96
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
П
роблемы
обеспечения
каче
-
ства
электроэнергии
(
КЭ
)
в
системах
электроснабжения
промышленных
предприятий
и
в
распределительных
сетях
низкого
и
среднего
напряжений
хорошо
изучены
и
широко
описаны
в
отечественных
и
зарубежных
публикациях
.
Сведения
же
о
показателях
качества
электроэнергии
(
ПКЭ
),
характеризующих
несинусоидаль
-
ность
и
несимметрию
,
провалы
и
коле
-
бания
напряжений
,
в
магистральных
сетях
высокого
и
сверхвысокого
напря
-
жения
отрывочны
и
не
позволяют
соста
-
вить
целостную
картину
,
необходимую
для
координированной
разработки
и
реализации
эффективных
мероприятий
по
обеспечению
КЭ
в
сетях
ЕЭС
России
.
До
последнего
времени
считалось
,
что
отрицательное
влияние
электро
-
сетевого
оборудования
на
ПКЭ
в
сети
минимально
и
не
сопоставимо
с
иска
-
жениями
,
вносимыми
потребителями
.
Однако
широкое
применение
силовой
электроники
в
электрических
сетях
мо
-
жет
изменить
данный
стереотип
уже
в
ближайшем
будущем
.
Кроме
этого
,
как
демонстрируют
результаты
отдельных
исследований
,
помехи
,
создаваемые
нелинейными
и
/
или
несимметричными
электроприёмниками
мощных
потреби
-
телей
,
способны
распространяться
по
магистральной
сети
на
значительные
расстояния
от
источника
искажений
,
приводя
к
нарушениям
требований
нормативных
документов
по
КЭ
на
об
-
ширных
участках
энергосистем
и
не
по
-
зволяя
решить
проблемы
локальными
мероприятиями
.
Для
обеспечения
КЭ
в
сети
в
услови
-
ях
возрастающих
требований
потреби
-
телей
к
надёжности
и
качеству
электро
-
снабжения
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
»
приступило
в
2011
г
.
к
созданию
системы
управления
КЭ
в
ЕНЭС
как
основы
системы
управле
-
ния
КЭ
в
ЕЭС
в
целом
.
Данная
система
должна
стать
одной
из
базовых
составля
-
ющих
активно
-
адаптивной
сети
ЕЭС
Рос
-
сии
,
создание
которой
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
»
относит
к
своим
приоритетным
задачам
.
ЦЕЛИ
И
ЗАДАЧИ
ПРОЕКТА
Одним
из
негативных
последствий
реформы
электроэнергетики
стало
раз
-
мытие
границ
ответственности
субъек
-
тов
электроэнергетики
за
показатели
на
-
дёжности
электроснабжения
и
качества
электроэнергии
в
сетях
перед
конечным
потребителем
.
До
реформы
,
заключая
договор
электроснабжения
с
верти
-
Управление
качеством
электроэнергии
в ЕНЭС
Развитие измерительной техники и средств автоматиче-
ского управления позволяет приступить на практике к си-
стемному решению задач обеспечения качества электро-
энергии в магистральной электрической сети ЕЭС России.
Олег БОЛЬШАКОВ, Владимир ВОРОНИН, к.т.н.,
Владимир ПЕЛЫМСКИЙ,
Роман ШАМОНОВ, к.т.н., ОАО «ФСК ЕЭС»,
Владимир ТУЛЬСКИЙ, к.т.н., ГОУВПО МЭИ ТУ,
Михаил ТОЛСТОВ, ЗАО «РТСофт»
97
№ 1 (10), январь-февраль, 2012
кально
интегрированной
энер
-
гокомпанией
,
потребитель
был
вправе
рассчитывать
на
то
,
что
АО
-
энерго
,
управляющее
всей
технологической
цепочкой
—
от
генерации
до
сбыта
электро
-
энергии
, —
в
состоянии
обеспе
-
чить
надёжное
и
качественное
электроснабжение
.
В
крайнем
случае
потребитель
точно
знал
,
кому
он
может
адресовать
фи
-
нансовую
претензию
о
своих
убытках
,
обусловленных
низким
КЭ
в
точке
балансовой
принад
-
лежности
.
