Способ мониторинга электросети низкого напряжения на основе АСКУЭ Российский патент 2023 года по МПК H02J13/00 G01R11/24 

Изобретение относится к области электротехники и может быть использовано для оперативного мониторинга и выявления неконтролируемого потребления (НП) электроэнергии в электрических сетях 0,4 кВ. Заявляемый способ позволяет реализовать следующие функции оперативного мониторинга сети:

- Обнаружить факт и локализовать место неконтролируемого потребления на схеме;

- Идентифицировать фазы потребителей;

- Определить технически-обоснованные потери для текущих метеоусловий и нагрузки сети;

- Контролировать отношение температур и токов проводов к их длительно-допустимым значениям во всех участках сети;

- Контролировать средние на интервале учёта напряжения и токи всех сетевых элементов.

Основной целью изобретения является построение полнофункциональной и эффективной системы мониторинга сети на основе действующей АСКУЭ, без необходимости существенного расширения состава технических средств (применения дополнительных устройств). При этом:

- мониторинг сети производится в темпе обновления данных АСКУЭ, например, каждый час;

- из измерений АСКУЭ используются только данные о нарастающих итогах электроэнергии с метками времени (без необходимости организации сложного процесса синхронных измерений токов и напряжений).

1. Прототипы (уровень техники)

Известен способ выявления и мониторинга нетехнических потерь в распределительных сетях 0,4 кВ (Патент RU 2 757 655 С1; G01R 11/24, H02J 13/00; 2021.08), заключающийся в том, что производят измерение векторов тока и напряжения головным прибором учета и приборами учета всех абонентов. На основе выполненных измерений рассчитываются комплексные значения токов в фазах магистральных участков распределительной сети, питающих ее последних абонентов. При этом факт и величина неконтролируемого потребления электроэнергии определяется в результате сравнения рассчитанных токов в фазах магистральных участков распределительной сети с фактическими комплексными значениями токов, измеряемыми приборами учета последних абонентов контролируемого участка сети. Для мониторинга нетехнических потерь электроэнергии организуется оперативный расчет комплексных сопротивлений межабонентских участков сети при отсутствии токов неконтролируемого потребления электроэнергии на основе данных двух различных режимов работы. Неконтролируемое потребление электроэнергии выявляется посредством анализа комплексных сопротивлений межабонентских участков сети, которые будут отличаться от фактических, найденных ранее при отсутствии неконтролируемого потребления.

Недостатками указанного способа являются:

- Проблема синхронизации времени по каналам связи с пакетными протоколами передачи данных (промежуточным накоплением и неконтролируемой задержкой);

- Необходимость предварительной идентификации фаз абонентов, которая априори-неизвестна;

- Проблема получения измеренных векторов токов и напряжений в случае, когда в качестве абонентских устройств используются стандартные цифровые счётчики электроэнергии с интерфейсом связи;

- Необходимость постоянного мониторинга сети, поскольку в периоды отсутствия неконтролируемого потребления, выявление его места в сети указанным способом невозможно;

- Проблема высокого трафика при использовании платных или низкоскоростных каналов.

Известен способ анализа точек учёта в целях выявления неучтенных объёмов и поиска потерь электроэнергии, основанный на экспертной алгоритмической оценке профилей нагрузок с применением искусственного интеллекта (ИИ).

Указанный подход пока не обеспечивает приемлемой достоверности целеуказания (ЦУ) на точку НП (менее 30%), а также требует значительных вычислительных затрат и длительного времени на обучение нейросети.

Основной задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является устранение указанных недостатков способов-прототипов.

2. Техническое обеспечение способа

В качестве абонентских контролирующих устройств используются стандартные цифровые счётчики электроэнергии с интерфейсом связи, без необходимости расширения их функционала и применения иных инструментальных средств измерений (СИ).

По любым доступным каналам и стандартным протоколам связи счётчики передают информацию на верхний уровень АСКУЭ, в состав которой входит система обеспечения единого системного времени (СОЕВ).

На вводе сети устанавливают балансовый счётчик и синхронизируют его с системным временем АСКУЭ.

