МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования
«ЮЖНО - РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ
УНИВЕРСИТЕТ (НПИ) имени М.И. Платова»
|
|
|
|
НАПРАВЛЕННОСТЬ _____________________________________________________
ОТЧЁТ
по производственной практике
(технологической)
на тему: __ Цифровизация мониторинга показателей качества электроэнергии __
_____________________________________________________________________
в АО "Черномортранснефть"
студента 3 курса 130302-ЭЭСб-о19 группы Блажнова Дмитрия Сергеевича
Руководитель практики Оценка _____________________м.п.
от предприятия, организации
_________________________________________ _________________
Руководитель практики Оценка _____________________
от ЮРГПУ(НПИ)
профессор, доктор технических наук каф. ЭСиЭЭС Цыгулев Н.И. 23.07.2022
Новочеркасск 2022г.
СОДЕРЖАНИЕ
| ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ И ОБОЗНАЧЕНИЙ | ||
| ВВЕДЕНИЕ | ||
| РАЗДЕЛ 1 | СИСТЕМА МОНИТОРИНГА ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ | |
| 1.1 Задачи мониторинга качества электроэнергии | ||
| 1.2 Составляющие системы мониторинга показателей качества ЭЭ | ||
| 1.3 Преимущества и недостатки систем мониторинга | ||
| РАЗДЕЛ 2 | ОСНОВНЫЕ ВИДЫКОНТРОЛЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ | |
| 2.1 Диагностический контроль | ||
| 2.2 Инспекционный контроль | ||
| 2.3 Оперативный контроль | ||
| 2.4 Коммерческий учет | ||
| РАЗДЕЛ 3 | ПРИБОР ЩМК96 ДЛЯ МОНИТОРИНГА ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ | |
| 3.1 Характеристики прибора контроля ПКЭ | ||
| 3.2 Применение ЩМК96 | ||
| РАЗДЕЛ 4 | ЦИФРОВИЗАЦИЯ МОНИТОРИНГА ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА ЭНЕРГООБЪЕКТАХ ПАО «ТРАНСНЕФТЬ» | |
| 4.1 Назначение средства измерений АИИС ККЭ | ||
| 4.2 Описание средства измерений АИИС ККЭ | ||
| ЗАКЛЮЧЕНИЕ | ||
| СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ |
ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ И ОБОЗНАЧЕНИЙ
В настоящем отчёте применяют следующие сокращения и обозначения:
| АИИС ККЭ | – | система автоматизированная информационно-измерительная контроля качества электроэнергии |
| АИИС КУЭ | – | автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии |
| АСУ ТП | – | автоматизированная система управления технологическим процессом |
| АСКУЭ | – | автоматизированная система контроля и учёта электроэнергии |
| БД | – | база данных |
| ПКЭ | – | показатели качества электроэнергии |
| СМКЭ | – | система мониторинга качества электроэнергии |
| ИВК | – | информационно-вычислительный комплекс |
| ЭП | – | электроприёмник |
| ЭЭ | – | электроэнергия |
ВВЕДЕНИЕ
Рост количества потребителей электроэнергии неизбежно привел к необходимости модернизации способов мониторинга показателей качества электроэнергии. Таким решением стало внедрение систем непрерывного мониторинга показателей качества электрической энергии.
Для мониторинга показателей качества применяется периодический контроль (например, раз в год), но в настоящее время активно развивается непрерывный мониторинг в режиме реального времени. Подобные системы называются системами мониторинга качества электроэнергии.
Система мониторинга должна обеспечивать выполнение комплекса функций по сбору, верификации, синхронизации по времени, хранению, обработке, анализу, отображению и приему-передаче информации, требуемой для решения комплекса задач.
Формирование системы мониторинга невозможно без использования современных средств измерения. Основными элементами для мониторинга потерь и показателей качества является интеллектуальный прибор учета, который передает необходимый набор телеметрических данных для контроля потерь, расчета, мониторинга балансов, выявления аварийных событий на объектах (отключение счетчика, воздействие на счетчик, нарушение параметров и характеристик в режимах электроснабжения).
