На главную

Статьи, публикации, архив номеров  

«     2018     2017  |   2016  |   2015  |   2014  |   2013  |   2012  |   2011  |   2010  |   2009  |   »
«     Январь  |   Февраль  |   Март  |   Апрель  |   Май  |   Июнь  |   Июль  |   Август  |   Сентябрь  |   Октябрь  |   Ноябрь  |   Декабрь     »

Проблемы и решения

01.02.2014 Симметрирование электрических нагрузок по фазам при преобладании однофазных вводов

 

Симметрирование электрических нагрузок по фазам при преобладании однофазных вводов

 

Due to asymmetrical load current on the elements of the electric supply system, an asymmetrical tension system takes place on the outputs of the current collector. The tension deviations of the current collector of the overloaded phase can exceed normally admissible values, while the tension deviations of the current collector of other phases will be within the limits. The deterioration of tension mode takes place under such condition as asymmetrical mode. Working conditions of these current collectors and all the elements of the network worsen significantly, the reliability of the electric equipment and the power supply system decreases. The simplest and the most effective method of balancing is an equal distribution of single-phase loads. Considering the extent of networks automation, it is appropriate to use well-developed automated monitoring systems and accounting of energy resources is considered.

 

Как известно, вследствие несимметричных токов нагрузки, протекающих по элементам системы электроснабжения, на выводах электроприемников (ЭП) появляется несимметричная система напряжений. Отклонения напряжения у ЭП перегруженной фазы могут превысить нормально допустимые значения, в то время как отклонения напряжения у ЭП других фаз будут находиться в нормируемых пределах. Вместе с ухудшением режима напряжения при несимметричном режиме существенно ухудшаются условия работы как самих ЭП, так и всех элементов сети, снижается надежность работы электрооборудования и системы электроснабжения в целом. Наиболее простым и эффективным методом симметрирования является равномерное распределение однофазных нагрузок. Учитывая степень автоматизации сетей, для этого целесообразно использовать системы АСКУЭ.

 

Электросети стран СНГ и ряда государств Европейского союза, например Германии, имеют два существенных отличия. Первое из них – большая протяженность электрических сетей низкого напряжения 0,38/0,22 кВ, которое оказывает существенное влияние на падение напряжения и потери в сетях. Второе – это наличие в сетях стран СНГ большого количества потребителей, особенно коммунально-бытовых, получающих питание по неполнофазным (в основном однофазным) ответвлениям, в то время как в Германии [1] и большинстве стран Евросоюза у потребительских сетей практически нет неполнофазных ответвлений, поскольку все потребители электрической энергии имеют трехфазные вводы.

В [1] отмечено, что даже равномерно распределенные по фазам электроприемники (при трехфазном вводе) из-за случайного характера их работы также создают потоки нулевой последовательности. При наличии преимущественно однофазных вводов отсутствуют какие-либо иные способы распределения нагрузок по фазам трехфазной низковольтной питающей сети с нулевым проводом как способ приблизительного расчета, основанный или на равномерном распределении числа вводов по каждой из фаз, или же – по установленной мощности токоприемников. И тот и другой способы при отсутствии оперативного учета объемов электропотребления приводят к существенному снижению показателей качества электроэнергии и прежде всего – к несимметрии токов и напряжений, их колебаниям и отклонениям.

Методическими указаниями по контролю и анализу качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения [2, 3] все показатели и нормы качества электроэнергии рекомендовано устанавливать в соответствии с ГОСТ 13109-97 «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах общего назначения». Данный стандарт в части несимметрии напряжений несущественно отличается от Европейского стандарта EN 50160 [4]. В настоящее время стандарт EN 50160 уже принят в качестве национального стандарта Российской Федерации, и по этой причине Беларуси предстоит проведение подобного процесса, учитывая, что электрические сети наших государств работают параллельно.

