Способ определения параметров распределительной сети 0,4 кв

Изобретение относится к измерительной технике. Технический результат - расширение функциональных возможностей АИИС КУЭ с целью оперативной диагностики состояния участков линий распределительной сети 0,4 кВ и снижение потерь электрической энергии. Для определения комплексных сопротивлений участков магистральной линии и ответвлений потребителей в электрической сети производят измерения действующих значений токов и напряжений, а также активных и реактивных мощностей в начале линии и у каждого абонента сети, выполненные одновременно за один и тот же интервал наблюдения с помощью средств АИСС КУЭ в двух различных режимах, которые выявляются головным прибором учета по изменению напряжения и/или тока в начале контролируемого участка сети. В случае, если ток нагрузки потребителей равен нулю, предусмотрен тестовый режим, при котором реализуется возможность подключения тестовой нагрузки в счетчиках абонентов и функция изменения в допустимых пределах напряжения питания в начале линии. Данные измерений счетчиков абонентов в указанных режимах передаются в головной счетчик, в котором выполняется расчет комплексных сопротивлений участков магистральной линии и ответвлений потребителей. 3 ил.

 

Изобретение относится к области измерительной техники и может быть использовано для оперативного определения параметров распределительной электрической сети 0,4 кВ, в которой установлена автоматизированная информационно-измерительная система контроля и учета электроэнергии (АИИС КУЭ). При этом предполагается, что одновременно за один и тот же интервал наблюдения на контролируемом участке сети и у каждого ее абонента осуществляется измерение действующих значений токов и напряжений, а также активных и реактивных мощностей. Изобретение позволяет решить задачу оперативной диагностики текущего состояния функциональных частей (участков) электрической сети, а также вести мониторинг потерь электроэнергии в режиме реального времени.

Существует несколько способов определения параметров распределительной электрической сети (РЭС), отличающихся подходом к нахождению комплексов токов и напряжений на всех участках электрической сети, а также имеющих различные расчетные процедуры, применяемые как к отдельным линиям сети, так и всей сети сразу.

Известен способ идентификации параметров отдельных линий электрической сети по данным синхронных векторных измерений, получаемых от устройств PMU (Phasor Measurement Unit), установленных по концам линии, при котором рассчитываются параметры П-образной схемы замещения линии для прямой последовательности основной гармоники частоты сети [Janeček E., Hering P., Janeček P. and Popelka A., Transmission line identification using PMUs, 10th International Conference on Environment and Electrical Engineering, Rome, 2011, pp. 1-4. doi: 10.1109/EEEIC.2011.5874682; Wu Z., Zora L. T. and Phadke A. G., Simultaneous transmission line parameter and PMU measurement calibration, IEEE Power & Energy Society General Meeting, Denver, CO, 2015, pp. 1-5. doi: 10.1109/PESGM.2015.7286115].

Недостатками данного способа определения параметров распределительной электрической сети являются высокая стоимость технологий и устройств, применяемых для осуществления высокоточных синхронных векторных измерений, для которых требуется в качестве источника синхронизирующей информации использовать приемники сигналов от спутников (с выходами PPS или IRIG), а также сложность обеспечения уверенного приема сигналов от спутников в стесненных городских условиях и низкая защищенность из-за возможности умышленного искажения этих сигналов, что затрудняет широкое использование этих устройств в электрических сетях 0,4 кВ.

Известен способ определения параметров линий всей сети 0,4 кВ в целом, который состоит из двух этапов. Первый этап – сбор статистики режимов работы электрической сети. Он предполагает периодические измерения синхронизированных осциллограмм токов и напряжений у абонентов сети. На втором этапе проводится статистическая обработка полученной информации с помощью многократного применения метода наименьших квадратов для решения линейных систем уравнений, описывающих распределение токов между линиями сети и связывающих параметры элементов сети с этими тока и измеренными напряжениями [Zelenskii E.G., Kononov Y.G., Levchenko I.I., Identification of the parameters of distribution networks by synchronized current and voltage measurements // Russian Electrical Engineering. 2016. Vol. 87. no 7. pp. 363-368. doi: 10.3103/S1068371216070105].

К недостаткам представленного способа определения параметров распределительной электрической сети 0,4 кВ следует отнести также необходимость высокоточных синхронных векторных измерений и технологии, реализующие их.

