на искажение напряжения в ТОП остатся одной из актуальных задач современной электроэнергетики. Необходима методика оценки влияния потребителей на КЭЭ, по возможности согласованная с действующими нормативно-техническими документами и позволяющая однозначно разделить ответственность между потребителями и ЭСО за искажение напряжения.

Для оценки влияния потребителей на искажение напряжения также необходимо решить задачу, связанную с определением параметров схемы замещения (СЗ) электрической сети для исследуемой гармоники или для токов ОП на основной частоте. Эта задача может быть решена двумя способами. Первый из них предполагает использование известной информации о состоянии электрической сети и режимных параметрах электрооборудования ЭСО и потребителей. Несмотря на сравнительную простоту определения параметров СЗ таким способом главный его недостаток – низкая достоверность результатов из-за принимаемых допущений и вызванных этим методических погрешностей, а также из-за случайного и независимого изменения состава и параметров оборудования – исключает возможность применения подхода для оценки влияния потребителей на искажение напряжения в реальном времени. По этой причине предпочтение отдатся экспериментальным методам определения параметров СЗ участников СЭС [62, 106].

На базе метода оценки влияния потребителей на искажение напряжения возможно создание механизма взаимоотношений между ЭСО и потребителями электроэнергии в области КЭЭ. Введение ответственности искажающих потребителей за ухудшение ПКЭ в ТОП позволит стимулировать нормализацию КЭЭ.

Необходимость выполнения мероприятий по улучшению КЭЭ существует во многих энергосистемах России [59, 64]. Важность законодательного установления формы взаимоотношений потребителей и ЭСО по вопросам КЭЭ отмечена в [30].

Таким образом, исследуемые в диссертационной работе вопросы оценки влияния потребителей на искажение напряжения, экспериментального определения параметров СЗ участников СЭС на высших гармониках (ВГ) и для токов ОП являются актуальными.

Цель работы состоит в разработке метода оценки влияния потребителей на КЭЭ в действующих энергосистемах, на базе которого возможно создание объективного механизма взаимоотношений между ЭСО и потребителями электроэнергии в части КЭЭ.

Для достижения поставленной цели решаются следующие задачи:

1. Разработка метода оценки влияния потребителей и ЭСО на уровень напряжений ВГ и ОП основной частоты. Верификация метода при различном сочетании параметров потребителей и электроэнергетической системы (ЭЭС).

2. Разработка метода нормирования токов искажения нелинейных и несимметричных нагрузок с учтом их мощности.

3. Исследование погрешностей метода экспериментального определения параметров СЗ потребителей по двум измерениям параметров режима на ВГ и для токов ОП основной частоты.

4. Разработка алгоритмов обработки параметров режима для повышения точности экспериментального определения параметров СЗ.

5. Верификация алгоритмов при измерениях параметров режима на физической модели и в действующей ЭЭС.

Методы исследований, использованные в работе, основаны на применении математического моделирования, теории вероятностей и математической статистики, теории фильтрации, теории комплексных чисел. Экспериментальнорасчтные исследования выполнены с использованием языка программирования и пакета Simulink SimPowerSystems системы MATLAB, программы Mathcad.

Научную новизну диссертационной работы составляют:

1. Метод оценки влияния потребителей на искажение напряжения в ТОП по автономному напряжению и коэффициенту влияния.

2. Метод нормирования токов искажения потребителей с учтом их мощности, базирующийся на разработанном методе оценки влияния потребителей на искажение напряжения.

3. Результаты исследования погрешностей метода экспериментального определения параметров СЗ потребителей на ВГ и для токов ОП на основной частоте, позволяющие оценить область применения метода без дополнительной обработки исходных данных.

4. Алгоритмы обработки параметров режима, основанные на пропуске последовательных измерений параметров режима с изменениями, меньшими заданной величины.

5. Комбинированный алгоритм обработки параметров режима на базе фильтра Савицкого-Голея, повышающий точность определения параметров СЗ потребителей на ВГ и для токов ОП основной частоты.

На защиту выносятся положения, составляющие научную новизну.

Практическая ценность результатов работы:

1. Получен метод оценки влияния искажающих и неискажающих потребителей на КЭЭ в ТОП.

2. Разработаны алгоритмы обработки параметров режима для экспериментального определения параметров СЗ потребителей на ВГ и для токов ОП на основной частоте в реальном времени.

3. Полученные в диссертационном исследовании результаты позволяют достаточно корректно и достоверно выявлять виновников недопустимого ухудшения КЭЭ, количественно оценить их влияние на КЭЭ и в перспективе реализовать механизм взаимодействия между ЭСО и потребителями в сфере КЭЭ.

Реализация и внедрение результатов работы. Основные результаты работы в виде методики, исследовательских программ и практических рекомендаций переданы в ЗАО «КРОК Инкорпорейтед» (г. Москва) для их совместного использования при реализации системы мониторинга и управления КЭЭ в МЭС Востока ОАО «ФСК ЕЭС». Результаты диссертационного исследования используются в Иркутском государственном техническом университете при выполнении научноисследовательских работ по анализу КЭЭ на энергетических предприятиях Иркутской области и разработке мероприятий по их улучшению (подтверждено актами об использовании результатов в приложении А).

Материалы диссертации используются в учебном процессе в Иркутском государственном техническом университете при проведении лекций и лабораторных работ по курсам «Качество электроэнергии в электроэнергетических системах», «Электромагнитная совместимость в электроэнергетике» для студентов, бакалавров и магистрантов (подтверждено актом в приложении А).

Личный вклад автора. Разработка метода оценки влияния потребителей на искажение напряжения, метода нормирования токов искажения, исследование погрешностей метода определения параметров СЗ, разработка усовершенствованного алгоритма определения параметров СЗ, создание моделей, программных компонентов и методик их применения выполнены лично автором.

Апробация работы. Основные положения и результаты диссертации докладывались автором и обсуждались на заседании Молодежной программы «Инвестируя в будущее» в рамках 8-й ежегодной конференции и выставки Russia Power – 2010 «Электроэнергетика России» (г. Москва, 24-26.03.2010 г. ВВЦ – диплом победителя), на региональном этапе конкурса научно-инновационных проектов Всероссийского фестиваля науки (г. Иркутск, НИ ИрГТУ, 07.10.2011 г. – 2-е место), на V международной заочной научно-практической конференции «Энергетика в современном мире» (г. Чита, ЧитГУ, 2011), на Международной молоджной научно-технической конференции «Энергосистема и активные адаптивные электрические сети: проектирование, эксплуатация, образование» (г. Самара, СамГТУ, 2011), на 5-й Всероссийской научно-технической Интернетконференции «Энергетика. Инновационные напарвления в энергетике. CALSтехнологии в энергетике» (г. Пермь, ПНИПУ, 2011), на III Всероссийском конкурсе молодых ученых (г. Миасс, МСНТ, РАН, 2011), на Областном конкурсе молодежных инновационных проектов (г. Иркутск, Министерство по физической культуре, спорту и молодежной политике Иркутской области, 2011 – специальный приз конкурсной комиссии), на Международной конференции «The power grid of the future» – «Энергосистемы будущего» (г. Санкт-Петербург, 02г., СПбГПУ – доклад на английском языке), на Международной конференции аспирантов, приуроченной к официальному открытию проекта «Байкал» (г. Иркутск, 04-05.06.2012 г., ИрГТУ – доклад на английском языке), на III Международной научно-технической конференции «Электроэнергетика глазами молоджи» (г. Екатеринбург, УрФУ, 2012), на итоговом мероприятии по программе «УМНИК» – Межрегиональной научно-исследовательской конференции «Молодые инноваторы Байкальского региона», направление «Новые приборы и аппаратные комплексы» (г. Иркутск, 24.05.2013 г., ИрГТУ – победитель программы), на II научной конференции в рамках проекта «Байкал» (г. Иркутск, 19г., ИрГТУ – доклад на английском языке), на круглом столе «Презентации молодежных инновационных проектов в области энергоэффективности» в рамках XVI выставки технологий и оборудования для энергетики, электротехники, энергосберегающих технологий – «Энергосбережение» (г. Иркутск, 10.10. г., ИрГТУ), на Всероссийской научно-практической конференции с международным участием «Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири» в течение 4 лет (г. Иркутск, ИрГТУ, 2010 г. – 2 доклада, 2011 г. – 4 доклада, 2012 г. – 4 доклада, 2013 г. – 4 доклада).