В
настоящее
же
время
большое
количество
субъектов
электроэнергетики
и
сложные
технологические
и
правовые
от
-
ношения
между
ними
не
могут
гарантировать
потребителю
не
-
обходимое
качество
получаемой
электроэнергии
.
При
этом
пробе
-
лы
в
российском
законодатель
-
стве
не
позволяют
потребителю
получить
компенсацию
за
убыт
-
ки
вследствие
неудовлетвори
-
тельного
КЭ
в
сети
.
В
сложивших
-
ся
условиях
создание
системы
управления
КЭ
в
ЕНЭС
должно
стать
первым
шагом
по
организации
условий
,
гарантирующих
конечным
потребителям
ЕЭС
России
беспере
-
бойность
поставки
электроэнергии
нужного
качества
.
Для
этого
требуется
на
основе
до
-
работанной
нормативно
-
правовой
базы
,
учитывающей
особенности
реформированной
электроэнер
-
гетики
,
сформировать
систему
управления
необходимыми
техно
-
логическими
и
организационными
процессами
как
внутри
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
»,
так
и
между
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
»
и
прочими
субъектами
отрасли
,
влия
-
ющими
на
КЭ
в
сетях
(
потребители
,
ОАО
«
СО
ЕЭС
»,
генерация
).
Именно
формирование
подобной
системы
является
конечной
целью
проекта
по
созданию
системы
управления
КЭ
в
ЕНЭС
.
На
первом
этапе
проекта
,
реали
-
зация
которого
намечена
на
2011—
2012
гг
.,
стоят
следующие
задачи
.
1.
Инструментальное
обследование
всех
подстанций
ЕНЭС
на
пред
-
мет
соответствия
ПКЭ
на
их
ши
-
нах
требованиям
ГОСТ
13109-97.
2.
Выявление
возможных
причин
пониженного
КЭ
в
ЕНЭС
.
3.
Определение
узлов
(
присоеди
-
нений
)
на
подстанциях
ЕНЭС
для
установки
дополнительных
стационарных
средств
измере
-
ния
ПКЭ
.
4.
Разработка
технического
зада
-
ния
на
создание
многоуровне
-
вой
автоматизированной
систе
-
мы
мониторинга
КЭ
в
ЕНЭС
.
5.
Разработка
комплекта
докумен
-
тов
,
регламентирующих
процес
-
сы
мониторинга
и
анализа
КЭ
,
а
также
процессы
разработки
мероприятий
по
повышению
КЭ
в
ЕНЭС
(
внутренние
стандарты
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
»).
6.
Разработка
внутреннего
стан
-
дарта
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
»
и
впослед
-
ствии
на
его
основе
—
проекта
национального
стандарта
на
ПКЭ
и
дополнительные
характе
-
ристики
КЭ
в
ЕНЭС
(
расширение
требований
ГОСТ
13109-97).
7.
Исследование
влияния
электро
-
сетевого
оборудования
ЕНЭС
на
несинусоидальность
и
несимме
-
трию
токов
и
напряжений
в
сетях
.
8.
Исследование
особенностей
учё
-
та
электроэнергии
счётчиками
,
установленными
в
ЕНЭС
,
в
усло
-
виях
несинусоидальности
и
не
-
симметрии
токов
и
напряжений
.
На
втором
этапе
проекта
,
реали
-
зация
которого
намечена
на
2013—
2014
гг
.,
планируется
реализовать
многоуровневую
автоматизиро
-
ванную
систему
мониторинга
КЭ
в
ЕНЭС
,
а
также
обеспечить
утверж
-
дение
и
функционирование
регла
-
ментирующих
и
нормативных
доку
-
ментов
,
разработанных
на
первом
этапе
.
Кроме
этого
необходимо
оце
-
нить
влияние
низкого
КЭ
на
работу
оборудования
ЕНЭС
.
Рассмотреть
все
результаты
про
-
екта
в
рамках
одной
статьи
не
пред
-
ставляется
возможным
,
поэтому
далее
описаны
отдельные
аспекты
формирования
автоматизированной
системы
мониторинга
КЭ
в
ЕНЭС
.