Известен способ, позволяющий повысить точность идентификации параметров магистральных участков линий разомкнутых сетей среднего напряжения за счет компенсации систематических погрешностей трансформаторов напряжения и измерительных устройств [Kononov Y.G., Rybasova O.S., Mikhailenko V.S., Refinement of the parameters of the medium-voltage network lines sections on the basis of the synchronous measurements data // Russian Electromechanics. 2018. Vol. 61. no. 1. pp. 77-84. doi: 10.17213/01363360201817784].

Недостатки представленного способа, как и описанных выше, связаны с необходимостью высокоточных синхронных векторных измерений.

Наиболее близким к заявленному техническому решению и выбранным за прототип является способ определения параметров распределительных сетей 0,4 кВ по данным АИИС КУЭ, использующий в качестве исходной информации полученные одновременно в один и тот же интервал наблюдения действующие значения токов и напряжений, а также активную и реактивную мощности в начале линии и у каждого абонента сети [Omorov T.T., Osmonova R.Ch., Koibagarov T.Zh. Parametric Identification of a Distribution Network as Part of ASCME. Bulletin of the South Ural State University. Ser. Power Engineering, 2018, vol. 18, no. 1, pp. 46–52. (in Russ.) DOI: 10.14529/power180106; Оморов Т.Т., Такырбашев Б.К., Осмонова Р.Ч. Определение параметров распределительных сетей 0,4 кВ по данным АСКУЭ // Энергетик. 2017. № 6. С. 37-40.].

К недостаткам представленного способа определения параметров распределительных сетей 0,4 кВ можно отнести то, что при расчетах не учитываются сопротивления ответвлений потребителей, подключаемых к питающей линии.

Новым достигаемым техническим результатом предлагаемого изобретения является расширение функциональных возможностей, а именно определение параметров распределительных сетей 0,4 кВ, таких как комплексные сопротивления участков сети магистральной линии и ответвлений потребителей, подключаемых к питающей линии, т.е. их фазовый угол не равен нулю. При этом используются действующие значения токов и напряжений, а также активные и реактивные мощности в начале линии и у каждого абонента сети, полученные одновременно в один и тот же интервал наблюдения с помощью средств АИИС КУЭ.

Технический результат достигается тем, что расчет сопротивлений участков распределительных сетей 0,4 кВ, как в известном способе, по действующим значениям токов и напряжений, а также активным и реактивным мощностям в начале линии и у каждого абонента сети, полученным одновременно в один и тот же интервал наблюдения с помощью средств АИСС КУЭ, проводится на основе измерений в различных, специально отобранных (созданных) режимах работы распределительной электрической сети. При этом для определения сопротивлений участков линий необходимы измерения действующих значений напряжений на концах участков линии и комплексы протекающих через них токов в двух различных режимах работы РЭС. В начале линии комплекс тока и напряжения измеряется головным счетчиком электроэнергии, действующее напряжение на первом ответвлении абонентов будет равно напряжению, измеренному счетчиком соответствующего абонента при нулевом токе его нагрузки. Рассчитав сопротивления участков линий до первого ответвления абонентов, можно найти комплексы напряжений, питающих этих абонентов. Используя эти данные и значения действующих напряжений абонентов, а также их активные и реактивные мощности для двух режимов работы РЭС при ненулевых токах нагрузки этих абонентов расчетным путем находятся комплексные сопротивления ответвлений соответствующих потребителей. Далее определяются комплексы токов первого ответвления абонентов и находятся по первому закону Кирхгофа комплексы токов на следующем участке линии, которые затем используются аналогичным образом для расчета комплексных сопротивлений остальных участков сети.

Предлагаемый способ реализуем, если у потребителей электроэнергии установлены дистанционно управляемые счетчики электроэнергии, в которых предусмотрены функции отключения нагрузки потребителей и измерения действующих значений токов и напряжений, активных и реактивных мощностей, а также осуществляется запоминание набора измеренных данных по командному сигналу от головного счетчика электроэнергии в заданный момент времени, аналогичные измерения проводятся головным счетчиком в начале контролируемого участка распределительной электрической сети. Для определения комплексного сопротивления участка линии требуются измерения в двух различных режимах его работы. При необходимости проводить регулярные измерения всех сопротивлений межабонентских участков, не опираясь на случайный характер режимов работы в РЭС, требуемые режимы должны (могут) формироваться АИИС КУЭ путем создания тестового режима под нагрузкой. Для этого нужно предусмотреть такой режим в АИИС КУЭ и добавить для его создания соответствующие (тестовые) сопротивления в счетчики потребителей. Следует отметить, что тестовые сопротивления подключаются только в случае, если у абонента потребляемый ток равен нулю, а он необходим для измерений. После подключения тестовой нагрузки можно в допустимых пределах (ГОСТ) изменить напряжение питания – эта функция должна быть у головного счетчика электроэнергии. Таким образом, могут быть получены различные режимы работы РЭС, требуемые для реализации предложенного метода и расчета всех комплексных сопротивлений сети.