РАЗДЕЛ 1. СИСТЕМА МОНИТОРИНГА ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
1.1 Задачи мониторинга качества электроэнергии
Целевыми задачами мониторинга качества электроэнергии являются:
1) мониторинг текущего состояния качества передаваемой электроэнергии, выявление проблемных участков и анализа причин отклонения показателей качества электроэнергии;
2) принятие технических и инвестиционных решений при подключении новых потребителей и разработке программ по модернизации и развитию сетей;
3) переход от контроля качества электрической энергии в отдельной точке присоединения, к контролю и анализу в масштабах энергорайона;
4) выявление «виновников» и определение степени их влияния на ухудшение качества электроэнергии;
5) формирование «карты качества электроэнергии» на основе непрерывных измерений с автоматическим оформлением результатов контроля;
6) автоматизированное выявление нарушений нормативов на качество электроэнергии и причин данных нарушений;
7) разработка оперативных и перспективных мероприятий по повышению качества электроэнергии в сети;
8) объективное и конструктивное взаимодействие с потребителями по вопросам качества электроэнергии;
9) разработка (актуализация) нормативно-правовой базы электроэнергетики России, направленной на повышение качества электроэнергии.
Для решения целевых задач мониторинга должна быть разработана соответствующая автоматизированная система – система мониторинга.
1.2 Составляющие системы мониторинга показателей качества электроэнергии
Система мониторинга качества электроэнергии состоит из трех основных узлов: узел контроля показателей качества, узел связи и узел анализа качества электроэнергии.
В узле контроля устанавливаются средства измерения показателей качества, которые непрерывно передают информацию на сервер. Связь между сервером и приборами учета осуществляется по каналу связи при помощи концентратора, который собирает информацию со средств измерения и передаёт в узел анализа показателей качества. В узле анализа находится компьютер, на котором установлено необходимое для обработки информации программное обеспечение.
Источниками информации для системы мониторинга должны являться уже эксплуатируемые в подразделениях сетевых компаний информационно-технологические автоматизированные системы и специализированные программно-технические комплексы, в которых хранятся и обрабатываются измеренные и расчетные данные о значениях контролируемых параметров режима сети и электропотребления, собираемые с устройств телемеханики, терминалов микропроцессорной релейной зашиты и автоматики, приборов учета электроэнергии, устройств контроля показателей качества электроэнергии.
1.3 Преимущества и недостатки систем мониторинга
1.3.1 Подобные системы мониторинга имеют ряд преимуществ, таких как:
а) упрощение обработки больших объемов информации; непрерывные наблюдения;
б) большие возможности для модернизации и расширения системы; применение предиктивного анализа для предупреждения аварийных ситуаций;
в) экономичность и эффективность системы.
1.3.2 К недостаткам относятся:
а) большие денежные затраты для реализации;
б) отсутствие унифицированных стандартов, позволяющих регулировать отношения в сфере цифровых технологий;
в) малое число специалистов в данной области.
Несмотря на имеющиеся недостатки, создание автоматизированных систем мониторинга показателей качества электроэнергии является актуальным и приоритетным направлением развития энергетики.
РАЗДЕЛ 2. ОСНОВНЫЕ ВИДЫКОНТРОЛЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
2.1 Диагностический контроль
Диагностический контроль качества электроэнергии. Основной целью диагностического контроля на границе раздела электрических сетей потребителя и энергоснабжающей организации является обнаружение «виновника» ухудшения качества электроэнергии, определение допустимого вклада в нарушение требований стандарта по каждому ПКЭ, включение их в договор энергоснабжения, нормализация качества электроэнергии.
Диагностический контроль должен осуществляться при выдаче и проверке выполнения технических условий на присоединение потребителя к электрической сети, при контроле договорных условий на электроснабжение, а также в тех случаях, когда необходимо определить долевой вклад в ухудшение качества электроэнергии группы потребителей, присоединенных к общему центру питания. Диагностический контроль должен быть периодическим и предусматривать кратковременные (не более одной недели) измерения ПКЭ. При диагностическом контроле измеряют как нормируемые, так и ненормируемые ПКЭ, а также токи и их гармонические, и симметричные составляющие и соответствующие им потоки мощности.