Диссертационная работа выполнена в рамках плана научных исследований по направлению «Интеллектуальные сети (Smart Grid) для эффективной энергетической системы будущего», проводимых под руководством ведущих ученых в российских образовательных учреждениях высшего профессионального образования в соответствии с Постановлением Правительства РФ №220 от 09.04.2010 г.

Договор № 11.G34.31.0044 от 27.10.2011.

Публикации. По теме диссертации опубликована 21 печатная работа, в том числе 2 в издании из перечня рецензируемых научных журналов для опубликования основных научных результатов диссертаций.

Структура и объм работы. Диссертация состоит из четырх глав, введения, заключения, библиографического списка из 106 наименований и 5 приложений. Объм работы – 195 страниц, включая 162 страницы основного текста, рисунков и 16 таблиц.

ОБЗОР МЕТОДОВ ОЦЕНКИ ВЛИЯНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

НА ИСКАЖЕНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ В ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

1.1. Модель электрической сети для анализа несинусоидальности и несимметрии напряжений Нормализация КЭЭ в части таких его характеристик, как несинусоидальность и несимметрия трхфазной системы напряжений, является одной из важных задач отечественной электроэнергетики [3, 64]. Несоответствие ПКЭ требованиям [22, 27] приводит к значительному материальному ущербу, связанному с уменьшением срока службы и выходом из строя электрооборудования, к увеличению потерь электроэнергии и появлению брака продукции, неправильной работе устройств релейной защиты [46].

Государственный стандарт [22], устанавливающий требования к ПКЭ, принят в 1967 году в первой редакции, однако многочисленные исследования и натурные эксперименты [38, 59, 64] указывают на систематическое несоответствие КЭЭ в энергосистемах России требованиям [22, 27] на протяжении нескольких последних десятилетий. Очевидно, что данный вопрос актуален и нуждается в решении. При этом решение должно быть направлено не только на устранение уже имеющихся несоответствий искажений напряжения требованиям [22, 27] в отдельных узлах ЭЭС. Необходимо определить причины этих несоответствий, для чего следует выявить участников СЭС, вызывающих недопустимое искажение напряжения. На данный момент нет методики для оценки влияния потребителей на КЭЭ, утвержднной в действующих нормативно-технических документах.

Существует множество подходов к задаче оценки влияния потребителей на искажение напряжения в ТОП. Некоторые из них [33, 51, 54] позволяют дать только качественную оценку влияния потребителей и определить положительный или отрицательный характер их влияния на КЭЭ. Другие методики [2, 16, 21] позволяют помимо качественной оценки дать количественное выражение степени влияния и установить, какой из потребителей ухудшает КЭЭ или страдает от него в большей степени, а какой в меньшей степени. Последний подход также позволяет создать методику для стимулирования искажающих потребителей к нормализации КЭЭ.

Введм два понятия, которые далее будут использоваться при описании задачи оценки влияния потребителей на КЭЭ. Под искажением напряжения будем понимать такие свойства напряжения, как несинусоидальность и несимметрию.

Напряжение искажения – это напряжение n-й гармонической составляющей или напряжение ОП (или НП).

Рассмотрим модель электрической сети и СЗ участников СЭС, используемые для оценки влияния потребителей на искажение напряжения. На рисунке 1. представлена схема ТОП, е полная и упрощенная однолинейная СЗ для одной из гармоник с номером n.

Потребитель Рисунок 1.1 – Схема точки общего присоединения с подключенными к ней потребителями (а), е полная (б) и упрощнная (в) схемы замещения для n-й гармоники Общепринятым способом представления нелинейных и несимметричных нагрузок в СЗ для исследуемой гармоники или ОП является их отображение в СЗ при помощи источника тока искажения [98, 102]. Каждый неискажающий элемент электрической сети представлен в СЗ набором пассивных элементов: активных, индуктивных и емкостных сопротивлений, которые коррелируются с одноимнными параметрами СЗ на основной частоте для токов прямой последовательности (ПП) по известным из [32, 44] соотношениям. Аналогичная рисунку 1.1 модель сети применяется для анализа не только несинусоидальных, но и несимметричных режимов.

Таким образом, каждый участник СЭС, подключенный к ТОП, представлен набором пассивных и активных (при наличии искажающих нагрузок) элементов (рисунок 1.1, б). С использованием метода эквивалентного генератора [10] относительно ТОП любой участник может быть представлен либо в виде последовательно соединнных источника э.д.с. и сопротивления, либо как параллельно включенные источник тока I и проводимость Y. Последний вариант (рисунок 1.1, в) представления участников СЭС (потребителей и ЭСО) в СЗ для ВГ и токов ОП является наиболее употребительным [57, 98, 102]. Данный метод эквивалентирования также известен как метод активного двухполюсника [45, 63].

Рассмотрим распространнные методы оценки влияния потребителей на искажение напряжения. Ввиду идентичных подходов к анализу ВГ и несимметрии напряжений условимся там, где это не имеет принципиального значения, индексы и 2, характеризующие, соответственно, к n-й ВГ и напряжениям ОП основной (n) частоты, заменять индексом иск., указывающим на режимы с искажающими нагрузками.

1.2. Анализ методов оценки влияния потребителей на искажение напряжения 1.2.1. Оценка по мощности потребителя Метод оценки влияния потребителей на КЭЭ по их мощности представлен в работах [88, 95, 103], а также в нормативном документе [57], использовавшемся в России для анализа причин ухудшения КЭЭ в ТОП. Положения метода излагаются далее в соответствии с [57] на примере несинусоидальности напряжения. При несимметрии напряжений выявление источников искажений выполняется аналогично.

В [57] предлагается выделить в ТОП объекты с искажающими электропримниками (ЭП), оказывающими влияние на несинусоидальность напряжения в ТОП. Для выявления таких объектов следует:

1) вычислить значение a как отношение разрешенной мощности объекта S разр. к наименьшей мощности КЗ в ТОП S КЗ нм. (в процентах):

Допустимые значение отношения aдоп. для ТОП в электрических сетях:

– 0,22/0,38 кВ – aдоп. не более 0,2 %.

Если a aдоп., то рассматриваемый объект относят к группе объектов с ЭП, не оказывающими влияние на несинусоидальность напряжения в Если a aдоп., то на основе состава нагрузок объекта необходимо определить суммарную установленную мощность искажающих ЭП с нелинейной вольт-амперной характеристикой Sиск..

2) вычислить значение a1 как отношение суммарной установленной мощности искажающих ЭП объекта Sиск. к наименьшей мощности КЗ в ТОП Если a1 aдоп., то данный объект также относят к группе объектов с искажающими ЭП, не оказывающими влияние на несинусоидальность напряжения в ТОП.

Если a1 aдоп., то объект относят к группе объектов с искажающими ЭП, создающими несинусоидальность напряжения в рассматриваемой ТОП.

Данный способ выявления потенциально искажающих потребителей не учитывает возможность возникновения значительных напряжений ВГ при работе нелинейного потребителя даже малой мощности в случае резонанса во внешней относительно потребителя сети. В качестве примера рассмотрим ТОП 6 кВ с подключенными к ней потребителями, расчтная схема и СЗ которой приведены на рисунке 1.2.

