Повышение эффективности функционирования систем электроснабжения посредством мониторинга качества электроэнергии ( PDFDrive )
advertisement
МИНИСТЕРСТВО СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА РФ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ «ОРЛОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ АГРАРНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» М. В. БОРОДИН, А. В. ВИНОГРАДОВ ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПОСРЕДСТВОМ МОНИТОРИНГА КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ МОНОГРАФИЯ Орёл – 2014 УДК 621.3 – 047.36 – 048.78 Рецензенты: доктор технических наук, профессор, директор НИПИ «ГРАДОАГРОЭКОПРОМ» В. П. Шарупич, кандидат технических наук, доцент кафедры «Электроснабжение» ФГБОУ ВПО Орел ГАУ А. А. Балабин Бородин, М. В. Повышение эффективности функционирования систем электроснабжения посредством мониторинга качества электроэнергии: моногр. / М. В. Бородин, А. В. Виноградов. – Орел: ФГБОУ ВПО Орёл ГАУ, 2014. – 160 с. – ISBN 978-5-93382-230-1. В монографии дано новое решение актуальной задачи повышения эффективности функционирования систем электроснабжения, заключающееся в поддержании качества электроэнергии на уровне нормативных документов. Это достигается с помощью оперативного мониторинга качества электроэнергии на границе балансового разграничения потребителя с энергоснабжающей организацией, результаты которого используются, с применением различных оригинальных способов и средств, для непосредственного индивидуального и группового управления показателями качества электроэнергии и косвенного управления за счет корректировки стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества. Основные результаты теоретических и экспериментальных исследований, представленных в монографии, сводятся к следующему: - выполнена оценка фактического качества электроэнергии в точках общего присоединения и на границе балансового разграничения между потребителем и энергоснабжающей организацией; - разработана математическая модель системы учета электроэнергии, позволяющая определять стоимость электроэнергии в зависимости от ее качества. Представленная модель позволила разработать технико-экономический механизм стимулирования как потребителей, так и поставщиков электроэнергии в части поддержания качества электроэнергии на уровне нормативных документов; - разработаны и обоснованы поправочные коэффициенты к стоимости электроэнергии в зависимости от значения отклонения одного или нескольких показателей качества электроэнергии от нормативного значения; - разработаны алгоритмы и технические средства, позволяющие производить мониторинг качества электроэнергии, и в зависимости от него выполнять оперативную корректировку стоимости электроэнергии в зависимости от ее качества; - разработаны способы индивидуального и группового управления качеством электроэнергии в зависимости от результатов мониторинга показателей качества электроэнергии на границе балансового разграничения потребителя с энергоснабжающей организацией. Представленные результаты могут быть полезны специалистам-энергетикам, аспирантам, магистрантам и студентам энергетических специальностей. УДК 621.3 – 047.36 – 048.78 ISBN 978-5-93382-230-1 © ФГБОУ ВПО Орёл ГАУ, 2014 © Оформление «Издательство Орел ГАУ», 2014 СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ ..................................................................................................................5 1 АНАЛИЗ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ, ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ .....................................................................................................7 1.1 Характеристика качества электроэнергии ...........................................................7 1.2 Влияние качества электроэнергии на оборудование ..........................................9 1.3 Анализ способов и средств повышения качества электроэнергии ..................14 1.4 Постановка задач работы .....................................................................................19 2 ОЦЕНКА ФАКТИЧЕСКОГО КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ОРЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ .......................................................................................21 2.1 Оценка фактического качества электроэнергии в точках общего присоединения и на границе балансового разграничения между потребителем и энергоснабжающей организацией в орловской области ............21 2.2 Статистическая обработка результатов измерения качества электроэнергии ............................................................................................................25 3 МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ СТОИМОСТИ ПОТРЕБЛЕННОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ЕЁ КАЧЕСТВА .....................29 3.1 Корректировка стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества...............................................................................................................29 3.2 Экспертная оценка поправочных коэффициентов к стоимости потребленной электроэнергии ...................................................................................38 3.3 Определение фактического вклада в качество электроэнергии ......................41 4 СПОСОБЫ И ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА МОНИТОРИНГА И РЕГУЛИРОВАНИЯ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ..................................51 4.1 Способ корректировки стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества и источника искажения ...............................................51 4.2 Разработка устройства учета расхода электроэнергии и корректировки стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества и источника искажения..................................................................................................57 4.3 Разработка способа и выбор технических средств управления качеством электрической энергии для исследуемых категорий потребителей ......................62 5 ТЕХНИКО - ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ВНЕДРЕНИЯ СПОСОБОВ И СРЕДСТВ КОРРЕКТИРОВКИ СТОИМОСТИ ПОТРЕБЛЕННОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ЕЁ КАЧЕСТВА .................................................................68 5.1 Определение капитальных вложений на внедрение способов и средств корректировки стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества ........................................................................................68 5.2 Определение эксплуатационных издержек ........................................................69 3 5.3 Определение экономической эффективности внедрения способов и средств корректировки стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества ........................................................................................70 ЗАКЛЮЧЕНИЕ.........................................................................................................76 БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ..................................................................78 ПРИЛОЖЕНИЯ ........................................................................................................87 Приложение 1. Максимальные уровни и время отклонения пкэ на границе балансового разграничения потребителя с энергоснабжающей организацией ...............................................................................................................87 Приложение 2. Максимальные уровни и время отклонения пкэ в топ...............98 Приложение 3. Функции распределения и статистические параметры выборки пкэ в топ и на границе балансового разграничения потребителя с энергоснабжающей организацией ...........................................................................111 Приложение 4. Результаты измерений пкэ в топ и точках балансового разграничения потребителя и энергоснабжающей организации .........................146 Приложение 5. Распределение количества отклонений пкэ по интервалам в топ и точках балансового разграничения потребителя и энергоснабжающей организации ...............................................................................................................150 Приложение 6. Результаты опроса экспертов для определения поправочного коэффициента при различных интервалах изменения размаха напряжениЯ .................................................................................................154 Приложение 7. Акты внедрения ............................................................................156 4 ВВЕДЕНИЕ Современное производство требует качественного электроснабжения. Качество электроэнергии (КЭ) является одним из факторов, непосредственно влияющих на энергоэффективность. В Российской Федерации существует большое количество нормативных документов, которые устанавливают требования к КЭ, но на практике они не всегда эффективно работают. В то же время, необходимость поддержания нормируемого КЭ становится все более актуальной задачей в связи с применением современного электрического оборудования и систем автоматизации, чувствительных к отклонению каждого показателя качества электроэнергии (ПКЭ). Возросло количество обращений потребителей в энергоснабжающие организации по поводу некачественной электроэнергии. Несоответствие КЭ нормативным документам приводит к отрицательным экономическим последствиям из-за снижения производительности предприятий, простоя оборудования, недоотпуска продукции, ее порчи, увеличения потерь электрической энергии и другим негативным последствиям. Виновниками в искажении КЭ могут быть как энергоснабжающая организация, так и потребитель. Для эффективного поддержания КЭ необходимы комплексные технико-экономические решения, касающиеся как потребителя, так и энергоснабжащей организации. Это требует дополнительных капитальных вложений, на что обе стороны идут неохотно, не имея эффективной методики определения стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества и технических средств, позволяющих контролировать КЭ в on-line режиме. Использование существовавшей системы скидок и надбавок не давало гарантии постоянного и повсеместного обеспечения требуемого уровня КЭ, так как применялось эпизодически и на ограниченном числе объектов. Также отсутствовали технические способы и средства, для непосредственного индивидуального и группового управления ПКЭ и косвенного управления за счет корректировки стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества. Поэтому проблема повышения эффективности функционирования систем электроснабжения за счет мониторинга КЭ является актуальной задачей. Целью работы является повышение эффективности функционирования систем электроснабжения посредством разработки новых способов и средств мониторинга качества электроэнергии. Идея работы заключается в том, что поддержание КЭ на уровне нормативных документов достигается с помощью оперативного мониторинга ПКЭ на границе балансового разграничения потребителя с энергоснабжающей организацией, результаты которого используются с применением различных оригинальных способов и средств, для непосредственного индивидуального и группового управления ПКЭ и косвенного управления за счет корректировки стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества. 5 В работе представлены: - оригинальный способ, отличающейся от известных тем, что управление качеством электроэнергии осуществляется в зависимости от результатов мониторинга ПКЭ на границе балансового разграничения потребителя с энергоснабжающей организацией; - разработанные оригинальные алгоритмы и технические средства, отличающихся от известных тем, что позволяют повысить эффективность функционирования систем электроснабжения посредством мониторинга качества электроэнергии за счет оперативной корректировки стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества; - математическая модель системы учета электроэнергии, отличающейся тем, что она учитывает изменение стоимости электроэнергии в зависимости от ее качества, источника и уровня искажения; - предложенные и обоснованные поправочные коэффициенты к стоимости электроэнергии в зависимости от значения отклонения одного или нескольких показателей качества электроэнергии от нормируемого значения; Реализация разработанных способов и технических средств мониторинга и регулирования качества электроэнергии обеспечивает повышение эффективности функционирования систем электроснабжения за счет выполнения оперативной корректировки стоимости электроэнергии в зависимости от ее качества, стимулируя, таким образом потребителей и энергоснабжающие организации в поддержании качества электроэнергии на уровне нормативных документов. В результате проведенных исследований создан применимый на практике, теоретически обоснованный технико-экономический механизм, внедрение которого позволит повысить надежность и эффективность функционирования систем электроснабжения за счет стимулирования потребителей и энергоснабжающих организаций в поддержании нормативного качества электроэнергии. Применение разработанных алгоритмов и программных средств реализации предложенных способов является экономически выгодным со сроком окупаемости от 0,1 до 7 лет и позволяет сократить энергоемкость производства, потери электроэнергии в электрических сетях, улучшить качество выпускаемой продукции, уменьшить ущерб, вызванный выходом из строя электрооборудования. Теоретическая проработка вопросов, посвященных стимулированию потребителей и энергосистемы в поддержании качества электроэнергии, восполняет пробел в данном разделе электрики и используется в учебном процессе при подготовке бакалавров, инженеров и магистров по электротехническим специальностям. 6 1 АНАЛИЗ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ, ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ 1.1 Характеристика качества электроэнергии Наряду с надежностью электроснабжения качество электроэнергии (КЭ) у потребителей является одной из важнейших характеристик электрических систем. Под качеством электрической энергии следует понимать совокупность её характеристик, при соблюдении которых электрическое оборудование способно выполнять заложенные в него функции [40]. Оно оказывает значительное влияние как на эффективность работы электроприемников, так и на технико-экономические показатели электрических сетей [6,34,54]. Начальник департамента РАО "ЕЭС России" к.т.н. доцент Ю.В. Шаров считает, что в контексте современных методов и средств обеспечения КЭ электроэнергию следует рассматривать, с одной стороны, как товар, с другой стороны – как физическое понятие[54]: - электроэнергия как товар должна соответствовать определенному качеству, требованиям рынка и отличаться от других видов энергии особыми потребительскими свойствами: совпадением во времени процессов производства, транспортировки и потребления; зависимостью характеристик качества электроэнергии от процессов её потребления; невозможностью хранения и возврата некачественной электроэнергии [54]; - электроэнергия как физическое понятие - это способность электромагнитного поля совершать работу под действием приложенного напряжения в технологическом процессе ее производства, передачи, распределения и потребления [54]. Для наиболее эффективного способа координации действий между потребителем и энергоснабжающей организацией по обеспечению КЭ в условиях эксплуатации систем электроснабжения [46,49-51] в Российской Федерации разработаны нормативные документы, которые позволяют осуществлять управление качеством между потребителем и энероснабжающей организацией. Согласно Гражданского кодекса Российской Федерации [42] энергоснабжающие организации обязаны поставлять электрическую энергию потребителям, качество которой должно отвечает требованиям нормативных документов (государственным (национальным) стандартам [40] и договорам электроснабжения). Федеральный закон «Об элетроэнергетике» [72] устанавливает ответственность поставщиков электроэнергии и энергосбытовой организации перед потребителями за надежность электроснабжения и за качество поставляемой электрической энергии, в соответствии с техническими стандартами и иными обязательными требованиями. Электрическая энергия так же включена в Перечень товаров, подлежащих обязательной сертификации, утвержденный постановлением Правительства Российской Федерации от 1 декабря 2009 г. № 982 [80]. Обязательная сертификация электрической энергии 7 в Российской Федерации введена на основании статьи 7 Федерального закона "О защите прав потребителей" и распространяется на электрическую энергию, заказываемую, приобретаемую или используемую гражданами для личных, семейных, домашних или иных нужд, не связанных с осуществлением предпринимательской деятельности. Нормы КЭ, с точки зрения их допустимых значений, в системах электроснабжения общего назначения однофазного и трехфазного переменного тока частотой 50 Гц в точках, к которым подключаются линии электропередач или потребитель электроэнергии [13-15], устанавливает ГОСТ 13109-97 «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения» и ГОСТ Р 54149-2010 «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения» [24,40]. С вступлением в силу ГОСТ Р 54149-2010 требования к КЭ изменились, при этом снижается уровень ответственности энергоснабжающей организации за КЭ. С другой стороны в ГОСТ Р 54149-2010 увеличены допустимые интервалы отклонения ПКЭ и время их отклонения, что будет способствовать снижению уровня КЭ в системах электроснабжения, тем самым снижая энергоэффективность как потребителей так и энергоснабжающих организаций. В свою очередь, это повлечет за собой негативные изменения в процессах проектирования и эксплуатации (выбор заниженного сечения проводов линий электропередач, рост потерь электроэнергии). Переход на новый стандарт приведёт к необходимости приобретения электротехническим лабораториям новых приборов и в большем количестве для измерения КЭ, дополнительного обучения специалистов, и всё это потребует значительных затрат времени и средств [7,108]. Несмотря на то, что в Российской Федерации существует большое количество нормативных документов, которые устанавливают требования к КЭ, но на практике они не всегда эффективно работают. В то же время необходимость поддержания нормируемого КЭ энергии становится все более актуальной задачей в связи с применением современного электрического оборудования и систем автоматизации, чувствительных к отклонению каждого показателя качества электроэнергии (ПКЭ). Выход ПКЭ за пределы предусмотренные нормативными документами, ухудшают условия эксплуатации электрооборудования энергоснабжающих организаций и потребителей электроэнергии, а так же приводят к ущербу. Под ущербом вызванным, ухудшением КЭ, понимают все виды отрицательных последствий, возникающих в работе систем электроснабжения, потребителей и ЭП. Такой ущерб в денежном выражении называется экономическим [54]. Согласно [54] различают два вида ущерба: электротехнический и технологический. Электротехнический ущерб вызван увеличением потерь электроэнергии, сокращением срока службы электрооборудования и приборов, 8 внезапными обратимыми и необратимыми отказами тех или иных технических средств. Технологический ущерб вызван недоотпуском и браком продукции, сбоями и отказами в работе электрооборудования, которые приводят к нарушению технологии производства. В [1] приведены данные для предприятий текстильной промышленности, о количестве перегоревших от повышенного напряжения ламп и стартеров на 4 фабриках, и величина электротехнического ущерба, но эти данные получены в 70-х годах, если эти данные перевести на цены 2012 года согласно ценам тогда ущерб составит: - лампы накаливания (на примере лампы с цоколем Е27,100 Вт, цена 16,5 руб.) – 288750 руб.; - люминесцентные лампы (на примере лампы Лисма 18Вт, ЛБ-18, цена 21,83 руб.) – 128797 руб.; - стартер (на примере стартера ST 151 BASIC 4-22W 127В, цена 6 руб.) – 14820 руб. По полученным данным общий электротехнический ущерб на 4-х фабриках составил 432267 руб. Судя по полученным данным, отклонение ПКЭ от нормативов приводит к значительным электротехническим ущербам. Использование существовавшей системы скидок и надбавок не давала гарантии постоянного и повсеместного обеспечения требуемого уровня КЭ, так как применялась эпизодически и на ограниченном числе объектов. Поэтому проблема обеспечения КЭ [53] в большей мере обоснована отсутствием эффективной методики корректировки стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества и технических способов и средств, позволяющих реализовать эту методику. 1.2 Влияние качества электроэнергии на оборудование Несоответствие КЭ ГОСТ 13109-97 оказывает существенное влияние на работу электроприемников (ЭП) и приводит к снижению эффективности систем электроснабжения [55-59,65, 67-69,71]. Согласно [25,27-30,32, 61-63,84,89] несимметричные изменения напряжения возникают из-за несимметричных токов нагрузки, протекающих в элементах системы электроснабжения. Вследствие этого, на выводах электроприемников потребителей появляется несимметричное напряжение. Отклонение напряжения у перегруженной фазы питающего ЭП может во много раз превысить допустимые значения. Помимо изменения напряжения на вводах ЭП, при несимметричном режиме значительно изменяются условия работы как самих ЭП, так и всех элементов электроснабжающей сети, что приводит к значительному снижению надежности работы электрооборудования и системы электроснабжения в целом. 9 У асинхронных двигателей (АД) качественно отличается действие симметричного режима от несимметричного. Сопротивления прямой последовательности АД примерно в 5 раз больше сопротивления обратной последовательности. Поэтому, даже незначительная несимметрия напряжений сети вызывает увеличение токов обратной последовательности, что приводит к дополнительному нагреву ротора и статора двигателя. Все это приводит в итоге к уменьшению мощности двигателя и ускоренному старению изоляции в двигателе. Так же, из-за несимметрии напряжений в синхронных двигателях возникают дополнительные потери активной мощности и нагрев ротора и статора, но так же могут возникнуть опасные вибрации в результате появления знакопеременных тангенциальных сил и вращающих моментов и, пульсирующих с двойной частотой сети [85,91-96,102]. В [86] указано, что при наличии токов нулевой и обратной последовательности происходит увеличение суммарных токов в различных элементах сети, а это, в свою очередь, приводит к резкому увеличению суммарных потерь мощности в сети. Так же увеличение суммарных токов в различных элементах сети может быть недопустимо с точки зрения нагрева. Сильный нагрев нулевого проводника могут вызвать значительные токи нулевой последовательности, протекающие через нулевой проводник недостаточного сечения. Известны случаи возникновения пожаров в помещениях при перегреве нулевых проводников, сечение которых составляло 25 мм2 или 50 % фазного провода. При неоднократном протекании токов нулевой последовательности через заземляющие элементы, происходит «высушивание», а так же увеличение сопротивления заземления. Это приводит к отрицательному воздействию на работу различных видов блокировок и систем релейной защиты. Несимметрия напряжения значительно снижает срок службы многофазных вентильных выпрямителей, при этом ухудшаются условия работы систем импульсно-фазового управления тиристорных преобразователей из-за увеличения пульсации выпрямленного напряжения. При наличии несимметрии напряжения конденсаторные установки неравномерно загружаются, что уменьшает их установленную мощность. В тоже время увеличивается уже существующая несимметрия напряжения, так как подача реактивной мощности в сеть в фазе с наименьшим напряжением будет меньше, чем в остальных фазах [81,86]. Симметрирование нагрузки приводит к резкому сокращению потерь мощности, а, соответственно, и потерь энергии в питающих электрических сетях. Равномерное распределение нагрузки на три фазы снижает потери электроэнергии в 6 раз по сравнению с подключением этой же нагрузки к одной фазе [81]. Несимметричная нагрузка отрицательно сказывается не только на работе линии, но и на работе трансформатора. Это объясняется тем, что любую несимметричную систему токов можно представить в виде суммы симметричных составляющих прямой и обратной последовательностей. Токи прямой и обратной последовательности сдвинуты в фазах во времени на 120 0, 10 магнитные потоки этих последовательностей в стержнях имеют такой же сдвиг, они замыкаются по магнитопроводу трансформатора. Сумма этих потоков в любой момент времени равна нулю [81,98-100]. Векторы токов нулевой последовательности направлены в одну сторону в каждой фазной обмотке, совпадают по величине и фазе и замыкаются по нулевому проводу [5]. Эти токи в трех стержнях магнитопровода трансформатора со схемой соединения обмоток «звезда с нулем» наводят магнитные потоки нулевой последовательности. От перегрева сокращается срок службы изоляции. Трансформатор с несимметричной нагрузкой по температуре верхних слоев масла не может быть загружен до номинального значения. При этом уменьшается КПД трансформатора. Кроме этого, потоки нулевой последовательности индуктируют в обмотках ЭДС, которые в сумме смещают нейтральную точку фазных напряжений в сети [81]. Автором [86] рассматривается влияние отклонения частоты на работу электрооборудования. Так, на предприятиях, где имеется большое количество технологических линий с непрерывным процессом производства, применяются механизмы с вентиляторным и постоянным моментом сопротивлений. Электрическими приводами этих механизмов являются асинхронные двигатели (АД). Производительность технологического оборудования зависит от частоты вращения