Если результаты диагностического контроля качества электроэнергии подтверждают «виновность» потребителя в нарушении норм качества электроэнергии, то основной задачей энергоснабжающей организации совместно с потребителем является разработка и оценка возможностей и сроков выполнения мероприятий по нормализации качества электроэнергии. На период до реализации этих мероприятий на границе раздела электрических сетей потребителя и энергоснабжающей организации должны применяться оперативный контроль и коммерческий учет качества электроэнергии.
2.2 Инспекционный контроль
Инспекционный контроль качества электроэнергии осуществляется органами сертификации для получения информации о состоянии сертифицированной электроэнергии в электрических сетях энергоснабжающей организации, о соблюдении условий и правил применения сертификата, с целью подтверждения того, что качества электроэнергии в течение времени действия сертификата продолжает соответствовать установленным требованиям.
2.3 Оперативный контроль
Оперативный контроль качества электроэнергии - необходим в условиях эксплуатации в точках электрической сети, где имеются и в ближайшей перспективе не могут быть устранены искажения напряжения. Оперативный контроль необходим в точках присоединения тяговых подстанций железнодорожного и городского электрифицированного транспорта, подстанций предприятий, имеющих ЭП с нелинейными характеристиками. Результаты оперативного контроля должны поступать по каналам связи на диспетчерские пункты электрической сети энергоснабжающей организации и системы электроснабжения промышленного предприятия.
2.4 Коммерческий учет
Коммерческий учет ПКЭ – должен осуществляться на границе раздела электрических сетей потребителя и энергоснабжающей организации и по результатам его определяются скидки (надбавки) к тарифам на электроэнергию за ее качество.
Коммерческий учет качества электроэнергии должен непрерывно осуществляться в точках учета потребляемой электроэнергии как средство экономического воздействия на виновника ухудшения качества электроэнергии. Для этих целей должны применяться приборы, совмещающие в себе функции учета электроэнергии и измерения ее качества. Наличие в одном приборе функций учета электроэнергии и контроля ПКЭ позволит совместить оперативный контроль и коммерческий учет качества электроэнергии, при этом могут применяться общие каналы связи и средства обработки, отображения и документирования информации АСКУЭ.
РАЗДЕЛ 3. ПРИБОР ЩМК96 ДЛЯ МОНИТОРИНГА ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Прибор контроля показателей качества электроэнергии ЩМК96 (см. рисунок 3.1)- это современный многофункциональный анализатор качества электроэнергии, предназначенный для непрерывного измерения всех параметров трехфазных сетей переменного тока, а также показателей качества электрической энергии и контроля их соответствия установленным нормам. ЩМК96 способен интегрироваться в различные системы телеизмерений, осуществляя одновременную передачу данных независимо по нескольким направлениям.
Прибор может эффективно использоваться как на стороне сетевой компании, контролируя качество и количество отпускаемой энергии, так и на стороне потребителя для контроля качества закупаемой электроэнергии.
