62
СЕТИ
РОССИИ
к
а
ч
е
с
т
в
о
э
л
е
к
т
р
о
э
н
е
р
г
и
и
качество электроэнергии
Автоматизация
анализа качества
электроэнергии в
ЕНЭС
Для решения задач по управлению качеством элек-
троэнергии в магистральной электрической сети ЕЭС
России необходимы развитие и автоматизация мето-
дов анализа результатов измерений, получаемых на
основе непрерывного мониторинга показателей ка-
чества электроэнергии.
Олег БОЛЬШАКОВ, главный эксперт
Департамента метрологического обеспечения
и автоматизированных систем управления
технологическими процессами,
Владимир ВОРОНИН, начальник Службы
электрических режимов, к.т.н.,
Роман ШАМОНОВ, зам. начальника Службы
электрических режимов, к.т.н., ОАО «ФСК ЕЭС»,
Владимир ТУЛЬСКИЙ, заведующий НИЛ,
доцент
,
к.т.н., НИУ МЭИ,
Михаил ТОЛСТОВ, руководитель направления
систем контроля качества электроэнергии,
ЗАО «РТСофт»
Д
ля
обеспечения
качества
электроэнергии
(
КЭ
)
в
электрических
сетях
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
»
реализуется
проект
по
созданию
системы
управ
-
ления
КЭ
в
Единой
национальной
электрической
сети
(
ЕНЭС
).
Данная
система
основана
на
непрерывном
автоматизированном
мониторинге
показателей
качества
электроэнер
-
гии
(
ПКЭ
).
Состав
задач
,
решаемых
в
рамках
данного
проекта
,
и
обоб
-
щённое
описание
системы
авто
-
матизированного
мониторинга
КЭ
представлены
в
[1].
Инструментальное
обследова
-
ние
ЕНЭС
выявило
участки
сети
,
на
которых
наиболее
часто
встречают
-
ся
помехи
,
характеризующие
не
-
синусоидальность
и
несимметрию
напряжений
.
Анализ
причин
воз
-
никновения
этих
помех
затрудните
-
лен
в
связи
с
отсутствием
должного
методического
обеспечения
.
Как
следствие
—
невозможно
провести
разработку
оптимальных
организа
-
ционных
и
технических
мероприя
-
тий
,
направленных
на
повышение
КЭ
в
электрических
сетях
.
Создание
системы
непрерыв
-
ного
автоматизированного
мони
-
торинга
КЭ
в
магистральных
сетях
обуславливает
необходимость
раз
-
вития
методов
анализа
КЭ
на
осно
-
63
№ 1 (16), январь–февраль, 2013
ве
информации
от
стационарных
средств
измерений
ПКЭ
,
устанавли
-
ваемых
на
подстанциях
ЕНЭС
,
а
так
-
же
на
основе
прочей
оперативной
и
неоперативной
технологической
информации
об
энергосистемах
и
режимах
их
работы
.
РЕЗУЛЬТАТЫ
ДОКУМЕНТАРНОГО
И
ИНСТРУМЕНТАЛЬНОГО
ОБСЛЕДОВАНИЙ
Основными
целями
документар
-
ного
и
инструментального
обсле
-
дований
подстанций
ЕНЭС
в
рам
-
ках
проекта
по
созданию
системы
управления
КЭ
являлись
:
•
обобщённый
анализ
претензий
потребителей
на
КЭ
в
ЕНЭС
;
•
формирование
перечней
потре
-
бителей
,
присоединённых
к
ЕНЭС
напрямую
либо
через
сети
прочих
сетевых
компаний
,
спо
-
собных
оказывать
существен
-
ное
негативное
влияние
на
КЭ
в
сети
;
•
получение
информации
о
ПКЭ
в
ЕНЭС
на
основании
измерений
ПКЭ
и
дополнительных
характе
-
ристик
КЭ
(
по
току
,
мощности
);
•
определение
возможных
причин
и
местоположения
источников
ухудшения
КЭ
;
•
оценка
возможного
влияния
электросетевого
оборудования
ЕНЭС
на
КЭ
;
•
формирование
перечней
при
-
оритетных
пунктов
контроля
на
подстанциях
ЕНЭС
для
последую
-
щей
организации
автоматизиро
-
ванной
системы
мониторинга
КЭ
на
основе
стационарных
средств
измерения
ПКЭ
.