АД, а изменение частоты сети пропорционально частоте вращения роторов АД. Наиболее чувствительными к отклонению частоты являются электрические приводы собственных нужд электрических подстанций. Отклонение частоты от нормативных значений приводит к снижению их производительности, а это уменьшает располагаемую мощность генераторов снижением частоты и нарастающей нехваткой активной мощности. Вследствие этого, как показывает мировая практика, может возникнуть так называемая «лавина частоты», следствием которой является отключение потребителей. Отклонение частоты в электрической сети отрицательно влияет на срок службы различного электрического оборудования, содержащего элементы со сталью (реакторы, трансформаторы, электрические машины), вследствие увеличения нагрева стальных сердечников и увеличения тока намагничивания. Также отклонение частоты от нормативных значений отрицательно влияет на работу современных телевизоров, вызывая геометрические и яркостные фоновые искажения телевизионного изображения. Согласно [77-79,86] импульсное напряжение, коэффициент временного перенапряжения, длительность провала напряжения относятся к характеристикам разных электромагнитных помех, возникающих при переходных электромагнитных процессах, которые происходят в системах электроснабжения вследствие попаданий молний в элементы сети, возникновения разных видов коротких замыканий, действий систем автоматики и релейной защиты, коммутаций различного вида электрооборудования, обрывов нулевого провода в сетях 0,38 кВ. Также, импульсное напряжение, длительность провала напряжения могут быть вызваны ошибочными 11 действиями обслуживающего персонала и ложными включениями средств защиты и автоматики. Несомненно, что различные переходные электромагнитные процессы оказывают отрицательное воздействие на любые ЭП. Так, согласно ГОСТ 13109-97, отклонение напряжения более чем на 10 % от номинального значения считается провалом напряжения, тогда при этом отклонении большое количество современных приборов и электрооборудования при возникновении провала напряжения отключается. А то оборудование, которое не отключается продолжает работать в неблагоприятных условиях, может выйти из строя. Импульсные напряжения и перенапряжения оказывают существенное влияние на изоляции любых ЭП. В особо ухудшающихся условиях происходит пробой изоляции и оборудование выходит из строя, что влечет за собой экономический ущерб для потребителя. Согласно [81,86,90] при размахе изменения напряжения и установившемся отклонении напряжения для электрических двигателей, работающих при максимальной нагрузке, отклонение напряжения приводит к уменьшению частоты вращения. Если производительность оборудования зависит от частоты вращения двигателя, то необходимо на выводах такого оборудования поддерживать напряжение не ниже нормативного. При значительном отклонении напряжения на выводах оборудования, работающих при максимальной нагрузке, вращающий момент превышает момент сопротивления механизма, что приводит к «опрокидыванию» электрического двигателя и к его остановке. При этом для сохранения электрического двигателя необходимо отключить его от сети. Также при отклонении напряжения ухудшается условия пуска двигателя, а это, в свою очередь, уменьшает его пусковой момент. От напряжения на выводах двигателя зависит его потребление активной и реактивной мощности. При отклонении напряжения в отрицательное значение на вводах электрического двигателя уменьшается (при снижении напряжения на 1 % реактивная мощность намагничивания снижается на 2-3 %), также происходит увеличение тока двигателя, при δU = -10 % ток двигателя возрастет на 10 % от Iном, что приводит к перегреву изоляции. Если электрический двигатель долго работает при пониженном напряжении, то срок службы его уменьшается из-за ускоренного износа изоляции. Отклонение напряжения приводит к значительному увеличению реактивной мощности, теряемой в реактивных трансформаторах, сопротивлениях рассеяния линий и АД. Увеличение напряжения на выводах электрического двигателя приводит к повышению потребляемой им реактивной мощности. При этом с уменьшением коэффициента загрузки электрического двигателя происходит увеличение удельного потребления реактивной мощности. В среднем, согласно [33], на каждый процент повышения напряжения потребляемая реактивная мощность увеличивается на 3 % и более, что в свою очередь, приводит к увеличению потерь активной мощности в системе электроснабжения. 12 При положительном отклонении напряжения световой поток, световая отдача и мощность лампы накаливания увеличивается, но снижается срок службы лампы и в результате они быстрее выходят из строя. При этом происходит увеличения потребления электроэнергии. Отклонение напряжения, согласно [90], приводит к изменению светового потока и освещенности, что оказывает влияние на утомляемость человека и производительность труда. У люминесцентных ламп при повышении напряжения увеличиваются световой поток и потребляемая мощность, а при снижении напряжения уменьшаются, но не так сильно как у ламп накаливания, поэтому они менее чувствительны к отклонениям напряжения. Пониженное напряжение отрицательно влияет на условия зажигания люминесцентных ламп. Срок службы люминесцентных ламп сокращается при любых отклонениях напряжения. При отклонениях напряжения ±10% от нормативного, срок службы люминесцентных ламп в среднем, согласно [64,90], снижается на 20 – 25%. При увеличении напряжения увеличивается потребляемая реактивная мощность, что является существенным недостатком люминесцентных ламп. Отклонения напряжения отрицательно влияют на качество работы и срок службы бытовой электронной техники (телевизоры, холодильники, компьютерная техника, и т.д.) [70]. Согласно [2,26,31,33,44,82,87,103-107,111,112] высшие гармонические составляющие в токах нелинейных электропотребителей приводят: - Вследствие перегрузки токами третьей гармоники может возникнуть разрушение и перегрев рабочих нулевых проводников кабельных линий. Это связано с тем, что токи фазных проводников значительно меньше, чем токи в нулевых рабочих проводниках, а отключение токовых перегрузок в цепях нулевых проводников не предусмотрены; - Дополнительные потери в трансформаторах возникают при появлении гармоник, генерируемых нелинейной нагрузкой. Соответственно данные потери приводят к значительным потерям электрической энергии и могут быть причиной выхода из строя трансформаторов, вследствие его перегрева; - Ухудшаются условия работы конденсаторных батарей при несинусоидальности тока; - При интенсификации электрического и теплового старения изоляции сокращается срок службы электрооборудования. При увеличении рабочих температур в материалах, имеющих изоляцию, происходят химические реакции, которые приводят к постепенному изменению их механических и изоляционных свойств. С ростом температуры эти процессы ускоряются, что сокращает срок службы электрооборудования. В конденсаторе несинусоидальный ток приводит к его дополнительному нагреву, так как потери в нем энергии пропорциональны частоте (ΔP = U2ωCtgδ). В электрических машинах при возникновении токов нулевой последовательности происходит дополнительное подмагничивание стали, что приводит к дополнительному нагреву сердечников и сокращению срока эксплуатации 13 (магнитопроводы трансформаторов, статоры асинхронных двигателей). Старение изоляции происходит с возникновением так называемых частичных разрядов, которые распространяются всего лишь на часть изоляционного интервала. Рассеяние энергии связано с частичными разрядами, следствием которого являются механическое, химическое и электрическое воздействия на окружающий диэлектрик. В результате происходят частичные дефекты в изоляции, что, в свою очередь, приводит к сокращению срока службы электрооборудования; - При увеличении температуры внутренних элементов пускозащитной аппаратуры происходит её необоснованное срабатывание; - Помехи в телекоммуникационных сетях могут возникать, где телекоммуникаций и силовые проводники расположены относительно близко. При протекании в силовых проводниках высокочастотных кратных трем гармоник, в телекоммуникационных проводниках могут возникать помехи. Магнитные поля высших гармоник обратной и прямой последовательности не в полной мере компенсируют друг друга, в этой связи наибольшее влияние на телекоммуникации оказывают гармоники, кратные 3. Чем ниже порядок гармоники, тем меньше уровень помех, наводимых ими в телекоммуникационных проводниках; - Ускоренное старение изоляции проводов и кабелей. Старение изоляции проводников и кабелей обусловлено протеканием несинусоидального тока, приводящего к увеличению нагрева кабеля вследствие поверхностного эффекта и эффекта близости. Изменение дозы фликера оказывает существенное влияние на зрение человека, вызывающее физиологическую усталость от мерцания (фликера), создаваемого колебаниями светового потока искусственных источников освещения [3]. Исходя из вышеизложенного, несоответствие КЭ нормативным документам приводит к отрицательным экономическим последствиям из-за снижения производительности предприятий, простоя оборудования, недоотпуска продукции, ее порчи, увеличения потерь электрической энергии и другим негативным последствиям. В тоже время требования к качеству электрической энергии постоянно растут в связи с применением современного электрического оборудования и систем автоматизации, чувствительных к КЭ, применяемых в сельскохозяйственном производстве, промышленности и быту [18,21]. 1.3 Анализ способов и средств повышения качества электроэнергии Качество электроэнергии можно повысить, применяя организационные, технические и экономические мероприятия. К организационным мероприятиям относится: 14 соблюдение условий договора между потребителем и энергоснабжающей организацией, направленных на обеспечение качества электроэнергии; - сертификация качества электроэнергии; - структура управления качеством электроэнергии в энергоснабжающей организации [10-12]; - разработка и применение нормативных документов и правил, определяющие нормы КЭ и условия их обеспечения; - и другие. Технические мероприятия, которые необходимо проводить для повышения качества электроэнергии включают в себя следующие этапы: проведение измерений; определение ПКЭ; проведение расчетов режимов; анализ КЭ и определение причин ухудшения КЭ; выбор метода обеспечения КЭ, выбор средства обеспечения КЭ; проведение контроля КЭ и другие. Из технических устройств часто применяются: синхронные компенсаторы, устройства продольной компенсации, симметрирующие устройства, источники бесперебойного питания, конденсаторные батареи, фильтрокомпенсирующие устройства и т.д. Вышеуказанные мероприятия и технические устройства на практике не дают гарантии постоянного и повсеместного обеспечения требуемого уровня качества электроэнергии, так как проводятся эпизодически и на ограниченном числе объектов [101]. Поэтому для обеспечения КЭ необходимо применять технико-экономические мероприятия. Экономические мероприятия включают в себя создание эффективных экономических механизмов стимулирования, как потребителя, так и энергоснабжающею организацию в поддержании и контроле КЭ, на уровне нормативных документов. Для реализации экономического механизма необходимо разработать методику которая позволяет производить корректировку стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества, а так же технические способы и средства, позволяющих реализовать эту методику [7]. Для реализации корректировки стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества должен использоваться прибор учета электроэнергии, обладающий функциональными возможностями [8,9]: - измерение активной электрической энергии по ГОСТ Р 52320, ГОСТ Р 52323 (класс 0,2S); - измерение реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52320, ГОСТ Р 52425; - измерение показателей качества электрической энергии (ПКЭ) по ГОСТ 13109; - измерение дозы фликера по ГОСТ Р 51317.4.15; - учет электрической энергии; - возможность автоматического обновления по каналам связи тарифа на электроэнергию; - архивирование результатов измерения энергии и максимальной мощности за сутки; 15 - архивирование результатов измерения параметров мощности в двух независимых массивах (профилях) с программируемым интервалом измерений; - архивирование результатов измерения ПКЭ, потребленной мощности, хранящиеся не менее 31 суток; - измерение параметров напряжения, тока, мощности; - регистратор результатов измерений ПКЭ, параметров напряжения, силы тока и углов фазовых сдвигов; - корректировки стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества; - передача данных по каналам связи АИИ СКУЭ; - возможность хранения и вывода информации о стоимости потребленной электроэнергии с учетом и без корректировки стоимости потребленной электроэнергии. Схожими функциональными возможностями обладает статистический анализатор качества и учета расхода электроэнергии содержащий токовый входной зажим 1 и входной зажим 2 напряжения, к которым подключены соответствующие входы счетчика 3 электроэнергии (СЭ) со встроенным датчиком импульсов, входной зажим 2 напряжения соединен со входом преобразователя 4 переменного напряжения в постоянное (ППНП), выход которого соединен с информационным входом аналого-цифрового преобразователя 5 (АЦП), информационный выход которого соединен с информационным входом регистра 6, выход которого соединен с группой младших разрядов адресного входа цифрового блока 7 памяти (ЦБП), выход которого соединен с информационным входом счетчика 8 импульсов (СИ), выход которого соединен с информационным входом ЦБП 7, генератор 9 импульсов выборки (ГИВ), выход которого соединен со входом управления записью регистра 6 и с тактовым входом первого D-триггера 10, информационный вход которого объединен с информационным входом второго D-триггера 11 и подключен к шине единичного потенциала, выход СЭ 3 соединен с тактовым входом второго D-триггера 11, вход установки нуля которого подключен к выходу второго элемента И 12, второй вход которого объединен со вторым входом четвертого элемента И 13 и подключен к инверсному выходу SR-триггера 14, прямой выход которого соединен со старшим разрядом адресного входа ЦБП 7 и объединенными вторыми входами третьего 15 и первого 16 элементов И, выход последнего соединен со входом установки нуля первого D-триггера 10, прямой выход которого соединен с первым входом третьего элемента И 15, выход которого соединен с первым входом элемента ИЛИ 17, второй вход которого подключен через четвертый элемент И 13 к прямому выходу второго D-триггера 11, а выход элемента ИЛИ 17 соединен с тактовым входом СИ 8, выход генератора 18 тактовых импульсов (ГТИ) соединен с тактовым входом распределителя 19 импульсов (РИ), выходы которого соединены, соответственно, первый - со входом управления записью СИ 8, второй - с объединенными третьими входами третьего 15 и четвертого 13 элементов и третий - со входом управления записью ЦБП 7 и первыми объединенными входами первого 16 и второго 12 элементов И, четвертый - с тактовым входом SR-триггера 14 [73]. Структурная схема статистического 16 анализатора качества и учета расхода электроэнергии представлена на рисунке 1.1. Рисунок 1.1 – Структурная схема статистического анализатора качества и учета расхода электроэнергии 17 Недостатками данного устройства является то что: - измерения потребленной электроэнергии проводятся только с учетом одного показателя качества электроэнергии - установившееся отклонение напряжения; - корректировка стоимости потребленной электроэнергии осуществляется в двух диапазонах; - в устройстве отсутствует автоматическое обновление по каналам связи тарифа на электроэнергию; - в устройстве отсутствует передача данных по каналам связи АИИ СКУЭ; - в устройстве отсутствует возможность хранения и вывода информации о стоимости потребленной электроэнергии с учетом и без корректировки стоимости потребленной электроэнергии. Аналогичными недостатками обладает и способ измерения расхода электроэнергии, потребляемой от электрической сети, и электронный счетчик электроэнергии [74]. Так же схожими функциональными возможностями обладает счетчик Ресурс-Е4 (номер в Госреестре СИ 39583-08) [9]. Главный его недостаток заключается в том, что он не может производить корректировку стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества, так как не имеет соответствующей функции. Похожими функциональными возможностями обладает устройство для учета электроэнергии. Данное устройство позволяет вводить штрафные санкции в адрес источника ухудшения качества электроэнергии в сетях общего назначения, в том числе и безосновательного отключения потребителей электроэнергии. Устройство автоматически обеспечивает убыточность для поставщика веерных отклонений потребителей без соответствующих оснований [103]. Недостатком вышеуказанного устройства является то, что в нем отсутствует функция передача данных по каналам связи АИИ СКУЭ, которая позволяет более быстро отреагировать на ухудшение качества электроэнергии и принять необходимые решения и выполнить технические действия на корректировку качества электроэнергии. Отсутствует возможность хранения и вывода информации о стоимости потребленной электроэнергии с учетом и без корректировки стоимости потребленной электроэнергии [76]. Проведенный анализ показал, что для эффективного поддержания КЭ необходимы комплексные решения воздействия на элементы системы электроснабжения, находящиеся на балансе потребителя и энергоснабжающей организации. 18 1.4 Постановка задач работы Качество выпускаемой продукции, возникновение новых высокоэффективных предприятий и развитие существующих невозможно без обеспечения их электрической энергией соответствующего качества. КЭ не всегда соответствует нормативным документам, поэтому потребители не всегда получают электроэнергию соответствующего качества. Поставщики и потребители электроэнергии не заинтересованы в поддержании и контроле КЭ. Возросло количество обращений потребителей в энергоснабжающие организации по поводу некачественной электроэнергии. Несоответствие КЭ нормативным документам приводит к экономическому ущербу из-за недоотпуска продукции, ее порчи, снижения производительности предприятий, простоя оборудования, увеличения электрических потерь. Основными причинами несоответствия КЭ требованиям нормативных документов являются [21]: - изношенность основного сетевого оборудования; - значительная (выше нормативной) протяженность электрических сетей; - отсутствие заинтересованности сетевых организаций, а иногда и потребителей, в поддержании и контроле КЭ; - применение оборудования, искажающего КЭ; - отсутствие технических решений, позволяющих объединить функции контроля, управления КЭ и обеспечения заинтересованности в её поддержании; - Несовершенные способы и средства обеспечения КЭ. Несмотря на то, что в Российской Федерации существует большое количество нормативных документов, которые устанавливают требования к КЭ, но на практике они не всегда эффективно работают. Данная проблема в большей мере обоснована отсутствием технико-экономических решений по стимулированию потребителей и энергоснабжающих организаций в поддержании качества электроэнергии на уровне нормативных документов. А так же отсутствие способов управления качеством электроэнергии в зависимости от результатов мониторинга показателей качества электроэнергии. В тоже время требования к качеству электрической энергии постоянно растут в связи с применением современного электрического оборудования и систем автоматизации, чувствительных к КЭ, применяемых в сельскохозяйственном производстве, промышленности и быту. Ущербов, возникающих вследствие некачественной электроэнергии, можно избежать, вводя экономическую заинтересованность, как потребителя, так и энергосистему в поддержании КЭ. Учитывая отмеченные недостатки по поддержанию КЭ на уровне нормативных документов, необходимо выполнить: 19 - оценку фактического КЭ в точках общего присоединения и на границе балансового разграничения между потребителем и энергоснабжающей организацией (статистические исследования по итогам измерений); - разработку алгоритмов и технических средств реализации способа, позволяющего повысить эффективность функционирования систем электроснабжения посредством улучшения КЭ за счет оперативной корректировки стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества; - разработку математической модели системы учета электроэнергии, позволяющей повышать эффективность функционирования систем электроснабжения посредством мониторинга КЭ за счет оперативной корректировки стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества; - разработку и обоснование поправочных коэффициентов к стоимости электроэнергии в зависимости от значения отклонения одного или нескольких ПКЭ от нормативного значения; - разработку способов управления качеством электроэнергии в зависимости от результатов мониторинга показателей качества электроэнергии; - оценку технико-экономической эффективности от внедрения способа позволяющего повышать эффективность функционирования систем электроснабжения посредством мониторинга КЭ за счет оперативной корректировки стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества. 20 2 ОЦЕНКА ФАКТИЧЕСКОГО КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ОРЛОВСКОЙ ОБЛАСТИ 2.1 Оценка фактического качества электроэнергии в точках общего присоединения и на границе балансового разграничения между потребителем и энергоснабжающей организацией в Орловской области Для оценки КЭ на соответствие требованиям ГОСТ 13109 – 97 в Орловской области были произведены измерения в 100 точках балансового разграничения потребителя и энергоснабжающей организации и в 100 точках общего присоединения (ТОП), в зимнее и летнее время. Измерение проводились с помощью измерителей ПКЭ «Ресурс-UF2» №2785,2010 г., №2747,2010 г., №3279,2011 период испытаний одни сутки. Испытания проводились в соответствии с ГОСТ Р 53333-2008 "Контроль качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения". Необходимость измерений ПКЭ в 2-х точках обусловлен тем, что режимы работы в ТОП отличаются от режимов работы потребителя, так как каждый потребитель вносит свой фактический вклад в изменения ПКЭ в ТОП. Контрольные точки, в которых производились измерения ПКЭ представлены на рисунке 2.1 [7]. Рисунок 2.1 – Контрольные точки, в которых производились измерения ПКЭ А1 - А3 – граница балансового разграничения потребителя и энергосистемы; GS1 – автоматический выключатель; Т1 – трансформатор 10/0,4 кВ; М1 – точка общего присоединения Произведена оценка КЭ в ТОП и в точках балансового разграничения потребителя и энергоснабжающей организации. По результатом испытаний была произведена оценка КЭ, а её результаты представлены на рисунке 2.2 и в приложение 1 и 2. Результаты измерений показали, что в 88 точках балансового разграничения потребителя и энергоснабжающей организации и 87 ТОП в нормальном режиме ПКЭ не соответствовали требованиям ГОСТ 13109 – 97. Исходя из свойств электрической энергии, были определены наиболее вероятные виновники искажения КЭ. В 19 ТОП искажения в КЭ вносит энергоснабжающая организация, в 28 точках потребитель и в 40 точках искажения вносят как потребитель, так и энергоснабжающая организация [7]. 