ЗАДАЧИ
АВТОМАТИЗИРОВАННОГО
МОНИТОРИНГА
КЭ
В
ЕНЭС
Создание
системы
автоматизи
-
рованного
мониторинга
КЭ
в
ЕНЭС
должно
способствовать
решению
следующих
задач
.
1.
Формирование
«
карты
КЭ
»
на
шинах
подстанций
ЕНЭС
на
осно
-
ве
измерений
стационарными
средствами
измерения
ПКЭ
в
сети
(
как
непосредственно
в
точ
-
ках
контроля
,
так
и
на
прилегаю
-
щих
участках
сети
)
с
автоматиче
-
ским
оформлением
результатов
контроля
в
виде
стандартных
протоколов
(
отчётов
)
установлен
-
ной
формы
.
98
СЕТИ РОССИИ
2.
Выявление
нарушений
требова
-
ний
нормативных
документов
к
ПКЭ
в
сети
и
причин
пониженно
-
го
КЭ
в
ней
.
3.
Оценка
влияния
топологии
и
ре
-
жимов
работы
оборудования
ЕНЭС
на
КЭ
в
ней
.
4.
Разработка
и
реализация
опе
-
ративных
мероприятий
по
повы
-
шению
КЭ
за
счёт
оптимизации
эксплуатационного
состояния
и
режимов
работы
оборудования
ЕНЭС
.
5.
Организация
конструктивного
диалога
с
потребителями
,
предъ
-
являющими
претензии
по
КЭ
в
ЕНЭС
,
в
целях
урегулирования
проблем
и
обеспечения
необхо
-
димых
уровней
ПКЭ
в
узлах
при
-
соединения
данных
потребите
-
лей
к
сети
.
6.
Организация
обоснованной
и
результативной
претензионной
работы
с
контрагентами
(
потре
-
бителями
,
прочими
сетевыми
компаниями
),
режимы
работы
которых
приводят
к
ухудшению
КЭ
в
ЕНЭС
,
с
целью
разработки
и
реализации
координированных
мероприятий
по
повышению
КЭ
в
сети
.
7.
Разработка
конкретных
требо
-
ваний
к
КЭ
в
точке
общего
при
-
соединения
для
включения
в
технические
условия
на
присое
-
динение
к
ЕНЭС
новых
потреби
-
телей
(
взаимные
обязательства
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
»
и
потребителя
по
поддержанию
КЭ
в
сети
).
8.
Разработка
и
реализация
пер
-
спективных
мероприятий
по
обе
-
спечению
КЭ
в
ЕНЭС
,
требующих
развития
сети
(
нового
строитель
-
ства
или
реконструкции
).
Следует
отметить
,
что
для
реше
-
ния
перечисленных
задач
необходи
-
мо
участие
специалистов
различных
профилей
компании
.
Первые
шаги
по
внедрению
системы
управления
КЭ
позволяют
выделить
следующие
категории
специалистов
компании
,
привлечение
которых
необходимо
для
разработки
системы
:
•
специалисты
по
развитию
и
сопровождению
автоматизи
-
рованных
систем
технологиче
-
ского
управления
(
создание
и
эксплуатация
информационно
-
технологических
составляющих
систем
);
•
специалисты
метрологических
подразделений
компании
(
обес
-
печение
требуемой
точности
измерений
ПКЭ
);
•
специалисты
режимных
подраз
-
делений
центров
управления
сетями
МЭС
и
исполнительного
аппарата
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
» (
задачи
1—4
и
8
из
перечисленных
выше
в
данном
разделе
—
в
части
ана
-
лиза
и
разработки
мероприятий
по
повышению
КЭ
);
•
специалисты
по
взаимодействию
с
клиентами
и
рынком
(
задачи
5
и
6
из
перечисленных
выше
в
данном
разделе
);
•
специалисты
,
обеспечивающие
технологическое
присоединение
к
сети
(
задача
7);
•
специалисты
,
обеспечивающие
планирование
и
реализацию
развития
сети
и
внедрение
новых
технологий
(
задача
8).
На
основании
представленно
-
го
списка
можно
сделать
вывод
о
том
,
что
КЭ
в
сети
может
быть
обе
-
спечено
лишь
при
эффективной
работе
всей
компании
в
целом
.