Согласно ГОСТ 13109-97 несимметрия напряжений (и, соответственно, токов) характеризуется коэффициентами несимметрии по обратной и нулевой последовательностям. Нормально и предельно допустимое значения коэффициента несимметрии напряжений по обратной последовательности в точках общего присоединения к электрическим сетям, также как нормально и предельно допустимое значения коэффициента несимметрии напряжений по нулевой последовательности в точках общего присоединения к четырехпроводным электрическим сетям с номинальным напряжением 0,38 кВ, равны 2 и 4 % соответственно.

Для определения причин несоответствий по коэффициенту несимметрии напряжений по нулевой последовательности К0u необходимо одновременно вычислить следующие величины:

• коэффициент несимметрии по нулевой последовательности К0u, %;

• напряжение прямой последовательности основной частоты в точке общего присоединения U1топ, В;

• фазные токи IА, IB, IC, А;

• ток в нулевом проводе I0, А.

Все перечисленные показатели определяются в реальном времени практически каждым из включенных в Реестр измерительных приборов электронного типа и допущенных к применению в составе АСКУЭ в качестве многофункциональных многотарифных электронных счетчиков. Так, например, электронные счетчики «Гран-Электро СС-301» (трехфазный) и «Гран-Электро СС-101» (однофазный) позволяют выполнять ряд функций (табл. 1).

 

Таблица 1

 

Перечень параметров и данных, выводимых на дисплей счетчика и доступных к считыванию и записи через последовательный порт

Наименование параметра, данных

Тип операции с параметрами и данными

Вывод на дисплей

Считывание через

последовательный порт

Средняя мощность 3-минутная за текущий

и предыдущий интервалы усреднения

 

+

Средняя мощность 30-минутная за текущий и предыдущий интервалы усреднения

 

+

Мгновенная активная/реактивная мощность

с учетом направления по каждой из фаз

+

+

Напряжение

+

+

Ток

+

+

Коэффициент мощности, cosj

 

+

Частота сети

+

+

Текущая дата и время

+

+

Тарифное расписание

+

+

Архив событий (состояние фаз, состояние прибора, аппаратные ошибки счетчика, сбой часов текущего времени, короткое замыкание или неправильное подключение счетчика)

+

+

 

Данных табл. 1 достаточно, чтобы определить действующие значения напряжения нулевой последовательности основной частоты U0(1)i по формуле, приведенной в ГОСТ 13109-97, вычислить коэффициент несимметрии напряжения по нулевой последовательности K0u как результат i-го наблюдения по формуле:

 

 

где U0(1) – действующее значение напряжения нулевой последовательности основной частоты трехфазной системы напряжений в i-м наблюдении, В.

В случае проведения N наблюдений K0ui на интервале времени Т, равном 3 с, значение коэффициента несимметрии напряжений K0u определяется по формуле:

 

 

Заметим, что согласно ГОСТ 13109-97 показатели КЭ определяются на различных основных интервалах времени: от 0,1 до 0,5 с при усреднении на интервале времени 3 с, 20 с (отклонение частоты) или 1 мин (для отклонений напряжения) в течение каждых 24 ч недельного цикла измерения.

Новый российский ГОСТ Р 54149-2010 [5] устанавливает нормы показателей КЭ в виде значений, измеренных на едином интервале времени измерений класса А (повышенного типа), равном 10 периодам напряжения сети 50 Гц (0,2 с), с объединением результатов измерений на каждом интервале времени 10 мин в течение недели. Объединение означает нахождение корня квадратного из среднего значения квадратов объединяемых значений, то есть в соответствии с формулой (2) пропуски интервалов при этом не допускаются.

Как следует из анализа требований действующих в Беларуси и России стандартов ПКЭ, требования к стандартам в России возросли. В связи с этим ряд авторов считает, что средства измерений ПКЭ, используемые ранее и удовлетворяющие требованиям ГОСТ 13109-97, не могут быть допущены для проведения сертификационных испытаний, так как они не соответствуют требованиям к точности получаемых результатов измерений, процедурам объединения этих результатов и т. д. Принимая к сведению подобные заявления, следует признать, что даже в усовершенствованных стандартах остается правило выборочного контроля ПКЭ. Это снижает эффективность проводимых мероприятий по улучшению данных показателей, так как в условиях использования подобного контроля остаются неизвестными величины ПКЭ на большей части временного интервала. Восполнить недостаток этой информации по некоторым показателям (в нашем случае – несимметрия токов и напряжений) можно, как уже говорилось, с помощью ряда серийно изготавливаемых электронных счетчиков, включенных в Госреестр средств измерений и Отраслевой рекомендуемый перечень средств коммерческого учета электроэнергии для целей применения в составе АСКУЭ.