21 а ) б ) Рисунок 2.2 – Результаты измерений КЭ в Орловской области: а - в точках балансового разграничения потребителя и энергоснабжающей организации; б - в точке общего присоединения: 1 – Установившееся отклонение напряжения; 2 – Размах изменения напряжения; 3 – Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения; 4 – Коэффициент n-ой гармонической составляющей напряжения; 5 – Коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности; 6 – Коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности; 7 – Отклонение частоты; 8 – Длительность провала напряжения; 9 – Импульсное напряжение; 10 – Коэффициент временного перенапряжения; 11 – Доза фликера В 9 точках балансового разграничения потребителя и энергоснабжающей организации искажения в КЭ вносит энергоснабжающая организация, в 19 точках потребитель и в 60 точках искажения вносят как потребитель, так и энергоснабжающая организация. Большое количество точек, в которых ПКЭ отклонялись от нормативных показателей связано с [7,35]: - неравномерным распределением по фазам нагрузки; 22 - изменением величины генерируемой и (или) потребляемой мощности в энергосистеме; - применением оборудования, искажающего КЭ; - изношенностью основного сетевого оборудования; - значительной (выше нормативной) протяженностью электрических сетей; - отсутствием заинтересованности сетевых организаций, а иногда и потребителей, в поддержании и контроле КЭ. Основные категории потребителей у которых производились измерения: - жилые дома (46 штук); - административные здания (46 штук); - промышленные предприятия (8 штук). Для выше указанных категорий потребителей основными ПКЭ вышедшими за пределы нормируемых величин являются: - жилые дома: размах изменения напряжения (диапазон отклонения составляет -15,6% - +16,5%); установившееся отклонение напряжения (диапазон отклонения составляет -15,4% - +14,6%); коэффициент n-ой гармонической составляющей напряжения (гармоники 3, 6, 8, 12, 14, 15, 16, 18, 20, 21, 22, 24, 26, 27); коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности (диапазон отклонения составляет 2,01 - 4,52); кратковременная доза фликера (диапазон отклонения составляет 1,45 - 5,3); длительная доза фликера (диапазон отклонения составляет 1,1 - 3,9); - административные здания: размах изменения напряжения (диапазон отклонения составляет -7,8% - +15,6%); установившееся отклонение напряжения (диапазон отклонения составляет -7,6% - +14,9%); коэффициент nой гармонической составляющей напряжения (гармоники 3, 6, 8, 10, 12, 14, 15, 16, 18, 20, 21, 22, 24, 26, 27); коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности (диапазон отклонения составляет 2,02 - 5,55); кратковременная доза фликера (диапазон отклонения составляет 1,41 - 5,2); длительная доза фликера (диапазон отклонения составляет 1,5 - 3,5); - промышленные предприятия: размах изменения напряжения (диапазон отклонения составляет -10,6% - +10,8%); установившееся отклонение напряжения (диапазон отклонения составляет -7,2% - +9,4%); коэффициент nой гармонической составляющей напряжения (гармоники 3, 6, 8, 12, 15, 16, 18, 20, 21); коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности (диапазон отклонения составляет 2,05 - 4,36); кратковременная доза фликера (диапазон отклонения составляет 2,5 - 2,65); длительная доза фликера (диапазон отклонения составляет 1,1 - 2,3). С вступлением в силу ГОСТ Р 54149-2010 требования к КЭ изменились [21]. Произведем оценку полученных измерений применительно к новым значениям ПКЭ предусмотренных ГОСТ, но интервал времени испытаний оставим прежним. Результаты оценки КЭ представлены на рисунок 2.3. По результатам оценки видно, что в 81(уменьшение на 7) точках балансового разграничения потребителя и энергоснабжающей организации и 70(уменьшение на 17) ТОП в нормальном режиме ПКЭ не соответствовали 23 требованиям ГОСТ Р 54149-2010. Исходя из свойств электрической энергии, были определены наиболее вероятные виновники искажения КЭ. В 2 ТОП искажения в КЭ вносит энергоснабжающая организация, в 66 точках потребитель и в 2 точках искажения вносят как потребитель, так и энергоснабжающая организация. В 2 точках балансового разграничения потребителя и энергоснабжающей организации искажения в КЭ вносит энергоснабжающая организация, в 67 точках потребитель и в 12 точках искажения вносят как потребитель, так и энергоснабжающая организация. а) б) Рисунок 2.3 – Результаты измерений КЭ в Орловской области согласно ГОСТ Р 54149-2010: а – в точках балансового разграничения потребителя и энергоснабжающей организации; б – в точке общего присоединения Для разработки поправочных коэффициентов к стоимости потребленной электроэнергии результаты испытаний КЭ разобьем на 3 уровня. Полученные результаты представлены в приложении 4. Проведенные статистические исследования показали, что более чем у 90% потребителей КЭ выходит за пределы, предусмотренные требованиями нормативных документов. А так же со вступлением в действие ГОСТ Р 54149-2010 снижается уровень ответственности энергоснабжающей организации за КЭ. Все это подчеркивает 24 актуальность создания механизма стимулирования потребителей энергоснабжающих организаций в части поддержания КЭ [7]. и 2.2 Статистическая обработка результатов измерения качества электроэнергии Решение задачи обеспечения качества электроэнергии (КЭ) требует создания эффективной методики корректировки стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества и технических способов и средств, позволяющих реализовать эту методику. Авторами разработана токая методика [7,19]. Корректировку стоимости потребленной электроэнергии в предложенной методике предполагается осуществлять с помощью поправочных коэффициентов. Для их технико-экономического обоснования необходимо знать статистические характеристики показателей качества электроэнергии [23]. Для оценки КЭ были произведены замеры ПКЭ в 100 точках балансового разграничения потребителя и энергоснабжающей организации и в 100 точках общего присоединения (ТОП) Орловской области. Анализ ПКЭ проводился на соответствие требованиям ГОСТ 13109 – 97. Результаты измерений показали, что в 88 точках балансового разграничения потребителя и энергоснабжающей организации и 87 ТОП в нормальном режиме ПКЭ не соответствовали требованиям ГОСТ 13109 – 97. Исходя из свойств электрической энергии, были определены наиболее вероятные виновники искажения КЭ. В 19 ТОП искажения в КЭ вносит энергоснабжающая организация, в 28 точках потребитель и в 40 точках искажения вносят как потребитель, так и энергоснабжающая организация. В 9 точках балансового разграничения потребителя и энергоснабжающей организации искажения в КЭ вносит энергоснабжающая организация, в 19 точках потребитель и в 60 точках искажения вносят как потребитель, так и энергоснабжающая организация. Статистические характеристики ПКЭ определим применяя вероятностностатистический метод. Это связано, прежде всего, со случайным характером изменения ПКЭ. Для этого задаем интервалы изменения ПКЭ и определяем количество отклонений ПКЭ в заданном интервале. Интервалы изменения определяем для трех ПКЭ (размах изменения напряжения (отдельно для фаз А,В,С), установившееся отклонение напряжения (отдельно для фаз А,В,С), коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности), так как количество выходов остальных ПКЭ за нормы, предусмотренные требованиями ГОСТ 13109-97 было незначительно. Вероятность выхода ПКЭ за приделы нормы, определяем по формуле [16,17,54,60]: Р(кi )= m 100% , n 25 (2.1) где Р(ki) – вероятность появления ki-го значения ПКЭ; m – появление значения ki ПКЭ в интервале; n – количество измерений; ki – случай когда m входит в заданный интервал ki1<ki≤ki2. Интервалы изменения, количество отклонений ПКЭ в заданном интервале, а так же результаты произведенных расчетов представлены в приложении 5. Распределение значений ПКЭ характеризуется функцией распределения. На основании полученных данных были построены функции распределения для всех исследуемых ПКЭ. Графическое изображение фактических измерений и теоретические функции распределения ПКЭ «Размах изменения напряжения» представлены на рисунках 2.4 и 2.5. Построенные функции распределения для остальных ПКЭ представлены в приложении 3. Из приведенной выборки определяем значения математического ожидания и среднеквадратического отклонения ПКЭ. Математическое ожидание определяем по формуле [38,39,60]: МX= Xi Pi , (2.2) i где Хi – усредненный интервал изменения ПКЭ; Рi – количество отклонений ПКЭ входящие в интервал изменения. Для ПКЭ «коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности» математическое ожидание определяем [60]: МX= K 0Ui PK i . (2.3) 0Ui Среднеквадратическое отклонение определяется по формуле [60]: σ x = DX = (Xi -MX)2 Pi . (2.4) i Для ПКЭ «коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности» среднеквадратическое отклонение определяем: σ xК0U = (K 0Ui -MX)2 PK0Ui . (2.5) i Произведем расчет числовых характеристик для всех исследуемых ПКЭ, полученные результаты сведем в таблицу 2.1 и 2.2. 26 Рисунок 2.4 – Функция распределения фазы А ПКЭ «Размах изменения напряжения» в ТОП Рисунок 2.5 – Функция распределения фазы А ПКЭ «Размах изменения напряжения» в точках балансового разграничения потребителя и энергоснабжающей организации 27 Таблица 2.1 – Числовые характеристики ПКЭ в ТОП ПКЭ Коэффициент несимметрии напряжений по нуевой последовательности (К0U) Размах изменения напряжения (∆Ut) Установившееся отклонение напряжения (∆U) МХ σх 6,61 4,49 Фаза А Фаза В Фаза С Фаза А Фаза В Фаза С 5,24 5,58 5,7 1,6 1,97 1,94 Фаза А Фаза В Фаза С Фаза А Фаза В Фаза С 4,84 4,995 5,26 1, 35 1,92 1,88 Таблица 2.2 – Числовые характеристики ПКЭ в точках балансового разграничения потребителя и энергоснабжающей организации ПКЭ Коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности (К0U) Размах изменения напряжения (∆Ut) Установившееся отклонение напряжения (∆U) МХ σх 5,64 3,4 Фаза А Фаза В Фаза С Фаза А Фаза В Фаза С 6,4 6,595 6,615 2,67 2,79 2,77 Фаза А Фаза В Фаза С Фаза А Фаза В Фаза С 5,725 5,815 5,965 2,51 2,72 2,54 В результате расчетов определены наиболее вероятные отклонения ПКЭ от уровня, установленного ГОСТ 13109-97. Приведенные статистические характеристики ПКЭ приняты для технико-экономического анализа разработанной методики. 28 3 МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ СТОИМОСТИ ПОТРЕБЛЕННОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ЕЁ КАЧЕСТВА 3.1 Корректировка стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества Сложившиеся ситуация с качеством электроэнергии связана как с замедленными темпами восстановления электросетевого хозяйства, так и с недостаточностью финансирования инвестиционных программ энергоснабжающих компаний, а так же за счет отсутствия эффективного экономического механизма стимулирования как потребителя, так и энергоснабжающей организации в поддержании и контроле КЭ на уровне нормативных документов [7,108]. Со вступлением в действие ГОСТ Р 541492010 снижается уровень ответственности энергоснабжающей организации за КЭ. С другой стороны в ГОСТ Р 54149-2010 увеличены допустимые интервалы отклонения ПКЭ и время их отклонения, что будет способствовать снижению уровня КЭ в системах электроснабжения, тем самым снижая энергоэффективность как потребителей так и энергоснабжающих организаций. В свою очередь, это повлечет за собой негативные изменения в процессах проектирования и эксплуатации (выбор заниженного сечения проводов линий электропередач, рост потерь электроэнергии). Переход на новый стандарт приведёт к необходимости приобретения электротехническим лабораториям новых приборов и в большем количестве для измерения КЭ, дополнительного обучения специалистов, и всё это потребует значительных затрат времени и средств. Поддержание КЭ на уровне нормативных документов требует дополнительных капитальных вложений [108]. На это обе стороны идут не охотно, не имея эффективной, утвержденной методики корректировки стоимости электроэнергии в зависимости от её качества и технических средств, позволяющих корректировать стоимость электроэнергии в on-line режиме [7]. Использование существовавшей системы скидок и надбавок не давала гарантии постоянного и повсеместного обеспечения требуемого уровня КЭ, так как применялась эпизоодически и на ограниченном числе объектов. Поэтому проблема обеспечения КЭ в большей мере обоснована отсутствием эффективной методики корректировки стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества и технических способов и средств, позволяющих реализовать эту методику [3,45,48,83]. Авторами разработана методика корректировки стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества, проиллюстрированный блоксхемой (рисунок 3.1). Предполагается выполнять корректировку стоимости электроэнергии на границе балансового разграничения между потребителем и энергосистемой. Соответствующая функция должна быть встроена в счетчик электроэнергии [7,19-22]. 29 Рисунок 3.1 – Блок–схема функционального блока определения стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества [7,21] Разработанная методика является технико-экономическим механизмом стимулирования как потребителей, так и поставщиков электроэнергии в части поддержания КЭ. Экономическая часть механизма заключается в следующем: если искажения в КЭ вносит потребитель, то он будет вынужден платить за электрическую энергию по более высокой цене, если же электрическая энергия, поступающая потребителю не соответствует нормативным документам по вине энергоснабжающей организации, то потребитель платит меньше [7]. Стоимость потребленной электроэнергии с учетом корректировки в методике предлагается определять [7,21] по формуле 3.1: СПЭЭ =Т ИСХ К П К ПЭЭ , (3.1) где Спээ – стоимость потребленной электроэнергии, руб.; Тисх – исходный тариф на электроэнергию, руб.; Кп – поправочный коэффициент; Кпээ – количество потребленной электроэнергии, кВт∙ч; Если искажения в качество электроэнергии вносят как потребитель, так и энергоснабжающая организация одновременно, тогда [7,19]: СПЭЭ =Т ИСХ ( К ПЭС +К ПЭП ) К ПЭЭ , 2 где КПЭС – поправочный коэффициент для энергоснабжающей организации; КПЭП – поправочный коэффициент для потребителя. 30 (3.2) В том случаи, если ПКЭ отклонялись от величины, установленной нормативными документами на определенное время, а потом вернулись в установленные нормативными документами пределы, тогда [7,19] tn СПЭЭ =Т ИСХ К Пn Р dt , t0 (3.3) где КП – n-й поправочный коэффициент для определенного уровня отклонения ПКЭ в определенный момент времени и определенного ПКЭ; Р – потребленная мощность в определенный момент времени, кВт. n m K iПЭС + К Пn = n где Ki K jПЭП i=1 , j=1 n+m (3.4) - сумма поправочных коэффициентов для энергоснабжающей i=1 организации; m K j - сумма поправочных коэффициентов для потребителя; j=1 n – количество значений Кi; m - количество значений Кj. К ПЭС = n Ki ; (3.5) i=1 К ПЭП = m Kj . (3.6) j=1 Поправочные коэффициенты разработаны для всех показателей КЭ [7] и представлены в таблице 3.1. Таким образом, разработанная методика позволяет производить корректировку стоимости потребленной электрической энергии, в зависимости от качества потребленной электрической энергии и источника искажения [7,19]. В реальности изменения значений ПКЭ происходят постоянно, что в прочем не влияет на использовании методики, которая позволяет производить корректировку стоимости электроэнергии в Online режиме с учетом всех изменений. Для определения виновника искажения качества электроэнергии следует определять фактический вклад в изменение ПКЭ как потребителя, так и энергоснабжающей организации. Анализ известных подходов к определению фактического вклада позволил авторам исследований, проведенных в 31 [41,52,54,66,88] разработать метод определения фактического вклада по результатам измерения. Этот метод и будет применяться при определении виновника искажения качества электроэнергии. Покажем пример предложенной методики применительно к полученным статистическим исследованиям КЭ Орловской области, по результатам испытаний произведем расчет стоимости потребленной за сутки электроэнергии, при ТИСХ = 2,7 руб за 1кВт ч, без учета и с учетом поправочных коэффициентов для всех измерений. Расчет стоимости электрической энергии производился для значений ПКЭ предусмотренных ГОСТ 13109 – 97 и ГОСТ Р 54149-2010. По полученным результатам были построены гистограммы для 21 точки, представленные на гистограмме 1 и 2. В соответствии с результатами расчетов без учета поправочных коэффициентов в 100 ТОП стоимость потребленной за сутки электроэнергии составила 703,8 тыс. руб., с учетом поправочных коэффициентов стоимость потребленной за сутки электроэнергии составила 788,5 тыс. руб. Из этого следует, что дополнительная оплата за электроэнергию составляет 84,7 тыс. руб. В 100 точках балансового разграничения потребителя стоимость потребленной за сутки электроэнергии составила 13,9 тыс. руб., с учетом поправочных коэффициентов стоимость потребленной за сутки электроэнергии составила 14,8 тыс. руб. Дополнительная оплата за электроэнергию составляет 0,9 тыс руб [22]. Предложенная авторами методика корректировки стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества позволяет реализовывать экономический механизм стимулирования как потребителей, так и энергоснабжающих организаций в части поддержания КЭ на уровне нормативных документов. Техническая реализация методики осуществляется с использованием счетчиков электроэнергии, имеющих блок контроля ПКЭ. Оценка стоимости электроэнергии с учетом предложенной методики показывает, что в большинстве случаев стоимость электроэнергии возрастает для потребителей. С учетом применения ГОСТ Р 54149-2010 доля случаев, в которых дополнительные затраты несет энергоснабжающая организация, значительно снижается [7,22]. 32 33 8. Коэффициент временного перенапряжения 9. Коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности 7. Импульсное напряжение 0,8/1,2 0,8/1,2 1 - Uп.среднестат., 0,1 - 1мкс 1 - 4% 0,8/1,2 1 - 30с 0,8/1,2 0,8/1,2 1 - 4% 1с - 20с, 1,47 - 1,31 0,8/1,2 0,8/1,2 0,8/1,2 0,8/1,2 0,8/1,2 0,8/1,2 0,8/1,2 1 - 12 1-8 1-6 0,1 - 1,38 0,1 - 1 +-5 - +-10% 2. Размах изменения напряжения 3. Доза фликера : -кратковременная доза фликера; - длительная доза фликера 4. Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения: - 0,38 кВ - 6-20 кВ - 35 кВ 5. Коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности 6. Длительность провала напряжения +-5 - +-10% 1.Установившееся отклонение напряжения 1 Вид искажения 4% - 8% 20с - 60с, 1,31 - 1,15 >Uп.среднестат., 1 - 10мкс 30с - 60с 4% - 8% 12 - 22 8 - 16 6 - 12 1,38 - 2,38 1-2 +-10% +-15% +-10% +-15% 0,5/1,5 0,5/1,5 0,5/1,5 0,5/1,5 0,5/1,5 0,5/1,5 0,5/1,5 0,5/1,5 0,5/1,5 0,5/1,5 0,5/1,5 0,5/+1,5 >8% >60с <1,15 >Uп.среднестат., >10мкс >60с >8% >22 >16 >12 >2,38 >2 >+-15% >+-15% 0/2 0/2 0/2 0/2 0/2 0/2 0/2 0/2 0/2 0/2 0/2 0/2 1 уровень 2 уровень 3 уровень Коэффициент Кп, Коэффициент Кп, Коэффициент Кп, Отклонение Отклонение Отклонение от при источнике при источнике при источнике от норматива от норматива норматива искажений ЭС/ЭП искажений ЭС/ЭП искажений ЭС/ЭП 2 3 4 5 6 7 Таблица 3.1 – Виды, уровни искажения ПКЭ и соответствующие повышающие (понижающие) коэффициенты 34 1 10. Коэффициент n-ой гармонической составляющей напряжения: А)Нечетные гармоники, не кратные 3: 5 (0,38 кВ) 5 (6-20 кВ) 5 (35 кВ) 7 (0,38 кВ) 7 (6-20 кВ) 7 (35 кВ) 11 (0,38 кВ) 11 (6-20 кВ) 11 (35 кВ) 13 (0,38 кВ) 13 (6-20 кВ) 13 (35 кВ) 17 (0,38 кВ) 17 (6-20 кВ) 17 (35 кВ) 19 (0,38 кВ) 19 (6-20 кВ) 19 (35 кВ) 23 (0,38 кВ) Продолжение таблицы 3.1 3 0,8/1,2 0,8/1,2 0,8/1,2 0,8/1,2 0,8/1,2 0,8/1,2 0,8/1,2 0,8/1,2 0,8/1,2 0,8/1,2 0,8/1,2 0,8/1,2 0,8/1,2 0,8/1,2 0,8/1,2 0,8/1,2 0,8/1,2 0,8/1,2 0,8/1,2 2 6 - 12 4-8 3-6 5 - 10 3-6 2,5 - 5 3,5 - 7 2-4 2-4 3-6 2-4 1,5 - 3 2-4 1,5 - 3 1-2 1,5 - 3 1-2 1-2 1,5 - 3 12 - 24 8 - 12 6-9 10 - 15 6-9 5 - 7,5 7 - 10,5 4-6 4-6 6-9 4-6 3 - 4,5 4-6 3 - 4,5 2-4 3 - 4,5 2-4 2-4 3 - 4,5 4 0,5/1,5 0,5/1,5 0,5/1,5 0,5/1,5 0,5/1,5 0,5/1,5 0,5/1,5 0,5/1,5 0,5/1,5 0,5/1,5 0,5/1,5 0,5/1,5 0,5/1,5 0,5/1,5 0,5/1,5 0,5/1,5 0,5/1,5 0,5/1,5 0,5/1,5 5 >24 >12 >9 >15 >9 >7,5 >10,5 >6 >6 >9 >6 >4,5 >6 >4,5 >4 >4,5 >4 >4 >4,5 6 0/2 0/2 0/2 0/2 0/2 0/2 0/2 0/2 0/2 0/2 0/2 0/2 0/2 0/2 0/2 0/2 0/2 0/2 0/2 7 35 11. Отклонение частоты 1 23 (6-20 кВ) 23 (35 кВ) 25 (0,38 кВ) Б)Нечетные гармоники, кратные 3: 3 (0,38 кВ) 3 (6-20 кВ) 3 (35 кВ) 9 (0,38 кВ) 9 (6-20 кВ) 9 (35 кВ) 15 (0,38 кВ) 15 (6-20 кВ) 21 (0,38 кВ) Окончание таблицы 3.1 3 0,8/1,2 0,8/1,2 0,8/1,2 0,8/1,2 0,8/1,2 0,8/1,2 0,8/1,2 0,8/1,2 0,8/1,2 0,8/1,2 0,8/1,2 0,8/1,2 0,8/1,2 2 1-2 1-2 1,5 - 3 5 - 10 3-6 3-6 1,5 - 3 1-2 1-2 0,3 - 0,6 0,3 - 0,6 0,2 - 0,4 -+0,1 - +-0,4 Гц 10 - 15 6-9 6-9 3 - 4,5 2-4 2-4 0,6 - 0,9 0,6 - 0,9 0,4 - 0,6 +-0,4 Гц – +-0,8Гц 4 2-4 2-4 3 - 4,5 0,5/1,5 0,5/1,5 0,5/1,5 0,5/1,5 0,5/1,5 0,5/1,5 0,5/1,5 0,5/1,5 0,5/1,5 0,5/1,5 5 0,5/1,5 0,5/1,5 0,5/1,5 >15 >9 >9 >4,5 >4 >4 >0,9 >0,9 >0,6 >+-0,8Гц 6 >4 >4 >4,5 0/2 0/2 0/2 0/2 0/2 0/2 0/2 0/2 0/2 0/2 7 0/2 0/2 0/2 36 0 50 100 150 200 250 300 № потребителя 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 Стоимость потребленной электроэнергии с учетом поправочных коэффициентов, руб. Стоимость потребленной электроэнергии без учета поправочных коэффициентов, руб. Гистограмма 1 – Стоимость потребленной электроэнергии без учета и с учетом поправочных коэффициентов для потребителя (согласно ГОСТ 13109 – 97) Стоимость потребленной электроэнергии, руб./сутки 37 0 50 100 150 200 250 300 № потребителя 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 Стоимость потребленной электроэнергии с учетом поправочных коэффициентов, руб. Стоимость потребленной электроэнергии без учета поправочных коэффициентов, руб. Гистограмма 2 – Стоимость потребленной электроэнергии без учета и с учетом поправочных коэффициентов для потребителя (согласно ГОСТ Р 54149-2010) Стоимость потребленной электроэнергии, руб./сутки 3.2 Экспертная оценка поправочных коэффициентов к стоимости потребленной электроэнергии Могут быть применены несколько вариантов обоснования поправочных коэффициентов, одним из которых является метод экспертных оценок. Для обоснования поправочных коэффициентов были сформированы опросные листы, которые предлагались специалистам предприятий - потребителей электроэнергии и энергокомпаний, имеющим стаж работы не менее пяти лет. Всего было опрошено 40 специалистов [19]. В соответствии с методикой диапазон переменной разбивался на 5 интервалов, каждому из которых должен быть присвоен экспертом определенный балл. Экспертами присваивался балл от 0 до 10 по каждому предлагаемому поправочному коэффициенту. В случае равнозначных, по мнению экспертов, интервалов времени они могут быть оценены равным количеством баллов. С помощью коэффициента конкордации определялась степень согласования экспертных оценок с использованием формулы Кендалла [4]: W= 12S , m ×(n 3 -n) (3.7) 2 где S - сумма квадратов разностей между средней арифметической всех оценок N и суммой оценок, данных всеми экспертами i-му интервалу поправочного m коэффициента ( Nij ); i=1 m - число экспертов, подвергшихся опросу; n - количество интервалов поправочных коэффициентов в опросном листе; Nij - оценка, данная j-м экспертом i-му интервалу поправочного коэффициента. Средняя арифметическая всех оценок определялась в соответствии ci известным выражением: n m Nij N= i=1 j=1 n . (3.8) N ij -N) 2 . (3.9) А сумма квадратов разностей по формуле: n m S= ( i=1 j=1 Так как в опросных листах указываются интервалы поправочных коэффициентов, то для определения математического ожидания на каждом предложенном интервале были выбраны фиксированные точки. Эти точки 38 соответствуют серединам интервалов. Математическое ожидание определялось по выражению [4]: n m (t Ci × M(t)= i=1 Nij ) j=1 n m , (3.10) Nij i=1 j=1 где М (t) - математическое ожидание поправочного коэффициента при различных интервалах изменения показателя качества электроэнергии; tci- значение поправочного коэффициента середины.i-го интервала. По результатам опроса экспертов была составлена таблица (приложение 6), представленная на примере показателя качества «Размах изменения напряжения». Выполнены расчеты коэффициента конкордации и математического ожидания для остальных показателей качества электроэнергии представлены в таблице 3.2. Распределение оценок экспертов, данных соответствующему интервалу поправочного коэффициента для различных диапазонов изменения ПКЭ «Размах изменения напряжения», представлены на рисунках 3.2 -3.4. Таблица 3.2 – Результаты расчетов коэффициента конкордации математического ожидания для поправочных коэффициентов. Отклонение от норматива 1 Отклонение от норматива Отклонение от норматива 2 3 Размах изменения напряжения +-5 - +-10% +-10% - +-15% >+-15% M(tпр) =0,646 M(tпр) =0,487 M(tпр) =0,296 W = 2,837 W = 3,471 W = 3,371 Установившееся отклонение напряжения +-5 - +-10% +-10% - +-15% >+-15% M(tпр) =0,643 M(tпр) = 0,492 M(tпр) = 0,355 W = 3,129 W = 3,436 W = 3,669 Кратковременная доза фликера 0,1 - 1,4 1,38 - 2,38 >2,38 M(tпр) = 0,623 M(tпр) = 0,608 M(tпр) = 0,349 W = 0,65 W = 0,487 W = 0,4118 Длительная доза фликера 0,1 - 1 1-2 >2 M(tпр) =0,648 M(tпр) = 0,495 M(tпр) =0,366 W = 3,889 W = 3,909 W = 3,276 Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения 0,38 кВ 1 - 12 12 - 22 >22 M(tпр) =0,647 M(tпр) =0,488 M(tпр) =0,357 W = 3,411 W = 4,152 W = 3,741 Коэффициент n-ой гармонической составляющей напряжения гармоника 3 1-5 5 - 10 >10 M(tпр) =0,612 M(tпр) = 0,483 M(tпр) =0,356 W = 3,208 W = 3,625 W = 3,855 39 и Продолжение таблицы 3.2 1 2 3 Коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности 1 - 4% 4% - 8% >8% M(tпр) =0,638 M(tпр) = 0,488 M(tпр) =0,317 W = 2,87 W = 4,118 W = 5,615 Коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности 1 - 4% 4% - 8% >8% M(tпр) =0,649 M(tпр) = 0,491 M(tпр) =0,36 W = 3,107 W = 3,782 W = 3,126 Отклонение частоты -+0,1 Гц - +-0,4 Гц +-0,4 Гц - +-0,8Гц >+-0,8Гц M(tпр) = 0,643 M(tпр) = 0,490 M(tпр) =0,364 W = 2,912 W = 4,127 W = 3,405 Длительность провала напряжения 1 - 30с 30с - 60с >60с M(tпр) = 0,636 M(tпр) = 0,508 M(tпр) =0,358 W = 3,022 W = 3,733 W = 3,468 Импульсное напряжение 1 - Uп.ср.ст , 0,1мкс - 1мкс >U п.ср.ст, 1 мкс - 10мкс >U п.ср.ст , >10мкс M(tпр) =0,651 M(tпр) = 0,491 M(tпр) =0, 362 W = 3,167 W = 2,977 W = 3,262 Коэффициент временного перенапряжения 1с - 20с, 1,47 - 1,31 20с - 60с, 1,31 - 1,15 >60с, <1,15 M(tпр) = 0,652 M(tпр) = 0,488 M(tпр) = 0,368 W = 2,981 W = 3,695 W = 3,043 Из полученных распределений следует, что разработанные авторами поправочные коэффициенты подтверждаются экспертами. Рисунок 3.2 – Гистограмма распределения оценок экспертов вероятности применения поправочного коэффициента при размахе изменения напряжения в пределах +-5% - +-10% 40 Рисунок 3.3 – Гистограмма распределения оценок экспертов вероятности применения поправочного коэффициента при размахе изменения напряжения в пределах +-10% - +-15% Рисунок 3.4 – Гистограмма распределения оценок экспертов вероятности применения поправочного коэффициента при размахе изменения напряжения в пределах >+-15% 3.3 Определение фактического вклада в качество электроэнергии Для определения стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества, необходимо определить виновника искажения КЭ, а так же его 41 фактический вклад в изменение КЭ [37]. Анализ известных подходов к определению фактического вклада позволил авторам исследований, проведенных в [54,66,88] разработать метод определения фактического вклада по результатам измерения. Достоинство этого метода состоит в том, что он позволяет учесть фактический эффект суммирования помех и оценить вклад, вносимый в изменения КЭ как потребителя, так и энергоснабжающей организации по результатам измерений в одной точке. Данный метод и будет использоваться при определении виновника искажения качества электроэнергии. В [54,66,88] представлена схема замещения системы электроснабжения, состоящая из подсистем S1 и S2, представленной на рисунке 3.5. Такая схема замещения наиболее объективно отражает отношения между энергоснабжающей организацией и потребителем. При этом за фактический вклад по напряжению подсистемы S1 следует принимать напряжение на параллельно соединенных входных сопротивлениях обеих подсистем, создаваемое источником тока JS1 подсистемы S1: US1 = JS1 ZS1ZS2 . ZS1 +ZS2 (3.11) а вклад по напряжению подсистемы S2, создаваемый током JS2: US2 = JS2 ZS1ZS2 . ZS1 +ZS2 (3.12) Согласно рисунку 3.5 JS1 и JS2 - источники искажения n-х гармонических составляющих тока подсистемами S1 и S2; Zsl и ZS2 - входные сопротивления подсистем по отношению к рассматриваемому виду искажения; I∑ и U∑ измеряемые ток и напряжение искажения в точке контроля [54]. Так как значения токов рассредоточенных в системе источников искажения неизвестны, не могут быть измерены и зависят от режима их работы, вклады по напряжению определяются из соотношений [54]: US1 = Uа ZS1ZS2 ZS2 +I а =(Uа +ZS1 I а ) ; ZS1 ZS1 +ZS2 ZS1 +ZS2 (3.13) US2 = Uа ZS1ZS2 ZS1 +I а =(Uа +ZS2 I а ) , ZS2 ZS1 +ZS2 ZS1 +ZS2 (3.14) где U∑ и I∑ - напряжение и ток искажения, измеряемые в точке общего присоединения (зажимы а и b на рисунке 3.5) [54]. 