Обобщённая
картина
использо
-
вания
результатов
автоматизиро
-
ванного
мониторинга
в
процессе
управления
КЭ
в
сети
представле
-
на
на
рис
. 1.
Рис
. 1.
Управление
КЭ
в
сети
на
основе
результатов
автоматизированного
мониторинга
99
№ 1 (10), январь-февраль, 2012
АРХИТЕКТУРА
СИСТЕМЫ
АВТОМАТИЗИРОВАННОГО
МОНИТОРИНГА
КЭ
В
ЕНЭС
Один
из
возможных
вариантов
архитектуры
системы
автоматизи
-
рованного
мониторинга
КЭ
в
ЕНЭС
представлен
на
рис
. 2.
Решение
об
оптимальной
архитектуре
системы
будет
принято
по
итогам
первого
этапа
проекта
.
Как
следует
из
рис
. 2,
предлагает
-
ся
фактически
три
уровня
представ
-
ления
информации
для
персонала
компании
:
уровень
подстанции
(
по
-
средством
АСУ
ТП
),
уровень
МЭС
и
уровень
исполнительного
аппарата
.
Организация
передачи
информа
-
ции
с
подстанции
напрямую
в
МЭС
,
минуя
ПМЭС
,
обусловлена
тем
,
что
сегодня
перечень
необходимых
ком
-
петенций
,
перечисленных
в
преды
-
дущем
разделе
,
сформирован
только
на
уровнях
МЭС
и
исполнительного
аппарата
.
Таким
образом
,
именно
на
этих
двух
верхних
уровнях
управ
-
ления
предполагается
обработка
и
использование
результатов
рабо
-
ты
автоматизированной
системы
мониторинга
КЭ
в
ЕНЭС
.
При
этом
не
исключено
,
что
по
мере
разви
-
тия
компетенций
на
уровне
ПМЭС
(
в
первую
очередь
в
центрах
управ
-
ления
сетями
)
в
перспективе
функ
-
ции
управления
КЭ
в
ЕНЭС
также
бу
-
дут
передаваться
на
уровень
ПМЭС
.
Следует
обратить
внимание
на
передачу
информации
о
КЭ
в
сети
в
программно
-
технический
ком
-
плекс
центра
управления
сетями
(
рассматривается
в
перспективе
).
Предполагается
,
что
по
мере
осна
-
щения
ЕНЭС
активными
элемента
-
ми
,
обеспечивающими
управление
режимами
работы
сети
(
в
том
числе
влияющими
на
ПКЭ
в
ней
),
центры
управления
сетями
,
обеспечивая
оперативно
-
технологическое
управ
-
ление
ЕНЭС
,
будут
непрерывно
кон
-
тролировать
не
только
отклонения
напряжения
,
но
и
некоторые
про
-
чие
ПКЭ
(
например
,
гармоники
и
несимметрию
напряжений
),
а
так
-
же
обеспечивать
их
поддержание
в
нормированных
пределах
.
В
дальнейшем
при
развитии
си
-
стемы
управления
КЭ
статистиче
-
ская
информация
о
ПКЭ
в
сетях
мо
-
жет
предоставляться
потребителям
(
особенно
вновь
подключаемым
)
для
самостоятельной
разработки
мероприятий
по
обеспечению
бес
-
перебойного
электроснабжения
электроприёмников
особой
кате
-
гории
.
КОНТРОЛИРУЕМЫЕ
ПОКАЗАТЕЛИ
ПРИ
АВТОМАТИЗИРОВАННОМ
МОНИТОРИНГЕ
КЭ
В
ЕНЭС
При
проектировании
системы
автоматизированного
мониторинга
КЭ
в
ЕНЭС
все
ПКЭ
,
установленные
ГОСТ
13109-97,
необходимо
разде
-
лить
на
три
условные
категории
.
В
первую
категорию
попадают
«
основные
»
ПКЭ
:
отклонение
часто
-
ты
,
f
и
установившееся
отклоне
-
ние
напряжения
,
U
у
.
«
Основными
»
данные
ПКЭ
на
-
званы
потому
,
что
характеристи
-
ки
этих
показателей
непрерывно
контролируются
как
средствами
Рис
. 2.