Рассмотрим возможный вариант использования этой информации на конкретном примере электроснабжения группы потребителей из шести абонентов с однофазными вводами и, соответственно, однофазными электронными счетчиками с передачей информации на устройство сбора данных (УСПД) – рис. 1.

В настоящее время на рынке много различных приборов и систем АСКУЭ. Есть среди них и дорогостоящие, функциональные возможности которых в полной мере невостребованы, что существенно снижает экономическую эффективность от внедрения средств автоматизации исключительно в целях коммерческого учета. Расширение функций подобных средств возможно, и оно не противоречит концепции энергоучета, так как в процессе выполнения новых функций обеспечиваются надежность, достоверность собираемой информации и защита от несанкционированного доступа.

Как видно из рис. 1, на фазы А, В и С подключено по два однофазных потребителя, нагрузки которых в часовых разрезах приведены в табл. 2. Данные по часовым нагрузкам усреднены на некотором отрезке времени, чтобы определить степень устойчивости коэффициента неравномерности нагрузки по фазам.

 

Таблица 2

 

Нагрузки на суточном интервале (А) по вводам, усредненные за время tср

Номер

потребителя

Суточный интервал, ч

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

1

2

2

2

2

2

8

8

8

8

4

4

4

4

4

4

4

12

12

12

12

12

12

2

2

2

6

6

6

6

6

6

14

14

4

4

4

4

4

4

14

14

14

14

2

2

2

2

2

2

3

2

2

2

2

2

16

16

6

6

6

6

6

6

6

6

6

6

16

16

6

6

6

6

6

4

10

10

10

10

10

14

6

6

6

6

6

6

6

6

16

16

16

16

16

16

6

6

6

6

5

4

4

4

4

4

4

12

12

12

12

4

4

4

4

4

4

4

4

16

16

16

16

16

6

6

8

8

8

8

8

8

16

16

16

16

16

16

16

16

16

16

16

16

16

16

16

6

6

6

S

32

32

32

32

32

36

72

62

52

48

40

40

40

40

60

60

68

78

78

68

58

48

38

28

 

Расчет нагрузок по фазам на основании данных, приведенных в табл. 2, дал следующие результаты:

 

 

Как видно из приведенных расчетов, нагрузка на фазе В оказалась равной средней нагрузке (ĪB = Īф = 16,5 А). Нагрузки на фазах А и С существенно разнятся, в связи с чем проверим целесообразность переподключения нагрузки потребителя 1 (фаза А) на фазу С, а потребителя 6 – наоборот на фазу А. В результате переподключения получим следующие значения средних по фазам нагрузок:

ĪA = 14,3 A;

ĪB = 16,5 A;

ĪC = 18,7 A.

 

Таблица 3

 