Рисунок 1.2 – Расчтная схема (а) и схема замещения (б) точки общего присоединения с искажающим потребителем при резонансе токов Пусть параметры ЭЭС и батареи конденсаторов (БК) таковы, что на исследуемой ВГ (для определнности 5-й) имеет место равенство их реактивных сопротивлений по модулю. Это возможно, к примеру, при значении тока трхфазного КЗ на шинах ТОП 18,2 кА и мощности БК в 7,2 Мвар. В таком случае по известным из [32, 58] выражениям получаем сопротивления ЭЭС и БК на основной частоте:

Те же сопротивления на частоте 5-й гармоники приближнно равны:

Предположим, что 6-пульсный выпрямитель на рисунке 1.2, а имеет номинальную полную мощность 100 кВА. Примем угол коммутации преобразователя 20. Тогда генерируемый им ток 5-й гармоники в соответствии с [32] равен:

Напряжение 5-й гармоники в ТОП в таком случае ограничено только активным сопротивлением элементов сети и заведомо превышает допустимое по [22, 27] значение; его численное значение в данном примере непринципиально.

Проверим критерий (1.1):

Искажающий потребитель в схеме на рисунке 1.2, вызывающий недопустимое напряжение ВГ, согласно методике [57] отнесн к объектам, не оказывающим влияние на несинусоидальность напряжения в ТОП. Полученный результат указывает на несовершенство рассмотренного подхода к выявлению искажающих потребителей.

1.2.2. Оценка по знаку активной мощности искажения (по углу между напряжением и током искажения) Метод оценки влияния потребителей на КЭЭ по направлению активной мощности искажения впервые предложен в [82] и получил сво развитие в работах [61, 101]. Также метод использовался в [57] при выявлении искажающих и неискажающих потребителей. Основные положения метода рассмотрим на примере несинусоидальности напряжения.

Для потребителей, оказывающих влияние на напряжение ВГ в ТОП, предлагается определить фазовый угол сдвига между напряжением исследуемой ВГ в ТОП и одноимнным током ВГ на присоединении каждого из потребителей. Те потребители или ЭСО, у которых фазовый угол сдвига между n-ой гармоUI n k нической составляющей напряжения в ТОП U n ТОП и n-ой гармонической составляющей тока k-ой линии или ЭСО I n k больше +90 или меньше –90, считаются содержащими источник n-ой гармонической составляющей тока I n k. Если же фазовый угол сдвига между теми же величинами меньше +90 или больше – 90, то объект, присоединенный к k-й линии, на рассматриваемом интервале усреднения не содержит источник n-ой гармонической составляющей тока I n k и зом метод может быть описан с использованием знака активной мощности искажения на присоединении потребителя. Отрицательная активная мощность искажения на присоединении участника СЭС согласно [57] указывает на наличие у него источников искажения, положительная мощность – на их отсутствие.

Знак активной мощности искажения зависит от аргументов двух величин – напряжения искажения U иск. и тока искажения IТ иск. на присоединении исследуемого потребителя:

При этом искажающий потребитель независимо от других участников СЭС влияет только на фазу собственного тока искажения, которая согласно [32] зависит от фазы тока основной частоты. Однако напряжение искажения в ТОП, очевидно, определяется всеми N участниками СЭС по выражению:

где I иск.i, Y иск.i – соответственно, токи искажения и проводимости участников СЭС, N – число участников СЭС в данной ТОП.

Поскольку по (1.8) фаза напряжения искажения U иск. зависит не только от фазы тока IТ иск., то и знак активной мощности искажения на присоединении каждого из потребителей может меняться в широких пределах.

Так, на рисунке 1.3 приведн график изменения во времени угла между напряжением и током фазы B на 11-й гармонике, измеренных на ВЛ, которая питает электролизную серию алюминиевого завода. Нагрузка является нелинейной, однако активная мощность на е присоединении знакопеременная, что противоречит требованиям [57] для выявления искажающей нагрузки.

Рисунок 1.3 – График изменения во времени угла между векторами напряжения и тока 11-й гармоники фазы B на присоединении воздушной линии 220 кВ Братская На рисунке 1.4 приведена СЗ ТОП с параметрами участников СЭС. При таком соотношении аргументов параметров СЗ искажающий потребитель с задающим током I2 по методикам [57, 61, 82, 101] будет считаться неискажающим, т. к.

Отметим, что здесь и далее при анализе методов исходная расчтная схема не приводится за ненадобностью, т. к. всегда могут быть подобраны потребители такой мощности и с таким характером нагрузок, чтобы обеспечить приведнное сочетание параметров СЗ.

Рисунок 1.4 – Схема замещения точки общего присоединения с параметрами участников системы электроснабжения В данном случае авторы рассматриваемой методики допустили подмену причины следствием, на что указано в работах [66, 105]. Верно то, что при неискажающей нагрузке активная мощность искажения на е присоединении будет положительной при выборе положительного направления мощности от ТОП к нагрузке. Однако при этом некорректно утверждать, что отрицательный знак активной мощности искажения однозначно указывает на неискажающий характер нагрузки.

1.2.3. Оценка с помощью долевых вкладов потребителей Метод оценки влияния участников СЭС на КЭЭ по долевым вкладам рассматривался в работах [2, 21, 39, 45, 47, 63, 97]. Также метод использовался в качестве основного в России при анализе причин ухудшения КЭЭ в соответствии с [57]. Суть подхода заключается в расчте долевого вклада (ДВ) или фактического вклада (ФВ) в напряжение искажения в ТОП, в ток искажения или в мощность искажения.

В [57] для расчта ФВ как меры влияния отдельного потребителя на напряжение искажения изложена следующая методика, суть которой одинакова для большинства подходов, использующих понятие ДВ и ФВ. Рассмотрим метод на примере СЗ на рисунке 1.5 для одной из ВГ с номером n.

Рисунок 1.5 – Схема замещения субъектов, подключенных к точке общего присоединения На первом этапе необходимо определить суммарный ток эквивалентного источника I путем векторного суммирования токов искажений I n i, генериn руемых выявленными источниками искажений в ТОП, и вычислить его модуль по формуле:

где I n i – токи искажений объектов, выявленных в ходе измерений, N = 4 – число участников СЭС, подключенных к ТОП.

Остальные объекты на этом же интервале усреднения представляются эквивалентным пассивным элементом с сопротивлением Z вх n, модуль которого определяют по выражению:

где U n ТОП – модуль напряжения n-й гармонической составляющей в ТОП.

Модуль вектора n-ой гармонической составляющей напряжения U ФВk, созn даваемого k-ым источником тока искажений I n k на рассматриваемом интервале усреднения определяют по формуле:

ФВ в искажение синусоидальности напряжения в ТОП KU n k (в процентах) на рассматриваемом интервале усреднения определяют по формуле:

где U 1 ТОП – модуль напряжения основной частоты в ТОП.

Полученные KU n k следует сравнить с соответствующими предельно допустимым и нормально допустимым значениями допустимого вклада, установленного для искажающих ЭП k-го объекта. Если ФВ превышает допустимый, то существующее несоответствие по ПКЭ полностью или частично обусловлено наличием искажающих ЭП у k-го объекта.