Измерение напряжения необходимо только в одном узле сети: на её вводе. Эту операцию может выполнять либо отдельный измеритель, либо балансовый счётчик с указанной функцией. При этом измеряется не мгновенное или действующее значение напряжения, а его среднее значение на интервале учёта энергии АСКУЭ. В случае отсутствия возможности измерения среднего напряжения, его замещают номинальным значением. При этом оценки всех параметров оказываются несколько смещёнными, но это не приводит к отказу работоспособности способа.

В качестве измерителя температуры может быть соответствующая информационная система, например, «Гисметео», или отдельный цифровой термометр. Для кабельных линий, проложенных в земле, температуру окружающей среды берут из таблиц среднемесячных температур грунта для соответствующих географических координат местности и даты.

В диспетчерском центре устанавливают ЭВМ с прикладным ПО и связывают её по стандартным протоколам связи: с верхним уровнем АСКУЭ, балансовым счётчиком, измерителями среднего напряжения и температуры окружающей среды. Все указанные технические средства измерений синхронизируют с системным временем АСКУЭ. Допускается рассинхронизация собственного времени счётчиков, которая на практике может достигать нескольких минут.

В отличие от методов на основе ИИ, требования к вычислительной мощности относительно невелики. Одноплатная ЭВМ, АРМ (ПК), ПЛК - вполне справятся с одновременным мониторингом нескольких десятков контролируемых сетей 0,4 кВ. ПО может быть установлено и непосредственно на сервере АСКУЭ.

Структурная схема технических средств представлена на фиг. 1.

3. Математическое и программное обеспечение способа

Состав программного комплекса

Состав программного комплекса представлен на фиг. 2.

Эмулятор сети

Эмулятор 3-фазной сети, основан на строгих законах электротехники, с учётом реактивностей сопротивлений проводов и нагрузок (расчёты в поле комплексных чисел) и зависимости активных сопротивлений линий от протекающего тока и температуры окружающей среды. Назначение модуля:

- Моделирование режимов и расчёт параметров сети, введённой в редактор электрических схем;

- Тестирования и исследования модулей, работающих с реальными данными;

- Генерация недостающих или замена недостоверных данных.

Расчётный модуль

Для числа нагрузок больше двух, записать в аналитической форме выражения для токов, как явной функции мощностей нагрузок, напряжения на вводе в сеть и сопротивлений проводов - невозможно. Поэтому, расчёт токов выполняется их подбором численными методами. Минимизируемую целевую функцию составляют любым известным расчётным методом из теории электрических цепей: метод узловых потенциалов, контурных токов и т.д.

Учёт зависимости сопротивлений проводов от метеоусловий и протекающего тока

Сопротивление провода в рабочих условиях эксплуатации, относительно среднего значения 25°, может меняться в пределах:

где:

- температурный коэффициент сопротивления (0,0043 1/°С для алюминия); - диапазон рабочих температур провода (-40°…+90°).

Игнорирование зависимости сопротивлений проводов от метеоусловий и протекающего тока может привести к неприемлемым погрешностям как параметров мониторинга, так и к ошибкам обнаружения факта неконтролируемого потребления и целеуказания на его координаты в сети.

Записать аналитическую формулу явной зависимости температуры провода от протекающего тока не представляется возможным.

Упрощенная методика основана на линеаризации нелинейной и неявной зависимости температуры провода от протекающего тока и температуры окружающей среды (фиг. 3)

Как показывают расчёты, максимальное отклонение ΔТ° линеаризации не превышает 7°С, что приводит к приемлемой дополнительной погрешности расчёта сопротивления алюминиевого провода - не более 2,8% в диапазоне рабочих условий эксплуатации.

Теперь, зная ток, температуру окружающей среды, длительно-допустимые значения температуры и тока провода, по явному уравнению прямой можно легко и достаточно точно вычислить температуру провода и его текущее сопротивление.

Модуль обнаружения и локализации неконтролируемого потребления

Основной проблемой инструментальных методов обнаружения НП являются очень низкие сопротивления проводов, что приводит к малозаметным падениям напряжений на межузловых участках сети, которые оказываются меньше погрешности измерения напряжения. Эта проблема решается с помощью избыточности измерительной информации - переходом к статистическому анализу измерительного массива.