Несимметрия нагрузок на фазах до переключения

Показатель

Суточный интервал, ч

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

IA, A

8

8

8

8

8

14

22

22

12

8

8

8

8

8

18

18

18

26

14

14

14

14

4

4

IB, A

12

12

12

12

16

30

22

12

12

12

12

12

12

12

22

22

22

32

32

22

12

12

12

12

IC, A

12

12

12

12

12

12

28

28

28

28

20

20

20

20

20

20

20

20

32

32

32

22

22

12

Iф, А

10,7

10,7

10,7

10,7

12

18,7

24,7

21,3

17,3

16

13,3

13,3

13,3

13,3

20

20

22,7

26

26

22,7

19,3

16

12,7

9,3

КIA, %

74,7

74,7

74,7

74,7

66,7

74,9

89,1

103,3

69,4

50

60,1

60,1

60,1

60,1

90

90

90

100

53,8

61,7

72,5

87,5

31,5

43

КIB, %

112,1

112,1

112,1

112,1

133,3

160,4

89,1

56,3

69,4

75

90,2

90,2

90,2

90,2

110

110

110

123,1

123,1

96,9

62,2

75

94,5

129

КIC, %

112,1

112,1

112,1

112,1

100

64,2

113,3

131,4

161,8

175

150,4

150,4

150,4

150,4

100

100

100

76,9

123,1

141

165,8

137,5

173,5

129

 

Таблица 4

 

Несимметрия нагрузок на фазах после переключения

Показатель

Суточный интервал, ч

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

IA, A

10

10

10

10

10

10

28

28

16

16

8

8

8

8

18

18

18

18

18

18

18

18

18

8

IB, A

12

12

12

12

16

30

22

12

12

12

12

12

12

12

22

22

22

32

32

22

12

12

12

12

IC, A

10

10

10

10

10

16

24

24

24

20

20

20

20

20

20

20

28

28

28

28

28

18

8

8

Iф, А

10,7

10,7

10,7

10,7

12

18,7

24,7

21,3

17,3

16

13,3

13,3

13,3

13,3

20

20

22,7

26

26

22,7

19,3

16

12,7

9,3

КIA, %

93,5

93,5

93,5

93,5

83,3

53,5

113,3

131,4

92,5

100

60,2

60,2

60,2

60,2

90

90

79,3

69,2

69,2

79,3

79,3

112,5

141,7

86

КIB, %

112

112

112

112

133,3

160,4

89,1

56,3

69,4

75

90,2

90,2

90,2

90,2

110

110

96,9

123

123

96,9

96,9

75

94,5

129

КIC, %

93,5

93,5

93,5

93,5

83,3

85,5

97,2

112,7

138,7

125

150,3

150,3

150,3

150,3

100

110

123,3

107,7

107,7

123,3

123,3

112,5

63

86

 

В табл. 3 и 4 приведены значения нагрузок на фазах А, В и С до и после их переподключения и, соответственно, средние нагрузки в расчете на фазу за каждый час, а также коэффициенты несимметрии по току, определяемые формулой:

 

 

где Īij – значение тока i-й фазы, усредненное на j-м интервале;

Īфj – значение тока на j-м интервале, усредненное по фазам.

Анализ коэффициентов КI, имевших место до и после переключения вводов, показал следующее:

• на фазе В как до, так и после переключения наибольшее отклонение значения коэффициента КI составило 133,3 и 160,4 % на отрезке времени от 5 до 6 ч;

• перераспределение нагрузок на фазе А привело к тому, что в 8 ч утра значение КI возросло с 103,3 до 131,4 %;

• перераспределение нагрузок на фазе С позволило снизить с 11 до 5 ч протяженность времени, в течение которого значение КI было больше 130 %.

На рис. 2 приведены упорядоченные по убыванию распределения усредненных пофазных нагрузок до и после переключения ввода 1 на фазу С и ввода 5 – на фазу А. Как следует из кривых, во втором случае распределение по часам усредненных пофазных нагрузок стало более плотным. Это обеспечило не только снижение коэффициента неравномерности нагрузок, но и уменьшение потерь электрической энергии в распределительной сети в связи с увеличением степени равномерности нагрузок не только по фазам, но и по времени суток.

Таким образом, анализ фактических нагрузок по фазам на длительном интервале времени позволяет частично решить проблему их симметрирования методом переключения пофазных вводов, используя некоторые расчетные процедуры. В нашем случае решение было очевидным. Однако при наличии множества однофазных вводов на линию необходимо решение оптимизационной задачи, позволяющее обосновать и выбрать наилучший вариант переключения нагрузок.

Сформулируем эту задачу.