Выполненный
анализ
претензий
потребителей
на
КЭ
в
ЕНЭС
позво
-
лил
классифицировать
ПКЭ
в
по
-
рядке
убывания
количества
жалоб
:
провалы
напряжения
(
U
пр
,
t
пр
),
от
-
клонения
напряжения
(
U
у
),
несим
-
метрия
напряжений
(
K
2U
),
несину
-
соидальность
напряжений
(
K
U
, K
U(n)
).
Можно
предположить
,
что
подобное
распределение
объясняется
не
только
фактическими
режимами
се
-
тей
,
но
и
относительной
лёгкостью
контроля
со
стороны
потребителей
провалов
и
отклонений
напряжения
(
по
косвенным
признакам
и
с
по
-
мощью
широко
распространённых
средств
измерения
)
по
сравнению
с
показателями
,
характеризующи
-
ми
несимметрию
и
несинусоидаль
-
ность
напряжений
(
требующими
специализированных
дорогостоя
-
щих
измерительных
приборов
).
При
документарном
обследова
-
нии
к
числу
потребителей
,
способ
-
ных
оказывать
негативное
влияние
на
КЭ
в
сети
,
отнесены
потребители
с
мощными
нелинейными
/
несим
-
метричными
/
резкопеременными
нагрузками
(
цветная
и
чёрная
ме
-
таллургия
,
машиностроение
,
элек
-
трифицированная
тяговая
нагруз
-
ка
и
пр
.).
Формирование
данных
перечней
позволило
составить
не
-
обходимые
программы
измерений
ПКЭ
для
всесторонней
оценки
влия
-
ния
выбранных
потребителей
на
КЭ
в
ЕНЭС
при
проведении
инструмен
-
тального
обследования
.
Также
при
формировании
про
-
грамм
измерений
учитывался
со
-
став
и
места
установки
в
ЕНЭС
средств
компенсации
реактивной
мощности
,
включающих
мощную
силовую
электронику
(
СТК
,
УШР
)
и
являющихся
источниками
высших
гармоник
.
Проведённое
инструментальное
обследование
КЭ
является
уникаль
-
ным
для
Единой
энергетической
системы
России
(
ЕЭС
)
по
своему
масштабу
—
в
течение
нескольких
месяцев
проведены
измерения
ПКЭ
на
всех
подстанциях
ЕНЭС
.
Большое
количество
точек
контроля
(
от
2
до
10
для
каждой
подстанции
)
и
период
проведения
измерений
(
с
августа
2011
г
.
по
февраль
2012
г
.)
позволяют
оценить
не
только
влия
-
ние
отдельных
искажающих
нагру
-
зок
и
сетевых
элементов
на
КЭ
,
но
и
влияние
режимов
работы
ЕЭС
и
объединённых
энергосистем
(
ОЭС
)
на
КЭ
в
электрических
сетях
.
В
настоящее
время
в
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
»
выполняется
всесторонний
анализ
результатов
инструменталь
-
ного
обследования
.
Измерения
позволили
составить
«
карту
КЭ
»
в
ЕНЭС
,
отражающую
количествен
-
ные
характеристики
КЭ
в
маги
-
стральных
сетях
и
выявляющие
отдельные
узлы
и
энергорайоны
/
энергосистемы
в
целом
,
для
кото
-
рых
необходимо
разрабатывать
и
реализовывать
мероприятия
по
по
-
вышению
КЭ
.
Измерения
подтвердили
обо
-
снованность
ряда
претензий
по
-
требителей
к
КЭ
в
отдельных
элек
-
трических
сетях
по
следующим
ПКЭ
:
отклонения
напряжения
(
U
у
);
показатели
,
характеризующие
не
-
синусоидальность
и
несимметрию
напряжений
(
K
U
, K
U(n)
, K
2U
).
Поэтому
при
проведении
анализа
основное
внимание
уделяется
именно
этим
показателям
.
Что
касается
прова
-
лов
напряжения
,
то
для
анализа
данного
показателя
требуется
мно
-
голетняя
статистика
,
которая
будет
получена
после
создания
автомати
-
зированной
системы
мониторинга
КЭ
в
ЕНЭС
.