42 Сопротивления ZS1 и ZS2 определяются по отношению приращений ∆ U∑i и I∑I как Z= ΔU аi , измеренных с шагом ∆t. При этом U∑ = US1+US2, т.е. напряжение Δ I аi искажения, контролируемое в точке присоединения, равно сумме вкладов по напряжению, создаваемых обеими подсистемами. Также фактический вклад определяется по мощности и току [54]. Фактический вклад по току возможно графически представить, пользуясь схемами замещения. В схеме на рисунке 3.6а источником искажения является подсистема S1. Под действием напряжения ток в сопротивлении ZS2 подсистемы S2 будет вкладом по току подсистемы S1. Аналогично для схемы 2 (рисунок 3.6б) ток в сопротивлении ZS1 подсистемы S1 под действием напряжения, создаваемого источником тока JS2 на параллельных сопротивлениях ZS1 и ZS2, будет вкладом подсистемы S2 по току [55]. Рисунок 3.5 – Схема замещения двух подсистем [54] Значения вкладов по току можно найти из выражений [54]: IS1 = IS2 = US1 Uа +ZS1 I а = ; ZS2 ZS1 +ZS2 US2 U а +ZS2 I а = . ZS1 ZS1 +ZS2 (3.15) (3.16) При этом ток, измеряемый в общей ветви, равен разности вкладов по току: I∑= J′S1 - J′S2 [54]. Здесь необходимо подчеркнуть, что ток искажения I∑, измеряемый в линии, не является искомым фактическим вкладом по току. Как видно из приведенных выше выражений для J′S1 и J′S2, вклады по току 43 определяются совокупностью параметров и режимов работы всех элементов системы электроснабжения. Таким образом, фактический вклад по току не может быть определен непосредственно по показаниям средств измерения, а должен быть рассчитан на основе этих показаний [54]. При известных вкладах по току и напряжению вклад по мощности можно найти по выражениям [54]: SS1 =U а I S1 ; (3.17) SS2 =U а I S2 . (3.18) где U∑ - вектор напряжения искажения в точке общего присоединения; I'S1 - комплексно-сопряженный вектор вклада по току подсистемы S 1 ; I 'S2 - комплексно-сопряженный вектор вклада по току подсистемы S2 а) б) Рисунок 3.6 – Схема замещения для расчета вкладов по току [54]: а – действует только источник искажения подсистемы S1; б –действует только источник искажения подсистемы S2 Оценка доминирующего влияния. Уровень помех в точке контроля изменяется во времени в зависимости от соотношения вкладов подсистем. При 44 этом преобладающее влияние на ПКЭ в точке контроля может иметь как одна подсистема, так и другая. Доминирующий вклад может быть оценен по коэффициенту корреляции р между контролируемыми напряжением искажения и мощностью нагрузки U(n), потребляемой подсистемой. Коэффициент корреляции показывает степень тесноты линейной статистической связи между случайными величинами. Например, коэффициент корреляции р между n-й 2 2 гармоникой напряжения U(n) и полной мощностью нагрузки S(1) = P(1) +Q(1) определяется по суточным измерениям [54]: m p(S(1) ,U(n) ) = 1 (S1i -MS1 )(U (n)i -M U(n) ) m i=1 σS(1) σ U(n) , (3.19) где S ( 1 ) i и U( n )i - мощность и напряжение, измеряемые на заданном интервале; MS(1) и MU(n) - математическое ожидание мощности нагрузки и напряжения n-й гармоники: M U(n)i = MS(1)i = 1 m 1 m m U (n)i ; (3.20) S(1)i , (3.21) i=1 m i=1 где σS(1) и σU(n) - среднеквадратические отклонения этих же параметров: σ U(n) = σS(n) = 1 m 1 m m (U(n)i -U(n) )2 ; (3.22) i=1 m (S(1)i -S(1) )2 (3.23) i=1 Известно согласно [54], что коэффициент корреляции может изменяться в диапазоне -1<р<1. Рассмотрим три случая: p → 1, наблюдается прямая зависимость между напряжением искажения и изменением нагрузки потребителя, т.е. при изменении нагрузки у потребителя в большую сторону происходит увеличения уровня искажения напряжения; p → -1, при увеличении нагрузки в контрольной точке уровень напряжения искажения снижается, т.е. оказывается компенсирующее влияние нагрузкой на КЭ, тем самым улучшая его; 45 р → 0, не наблюдается зависимость между рассматриваемыми параметрами, что может быть вызвано либо отсутствием такой зависимости, либо незначительными изменениями одного из параметров. Наличие взаимосвязи между мощностью нагрузки и напряжением искажения иллюстрирует диаграмма [97], каждая точка которой получена по результатам измерений S ( 1 ) и U( n ) в точке общего присоединения. Например, если результаты измерений расположены так, как показано на рисунке 3.7, то в этом случае р → 1 . Рисунок 3.7 – Диаграмма корреляционной зависимости U(n) = f(S(1)) [54] При различных значениях коэффициента корреляции существует три варианта определения фактического вклада [54]. Определяем реальный (фактический) вклад при р → 1. В данном случае функциональная зависимость между изменением передаваемой мощности S(1)[m] и напряжением искажения U(n)[m] в точке общего присоединения линейна и имеет вид [54]: у = а + bх. (3.24) Для определения постоянных величин b и а составляется система уравнений [47]: ma+b S(1) [m]= m a 2 S(1) [m]= S(1) [m]+b m m S(1) [m]U (n) [m] . m Откуда 46 U (n) [m] ; (3.25) m (3.26) m b= S(1) [m]U n [m]m U n [m] m 2 S(1) [m]-( m m ; S(1) [m]) 2 (3.27) m U (n) [m]-b a= S(1) [m] m m S(1) [m] m m . (3.28) Тогда значение фактического вклада подсистемы S1 постоянно и равно: US1[m]=a. (3.29) Фактический вклад подсистемы S2 на m-м шаге измерения равен [54]: US2 [m]=U(n) [m]-US1[m] . (3.30) Определение фактического вклада при р → -1. Значение коэффициента корреляции р → -1 соответствует режиму, когда при увеличении нагрузки уровень напряжения искажения в точке контроля снижается. В этом случае значение фактического вклада подсистемы S1 на m-м шаге измерения равно напряжению искажения U (n) [m], измеренному в точке контроля [55]: US1[m]=U(n)[m]. (3.31) Фактический вклад подсистемы S2 на m-м шаге измерения равен [54]: US1[m]=0. (3.32) Определение фактического вклада при р → 0. Если р → 0, зависимость между рассматриваемыми величинами имеет «размытый» характер, что может быть вызвано [54]: - незначительным изменением рассматриваемого ПКЭ в точке контроля; - незначительным изменением нагрузки рассматриваемой подсистемы относительно точки контроля; - незначительным влиянием рассматриваемого потребителя, на фоне создаваемом в точке общего присоединения другими потребителями и системой. В первых двух случаях определить фактический вклад по результатам измерений без применения расчетно-аналитических методов невозможно. Очевидно, что в этом и нет необходимости. В последнем случае, если режимы работы рассматриваемых подсистем существенно различаются, фактический вклад определяется по методу эквивалентных источников тока [109]. 47 Во-первых, определяются приращения как разница между двумя следующими друг за другом средними измеренными значениями напряжений [54]: ΔU =U аi -U а(i-1) . (3.33) = I аi -I а(i-1) , (3.34) i=2,m и токов ΔI i=2,m где U ∑i и I∑I - векторы n-й гармоники по напряжению и току в точке общего присоединения [54]. Во-вторых, по полученным результатам формируется массив комплексных сопротивлений Z k[m], который рассчитывается по выражению [54]: Zk = ΔU а [m] . Δ I а [m] (3.35) В зависимости от знака действительной части комплекса (активной составляющей) для каждого значения Z k[m] массив разбивают на два, принимая Z Sl [l] = -Z k [m], если Re(Zk) < 0 и Z S2 [n] = Z k[m], если Re(Zk)>0 [55]. Полученные массивы входных сопротивлений разбивают на интервалы, соответствующие, например, 30 мин, для каждого из которых находят среднее значение сопротивления подсистем S1 и S2 [54]: ZS1 = ZS2 = 1 n 1 l ZS1[l] ; (3.36) ZS2 [n] , (3.37) l n где l и n - количество элементов на 30-минутных интервалах в массивах Z Sl [l] и Z S2 [n]. Таким образом, за 24 ч формируются два ряда входных сопротивлений, каждый из которых описывает изменение входного сопротивления подсистемы в течение суток. Каждый элемент этих массивов соответствует среднему значению входного сопротивления подсистемы на 30-минутном интервале [54]. В третьих формируются массивы фактических вкладов по напряжениям двух подсистем как векторы [54]: 48 US1[m]=( Uа [m] Z Z ZS2 +I а [m]) S1 S2 =(U а [m]+ZS1 I а [m]) ; ZS1 ZS1 +ZS2 ZS1 +ZS2 (3.38) US2 [m]=( U а [m] Z Z ZS1 -I а [m]) S1 S2 =(U а [m]-ZS2 I а [m]) , ZS2 ZS1 +ZS2 ZS1 +ZS2 (3.39) где U∑[m] и I∑[m] - массивы измеренных значений напряжений и токов; ZS1 и ZS2 - массивы средних получасовых значений входных сопротивлений каждой подсистемы [54,66,88]. Таким образом, результатом расчета фактических вкладов являются два массива US1[m] и US2[m], описывающих их изменение во времени на суточном интервале. По полученным результатам формируются массивы фактических вкладов по ПКЭ в процентах, например так, как это показано для коэффициента n-й гармонической составляющей напряжения [54]: K S1 U(n) [m]= K S2 U(n) [m]= US1[m] 100 ; U (1) [m] (3.40) US2 [m] 100 , U (1) [m] (3.41) где U1[m] - действующее значение напряжения основной частоты. Так же формируется массив фактических вкладов по коэффициенту искажения синусоидальной формы кривой напряжения в процентах. Полученные массивы описывают график изменения фактических вкладов на интервале наблюдения и позволяют оценить степень виновности каждой подсистемы [54]. Если выше указанный метод, по какой, либо причине не может быть применен, тогда виновник в ухудшении качества электроэнергии будет определяться исходя из свойств электрической энергии. Авторам, исходя из свойств электрической энергии, экспериментальным путем были определены наиболее вероятные виновники ухудшения КЭ. Наиболее вероятные виновники ухудшения КЭ представлены в таблице 3.3. Таблица 3.3 – Свойства электрической энергии, показатели характеризующие и наиболее вероятные виновники ухудшения КЭ [40] Свойства электрической энергии 1 Отклонение Показатель КЭ 2 -Установившееся отклонение 49 Наиболее вероятные виновники ухудшения КЭ 3 Энергоснабжающая их напряжения напряжения - Размах изменения напряжения организация Продолжение таблицы 3.3 1 Несинусоидальность напряжения Несимметрия трехфазной системы напряжений Колебания напряжения Отклонение частоты Провал напряжения Импульс напряжения Временное перенапряжение 2 - Коэффициент n – ой гармонической составляющей напряжения - Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения - Коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности; - Коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности - Доза фликера Отклонение частоты Длительность провала напряжения Импульсное напряжение Коэффициент временного перенапряжения 3 Потребитель с нелинейной нагрузкой Потребитель с несимметричной нагрузкой Потребитель с переменной нагрузкой Энергоснабжающая организация Энергоснабжающая организация Энергоснабжающая организация Энергоснабжающая организация В реальности изменения значений ПКЭ происходят постоянно, что в прочем не влияет на использовании методики, которая позволяет определять виновника в ухудшении КЭ в Online режиме. 50 4 СПОСОБЫ И ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА МОНИТОРИНГА И РЕГУЛИРОВАНИЯ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ 4.1 Способ корректировки стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества и источника искажения В соответствии с блок-схемой представленной в разделе 3 разработан «Способ измерения потребления электроэнергии и корректировки ее стоимости с учетом качества и источника искажений» [18,22] и «Устройство учета расхода электроэнергии и корректировки стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества и источника искажения», данный способ позволяет автоматически производить учет количества потребленной электрической энергии и определять её стоимость, в зависимости от качества потребленной электрической энергии и источника искажений. Суть предлагаемого способа представлена на рисунке 4.1. Схема на рисунке 4.1 работает следующим образом: При потреблении электроэнергии потребителем в цепи от источника к приемнику передается определенное количество электрической энергии. Датчики ДН 7 и ДТ 6 контролируют электрические параметры передаваемой по электрической сети электроэнергии. Сигнал с их выходов попадает на вход аналого-цифрового преобразователя АЦП 8, который преобразует аналоговый сигнал в цифровую форму. Сигнал с его выхода попадает на входы блоков БККНОП 9, БКУОН 10, БККНННП 11, БКОЧ 69, БКДПН 70, БКИН 71, БКРИН 129, БКДФ 130, БККИСКН 131, БККВП 189, БККГСН 190 и БКИПЭЭ 229. Они контролируют соответствие показателей качества электроэнергии требованиям ГОСТ 13109-97 и количество потребленной электрической энергии соответственно. При наличии искажения показателей качества электрической энергии на выходе БККНОП 9 появляется сигнал, который поступает на вход блоков БКУИ 13 и БКИИ 12. Они контролируют уровень искажения и источник искажения [75]. Предположим, что источником искажения является энергосистема, искажение КЭ вызвано изменением коэффициента несимметрии напряжения по обратной последовательности, уровень искажения показателя качества электроэнергии 1-й (уровень определяется исходя из величины отклонения показателя качества электроэнергии от нормируемого и задается свой для каждого показателя качества электроэнергии) (рис. 4.2 б). С блока БКУИ 13 сигнал поступает на блок 1ур.22, а с блока БКИИ12 сигнал поступает на блок ЭС 19, так как источником искажения является энергосистема. Далее с блоков ЭС 19 и 1ур.22 сигнал поступает на элемент И 38. С выхода элемента И 38 сигнал поступает на блок ПК 56, который устанавливает понижающий коэффициент к стоимости потребленной электроэнергии. Сигнал с его выхода и с выхода блока БИКПЭЭ 229 попадает на вход блока БОСПЭЭ 230, который определяет стоимость потребленной электроэнергии с учетом соответствующего понижающего коэффициента. Если источником искажения является потребитель (рис. 4.2 а) при 1-м уровне искажения того же вида, что и в предыдущем случае, то с блока БКУИ 13 сигнал поступает на блок 1ур.22, а с блока БКИИ12 сигнал поступает на блок ЭП 18. Далее с блоков ЭП 18 и 1ур.22 сигнал поступает на блок И 35. С блока И 35 сигнал поступает на блок ПК 53, который устанавливает повышающий коэффициент. Сигнал с его выхода и с выхода блока БИКПЭЭ 229 попадает на вход блока БОСПЭЭ 230, который определяет стоимость 51 потребленной электроэнергии согласно формуле 3.3 с соответствующего учетом повышающего коэффициента. Рисунок 4.1 – Способ корректировки стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества и источника искажения 52 а) Источником искажения КЭ является энергосистема б) Источником искажения КЭ является потребитель Рисунок 4.2 – Диаграмма сигналов на выходе элементов 53 История учета за заданный промежуток времени (∆t) с указанием всех перечисленных величин хранится в БХИ 231 прибора учета в виде протокола, а также передается с помощью БПД 233 в базу данных автоматизированной информационно-измерительной системы коммерческого учета электрической энергии (АИИСКУЭ). Блок отображения информации БОИ 232 отображает информацию о количестве потребленной электроэнергии, её стоимости, тарифе, повышающем (понижающем) коэффициенте, виде и уровне искажений, передачи данных, истории учета. В других случаях искажения показателей качества электроэнергии схема работает по аналогичному алгоритму с учетом того, что в зависимости от показателя качества и источника искажения срабатывают соответствующие элементы схемы. Представленный способ работает по алгоритму, приведенному на рисунке 4.3. Алгоритм представлен для одного ПКЭ в частности для размаха изменения напряжения [110]. Начало алгоритма предусматривает ввод данных: тариф на электроэнергию, поправочные коэффициенты к стоимости для энергоснабжающей организации и потребителя в зависимости от значения отклонения ПКЭ, уровня отклонения. Указанные данные сохраняются в блоке 2. Блоком 3 производятся измерения ПКЭ и определяется потребляемая в каждый измеряемый момент времени мощность. Блоки 4,8 выполняют функцию сравнения фактически измеренного значения ПКЭ с нормативным. При выходе значения ПКЭ за норму блоки 5.9 определяют виновника искажений. Далее блоками 6,10 определяется значение отклонения ПКЭ от норматива (∆ПКЭ). Исходя из значения ∆ПКЭ и выявленного виновника искажения, блоками 7,11 определяются поправочные коэффициенты к стоимости электроэнергии. Если условия блоков 4,8 не выполняются, тогда поправочный коэффициент приравнивается блоком 12 к единице. Информация из блоков 7, 11, 12 поступает на блок 14, который производит расчет стоимости потребленной электроэнергии. Далее блоком 15 производится сохранение полученных результатов в виде протокола. Полученный протокол передается по каналам связи АИИСКУЭ в информационно-измерительный центр (рисунок 4.4). Блоком 17 выводится информация о стоимости потребленной электроэнергии на табло. 54 Рисунок 4.3 – Алгоритм корректировки стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества 55 56 Рисунок 4.4 – Функциональная схема АИИСКУЭ с мониторингом КЭ и корректировкой стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества и источника искажения 4.2 Разработка устройства учета расхода электроэнергии и корректировки стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества и источника искажения В соответствии с блок-схемой представленной в разделе 3.1 разработано «Устройство учета расхода электроэнергии и корректировки стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества и источника искажения». Оно содержит токовый входной зажим 1 и входной зажим 2 напряжения, к которым подключены соответствующие входы счетчика 3 электроэнергии (СЭ) со встроенным датчиком импульсов, блоком памяти, блоком передачи информации. Входной зажим 2 напряжения соединен со входом преобразователя 4 переменного напряжения в постоянное (ППНП), выход которого соединен с информационным входом аналого-цифрового преобразователя 5 (АЦП), информационный выход которого соединен с информационным входом регистра 6, выход которого соединен с группой младших разрядов адресного входа цифрового блока 7 памяти (ЦБП), выход которого соединен с информационным входом счетчика 8 импульсов (СИ), выход которого соединен с информационным входом ЦБП 7. Генератор 9 импульсов выборки (ГИВ), выход которого соединен со входом управления записью регистра 6 и с тактовым входом первого D-триггера 10, информационный вход которого объединен с информационным входом второго D-триггера 11 и подключен к шине единичного потенциала, выход СЭ 3 соединен с тактовым входом второго D-триггера 11, вход установки нуля которого подключен к выходу второго элемента И 12, второй вход которого объединен со вторым входом четвертого элемента И 13 и подключен к инверсному выходу SR-триггера 14, прямой выход которого соединен со старшим разрядом адресного входа ЦБП 7 и объединенными вторыми входами третьего 15 и первого 16 элементов И, выход последнего соединен со входом установки нуля первого D-триггера 10, прямой выход которого соединен с первым входом третьего элемента И 15, выход которого соединен с первым входом элемента ИЛИ 17, второй вход которого подключен через четвертый элемент И 13 к прямому выходу второго D-триггера 11, а выход элемента ИЛИ 17 соединен с тактовым входом СИ 8. Выход генератора 18 тактовых импульсов (ГТИ) соединен с тактовым входом распределителя 19 импульсов (РИ), выходы которого соединены, соответственно, первый - со входом управления записью СИ 8, второй - с объединенными третьими входами третьего 15 и четвертого 13 элементов И, третий - со входом управления записью ЦБП 7 и первыми объединенными входами первого 16 и второго 12 элементов И, четвертый - с тактовым входом SR-триггера 14. Блок контроля источника искажения БКИИ 20 и блок контроля уровня искажений БКУИ 21 входы, которых соединены с информационным выходом ЦБП 7, выходы которых соединены соответственно с входами блока фиксации факта искажения показателя качества электроэнергии электропотребителем ЭП 22, блока фиксации факта искажения показателя качества электроэнергии 57 энергосистемой ЭС 23, блоков контроля уровня искажений 1ур.26, 2ур.25, 3ур.24, выходы которых соединены соответственно с входами элементов И, выходы которых соединены соответственно с информационным входами блоков, вводящие повышающий коэффициент ПК 33, ПК 34, ПК 35, или понижающий коэффициент ПК 36, ПК 37, ПК 38, выходы которых соединены с информационным входом цифрового блока ЦБП 7 [76]. В ЦБП 7 анализатора накапливается информация для построения гистограмм отклонений показателей качества электроэнергии и учета расхода электроэнергии, соответствующего каждому разряду гистограммы: 1) в ячейках ЦБП 7 с адресами 10000-11111 хранится информация для построения гистограмм; 2) в ячейках ЦБП 7 с адресами 00000-01111 хранятся данные по учету расхода электроэнергии [76]. Границы разрядов гистограммы задаются с помощью АЦП 5. Частота выходных прямоугольных импульсов напряжения СЭ 3 пропорциональна мощности, потребляемой из контролируемой сети. Используемый в устройстве ГИВ 9 выполняется кварцевым, его частота может быть задана равной 1 Гц. Частота ТГИ 18 может быть нестабильной и задается в интервале от 1 кГц до 10 МГц. В ППНП 4 для показателя качества электроэнергии установившегося отклонения напряжения осуществляется выделение из кривой переменного напряжения сети U(t) низкочастотной составляющей отклонений Uн(t) действующего значения напряжения: U 4 =δU t (t)=U(t)-U н (t) , (4.7) где U(t) - действующее значение напряжения сети в текущий момент времени t; Uн(t) - номинальное значение напряжения сети. Напряжение U4 с выхода ППНП 4 подается на информационный вход АЦП 5 и преобразуется им в двоичный код, например, 0010. Этот код прикладывается к группе младших разрядов адресного входа ЦБП 7. Поступающие ежесекундно с выхода ГИБ 9 импульсы осуществляют i-тую выборку отклонений напряжения, при которой в первый D-триггер 10 вписывается единицы, в регистр 6 - код с выхода АЦП 5 (в рассматриваемом примере код 0010). Поступающие с варьируемой частотой с выхода СЭ 3 импульсы переводят второй D-триггер 11 в единичное состояние при подсчете каждого j-того кванта расходуемой электроэнергии. Частота ГТИ 18 на 3-5 порядков выше частоты импульсов ГИБ 9 и СЭ 3. Импульсы с выхода ГТИ 18 поступают на вход РИ 19, по выходам которого непрерывно сканируют управляющие сигналы. SR-триггер 14 по окончании каждого цикла работы РИ 19 изменяет свое состояние на противоположное, способствуя поочередному снятию информации с первого 10 и второго 11 D-триггеров [76]. Рассмотрим очередной цикл работы РИ 19. Появляющийся на первом выходе РИ 19 импульс вписывает из ячейки ЦБП 7 с адресом 10010 (при единичном состоянии SR-триггера 14) в СИ 8 информацию n2(i-1), накопленную в результате предыдущего статистического анализа отклонений напряжения в разряде гистограммы номер 0010. Импульсом со второго выхода РИ 19 58 стробируются элементы И 13 и 15. В том случае, если перед этим циклом работы РИ 19 произошла очередная выборка отклонений напряжения, то Dтриггер 10 находится в единичном состоянии. При этом импульс со второго выхода РИ 19 проходит последовательно через элементы И 15 и ИЛИ 17 на тактовый вход СИ 8, увеличивая его содержимое n 2(i-1) на единицу, которое становится равным [76]: n2i= n2(i-1)+1. (4.8) Импульс с третьего выхода РИ 19, проходя через элемент И 16, устанавливает в нулевое состояние D-триггер 10, а также воздействуя на вход управления записью ЦБП 7, возвращает в его ячейку с адресом 10010 увеличенную на единицу информацию n2i [76]. Импульсом с четвертого выхода РИ 19 SR-триггер 14 опрокидывается в нулевое состояние. Появляющийся в следующем цикле работы на первом выходе РИ 19 импульс вписывает из ячейки ЦБП 7 с адресом 00010 (SR-триггер 14 теперь находится в нулевом состоянии) в СИ 8 информацию m2(j-1), которая накоплена в результате предыдущего учета расхода электроэнергии при отклонениях напряжения, соответствующих разряду гистограммы номер 0010. Импульсом со второго выхода РИ 19 стробируется элемент И 13. В том случае, если перед этим циклом работы РИ 19 на выходе СЭ 3 появился очередной импульс, то D-триггер 11 находится в единичном состоянии. При этом импульс со второго выхода РУ 19 проходит последовательно через элементы И 13 и ИЛИ 17 на тактовый вход СИ 8, увеличивая его содержимое m2(j-1) на единицу, которое становится равным [76]: m2j= m2(j-1)+1. (4.9) Импульс с третьего выхода РИ 19, проходя через элемент И 12, устанавливает в нулевое состояние D-триггер 11, а также воздействуя на вход управления записью ЦБП 7, возвращает в его ячейку с адресом 00010, увеличенную на единицу информацию m 2j. Импульсом с четвертого выхода РИ 19 SR-триггер 14 опрокидывается в единичное состояние и т.д. В тех циклах работы РИ 19, в которых D-триггеры 10 и 11 находятся в нулевом состоянии, импульсами с третьего выхода РИ 19 в соответствующие ячейки ЦБП 7 из СИ 8 возвращается информация nki или mkj (где k - код на выходе АЦП 5, соответствующий номеру разряда гистограммы) без изменений, т.