Задача. На четырехпроводной линии имеется m вводов, некоторым образом распределенных по фазам. По каждому вводу определены суточные графики нагрузок и коэффициенты несимметрии по току (КI), усредненные на часовых интервалах за длительный период измерений, а в целом по линии задана граница отклонения коэффициента несимметрии по току (КIдоп). Нужно перераспределить нагрузки по фазам таким образом, чтобы выполнялось условие КIдоп – КImax = max.

Решение. На рис. 3 приведена укрупненная блок-схема решения задачи, включающая следующие модули:

1.1. Расчет среднего значения фазного тока на каждом часовом интервале по формуле:

Īф = (IA + IВ + IС) / 3; (4)

1.2. Расчет отклонений (с учетом знака) значений фазных токов от среднего:

DIA = IA – Iф,

DIB = IB – Iф, (5)

DIC = IC – Iф;

1.3. Расчет значений КI по каждой фазе:

KIA = IA / Ī,

KIB = IB / Ī, (6)

KIC = IC / Ī.

2. Упорядочение нагрузок с положительными значениями ∆I по убыванию для обеспечения быстрого выбора тех, которые обеспечат их симметрирование. Для уменьшения числа вариантов целесообразно начинать выбор с начала упорядоченного ряда.

3. Выбор максимального значения КImax и фазы, на которой это значение имеет место, в соответствии с результатами расчетов по модулю 1.3.

4–6. Перебор вариантов переноса нагрузок на недогруженную фазу. Расчет коэффициентов несимметрии по всем вариантам.

7. Выбор наилучшего варианта, обеспечивающего симметрирование нагрузок по фазам по условию:

КIдоп – КImax = max. (7)

8. Переключение нагрузок в соответствии с результатами расчетов по п. 3–7.

Очередной цикл расчетов и возможных переключений проводится в начале следующего часа, если такой период выбран в качестве расчетного. В принципе, им может быть период любой продолжительности. Так, при задании жестких ограничений по значениям коэффициента несимметрии токов этот период уменьшается, и наоборот – период может быть увеличен до нескольких месяцев или сезона по обоюдному согласию гарантирующего поставщика электроэнергии и ее потребителя. Однако в первом случае следует учесть, что при сокращении допустимого значения KI и, соответственно, сокращения периода его расчета может потребоваться проведение большого количества коммутационных операций.

В настоящее время серийно выпускаются автоматические переключатели фаз. Например, в [6] приведена информация по переключателям PF-431, PF-441, PF-451, предназначенным для обеспечения бесперебойного электроснабжения однофазных потребителей, запитанных от трехфазной сети. Областями применения таких переключателей являются электроснабжение однофазных потребителей, автоматическое включение резервного питания, схемы сигнализации и т. д. Принцип работы переключателей основан на контроле параметров напряжения в каждой фазе и на выходе устройства. Исходя из значений этих напряжений выбирается и подключается фаза, которая соответствует заданной величине напряжения. При токе нагрузки, превышающем 16 А, рекомендуется использовать контакторы.

В технической информации на переключатели фаз [6] используется понятие приоритетной фазы, в качестве которой, как правило, выбирают фазу с наиболее стабильным напряжением. При выходе напряжения в ней за установленные пределы переключатель подключает нагрузку к другой фазе. После восстановления напряжения в первоначальной фазе нагрузка опять подключается к ней.

По всем вариантам переключателей в [6] приведены схемы их подключения с применением и без применения контакторов. Таким образом, можно сделать вывод, что подобные контакторы могут применяться и с получением токовых управляющих сигналов, то есть используя принципы пофазного перераспределения нагрузок, рассмотренные в настоящей статье.

При перераспределении нагрузок по фазам меняются не только токи и напряжения на каждом вводе, но и потери энергии в питающей четырехпроводной линии, так как вводы распределяются по ее длине (магистрали и ответвлениям). Рассмотрим конкретный пример для случая, когда расстояние между вводами составляет существенную величину (от 50 м и более).