Существующие
проблемы
ре
-
гулирования
напряжения
,
а
также
ряд
мероприятий
для
их
решения
,
реализуемых
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
»,
опи
-
саны
в
[2].
Кроме
того
,
в
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
»
разрабатываются
и
вводятся
в
действие
внутренние
норматив
-
ные
и
регламентирующие
докумен
-
ты
,
направленные
на
обеспечение
требуемых
уровней
напряжения
в
ЕНЭС
,
в
том
числе
в
целях
обеспе
-
чения
КЭ
по
показателю
U
у
.
При
анализе
результатов
из
-
мерений
по
показателям
K
U
и
K
U(n)
наиболее
сложной
является
задача
разделения
влияния
электросете
-
вого
оборудования
и
нелинейных
нагрузок
потребителей
на
уровни
гармоник
в
сетях
.
Решение
данной
задачи
необходимо
для
разделения
зон
ответственности
сетевых
ком
-
паний
и
потребителей
за
разработ
-
ку
мероприятий
по
компенсации
высших
гармоник
и
повышению
КЭ
в
сетях
.
К
числу
«
электросетевых
»
ха
-
рактеристик
и
процессов
,
оказы
-
вающих
определяющее
влияние
на
уровни
гармоник
,
следует
отнести
:
•
мощности
(
токи
)
короткого
замыкания
в
узлах
;
•
шунты
намагничивания
транс
-
форматоров
и
шунтирующих
реакторов
;
•
силовую
электронику
,
применяе
-
мую
в
электрических
сетях
;
• «
корону
»
воздушных
линий
элек
-
тропередачи
.
В
соответствии
с
итогами
ин
-
струментального
обследования
,
мощность
короткого
замыкания
в
узле
(
определяемая
в
первую
очередь
схемой
сети
,
составом
и
режимами
работы
генерации
в
энергосистеме
)
является
домини
-
рующим
фактором
,
влияющим
на
уровни
ПКЭ
,
характеризующих
не
-
синусоидальность
/
несимметрию
/
колебания
напряжения
.
Необхо
-
димо
отметить
,
что
в
ряде
энерго
-
систем
(
в
основном
с
мощными
64
СЕТИ РОССИИ
гидроэлектростанциями
)
мощность
короткого
замыкания
в
узлах
значи
-
тельно
изменяется
в
течение
суток
даже
при
неизменной
схеме
сети
.
Связано
это
с
изменением
состава
и
режимов
работы
генерации
.
При
этом
уровни
гармоник
напряжения
соответственно
возрастают
в
режи
-
мах
минимальной
генерации
и
сни
-
жаются
в
периоды
максимальной
генерации
.
Установлено
,
что
нелинейности
токов
намагничивания
трансфор
-
маторов
(
реакторов
)
и
коронирую
-
щего
разряда
воздушных
линий
электропередачи
также
оказывают
влияние
на
K
U
и
K
U(n)
в
сети
.
В
свою
очередь
,
потери
на
холостой
ход
зависят
от
уровней
напряжения
в
сети
,
а
«
корона
» —
от
уровней
на
-
пряжения
и
погодных
условий
.
Рис
. 1.
Задачи
автоматизированного
контроля
и
анализа
качества
электроэнергии
в
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
»
Также
при
ин
-
с т р у м е н т а л ь н о м
обследовании
вы
-
полнена
оценка
влияния
на
КЭ
в
ЕНЭС
искажающей
нагрузки
потреби
-
телей
,
перечни
ко
-
торых
составлены
при
документар
-
ном
обследовании
.
При
этом
в
случаях
,
когда
данный
по
-
требитель
является
доминирующим
ис
-
точником
искаже
-
ний
в
энергорайо
-
не
/
энергосистеме
,
уровни
K
U
и
K
U(n)
хо
-
рошо
коррелируют
с
его
режимами
рабо
-
ты
.
Если
же
имеется
несколько
сопоста
-
вимых
по
влиянию
источников
искаже
-
ний
,
задача
выявле
-
ния
расположения
источника
гармоник
существенно
услож
-
няется
.
Для
её
ре
-
шения
требуется
раздельный
анализ
режимов
на
часто
-
тах
разных
гармо
-
ник
.