Другой проблемой является неизвестное распределение потребителей по фазам сети. На практике, в подавляющем большинстве паспортов сетей и их поопорных схем, эта информация отсутствует. Поэтому, сначала принимается модель полностью симметричной сети, в которой ток нейтрали равен нулю. В этом случае производится переход к однофазному эквиваленту (однолинейной схеме) сети.

Введём следующие обозначения для каждого интервала времени t=1,…,T:

- средняя мощность на вводе сети (n=0) и легальных потребителей (); - средняя мощность НП; - среднее напряжение на вводе в сеть; - ток головного участка (n=0); - численная оценка токов потребителей (); - ток в участке сети ; рассчитывается по 1-закону Кирхгофа по известным токам легальных нагрузок и схеме сети; - сопротивление участка сети с учётом температуры провода , зависящей от температуры окружающей среды и протекающего тока; N - число легальных потребителей в сети. L - число участков сети (магистральных, ответвлений и отпаек)

Основные контролируемые параметры сети рассчитываются по формулам:

Токовый небаланс: (1) Небаланс мощности: (2) Технически-обоснованные (легальные) потери: (3) Невязка небаланса мощности: (4)

Уравнение баланса мощностей в сети имеет вид:

(5)

где - ток НП в участке сети .

Второе слагаемое в правой части (5) определяет величину дополнительных потерь из-за НП в участках сети. Из (4) и (5) нетрудно видеть, что при нулевых токе и мощности НП, невязка небаланса также равна нулю. Третье слагаемое в правой части (5) - величина мощности НП, которую можно вычислить на основе законов Кирхгофа и Джоуля-Ленца для каждого узла сети, в который добавлен токовый небаланс. Результаты расчёта небаланса по формулам (4) и (5) для простейшей схемы представлены на фиг. 4.

Таким образом, (при условии разности сопротивлений линий для всех нагрузок), совокупности известных значений - легальных токов, тока НП и невязки небаланса - соответствует одна и только одна точка на схеме, при добавлении в которую токового небаланса, обеспечивается нулевая невязка небаланса мощности.

Однако, по одному отсчёту вычислить достоверно её нельзя, поскольку из-за: погрешностей измерений, неточности задания длин проводов, неравенства фактических параметров проводов их паспортным значениям, несимметрии фаз, наличия НП, - оценки токов окажутся смещёнными. Получить достоверное (в вероятностном смысле) ЦУ можно на основе многократности измерений и последующей статистической обработки избыточной измерительной информации.

Оптимальной глубиной выборки T можно считать массив часовых интервалов за неделю, который формирует повторяющийся паттерн профилей нагрузок.

Таким образом, целеуказанием (ЦУ) является такая точка на схеме, для которой:

(6)

Идентификация фаз потребителей

Оптимальное распределение нагрузок по фазам питающего фидера является необходимым условием для улучшения симметрии 3-фазной сети и снижения потерь в нейтрали. Строгий, пофазный расчёт потерь и режимных параметров сети предполагает точное знание того, к какой фазе ЛЭП подключен конкретный абонент. Априорная информация о соответствии входов (L1, L2, L3) абонентских 3-фазных и однофазных счётчиков конкретной фазе (A, B, C) распределительной сети 0,4 кВ, как правило, отсутствует.

Для решения этой задачи также используют результаты многократных измерений - числовые ряды профилей мощностей нагрузок и на вводе сети.

Фазу сети, к которой подключена нагрузка, предварительно можно определить по наибольшему коэффициенту корреляции (Пирсона) между числовыми рядами фазных показаний счетчиков нагрузок и балансового счётчика. При этом, для 3-фазных нагрузок выбирают сначала наиболее нагруженную фазу, а остальные две - определяют по известному чередованию фаз, которое доступно для любого современного счётчика. Далее производятся проверки контрольных сумм, и, при необходимости, перестановки фаз до выполнения условия останова перебора:

(7)

Где:

- Общая мощность фазы сети; (); - Мощность потребителя по входу L, в текущей расстановке приписанная к фазе Ф ().

Важно отметить, что точность идентификации фаз нагрузок существенно зависит от наличия в сети неконтролируемого потребления, поэтому её производят после устранения нелегальных нагрузок сети.