Рисунок 3.1 – Прибор контроля ПКЭ ЩМК96
Данный прибор полностью соответствует установленным стандартам России (см. таблицу 3.1):
Таблица 3.1 – Характеристики прибора контроля ПКЭ ЩМК96
| Контроль качества электроэнергии | Измерение параметров однофазной/трехфазной сети до 50-й гармоники, измерение активной и реактивной энергии |
| ГОСТ 30804.4.30-2013 (класс А), ГОСТ 32144-2013, ГОСТ 30804.4.7-2013 (класс I, в части гармонических составляющих напряжения), ГОСТ Р 51317.4.15-2012 (в части измерений фликера), ГОСТ Р 8.655-2009, ГОСТ Р 8.689-2009, ГОСТ 32145-2013 – С.к.з. напряжения – Положительное/отрицательное отклонение напряжения – Частота; отклонение частоты – Кратковременная/длительная доза фликера – Коэффициент n-ой гармонической составляющей напряжения до 50 порядка – Суммарный коэффициент гармонических составляющих напряжения (коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения) – Коэффициент несимметрии напряжений по обратной/нулевой последовательности – Длительность провала напряжения – Глубина провала напряжения – Длительность прерывания напряжения – Длительность временного перенапряжения – Коэффициент временного перенапряжения | ГОСТ 22261-94, ГОСТ Р 52931-2008 Ток (I) – С.к.з. силы тока – С.к.з. силы тока: с учетом гармонических составляющих от 1 до 50 порядка; основной частоты – Коэффициент несимметрии тока по 2,0-ой последовательности – С.к.з. n-ой гармонической подгруппы тока, m-ой интергармонической подгруппы тока (до 50 порядка) – Угол фазового сдвига между 1-ой и n-ой гармонической составляющей фазного тока – Угол фазового сдвига между фазными токами основной частоты – Суммарный коэффициент гармонических подгрупп тока – Коэффициент искажения синусоидальности кривой тока – Коэффициент n-ой гармонической составляющей тока до 50 порядка – С.к.з. силы тока прямой/обратной/нулевой последовательности – Угол фазового сдвига между n-ми гармоническими составляющими напряжения и тока (до 50 порядка) – Угол фазового сдвига между напряжением и током основной частоты (1,2,0 последовательности) Напряжение (U) – Установившееся отклонение напряжения – Напряжение, меньшее номинала/большее номинала – С.к.з. напряжения: основной частоты; с учетом гармонических составляющих от 1 до 50 порядка – Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения с учетом влияния всех гармоник до 50 порядка |
Продолжение таблицы 3.1
| – Суммарный коэффициент гармонических подгрупп напряжения – Фазовый угол между 1-ой (составляющей основной частоты) и n-ой гармонической составляющей напряжения (до 50 порядка) – Угол фазового сдвига между напряжениями (фазными/линейными) основной частоты – Значение напряжения 1,2,0-ой последовательности Мощность (P, Q, S) – Активная мощность – Активная мощность n-й гармонической составляющей (до 50 порядка) – Активная мощность 1,2,0-ой последовательности – Реактивная мощность – Реактивная мощность n-ой гармонической составляющей – Реактивная мощность 1,2,0-ой последовательности – Полная мощность – Полная мощность n-й гармонической составляющей – Полная мощность 1,2,0-ой последовательности – Коэффициент мощности Электрическая энергия (WP, WQ) – Активная энергия, кВт∙ч – Активная энергия 1-ой гармоники, кВт∙ч – Активная энергия 1 последовательности, кВт∙ч – Реактивная энергия, квар∙ч – Реактивная энергия 1-ой гармоники, квар∙ч – Реактивная энергия прямой последовательности, квар∙ч |
3.2 Применение ЩМК96
Применение прибора контроля ПКЭ как:
1. Многофункционального измерителя
- измерение параметров сети и передача их в системы ТИ, системы сбора и передачи данных, телемеханики и АСУТП.
2. Анализатора качества электроэнергии
- мониторинг показателей качества электроэнергии в системах распределения электроэнергии;
- контроль показателей качества электроэнергии в системах АИИС КУЭ, на производстве и ЖКХ;
- аттестация объектов, измерительных лабораторий.
3. Прибора технического учета электроэнергии.
РАЗДЕЛ 4. ЦИФРОВИЗАЦИЯ МОНИТОРИНГА ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА ЭНЕРГООБЪЕКТАХ ПАО «ТРАНСНЕФТЬ»
ООО «Транснефтьэнерго» ввело в промышленную эксплуатацию систему мониторинга качества электроэнергии (СМКЭ), осуществляющую непрерывный контроль параметров электроэнергии на энергообъектах ПАО «Транснефть», участвующих в транспортировке нефти и нефтепродуктов на всей территории РФ.