е. без увеличения на единицу. После окончания измерений, которые продолжаются время Т (сутки, неделю, месяц), по содержимому ячеек ЦБП 7 с адресами 1000011111 строится гистограмма отклонений напряжения U t, ординаты каждого k-го разряда которой определяются формулой [76]: Рк=nk/N=nk/Tf9, где nk - содержимое k-й ячейки ЦБП 7 в области 10000-11111; N - суммарное содержимое ячеек ЦБП 7 с адресами 10000-11111; Т - время измерений, выраженное в секундах; f9 - частота ГИВ 9. 59 (4.10) По содержимому ячеек ЦБП 7 с адресами 00000-01111 определяется количество отпущенной потребителю электроэнергии, соответствующее каждому k-му разряду гистограммы отклонений напряжения [76]: Wk=C3mk, (4.11) где С3 - цена выходного импульса СЭ 3, кВт*ч/импульс; mk - содержимое k-й ячейки ЦБП 7 в области 00000-01111. По суммарному содержимому ячеек ЦБП 7 с адресами 00000-01111 контролируют соответствие показателей качества электроэнергии требованиям ГОСТ 13109-97 и количество потребленной электрической энергии соответственно. По гистограмме выполняется проверка соответствия показателей качества электроэнергии в сети нормативам ГОСТа. При наличии искажения показателей качества электрической энергии на выходе ЦБП 7 появляется сигнал, который поступает на вход блоков БКУИ 21 и БКИИ 20. Они контролируют уровень искажения и источник искажения. Предположим, что источником искажения является энергосистема, искажение – наличие установившегося отклонения напряжения, уровень искажения показателя качества электроэнергии 1-й (уровень определяется исходя из величины отклонения показателя качества электроэнергии от нормируемого и задается свой для каждого показателя качества электроэнергии). В этом случаи с блока БКУИ 21 сигнал поступает на блок 1ур.26, а с блока БКИИ 20 сигнал поступает на блок ЭС 23, так как источником искажения является энергосистема. Далее с блоков ЭС 23 и 1ур.26 сигнал поступает на элемент И 32. С выхода элемента И 32 сигнал поступает на блок ПК 33, который устанавливает понижающий коэффициент к стоимости потребленной электроэнергии представленные в разделе 3. Сигнал с его выхода попадает на вход блока ЦБП 7, который определяет стоимость потребленной электроэнергии с учетом соответствующего понижающего коэффициента. Если источником искажения является потребитель при 1-м уровне искажения того же вида, что и в предыдущем случае, то с блока БКУИ 21 сигнал поступает на блок 1ур.26, а с блока БКИИ 20 сигнал поступает на блок ЭП 22. Далее с блоков ЭП 22 и 1ур.26 сигнал поступает на блок И 29. С блока И 29 сигнал поступает на блок ПК 36, который устанавливает повышающий коэффициент согласно таблицы 1. Сигнал с его выхода попадает на вход блока ЦБП 7, который определяет стоимость потребленной электроэнергии с соответствующего учетом повышающего коэффициента. Суть предлагаемого устройства представлена на рисунке 4.5. Стоимость потребленной электроэнергии с учетом корректировки в устройстве предлагается определять по формуле 3.3. История учета за заданный промежуток времени (∆t) с указанием всех перечисленных величин СЭ3 хранится в памяти прибора учета в виде протокола, а также передается с помощью блока передачи информации, в базу данных АИИСКУЭ. СЭ 3 отображает информацию о количестве потребленной электроэнергии, её стоимости, тарифе, повышающем (понижающем) коэффициенте, виде и уровне искажений, передачи данных, истории учета. В других случаях искажения показателей качества электроэнергии схема работает по аналогичному алгоритму с учетом того, что в зависимости от показателя качества и источника искажения срабатывают соответствующие элементы схемы [76]. 60 Рисунок 4.5 – Структурная схема устройства учета расхода электроэнергии и корректировки стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества и источника искажения 61 Таким образом, данное устройство позволяет автоматически производить учет количества потребленной электрической энергии и определять её стоимость в зависимости от качества потребленной электрической энергии и источника искажения [76]. 4.3 Разработка способа и выбор технических средств управления качеством электрической энергии для исследуемых категорий потребителей В разделе 2 работы представлены основные категории потребителей, у которых производились измерения ПКЭ. Для этих потребителей с внедрением средств мониторинга КЭ с функцией оперативной корректировки стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества необходимо разработать новые способы управления качеством электроэнергии. Для управления качеством электроэнергии разработан способ управления КЭ у конкретного потребителя и способ группового регулирования КЭ, представленный на рисунке 4.6. Данный способ работает следующим образом, устройство «Устройство учета расхода электроэнергии и корректировки стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества и источника искажения» определяет отклонении ПКЭ и его уровень, сигнал с устройства подается на исполнительный механизм, который приводит действие технические средства обеспечения КЭ. В качестве технических средств обеспечения КЭ для потребителя на границе балансового разграничения могут использоваться [43,6972]: конденсаторные батареи с регулированием напряжения; узкополосные резонансные фильтры; фильтрокомпенсирующие устройства; многофазные преобразователи с улучшенными энергетическими показателями; источники бесперебойного питания; симметрирующие устройства; стабилизаторы напряжения; активные фильтры; накопители индуктивные и емкостные. Некоторые из перечисленных устройств, предназначенные для повышения КЭ, могут воздействовать как на один, так и одновременно на несколько ПКЭ. С целью повышения эффективности функционирования систем электроснабжения, разработан способ «Повышение КЭ с применением технических средств» (рисунок 4.7). Данный способ работает следующим образом, устройство учета расхода электроэнергии и корректировки стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества и источника искажения определяет отклонения ПКЭ и его уровень. Сигнал с выхода устройства поступает на блок обработки информации, который производит выбор технических средств повышения качества для потребителя и уровень необходимой корректировки. Далее соответствующими техническими средствами производится регулирование ПКЭ. 62 63 Рисунок 4.6 – Способ управления качеством электроэнергии в точках балансового разграничения потребителя и энергоснабжающей организации БОИ 1 – блок обработки информации у потребителя; БОИ 2 – блок обработки информации группового регулирования Рисунок 4.7 – Способ повышения КЭ с применением технических средств 64 Групповое регулирование КЭ удобнее всего осуществлять в ТОП (например на трансформаторной подстанции, во вводно-распределительном устройстве и т.д). К каждой ТОП присоединены несколько потребителей [43]. Конечной задачей регулирования КЭ является приведение ПКЭ у каждого из этих потребителей к нормативным значениям. Отклонение ПКЭ от нормы у разных потребителей подключенных к одной и той же ТОП могут иметь как положительное, так и отрицательное значение. Регулирование необходимо производить при выходе ПКЭ хотя бы у одного из потребителей за нормативные значения отклонения соответствующего ПКЭ. Всегда при выходе ПКЭ за нормативные значения, следует выбирать, на какое значение необходимо изменить ПКЭ в ТОП. Это должно делаться так, чтобы минимизировать отклонения ПКЭ от нормативных значений одновременно у всех потребителей. Таким образом, выявив наличие отклонений ПКЭ, следует определить суммарное значение отклонения ПКЭ у всех потребителей. Если при этом сумма отклонений принимает положительное значение, то следует регулировать ПКЭ в сторону уменьшения его значения в ТОП и наоборот. Если сумма отклонений равно нулю, даже в случае, когда отклонение ПКЭ больше нормативного значения, то регулирование осуществлять не следует, так как это приведет к ещё большим отклонениям. Далее необходимо определить на какое значение следует изменить ПКЭ. При положительном суммарном отклонении, для решения этой задачи решается следующее уравнение: n Ni B1 =( i=1 ( j=1 -1) 100 Пj m (4.12) 1) 100 где В1 – коэффициент, показывающий на какое значение необходимо изменить ПКЭ в ТОП при его положительном отклонении от нормативного значения, %; ∆Пj - уровень отклонения ПКЭ на границе балансового разграничения потребителя и энергоснабжающей организации, %; Ni – количество точек балансового разграничения потребителя и энергоснабжающей организации, шт. При этом В1 принимает значение от -1 до 0, отрицательное значение показывает, что регулирование необходимо производить в сторону уменьшения значения ПКЭ. При отрицательном отклонении ПКЭ коэффициент, показывающий на какое значение необходимо изменить ПКЭ при его отклонении от нормативного значения примет вид: n Ni B2 =( i=1 m ( j=1 Пj 100 +1) 100 (4.13) 1) где В2 – коэффициент, показывающий на какое значение необходимо изменить ПКЭ в ТОП при его отрицательном отклонении от нормативного значения, %; 65 В этом случае В2 принимает значение от 0 до 1, положительное значение показывает, что регулирование необходимо производить в сторону увеличения значения ПКЭ. При использовании технических средств повышения КЭ необходимо учитывать характеристики конкретного технического устройства осуществляющего регулирование. Не всегда пропорционально воздействие на техническое средство приводит к изменению ПКЭ. Следовательно, необходимо учитывать коэффициент пропорциональности, учитывающий особенности каждого из применяемых устройств. При этом можно определить коэффициент регулирования, который примет вид, при положительном суммарном отклонении ПКЭ: К1рег. =КТУ В1 ; (4.14) При отрицательном суммарном отклонении ПКЭ: К 2рег. =КТУ В2 , (4.15) где К1рег, К2рег. – коэффициент регулирования ПКЭ при положительном и отрицательном суммарном отклонении соответственно, %; КТУ – коэффициент пропорциональности, зависящий от характеристик технического устройства. Для практической реализации предложенного выше способа группового регулирования КЭ в ТОП разработан алгоритм, представленный на рисунке 4.8. Начало алгоритма предусматривает ввод нормативных значений ПКЭ (П норм..) и количество потребителей. Указанные данные сохраняются в блоке 2. Блоком 3 производится определение наличия устойчивого отклонения ПКЭ (∆П j). Блок 4 определяет уровень отклонения ПКЭ. Блок 5 производит сравнение уровня отклонения ПКЭ с нормативным значением. При отклонении ПКЭ больше нормативного, сигнал поступает на блок 6, который определяет сумму отклонений ПКЭ. Если отклонение ПКЭ меньше нормативного значения, то сигнал поступает в начало блока 3. Блоки 7,8 выполняют функцию определения направления регулирования. Если суммарное отклонение больше нуля, сигнал поступает на блок 10, который определяет коэффициент, показывающий на какое значение необходимо изменить ПКЭ при его отклонении от норматива. Блоками 12,14,16, определяется соответственно техническое средство регулирования, коэффициент пропорциональности и коэффициент регулирования. Информация из блока 16 поступает на блок 17, который дает сигнал на начало регулирования ПКЭ. Если условие блока 7 не выполняется, то сигнал поступает на блок 8. В этом случае схема работает по аналогичному алгоритму с применением блоков 9,11,13,15. Если условия блоков 7,8 не выполняются, тогда сигнал с блока 8 поступает в начало блока 3. Таким образом, данный алгоритм позволяет автоматически определять коэффициент регулирования и применять соответствующие технические средства для регулирования ПКЭ в ТОП. Применение данных способов позволяет комплексно повысить эффективность функционирования систем электроснабжения потребителя и энергоснабжающей организации на 5-15%. А так же применение разработанных способов и технических средств позволит сократить количество случаев отклонения качества электроэнергии от нормативного значения в 2,2 раза и 66 сократить негативные воздействия на системы электроснабжения потребителя и энергоснабжающей организации. Рисунок 4.8 – Алгоритм регулирования КЭ в ТОП с применением коэффициента регулирования 67 5 ТЕХНИКО - ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ВНЕДРЕНИЯ СПОСОБОВ И СРЕДСТВ КОРРЕКТИРОВКИ СТОИМОСТИ ПОТРЕБЛЕННОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ЕЁ КАЧЕСТВА 5.1 Определение капитальных вложений на внедрение способов и средств корректировки стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества Для реализации корректировки стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества должен использоваться прибор учета электроэнергии, обладающий функциональными возможностями [21]: - измерение реактивной электрической энергии по ГОСТ Р 52320, ГОСТ Р 52425; - измерение показателей качества электрической энергии (ПКЭ) по ГОСТ 13109; - измерение дозы фликера по ГОСТ Р 51317.4.15; - учет электрической энергии; - возможность автоматического обновления по каналам связи тарифа на электроэнергию; - архивирование результатов измерения параметров мощности в двух независимых массивах (профилях) с программируемым интервалом измерений; - архивирование результатов измерения ПКЭ, потребленной мощности, хранящиеся не менее 31 сутки; - измерение параметров напряжения, тока, мощности и угла фазового сдвига; - регистратор результатов измерений ПКЭ, параметров напряжения, силы тока и углов фазовых сдвигов; - корректировки стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества; - передача данных по каналам связи АИИ СКУЭ; - возможность хранения и вывода информации о стоимости потребленной электроэнергии с учетом и без корректировки стоимости потребленной электроэнергии. Схожими функциональными возможностями обладает счетчик Ресурс-Е4 (номер в Госреестре СИ 39583-08). Но он не может производить корректировку стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества, так как не имеет соответствующей функции, поэтому в счетчик должен встраивается программный блок, реализующий оперативную корректировку. Перечень комплектующих изделий примененных для реализации корректировки стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества, их количество и стоимость приведены в таблице 5.1. 68 Таблица 5.1 – Расчет стоимости комплектующих изделий № п/п 1 2 3 Наименование Счетчик Ресурс-Е4 Программный блок, реализующий корректировку Итого Цена c НДС, тыс.руб. 35,63 4 39,63 В 4 тыс.руб. входит оплата патента, материалов и работы для создания устройства. Капитальные вложения в устройство определяются по формуле [36]: К=Ц+М+Т, (5.1) где Ц – стоимость комплектующих изделий, руб.; М – затраты на монтаж установки, руб. (5…10 % от Ц); Т – транспортные расходы, руб. (составляют 5% от Ц). Рассчитаем капитальные вложения: — транспортные расходы на их доставку: Т=0,05 Ц=0,05 39,63=1,98 тыс.руб. — затраты на монтаж системы: М=0,1 Ц=0,1 36,42=3,64 тыс.руб. Итого капитальные вложения составят: К= 39,63+1,98+3,64=45,25 тыс.руб. 5.2 Определение эксплуатационных издержек Издержки на эксплуатацию устройства, реализующего корректировку стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества, определяются по формуле [36]: Э=А+ТР +Пр, где А – амортизационные отчисления, руб.; Тр – расходы на ремонт и техническое обслуживание системы, руб.; Пр – прочие прямые расходы, руб.; Отчисления на амортизацию определяем по формуле [36]: 69 (5.2) А=НА К, (5.3) где НА – норма отчислений на амортизацию (принимаем 4 % из расчета срока службы устройства 25 лет). Отчисления на амортизацию составят: А=0,04 45,25= 1,81 тыс.руб. Затраты на ремонт и техническое обслуживание устройства рассчитаем по формуле [36]: ТР=НТР К, (5.4) где НТР – норма отчислений на технический осмотр (ТО) и технический ремонт (ТР) устройства (принимаем 5 %, поскольку техническое обслуживание устройства заключается в систематическом выполнении работ: очистка корпуса и лицевой панели (1 раз в месяц), контроль правильности работы (1 раз в месяц), проверка надежности подключения к счетчику измерительных или интерфейсных цепей (1 раз в 2 года) [36]). Затраты на ремонт и техническое обслуживание составят: ТР=0,05 45,25= 2,26 тыс.руб. Прочие затраты определяются в зависимости эксплуатационных затрат [36]: от величины Пр=НПР ( А+ТР), всех (5.5) где: НПР – отчисления на прочие расходы (5 %)(согласно [36]). Прочие затраты составят: Пр=0,05 (1,81+2,26) = 0,2 тыс.руб. Итого эксплуатационные издержки составят: Э=1,81+2,26 +0,2= 4,27 тыс.руб. 5.3 Определение экономической эффективности внедрения способов и средств корректировки стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества Для определение экономической эффективности внедрения устройства предлагается использовать следующую методику [8]: 70 - принимаем границы годового потребления диапазоном от 122880 кВт∙ч до 1228800 кВт∙ч, поскольку годовое потребление электроэнергии для различных групп потребителей меняется в широком диапазоне. Делим указанный диапазон на 10 частей с шагом 122880; - рассмотрим два варианта. В первом варианте виновником в ухудшении качества электроэнергии является энергоснабжающая организация, а во втором варианте – потребитель; - произведем расчет стоимости потребленной электроэнергии, при исходном тарифе ТИСХ = 2,7 руб за 1кВт ч, без учета и с учетом поправочных коэффициентов; - экономию на оплате электроэнергии определяем по формуле: СЭ= Сп-Ср , (5.6) где Ср – стоимость потребленной электроэнергии без учета поправочных коэффициентов за год, руб.; Сп – стоимость потребленной электроэнергии с учетом поправочных коэффициентов за год, руб.. - годовую экономию определяем по формуле: ГЭ= СЭ – Э. (5.7) - срок окупаемости капитальных вложений определяем по формуле: Т р.д. = -ln(1-R K/П год ) , ln(1+R) (5.8) где Tр.д. - дисконтированный срок окупаемости, год; R – норма дисконта (ставка рефинансирования банка, принимаем равной 0,08 (8,2% по состоянию на 14 сентября 2012г)), в долях. Пгод – величина годовых денежных поступлений (чистого дохода) от внедрения оборудования, руб./год. Результаты расчетов сводим в таблицу 5.2 и 5.3. 71 72 Годовая экономия, руб. Срок окупаемости, лет 1 2 3 Поправочный коэффициент Кп=0 122880 331776 0 245760 663552 0 368640 995328 0 491520 1327104 0 614400 1658880 0 737280 1990656 0 860160 2322432 0 983040 2654208 0 1105920 2985984 0 1228800 3317760 0 Поправочный коэффициент Кп=0,5 122880 331776 165888 245760 663552 331776 368640 995328 497664 491520 1327104 663552 614400 1658880 829440 737280 1990656 995328 860160 2322432 1161216 983040 2654208 1327104 1105920 2985984 1492992 1228800 3317760 1658880 Поправочный коэффициент Кп=0,8 122880 331776 265420,8 245760 663552 530841,6 368640 995328 796262,4 491520 1327104 1061683 614400 1658880 1327104 737280 1990656 1592525 860160 2322432 1857946 983040 2654208 2123366 1105920 2985984 2388787 1228800 3317760 2654208 Экономия на оплате электроэнергии, руб. Стоимость потребленной электроэнергии с учетом поправочного коэффициента, руб. Стоимость потребленной электроэнергии без учета поправочного коэффициента, руб. Потребляемая электроэнергия в год, кВт∙ч Таблица 5.2 – Экономическая эффективность, в случае искажения качества электроэнергии энергоснабжающей организацией 4 5 6 331776 663552 995328 1327104 1658880 1990656 2322432 2654208 2985984 3317760 327506 659282 991058 1322834 1654610 1986386 2318162 2649938 2981714 3313490 0,165798 0,082362 0,05479 0,041048 0,032817 0,027336 0,023424 0,020491 0,018211 0,016388 165888 331776 497664 663552 829440 995328 1161216 1327104 1492992 1658880 161618 327506 493394 659282 825170 991058 1156946 1322834 1488722 1654610 0,335977 0,165798 0,110054 0,082362 0,065805 0,05479 0,046934 0,041048 0,036474 0,032817 66355,2 132710,4 199065,6 265420,8 331776 398131,2 464486,4 530841,6 597196,8 663552 62085,2 128440,4 194795,6 261150,8 327506 393861,2 460216,4 526571,6 592926,8 659282 0,874605 0,422764 0,278754 0,207926 0,165798 0,137866 0,117988 0,10312 0,09158 0,082362 Потребляемая электроэнергия в год, кВт∙ч Стоимость потребленной электроэнергии без учета поправочного коэффициента, руб. Стоимость потребленной электроэнергии с учетом поправочного коэффициента, руб. Экономия на оплате электроэнергии, руб. Годовая экономия, руб. Срок окупаемости Таблица 5.3 – Экономическая эффективность, если виновником в ухудшении качества электроэнергии является потребитель 1 2 3 4 5 6 Поправочный коэффициент Кп=2 122880 331776 663552 245760 663552 1327104 368640 995328 1990656 491520 1327104 2654208 614400 1658880 3317760 737280 1990656 3981312 860160 2322432 4644864 983040 2654208 5308416 1105920 2985984 5971968 1228800 3317760 6635520 Поправочный коэффициент Кп=1,5 122880 331776 497664 245760 663552 995328 368640 995328 1492992 491520 1327104 1990656 614400 1658880 2488320 737280 1990656 2985984 860160 2322432 3483648 983040 2654208 3981312 1105920 2985984 4478976 1228800 3317760 4976640 Поправочный коэффициент Кп=1,2 122880 331776 398131,2 245760 663552 796262,4 368640 995328 1194394 491520 1327104 1592525 614400 1658880 1990656 737280 1990656 2388787 860160 2322432 2786918 983040 2654208 3185050 1105920 2985984 3583181 1228800 3317760 3981312 331776 663552 995328 1327104 1658880 1990656 2322432 2654208 2985984 3317760 327506 659282 991058 1322834 1654610 1986386 2318162 2649938 2981714 3313490 0,165798 0,082362 0,05479 0,041048 0,032817 0,027336 0,023424 0,020491 0,018211 0,016388 165888 331776 497664 663552 829440 995328 1161216 1327104 1492992 1658880 161618 327506 493394 659282 825170 991058 1156946 1322834 1488722 1654610 0,335977 0,165798 0,110054 0,082362 0,065805 0,05479 0,046934 0,041048 0,036474 0,032817 66355,2 132710,4 199065,6 265420,8 331776 398131,2 464486,4 530841,6 597196,8 663552 62085,2 128440,4 194795,6 261150,8 327506 393861,2 460216,4 526571,6 592926,8 659282 0,874605 0,422764 0,278754 0,207926 0,165798 0,137866 0,117988 0,10312 0,09158 0,082362 Для принятых диапазонов потребления электроэнергии применение способов и средств корректировки стоимости потребленной электроэнергии в 73 зависимости от её качества является экономически выгодным с небольшим сроком окупаемости при различных поправочных коэффициентах. При потреблении электроэнергии меньше 122880 кВт∙я в год срок окупаемости может уменьшаться до нуля, при потреблении меньше 1581 кВт∙ч в год может быть отрицательным. По результатам расчетов построим график изменения срока окупаемости в зависимости от объема потребленной электроэнергии и поправочного коэффициента, в случае искажения качества электроэнергии энергоснабжающей организацией и потребителем (см. на рисунке 5.1 и 5.2). Рисунок 5.1 – График изменения срока окупаемости в зависимости от объема потребленной электроэнергии и поправочного коэффициента в случаи искажения качества электроэнергии энергоснабжающей организацией Рекомендуемый срок окупаемости для энергетики составляет 7 лет, он достигается при годовом потреблении как для энергосистемы так и для потребителя [21]: - 2501 кВт∙ч (при Кп = 0); - 5002 кВт∙ч (при Кп = 0,5); - 17212 кВт∙ч (при Кп = 0,8). 74 Рисунок 5.2 – График изменения срока окупаемости в зависимости от объема потребленной электроэнергии и поправочного коэффициента в случаи искажения КЭ потребителем В настоящее время в расчетах за электроэнергию отсутствует механизм, учитывающий изменения стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества, поэтому следует внести изменения в существующий механизм расчетов или разработать новый. Рассмотрим характерные случаи, возникающие в расчетах за потребленную и переданную электроэнергию при внедрении устройства корректировки стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества [21]: - если искажения в КЭ вносит потребитель, то он будет вынужден платить за электрическую энергию по более высокой цене, следовательно, сбытовая организация будет получать большее количество денежных средств. Поэтому оплата за переданную электроэнергию в этом случае будет больше на величину переплаты, которую произвел потребитель. - если искажения качества электроэнергии нет, тогда схема денежных потоков работает согласно утвержденного нормативными документами порядка. - если искажения в КЭ вносит энергоснабжающая организация, то потребитель будет вынужден платить за электрическую энергию по более низкой цене, следовательно, сбытовая организация будет получать меньшее количество денежных средств. Поэтому оплата за переданную электроэнергию в этом случае будет меньше на величину недоплаты, которую произвел потребитель. 75 ЗАКЛЮЧЕНИЕ В монографии дано новое решение актуальной задачи повышения эффективности функционирования систем электроснабжения, заключающееся в поддержании КЭ на уровне нормативных документов. Это достигается с помощью оперативного мониторинга КЭ на границе балансового разграничения потребителя с энергоснабжающей организацией, результаты которого используются с применением различных оригинальных способов и средств, для непосредственного индивидуального и группового управления ПКЭ и косвенного управления за счет корректировки стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества. Создан технико-экономический механизм стимулирования как потребителей, так и поставщиков электроэнергии в части поддержания КЭ на уровне нормативных документов Основные результаты теоретических и экспериментальных исследований сводятся к следующему: 1. Выполнена оценка фактического КЭ в точках общего присоединения и на границе балансового разграничения между потребителем и энергоснабжающей организацией. Произведена статистическая обработка полученных результатов с применением вероятностно-статистического метода. Построены функции распределения. Определены значения математического ожидания и среднеквадратического отклонения показателей КЭ. 2. Разработана математическая модель системы учета электроэнергии, позволяющая определять стоимость электроэнергии в зависимости от ее качества. Представленная модель позволила разработать техникоэкономический механизм стимулирования как потребителей, так и поставщиков электроэнергии в части поддержания КЭ на уровне нормативных документов. Данная модель позволит повысить КЭ в 2,2 раза и сократить негативные воздействия на системы электроснабжения потребителя и энергоснабжающей организации. 