Этот метод повторяет представленный в работах [2, 21, 39, 47, 97] подход, использующий понятие о ДВ в напряжение. ДВ k-го участника в напряжение исДВ кажения U иск.k в общем случае является комплексным и определяется по выражению:

где I иск.k – ток искажения k-го участника СЭС, Y иск.i – проводимость i-го участника СЭС, N – число участников СЭС, подключенных к ТОП. Из (1.8) следует, что векторная сумма ДВ равна вектору напряжения искажения в ТОП U иск.ТОП :

Аналогичным образом в [89, 97] предлагается ввести ДВ k-го потребителя в ток искажения I иск.k как величину тока искажения, генерируемую потребителем в сеть при отсутствии источников искажений у остальных потребителей:

В работе [68] вместо ДВ (1.13) в напряжение искажения вводятся понятия доли потребителя в общем токе искажения Dk I и доли в общей проводимости Dk Y, которые определяют как:

Общим свойством подходов, связанных с расчтом ДВ, является неавтономность оценки влияния, подтвержднная в [8, 9]. Выражения (1.13), (1.15) и (1.16) показывают, что вклад k-го потребителя в напряжение или ток искажения зависит не только от его собственных параметров СЗ I иск.k и Y иск.k, но и от параметров СЗ других участников СЭС. Рассмотрим это на примере СЗ на рисунке 1.6.

Рисунок 1.6 – Схема замещения точки общего присоединения с параметрами участников системы электроснабжения При разных состояниях коммутационных аппаратов Q2-Q4 на рисунке 1. ДВ потребителя с источником искажений, равный в приведнном примере напряжению искажения в ТОП, будет изменяться в соответствии с таблицей 1.1.

Таблица 1.1 – Долевой вклад потребителя с источником искажений при различных конфигурациях схемы на рисунке 1. Из таблицы 1.1 следует, что ДВ исследуемого потребителя меняется в зависимости от конфигурации внешней сети. Потребитель в общем случае не знает об этих изменениях, однако при этом его ДВ может превысить допустимое значение.

Применение штрафных санкций к потребителю по этому критерию будет восприниматься им как необоснованное.

Для СЗ на рисунке 1.2, б расчт ДВ также приводит к неоднозначному результату. При резонансе во внешней ЭЭС потребитель со сколь угодно малым током искажения будет иметь ДВ в напряжение искажения, стремящийся к бесконечности согласно (1.13). Это практически сводит к нулю эффект установки потребителем устройств для уменьшения эмиссии токов искажения во внешнюю сеть (фильтров ВГ, симметрирующих устройств и т. д.), поскольку недопустимый ДВ обусловлен не его собственными параметрами СЗ, а параметрами внешней сети.

Кроме этого, расчт ДВ предполагает определение с их использованием штрафных санкций к потребителю. Поскольку ДВ – комплексная величина, то расчт штрафов на его основе затруднителен. В то же время при использовании модулей ДВ возникает следующее несоответствие:

Для использования подхода с расчтом ДВ в скалярной форме в работе пряжение искажения U иск.k или ФВ в ток искажения I иск.k на ток искажения ITk иск.

на присоединении соответствующего потребителя. Так, для СЗ на рисунке 1.7, а получим векторную диаграмму на рисунке 1.7, б.

Рисунок 1.7 – Схема замещения точки общего присоединения (а) и векторная диаграмма токов искажения и долевого вклада в напряжение искажения (б) Согласно рисунку 1.7 единственный искажающий потребитель в СЗ имеет нулевую проекцию ДВ в напряжение искажения на ток искажения на свом присоединении. При этом штрафные санкции к потребителю отсутствуют, хотя КЭЭ в ТОП ухудшается по его вине.

В дополнение к перечисленным особенностям трактовка метода с применением ФВ в [57] предполагает отождествление тока искажения ITk иск., генерируемого потребителем в сеть, и параметра СЗ I иск.k (рисунок 1.5). Такой подход допустим только при искажающем характере нагрузок исследуемого k-го потребителя, как на рисунке 1.5 для участников СЭС 2 и 4. Однако существуют и смешанные потребители, имеющие как неискажающие, так и искажающие нагрузки, использовании предложенного в [57] подхода к определению характера нагрузок потребителя вариант со смешанными нагрузками не учитывается.

1.2.4. Оценка по изменению напряжения искажения при отключении или подключении потребителя Метод расчта ФВ потребителя по изменению ПКЭ при его включении и отключении представлен в [16, 49]. ФВ потребителя в напряжение искажения ПФ предлагается определять как разность между значениями ПКЭ при включенном П В и при отключенном ПО потребителе:

Такой подход к определению меры влияния потребителя на ПКЭ наиболее прост, однако требует отключения участника СЭС для оценки его ФВ, что затрудняет его применение для действующих энергообъектов. Однако это не единственный недостаток метода. Рассмотрим СЗ на рисунке 1.8.

В схеме на рисунке 1.8, а подключаемый неискажающий потребитель, очевидно, не должен ухудшать ПКЭ в узле электрической сети. Однако его подключение приводит к увеличению модуля напряжения в ТОП с 6,67 В до 20 В, что согласно анализируемой методике указывает на его отрицательное влияние на КЭЭ несмотря на отсутствие у потребителя источников искажения.

Рисунок 1.8 – Схема замещения точки общего присоединения с параметрами участников системы электроснабжения На рисунке 1.8, б подключение или отключение искажающего потребителя не изменяет модуль напряжения в ТОП (2 В), что согласно методике [16, 49] указывает на нулевой ФВ в напряжение искажения. Однако отключаемый потребитель является искажающим и не может не влиять на ПКЭ в ТОП, что проявляется при изменении фазовых соотношений между параметрами СЗ на рисунке 1.8, б.

Недостатком методики оценки ФВ потребителя по изменению ПКЭ является неучт векторного характера параметров СЗ и, как следствие, некорректное определение источников искажений напряжения.

1.2.5. Выявление источника недопустимого искажения напряжения с использованием генератора эталонной помехи Метод определения источника недопустимого искажения напряжения с использованием генератора эталонной помехи предлагается работах [41 – 43] для локализации источников искажения напряжения в электрической сети, равно как и электромагнитных помех другого рода.

Суть метода заключается в том, что по созданному с помощью зондирующего сигнала «отпечатку» в дальнейшем можно определять узел (точку подключения) источника помехи. Для реализации метода необходим эталонный источник помехи (зондирующий сигнал), который на подготовительном этапе подключается к каждому узлу электрической сети. Для идентификации источника гармоник необходим генератор с частотой, в 5 раз превышающей частоту помехи. При этом в нескольких контрольных узлах электрической сети измеряются напряжения помех. Измеренные напряжения-«отклики» должны быть синхронизированы во времени с расхождением не более 50 мкс. На рисунке 1.9 приведена блок-схема алгоритма метода.

I_izm(n:m)=(U_(m)*I_T_(n)-U_(n)*I_T_(m))/(U_(n)-U_(m));

Y_izm(n:m)=(I_T_(n)-I_T_(m))/(U_(n)-U_(m));

% subplot(2,2,1), plot(real(I_izm));

% subplot(2,2,3), plot(imag(I_izm));

% subplot(2,2,2), plot(real(Y_izm));

% subplot(2,2,4), plot(imag(Y_izm));

delta_Y_izm(l)=sqrt((real(mean(Y_izm)-Y_P_)*100/abs(Y_P_))^2+(imag(mean(Y_izm)Y_P_)*100/abs(Y_P_))^2);

delta_I_izm(l)=sqrt((real(mean(I_izm)-I_P_)*100/abs(I_P_))^2+(imag(mean(I_izm)I_P_)*100/abs(I_P_))^2);

end;

Программа для пропуска последовательных измерений параметров режима с изменениями напряжения и тока меньше заданной величины Y_P_=0.01*exp(j*-20*pi/180);

I_P_=15*exp(j*60*pi/180);

percent=[1 5 10 20 30 40 50 60];

% percent=10;

for l=1:length(percent);

razm_U=abs(max(U_)-min(U_));

razm_I_T=abs(max(I_T_)-min(I_T_));

clear I_izm;

clear Y_izm;

for m=1:length(U_) if abs(U_(n)-U_(m))>=percent(l)*razm_U/100 & abs(I_T_(n)-I_T_(m))>=percent(l)*razm_I_T/100;