Нарушения
по
показателю
K
2U
за
-
фиксированы
лишь
в
небольшом
числе
энергорайонов
,
ха
-
рактеризующихся
следующими
условиями
:
отсутствие
или
значительный
дефицит
собствен
-
ной
генерации
(
как
следствие
,
ма
-
лые
мощности
короткого
замыкания
в
сети
)
и
наличие
мощной
электри
-
фицированной
тяговой
нагрузки
.
В
данных
районах
всегда
недопу
-
стимая
несимметрия
напряжений
сопровождается
высоким
уровнем
несинусоидальности
напряжения
.
При
инструментальном
обследо
-
вании
в
ряде
случаев
вблизи
потре
-
бителей
с
мощными
нелинейными
/
несимметричными
нагрузками
не
зафиксировано
нарушений
норма
-
тивных
требований
к
КЭ
по
показа
-
телям
K
U
, K
U(n)
, K
2U
.
Это
можно
объяс
-
нить
в
основном
двумя
факторами
:
•
высокие
значения
мощности
короткого
замыкания
в
питаю
-
щей
сети
;
•
проведение
на
данных
пред
-
приятиях
мероприятий
по
ком
-
пенсации
искажений
,
генери
-
руемых
нагрузкой
.
Необходимо
отметить
,
что
,
в
от
-
личие
от
зарубежной
практики
,
в
России
пока
не
нормируются
пара
-
метры
,
характеризующие
несинусо
-
идальность
и
несимметрию
токов
.
Так
,
например
,
в
ряде
стран
нор
-
мируются
допустимые
уровни
токов
гармоник
нагрузки
в
зависимости
от
соотношения
I
КЗ
/I
Н
,
где
I
КЗ
—
максимальный
ток
трёхфазного
ко
-
роткого
замыкания
в
узле
присое
-
динения
потребителя
,
I
Н
—
макси
-
мальный
ток
нагрузки
потребителя
.
Одной
из
задач
инструментального
обследования
было
определение
фактических
токов
гармоник
и
то
-
ков
обратной
последовательности
в
зависимости
от
соотношения
I
КЗ
/I
Н
,
при
которых
будут
нарушаться
нор
-
мативные
требования
в
части
ПКЭ
,
характеризующих
несинусоидаль
-
ность
и
несимметрию
напряжений
,
в
узлах
присоединения
искажаю
-
щих
потребителей
к
ЕНЭС
.
Эта
ин
-
формация
в
дальнейшем
должна
быть
использована
при
установле
-
нии
нормативных
требований
к
КЭ
по
параметрам
тока
/
мощности
.
Нормирование
параметров
КЭ
по
току
/
мощности
позволит
раз
-
граничить
ответственность
между
потребителями
и
сетевыми
ком
-
паниями
за
компенсацию
помех
,
приводящих
к
несинусоидально
-
сти
и
несимметрии
напряжений
.
В
настоящее
время
«
крайними
»
оказываются
сетевые
компании
,
к
которым
предъявляются
все
пре
-
тензии
по
КЭ
(
кроме
отклонений
частоты
).
Вследствие
большого
числа
фак
-
торов
,
влияющих
на
несинусоидаль
-
ность
/
несимметрию
/
колебания
напряжения
в
сетях
,
а
также
значи
-
тельного
изменения
их
независимо
друг
от
друга
в
течение
суток
при
анализе
возникает
потребность
вы
-
деления
интервалов
времени
,
в
те
-
чение
которых
можно
было
бы
оце
-
нить
влияние
отдельно
каждого
из
факторов
при
неизменных
(
мало
из
-
меняющихся
)
прочих
параметрах
.
При
анализе
КЭ
в
магистральной
сети
отдельной
энергосистемы
или
ОЭС
в
целом
для
решения
данной
задачи
требуется
автоматизирован
-
ная
обработка
большого
объёма
статистических
данных
.
65
№ 1 (16), январь–февраль, 2013
Результаты
инструментального
и
документарного
обследований
по
-
зволяют
сформировать
требования
к
автоматизации
задач
по
анализу
КЭ
,
а
также
к
организации
непре
-
рывного
мониторинга
КЭ
в
ЕНЭС
на
основе
стационарных
средств
измерений
и
обработке
резуль
-
татов
измерений
в
программно
-
техническом
комплексе
(
ПТК
)
верх
-
него
уровня
.