3. Разработаны и обоснованы поправочные коэффициенты к стоимости электроэнергии в зависимости от значения отклонения одного или нескольких ПКЭ от нормативного значения. 4. Разработаны алгоритмы и технические средства, позволяющие производить мониторинг КЭ, и в зависимости от него выполнять оперативную корректировку стоимости электроэнергии в зависимости от ее качества. Применение данных технических средств позволяет комплексно повысить эффективность функционирования систем электроснабжения потребителя и энергоснабжающей организации на 5-15%. 5. Разработаны способы индивидуального и группового управления качеством электроэнергии в зависимости от результатов мониторинга ПКЭ на границе балансового разграничения потребителя с энергоснабжающей организацией. 76 6. Произведена оценка экономической эффективности от внедрения методики корректировки стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества. Для рассмотренных диапазонов потребления электроэнергии применение способов корректировки стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества является экономически выгодным с небольшим сроком окупаемости при различных поправочных коэффициентах. Построена зависимость срока окупаемости от объема потребленной электроэнергии и поправочного коэффициента, в случае искажения КЭ. Разработан механизм расчета потребителя с энергоснабжающей организацией, учитывающий изменения стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества. 77 БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1. Аввакумов, В.Г. Технико-экономическая оценка качества электроэнергии в промышленности / В.Г. Аввакумов, Г.Л. Багиев, Д.М. Воскобойников; под ред. Б.А. Константинова; М-во высш. и сред. спец. образования РСФСР, 1977. – С.320 2. Арриллага, Д. Гармоники в электрических системах / Д. Бредли, Г. Боджер. – М.: Энергоатомиздат, 1990. – 309 с. 3. Белоусов В. Н. Отражение в договорах на электроснабжение вопросов качества электроэнергии и условий потребления и генерации реактивной энергии / В. Н. Белоусов, Ю. С. Железко // Электрические станции. – 1999. – № 1. – С.11-19. 4. Бешелев, С.В. Математик – статистические методы экспертных оценок / С.В. Бешелев, Ф.Г. Гурвич. – М.: Статистика, 1980. – 244 с. 5. Блок, В.М. Электрические сети и системы / В.М. Блок. – Высшая школа, 1986. – 432 с. 6. Бородин, М.В. Пути повышения качества электроэнергии на предприятиях АПК /М.В. Бородин // Материалы Всероссийской научнопрактической конференции молодых ученых 24-25 апреля 2012 г. – 2012. – С. 329-332. 7. Бородин, М.В. Корректировка стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества / М.В. Бородин, А.В. Виноградов // Промышленная энергетика. – 2013. - №8. - С. 12-16. 8. Бородин, М.В. Определение эксплуатационных и капитальных вложений при внедрении способов и средств корректировки стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества / Бородин М.В. // Особенности технического и технологического оснащения современного сельскохозяйственного производства. Материалы Международной научнопрактической конференции 4-5 апреля 2013. – 2013. – С. 343-348. 9. Бородин, М.В., Влияние отклонения напряжения на работу электроприемников сельскохозяйственного производства / Бородин М.В., М.М. Шабаев // Материалы Международной научно-практической конференции 4-5 апреля 2013. – 2013. – С. 380-386. 10. Бородин, И.Ф., Мероприятия по управлению качеством электроэнергии в системах электроснабжения сельского хозяйства / И.Ф. Бородин, А.В. Виноградов, А.В. Шпаков // Энергообеспечение и энергосбережение в сельском хозяйстве. Труды 6-й Международной научнотехнической конференции (13-14 мая 2008 года, г. Москва, ГНУ ВИЭСХ). В 5 частях. Часть 1. Проблемы энергообеспечения и энергосбережения. – 2008. – С. 200-206. 11. Борисов, Б.П. Повышение эффективности использования электроэнергии в системах электротехнологии / Б.П. Борисов, Г.Я. Вагин, А.К. Шидловский и др. – Киев: Наукова думка, 1990. – 240с. 12. Будзко, И.А. Повышение надёжности электроснабжения сельскохозяйственных потребителей / И.А. Будзко, Н.М. Зуль // Тезисы 78 докладов на совещании "Повышение надежности электроснабжения сельского хозяйства" (28 сентября - 2 октября). – 1982. – С. 61-62. 13. Будзко, И.А. Принципиальные и методологические основы целевой комплексной программы надёжности сельских электрических сетей / И.А. Будзко, Н.М. Зуль, В.Л. Прусс // Тезисы докладов Всесоюзного научнопрактического совещания «Совершенствование управления и автоматизация сельских электрических сетей» (27-29 сентября). – 1984. – С. 11-14. 14. Будзко, И.А. Электроснабжение сельского хозяйства / И.А. Будзко, Т.Б. Лещинская, В.И. Сукманов – М.: Колос, 2000. – 536 с. 15. Будзко, И.А. Электроснабжение сельскохозяйственных предприятий и населенных пунктов / И.А. Будзко, В.Ю. Гессен, М. С. Левин - М.: Колос, 1975. – 287 с. 16. Венецкий, И.Г. Теория вероятностей и математическая статистика / И.Г. Венецкий, Г.С. Кильдишев - М.: Наука, 1975.- 264 с. 17. Венецкий, И.Г. Теория вероятностей и математическая статистика / И.Г. Венецкий, Г.С. Кильдишев - М.: Наука, 1982.- 288 с. 18. Виноградов, А.В. Способ коммерческого учета электрической энергии в зависимости от показателей её качества / А.В. Виноградов, М.В. Бородин // Сборник материалов по результатам, прошедших конференций в рамках «Недели Науки – 2010». – 2010. – С. 50-53. 19. Виноградов, А.В. Экспертная оценка поправочных коэффициентов к стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества / А.В. Виноградов, М.В. Бородин // Вести высших учебных заведений Черноземья. – 2012. – №3. – С. 14-19. 20. Виноградов, А.В., Экономическая эффективность внедрения способов и средств корректировки стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества / А.В. Виноградов, М.В. Бородин // Особенности технического и технологического оснащения современного сельскохозяйственного производства. Материалы Международной научнопрактической конференции 4–5 апреля 2013. – 2013. – С. 336-342. 21. Виноградов, А.В. Определение стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества / А.В. Виноградов, М.В. Бородин // Энергообеспечение и энергосбережение в сельском хозяйстве. Труды 8-й международной научно-технической конференции (16 – 17 мая 2012 г. Москва, ГНУ ВИЭСХ). В 5-ти частях. Часть 1. Проблемы энергообеспечения и энергосбережения. – 2012. – С. 342 - 346. 22. Виноградов, А.В. Перспективы развития систем учета электроэнергии /А.В. Виноградов, М.В. Бородин, Д.Ю. Юров // Вести высших учебных заведений Черноземья. – 2012. – №2. – С. 10-15. 23. Висящев, А.Н. Качество электрической энергии и электромагнитная совместимость в электроэнергетических системах: Учебное пособие. / А.Н. Висящев. – Иркутск, 1997. – Ч. 1. – 187 с. 24. Висящев, А.Н. Качество электрической энергии и электромагнитная совместимость в электроэнергетических системах: Учебное пособие. / А.Н. Висящев. – Иркутск, 1997. – Ч. 2. – 92 с. 79 25. Висящев, А.Н. Экспериментальные исследования несинусоидальных режимов электрических систем. / А.Н. Висящев, Г.О. Борисов, Ю.П. Глазунов, А.М. Рысев, С.А. Шийко // Вопросы применения математических методов при управлении режимами и развитием электрических систем. – 1975. – С.201-206. 26. Висящев, А.Н. О влиянии высших гармоник на работу устройств релейной защиты и автоматики, включенных через емкостные делители напряжения / А.Н. Висящев, С.А. Шийко, Б.И. Русов, А.М. Рысев. // Электрические станции. – 1978. – №8. . – С. 12-17. 27. Висящев, А.Н. Симметрирование в схемах электроснабжения тяговой нагрузки / А.Н. Висящев, С.Г. Тигунцев // Энергетика. – 1980. – №7. – С.95-98. 28. Висящев, А.Н., Расчет установившихся режимов в сетях с несимметричной нагрузкой / А.Н. Висящев. Тезисы докладов к совещанию «Проблемы качества электроэнергии в Иркутской энергосистеме». – 1981. – С. l-3. 29. Висящев, А.Н. Фильтро-симметрирующее устройство на базе тиристорных схем управления. / А.Н. Висящев, С.А. Шийко, В.А. Струженков. Тезисы докладов к совещанию «Проблемы качества электроэнергии в Иркутской энергосистеме». –1981. – С.7- 11. 30. Висящев, А.Н. Погрешности в определении параметров симметричных устройств. / А.Н. Висящев, С.Г. Тигунцев, М.П. Вишнякова. Тезисы докладов к совещанию: Проблемы качества электроэнергии в Иркутской энергосистеме. –1981. – С. 1-3. 31. Висящев, А.Н. Влияние гармоник на работу токовых цепей защиты от замыкания на землю. / А.Н. Висящев, С.А. Шийко, Б.И. Русов // Электрические станции. – 1984. – №7. – С.50-52. 32. Висящев, А.Н. Симметрирование напряжения, компенсация реактивной мощности в электрических сетях с несимметричными нагрузками. / А.Н. Висящев, А.Н. Тигунцев. Тезисы докладов. – Алма-Ата. – 1984. – С. 132135. 33. Висящев, А.Н. Повышение качества электрической энергии в сетях электроснабжения БАМа. / А.Н. Висящев, С.Г. Тигунцев // Экономичность и надежность функционирования ЭЭС. – 1986. – С. 75–83. 34. Висящев, А.Н. Оценка экономического ущерба при ухудшении КЭЭ Иркутской ЭЭС / А.Н. Висящев, А.С. Жданов, С.Г. Тигунцев, А.М. Рысев: Тез. докл. региональной конференции «Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири». – 1991. – С.23-31. 35. Висящев, А.Н. Экспериментальное исследования ПКЭ в Хабаровской энергосистеме. / А.Н. Висящев, Луцкий И.И. Тезисы докладов на региональной научно-технической конференции «Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири». – 1993. – С. 14-15. 36. Водяников, В.Т. Экономическая оценка средств электрификации и автоматизации сельскохозяйственного производства и систем сельской энергетики: Учебное пособие / В.Т. Водяников.– М.: МГАУ. – 2007. – 230 с. 80 37. Гамазин, С.И. К вопросу об определении фактического вклада потребителя в искажение параметров качества электрической энергии. / С.И. Гамазин, В.А. Пéтрович // Электрика. – 2002. – №7. – С.47-50. 38. Гмурман, В.Е. Руководство к решению задач по теории вероятностей и математической статистике. / В.Е. Гмурман, Учеб. пособие для студентов вузов., Изд. 6-е доп. – М.: Высш. шк. – 2002. – 405 с. 39. Гмурман, В.Е. Теория вероятностей и математическая статистика. / В.Е. Гмурман, Учеб. Пособие для вузов. Изд. 7-е стер. - М.: Высш. шк. – 1999.479 с. 40. ГОСТ 13109-97 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения / Межгосударственный совет по стандартизации, метрологии и сертификации. Минск: ИПК Изд-во стандартов, 1998. – 42с. 41. Горюнов, И. Т. Основные принципы построения системы контроля, анализа и управления качеством электроэнергии / И. Т. Горюнов, В. С. Мозгалев, Дубинский Е. В. и др. // Электрические станции. – 1998. – № 12. – С. 2-6. 42. Гражданский кодекс РФ. Части первая и вторая. Официальный текст по состоянию на 1 августа 2000 года. М.: Изд-во НОРМА (Издательская группа НОРМА-ИНФА М). – 2000. 43. Добрусин, Л. А. О совершенствовании технического регулирования качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. / Л. А. Добрусин // Вести в электроэнергетике. – 2004. – № 1. – С. 44-50. 44. Жежеленко, И.В. Высшие гармоники в системах электроснабжения предприятий . / И.В. Жежеленко. – 5-е изд. М.: Энергоатомиздат. – 2004. – 160 с. 45. Железко, Ю.С. Применение скидок и надбавок к тарифам за качество электроэнергии. / Ю.С. Железко // Промэнергетика. – 1991. – №11. – С. 9-11. 46. Железко, Ю.С. Компенсация реактивной мощности в сложных электрических системах. / Ю.С. Железко // Энергоатомиздат – М.: 1981. – 198 с. 47. Железко, Ю.С. Правила присоединения потребителя к сети общего назначения по условиям влияния на качество электроэнергии / Ю.С. Железко // Промышленная энергетика. – 1991. – №8. – С.45-51. 48. Железко, Ю.С. О нормативных документах в области качества электроэнергии и условий потребления реактивной мощности / Ю.С. Железко // Электрические станции. – 2002. – № 6. С. 18–24. 49. Жежеленко, И.В. Высшие гармоники в системах электроснабжения промпредприятий. / И.В. Жежеленко. – М.: Энергия. – 1974 г. – 180 с. 50. Жежеленко, И.В. Потери электроэнергии. Реактивная мощность. Качество электроэнергии: Руководство для практических расчетов. / И.В. Жежеленко. – М.: ЭНАС. – 2009. – 456 с. 81 51. Жежеленко, И.В. Качество электроэнергии на промышленных предприятиях. / И.В. Жежеленко, М.Л. Рабинович, В.М. Божко. – Киев: Техника. – 1981. – 160с. 52. Зыкин, Ф.А. Определение степени участия нагрузок в снижении качества электрической энергии / Ф.А. Зыкин // Электричество. – 1992. – №11.– С. 13-19. 53. Идельчик, В.И. Расчеты и оптимизация режимов электрических сетей и систем. / В.И. Идельчик. – М.: Энергоатомиздат. – 1988. – 288 с. 54. Карташев, И.И. Управление качеством электроэнергии / И.И. Карташев, В.Н. Тульский, Р.Г. Шамонов, Ю.В. Шаров, А.Ю. Воробье; под ред. И.В. Шарова. – М.: Издательский дом МЭИ. – 2006. – 320 с. 55. Карташев, И.И. Качество электроэнергии в системах электроснабжения. / И.И. Карташев – М.: Издательство МЭИ. – 2001. – 178 с. 56. Карташев, И.И. Определение виновника ухудшения качества электроэнергии при расчетах за электроэнергию. / И.И. Карташев, И.С. Пономаренко, С.Ю. Сыромятноков // Энергонадзор. Бюллетень АСЭМ. – 2000. - №19. – С. 17-19. 57. Карташев, И.И. Определение виновника искажений напряжения путем приборного контроля качества электроэнергии. / И.И. Карташев, И.С. Пономаренко // Efficiency and power quality of electrical supply of industrial enterprises. Тез. докл. Международной научной конференции. – Донецк. – 2000. – С. 337-340. 58. Карташев, И. И., Требования к средствам измерения показателей качества электроэнергии / И.И. Карташев, И. С. Пономаренко, В. Н. Ярославский // Электричество. – 2000. – № 4. – С.11-18. 59. Кармашев, В.С. Электромагнитная совместимость технических средств: Справочник. / И.И. Карташев. – М.: Научно-технический центр «НОРТ». – 2001. – 287 с. 60. Карасев, А.И. Теория вероятностей и математическая статистика. / А.И. Карасев. - М.: Статистика. 1977.- 279с. 61. Карасев, М.Ю. Несимметрия и несинусоидальность в электрических сетях Иркутской энергосистемы / М.Ю. Карасев, И.И. Луцкий, А.М. Рысев: Тез. докл. XII Всесоюзного семинара «Кибернетика электрических систем». – Гомель, 1991. – С. 27-28. 62. Кузнецов, В.Г. Оценка экономического ущерба от несимметрии и несинусоидальности напряжений промышленных системах электроснабжения / В.Г. Кузнецов, В.Г. Николаенко // Техническая электродинамика. – 1980. – №1. – С. 33-37. 63. Курбацкий, В.Г. Качество электроэнергии и электромагнитная совместимость технических средств в электрических сетях. / В.Г. Курбацкий. – Брянск: БрГТУ. – 1999. – 220 с. 64. Левин, М.С. Качество электроэнергии в сетях сельских районов / М.С. Левин, А.Е. Мурадян, Н.Н. Сырых - М.: Энергия. – 1975. – 224 с. 65. Лещинская, Т. Б. Электроснабжение сельского хозяйства / Т. Б. Лещинская, И. В. Наумов//. М.: КолосС. – 2008. – 655 с. 82 66. Майер, В.Я. Методика определения долевых вкладов потребителя и энергоснабжающей организации в ухудшение качества электроэнергии / В.Я. Майер, И. Зения // Электричество. – 1994. – № 9. – С. 19-34. 67. Мельников, А.Н. Электрические сети и системы. / А.Н. Мельников. – М.: Энергия. – 1975. – С. 462. 68. Мельников, А.Н., Проектирование электрической части воздушных линий электропередач 330-500 кВ. / А.Н. Мельников и др.– М.: Энергия. – 1974. – 466 с. 69. Михайлов, В.В. Надежность электроснабжения промышленных предприятий. / В.В. Михайлов – М.: «Энергия». – 1973. – 228 с. 70. Мозгалев, В. С. Оценка эффективности контроля качества электроэнергии в ЭЭС / В. С. Мозгалев, В. А. Богданов, И. И. Карташев и др. // Электрические станции. – 1999. – № 1. – С. 18-22. 71. Никифорова, В.Н. Экспериментальные исследования несинусоидальности напряжения в электрических сетях Ленэнерго. / В.Н. Никифорова, С.Б. Белло, Н.Ю. Картасиди, С.И. Гамазин, В.А. Пéтрович // Промышленная энергетика. – 2001. - №8 – С. 40-50. 72. Об элетроэнергетике: Федеральный закон Российской Федерации. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС. – 2003. 73. Пат. 2260842 Российская Федерация, МПК7 G 06 F 17/18. СТАТИСТИЧЕСКИЙ АНАЛИЗАТОР КАЧЕСТВА И УЧЕТА РАСХОДА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ / В.Ф. Ермаков, Ф.А. Кушнарев, В.Н. Никифорова, Ю.М. Решетников; заявитель и патентообладатель Е. В. Филиппович. 2002135881/09; заявл. 31.12.2002; опубл. 20.09.2005, Бюл. №26 (Iч.). – 8 с.: ил. 74. Пат. 2139547 Российская Федерация, МПК6 G 01 R 21/00, G 01 R 19/165. СПОСОБ ИЗМЕРЕНИЯ РАСХОДА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ, ПОТРЕБЛЯЕМОЙ ОТ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ, И ЭЛЕКТРОННЫЙ СЧЕТЧИК ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ / Ландулфо Москейра Альваренга, Роберто Перейра Калдас, Милтон Липпинкотт; заявитель и патентообладатель Сентро Де Пескизас Де Энержиа Элетрика-Сепел. - 96117265/09; заявл. 11.01.1995; опубл. 10.10.1999 – 12 с.: ил. 75. Пат. 2125269C1 Российская Федерация, G01R21/133, G06F 17/00. УСТРОЙСТВО ДЛЯ УЧЕТА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ / М.Д. Скубилин, А.В. Письменов, Ю.П. Мардамшин; заявитель и патентообладатель Таганрогский государственный радиотехнический университет - 97114532/09; заявл. 28.08.1997; опубл. 20.01.1999, Бюл. №31. – 9 с.: ил. 76. Пат. 134338 Российская Федерация, МПК G06F17/18 (2006.01). Устройство учета расхода электроэнергии и корректировки стоимости потребленной электроэнергии в зависимости от её качества и источника искажения / М.В. Бородин, А.В. Виноградов; заявитель и патентообладатель: Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Орловский государственный аграрный университет» (RU) – 2013117164/08; заявл. 15.04.2013; опубл. 10.11.2013, – 14 с.: ил. 83 77. Пелисье, Р. Энергетические системы / Р. Пелисье. – М.: Высшая школа. – 1982. – 566 с. 78. Перова, М.Б. Качество сельского электроснабжения: комплексный подход. / М.Б. Перова. - Вологда: Вологодский государственный технический университет. – 1999. – 72с. 79. Поддубных, Л.Ф. Анализ и синтез задач автоматизированного управления качеством электрической энергии в условиях рынка. / Л.Ф. Поддубных, Г.Н. Чистяков, Е.В. Платонова. Тез. докл. Всерос. научн.-практ. конф. с межд. участием. «Достижения науки и техники — развитию сибирских регионов». Красноярск. – 1999. – ч.2. 80. Постановление Правительства Российской Федерации от 1 декабря 2009 г. N 982 " Об утверждении единого перечня продукции, подлежащей обязательной сертификации, и единого перечня продукции, подтверждение соответствия которой осуществляется в форме принятия декларации о соответствии" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2009, N 982.). 81. Попов, Н.М. Электроснабжение. Рабочие режимы сетей 0,38…10кВ: учебное пособие. / Н.М. Попов, – Кострома, КГСХА. – 2010. – 202с. 82. Правила устройства электроустановок: Все действующие разделы ПУЭ – 6 и ПУЭ – 7.- Новосибирск: Сиб.унив. изд-во. – 2008. – 853 с. 83. Правила применения скидок и надбавок к тарифам на электрическую энергию за потребление и генерацию реактивной энергии // Промышленная энергетика. 1998. – № 10. – С. 43-52. 84. Рысев, А.М. Исследование несинусоидальных режимов электрических сетей энергосистем: Автореф. Дис. канд. техн. наук. – Новосибирск. – 1992. – 19с. 85. Рюденберг, Р. Эксплуатационные режимы электрических систем и установок. / Р. Рюденберг. – Л.: Энергия. – 1982. – 543 с. 86. Сапунов, М.В. Вопросы качества электроэнергии / М.В. Сапунов // «Новости электротехники». – 2001. – №4(10). – С. 8-10. 87. Смирнов, С.С. Вклад потребителя в уровни напряжения высших гармоник в узлах электрической сети. / С.С. Смирнов, Л.И. Коверникова // Электричество. – 1996. - №1 – С. 56-64. 88. Соколов, B.C. Идентификация источников искажений качества энергии электрических сетей / B.C. Соколов // Технологии электромагнитной совместимости. – 2003. – № 1. – С.53-56. 89. Старцев, П.В. Особенности технического оснащения современного сельскохозяйственного производства: [сборник]. Материалы Всероссийской научно-практической конференции молодых ученых 24-25 апреля 2012 г. / П.В. Старцев, М.В. Бородин // Под редакцией к.с.х-н, доцента Стебакова В.А., к.т.н., доцента Гончаренко В.В. – Орел: Изд-во Орел ГАУ. – 2012. – С.374-377. 90. Суднова, В. В. Качество электрической энергии. / В. В. Суднова. – М.: ЗАО «Энергосервис», – 2000. – 80 с. 91. Тер-Газарян, Г.Н. Несимметричные режимы синхронных машин. / Тер-Газарян, Г.Н. – М.: Энергия. – 1969. – С. 213. 84 92. Тигунцев, С.Г. Разработка методики и средств симметрирования напряжений и компенсации реактивной мощности в сложных электроэнергетических системах с несимметричными нагрузками: Автореф. Дис. канд. техн. наук. – Свердловск. – 1988. – 20с. 93. Тухас, В.А. Мониторинг качества электрической энергии. / В.А. Тухас, Е.В. Котельников С.В. Пожидаев С.А. Эйнтроп // - М.: Мир измерений. – 2004. – № 8. 94. Уильямс, Т.. ЭМС для разработчиков продукции. Перевод с английского. / Т. Уильямс. - М: Издательский Дом «Технологии». – 2003. – 540с. 95. Уильямс, Т. ЭМС для систем и установок. Перевод с английского. / Т. Уильямс. - М: Издательский Дом «Технологии», 2004. – 540с. 96. Ульянов, С.А. Электромагнитные переходные процессы в электрических системах. / С.А. Ульянов. – М.: Энергия. – 1964. – 695с. 97. Хабигер, Э. Электромогнитная совместимость. Основы её обеспечения в технике. / Э. Хабигер, – М.:Энергоатомиздат. – 1995. – 156 с. 98. Церазов, А.Л. Исследование влияния несимметрии и несинусоидальности напряжения на работу асенхронных двигателей / А.Л. Церазов, Якименко Н.И. // - М: Энергоатомиздат. – 1986. – 152с. 99. Шидловский, А.К. Повышение качества электрической энергии в электрических сетях / А.К. Шидловский, Кузнецов В.Г. // Киев: Наук.дума. – 1985. 100. Шидловский, А.К. Экономическая оценка последствий снижения качества электрической энергии в современных системах электроснабжения / А.К. Шидловский, Кузнецов В.Г., Николаенко В.Г. // ИЭД АН УССР. – 1981. 101. Шпиганович, А.Н. Обеспечения качества электроэнергии систем электроснабжения / А.Н. Шпиганович // Сборник докладов всероссийской научно-технической конференции «Электроэнергетика и энергосберегающие технологии». – Липецк: ЛГТУ, Ч.1. – 2004. – С. 189-192. 102. Шпиганович, А.Н. Внутризаводское электроснабжение и режимы: учебник / А.Н. Шпиганович, К.Д. Захаров. – Липецк: ЛГТУ. – 2007. – 742 с. 103. Harmonic Trend in the USA: A Preliminary Survey. I.M. Nejdawi, A.E. Emanuel, D.J. Pileggi, M.J. Corridori, R.D. Archambeault.//IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 14, ¦ 4, 1999, pp. 1488—1494с. 104. IEEE STD 1100—1999, IEEE Recommended Practice for Powering and Grounding Electronic Equipment (IEEE Emerald book) (ANSI). 105. Harmonic Mitigating Transformer Energy Saving Analysis. MIRUS International Inc. Oct., 1999. 106. Evaluating Harmonic Concerns With Distributed Loads, Mark McGranaghan, Electrotek Concepts, Knoxville, Tenn., Nov. 2001. 107. Treating Harmonics in electrical distribution system, Victor A. Ramos JR. Computer Power & Consulting, January, 1999. 108. Бородiн, М.В. Принцип коригування вартостi спожитоḮ электроэнергiḮ залежно вiд Ḯ Ḯ якостi / М.В. Бородiн, // Науковий вiсник 85 Нацiонального унiверситету бiоресурсiв i природокористування Украни. Серiя «Технiка та енергетика АПК, КиḮ в. – 2013 – С. 165-171. 109. Review methods for measurement and evaluation of the harmonic emission level from an individual distorting load. CIGRE 36.05/CIRED 2 joint WG CC02 (Voltage quality), 1999. 110. Vinogradov, A.V. Úprava hodnoty spotřebované elektrické energie, v závislosti na jeho kvalitě a jeho schopnost provádět / A.V. Vinogradov, M.V. Borodin // Materiály IX mezinárodní vědecko - praktická conference «Moderní vymoženosti vědy – 2013», Praha. – 2013. – С. 7-11. 111. Yang Hong Geng “Assessment for Harmonics Emission Level from one particular customer”. – University of Liege. – 1992. 