I_izm(n:m)=(U_(m)*I_T_(n)-U_(n)*I_T_(m))/(U_(n)-U_(m));

Y_izm(n:m)=(I_T_(n)-I_T_(m))/(U_(n)-U_(m));

% subplot(2,2,1), plot(real(I_izm));

% subplot(2,2,3), plot(imag(I_izm));

% subplot(2,2,2), plot(real(Y_izm));

% subplot(2,2,4), plot(imag(Y_izm));

delta_Y_izm(l)=sqrt((real(mean(Y_izm)-Y_P_)*100/abs(Y_P_))^2+(imag(mean(Y_izm)Y_P_)*100/abs(Y_P_))^2);

delta_I_izm(l)=sqrt((real(mean(I_izm)-I_P_)*100/abs(I_P_))^2+(imag(mean(I_izm)I_P_)*100/abs(I_P_))^2);

end;

В.6. Программа для сглаживания графиков напряжения и тока методом скользящего среднего U_izm=U_;

I_T_izm=I_T_;

Y_P_=0.01*exp(j*-20*pi/180);

I_P_=15*exp(j*60*pi/180);

points=[11 21 31 51 101 201 301 501];

for l=1:length(points);

U_sgl=smooth(U_izm,points(l));

I_T_sgl=smooth(I_T_izm,points(l));

for m=1:length(U_sgl)-1;

Y_izm(m)=(I_T_sgl(m+1)-I_T_sgl(m))/(U_sgl(m+1)-U_sgl(m));

I_izm(m)=(U_sgl(m)*I_T_sgl(m+1)-U_sgl(m+1)*I_T_sgl(m))/(U_sgl(m+1)-U_sgl(m));

% figure(1) % subplot(2,1,1), plot(abs(U_sgl));

% subplot(2,1,2), plot(abs(I_T_sgl));

% figure(2) % subplot(2,2,1), plot(real(I_izm_));

% subplot(2,2,3), plot(imag(I_izm_));

% subplot(2,2,2), plot(real(Y_izm_));

% subplot(2,2,4), plot(imag(Y_izm_));

delta_Y_izm(l)=sqrt((real(mean(Y_izm)-Y_P_)*100/abs(Y_P_))^2+(imag(mean(Y_izm)Y_P_)*100/abs(Y_P_))^2);

delta_I_izm(l)=sqrt((real(mean(I_izm)-I_P_)*100/abs(I_P_))^2+(imag(mean(I_izm)I_P_)*100/abs(I_P_))^2);

end;

В.7. Программа для выполнения кусочно-линейной аппроксимации графиков напряжения и тока Y_P_=0.01*exp(j*-20*pi/180);

I_P_=15*exp(j*60*pi/180);

% knots=[50 100 200 300 500 1000 1500];

knots=500;

for l=1:length(knots);

t1=cputime;

[A_U,B_U,U_izm_approx,tau_U,sse_U,stat_U]=linaproxim_n_breaks_erase_coherent ([1:length(U_)]',U_',knots(l),1);

[A_I_T,B_I_T,I_T_izm_approx,tau_I_T,sse_I_T,stat_I_T]=linaproxim_n_breaks_erase_coherent ([1:length(I_T_)]',I_T_',knots(l),1);

t2=cputime;

% figure(1) % subplot(2,1,1), plot(abs(U_izm_approx));

% subplot(2,1,2), plot(abs(I_T_izm_approx));

for m=1:length(U_izm_approx)-1;

Y_izm(m)=(I_T_izm_approx(m+1)-I_T_izm_approx(m))/(U_izm_approx(m+1)-U_izm_approx(m));

I_izm(m)=(U_izm_approx(m)*I_T_izm_approx(m+1)U_izm_approx(m+1)*I_T_izm_approx(m))/(U_izm_approx(m+1)-U_izm_approx(m));

% figure(2) % subplot(2,2,1), plot(real(I_izm));

% subplot(2,2,3), plot(imag(I_izm));

% subplot(2,2,2), plot(real(Y_izm));

% subplot(2,2,4), plot(imag(Y_izm));

delta_Y_izm(l)=sqrt((real(mean(Y_izm)-Y_P_)*100/abs(Y_P_))^2+(imag(mean(Y_izm)Y_P_)*100/abs(Y_P_))^2);

delta_I_izm(l)=sqrt((real(mean(I_izm)-I_P_)*100/abs(I_P_))^2+(imag(mean(I_izm)I_P_)*100/abs(I_P_))^2);

end;

Программа для кусочно-линейной аппроксимации графика при неизвестном расположении узлов аппроксимации с окончанием по условию достижения заданного числа узлов (автор Баглейбтер О. И.) function [A,B,Ya,tau,sse,stat]=linaproxim_n_breaks_erase_coherent(X,Y,n,dens) L=length(X);

stat=[];

tau=round(linspace(1,L,round(L/(1+dens))))';

tic;

[A,B,Ya,sse]=lelesq_coherent(X,Y,tau);

t=toc;

stat(end+1,:)=[length(tau)-1,sse,t];

while length(tau)>n+ A_1_2=A(1:end-1);

B_1_2=B(1:end-1);

A_2_3=A(2:end);

B_2_3=B(2:end);

A_1_3=(Ya(tau(3:end))-Ya(tau(1:end-2)))./(X(tau(3:end))-X(tau(1:end-2)));

B_1_3=-(Ya(tau(3:end)).*X(tau(1:end-2))-Ya(tau(1:end-2)).*X(tau(3:end)))./(X(tau(3:end))X(tau(1:end-2)));

dA1_r=real(A_1_2-A_1_3);

dB1_r=real(B_1_2-B_1_3);

dA1_i=imag(A_1_2-A_1_3);

dB1_i=imag(B_1_2-B_1_3);

dx1_1=tau(2:end-1)-tau(1:end-2);

dx1_2=tau(2:end-1).^2-tau(1:end-2).^2;

dx1_3=tau(2:end-1).^3-tau(1:end-2).^3;

a1_r=dA1_r.^2/6-dA1_r.*dB1_r+dB1_r.^2;

b1_r=-dA1_r.^2/2+dA1_r.*dB1_r;

c1_r=dA1_r.^2/3;

a1_i=dA1_i.^2/6-dA1_i.*dB1_i+dB1_i.^2;

b1_i=-dA1_i.^2/2+dA1_i.*dB1_i;

c1_i=dA1_i.^2/3;

dA2_r=real(A_2_3-A_1_3);

dB2_r=real(B_2_3-B_1_3);

dA2_i=imag(A_2_3-A_1_3);

dB2_i=imag(B_2_3-B_1_3);

dx2_1=tau(3:end)-tau(2:end-1);

dx2_2=tau(3:end).^2-tau(2:end-1).^2;

dx2_3=tau(3:end).^3-tau(2:end-1).^3;

a2_r=dA2_r.^2/6-dA2_r.*dB2_r+dB2_r.^2;

b2_r=-dA2_r.^2/2+dA2_r.*dB2_r;

c2_r=dA2_r.^2/3;

a2_i=dA2_i.^2/6-dA2_i.*dB2_i+dB2_i.^2;

b2_i=-dA2_i.^2/2+dA2_i.*dB2_i;

c2_i=dA2_i.^2/3;

F=a1_r.*dx1_1+b1_r.*dx1_2+c1_r.*dx1_3+a2_r.*dx2_1+b2_r.*dx2_2+c2_r.*dx2_3+a1_i.*dx1_1 + b1_i.*dx1_2+c1_i.*dx1_3+a2_i.*dx2_1+b2_i.*dx2_2+c2_i.*dx2_3;

tau(find(F==min(F))+1)=[];

[A,B,Ya,sse]=lelesq_coherent(X,Y,tau);

stat(end+1,:)=[length(tau)-1,sse,t];

end;