Вариант
архитектуры
системы
автоматизированного
мониторинга
КЭ
в
ЕНЭС
100
СЕТИ РОССИИ
автоматики
энергосистем
,
так
и
оперативно
-
диспетчерским
и
оперативно
-
технологическим
пер
-
соналом
субъектов
электроэнерге
-
тики
с
помощью
широко
распро
-
странённых
средств
измерения
.
Контролю
f
уделяется
присталь
-
ное
внимание
,
поэтому
потребность
в
создании
отдельной
системы
ав
-
томатизированного
мониторинга
данного
ПКЭ
в
ЕНЭС
отсутствует
.
Что
касается
U
у
,
то
его
автоматизи
-
рованный
мониторинг
может
быть
организован
на
первых
порах
на
основе
стандартной
телеметриче
-
ской
информации
и
оперативно
-
информационных
комплексов
цен
-
тров
управления
сетями
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
».
Следует
отметить
,
что
обыч
-
ные
оперативно
-
информационные
комплексы
не
предназначены
для
контроля
U
у
в
полном
соответствии
с
алгоритмами
,
предписанными
нормами
на
КЭ
.
Однако
организа
-
ция
мониторинга
U
у
упрощённо
на
основе
телеметрии
может
быть
обеспечена
в
кратчайший
срок
и
практически
без
дополнительных
затрат
по
причине
высокой
наблю
-
даемости
режимов
ЕНЭС
по
напря
-
жению
,
что
позволяет
приступить
к
разработке
и
реализации
меропри
-
ятий
по
повышению
качества
регу
-
лирования
напряжения
в
ЕНЭС
уже
сейчас
.
В
этом
направлении
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
»
проводит
необходимую
техническую
политику
,
реализуя
программу
повышения
наблюдае
-
мости
сети
и
развивая
программно
-
технические
комплексы
филиалов
—
МЭС
и
ПМЭС
.
Ко
второй
категории
относятся
следующие
ПКЭ
:
коэффициенты
,
ха
-
рактеризующие
перенапряжения
,
импульсы
напряжения
и
колебания
напряжения
.
Данные
ПКЭ
не
рассматривают
-
ся
в
качестве
важных
параметров
системы
мониторинга
КЭ
в
ЕНЭС
на
первых
этапах
её
создания
по
разным
причинам
.
Повышение
на
-
пряжения
выше
10%
от
номиналь
-
ного
,
что
по
ГОСТ
13109-97
следует
считать
перенапряжением
,
допусти
-
мо
в
электрических
сетях
средних
и
высоких
классов
напряжения
.
Для
снижения
импульсов
напряжения
электрические
сети
всех
классов
напряжения
оснащаются
большим
количеством
средств
защиты
(
раз
-
рядники
,
ограничители
перенапря
-
жений
),
в
связи
с
чем
измерение
импульса
в
одном
узле
сети
не
по
-
зволяет
судить
о
КЭ
по
данному
по
-
казателю
в
прилегающем
районе
.
Колебания
напряжения
сильно
за
-
тухают
по
мере
удаления
от
резко
-
переменной
нагрузки
и
практиче
-
ски
не
распространяются
по
сетям
высокого
и
сверхвысокого
напря
-
жения
.
Таким
образом
,
измерение
показателей
второй
группы
в
маги
-
стральной
сети
может
быть
малоэф
-
фективным
для
оценки
КЭ
в
сетях
,
питающих
электроприёмники
по
-
требителей
,
но
это
существенно
удо
-
рожает
систему
мониторинга
.
К
третьей
категории
относятся
все
остальные
ПКЭ
:
коэффициенты
,
характеризующие
несинусоидаль
-
ность
напряжений
(K
U
, K
U(n)
),
не
-
симметрию
напряжений
(K
2U
, K
0U
)
и
коэффициенты
,
характеризующие
провалы
напряжения
.
ПКЭ
данной
группы
по
ряду
при
-
чин
и
представляют
наибольший
интерес
при
организации
специали
-
зированной
автоматизированной
системы
контроля
КЭ
в
ЕНЭС
.