ЗАДАЧИ
АВТОМАТИЗИРОВАННОГО
КОНТРОЛЯ
И
АНАЛИЗА
КАЧЕСТВА
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Текущие
и
перспективные
зада
-
чи
автоматизированного
контроля
и
анализа
КЭ
в
сети
,
которые
плани
-
руется
решать
на
основе
создавае
-
мой
системы
управления
КЭ
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
»,
отражены
на
рис
. 1.
Необходимо
прокомментиро
-
вать
ключевые
идеи
,
на
основа
-
нии
которых
сформирован
данный
перечень
.
Стационарные
средства
измере
-
ния
ПКЭ
и
дополнительных
параме
-
тров
КЭ
по
току
/
мощности
,
а
также
системы
сбора
и
передачи
данной
информации
между
различными
уровнями
(
подстанция
,
подразделе
-
ния
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
»)
будут
обеспечи
-
вать
:
•
непрерывные
измерения
;
•
сбор
и
первичную
обработку
результатов
измерений
;
•
формирование
архива
и
хране
-
ние
результатов
измерений
.
Сигнализация
о
выходе
контро
-
лируемого
параметра
за
установ
-
ленные
пределы
является
рядовой
функцией
многих
измерительных
систем
.
Однако
применительно
к
системе
мониторинга
КЭ
данную
функцию
следует
рассматривать
в
качестве
перспективной
по
следую
-
щим
причинам
.
Автоматический
контроль
от
-
клонений
частоты
и
напряжения
с
сигнализацией
диспетчерскому
персоналу
в
настоящее
время
уже
осуществляется
при
оперативном
управлении
энергосистемами
на
основе
широко
распространённых
устройств
и
ПТК
.
Но
это
пока
не
вы
-
полняется
для
параметров
,
харак
-
теризующих
несинусоидальность
/
несимметрию
/
колебания
напряже
-
ния
.
Наряду
с
недостатком
стацио
-
нарных
средств
измерения
ПКЭ
к
числу
причин
,
по
которым
до
сих
пор
этого
не
происходит
,
следует
от
-
нести
:
•
отсутствие
методологии
управ
-
ления
режимами
энергосистем
с
учётом
требований
к
ПКЭ
(
за
исключением
отклонений
часто
-
ты
и
напряжения
);
•
отсутствие
в
сетях
необходимых
регулируемых
устройств
,
ком
-
пенсирующих
высшие
гармо
-
ники
и
несимметрию
токов
и
напряжений
.
По
мере
развития
системы
управления
КЭ
следует
ожидать
по
-
явления
данных
инструментов
для
управления
КЭ
при
оперативном
управлении
и
,
соответственно
,
по
-
требности
в
сигнализации
в
случае
выхода
ПКЭ
за
установленные
пре
-
делы
.
Данная
функция
может
быть
реализована
как
на
уровне
под
-
станций
,
так
и
на
уровне
вышестоя
-
щих
центров
управления
.
Функции
по
формированию
стандартной
отчётности
о
КЭ
не
-
обходимы
в
первую
очередь
для
формальной
оценки
соответствия
ПКЭ
предъявляемым
требовани
-
ям
на
произвольном
временном
интервале
.
На
основе
полученных
результатов
на
данном
этапе
долж
-
но
приниматься
решение
о
целесо
-
образности
(
или
нецелесообразно
-
сти
)
дальнейшего
анализа
КЭ
в
сети
и
разработки
мероприятий
по
его
повышению
.
При
этом
стандартные
протоко
-
лы
контроля
КЭ
не
содержат
всей
информации
,
необходимой
для
вы
-
явления
причин
пониженного
КЭ
и
разработки
мероприятий
по
его
нормализации
.
Более
информа
-
тивными
являются
представления
результатов
измерений
в
графиче
-
ской
форме
,
отражающей
характер
изменений
контролируемых
пара
-
метров
и
их
зависимость
от
разно
-
образных
факторов
.
На
сегодня
при
анализе
КЭ
широко
применяются
следующие
графические
формы
:
временные
графики
,
спектры
,
ги
-
стограммы
и
векторные
диаграм
-
мы
.