112. Robert, A. working group CC02* Guide for assessing the network harmonic impedance. T. Deflander, – Electra. - №167- 97-131 c. 86 ПРИЛОЖЕНИЯ Приложение 1 Максимальные уровни и время отклонения ПКЭ на границе балансового разграничения потребителя с энергоснабжающей организацией Таблица П.1.1 – Максимальные уровни и время отклонения ПКЭ (размах изменения напряжения, установившееся отклонение напряжения) на границе балансового разграничения потребителя с энергоснабжающей организацией № 1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 Размах изменения напряжения, % (время отклонения, ч) Фаза А 2 -6,7 (0,43) 6,8 (2,3) 5,6 (0,12) -7,8 (0,72) 9,8 (2,4) 5,6 (0,12) 6,6 (2,1) 6,5 (0,38) 6 (1,7) 5,1 (0,06) 5,7 (0,42) 5,4 (0,05) 5,2 (0,15) 11,2 (2,34) 14,9 (0,32) Фаза В 3 -7 (0,3) 7,5 (0,9) 5,2 (0,43) -6 (0,45) 9,5 (1,2) 5,3 (0,1) 6 (1,96) 6 (0,21) 5,5 (1,65) 5,4 (0,02) 5,8 (2,4) 5,2 (0,13) 5,7 (0,01) 12,1 (1,98) 15,1 (0,45) Фаза С 4 -6,9 (0,94) 7,2 (1,23) 5,4 (0,14) -6,2 (0,75) 9,2 (2,73) 5,5 (0,13) 6,4 (1,38) 6,6 (0,27) 5,7 (1,11) Установившееся отклонение напряжения, % (время отклонения, ч) Фаза А Фаза В Фаза С 5 6 7 -5,8 -6,9 -5,1 (6,4) (2,5) (5,44) 6,0 6,9 5,3 (12,1) (13,3) (11,61) 5,6 5,1 (15,3) (14,32) -7,6 -5,4 -6,1 (5,43) (1,43) (1,78) 7,8 8,5 7,2 (11,57) (14,23) (10,84) 5,1 5,5 (0,98) (1,56) 5,1 6 5,7 (8,67) (6,39) (2,58) 5,1 5,2 5,3 (2,68) (1,77) (3,55) 5,4 5,1 5 (5,27) (1,89) (3,31) - - - - 6,3 (2,53) 5,4 (0,17) 6,9 (3,76) 11,6 (1,36) 15,6 (0,32) 5,6 (2,14) 5 (1,23) 5,6 (6,51) 5,1 (1,4) - - 11 (10,1) 14 (9,85) 11,8 (11,6) 14,8 (9,12) 5,4 (4,96) 5,1 (4,33) 6,6 (7,59) 11,1 (12,5) 14,9 (6,34) 87 Продолжение таблицы П.1.1 1 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 2 13,3 (0,21) 10,6 (0,03) 5,8 (0,94) 6,7 (0,23) 5,7 (0,06) 6,8 (0,36) 6 (1,79) 7,7 (2,3) 7,2 (0,87) 8 (0,01) 5,5 (0,03) 11,6 (2,1) -15,5 (0,87) 16,5 (0,4) -5,5 (0,02) 8,9 (2,16) 8,4 (2,46) 12,6 (0,45) 10,3 (2,5) 5,1 (0,05) - 3 13,4 (0,34) 10,1 (0,02) 6 (0,45) 6,8 (0,41) 5,8 (0,03) 6 (0,01) 6,7 (2,02) 7,2 (3,1) 7,3 (0,32) 8,2 (0,08) 5,9 (0,03) 11,1 (1,91) -15,8 (0,58) 16,1 (0,36) -5 (0,02) 9,7 (1,89) 6,5 (1,95) 13,6 (0,41) 10,7 (1,51) 5,4 (0,05) - 4 13,6 (0,18) 10,8 (0,12) 6,6 (0,56) 6,1 (0,09) 6,1 (0,02) 6,1 (0,07) 5,8 (2,54) 7,9 (1,2) 7,4 (0,53) 8,1 (0,2) 5,4 (0,04) 11,8 (0,34) -15,6 (0,35) 15,9 (0,31) -5,4 (0,02) 9,7 (2,07) 8,1 (1,83) 12,3 (0,87) 10,5 (1,94) 5,4 (0,04) 88 5 13 (4,67) 9,2 (1,43) 5,2 (3,48) 6 13,8 (3,95) 8,6 (1,94) - - - - - - - 5,2 (10,6) 6,9 (11,9) 6,2 (7,42) - 6 (11,5) 7 (12,34) 5,1 (5,67) 5,8 (2,37) - - - - 9,8 (5,54) -15,2 (3,52) 14,5 (2,45) 9,6 (4,85) -15,4 (3,95) 14,6 (2,84) 9,7 (6,04) -15,3 (2,98) 13,8 (1,67) - - - 8,2 (11,3) 7,8 (6,94) 9,8 (4,28) 8,9 (7,46) - 9,1 (14,6) 5,9 (5,96) 9,6 (5,74) 8,1 (6,23) - 8,7 (12,5) 7,4 (7,13) 9,3 (3,81) 9,3 (5,99) - - - - - - - 6,4 (4,73) 5,7 (14,52) 6,1 (13,8) 5,7 (9,51) - - 7 13,1 (6,75) 9,4 (2,65) 6 (4,03) - Продолжение таблицы П.1.1 1 53 2 10,1 (0,67) -6,5 (0.21) 8,9 (0,25) 10,1 (0,56) -7,5 (1,38) - 54 - 55 56 5,3 (0,12) 7,1 (1,43) 11,3 (1,13) 5,5 (0,42) 6 (0,44) 5,1 (0,04) 5 (0,05) 5,2 (0,05) 47 48 49 50 51 52 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 - 68 69 70 5,8 (0,04) 5,7 (0,03) 5,7 (0,02) 6,8 (1,2) 71 72 73 74 3 10,2 (0,83) -5 (0,04) 9,7 (0,27) 9,9 (0,59) -7,8 (1,27) 6,2 (0,58) 5,4 (0,11) 8 (1,04) 11,1 (1,11) 5,4 (0,03) 5,4 (0,05) 5,2 -5,7 (0,03) 6,1 (0,03) 5,8 (0,03) 5,8 (0,05) - 4 10,4 (0,81) - 6 8,9 (5,19) - 7 8,9 (4,8) - - - - 9,1 (10,5) 9,7 (3,08) -7,2 (8,04) 5,7 (3,4) - 8,7 (11,93) 9,5 (2,96) -5,2 (10,2) 6,3 (5,68) - - - - 6,6 (4,68) 9,9 (9,65) 5,1 (1,3) 5,4 (2,57) 7,4 (5,57) 9,7 (9,71) 7,3 (4,67) 9,5 (10,2) 5,3 (1,35) 5 (2,07) - - - - 6,3 (0,02) 5,2 6,9 (0,12) 5,6 (0,02) 6,6 (0,01) 6,1 (0,04) 6,1 (0,04) 5,1 (0,32) - - - - - - - - - - 6,6 (1,28) - - - - - - - - - - - - - - - 6,4 (4,22) - - 9,7 (0,41) 10,2 (0,97) -5,6 (2,05) 7,2 (0,76) 7 (0,12) 7,9 (1,31) 11,2 (1,12) 5,6 (0,41) 5,7 (0,61) 89 5 9,1 (4,6) -5,7 (1,92) 8,2 (11,3) 9,9 (3,22) -6,6 (8,66) - - Окончание таблицы П.1.1 1 2 78 - 79 80 5,1 (0,02) 8,9 (0,2) 8,4 (1,73) 9,6 (0,46) 8,3 (1,34) - 3 6,7 (0,87) 8,2 (1,12) 6,3 (0,48) 6,2 (0,07) 5,4 (0,05) 9,7 (0,32) 6,5 (1,48) 13,6 (0,66) 10,7 (2,41) - 75 - 5,1 (0,07) 5,9 (0,86) -7,5 (0,04) 8,9 (2,07) 5 (0,08) 5,7 (0,65) -7,5 (0,04) 9,7 (1,45) 76 77 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 6,7 (1,24) 6,2 (0,68) 4 5,8 (1,6) 7,9 (0,89) 6,4 (0,5) 5,1 (0,14) 5,3 (0,06) 9,7 (0,23) 8,1 (1,65) 11,3 (0,51) 12,5 (1,97) - 5 (0,11) 5,7 (0,91) -7 (0,03) 9,7 (1,34) 90 5 6,1 (5,21) 5,7 (3,71) 6 6 (1,54) 7 (4,76) 6,1 (3,21) 7 5,2 (2,52) 6,9 (5,54) 6,2 (4,08) - - - - - - - - - 8,2 (3,43) 7,8 (5,23) 7,8 (3,05) 7,9 (5,32) - 9,1 (3,76) 5,9 (5,21) 13,6 (3,54) 10,7 (5,98) - 8,7 (3,12) 7,4 (5,69) 11,3 (2,54) 12,5 (5,65) - - - - 5,2 (2,6) 5,1 (2,51) 5,7 (2,5) - - - 8,2 (10,2) 9,1 (10,7) 8,7 (11,05) - Таблица П.1.2 – Максимальные уровни и время отклонения ПКЭ (коэффициент n-ой гармонической составляющей напряжения, коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности, доза фликера) на границе балансового разграничения потребителя с энергоснабжающей организацией № Фаза А 2 6 (3,68) 15 (0,79) Фаза В 3 - 4 - - 5 - - 15 (12,3) 15 (1,37) 12 (1,41) 15 (8,35) - - - 1 1 2 3 6 7 8 9 10 Коэффициент несимметрии напряжений по Доза фликера, % (время нулевой отклонения, ч) последовательности, % (время отклонения, ч) Фаза С K0U В, K0U НБ кратковременная длительная 4 5 6 7 8 6 2,17 4,36 2,65 (2,88) (11,43) (0,45) (1,7) 15 2,19 4,40 1,89 (0,95) (14,6) (0,12) (1,1) 2,02 4,17 (7,23) (0,47) 2,05 4,19 (2,91) (0,05) 15 3,32 4,94 2,6 3,5 (9,54) (13,54) (0,76) (1,5) (2,3) 15 2,19 4,39 (1,12) (3,91) (0,04) 12 2,10 4,23 5,2 (0,99) (16,42) (0,09) (1,54) 2,21 4,36 (2,89) (0,5) 3 (0,21), 2,19 4,39 21 (1,68) (0,02) (0,12) 15 2,03 4,19 (4,36), (3,46) (1,3) 21 (2,72) 2,06 4,3 1,87 (3,87) (0,58) (0,59) Коэффициент n-ой гармонической составляющей напряжения, номер гармоники (время отклонения, ч) 15 (0,69) 3 (3,36) 15 (7,8), 21 (2,48) 15 (0,43), 21 (0,41) 15 (7,76), 21 (2,32) - - 16 9 (7,96) 9 (8,7), 15 (4,33) 9 (8,56) 4,46 (13,42) 5,55 (2,7) - - 17 - - - 2,93 (16,7) 4,61 (3,7) - - 11 12 13 14 15 15 (0,13) 91 Продолжение таблицы П.1.2 1 2 3 4 18 - - - 19 - - - 20 - - - 21 15 (9,93) 15 (9,44), 21 (7,26) 15 (9,55), 21 (7,52) 22 - - - 23 15 (6,34) 15 (6,43) 24 - 26 15 (1,43) 15 15 (6,35) 15 (0,79) 15 (1,73) 15 27 - - 3 (3,03), 15 (4,87), 21 (3,45) - 25 28 15 (3,8), 21 (4,43) 29 30 - 3 (3,14), 15 (3,48), 21 (3,25) - 31 - - 32 33 34 35 36 15 (1,73) 15 15 (4,96), 21 (4,53) 3 (3,49), 15 (3,35) 15 (9,24), 21 (9,22) 15 (4,7), 21 (3,34) 3 (3,03), 15 (3,44) 15 (3,64), 21 (3,31) 3 (3,47), 15 (3,54) - - - 15 (9,14) - 5 2,06 (3,51) 2,03 (6,43) 2,11 (2,48) 6 4,19 (0,36) 4,31 (5,21) 4,36 (0,32) 7 8 - - 2,8 (1,02) 2,4 (3,2) - - 2,12 (14,4) 4,29 (0,59) - - 2,06 (1,23) 2,07 (2,31) 2,93 (0,97) 2,05 (2,37) - 4,22 (0,06) 4,31 (0,02) 4,63 (0,02) 4,31 (0,47) - 2,5 (1,13) 2,3 (2,5) - - - - - - - - 2,11 (6,21) 4,36 (0,05) - - 2,12 (2,13) 4,29 (0,29) - - 2,02 (1,37) 4,23 (0,04) - - - - 2,07 (5,84) 4,31 (0,2) 3,36 (0,67) - 2,01 (2,34) 4,17 (0,04) - - - - - - 2,04 (3,02) 4,27 (0,67) - - 3,57 (0,02) 4,51 (0,02) - - 92 Продолжение таблицы П.1.2 1 37 2 3 (5,62), 15 (5,94) 38 - 39 - 40 12 (0,93) 41 - 42 3 (8,48), 15 (8,63) 43 44 - 3 3 (5,5), 15 (5,49) 15 (0,67) 3 (7,78) 6 (0,13), 12 (0,58), 14 (0,36) 4 3 (5,26), 15 (5,55) 15 (0,53) 6 (8,87), 8 (8,81), 10 (8,97), 12 (8,33), 14 (0,35), 15 (8,34), 16 (8,4), 18 (8,54), 20 (8,44), 21 (8,94), 22 (8,41), 24 (8,36), 26 (7,23), 27 (7,32), - 5 6 7 8 2,17 (11,23) 4,26 (0,09) - - - - - - - 2,09 (4,27) 4,18 (0,23) - - - - - 5,3 (1,5) - - 2,01 (8,4) 4,18 (0,72) 3,23 (0,75) - 3 (8,38) 12 (8,37), 14 (8,42), 15 (8,57) 2,19 (3,38) 4,29 (0,39) - - - - - - - 93 Продолжение таблицы П.1.2 1 2 46 15 (0,29), 21 (0,15) 3 3 (0,21), 15 (0,63), 21 (0,31) 15 (0,27), 21 (0,14) 4 3 (0,43), 15 (0,67), 21 (0,25), 15 (0,34), 21 (0,11) 45 15 (0,6), 21 (0,23) 47 - - - 48 3 (11,4), 15 (9,3) 3 (2,62), 15 (2,54) 3 (6,03), 15 (8,4) 3 (3,15), 15 (2,14) 3 (9,74), 15 (7,45) 3 (1,62), 15 (1,45) - - - 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 6 (2,98), 8 (2,98) 15 (0,99), 21 (0,35) 3 (4,49), 15 (3,35) 27 (3,21) 15 (0,13) 21 (0,16) 15 (11,5) 12 (6,46), 14 (4,43), 5 6 7 8 2,55 (1,27) - 2,86 (0,64) - - - - - - - - - - - 2,11 (0,95) 4,36 (0,02) - - 2,22 (11,4) 4,39 (1,32) - - 2,23 (1,47) 4,36 (0,39) - - 2,12 (3,24) 4,31 (0,07) 1,45 (1,35) 1,1 (2,5) - - 1,41 (1,78) 1,6 (2,7) 2,07 (3,67) 4,31 (0,08) - - - - - - 15 (0,31) - - 1,6 (1,11) 1,5 (2,3) - - - - 1,98 (0,43) - - 15 (10,3) 2,05 (2,66) - - - 3 (6,62), 12 (5,75), 12 (6,38) 2,07 (10,32) - - - 15 (1,19), 21 (0,24) 3 (3,93), 15 (3,74) 15 (0,15) 21 (0,12) 6 (2,98), 12 (2,98) 15 (1,55), 21 (0,33) 3 (4,47), 15 (4,45) 27 (4,21) - 2,24 (2,56) - 94 Продолжение таблицы П.1.2 1 60 2 - 61 15 (3,13) 62 63 64 65 15 (0,98), 21 (0,98), 27 (0,96) - 3 15 (3,32), 21 (1,12) 15 (0,76), 21 (0,82), 27 (0,81) 9 (0,8), 15 (1,33) 4 3 (2,29), 21 (1,21) 15 (0,96), 21 (0,77), 27 (0,73) - 5 - 6 - 7 - 8 - - - - - - - - - - - - - - - - - 9 (0,65) 4,46 (2,46) 5,55 (0,32) - - 4,61 (0,02) - - - 1,8 (1,5) - 1,7 (2,6) - 66 9 (0,69) 67 - - - 68 - - - 2,93 (1,02) - 69 - - - - - 70 - - 15 (0,19) 15 (0,15), 21 (0,19) - 71 15 (0,14), 21 (0,24) 2,07 (0,43) 4,31 (0,03) - - 72 - - - 2,02 (1,09) - 2,15 (1,33) 1,5 (2,5) 73 15 (4,43) 15 (4,75) - - - - 2,03 (0,72) 4,2 (0,06) - - 15 (11,3) 15 (8,53) 15 (5,35) 15 (1,71) 15 (10,8) 15 (8,16) - - - - - - - - - - - 2,23 (13,2) 4,36 (0,72) - - 15 (10,8), 21 (0,73) 3 (4,47), 15 (10,4), 21 (0,62), 27 (0,81) 3 (4,4), 15 (10,6), 21 (0,75), 27 (0,82) 2,12 (3,29) 4,31 (0,8) - - 74 75 76 77 78 15 (11,7) 15 (8,73) 95 Продолжение таблицы П.1.2 1 79 80 81 2 - 83 15 (0,59), 21 (0,55) 3 15 (6,62), 21 (6,72) 15 (0,73), 21 (0,54) 4 - 5 - 6 - 7 - 8 - 82 15 (6,51) - 2,05 (3,81) - 1,6 (1,84) 1,2 (2) 15 (0,64), 21 (0,39) - - - - 84 - - - 2,04 (2,37) - - - 85 3 (0,94), 15 (0,95) 3 (0,83), 15 (0,84) 3 (0,47), 15 (0,65) - - - - 86 - - - 2,07 (1,19) 4,31 (0,05) - - 87 3 (4,62), 15 (9,34) - - - - 3 (4,26), 15 (9,45) 15 (0,8) 2,03 (1,54) 88 - - - - 89 - - 2,05 (3,43) - - - 90 12 (0,49) - - - - - 91 - 3 (4,05), 15 (9,41) 15 (0,87) 3 (7,65) 6 (0,73), 12 (0,45), 14 (0,53) - - - - - - 96 Окончание таблицы П.1.2 1 2 92 3 (2,81), 15 (2,63) 93 94 - 95 15 (8,5), 21 (6,43) 96 97 98 99 100 15 (0,47) 3 (0,49), 15 (2,53) 3 (10,6), 15 (6,74) 3 6 (1,28), 8 (2,61), 10 (4,79), 12 (2,33), 14 (2,35), 15 (2,34), 16 (2,4), 18 (1,54), 20 (0,44), 21 (1,49), 22 (1,41), 24 (0,36), 26 (0,32) 3 (10,4), 15 (8,84), 21 (3,52), 27 (4,24) 15 (0,3) 3 (0,53), 15 (2,47) 3 (9,05), 15 (6,11) 4 5 6 7 8 3 (1,38) 12 (2,37), 14 (0,24), 15 (0,47) - - - - - - - - 2,05 (0,89) - - - - - - - - - - - 2,07 (0,94) 4,31 (0,02) 2,25 (1,7) 1,9 (2,6) 2,04 (1,84) - - - 3 (10,1), 15 (8,78), 21 (3,45), 27 (4,26) 15 (0,44) 3 (0,74), 15 (2,51) 3 (9,62), 15 (6,65) 97 Приложение 2 Максимальные уровни и время отклонения ПКЭ в ТОП Таблица П.2.1 – Максимальные уровни и время отклонения ПКЭ (размах изменения напряжения, установившееся отклонение напряжения) в ТОП № ТОП Размах изменения напряжения, % (время отклонения, ч) 3 Фаза А 2 -7,5 (2,4) - 4 - 5 6 5,3 (0,08) 7,1 (0,48) 5,5 (0,7) 6 (0,31) 5,1 (0,6) 5 (0,3) 1 1 2 7 8 9 10 11 12 13 14 15 - 16 5,2 (0,12) 17 - 18 19 20 5,8 (0,4) 5,7 (0,47) 5,7 (2,7) 21 22 23 Фаза В 3 -7,8 (2,4) 6,2 (2) 5,4 (0,08) 8 (0,52) 5,4 (0,7) 5,4 (0,4) 5,2 (0,1) -5,7 (0,1) 6,1 (0,89) 5,8 (0,2) 5,8 (2,37) Фаза С 4 -5,6 (2,4) 7,2 (0,5) 7 (2,5) 7,9 (0,5) 5,6 (0,5) 5,7 (0,3) 6,3 (0,4) 5,2 (0,1) 6,9 (0,9) 5,6 (0,13) 6,6 (0,7) 6,1 (0,4) 6,1 (3,18) 98 Установившееся отклонение напряжения, % (время отклонения, ч) Фаза А Фаза В Фаза С 5 6 7 -6,6 -6,9 -5,2 (3,03) (3,97) (0,83) 5,7 6,3 (4,53) (3,68) 6,2 (6,88) 6,6 7,4 7,3 (2,34) (6,12) (2,95) 5,1 5,3 (1,47) (3,61) 5,4 5 (5,1) (1,46) 5,1 (2,33) 5 (1,85) 5 5 (0,3) (0,46) 6,6 (11,9) - - - 5,2 (1,32) - - - - - 6 (10,1) 5,5 (7,86) 5,7 (5,7) - Продолжение таблицы П.2.1 1 24 25 26 27 2 6,8 (0,7) 6,7 (1,2) 6,2 (1,4) 28 - 29 - 30 - 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 5,1 (0,08) -6,5 (0,4) 8,9 (1,2) 8,4 (3,5) 9,6 (6,4) 8,3 (2,3) 5,1 (0,08) -6,5 (0,4) 3 6,7 (0,56) 8,2 (0,9) 6,3 (1,2) 6,2 (0,46) 5,2 (0,04) 5 (0,1) -5 (0,4) 9,7 (1,3) 6,5 (3,43) 5,4 (0,22) 13,6 (4,3) 10,7 (1,8) 5,2 (0,04) 5 (0,1) -5 (0,4) 4 5,1 (0,43) 5,8 (0,72) 7,9 (0,81) 6,4 (1,4) 5,1 (0,5) - 5 6,4 (3,03) 6 7 - 5,2 (2,32) 6,9 (16,4) 6,2 (9,61) - 6 (10,5) 7 (13,4) 6,1 (8,42) 5,8 (2,68) - - - - - - - - - - - - 9,7 (0,8) 8,1 (3,58) 5,7 (2,89) 8,2 (6,29) 7,8 (7,92) 9,1 (7) 5,9 (4,17) 8,7 (6,42) 7,4 (7,02) - - - - 11,3 (5,9) 12,5 (2,2) 7,8 (13,7) 7,9 (14,3) 13,6 (16,9) 10,7 (12,2) 11,3 (11,8) 12,5 (14,8) - - - - - - - 5,7 (2,89) - - - - 5 (0,09) - 5 (0,09) - 99 6,1 (8,45) 5,7 (7,89) - - Продолжение таблицы П.2.1 1 53 2 8,9 (1,2) -7,5 (2,4) - 54 - 55 56 5,3 (0,08) 7,1 (0,48) 5,5 (0,7) 6 (0,31) 5,1 (0,6) 5 (0,3) 50 51 52 57 58 59 60 61 62 63 64 65 - 66 5,2 (0,12) 67 - 68 69 70 5,8 (0,4) 5,7 (0,47) 5,7 (2,7) 6,8 (0,7) 71 72 73 74 3 9,7 (1,3) -7,8 (2,4) 6,2 (2) 5,4 (0,08) 8 (0,52) 5,4 (0,7) 5,4 (0,4) 5,2 (0,1) -5,7 (0,1) 6,1 (0,89) 5,8 (0,2) 5,8 (2,37) - 4 9,7 (0,8) -5,6 (2,4) 7,2 (0,5) 7 (2,5) 7,9 (0,5) 5,6 (0,5) 5,7 (0,3) 5 8,2 (6,29) -6,6 (3,03) - - - 6,3 (0,4) 5,2 (0,1) 6,9 (0,9) 5,6 (0,13) 6,6 (0,7) 6,1 (0,4) 6,1 (3,18) 5,1 (0,43) - 5,1 (2,33) - - - - 5 (0,3) - - - - - 5,2 (1,32) - - - - - 6 (10,1) 5,5 (7,86) 5,7 (5,7) 6,4 (3,03) - 100 - 6 9,1 (7) -6,9 (3,97) 5,7 (4,53) - - - 6,6 (2,34) 5,1 (1,47) 5,4 (5,1) 7,4 (6,12) - - - - 7 8,7 (6,42) -5,2 (0,83) 6,3 (3,68) 6,2 (6,88) 7,3 (2,95) 5,3 (3,61) 5 (1,46) 5 (1,85) 5 (0,46) 6,6 (11,9) - Окончание таблицы П.2.1 1 2 75 76 77 6,7 (1,2) 6,2 (1,4) 78 - 79 - 80 - 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 5,1 (0,08) -6,5 (0,4) 8,9 (1,2) 8,4 (3,5) 9,6 (6,4) 8,3 (2,3) 5,1 (0,08) -6,5 (0,4) 8,9 (1,2) 3 6,7 (0,56) 8,2 (0,9) 6,3 (1,2) 6,2 (0,46) 5,2 (0,04) 5 (0,1) -5 (0,4) 9,7 (1,3) 6,5 (3,43) 5,4 (0,22) 13,6 (4,3) 10,7 (1,8) 5,2 (0,04) 5 (0,1) -5 (0,4) 9,7 (1,3) 4 5,8 (0,72) 7,9 (0,81) 6,4 (1,4) 5,1 (0,5) - 7 5,2 (2,32) 6,9 (16,4) 6,2 (9,61) - 6 6 (10,5) 7 (13,4) 6,1 (8,42) 5,8 (2,68) - 6,1 (8,45) 5,7 (7,89) - - - - - - - - - - - 9,7 (0,8) 8,1 (3,58) 5,7 (2,89) 8,2 (6,29) 7,8 (7,92) 9,1 (7) 5,9 (4,17) 8,7 (6,42) 7,4 (7,02) - - - - 11,3 (5,9) 12,5 (2,2) 7,8 (13,7) 7,9 (14,3) 13,6 (16,9) 10,7 (12,2) 11,3 (11,8) 12,5 (14,8) - - - - - - - 5,7 (2,89) 8,2 (6,29) - - - - 9,1 (7) 8,7 (6,42) 5 (0,09) - 5 (0,09) 9,7 (0,8) 101 5 - - - Таблица П.2.2 – Максимальные уровни и время отклонения ПКЭ (коэффициент n-ой гармонической составляющей напряжения, коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности, доза фликера) в ТОП Коэффициент n-ой Коэффициент гармонической несимметрии составляющей напряжений по Доза фликера, % (время напряжения, номер нулевой отклонения, ч) № гармоники (время последовательности, % ТОП отклонения гармоники, ч) (время отклонения, ч) кратковрем Фаза А Фаза В Фаза С K0U В, K0U НБ длительная енная 1 2 3 4 5 6 7 8 15 15 15 (10,38), (10,5), (15,7), 3,05 4,32 1 21 21 21 (8,6) (0,03) (2,82) (3,36) (5,65) 6 (2,4), 6 2,37 8 (2,4), 2 (2,32), 12 12 (2,4) (3,37) (2,4) 3 4,94 (0,15) - - - - - - - - - 2,6 (1,2) 1,5 (2) 15 (1,94) - - - - - 2,37 (4) - - - 12 (2,35) 2,67 (5,87) - 6 (1,4) - 4 - - - 5 2 - 40 (0,12) 2 - 40 (0,12) 2 - 40 (0,12) 6 - - 15 (2,49) 15 (2,11) 12 (2,44), 14 (2,43), 15 (2,48), 16 (2,44) 15 (5,82) 15 (1,86) 3 (2,59), 12 (2,74), 14 (2,83), 15 (2,93) 7 8 9 3,32 (13,05) 102 Продолжение таблицы П.2.2 1 2 3 4 10 15 3 15 (1,31), (2,26), 11 (1,3) 21 21 (1,62) (1,23) 12 13 14 15 9 9 (9,01), 9 16 (7,6) 15 (6,79) (2,9) 15 15 15 (16,9), (16,8), (16,8), 21 21 21 17 (12,65), (11,6), (5,6), 27 27 27 (4,86) (3,67) (1,43) 15 15 15 (10,1), (14,7), 18 (10,87) 21 21 (1,8) (4,33) 5 - 6 - 7 - 8 - - - - - - - - 4,46 (17,2) 5,55 (11,2) - - 2,93 (6,96) 4,61 (0,03) - - - - - - 19 - - - - - 20 2…40 (0,04) 2…40 (0,04) 2…40 (0,04) - - 1,8 (1,4) - - - - - 22 - - - 2,32 (2,66) - 2,5 (1,2) - 23 15 (2,75) 15 (3,08) - - - - 24 - - 2,93 (3,18) 4,2 (0,01) - - 15 (1,7) 15 (6,45) 15 (1,96) 15 (7,44) 15 (2,99) 15 (1,21) 15 (2,64) 15 (4,83) - - - - - - - - 27 - - - - - - 28 15 (13,6) 15 (14,5) - 4,15 (0,01) - - 21 25 26 2,06 (1,49) 3,02 (14,1) 103 - Продолжение таблицы П.2.2 1 29 30 31 2 - 33 15 (18,6), 21 (16,5) 3 3 (3,11), 15 (21,3), 21 (21,3), 27 (0,05) 15 (18,7), 21 (16,3) 4 3 (1,27), 15 (21,8), 21 (18,8), 27 (1,56) 15 (18,4), 21 (16,8) 32 15 (20,9), 21 (19) 34 - - - 35 3 (7,67), 15 (3,92) 3 (2,46), 15 (5,95) 3 (7,09), 15 (9,29) 3 (1,21), 15 (5,42) 15 (3,04) 3 (4,58), 15 (7,96) 3 (4,32), 15 (4,8) 15 (3) 3 (1,93) 36 37 38 - 39 3 (2,26), 15 (3,25) 40 12 (0,33) 41 - 6 (0,23), 12 (0,25), 14 (0,24), 15 (0,27) - 5 - 6 - 7 - 8 - 2,55 (6,6) - 1,6 (1,1) - - - - - - - - - - - 3,57 (18,55) 4,51 (0,2) - - 2,4 (3,53) - - - - - - - 3 (3,91) 2,89 (8,12) - - - 12 (0,37), 14 (0,52), 15 (0,57) 3,23 (5,52) 4,66 (0,2) 5,3 (1,6) - - - - 4 (1,5) - 2,24 (1,95) - 104 Продолжение таблицы П.2.2 1 2 3 6 (1,78), 8 (2,81), 10 (2,79), 14 (1,35), 15 (1,43), 16 (1,4), 18 (1,45), 20 (1,44), 21 (1,49), 22 (2,41), 24 (1,36), 26 (2,32), 27 (1,32), 28 (2,3), 30 (1,3) 3 (3,11), 15 (21,3), 21 (21,3) 42 - 43 44 - 45 15 (20,9), 21 (19) 46 15 (18,6), 21 (16,5) 15 (18,7), 21 (16,3) 47 - - 4 5 6 7 8 - - - 6,7 (1,7) - 3 (1,27), 15 (21,8), 21 (18,8) - - - - 2,55 (6,6) - 1,6 (1,1) - 15 (18,4), 21 (16,8) - - - - - 2,24 (1,95) - - - 105 Продолжение таблицы П.2.2 1 48 3 3 (7,09), 15 (9,29) 3 (1,21), 15 (5,42) 15 (10,5), 21 (3,36) 53 2 3 (7,67), 15 (3,92) 3 (2,46), 15 (5,95) 15 (10,38), 21 (2,82) 6 (2,4), 8 (2,32) - - 4 3 (4,58), 15 (7,96) 3 (4,32), 15 (4,8) 15 (15,7), 21 (5,65) 6 (2,4), 12 (2,4) - 54 - - - 55 - - 56 - 49 50 51 52 57 58 59 60 61 62 63 64 65 5 - 6 - 7 - 8 - 3,57 (18,55) 4,51 (0,2) - - 2,4 (3,53) - - - 3,05 (8,6) 4,32 (0,03) - - 2,37 (3,37) - - - 4,94 (0,15) - - - - - - 3,32 (13,05) - - - - - 2,6 (1,2) 1,5 (2) 15 (2,49) 15 (2,11) 12 (2,44), 14 (2,43), 15 (2,48), 16 (2,44) 15 (5,82) 15 (1,86) 3 (2,59), 12 (2,74), 14 (2,83), 15 (2,93) 15 (1,94) - - - - - 2,37 (4) - - - 12 (2,35) 2,67 (5,87) - 6 (1,4) - 15 (1,3) - 15 (1,31) - 3 (2,26) - - - - - - - - - - - - - - 106 Продолжение таблицы П.2.2 1 2 3 9 (9,01), 15 (2,9) 15 (16,8), 21 (11,6), 27 (3,67) 15 (10,1), 21 (1,8) 4 5 6 7 8 66 9 (7,6) 9 (6,79) 4,46 (17,2) 5,55 (11,2) - - 67 15 (16,9), 21 (12,65), 27 (4,86) 15 (16,8), 21 (5,6), 27 (1,43) 15 (14,7), 21 (4,33) 2,93 (6,96) 4,61 (0,03) - - 68 15 (10,87) - - - - 69 - - - - - 70 71 - - - - - - - 2,32 (2,66) 72 73 15 (2,75) 15 (3,08) - - - - 74 - - 2,93 (3,18) 4,2 (0,01) - - 15 (1,7) 15 (6,45) 15 (1,96) 15 (7,44) 15 (2,99) 15 (1,21) 15 (2,64) 15 (4,83) - - - - - - - - - - - 2,06 (1,49) - - - 78 15 (13,6) 15 (14,5), 21 (2,14) - 3,02 (14,1) 4,15 (0,01) - - 79 80 81 - - - - 82 2,55 (6,6) - 1,6 (1,1) - 83 15 (18,6), 21 (16,5) 3 (1,27), 15 (21,8), 21 (18,8) 15 (18,4), 21 (16,8) - 15 (20,9), 21 (19) 3 (3,11), 15 (21,3), 21 (21,3) 15 (18,7), 21 (16,3) - - - - 75 76 77 107 - 1,8 (1,4) 2,5 (1,2) - Продолжение таблицы П.2.2 1 2 3 4 5 2,24 (1,95) - 6 7 8 - - - - - - 84 - - - 85 - - - 86 3 (7,67), 15 (3,92) 3 (7,09), 15 (9,29) 3 (4,58), 15 (7,96) 3,57 (18,55) 4,51 (0,2) - - 87 3 (2,46), 15 (5,95) 3 (1,21), 15 (5,42) 3 (4,32), 15 (4,8) 2,4 (3,53) - - - 88 - 15 (3,04) 15 (3) - - - - 89 3 (2,26), 15 (3,25) 3 (1,93) 3 (3,91) 2,89 (8,12) - - - 12 (0,37), 14 (0,52), 15 (0,57) 3,23 (5,52) 4,66 (0,2) 5,3 (1,6) - - - - 4 (1,5) - 90 12 (0,33) 91 - 6 (0,23), 12 (0,25), 14 (0,24), 15 (0,27), 16 (0,22) - 108 Продолжение таблицы П.2.2 1 2 3 4 6 (1,78), 8 (2,81), 10 (2,79), 12 (3,33), 14 (1,35), 16 (1,4), 18 (1,45), 20 92 (1,44), 21 (1,49), 22 (2,41), 24 (1,36), 26 (2,32), 27 (1,32), 28 (2,3), 30 (1,3) 93 94 3 3 15 (3,11), (1,27), (20,9), 15 15 95 21 (21,3), (21,8), (19) 21 21 (21,3) (18,8) 5 6 7 8 - - 6,7 (1,7) - - - - - 2,55 (6,6) - 1,6 (1,1) - 109 Окончание таблицы П.2.2 1 2 15 (18,6), 21 (16,5) 3 15 (18,7), 21 (16,3) 4 15 (18,4), 21 (16,8) 97 - - - 98 3 (7,67), 15 (3,92) 3 (2,46), 15 (5,95) 3 (7,09), 15 (9,29) 3 (1,21), 15 (5,42) 3 (4,58), 15 (7,96) 3 (4,32), 15 (4,8) 96 99 100 5 6 7 8 - - - - - - - - - - 3,57 (18,55) 4,51 (0,2) - - 2,4 (3,53) - - - 2,24 (1,95) - Таблица П.2.3 – Максимальные уровни и время отклонения ПКЭ (коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения, отклонение частоты) в ТОП № ТОП 5 21 Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения, % (время отклонения, ч) Фаза А Фаза В Фаза С KU В KU НБ KU В KU НБ KU В KU НБ 200 200 200 (0,12) (0,12) (0,12) 200 200 200 (0,04) (0,04) (0,04) 110 Отклонение частоты, % (время отклонения, ч) -5,06 (0,12) -5,07 (0,05) 111 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 < Infinity 5 6 15 22 11 1 0 0 0 0 0 0 40 0 0 5 11 26 48 59 60 60 60 60 60 60 60 100 100 100 5 6 15 22 11 1 0 0 0 0 0 0 40 0 0 5 11 26 48 59 60 60 60 60 60 60 60 100 100 100 2,7338 6,9810 9,2413 10,066 9,9739 9,3412 8,4285 7,4058 6,3793 5,4110 4,5335 3,7602 3,0928 2,5259 10,124 2,7339 9,7149 18,956 29,023 38,996 48,338 56,766 64,172 70,552 75,963 80,496 84,257 87,349 89,875 100 2,7338 6,9810 9,2413 10,066 9,9739 9,3412 8,4285 7,4058 6,3793 5,4110 4,5335 3,7602 3,0928 2,5259 10,124 2,7339 9,7149 18,956 29,023 38,996 48,338 56,766 64,172 70,552 75,963 80,496 84,257 87,349 89,875 100,00 2,2661 -0,98 5,7587 11,933 1,0261 -8,34 -8,42 -7,40 -6,37 -5,41 -4,5 -3,7 36,907 -2,5 -10,12 Верхняя Измеренная Совокупный Процент Cumul,% Ожидаемая Совокупный Процент Cumul. % Измеренный граница частота измеренный измеренный измеренный частота ожидаемый ожидаемый ожидаемый ожидаемый Таблица П.5.1 – Статистические параметры выборки распределения ПКЭ «Коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности» в ТОП Приложение 3 Функции распределения и статистические параметры выборки ПКЭ в ТОП и на границе балансового разграничения потребителя с энергоснабжающей организацией 112 12 4 8 2 0 8 9 10 < Infinity 20 4 7 2 3 20 0 2 6 0 1 32 2 1 5 Измеренная частота Верхняя граница 100 100 98 90 86 74 54 22 2 0 0 3 Совокупный измеренный 0 2 8 4 12 20 32 20 2 0 0 4 100 100 98 90 86 74 54 22 2 0 0 5 0,8920 1,9706 5,2258 11,557 20,261 26,128 22,07 10,078 1,7587 0,056 0,003 6 Процент Cumul,% Ожидаемая измеренный измеренный частота 100 99,108 97,137 91,911 80,354 60,092 33,964 11,893 1,8152 0,0565 0,0000 7 Совокупный ожидаемый 0,8920 1,9706 5,2258 11,557 20,261 26,128 22,070 10,078 1,7587 0,0564 0,003 8 Процент ожидаемый 100 99,108 97,137 91,911 80,354 60,092 33,964 11,893 1,8152 0,0565 0,0000 9 Cumul. % ожидаемый -0,892 0,029 2,774 -7,557 -8,261 -6,128 9,9292 9,9219 0,2412 -0,056 -0,003 10 Измеренный ожидаемый Таблица П.5.2 – Статистические параметры выборки распределения фазы А ПКЭ «Размах изменения напряжения» в ТОП 113 Измеренная частота 0 0 1 14 31 28 12 2 4 2 4 2 0 2 0 0 Верхняя граница 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 < Infinity 0 0 1 15 46 74 86 88 92 94 98 100 100 102 102 102 Совокупный измеренный 0 0 0,9803 13,725 30,392 27,450 11,764 1,9607 3,9215 1,9607 3,9215 1,9607 0 1,9607 0 0 0,0000 0,0000 0,9804 14,705 45,098 72,549 84,313 86,274 90,196 92,156 96,078 98,039 98,039 100 100 100 0,005 0,1620 2,3062 9,0922 17,532 21,578 19,564 14,227 8,7601 4,7374 2,3089 1,0334 0,4308 0,1691 0,0630 0,0339 0,006 0,1626 2,4689 11,561 29,093 50,671 70,236 84,463 93,223 97,960 100,26 101,30 101,73 101,90 101,96 102 Процент Cumul,% Ожидаемая Совокупный измеренный измеренный частота ожидаемый 0,0005 0,1588 2,2610 8,9139 17,188 21,155 19,180 13,948 8,5884 4,6445 2,2636 1,0131 0,4223 0,1658 0,0618 0,0332 Процент ожидаемый 0,006 0,1594 2,4205 11,334 28,523 49,678 68,858 82,806 91,395 96,039 98,303 99,316 99,739 99,904 99,966 100 Cumul. % ожидаемый -0,006 -0,162 -1,306 4,9077 13,467 6,4218 -7,564 -12,22 -4,760 -2,737 1,6911 0,9666 -0,430 1,8309 -0,063 -0,033 Измеренный ожидаемый Таблица П.5.3 – Статистические параметры выборки распределения фазы В ПКЭ «Размах изменения напряжения» в ТОП 114 0 2 2 0 0 12 13 14 < Infinity 12 7 11 20 6 4 42 5 10 8 4 4 0 3 9 0 2 6 0 1 8 Измеренная частота Верхняя граница 100 100 100 98 96 96 92 88 82 70 50 8 0 0 0 Совокупный измеренный 0 0 2 2 0 4 4 6 12 20 42 8 0 0 0 100 100 100 98 96 96 92 88 82 70 50 8 0 0 0 0,0292 0,0702 0,2191 0,6341 1,6779 3,9886 8,3188 14,739 21,198 23,131 17,246 7,3779 1,3171 0,0499 0,005 Процент Cumul,% Ожидаемая измеренный измеренный частота 100 99,970 99,900 99,681 99,047 97,369 93,380 85,061 70,321 49,123 25,991 8,7451 1,3672 0,0500 0 Совокупный ожидаемый 0,0292 0,0702 0,2191 0,6341 1,6779 3,9886 8,3188 14,739 21,198 23,131 17,246 7,3779 1,3171 0,0499 0,005 Процент ожидаемый 100 99,970 99,900 99,681 99,047 97,369 93,380 85,061 70,321 49,123 25,991 8,7451 1,3672 0,0500 0 Cumul. % ожидаемый -0,029 -0,070 1,7808 1,365 -1,677 0,0114 -4,318 -8,739 -9,198 -3,131 24,753 0,622 -1,317 -0,0499 -0,005 Измеренный ожидаемый Таблица П.5.4 – Статистические параметры выборки распределения фазы С ПКЭ «Размах изменения напряжения» в ТОП 115 8 6 4 0 7 8 9 < Infinity 22 4 12 3 3 6 0 2 45 0 1 5 2 100 100 96 90 82 70 25 3 0 0 3 0 4 6 8 12 45 22 3 0 0 4 100 100 96 90 82 70 25 3 0 0 5 0,7422 2,3566 7,4883 17,829 29,009 28,000 12,729 1,8109 0,0338 0 6 100 99,257 96,901 89,412 71,583 42,574 14,574 1,8447 0,0338 0 7 0,7422 2,3566 7,4883 17,829 29,009 28,000 12,729 1,8109 0,0338 0 8 100 99,257 96,901 89,412 71,583 42,574 14,574 1,8447 0,0338 0 9 -0,742 1,6433 -1,488 -9,829 -17 16,999 9,2707 1,1891 -0,033 -0 10 Измеренная Совокупный Процент Cumul,% Ожидаемая Совокупный Процент Cumul. % Измеренный частота измеренный измеренный измеренный частота ожидаемый ожидаемый ожидаемый ожидаемый 1 Верхняя граница Таблица П.5.5 – Статистические параметры выборки распределения фазы А ПКЭ «Установившееся отклонение напряжения» в ТОП 116 Измеренная частота 0 0 4 21 49 10 6 4 0 2 2 0 0 2 0 0 Верхняя граница 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 < Infinity 100 100 100 98 98 98 96 94 94 90 84 74 25 4 0 0 Совокупный измеренный 0 0 2 0 0 2 2 0 4 6 10 49 21 4 0 0 100 100 100 98 98 98 96 94 94 90 84 74 25 4 0 0 0,0017 0,0052 0,0191 0,0667 0,2177 0,6571 1,8078 4,4416 9,4759 16,869 23,624 23,726 14,629 4,1585 0,2975 0,008 Процент Cumul,% Ожидаемая измеренный измеренный частота 100 99,998 99,993 99,973 99,907 99,689 99,032 97,224 92,782 83,306 66,437 42,813 19,086 4,4570 0,2984 0,009 Совокупный ожидаемый 0,0017 0,0052 0,0191 0,0667 0,2177 0,6571 1,8078 4,4416 9,4759 16,869 23,624 23,726 14,629 4,1585 0,2975 0,008 Процент ожидаемый 100, 99,998 99,993 99,973 99,907 99,689 99,032 97,224 92,782 83,306 66,437 42,813 19,086 4,4570 0,2984 0,008 Cumul. % ожидаемый -0,002 -0,005 1,9808 -0,066 -0,217 1,3429 0,1922 -4,441 -5,475 -10,86 -13,62 25,273 6,3703 -0,158 -0,297 -0,009 Измеренный ожидаемый Таблица П.5.6 – Статистические параметры выборки распределения фазы В ПКЭ «Установившееся отклонение напряжения» в ТОП 117 0 0 2 2 0 0 10 11 12 13 14 < Infinity 16 6 4 38 5 9 22 4 4 0 3 8 0 2 12 0 1 7 Измеренная частота Верхняя граница 100 100 100 98 96 96 96 92 88 76 60 22 0 0 0 Совокупный измеренный 0 0 2 2 0 0 4 4 12 16 38 22 0 0 0 100 100 100 98 96 96 96 92 88 76 60 22 0 0 0 0,0105 0,0288 0,0991 0,3173 0,9330 2,4779 5,8115 11,672 19,221 24,332 21,415 11,078 2,4772 0,1252 0,002 Процент Cumul,% Ожидаемая измеренный измеренный частота 100 99,989 99,960 99,861 99,544 98,611 96,133 90,321 78,649 59,428 35,096 13,680 2,6027 0,1255 0,002 Совокупный ожидаемый 0,0105 0,0288 0,0991 0,3173 0,9330 2,4779 5,8115 11,672 19,221 24,332 21,415 11,078 2,4772 0,1252 0,002 Процент ожидаемый 100 99,989 99,96 99,861 99,544 98,611 96,133 90,321 78,649 59,428 35,096 13,680 2,6027 0,1255 0,002 Cumul. % ожидаемый -0,01 -0,028 1,9 1,682 -0,933 -2,4779 -1,811 -7,672 -7,221 -8,332 16,584 10,921 -2,477 -0,125 -0,002 