Способ определения сопротивлений участков распределительных сетей 0,4 кВ основан на измерении действующих значений токов и напряжений, а также активных и реактивных мощностей в начале линии и у каждого абонента сети, полученных одновременно в один и тот же интервал наблюдения с помощью средств АИСС КУЭ для двух различных режимов работы РЭС. При этом могут использоваться как естественные изменения режимов РЭС, так и специально создаваемые при необходимости.

На фиг.1 приведен пример электрической схемы замещения возможного контролируемого участка распределительной сети с учетом расстановки счетчиков электроэнергии потребителей (, , , , , , ) и головного счетчика электроэнергии , где – фазы электрической сети; – трехфазная нагрузка и трехфазный счетчик электроэнергии (прибор учета); – числовой индекс, обозначающий количество ответвлений абонентов сети; – числовой индекс, обозначающий нагрузку потребителей, подключенных к -му ответвлению сети. Остальные обозначения: , , – трехфазная система питающих напряжений;  , , , – внутренние сопротивления источника; – сопротивление цепи заземления источника; , , , ,  , , , – комплексные сопротивления участков питающей линии; , , , , , , , – комплексные сопротивления участков кабелей потребителей; , , , , , , – комплексные сопротивления нагрузки (потребителей); , , – сопротивления повторных заземлений.

Способ реализуется следующим образом. В ходе определения сопротивлений участков распределительных сетей 0,4 кВ головной счетчик электроэнергии подает сигнал о начале цикла измерений действующих значений токов и напряжений, а также активных и реактивных мощностей в начале линии и у всех счетчиков абонентов, зарегистрированных в сети. При этом указанные величины измеряются одновременно за один и тот же интервал и фиксируются в памяти устройств АИИС КУЭ, следующая запись данных осуществляется при изменении текущего режима работы РЭС. Отслеживание изменения режима осуществляется по изменению (в пределах допустимых погрешностей) тока головного счетчика и/или по изменению напряжения в начале контролируемого участка линии. Кроме того, перед сигналом о начале цикла измерений головной счетчик проверяет токи абонентов первого ответвления, подключенных к одной и той же фазе сети, это необходимо для измерения действующих напряжений на первом ответвлении. Если один из токов равен нулю, то действующее значение напряжение абонента равно напряжению в узле ответвления данного абонента от магистральной линии (например, ток равен нулю, тогда ). В случае если нет абонентов с нулевыми токами, то у одного из абонентов на соответствующей фазе (А) отключается нагрузка. Таким образом предполагается получать исходные данные, включающие в себя измеренные действующие значения напряжений на концах участков линии и комплексы протекающих через них токов в двух различных режимах работы РЭС. Данные о значении действующего напряжения у абонентов с током равным нулю для двух режимов передаются в головной счетчик. Далее расчетным путем определяются комплексы сопротивлений участков линий до первых ответвлений. Комплексные сопротивления ответвлений потребителей, у которых ранее ток был равен нулю, определяются с использованием комплексов питающих их напряжений, найденных из ранее полученных сопротивлений участков линий до первых ответвлений и значений действующих напряжений абонентов, а также их активных и реактивных мощностей для двух режимов работы РЭС при их ненулевых токах нагрузки. Полученные данные используются для расчетов комплексов токов первого ответвления абонентов и нахождения затем по первому закону Кирхгофа комплексов токов на следующем участке линии, которые далее используются для расчета комплексных сопротивления остальных участков сети. В случае если ток нагрузки потребителей равен нулю или режим в сети не изменяется, предусмотрен тестовый режим, при котором реализуется возможность подключения тестовой нагрузки в счетчиках абонентов и функция изменения в допустимых пределах напряжения питания (ГОСТ 32144-2013. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения).

С целью подтверждения вышеизложенного представим способ расчета параметров распределительной сети 0,4 кВ на основе предполагаемых измерений.

Первоначально расчет проводится для электрической схемы контролируемого участка распределительной сети, представленного на фиг. 2, где – буквенный символ переменная, обозначающий фазы рассматриваемой сети.

Связь между известными (измеряемыми) величинами , , , ) и неизвестными параметрами и () представлена следующим образом для нулевого контура сети ():

где , – активная и реактивная мощности, измеряемые АИИС КУЭ, символы «в», «м» здесь и далее обозначают, соответственно, вещественные и мнимые части комплексных переменных.