Примеры
представлены
на
рис
. 2
и
3.
Под
картой
КЭ
для
произволь
-
ного
участка
сети
понимается
со
-
вокупность
отчётов
,
отражающая
основные
параметры
ПКЭ
в
сети
за
задаваемый
пользователем
интер
-
вал
времени
.
Данная
карта
должна
позволять
пользователю
по
различ
-
ным
критериям
поиска
автоматиче
-
ски
находить
в
архивах
все
случаи
нарушений
нормативных
требова
-
ний
к
ПКЭ
с
возможностью
выде
-
ления
на
схеме
электрической
сети
узлов
с
пониженным
КЭ
.
При
анализе
КЭ
широкое
при
-
менение
получил
вероятностный
подход
.
Наряду
с
вероятностными
характеристиками
отдельных
кон
-
тролируемых
параметров
(
матема
-
тическое
ожидание
,
среднеквадра
-
тичное
отклонение
, 95%
значение
и
пр
.)
нередко
при
анализе
показа
-
тельными
являются
коэффициенты
,
характеризующие
корреляцию
ПКЭ
с
теми
или
иными
параметрами
режимов
энергосистем
(
уровни
на
-
пряжения
,
перетоки
мощности
,
сум
-
Рис
. 2.
Временные
графики
и
гистограммы
распределения
уровней
напряжения
66
СЕТИ РОССИИ
Шины
контроля
Контролируемое
присоединение
Измеряемые
/
рассчитываемые
параметры
Примечание
110—750
кВ
110—500
кВ
110—500
кВ
6—35
кВ
6—35
кВ
марное
потребление
/
генерация
в
отдельных
узлах
или
энергорайо
-
нах
).
Расчёт
и
обработку
данных
характеристик
следует
относить
уже
к
функциям
анализа
КЭ
,
поскольку
их
выполнение
пока
не
может
быть
чётко
формализовано
и
сведено
к
заполнению
стандартных
прото
-
колов
,
из
которых
будут
вытекать
однозначные
выводы
.
На
основе
результатов
веро
-
ятностной
обработки
измерений
предстоит
разработать
алгоритмы
определения
доминирующих
факто
-
ров
,
положительно
и
отрицательно
влияющих
на
ПКЭ
в
сети
.
Отдельного
внимания
заслуживают
задачи
,
тре
-
бующие
решения
,
по
количествен
-
ной
оценке
влияния
электросетевого
оборудования
на
уровни
гармоник
напряжения
в
сети
,
а
также
по
рас
-
чёту
«
вкладов
»
нескольких
искажаю
-
щих
потребителей
в
узле
в
ПКЭ
,
ха
-
рактеризующие
несинусоидальность
и
несимметрию
напряжений
.
В
ряде
случаев
возникает
по
-
требность
проверки
наличия
связи
между
спорадическими
характери
-
стиками
КЭ
(
провалы
и
колебания
напряжения
,
перенапряжения
и
импульсы
напряжения
)
с
отдель
-
ными
событиями
в
энергосистеме
(
коммутации
,
короткие
замыкания
).
Для
подобного
анализа
на
больших
Рис
. 3.
Спектр
напряжений
Табл
.
Требования
к
точкам
установки
стационарных
средств
измерений
на
подстанциях
магистральной
сети
и
составу
измеряемых
параметров
67
№ 1 (16), январь–февраль, 2013
интервалах
времени
для
энерго
-
системы
в
целом
целесообразна
совместная
автоматическая
обра
-
ботка
результатов
измерений
ПКЭ
и
данных
о
событиях
,
имеющихся
в
прочих
технологических
системах
сетевой
компании
(
оперативные
информационные
комплексы
,
си
-
стемы
регистрации
аварийных
со
-
бытий
и
пр
.).
Построение
частотных
характе
-
ристик
электрических
сетей
необ
-
ходимо
для
проверки
возможности
появления
резонансов
на
частотах
высших
гармоник
при
различных
схемах
и
режимах
работы
сетей
и
,
соответственно
,
для
разработки
мероприятий
по
предотвращению
данных
резонансов
.
Кроме
этого
с
учётом
частотных
характеристик
должна
выполняться
предваритель
-
ная
оценка
эффективности
планиру
-
емых
мероприятий
по
компенсации
высших
гармоник
в
сети
.