Во
-
первых
,
наряду
с
U
у
наибольшее
количество
претензий
потребителей
на
КЭ
в
магистральной
сети
связа
-
но
именно
с
данными
показателя
-
ми
.
Во
-
вторых
,
высшие
гармоники
могут
распространяться
по
маги
-
стральной
сети
на
сотни
километров
от
источников
искажений
.
В
-
третьих
,
источниками
высших
гармоник
мо
-
гут
являться
как
электроприёмники
потребителей
,
так
и
электрообору
-
дование
сети
,
при
том
что
от
тополо
-
гии
сети
сильно
зависят
частотные
характеристики
энергосистемы
.
В
-
четвёртых
,
электрическая
сеть
в
настоящее
время
практически
не
имеет
активных
элементов
,
ко
-
торые
могли
бы
воздействовать
на
параметры
электрического
режима
для
улучшения
КЭ
по
данным
пока
-
зателям
.
Однако
измерение
лишь
ПКЭ
не
позволяет
в
большинстве
случаев
установить
причины
ухудшения
КЭ
в
сети
.
Для
выявления
вероятных
«
виновников
»
искажений
,
что
осо
-
бенно
актуально
на
границах
между
различными
субъектами
(
напри
-
мер
,
между
потребителем
и
сетевой
компанией
или
между
различными
сетевыми
компаниями
),
требуется
информация
о
характеристиках
то
-
ков
/
мощностей
в
присоединениях
,
связывающих
субъекты
.
В
связи
с
этим
,
наряду
с
контролем
ПКЭ
в
сети
,
автоматизированная
систе
-
ма
мониторинга
КЭ
в
ЕНЭС
долж
-
на
обеспечивать
измерение
токов
и
мощностей
с
разложением
на
гармонические
и
симметричные
составляющие
в
присоединениях
,
по
которым
питаются
мощные
ис
-
кажающие
нагрузки
(
напрямую
или
через
сети
прочих
собственников
).
Следует
признать
,
что
в
настоя
-
щее
время
отсутствуют
нормативно
утверждённые
методы
выявления
расположения
источников
гармо
-
ник
и
несимметрии
напряжений
,
а
также
методы
расчёта
вкладов
в
уровни
искажений
напряжения
от
нескольких
нелинейных
/
несимме
-
тричных
нагрузок
.
Особенно
много
вопросов
возникает
при
решении
данной
задачи
в
отношении
сложно
-
замкнутой
магистральной
сети
.
Ав
-
торы
данной
статьи
рассчитывают
,
что
создание
автоматизированной
системы
контроля
КЭ
в
ЕНЭС
по
-
зволит
накопить
достаточную
базу
о
закономерностях
изменения
ПКЭ
и
вспомогательных
характеристик
КЭ
в
магистральной
сети
для
решения
задачи
достоверного
определения
расположения
источников
гармо
-
ник
и
несимметрии
,
а
также
их
вкладов
в
уровни
искажений
.
СРЕДСТВА
ИЗМЕРЕНИЯ
ПКЭ
В
ЕНЭС
В
соответствии
с
технической
политикой
ОАО
«
ФСЕ
ЕЭС
»
при
но
-
вом
строительстве
и
комплексной
реконструкции
подстанций
ЕНЭС
на
их
шинах
должны
устанавли
-
ваться
стационарные
средства
из
-
мерения
ПКЭ
.
В
настоящее
время
данные
приборы
устанавливают
-
ся
на
шинах
среднего
и
высокого
напряжения
подстанций
.
Состав
контролируемых
параметров
при
этом
,
как
правило
,
ограничивается
ПКЭ
из
первой
и
третьей
групп
(
см
.
предыдущий
раздел
).
Параметры
КЭ
по
току
и
мощности
не
контро
-
лируются
.
Поскольку
детальных
требова
-
ний
к
стационарным
приборам
для
контроля
КЭ
со
стороны
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
»
до
сих
пор
не
выдвига
-
лось
,
организации
,
выполняющие
строительство
(
реконструкцию
)
под
-
станций
ЕНЭС
,
устанавливают
про
-
извольные
многофункциональные
приборы
,
предлагаемые
ведущими
российскими
и
зарубежными
про
-
изводителями
и
прошедшие
атте
-
стацию
в
компании
.