Знаки «плюс» в последних уравнениях (1) ставятся, если ток или ток , ) произвольного контура сети носит емкостной характер, «минус» – если индуктивный. Первое уравнение в системе (1) соответствует первому режиму работы РЭС, второе – второму. При анализе предполагается, что ток , тогда . Система уравнений (1) может быть решена любым численным методом, например, простой итерацией или методом секущих. Решение системы (1) реализуется в счетчике электроэнергии потребителя. В результате, найдем

.

На основе измерений головным счетчиком имеем информацию о токах :

,

где

,

тогда можно найти комплексы напряжений :

Комплексы напряжения для второго режима найдем аналогичным образом.

Параметры нулевого контура сети () найдем из системы уравнений для двух других режимов, когда ток не равен нулю, решение которой осуществляется аналогично (1):

Знаки «плюс» и «минус» ставятся так же, как описано выше, и зависят от тока . Далее найдем комплекс сопротивления нагрузки:

где – сопряженный комплекс мощности соответствующих абонентов.

Рассчитаем комплекс тока:

.

Найдем комплекс тока следующего контура сети ():

,

где

.

Ток второго режима при не равен нулю найдем аналогичным образом.

Параметры остальных контуров сети () найдем, решив систему уравнений методами аналогично (1), записанных для контура:

При анализе предполагается, что ток , тогда .

При представлении электрической сети схемой замещения, как показано на фиг.3 для определения параметров фазных и нулевого проводов можно воспользоваться следующими формулами:

Решить указанную систему уравнений можно, допустив равенство всех комплексных сопротивлений соответствующих фазных и нулевых проводов . При общем сопротивлении нулевого провода для всех фаз уравнения примут вид:

При системе заземления TN-C-S:

При системе заземления TN-C:

Для решения необходима информация о параметрах , и допущение равенства любых фазных сопротивлений проводов или любого фазного и нулевого проводов . Методика нахождения без учета заземлений с общим сопротивлением нулевого провода при произвольных сопротивлениях фазных проводов приведена в работе [Omorov T.T., Osmonova R.Ch., Koibagarov T.Zh. Parametric Identification of a Distribution Network as Part of ASCME. Bulletin of the South Ural State University. Ser. Power Engineering, 2018, vol. 18, no. 1, pp. 46–52. (in Russ.) DOI: 10.14529/power180106].

Параметры остальных контуров сети () найдем, решая систему уравнений следующего вида, записанных для контура:

При системе заземления TN-C-S:

При системе заземления TN-C:

Для решения необходимо найти при расчете параметров предыдущего контура сети и допустить равенство любых фазных сопротивлений проводов или любого фазного и нулевого проводов .

Параметры провода трехфазной нагрузки , можно найти через упрощенные параметры , и уравнения перехода (2), допустив при этом равенство любых фазных сопротивлений проводов , , или любого фазного и нулевого проводов . Все описанные вычисления реализуется в счетчике электроэнергии потребителя.

Способ определения параметров распределительной сети 0,4 кВ, заключающийся в расчете комплексных сопротивлений участков сети магистральной линии и ответвлений потребителей на основе данных, записанных в головной счетчик электроэнергии контролируемого участка электрической сети, полученных в результате измерений действующих значений токов и напряжений, а также активных и реактивных мощностей в начале линии и у каждого абонента сети, выполненных одновременно за один и тот же интервал наблюдения с помощью средств автоматизированной информационно-измерительной системы контроля и учета электроэнергии, отличающийся тем, что измерения проводятся в двух различных режимах работы распределительной электрической сети, которые выявляются головным прибором учета по изменению напряжения и/или тока в начале контролируемого участка сети, для создания второго (отличающегося от текущего) может применяться отключение одного из абонентов сети по команде от головного прибора учета, для определения комплексных сопротивлений магистральных участков электрической сети проводятся измерения действующих значений напряжений на концах участков линии и комплексных значений протекающих через них токов, для этого в конце рассматриваемого межабонентского участка сети отключаются соответствующие абоненты фаз сети, сопротивления ответвлений абонентов вычисляются по данным двух режимов работы сети с подключенными абонентами фаз сети с использованием найденных комплексных сопротивлений межабонентских участков, в случае если ток нагрузки потребителей равен нулю, предусмотрен тестовый режим, при котором реализуется возможность подключения тестовой нагрузки в счетчиках абонентов и функция изменения в допустимых пределах напряжения питания в начале линии, а следовательно, и у всех потребителей.