Программа для кусочно-линейной аппроксимации графика при фиксированном расположении узлов аппроксимации (автор Баглейбтер О. И.) function [a,b,y_a,sse]=lelesq_coherent(x,y,tau) n=length(tau);

if n=percent*razm_U/100 & abs(I_T_sgl(n)-I_T_sgl(m))>=percent*razm_I_T/100;

I_izm(n:m)=(U_sgl(m)*I_T_sgl(n)-U_sgl(n)*I_T_sgl(m))/(U_sgl(n)-U_sgl(m));

Y_izm(n:m)=(I_T_sgl(n)-I_T_sgl(m))/(U_sgl(n)-U_sgl(m));

end;

subplot(2,2,1), plot(real(I_izm));

grid on;

subplot(2,2,3), plot(imag(I_izm));

grid on;

subplot(2,2,2), plot(real(Y_izm));

grid on;

subplot(2,2,4), plot(imag(Y_izm));

grid on;

delta_Y_izm=sqrt((real(mean(Y_izm)-Y_P_)*100/abs(Y_P_))^2+(imag(mean(Y_izm)-Y_P_)*100/abs(Y_P_))^2);

delta_I_izm=sqrt((real(mean(I_izm)-I_P_)*100/abs(I_P_))^2+(imag(mean(I_izm)-I_P_)*100/abs(I_P_))^2);

Программа для реализации комбинированного алгоритма на измеренных параметрах режима, прошедших предварительную обработку function [Y_izm_filt, I_izm_filt]=sav_golay_new_Unu(U_nu, I_T_nu, points, degree, percent);

%Расчт параметров СЗ без предварительной обработки for m=1:length(U_nu)-1;

Y_izm(m)=(I_T_nu(m+1)-I_T_nu(m))/(U_nu(m+1)-U_nu(m));

I_izm(m)=(U_nu(m+1)*I_T_nu(m)-U_nu(m)*I_T_nu(m+1))/(U_nu(m)-U_nu(m+1));

t_(m)=0.16*m;

end;

U_sgl=sgolayfilt(U_nu,degree,points);

I_T_sgl=sgolayfilt(I_T_nu,degree,points);

razm_U=abs(max(U_sgl)-min(U_sgl));

razm_I_T=abs(max(I_T_sgl)-min(I_T_sgl));

clear I_izm_filt;

clear Y_izm_filt;

n=1;

for m=1:length(U_sgl) if abs(U_sgl(n)-U_sgl(m))>=percent*razm_U/100 & abs(I_T_sgl(n)-I_T_sgl(m))>=percent*razm_I_T/100;

I_izm_filt(n:m)=(U_sgl(m)*I_T_sgl(n)-U_sgl(n)*I_T_sgl(m))/(U_sgl(n)-U_sgl(m));

Y_izm_filt(n:m)=(I_T_sgl(n)-I_T_sgl(m))/(U_sgl(n)-U_sgl(m));

end;

for m=1:length(I_izm_filt) t(m)=0.16*m;

end;

% %Сглаживание ступенчатых графиков фильтром Савицкого-Голея % for i=1:1;

%% Y_izm_filt=sgolayfilt(Y_izm_filt,1,19);

%% I_izm_filt=sgolayfilt(I_izm_filt,1,19);

% Y_izm_filt=smooth(Y_izm_filt,501);

% I_izm_filt=smooth(I_izm_filt,501);

% end;

figure(1) subplot(2,3,1), plot(t_, abs(I_izm));

% title('|I_i_z_m|, A');

% xlabel('Time, s');

grid on;

subplot(2,3,2), plot(t_, real(I_izm));

% title('Re(I_i_z_m), A');

% xlabel('Time, s');

grid on;

subplot(2,3,3), plot(t_, imag(I_izm));

% title('Im(I_i_z_m), A');

% xlabel('Time, s');

grid on;

subplot(2,3,4), plot(t_, abs(Y_izm));

% title('|Y_i_z_m|, Ohm^-^1');

% xlabel('Time, s');

grid on;

subplot(2,3,5), plot(t_, real(Y_izm));

% title('Re(Y_i_z_m), Ohm^-^1');

% xlabel('Time, s');

grid on;

subplot(2,3,6), plot(t_, imag(Y_izm));

% title('Im(Y_i_z_m), Ohm^-^1');

% xlabel('Time, s');

grid on;

figure(2) subplot(2,3,1), plot(t, abs(I_izm_filt));

% title('|I_i_z_m _f_i_l_t|, A');

% xlabel('Time, s');

grid on;

subplot(2,3,2), plot(t, real(I_izm_filt));

% title('Re(I_i_z_m _f_i_l_t), A');

% xlabel('Time, s');

grid on;

subplot(2,3,3), plot(t, imag(I_izm_filt));

% title('Im(I_i_z_m _f_i_l_t), A');

% xlabel('Time, s');

grid on;

subplot(2,3,4), plot(t, abs(Y_izm_filt));

% title('|Y_i_z_m _f_i_l_t|, Ohm^-^1');

% xlabel('Time, s');

grid on;

subplot(2,3,5), plot(t, real(Y_izm_filt));

% title('Re(Y_i_z_m _f_i_l_t), Ohm^-^1');

% xlabel('Time, s');

grid on;

subplot(2,3,6), plot(t, imag(Y_izm_filt));

% title('Im(Y_i_z_m _f_i_l_t), Ohm^-^1');

% xlabel('Time, s');

grid on;

figure(3) subplot(2,3,1), hist(abs(I_izm_filt));

title('|I_i_z_m _f_i_l_t|, A');

subplot(2,3,2), hist(real(I_izm_filt));

title('Re(I_i_z_m _f_i_l_t), A');

subplot(2,3,3), hist(imag(I_izm_filt));

title('Im(I_i_z_m _f_i_l_t), A');

subplot(2,3,4), hist(abs(Y_izm_filt));

title('|Y_i_z_m _f_i_l_t|, Ohm^-^1');

subplot(2,3,5), hist(real(Y_izm_filt));

title('Re(Y_i_z_m _f_i_l_t), Ohm^-^1');

subplot(2,3,6), hist(imag(Y_izm_filt));

title('Im(Y_i_z_m _f_i_l_t), Ohm^-^1');

I_mean=mean(I_izm_filt) Y_mean=mean(Y_izm_filt) В.10. Программа для формирования массивов параметров режима, получаемых в результате измерений прибором «Ресурс-UF2M»

function [U_1 U_2 U_0 I_T_1 I_T_2 I_T_0]=extract_harmonics(filename);

ALL=xlsread(filename, 'Основные');

razmer=size(ALL);

U_A_abs(:,1)=ALL(9:razmer(1),3);

U_B_abs(:,1)=ALL(9:razmer(1),4);

U_C_abs(:,1)=ALL(9:razmer(1),5);

U_A_phase(:,1)=ALL(9:razmer(1),26);

U_B_phase(:,1)=ALL(9:razmer(1),27);

U_C_phase(:,1)=ALL(9:razmer(1),28);

I_T_A_abs(:,1)=ALL(9:razmer(1),18);

I_T_B_abs(:,1)=ALL(9:razmer(1),19);

I_T_C_abs(:,1)=ALL(9:razmer(1),20);

I_T_A_phase(:,1)=ALL(9:razmer(1),33);

I_T_B_phase(:,1)=ALL(9:razmer(1),34);

I_T_C_phase(:,1)=ALL(9:razmer(1),35);

A=xlsread(filename, 'Фаза A');

B=xlsread(filename, 'Фаза B');

C=xlsread(filename, 'Фаза C');

for nu=2:40;

U_A_abs(:,nu)=A(:,nu+1);

U_A_phase(:,nu)=A(:,nu+40);

I_T_A_abs(:,nu)=A(:,nu+79);