На рис. 4 приведена однолинейная схема радиальной линии, вдоль которой на различных расстояниях оборудованы однофазные вводы. На схеме указаны протяженности участков li и сечения проводов Si, а также номера вводов. Запишем необходимые расчетные формулы:

• сопротивление провода фазы на первом участке линии (до первого ввода):

R1 = rl1 / S1, (8)

где l1 – длина участка, км;

S1 – сечение провода, мм2;

r – удельное сопротивление, Ом•мм2/м, (для провода АС-25 – 0,0015 Ом•мм2/м);

• сопротивление провода на всем протяжении линии для случая, когда сечение провода на всех участках одинаково:

 

 

• доля потерь мощности в линии, приходящаяся на каждый ввод:

DPi = I2iRi. (10)

По приведенным расчетным формулам определим величину изменения потерь в питающей линии в случае перевода нагрузки с ввода 5 (6 А, фаза С) на фазу А:

• потери мощности до перевода нагрузки:

DP1 = I2С1RS + I2A1R1; (11)

• потери после перевода нагрузки:

DP2 = DI2(RS – R1) + I2С2RS + I2A2R1; (12)

• разница потерь составит величину:

DP = DP1 – DP2 = RS(I2С1 – I2С2) –

– R1(I2A2 – I2A1) – DI2(RS – R1) = (13)

= 1,24 (20,52 – 14,52) –

– 0,21 (18,52 – 12,52) – 62 ´ 1 = 185,4 Вт;

• сокращение потерь энергии при этом на годовом интервале:

DW = 8 760 ´ 185,4 = 1 624 кВт•ч.

 

Заключение

1. Рост электрических нагрузок в различных секторах (прежде всего в коммунально-бытовом) при преобладании однофазных вводов существенно усложняет проблему симметрирования нагрузок, то есть проблему улучшения одного из главных показателей качества электрической энергии.

2. Основным вариантом решения названной проблемы является оборудование вводов электрической энергии по образцу западноевропейских стран – с исключением неполнофазных ответвлений.

3. Функциональные возможности многоуровневых АСКУЭ позволяют в определенной степени симметрировать электрические нагрузки по фазам, для чего требуется аппаратная и программная доработка модулей коммутации и УСПД.

4. Эффект симметрирования нагрузок заключается не только в улучшении показателей КЭ, но и в сокращении потерь электрической энергии при перераспределении вводов по фазам.

5. Существенные резервы по функциональным и аппаратным возможностям трехуровневых АСКУЭ (включая локальную или корпоративную вычислительную сеть) позволяют последовательно расширять число и объемы новых решаемых задач, обусловленных требованиями развития интеллектуальной энергетики.

 

Евгений ЗАБЕЛЛО, доктор технических наук, профессор,
Виталий БУЛАХ, аспирант БГАТУ

 

(Статья поступила в редакцию 14.02.2014 г.)

 

 

Литература

1. Наумов И. В. О качестве электрической энергии и дополнительных потерях мощности в распределительных сетях низкого напряжения России и Германии // Электрика. – 2005. – № 11.

2. ТКП 183.1-2009 (03130). Методические указания по контролю и анализу качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. Часть 1. Контроль качества электрической энергии.

3. ТКП 183.1-2009 (03130). Методические указания по контролю и анализу качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. Часть 2. Анализ качества электрической энергии.

4. Die Europaische Norm EN 50160: 1999 hat den status einer deutschen Norm.

5. ГОСТ Р 54149-2010. «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии (КЭ) в системах электроснабжения общего назначения». М.: Стандартинформ, 2010.

6. Каталог продукции компании «Евроавтоматика ФиФ» (Электроснабжение, автоматизация, электробезопасность), 2013 г., 81 с.

 

Контакты

Беларусь: 220121, г. Минск
а/я 72
Тел.: +375 (17) 385-94-44,
385-96-66

Факс: +375 (17) 392-33-33
Gsm: +375 (29) 385-96-66 (Vel)

Е-mail: energopress@energetika.by
E-mail отдела рекламы:
reklama@energetika.by

© ОДО Энергопресс, 2003—2009. Все права защищены.
Мониторинг состояния сайта
Создание сайта Атлант Телеком