4. Проверка работоспособности способа

Заявляемый способ был апробирован как на синтетических данных, так и в реальных электросетях 0,4 кВ. Способ показал высокую достоверность ЦУ-НП и чувствительность: в одной из реальных сетей был обнаружен неучтённый уличный светильник и получено точное целеуказание на его местоположение.

Изобретение относится к области электротехники и может быть использовано для оперативного мониторинга электросетей 0,4 кВ. Технический результат – расширение функциональных возможностей действующей автоматизированной системы коммерческого учёта электроэнергии (АСКУЭ) с конечной целью снижения потерь электроэнергии, в частности выявления и локализации на схеме точек неконтролируемого потребления (НП) электроэнергии, идентификации фаз потребителей, точного контроля технически обоснованных потерь с учётом температурной зависимости сопротивления проводов, контроля токов и напряжений всех сетевых элементов. Достигается тем, что составляют модель сети на основе априорной информации о её схеме, длинах и параметрах проводов. На вводе в сеть измеряют среднее напряжение и температуру окружающей среды на интервале учёта, синхронизированном с системным временем АСКУЭ. На основе показаний АСКУЭ вычисляют средние на интервале учёта мощности потребителей и на вводе сети. Вычисляют фактический небаланс мощности как разницу между мощностью на вводе и суммы мощностей потребителей. По показаниям мощности и напряжения на вводе сети вычисляют ток головного участка. Численными методами определяют токи потребителей и рассчитывают технически обоснованные потери в сети с учётом зависимости сопротивлений проводов от температуры окружающей среды и протекающего тока. Вычисляют невязку небаланса мощности сети как разницу фактического небаланса и технически обоснованных потерь. Обнаружение факта НП фиксируют на основе токового небаланса. В целях локализации точек НП и идентификации фаз потребителей измерения и расчёты повторяют на множестве интервалов времени. Токовый небаланс поочерёдно добавляют в каждый узел модели сети и рассчитывают соответствующие ему невязки небаланса мощности. Искомой точке НП будет соответствовать узел сети, для которого невязка небаланса мощности на всей статистической выборке является минимальной. Идентификацию фаз потребителей производят на основе вычисления коэффициентов корреляции временных рядов мощностей фаз на вводе и у потребителей. После устранения НП и идентификации фаз потребителей осуществляют текущий контроль технически обоснованных потерь, средних токов, напряжений и температур проводов. 4 ил.

Способ мониторинга электросети 0,4 кВ на основе автоматизированной системы контроля учета электроэнергии (АСКУЭ), заключающийся в том, что по априорной информации составляют цифровую модель сети, на идентичных интервалах времени измеряют приращения электроэнергии на вводе в сеть и у потребителей; отличающийся тем, что в целях обнаружения и целеуказания на место неконтролируемого потребления в сети, идентификации фаз нагрузок и увеличения точности расчёта технически обоснованных потерь на идентичных интервалах времени: измеряют среднее напряжение на входе в сеть, измеряют температуру окружающей среды; вычисляют средние мощности на вводе в сеть и у потребителей, численными методами подбирают средние значения токов потребителей, сравнивают сумму этих токов со значением, рассчитанным как отношение средней мощности к среднему напряжению на вводе в сеть, в случае существенной разницы небаланса токов фиксируют факт неконтролируемого потребления; вычисляют среднюю мощность технически обоснованных потерь в сети с учётом сетевой модели и зависимости сопротивления проводов от протекающего тока и температуры окружающей среды, рассчитывают разницу мощности на вводе в сеть и суммой мощностей потребителей (небаланс средней мощности), вычисляют разницу между фактическим небалансом мощности и рассчитанными потерями (невязку небаланса); указанные операции повторяют для достаточного количества интервалов времени, поочерёдно добавляют токовый небаланс в каждый узел модели сети и рассчитывают соответствующие им невязки небаланса мощности, производят математическую обработку временного массива измерительной информации, полученной в предыдущих операциях, в результате которой формируют целеуказание на точки схемы сети с безучётным потреблением; устраняют безучётное потребление; повторяют вышеперечисленные операции и, при отсутствии неконтролируемого потребления, производят математическую обработку временного массива измерительной информации, в результате которой идентифицируют фазы нагрузок; рассчитывают технически обоснованные потери во всех элементах сети и её режимные параметры для всех интервалов времени.