Измеренный ожидаемый Таблица П.5.7 – Статистические параметры выборки распределения фазы С ПКЭ «Установившееся отклонение напряжения» в ТОП 118 2 4 8 10 20 12 9 9 2 3 5 5 7 6 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 < Infinity 100 100 100 94 87 82 77 74 72 63 54 42 22 12 4 3 0 0 6 7 5 5 3 2 9 9 12 20 10 8 4 4 100 100 100 94 87 82 77 74 72 63 54 42 22 12 4 5 3,4602 1,4898 2,0729 2,8476 3,8532 5,1200 6,6540 8,4106 10,257 11,926 12,967 12,746 10,581 6,2478 1,3649 6 100 96 95 92 90 86,276 81,156 74,502 66,091 55,834 43,907 30,940 18,193 7,6128 1,3650 7 3,4602 1,4898 2,0729 2,8476 3,8532 5,1200 6,6540 8,4106 10,257 11,926 12,967 12,746 10,581 6,2478 1,3649 8 100 96,539 95,05 92,977 90,129 86,276 81,156 74,502 66,091 55,834 43,907 30,940 18,193 7,6128 1,3650 9 -3,46 -1,489 3,9270 4,1523 1,1467 -0,12 -3,654 -6,41 -1,257 -2,926 -0,967 7,2535 -0,581 1,7521 2,6350 10 Измеренная Совокупный Процент Cumul,% Ожидаемая Совокупный Процент Cumul. % Измеренный частота измеренный измеренный измеренный частота ожидаемый ожидаемый ожидаемый ожидаемый 1 Верхняя граница Таблица П.5.8 – Статистические параметры выборки распределения ПКЭ «Коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности» в точках балансового разграничения потребителя и энергоснабжающей организации 119 Измеренная частота 2 0 0 0 5 31 22 14 6 3 6 4 2 3 0 3 0 0 Верхняя граница 1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 < Infinity 3 0 0 0 5 36 58 72 78 81 87 91 93 97 97 100 100 100 4 0 0 0 5 31 22 14 6 3 6 4 2 3 0 3 0 0 5 0 0 0 5 36 58 72 78 81 87 91 93 97 97 100 100 100 6 0,024 0,2295 2,0187 6,4715 11,978 15,774 16,503 14,630 11,450 8,1315 5,3423 3,2931 1,0757 0,5784 0,3008 0,1519 0,1420 7 0,025 0,2320 2,2507 8,7223 20,7 36,475 52,978 67,608 79,058 87,190 92,532 95,825 98,826 99,405 99,706 99,858 100 Совокупный Процент Cumul,% Ожидаемая Совокупный измеренный измеренный измеренный частота ожидаемый 8 0,024 0,2295 2,018 6,471 11,978 15,774 16,503 14,63 11,450 8,1315 5,3423 3,2931 1,0757 0,5784 0,3008 0,1519 0,1420 Процент ожидаемый 9 0,025 0,2320 2,2507 8,7223 20,700 36,475 52,978 67,608 79,058 87,190 92,532 95,825 98,826 99,405 99,706 99,858 100 Cumul. % ожидаемый 10 -0,024 -0,229 -2,018 -1,471 19,021 6,2254 -2,503 -8,630 -8,45 -2,131 -1,342 -1,293 1,9242 -0,578 2,699 -0,151 -0,142 Измеренный ожидаемый Таблица П.5.9 – Статистические параметры выборки распределения фазы В ПКЭ «Размах изменения напряжения» в точках балансового разграничения потребителя и энергоснабжающей организации 120 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 < Infinity Верхняя граница 0 0 1 9 27 22 13 6 8 2 4 3 1 1 1 2 0 0 0 0 1 10 37 59 72 78 86 88 92 95 96 97 98 100 100 100 0 0 1 9 27 22 13 6 8 2 4 3 1 1 1 2 0 0 0 0 1 10 37 59 72 78 86 88 92 95 96 97 98 100 100 100 0,0028 0,2663 2,3011 7,2026 12,970 16,584 16,819 14,44 10,936 7,5112 4,7702 2,8413 1,6043 0,8658 0,4495 0,2256 0,11 0,0962 0,0029 0,2692 2,5704 9,773 22,744 39,328 56,148 70,589 81,525 89,036 93,806 96,648 98,252 99,118 99,568 99,793 99,903 100 0,0028 0,2663 2,3011 7,2026 12,970 16,584 16,819 14,440 10,936 7,5112 4,7702 2,8413 1,6043 0,8658 0,4495 0,2256 0,1100 0,0962 0,0029 0,2692 2,5704 9,7730 22,744 39,328 56,148 70,589 81,525 89,036 93,806 96,648 98,252 99,118 99,568 99,793 99,903 100 -0,003 -0,266 -1,301 1,797 14,029 5,4157 -3,819 -8,44 -2,936 -5,511 -0,770 0,158 -0,604 0,1341 0,5504 1,7743 -0,11 -0,096 Измеренная Совокупный Процент Cumul,% Ожидаемая Совокупный Процент Cumul. % Измеренный частота измеренный измеренный измеренный частота ожидаемый ожидаемый ожидаемый ожидаемый Таблица П.5.10 – Статистические параметры выборки распределения фазы А ПКЭ «Размах изменения напряжения» в точках балансового разграничения потребителя и энергоснабжающей организации 121 3 5 4 4 0 10 11 12 < Infinity 19 6 9 26 5 8 9 4 8 0 3 16 0 2 7 0 100 94 90 86 81 78 70 54 35 9 0 0 0 0, 4 4 5 3 8 16 19 26 9 0 0 0 100 94 90 86 81 78 70 54 35 9 0 0 0 0,163 3,3800 5,4178 8,1618 11,398 14,480 16,292 15,600 11,936 6,5541 2,1050 0,2518 0,003 100 95,582 92,202 86,784 78,622 67,224 52,744 36,451 20,850 8,9139 2,3598 0,2548 0,003 0,1630 3,38 5,4178 8,1618 11,398 14,48 16,292 15,6 11,936 6,5541 2,1050 0,2518 0,003 100 95,582 92,202 86,784 78,622 67,224 52,744 36,451 20,850 8,9139 2,3598 0,2548 0,003 -0,163 0,619 -1,417 -3,161 -8,398 -6,48 -0,292 3,3991 14,063 2,4459 -2,105 -0,251 -0,003 Измеренная Совокупный Процент Cumul,% Ожидаемая Совокупный Процент Cumul. % Измеренный частота измеренный измеренный измеренный частота ожидаемый ожидаемый ожидаемый ожидаемый 1 Верхняя граница Таблица П.5.11 – Статистические параметры выборки распределения фазы С ПКЭ «Размах изменения напряжения» в точках балансового разграничения потребителя и энергоснабжающей организации 122 1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 < Infinity Верхняя граница 2 0 0 0 18 42 10 5 12 3 4 1 1 0 1 2 1 0 0 3 0 0 0 18 60 70 75 87 90 94 95 96 96 97 99 100 100 100 4 0 0 0 18 42 10 5 12 3 4 1 1 0 1 2 1 0 0 5 0 0 0 18 60 70 75 87 90 94 95 96 96 97 99 100 100 100 6 0,005 0,4564 3,6631 10,411 16,801 19,093 17,117 12,940 8,6048 5,1773 2,8754 1,4956 0,7366 0,3464 0,1565 0,0683 0,0289 0,0198 7 0,005 0,4616 4,1247 14,536 31,337 50,431 67,549 80,489 89,094 94,272 97,147 98,643 99,379 99,726 99,882 99,951 99,98 100 8 0,005 0,4564 3,6631 10,411 16,801 19,093 17,117 12,940 8,6048 5,1773 2,8754 1,4956 0,7366 0,3464 0,1565 0,0683 0,0289 0,0198 9 0,005 0,4616 4,1247 14,536 31,337 50,431 67,549 80,489 89,094 94,272 97,147 98,643 99,379 99,726 99,882 99,951 99,980 100 10 -0,005 -0,456 -3,663 7,5887 25,198 -9,093 -12,11 -0,94 -5,604 -1,177 -1,875 -0,495 -0,736 0,6536 1,8434 0,9316 -0,029 -0,019 Измеренная Совокупный Процент Cumul,% Ожидаемая Совокупный Процент Cumul. % Измеренный частота измеренный измеренный измеренный частота ожидаемый ожидаемый ожидаемый ожидаемый Таблица П.5.12 – Статистические параметры выборки распределения фазы А ПКЭ «Установившееся отклонение напряжения» в точках балансового разграничения потребителя и энергоснабжающей организации 123 1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 < Infinity Верхняя граница 2 0 0 0 29 31 11 6 4 4 8 1 1 0 2 2 1 0 0 3 0 0 0 29 60 71 77 81 85 93 94 95 95 97 99 100 100 100 4 0 0 0 29 31 11 6 4 4 8 1 1 0 2 2 1 0 0 5 0 0 0 29 60 71 77 81 85 93 94 95 95 97 99 100 100 100 6 0,0247 0,9755 5,1201 11,446 16,228 17,399 15,458 12,002 8,4216 5,4609 3,3245 1,9221 1,0644 0,5684 0,2942 0,1482 0,0729 0,0659 7 0,0248 1,0003 6,1205 17,567 33,795 51,194 66,653 78,656 87,078 92,539 95,863 97,785 98,850 99,418 99,712 99,861 99,934 100 8 0,0247 0,9755 5,1201 11,446 16,228 17,399 15,458 12,002 8,4216 5,4609 3,3245 1,9221 1,0644 0,5684 0,2942 0,1482 0,0729 0,0659 9 0,0248 1,0003 6,1205 17,567 33,795 51,194 66,653 78,656 87,078 92,539 95,863 97,785 98,850 99,418 99,712 99,861 99,934 100 10 -0,024 -0,975 -5,12 17,553 14,77 -6,399 -9,458 -8,002 -4,421 2,539 -2,324 -0,922 -1,064 1,431 1,705 0,8517 -0,072 -0,065 Измеренная Совокупный Процент Cumul,% Ожидаемая Совокупный Процент Cumul. % Измеренный частота измеренный измеренный измеренный частота ожидаемый ожидаемый ожидаемый ожидаемый Таблица П.5.13 – Статистические параметры выборки распределения фазы В ПКЭ «Установившееся отклонение напряжения» в точках балансового разграничения потребителя и энергоснабжающей организации 124 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 < Infinity Верхняя граница 0 0 0 9 45 15 9 4 5 6 0 2 1 2 1 1 0 0 0 0 9 54 69 78 82 87 93 93 95 96 98 99 100 100 0 0 0 9 45 15 9 4 5 6 0 2 1 2 1 1 0 0 0 0 9 54 69 78 82 87 93 93 95 96 98 99 100 100 0,0026 0,3035 2,8026 8,8197 15,394 18,630 17,595 13,903 9,6044 5,9751 3,4182 1,8257 0,9208 0,4425 0,2040 0,0907 0,0274 0,0027 0,3062 3,1089 11,928 27,322 45,952 63,548 77,451 87,056 93,031 96,449 98,275 99,196 99,638 99,842 99,933 100 0,0026 0,3035 2,8026 8,8197 15,394 18,630 17,595 13,903 9,6044 5,9751 3,4182 1,8257 0,9208 0,4425 0,2040 0,0907 0,0274 0,0027 0,3062 3,1089 11,928 27,3227 45,952 63,548 77,451 87,056 93,031 96,449 98,275 99,196 99,638 99,842 99,933 100 -0,003 -0,303 -2,802 0,1802 29,605 -3,63 -8,595 -9,903 -4,604 0,0248 -3,418 0,1742 0,0791 1,5574 0,7959 0,9092 -0,027 Измеренная Совокупный Процент Cumul,% Ожидаемая Совокупный Процент Cumul. % Измеренный частота измеренный измеренный измеренный частота ожидаемый ожидаемый ожидаемый ожидаемый Таблица П.5.13 – Статистические параметры выборки распределения фазы В ПКЭ «Установившееся отклонение напряжения» в точках балансового разграничения потребителя и энергоснабжающей организации 125 Рисунок П.5.1 – Функция распределения фазы В ПКЭ «Размах изменения 126 Рисунок П.5.2 – Интегральная кривая распределения ПКЭ «Коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности» в ТОП 127 Рисунок П.5.3 – Практическое и теоретическое распределение фазы В ПКЭ «Размах изменения напряжения» в ТОП Коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности Переменная: Var1, Распространение: Гамма Chi-Square test = 18,86752, df = 8 (adjusted) , p = 0,01558 22 20 128 Количество наблюдений 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 Category (upper limits) Рисунок П.5.4 – Практическое и теоретическое распределение ПКЭ «Коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности» у потребителя Переменная: Var1, Распространение: Гамма Chi-Square test = 18,86752, df = 8 (adjusted) , p = 0,01558 110 100 129 Количество наблюдений 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 Category (upper limits) Рисунок П.5.5 – Интегральная кривая распределения ПКЭ «Коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности» у потребителя Переменная: Var1, Распространение: Гамма Chi-Square test = 27,67863, df = 5 (adjusted) , p = 0,00004 30 130 Количество наблюдений 25 20 15 10 5 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 Category (upper limits) Рисунок П.5.6 – Практическое и теоретическое распределение фазы А ПКЭ «Размах изменения напряжения» у потребителя Переменная: Var1, Распространение: Гамма Chi-Square test = 27,67863, df = 5 (adjusted) , p = 0,00004 110 100 131 Количество наблюдений 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 Category (upper limits) Рисунок П.5.7 – Интегральная кривая распределения фазы А ПКЭ «Размах изменения напряжения» у потребителя Переменная: Var1, Распространение: Гамма Chi-Square test = 47,17077, df = 6 (adjusted) , p = 0,00000 35 132 Количество наблюдений 30 25 20 15 10 5 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 Category (upper limits) Рисунок П.5.8 – Практическое и теоретическое распределение фазы В ПКЭ «Размах изменения напряжения» у потребителя Переменная: Var1, Распространение: Гамма Chi-Square test = 47,17077, df = 6 (adjusted) , p = 0,00000 110 100 133 Количество наблюдений 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 Category (upper limits) Рисунок П.5.9 – Интегральная кривая распределения фазы В ПКЭ «Размах изменения напряжения» у потребителя Переменная: Var1, Распространение: Гамма Chi-Square test = 28,62032, df = 6 (adjusted) , p = 0,00007 30 134 Количество наблюдений 25 20 15 10 5 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 Category (upper limits) Рисунок П.5.10 – Практическое и теоретическое распределение фазы С ПКЭ «Размах изменения напряжения» у потребителя Переменная: Var1, Распространение: Гамма Chi-Square test = 28,62032, df = 6 (adjusted) , p = 0,00007 110 100 135 Количество наблюдений 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 Category (upper limits) Рисунок П.5.11 – Интегральная кривая распределения фазы С ПКЭ «Размах изменения напряжения» у потребителя Переменная: Var1, Распространение: Гамма Chi-Square test = 55,52554, df = 5 (adjusted) , p = 0,00000 50 45 136 Количество наблюдений 40 35 30 25 20 15 10 5 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 Category (upper limits) Рисунок П.5.12 – Практическое и теоретическое распределение фазы А ПКЭ «Установившееся отклонение напряжения» у потребителя Переменная: Var1, Распространение: Гамма Chi-Square test = 55,52554, df = 5 (adjusted) , p = 0,00000 110 100 137 Количество наблюдений 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 Category (upper limits) Рисунок П.5.13 – Интегральная кривая распределения фазы А ПКЭ «Установившееся отклонение напряжения» у потребителя Переменная: Var1, Распространение: Гамма Chi-Square test = 63,49154, df = 6 (adjusted) , p = 0,00000 35 138 Количество наблюдений 30 25 20 15 10 5 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 Category (upper limits) Рисунок П.5.14 – Практическое и теоретическое распределение фазы В ПКЭ «Установившееся отклонение напряжения» у потребителя Переменная: Var1, Распространение: Гамма Chi-Square test = 63,49154, df = 6 (adjusted) , p = 0,00000 110 100 139 Количество наблюдений 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 Category (upper limits) Рисунок П.5.15 – Интегральная кривая распределения фасы В ПКЭ «Установившееся отклонение напряжения» у потребителя Переменная: Var1, Распространение: Гамма Chi-Square test = 71,82547, df = 5 (adjusted) , p = 0,00000 50 45 140 Количество наблюдений 40 35 30 25 20 15 10 5 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 Category (upper limits) Рисунок П.5.16 – Практическое и теоретическое распределение фазы С ПКЭ «Установившееся отклонение напряжения» у потребителя Переменная: Var1, Распространение: Гамма Chi-Square test = 71,82547, df = 5 (adjusted) , p = 0,00000 110 100 141 Количество наблюдений 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 Category (upper limits) Рисунок П.5.17 – Интегральная кривая распределения фазы С ПКЭ «Установившееся отклонение напряжения» у потребителя Переменная: Var1, Распространение: Гамма Chi-Square test = 47,71800, df = 4 (adjusted) , p = 0,00000 50 45 142 Количество наблюдений 40 35 30 25 20 15 10 5 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 Category (upper limits) Рисунок П.5.18 – Практическое и теоретическое распределение фазы С ПКЭ «Размах изменения напряжения» в ТОП Переменная: Var1, Распространение: Гамма Chi-Square test = 47,71800, df = 4 (adjusted) , p = 0,00000 110 100 143 Количество наблюдений 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 Category (upper limits) Рисунок П.5.19 – Интегральная кривая распределения фазы С ПКЭ «Размах изменения напряжения» в ТОП Переменная: Var1, Распространение: Гамма Chi-Square test = 33,20438, df = 2 (adjusted) , p = 0,00000 50 45 144 Количество наблюдений 40 35 30 25 20 15 10 5 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Category (upper limits) Рисунок П.5.20 – Практическое и теоретическое распределение фазы А ПКЭ «Размах изменения напряжения» в ТОП Переменная: Var1, Распространение: Гамма Chi-Square test = 33,20438, df = 2 (adjusted) , p = 0,00000 110 100 145 Количество наблюдений 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Category (upper limits) Рисунок П.5.21 – Интегральная кривая распределения фазы А ПКЭ «Размах изменения напряжения» в ТОП Приложение 4 Результаты измерений ПКЭ в ТОП и точках балансового разграничения потребителя и энергоснабжающей организации Таблица П.4.1 – Результаты испытаний КЭ в ТОП 1 Количество контрольных точек, в которых КЭ не соответствует ГОСТ 13109 – 97 3 уровень Отклонение от норматива Отклонение от норматива 2 Количество контрольных точек, в которых КЭ не соответствует ГОСТ 13109 – 97 2 уровень Количество контрольных точек, в которых КЭ не соответствует ГОСТ 13109 – 97 Отклонение от норматива 1 уровень 3 4 5 6 7 1.Установившееся отклонение напряжения +-5 - +46 +-10% - +4 >+-15% 0 10% 15% 2. Размах изменения напряжения +-5 - +58 +-10% - +4 >+-15% 0 10% 15% 3.1 Доза фликера (Кратковременная доза фликера) 1,38 - 2,38 6 2,38 - 3,38 4 >3,38 8 3.2 3.1 Доза фликера (Длительная доза фликера) 1-2 4 2-3 0 >3 0 4.Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения (0,38 кВ) 12 - 22 0 22 - 32 0 >32 2 Коэффициент n-ой гармонической составляющей напряжения А)Нечетные гармоники 5 (0,38 кВ) 6 - 12 0 12 - 24 0 >24 2 7 (0,38 кВ) 5 - 10 0 10 - 15 0 >15 2 11 (0,38 кВ) 3,5 - 7 0 7 - 14 0 >14 2 13 (0,38 кВ) 3-6 0 6 - 12 0 >12 2 19 (0,38 кВ) 1,5 - 3 0 3 - 4,5 0 >4,5 2 146 Продолжение таблицы П.4.1 1 2 3 4 5 6 7 23 (0,38 кВ) 1,5 - 3 0 3 - 4,5 0 >4,5 2 25 (0,38 кВ) 1-2 0 2-3 0 >3 2 27 (0,38 кВ) 0,2 - 0,4 8 0,4 - 0,8 1 >0,8 2 Б)Нечетные гармоники, кратные 3" 5 - 10 16 10 - 15 0 >15 2 3 (0,38 кВ) 1,5 - 3 2 3 - 4,5 0 >4,5 2 9 (0,38 кВ) 0,3 - 0,6 34 0,6 - 0,9 5 >0,9 4 15 (0,38 кВ) 0,2 - 0,4 16 0,4 - 0,6 6 >0,6 4 21 (0,38 кВ) В) Четные гармоники: 2-4 0 4-6 0 >6 2 2 (0,38 кВ) 1-2 0 2-4 0 >4 2 4 (0,38 кВ) 0,5 - 1 6 1-2 0 >2 2 6 (0,38 кВ) 0,5 - 1 4 1-2 0 >2 2 8 (0,38 кВ) 0,5 - 1 2 1-2 0 >2 2 10 (0,38 кВ) 0,2 - 0,4 4 0,4 - 0,6 0 >0,6 6 12 (0,38 кВ) 6.Коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности 4 - 8% 0 8% - 12% 0 >12% 7.Коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности 4 - 8% 1 8% - 12% 0 >12% 40 8. Отклонение частоты +-0,4 - +0 +-0,6 Гц – 0 >+-0,8Гц 2 0,6 Гц +-0,8Гц 9. Длительность провала напряжения 30 - 40с 0 40с - 50с 0 >50с 0 10. Импульсное напряжение 10 >Uп.среднес 0 >Uп.среднес Uп.среднестат. тат., 10 тат., , 20мкс >20мкс 1 - 10 мкс 11. Коэффициент временного перенапряжения 20с - 40с, 0 40с - 60с, 0 >60с 0 1,31 - 1,15 1,15 - 1 <1 147 Таблица П.4.2 – Результаты испытаний КЭ в точке балансового разграничения потребителя с энергоснабжающей организации 1 2 Количество контрольных точек, в которых КЭ не соответствует ГОСТ 13109 – 97 3 уровень Отклонение от норматива Количество контрольных точек, в которых КЭ не соответствует ГОСТ 13109 – 97 2 уровень Отклонение от норматива Количество контрольных точек, в которых КЭ не соответствует ГОСТ 13109 – 97 Отклонение от норматива 1 уровень 3 4 5 6 7 1.Установившееся отклонение напряжения +-5 - +-10% 45 +-10% - +4 >+-15% 1 15% 2. Размах изменения напряжения +-5 - +-10% 56 +-10% - +9 >+-15% 3 15% 3. Доза фликера : 3.1 Кратковременная доза фликера; 1,38 - 2,38 10 2,38 8 >3,38 2 3,38 3.2 Длительная доза фликера 1-2 6 2-3 3 >3 1 4.Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения (0,38 кВ) 12 - 22 0 22 - 32 0 >32 0 Коэффициент n-ой гармонической составляющей напряжения А)Нечетные гармоники, не кратные 3: 5 (0,38 кВ) 6 - 12 0 12 - 24 0 >24 0 7 (0,38 кВ) 5 - 10 0 10 - 15 0 >15 0 11 (0,38 кВ) 3,5 - 7 0 7 - 14 0 >14 0 13 (0,38 кВ) 3-6 0 6 - 12 0 >12 0 17 (0,38 кВ) 2-4 0 4-8 0 >8 0 19 (0,38 кВ) 1,5 - 3 0 3 - 4,5 0 >4,5 0 23 (0,38 кВ) 1,5 - 3 0 3 - 4,5 2 >4,5 0 25 (0,38 кВ) 1-2 0 2-3 0 >3 0 27 (0,38 кВ) 0,2 - 0,4 9 0,4 - 0,6 1 >0,6 0 Б)Нечетные гармоники, кратные 3" 3 (0,38 кВ) 5 - 10 17 10 - 15 0 >15 0 9 (0,38 кВ) 1,5 - 3 2 3 - 4,5 0 >4,5 0 21 (0,38 кВ) 0,2 - 0,4 17 0,4 - 0,6 6 >0,6 2 148 Продолжение таблицы П.4.2 1 2 3 4 5 6 7 В) Четные гармоники: 2-4 0 4-6 0 >6 0 2 (0,38 кВ) 1-2 0 2-4 0 >4 0 4 (0,38 кВ) 0,5 - 1 6 1-2 0 >2 0 6 (0,38 кВ) 0,5 - 1 4 1-2 0 >2 0 8 (0,38 кВ) 0,5 - 1 2 1-2 0 >2 0 10 (0,38 кВ) 0,2 - 0,4 4 0,4 - 0,6 0 >0,6 4 12 (0,38 кВ) 6.Коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности 4 - 8% 0 8% - 12% 0 >12% 0 7.Коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности 4 - 8% 32 8% - 12% 20 >12% 6 8. Отклонение частоты +-0,4 - +0 +-0,6 Гц – 0 >+-0,8Гц 0 0,6 Гц +-0,8Гц 9. Длительность провала напряжения 30 - 40с 0 40с - 50с 0 >50с 0 10. Импульсное напряжение 10 >Uп.среднес 0 >Uп.среднес 0 Uп.среднестат. тат., 10 тат., , 20мкс >20мкс 1 - 10 мкс 11. Коэффициент временного перенапряжения 20с - 40с, 0 40с - 60с, 0 >60с 0 1,31 - 1,15 1,15 - 1 <1 149 150 Количество выходов P,% Количество выходов P,% 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3 +-1- +-2 0 2 Интервал Количество выходов P,% 0 - +-1 1 +-2 - +-3 0 0 0 0 0,01 1 4 +-3 - +-4 0,09 9 0,05 5 0,09 9 5 +-4 - +-5 0,26 26 0,31 31 0,27 27 6 +-5 - +-6 0,19 19 0,22 22 0,22 22 7 +-6 - +-7 0,16 16 0,14 14 0,13 13 8 +-7 - +-8 8 10 +-8 - +-9 3 0,08 8 0,03 3 0,06 0,03 Фаза С 6 0,06 0,08 Фаза В 6 9 Фаза А 0,05 5 0,06 6 0,02 2 11 +-9 - +-10 4 12 +-10 - +-11 0,04 4 0,04 4 0,04 1. Размах изменения напряжения (∆Ut) +-11 - +-12 0,04 4 0,02 2 0,03 3 13 +-12 - +-13 0,02 2 0,01 1 0,01 1 14 +-13 - +-14 0,01 1 0,03 3 0,01 1 15 0 0 0 0 0,01 1 16 +-14 - +-15 Таблица П.5.1 – Распределение количества отклонений ПКЭ по интервалам в точках балансового разграничения потребителя и энергоснабжающей организации Приложение 5 Распределение количества отклонений ПКЭ по интервалам в ТОП и точках балансового разграничения потребителя и энергоснабжающей организации 0,03 3 0,03 3 0,02 2 17 >+-15 151 8 0,08 0-1 4 0,04 Интервал Количество выходов P,% 0,09 9 0,21 21 11 0,1 10 12 6 4 Фаза В 0,05 0,12 5 15 9 4 0,45 0,15 0,09 0,04 45 Фаза С 0,39 0,11 0,06 0,04 39 0,42 42 Фаза А 0,05 5 0,04 4 0,03 3 0,06 6 0,08 8 0,04 4 0 0 0,01 1 0,01 1 0,02 2 0,01 1 0,01 1 6 7 8 9 10 11 12 13 2. Установившееся отклонение напряжения (∆U) 0,18 18 5 0,01 1 0 0 0 0 14 1-2 0,1 10 2-3 0,2 20 3-4 0,12 12 4-5 0,09 9 5-6 0,09 9 6-7 0,02 2 7-8 0,03 3 8-9 0,05 5 9 - 10 0,02 2 0,02 2 0,01 1 15 0,01 1 0,02 2 0,02 2 16 0,05 5 0,07 7 10 - 11 11 - 12 3.Коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности (К0U) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Количество выходов P,% Количество выходов P,% Количество выходов P,% Продолжение таблицы П.5.1 1 2 3 4 0,06 6 >12 0,01 1 0,01 1 0,01 1 17 152 0 0 0 Количество выходов P,% Количество выходов Количество выходов P,% Количество выходов P,% 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3 0 - +-1 1 +-1 - +-2 Интервал +-2 - +-3 3 0 0 0,01 1 0,02 2 4 +-3 - +-4 +-4 - +-5 42 0,31 31 0,32 32 6 +-5 - +-6 20 0,28 28 0,2 20 7 +-6 - +-7 4 9 0,12 0,02 Фаза С 12 6 0,12 0,04 Фаза В 12 2 8 Фаза А 12 +-7 - +-8 4 0,04 4 0,08 8 10 4 0,04 4 0,02 2 11 0,08 0,42 0,2 0,12 0,06 0,04 0,04 2. Установившееся отклонение напряжения (∆U) Фаза А 22 45 12 8 6 4 0 8 0,14 14 0,20 20 5 +-8 - +-9 1. Размах изменения напряжения (∆Ut) +-9 - +-10 Таблица П.5.2 – Распределение количества отклонений ПКЭ по интервалам в ТОП +-10 - +-11 0 0 0 0,02 2 0 0 12 +-11 - +-12 0 0,02 2 0 0 0 0 13 +-12 - +-13 0 0,02 2 0 0 0 0 14 +-13 - +-14 0 0 0 0,02 2 0 0 15 0 0 0 0 0 0 0 16 +-14 - +-15 153 P,% Количество выходов К0U,% P,% Количество выходов P,% Количество выходов 0 0 0 0,04 4 0,22 22 0,21 21 5 0,22 0,38 38 0,49 49 6 0,45 0,16 16 0,1 10 7 0,12 0,12 12 Фаза С 0,06 6 Фаза В 8 0,08 0,04 4 0,04 4 9 0,06 0,04 4 0 0 10 0,04 0 0 0,02 2 11 0 0 0 0,02 2 12 0 0,02 2 0 0 13 0 6 0,06 5 0,05 1-2 0,15 15 2-3 0,22 22 3-4 0,11 11 4-5 0,01 1 5-6 0 0 6-7 0 0 7-8 0 0 8-9 2 0 0 14 0 0,02 0 0 0,02 2 15 0 0 0 0 0 0 0 9 - 10 10 - 11 11 - 12 3. Коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности (К0U) 0-1 0 0 0 0 0 0 0 Продолжение таблицы П.5.2 1 2 3 4 0 0 0,03 P,% 0,4 40 >12 0 0 0 0 16 0 Приложение 6 Результаты опроса экспертов для определения поправочного коэффициента при различных интервалах изменения размаха напряжения 154 9 7 8 9 9 9 9 10 10 10 8 9 8 8 7 7 9 9 9 9 9 9 10 10 6 7 8 7 7 7 8 8 8 8 6 6 7 6 6 7 8 8 8 7 7 6 11 3 2 1 3 3 3 2 2 1 1 4 2 2 3 3 3 2 1 3 2 1 2 12 1 1 1 1 2 0 3 3 2 0 0 2 0 0 1 2 2 1 1 1 3 2 13 14 15 4 5 8 2 6 7 3 6 7 2 7 8 4 7 8 2 6 9 2 6 7 2 4 6 2 5 6 2 6 7 3 5 7 4 4 6 2 5 6 2 4 6 2 6 7 4 5 7 4 4 8 2 5 6 4 4 7 2 5 7 2 6 6 4 5 6 0,2 - 0 0,4 - 0,2 8 4 5 6 6 6 7 5 6 4 3 3 3 7 5 5 6 6 6 7 5 7 7 0,6 - 0,4 7 3 2 1 2 3 3 2 2 1 1 0 0 2 3 3 3 2 1 3 2 1 2 0,8 - 0,6 0,8 - 0,6 6 1 1 1 1 2 0 0 0 2 0 0 0 0 0 0 2 2 1 1 1 1 1 1 - 0,8 1 - 0,8 5 4 2 3 3 3 3 2 2 2 3 4 4 3 2 2 4 4 3 4 2 2 4 0,2 - 0 0,2 - 0 4 5 4 3 2 3 4 4 4 6 5 5 6 7 6 6 6 5 5 6 3 3 5 0,4 - 0,2 0,4 - 0,2 3 7 6 6 3 4 5 6 5 7 6 6 7 8 7 7 7 6 6 4 4 4 4 0,6 - 0,4 0,6 - 0,4 2 8 9 10 7 8 8 9 9 10 8 8 9 9 9 9 10 7 7 6 6 6 6 0,8 - 0,6 1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 Оценки экспертов, данные i-му интервалу поправочного коэффициента в зависимости от размаха изменения напряжения Отклонение поправочного коэффициента -+5% - +-10% -+10% - +-15% >+-15% 1 - 0,8 Эксперты Таблица П.6.1 – Результаты опроса экспертов для определения поправочного коэффициента при различных интервалах изменения размаха напряжения 16 9 9 9 9 9 10 8 7 9 8 10 9 9 9 9 9 9 8 7 7 7 7 16 10 10 10 10 9 7 7 8 8 8 10 9 9 9 10 10 10 10 351 280 215 13 14 15 3 5 6 4 5 8 3 6 8 3 4 7 4 6 7 4 6 6 2 3 6 4 6 7 3 7 7 2 6 7 3 5 8 4 5 6 3 5 7 4 6 6 4 6 8 5 6 8 4 6 8 4 6 8 123 12 3 2 3 2 2 2 1 1 1 1 1 2 2 2 2 3 3 3 65 11 1 3 2 1 2 2 2 1 3 2 3 3 2 3 3 1 2 2 87 10 5 5 6 6 5 6 7 7 7 7 6 6 7 7 7 6 6 6 268 9 10 10 10 8 7 9 9 10 8 8 8 8 8 8 9 10 10 10 352 8 6 6 5 4 5 6 5 5 6 6 6 7 6 5 6 7 6 5 221 7 1 3 2 1 2 2 2 1 3 2 1 1 2 3 3 3 2 2 78 6 1 2 1 2 2 2 1 1 1 1 1 2 2 2 2 1 1 0 42 131 N ij 195 331 m 239 Продолжение таблицы П.6.1 1 2 3 4 5 23 8 6 4 3 24 8 7 5 4 25 8 5 4 3 26 9 6 4 3 27 9 7 6 4 28 9 6 5 4 29 10 6 5 4 30 8 7 6 4 31 8 5 4 3 32 8 5 4 2 33 9 7 6 4 34 7 4 3 4 35 5 5 4 4 36 8 6 5 4 37 9 7 6 4 38 10 8 7 4 39 10 8 7 4 40 10 9 7 4 M(tпр) =0,646 W = 2,837 M(tпр) =0,487 W = 3,471 155 0,1 144 20736 35,1 0,3 77 5929 84 0,5 8 64 43 0,7 86,1 -84 7056 0,9 -142 20164 58,5 0,1 -115 13225 8,7 0,3 66 4356 80,4 0,5 176 150 0,9 0,7 154,7 22500 i 1 )2 9 Nij 81 ( 70,2 -124 15376 N 0,1 -138 19044 i 1 m 4,2 0,3 -57 3249 39,3 0,5 97,5 0,7 167,3 7 N ij 49 N m 51 N ij i 1 2601 m 143 tci∙х 20449 tci 298 0,9 i 1 M(tпр) =0,296 W = 3,371 Приложение 7 Акты внедрения 156 157 158 159 БОРОДИН М. В., ВИНОГРАДОВ А. В. ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПОСРЕДСТВОМ МОНИТОРИНГА КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ МОНОГРАФИЯ Отпечатано в соответствии с качеством предоставленного оригинал-макета Редактор Н.Л. Ермакова Технический редактор А.И. Мосина Сдано в набор 8.07.2014г. Подписано в печать 22.07.2014г. Формат 60х90/16. Бумага офсетная. Гарнитура Таймс. Объем 10 печ. л. Тираж 500 экз. ФГБОУ ВПО Орёл ГАУ, издательство 302028, Орёл, бульвар Победы, 19