I_T_A_phase(:,nu)=A(:,nu+118);

U_B_abs(:,nu)=B(:,nu+1);

U_B_phase(:,nu)=B(:,nu+40);

I_T_B_abs(:,nu)=B(:,nu+79);

I_T_B_phase(:,nu)=B(:,nu+118);

U_C_abs(:,nu)=C(:,nu+1);

U_C_phase(:,nu)=C(:,nu+40);

I_T_C_abs(:,nu)=C(:,nu+79);

I_T_C_phase(:,nu)=C(:,nu+118);

end;

chislo_izmerenij=size(U_A_abs);

chislo_izmerenij=chislo_izmerenij(1);

for nu=1:40;

for m=1:chislo_izmerenij;

U_A(m,nu)=U_A_abs(m,nu)*exp(j*U_A_phase(m,nu)*pi/180);

I_T_A(m,nu)=I_T_A_abs(m,nu)*exp(j*I_T_A_phase(m,nu)*pi/180);

U_B(m,nu)=U_B_abs(m,nu)*exp(j*U_B_phase(m,nu)*pi/180);

I_T_B(m,nu)=I_T_B_abs(m,nu)*exp(j*I_T_B_phase(m,nu)*pi/180);

U_C(m,nu)=U_C_abs(m,nu)*exp(j*U_C_phase(m,nu)*pi/180);

I_T_C(m,nu)=I_T_C_abs(m,nu)*exp(j*I_T_C_phase(m,nu)*pi/180);

end;

pov=exp(j*120*pi/180);

for nu=1:40;

for m=1:chislo_izmerenij;

U_1(m,nu)=(1/3)*(U_A(m,nu)+pov*U_B(m,nu)+pov*pov*U_C(m,nu));

U_2(m,nu)=(1/3)*(U_A(m,nu)+pov*pov*U_B(m,nu)+pov*U_C(m,nu));

U_0(m,nu)=(1/3)*(U_A(m,nu)+U_B(m,nu)+U_C(m,nu));

I_T_1(m,nu)=(1/3)*(I_T_A(m,nu)+pov*I_T_B(m,nu)+pov*pov*I_T_C(m,nu));

I_T_2(m,nu)=(1/3)*(I_T_A(m,nu)+pov*pov*I_T_B(m,nu)+pov*I_T_C(m,nu));

I_T_0(m,nu)=(1/3)*(I_T_A(m,nu)+I_T_B(m,nu)+I_T_C(m,nu));

end;

В.11. Программа для предварительной обработки параметров режима Программа для предварительной обработки результатов измерения напряжений и токов function [U_prep, I_T_prep, n1, n2, n3]=preprocessing_Unu(U_1, U_2, U_0, I_T_1, I_T_2, I_T_0, nu);

if nu==1 | nu==7 | nu==13 | nu==19 | nu==25 | nu==31 | nu==37;

U_nu=U_1(:,nu);

I_T_nu=I_T_1(:,nu);

elseif nu==5 | nu==11 | nu==17 | nu==23 | nu==29 | nu==35;

U_nu=U_2(:,nu);

I_T_nu=I_T_2(:,nu);

elseif nu==3 | nu==9 | nu==15 | nu==21 | nu==27 | nu==33 | nu==39;

U_nu=U_0(:,nu);

I_T_nu=I_T_0(:,nu);

else;

disp('Расчт в симметричных координатах невозможен!');

end;

%Проверка наличия выбросов U_mean=mean(abs(U_nu));

I_T_mean=mean(abs(I_T_nu));

U_sko=std(abs(U_nu));

I_T_sko=std(abs(I_T_nu));

Km=4;

n=0;

for m=1:length(U_nu);

if (abs(U_nu(m))>(U_mean-Km*U_sko) & abs(U_nu(m))>(U_mean-Km*U_sko)) & (abs(I_T_nu(m))>(I_T_meanKm*I_T_sko) & abs(I_T_nu(m))>(I_T_mean-Km*I_T_sko));

U_prep1(n,1)=U_nu(m);

U_prep1(n,2)=m;

I_T_prep1(n,1)=I_T_nu(m);

I_T_prep1(n,2)=m;

end;

n1=length(U_nu)-length(U_prep1);

%Оценка величины напряжения нулевой последовательности n=0;

for m=1:length(U_nu);

if nu==3 | nu==9 | nu==15 | nu==21 | nu==27 | nu==33 | nu==39;

U_prep2(n,1)=U_nu(m);

U_prep2(n,2)=m;

I_T_prep2(n,1)=I_T_nu(m);

I_T_prep2(n,2)=m;

elseif abs(U_0(m,nu))0.0005*abs(U_1(m,1)) & abs(I_T_nu(m))>0.0003*abs(I_T_1(m,1));

U_prep3(n,1)=U_nu(m);

U_prep3(n,2)=m;

I_T_prep3(n,1)=I_T_nu(m);

I_T_prep3(n,2)=m;

end;

n3=length(U_nu)-length(U_prep3);

%Формирование массивов обработанных параметров режима U_prep_ind_=intersect(U_prep1(:,2),U_prep2(:,2));

U_prep_ind=intersect(U_prep_ind_,U_prep3(:,2));

for m=1:length(U_prep_ind) U_prep(m)=U_nu(U_prep_ind(m));

end;

I_T_prep_ind_=intersect(I_T_prep1(:,2),I_T_prep2(:,2));

I_T_prep_ind=intersect(I_T_prep_ind_,I_T_prep3(:,2));

for m=1:length(U_prep_ind) I_T_prep(m)=I_T_nu(I_T_prep_ind(m));

end;

Программа для предварительной обработки результатов измерения напряжений и токов ОП основной частоты function [U_prep, I_T_prep]=preprocessing_U2(U_1, U_2, U_0, I_T_1, I_T_2, I_T_0);

U_nu=U_2(:,1);

I_T_nu=I_T_2(:,1);

%Проверка наличия выбросов U_mean=mean(abs(U_nu));

I_T_mean=mean(abs(I_T_nu));

U_sko=std(abs(U_nu));

I_T_sko=std(abs(I_T_nu));

Km=4;

n=0;

for m=1:length(U_nu);

if (abs(U_nu(m))>(U_mean-Km*U_sko) & abs(U_nu(m))>(U_mean-Km*U_sko)) & (abs(I_T_nu(m))>(I_T_meanKm*I_T_sko) & abs(I_T_nu(m))>(I_T_mean-Km*I_T_sko));

U_prep1(n,1)=U_nu(m);

U_prep1(n,2)=m;

I_T_prep1(n,1)=I_T_nu(m);

I_T_prep1(n,2)=m;

end;

%Проверка абсолютной величины напряжений и токов n=0;

for m=1:length(U_nu);

if abs(U_nu(m))>0.0015*abs(U_1(m,1)) & abs(I_T_nu(m))>0.002*abs(I_T_1(m,1));

U_prep2(n,1)=U_nu(m);

U_prep2(n,2)=m;

I_T_prep2(n,1)=I_T_nu(m);

I_T_prep2(n,2)=m;

end;

%Формирование массивов обработанных параметров режима U_prep_ind=intersect(U_prep1(:,2),U_prep2(:,2));

for m=1:length(U_prep_ind) U_prep(m)=U_nu(U_prep_ind(m));

end;

I_T_prep_ind=intersect(I_T_prep1(:,2),I_T_prep2(:,2));

for m=1:length(U_prep_ind) I_T_prep(m)=I_T_nu(I_T_prep_ind(m));

end;

ПРИЛОЖЕНИЕ Г

Свидетельства о поверке измерителей показателей качества электроэнергии

ПРИЛОЖЕНИЕ Д

Результаты экспериментального определения параметров схем замещения Д.1. Турбогенератор ТГ- Рисунок Д.1 – Результаты определения параметров схемы замещения турбогенератора ТГ-3 на 11-й гармонике для токов обратной последовательности с использованием комбинированного метода Математические ожидания параметров СЗ исследуемого потребителя состаj 0,1457 См.