СМКЭ является неотъемлемой частью системы управления качеством электроэнергии в ПАО «Транснефть» и обеспечивает полную наблюдаемость процесса электроснабжения энергообъектов по таким показателям, как: частота электрического тока, уровень напряжения, искажения формы волны напряжения (высшие гармоники) и нарушения симметрии трехфазной системы напряжений.
Необходимость внедрения СМКЭ обусловлена существенным влиянием перечисленных показателей качества электроэнергии на производительность (энергоэффективность) и срок службы электрооборудования.
Уникальность новой системы мониторинга заключается как в ее масштабности – это более 1400 точек контроля, распределённых по всей территории Российской Федерации, так и в оригинальных алгоритмах агрегированной оценки состояния качества электроэнергии на уровне энергообъектов, системы ПАО «Транснефть» и его дочерних организаций.
Рисунок 4.1 – ОРУ 110 кВ, принадлежащее ПАО «Транснефть»
4.1 Назначение средства измерений
Система автоматизированная информационно-измерительная контроля качества электроэнергии (АИИС ККЭ) ПАО «Транснефть» предназначена для измерений показателей качества электроэнергии (ПКЭ) (среднеквадратическое значение напряжения, положительное и отрицательное отклонение напряжения, отклонение частоты, коэффициент несимметрии напряжение по обратной и нулевой последовательности, длительность провала и прерывания напряжения, длительность перенапряжения, кратковременная и длительная доза фликера за установленные интервалы времени, календарного времени, интервалов времени, а также сбора, контроля, обработки, хранения, формирования отчетных документов и передачи полученной информации.
4.2 Описание средства измерений
АИИС ККЭ представляет собой многофункциональную, двухуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерений.
АИИС ККЭ включает в себя следующие уровни:
1) 1-й уровень - измерительно-информационные комплексы (ИИК), включающие в себя измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983 и счетчики-измерители показателей качества электрической энергии многофункциональные (счетчик многофункциональный) в соответствии с ГОСТ 30804.4.30, ГОСТ 30804.4.7, ГОСТ 32144, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.
2) 2-й уровень - информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включающий в себя каналообразующую аппаратуру, сервер баз данных (БД) АИИС ККЭ, сервер опроса, сервер приложений, сервер резервного копирования, автоматизированные рабочие места персонала и программное обеспечение ПК «Энергосфера».
Принцип действия основан на измерении мгновенных значения сигналов напряжения и их дальнейшей математической обработке, основанной на быстром преобразовании Фурье.
Обработанные данные передаются со счетчиков в сервер БД АИИС ККЭ для автоматизированного сбора, хранения, обработки и отображения.
На верхнем - втором уровне системы выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, хранение измерительной информации, ее накопление и передача, оформление отчетных документов, отображение информации на мониторах автоматизированных рабочих мест персонала.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Таким образом, внедрение систем мониторинга качества электроэнергии, наподобие АИИС ККЭ, безусловно является перспективным. Системы непрерывного мониторинга в режиме реального времени имеют отличные возможности для реализации в связи с современным технологическим развитием. Они позволяет повысить эффективность использования природных ресурсов, улучшить качество электрической энергии и сократить расходы для генерирующих компаний и потребителей. К факторам, тормозящим развитие систем мониторинга в режиме реального времени, можно отнести отсутствие унифицированных стандартов, малый опыт внедрения и дороговизну реализации.
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ
1 https://www.ktopoverit.ru/prof/opisanie/70069-17.pdf
2 https://transneftenergo.transneft.ru/press/news/?id=51081
3 https://www.yaneuch.ru/cat_31/kotnrol-kachestva-jelektrojenergii-mikrojelektronnymi-priborami/54524.1325937.page1.html
4 https://www.elpribor.ru/catalog/98/1066/
5 https://cyberleninka.ru/article/n/algoritm-vnedreniya-sistemy-monitoringa-kachestva-elektroenergii
6 https://www.sro-eo.ru/data/Statii/Sistema_operat_monitoringa_kachestva_elektroenergii.pdf