Формирование
обширной
базы
результатов
измерений
ПКЭ
и
её
автоматизированный
анализ
по
-
зволят
выстроить
непрерывный
процесс
разработки
и
реализации
мероприятий
по
повышению
КЭ
в
электрических
сетях
.
В
этом
на
-
правлении
на
первом
этапе
могут
быть
автоматизированы
следую
-
щие
функции
:
•
проверка
допустимости
плано
-
вых
отключений
оборудования
в
сети
по
условию
обеспечения
КЭ
;
•
оценка
влияния
на
КЭ
присоеди
-
няемого
потребителя
(
откло
-
нения
напряжения
,
K
U
и
K
U(n)
,
K
2U
)
с
подготовкой
заключения
о
необходимости
(
или
её
отсут
-
ствии
)
разработки
дополнитель
-
ных
мероприятий
по
повыше
-
нию
КЭ
;
•
оптимизация
режимов
рабо
-
ты
средств
регулирования
напряжения
и
компенсации
реактивной
мощности
с
учётом
их
влияния
на
уровни
K
U
и
K
U(n)
,
K
2U
.
ТОЧКИ
УСТАНОВКИ
СТАЦИОНАРНЫХ
СРЕДСТВ
ИЗМЕРЕНИЙ
И
СОСТАВ
ИЗМЕРЯЕМЫХ
ПАРАМЕТРОВ
Исходя
из
перечисленных
задач
,
а
также
с
учётом
фактического
со
-
стояния
КЭ
в
ЕНЭС
,
сформированы
требования
к
точкам
установки
ста
-
ционарных
средств
измерений
на
подстанциях
магистральной
сети
и
составу
измеряемых
параметров
(
табл
.).
Необходимо
отметить
,
что
си
-
стема
контроля
в
первую
очередь
ориентирована
на
измерения
пара
-
метров
по
напряжению
.
При
необ
-
ходимости
используемые
средства
измерения
также
должны
обеспе
-
Используемые
обозначения
измеряемых
параметров
:
68
СЕТИ РОССИИ
чивать
контроль
параметров
по
току
и
мощности
.
При
определении
состава
точек
контроля
в
первую
очередь
решалась
задача
миними
-
зации
числа
средств
измерения
,
не
-
обходимых
для
выявления
возмож
-
ных
причин
снижения
КЭ
в
сети
.
ФУНКЦИИ
ПРОГРАММНО
-
ТЕХНИЧЕСКОГО
КОМПЛЕКСА
ДЛЯ
АНАЛИЗА
КАЧЕСТВА
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Необходимо
пояснить
функции
ПТК
системы
мониторинга
КЭ
на
уровне
филиалов
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
» —
Магистральных
электрических
се
-
тей
,
которым
отводится
централь
-
ная
роль
в
данной
системе
.
ПТК
системы
мониторинга
КЭ
должен
обеспечивать
выполнение
функций
,
перечисленных
на
рис
. 1.
Часть
данных
функций
может
быть
выполнена
внутри
ПТК
системы
мо
-
ниторинга
КЭ
на
основе
обработки
результатов
контроля
ПКЭ
стацио
-
нарными
средствами
измерения
,
установленными
на
подстанциях
ЕНЭС
.
К
ним
относятся
:
•
формирование
всех
видов
отчёт
-
ности
о
КЭ
;
•
расчёт
статистических
характе
-
ристик
ПКЭ
и
дополнительных
параметров
КЭ
;
•
расчёт
«
вкладов
»
потребителей
в
ухудшение
КЭ
;
•
построение
частотных
характе
-
ристик
электрических
сетей
;
•
ведение
базы
данных
о
составе
и
характеристиках
потребите
-
лей
,
ухудшающих
КЭ
;
•
ведение
базы
претензий
потре
-
бителей
на
КЭ
;
•
ведение
базы
мероприятий
,
разработанных
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
»,
по
повышению
КЭ
.
Для
выполнения
другой
части
функций
необходима
технологиче
-
ская
информация
,
которая
уже
со
-
держится
в
прочих
существующих
ПТК
,
используемых
в
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
».