Реальные параметры СЗ генератора противоположны найденным математическим ожиданиям по причине того, что положительное направление тока при измерении параметров режима на присоединении генератора выбрано от генератора к шинам.

Ввиду малости собственного тока искажения в сравнении с током генератора на основной частоте даже при неучте тока искажения проводимость генератора, определнная по закону Ома, будет близка к экспериментально определнной (расхождение результатов составляет 5,47%):

Среднее за время измерений автономное напряжение искажения, создаваемое генератором ТГ-3 на 11-й гармонике, составляет 6,66 В, что не превышает допустимое значение 121,24 В. Турбогенератор не оказывает недопустимого влияния на уровень 11-й гармоники на его шинах.

Д.2. Турбогенератор Г- Рисунок Д.2 – Результаты определения параметров схемы замещения турбогенератора Г-1 на 13-й гармонике для токов прямой последовательности с использованием комбинированного метода Математические ожидания параметров СЗ исследуемого потребителя состаj 0,1034 См.

Реальные параметры СЗ генератора противоположны найденным математическим ожиданиям по причине того, что положительное направление тока при измерении параметров режима на присоединении генератора выбрано от генератора к шинам.

Ввиду малости собственного тока искажения в сравнении с током генератора на основной частоте даже при неучте тока искажения проводимость генератора, определнная по закону Ома, будет близка к экспериментально определнной (расхождение результатов составляет 1,48%):

Среднее за время измерений автономное напряжение искажения, создаваемое генератором Г-1 на 13-й гармонике, составляет 5,64 В, что не превышает допустимое значение 121,24 В. Турбогенератор не оказывает недопустимого влияния на уровень 13-й гармоники на его шинах.

Д.3. Синхронный двигатель 6 кВ 2500 кВт Рисунок Д.3 – Результаты определения параметров схемы замещения синхронного двигателя 6 кВ 2500 кВт на 5-й гармонике для токов обратной последовательности с использованием комбинированного метода Математические ожидания параметров СЗ исследуемого потребителя состаj 0,0150 См.

Ввиду малости собственного тока искажения в сравнении с током двигателя на основной частоте даже при неучте тока искажения проводимость генератора, определнная по закону Ома, будет близка к экспериментально определнной (расхождение результатов составляет 4,61%):

Среднее за время измерений автономное напряжение искажения, создаваемое нагрузкой на 5-й гармонике, составляет 5,48 В, что не превышает допустимое значение 138,56 В. Синхронный двигатель не оказывает недопустимого влияния на уровень 5-й гармоники в узле его подключения.

Д.4. Общезаводская нагрузка электролизной серии алюминиевого завода (освещение, двигатели переменного тока, ПК и т. п.) Рисунок Д.4 – Результаты определения параметров схемы замещения общезаводской нагрузки электролизной серии алюминиевого завода на 7-й гармонике для токов прямой последовательности с использованием комбинированного метода Математические ожидания параметров СЗ исследуемого потребителя состаj 0,0232 См.

Ток искажения линейной нагрузки практически равен нулю, что подтверждается результатом эксперимента. Проводимость исследуемого потребителя на 7-й гармонике для токов ПП, определнная по закону Ома, равна:

Найденная по закону Ома проводимость отличается от Y эксп.сред. на 5,19%.

Среднее за время измерений автономное напряжение искажения, создаваемое исследуемой нагрузкой на 7-й гармонике, составляет 11,16 В, что не превышает допустимое значение 173,21 В. Общезаводская нагрузка не оказывает недопустимого влияния на уровень 7-й гармоники на шинах 10 кВ электролизной серии алюминиевого завода.

Д.5. Двигатель постоянного тока 6 кВ 500 кВт, включенный через выпрямитель Рисунок Д.5 – Результаты определения параметров схемы замещения двигателя постоянного тока 6 кВ 500 кВт, включенного через выпрямитель, на 5-й гармонике для токов обратной последовательности с использованием комбинированного Математические ожидания параметров СЗ исследуемого потребителя состаj 0,0004 См.

Ожидаемая проводимость искажающего потребителя равна нулю, что практически подтверждается измерениями. При этом величина тока искажения I эксп.

должна быть равна взятому с противоположным знаком току ОП 5-й гармоники на присоединении потребителя IT 2 5. Среднее за время измерений значение тока Среднее за время измерений автономное напряжение искажения, создаваемое нагрузкой на 5-й гармонике, составляет 1949,4 В, что превышает допустимое значение 138,56 В. Двигатель постоянного тока, включенный через выпрямитель, оказывает недопустимое влияние на уровень 5-й гармоники на шинах 6 кВ.

Д.6. Асинхронный двигатель 6 кВ 500 кВт, включенный через тиристорный преобразователь частоты Математические ожидания параметров СЗ исследуемого потребителя состаj 0,0004 См.

вили I эксп.сред. 0,5229 j 0,3901 А, Y эксп.сред. 0, Ожидаемая проводимость искажающего потребителя равна нулю, что практически подтверждается измерениями. При этом величина тока искажения I эксп.

должна быть равна взятому с противоположным знаком току ПП 7-й гармоники на присоединении потребителя IT 1 7. Среднее за время измерений значение тока Рисунок Д.6 – Результаты определения параметров схемы замещения асинхронного двигателя 6 кВ 500 кВт на 7-й гармонике для токов прямой последовательности Среднее за время измерений автономное напряжение искажения, создаваемое нагрузкой на 7-й гармонике, составляет 353,80 В, что превышает допустимое значение 103,92 В. Асинхронный двигатель, включенный через тиристорный преобразователь частоты, оказывает недопустимое влияние на уровень 7-й гармоники на шинах 6 кВ.

Д.7. ВЛ 220 кВ, питающая серию электролизёров алюминиевого завода (2-е измерение) Математические ожидания параметров СЗ исследуемого потребителя состаj 0,0040 См.

Ожидаемая проводимость искажающего потребителя равна нулю, что практически подтверждается измерениями. При этом величина тока искажения I эксп.

должна быть равна взятому с противоположным знаком току ОП 11-й гармоники на присоединении потребителя IT 2 11. Среднее за время измерений значение тока Рисунок Д.7 – Результаты определения параметров схемы замещения нагрузки ВЛ 220 кВ, питающей электролизную серию алюминиевого завода, на 11-й гармонике для токов обратной последовательности с использованием комбинированного метода Среднее за время измерений автономное напряжение искажения, создаваемое электролизной серией алюминиевого завода на 11-й гармонике на шинах кВ, составляет 9706 В, что превышает допустимое значение 1270,2 В. Выпрямительный агрегат оказывает недопустимое влияние на уровень 11-й гармоники на шинах 220 кВ.

Д.8. Смешанная нагрузка на шинах 0,4 кВ подстанции Рисунок Д.8 – Результаты определения параметров схемы замещения смешанной нагрузки на шинах 0,4 кВ подстанции на 7-й гармонике для токов прямой последовательности с использованием комбинированного метода Математические ожидания параметров СЗ исследуемого потребителя состаj 0,6747 См.

Выполнить проверку правильности определения параметров СЗ в этом случае не представляется возможным ввиду неизвестного соотношения между линейной и нелинейной нагрузками на стороне 0,4 кВ ПС. Пример представлен для подтверждения возможности применения разработанного алгоритма для смешанной нагрузки.

Среднее за время измерений автономное напряжение искажения, создаваемое исследуемой нагрузкой на 7-й гармонике, составляет 0,43 В, что не превышает допустимое значение 10,97 В. Общезаводская нагрузка не оказывает недопустимого влияния на уровень 7-й гармоники на шинах 0,4 кВ ПС.