Результаты
измерений
,
выпол
-
няемых
стационарными
прибора
-
100
СЕТИ РОССИИ
101
№ 1 (10), январь-февраль, 2012
ми
на
подстанциях
ЕНЭС
,
на
вы
-
шестоящие
уровни
не
передаются
и
,
следовательно
,
не
используются
для
систематического
анализа
КЭ
в
сети
.
Для
повышения
эффективно
-
сти
их
использования
данные
при
-
боры
должны
быть
интегрированы
в
создаваемую
автоматизированную
систему
мониторинга
КЭ
.
Кроме
приборов
,
устанавли
-
ваемых
на
подстанциях
ЕНЭС
,
в
перспективе
должна
появиться
ещё
одна
группа
источников
ин
-
формации
о
состоянии
КЭ
в
сети
—
средства
измерения
ПКЭ
,
устанав
-
ливаемые
на
подстанциях
новых
потребителей
,
присоединяемых
к
ЕНЭС
.
Для
этого
в
технические
усло
-
вия
на
присоединение
всех
крупных
потребителей
,
содержащих
мощ
-
ные
искажающие
нагрузки
,
вклю
-
чается
обязательное
требование
об
организации
постоянного
автомати
-
зированного
контроля
ПКЭ
на
гра
-
ницах
балансовой
принадлежности
с
передачей
информации
от
данных
приборов
в
центры
управления
се
-
тями
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
».
Данное
требо
-
вание
составлено
с
учётом
п
. 1.2.6
Правил
эксплуатации
электроуста
-
новок
потребителей
,
в
соответствии
с
которым
в
системах
электроснаб
-
жения
должен
осуществляться
пе
-
риодический
контроль
КЭ
.
В
рамках
первого
этапа
проекта
по
созданию
системы
управления
КЭ
в
ЕНЭС
,
с
учётом
накопленного
отечественного
и
зарубежного
опы
-
та
по
созданию
и
использованию
средств
измерения
ПКЭ
,
должен
быть
разработан
внутренний
стан
-
дарт
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
»
с
требования
-
ми
к
средствам
измерения
ПКЭ
,
устанавливаемым
в
ЕНЭС
.
В
дан
-
ном
стандарте
помимо
требований
к
составу
и
алгоритмам
измерения
ПКЭ
будут
установлены
и
требова
-
ния
к
составу
и
алгоритмам
измере
-
ния
дополнительных
характеристик
КЭ
(
по
току
и
мощности
).
Все
сред
-
ства
измерения
ПКЭ
,
устанавливае
-
мые
в
перспективе
на
подстанциях
ЕНЭС
,
должны
будут
соответствовать
требованиям
указанного
стандарта
.
Кроме
анализа
возможностей
и
тенденций
развития
специали
-
зированных
современных
средств
измерения
ПКЭ
,
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
»
также
рассматривает
целесообраз
-
ность
применения
многофункцио
-
нальных
измерительных
комплек
-
сов
,
совмещающих
в
себе
функции
телемеханики
,
учёта
электроэнер
-
гии
,
контроля
КЭ
,
регистрации
ава
-
рийных
событий
,
векторных
изме
-
рений
и
т
.
д
.
Данное
направление
является
одним
из
наиболее
пер
-
спективных
в
области
измерения
параметров
электрических
режи
-
мов
с
учётом
ориентации
компании
на
создание
активно
-
адаптивной
сети
в
ЕЭС
России
.
ПРОГРАММНОЕ
ОБЕСПЕЧЕНИЕ
ДЛЯ
АНАЛИЗА
КЭ
В
ЕНЭС
При
создании
многоуровневой
системы
мониторинга
КЭ
значитель
-
но
возрастут
объёмы
информации
о
ПКЭ
,
доступной
на
верхних
уровнях
управления
для
проведения
анали
-
за
КЭ
в
сети
.
Для
эффективной
об
-
работки
непрерывных
измерений
ПКЭ
большим
количеством
стацио
-
нарных
приборов
,
а
также
для
авто
-
матизации
процессов
оформления
и
анализа
полученных
результатов
требуется
создание
специализиро
-
ванного
программного
обеспече
-
ния
.