Соответственно
,
возникает
потребность
в
интеграции
ПТК
си
-
стемы
мониторинга
КЭ
с
прочими
ПТК
.
К
подобным
функциям
отно
-
сятся
:
•
оценка
влияния
схемы
и
режи
-
мов
работы
энергосистем
на
КЭ
;
•
оценка
влияния
погодных
усло
-
вий
на
КЭ
;
•
оценка
влияния
технологических
нарушений
в
энергосистемах
на
КЭ
;
•
планирование
отключений
с
учё
-
том
требований
к
КЭ
;
•
оценка
возможности
при
-
соединения
новых
искажающих
потребителей
по
условию
обе
-
спечения
КЭ
;
•
расчёты
по
оценке
эффектив
-
ности
применения
различных
компенсирующих
устройств
для
поддержания
КЭ
;
•
оптимизация
режимов
работы
средств
регулирования
напря
-
жения
и
компенсации
реактив
-
ной
мощности
с
учётом
требова
-
ний
к
КЭ
.
На
рис
. 4
представлены
ПТК
,
с
которыми
необходимо
организо
-
вать
взаимодействие
ПТК
системы
мониторинга
КЭ
,
а
также
состав
ин
-
формационного
обмена
.
Детальные
требования
к
ал
-
горитмам
автоматизированного
анализа
КЭ
в
составе
ПТК
системы
мониторинга
КЭ
планируется
разработать
в
рамках
построения
систе
-
мы
в
«
пилотных
»
филиалах
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
»
в
2013
г
.
ВЫВОДЫ
1.
Выполненное
об
-
следование
всех
подстан
-
ций
ЕНЭС
позволяет
:
дать
оценку
состоянию
КЭ
в
магистральных
электриче
-
ских
сетях
;
выявить
основ
-
ные
факторы
,
негативно
и
положительно
влияющие
на
ПКЭ
,
которые
харак
-
теризуют
несинусоидаль
-
ность
и
несимметрию
напряжений
;
приступить
к
разработке
мероприятий
,
не
-
обходимых
для
повышения
КЭ
в
энергосистемах
.
2.
Автоматизированный
монито
-
ринг
ПКЭ
в
сетях
на
основе
ста
-
ционарных
средств
измерения
станет
основой
системы
управ
-
ления
КЭ
в
ЕНЭС
.
Определены
требования
к
точкам
установки
стационарных
средств
измере
-
ний
на
подстанциях
магистраль
-
ной
сети
и
составу
измеряемых
параметров
.
3.
Определены
первоочередные
задачи
,
которые
предстоит
авто
-
матизировать
при
выполнении
анализа
КЭ
в
ЕНЭС
в
составе
ПТК
верхнего
уровня
.
Для
дан
-
ных
задач
требуется
разработка
соответствующих
алгоритмов
решения
.
При
наличии
замечаний
и
кон
-
структивных
предложений
по
мате
-
риалам
статьи
коллектив
авторов
предлагает
читателям
направлять
их
на
адрес
ЛИТЕРАТУРА
1.
Большаков
О
.,
Воронин
В
.,
Пе
-
лымский
В
.,
Шамонов
Р
.,
Туль
-
ский
В
.,
Толстов
М
.
Управление
качеством
электроэнергии
в
ЕНЭС
,
журнал
«
ЭЛЕКТРОЭНЕР
-
ГИЯ
.
Передача
и
распределе
-
ние
», 2012,
№
1 (10),
с
. 96—101.
2.
Воронин
В
.,
Гаджиев
М
.,
Шамо
-
нов
Р
.
Направления
развития
системы
регулирования
напря
-
жения
и
реактивной
мощности
в
ЕНЭС
,
журнал
«
ЭЛЕКТРОЭНЕР
-
ГИЯ
.
Передача
и
распределе
-
ние
», 2012,
№
2 (11),
с
. 40—47.
Рис
. 4.
Интеграция
ПТК
и
информационный
обмен
при
автоматизации
анализа
КЭ
Оригинал статьи: Автоматизация анализа качества электроэнергии в ЕНЭС
Для решения задач по управлению качеством электроэнергии в магистральной электрической сети ЕЭС России необходимы развитие и автоматизация методов анализа результатов измерений, получаемых на основе непрерывного мониторинга показателей качества электроэнергии.