Разработка
детальных
требо
-
ваний
к
данному
программному
обеспечению
и
создание
его
прото
-
типа
входят
в
задачи
первого
этапа
проекта
.
Программное
обеспечение
по
анализу
КЭ
должно
обеспечивать
следующий
функционал
:
•
сбор
с
уровня
подстанций
и
хранение
результатов
контроля
ПКЭ
на
уровнях
филиалов
и
исполнительного
аппарата
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
»;
•
статистическую
обработку
результатов
измерений
и
расчёт
вероятностных
характеристик
(
математическое
ожидание
,
среднеквадратичное
отклоне
-
ние
,
коэффициенты
корреляции
между
различными
параметра
-
ми
);
•
автоматическое
формирование
стандартных
протоколов
контро
-
ля
КЭ
установленной
формы
;
•
отображение
результатов
изме
-
рений
в
табличном
и
графиче
-
ском
видах
:
графики
,
спектры
,
гистограммы
;
•
поиск
в
базе
случаев
(
времен
-
ных
интервалов
)
нарушения
норм
на
КЭ
по
критериям
,
заданным
пользователем
;
•
формирование
обобщённой
«
карты
КЭ
»
на
контролируемых
участках
сети
;
•
выявление
расположения
и
расчёт
вкладов
искажающей
нагрузки
в
уровни
искажений
в
точке
контроля
(
перспективная
задача
).
В
настоящее
время
все
ведущие
производители
средств
измерения
ПКЭ
разрабатывают
и
предлагают
свои
программные
продукты
для
анализа
результатов
измерений
.
При
этом
всегда
данное
программ
-
ное
обеспечение
может
использо
-
ваться
совместно
только
с
собствен
-
ными
приборами
производителя
.
Разрабатываемое
в
рамках
про
-
екта
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
»
программное
обеспечение
должно
быть
совме
-
стимо
со
средствами
измерения
ПКЭ
всех
производителей
,
удовлет
-
воряющих
требованиям
будущего
стандарта
компании
на
средства
из
-
мерения
(
см
.
предыдущий
раздел
).
ВЫВОДЫ
1.
Создание
системы
управления
КЭ
в
ЕНЭС
на
основе
автомати
-
зированного
мониторинга
ПКЭ
в
сети
должно
стать
важным
ша
-
гом
по
обеспечению
качествен
-
ной
электроэнергией
потребите
-
лей
ЕЭС
России
.
2.
Для
повышения
КЭ
в
ЕНЭС
не
-
обходимы
не
только
усилия
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
»,
но
и
активное
взаи
-
модействие
между
различными
субъектами
отрасли
(
в
первую
очередь
между
различными
се
-
тевыми
компаниями
,
а
также
между
сетевыми
компаниями
и
потребителями
).
3.
ОАО
«
ФСК
ЕЭС
»
приступило
к
реа
-
лизации
проекта
по
созданию
системы
управления
КЭ
в
ЕНЭС
,
нацеленного
на
решение
широ
-
кого
круга
задач
,
необходимых
для
повышения
КЭ
в
ЕЭС
России
.
4.
В
рамках
проекта
планируется
на
основе
автоматизированного
мониторинга
ПКЭ
в
сети
и
дора
-
ботанной
нормативно
-
правовой
базы
,
учитывающей
особен
-
ности
реформированной
элек
-
троэнергетики
,
сформировать
систему
необходимых
техноло
-
гических
и
организационных
процессов
,
обеспечивающей
поддержание
КЭ
в
сетях
в
нор
-
мативных
границах
.
5.
При
создании
специализиро
-
ванной
автоматизированной
системы
мониторинга
КЭ
в
ЕНЭС
основное
внимание
будет
уделено
показателям
,
характе
-
ризующим
несинусоидальность
,
несимметрию
и
провалы
напря
-
жений
.
101
№ 1 (10), январь-февраль, 2012
Оригинал статьи: Управление качеством электроэнергии в ЕНЭС
Развитие измерительной техники и средств автоматического управления позволяет приступить на практике к системному решению задач обеспечения качества электроэнергии в магистральной электрической сети ЕЭС России.
