авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 8 |

«МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ ЭНЕРГЕТИКА: ЭФФЕКТИВНОСТЬ, ...»

-- [ Страница 2 ] --

Москва) АВТОМАТИЗАЦИЯ ИНЖЕНЕРНЫХ СЕТЕЙ ЗДАНИЙ Е.А. Перминов Кузбасский государственный технический университет Общая часть В докладе представлены результаты работы, проводимой малым инновационным предприятием НТЦ "ЭНЕРГИЯ", созданным при ка федре ЭПА ГУ КузГТУ. Исследования направлены на разработку ав томатизированной системы диспетчеризации здания для оперативного управления и контроля устройств жизнеобеспечения объекта непо средственно с пульта управления.

Краткая характеристика объекта Объект управления представляет собой отдельно стоящее зда ние и включает помещения общего и инженерно-технического назна чения, а так же жилые помещения.

Структурная схема системы автоматизации инженерных сетей здания представлена на рис. 1.

На объекте предполагается создание автоматизированной си стемы диспетчеризации и управления (АСДУ) на базе технологии LONWORKS с центральным диспетчерским пультом (ЦДП) в поме щении на первом этаже. Автоматизированный пульт управления АСДУ оборудуется персональным компьютером и специализирован ным программным обеспечением.

Технология LONWORKS позволяет создать полностью распре деленную систему автоматизации и диспетчеризации объекта. Осно ванная на специализированном протоколе обмена, эта технология обеспечивает высокую отказоустойчивость и помехозащищенность.

Ведущие производители промышленного оборудования поддержива ют данную технологию и обеспечивают полную совместимость.

Характеристика объектов автоматизации Здание оснащено следующими инженерными системами, под лежащим диспетчеризации с центрального диспетчерского пульта (ЦДП):

вентиляция и кондиционирование;

• электроснабжение и электроосвещение;

• тепловой узел;

• водоснабжение;

• системы автоматической противопожарной защиты здания.

• охранно-тревожная сигнализация;

• видео наблюдение.

• Системы вентиляции и кондиционирования Для автоматизации системы приточно-вытяжной вентиляции и кондиционирования используются агрегаты под управлением кон троллеров LP-FX15072-000C производства Johnson Controls. Автома тика агрегата управляет вентиляторами, регенератором тепла, регули рует температуры, расход воздуха, время и режимы работы и выпол няет много других внутренних и внешних функций, включая функции тревоги. Связь осуществляется по протоколу LonTalk технологии LonWorks.

Кондиционеры имеют собственную встроенную микропроцес сорную систему управления. Для подключения к автоматизированной системе диспетчеризации используются релейные контакты.

В автоматизированном режиме (из ЦДП) осуществляется кон троль работы и управление параметрами (задаются значениями уста новок) оборудования. Управление данными системами осуществляет ся с целью поддержания тепловлажностных условий в помещениях здания, определяемых заданием Заказчика, требованиями санитарных норм, и, возможностью установленного на объекте технологического оборудования вентсистем.

Электроснабжение и электроосвещение АСДУ контролирует состояние сети электроснабжения и работу электрооборудования.

В случае сбоев в системе электроснабжения информация посту пает на ЦДП и сохраняется в архиве тревог.

Для управления работой систем освещения здания используют ся дополнительные контакты магнитных пускателей в электрических щитах.

АСДУ также осуществляет ведение технического учета потреб ления электроэнергии.

Тепловой узел В тепловом узле находится следующее оборудование, подлежа щее диспетчеризации: насосные станции под управлением контролле ров Danfoss ECL200 и ECL300, имеющие встроенный LON интерфейс, и тепловычислитель фирмы «Логика», датчики обнаружения воды в дренажных приямках для сбора воды.

Аварийные сигналы о работе насосного оборудования АСДУ получает от контроллера LOGO с интерфейсом LON, установленного в тепловом узле.

Водоснабжение От насосной станции системы водоснабжения информация в АСДУ поступает через интерфейс RS485.

Системы автоматической противопожарной защиты здания Сигналы о тревогах и неисправностях систем АППЗ регистри руются на ЦДП.

Охранно-тревожная сигнализация Система безопасности включает в себя список средств и обору дования интегрированную в данную систему и обеспечивает следую щие функции [1, 2]:

• охрана периметра и объёма;

• тревожная сигнализация.

Видеонаблюдение Список функций выполняемых системой видеонаблюдения:

• контроль целостности периметра (двери и окна);

• контроль присутствия в помещениях и на территории;

• имитация присутствия хозяев;

• автоматизированный контроль доступа в помещение;

• видеонаблюдение за прилегающей территорией;

• автоматическое освещение территории при проникновении;

• управление маркизами (защитные жалюзи);

• возможность вызова централизованной охраны;

• получение картинки с любой камеры видеонаблюдения через Интернет;

• получение извещения о проникновении на сотовый телефон.

ЛИТЕРАТУРА:

1. СНиП 21-01-97* Пожарная безопасность зданий и сооружений 2. Бюллетень технических средств безопасности, рекомендован ных к использованию вневедомственной охраной в 2010 году. – М.: МВД России, 2010.- 205 с.

Научный руководитель: С.Г. Филимонов, к.т.н., доцент, Элек тропривод и автоматизация, КузГТУ.

ПРОЦЕССЫ В СЕТИ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРЕДПРИЯТИЙ С ДВИГАТЕЛЬНОЙ НАГРУЗКОЙ А.А. Кузьмин Новосибирский государственный технический университет Основным видом нагрузки предприятий нефте- и газодобычи, а также ряда других отраслей являются мощные высоковольтные элек тродвигатели. Основными проблемами эксплуатации таких двигате лей являются проблемы пуска двигателя и регулирования частоты его вращения. Обе эти проблемы решаются путем применения частотно регулируемого электропривода. Электропривод такого типа содержит блок выпрямитель – инвертор, построенный на базе силовых полу проводниковых элементов – управляемых диодов и тиристоров. Ре жим работы этих элементов представляет собой процесс непрерывных коммутаций электрической цепи с малыми временными интервалами.

Для анализа стационарных режимов и переходных процессов в сетях электроснабжения с частотно-регулируемым электроприводом была разработана расчетная модель, содержащая источники питания, кабельные линии электропередачи, блоки управления и двигательная нагрузка. Для составления расчетной модели использовалась про грамма ATPDraw Особенностью сети электроснабжения высоковольтных элек тродвигателей класса напряжения 6 кВ и 10 кВ является неэффектив ное заземление нейтрали, которое допускает различные варианты:

изолированная нейтраль, заземление через дугогасящий реактор, за земление через высокоомный резистор, комбинированные схемы за земления.

Результаты расчетного моделирования соответствуют в каче ственном и количественном отношении результатам измерений в ре альных сетях. Разработанная расчетная модель позволила воспроизве сти ряд явлений, обнаруженных в ходе натурных экспериментов.

А Б Рис. 1. Осциллограммы напряжения фаз В,С и тока ОЗЗ: А-измерения в реальной сети, Б-осциллограммы полученные экспериментальным путём При изменении параметров сети, а также изменении величины нагрузки искажения могут иметь более существенную величину. Ре зультаты моделирования показали высокое содержания гармоник в распределительной сети. Осциллограмма тока ОЗЗ и гармонический состав тока представлен на рисунке 2 и 3.

Рис. 2. Ток замыкания на землю (укрупнёно) Рис. 3. Частотный спектр тока замыкания на землю (в относительных единицах) Анализ результатов расчетного исследования показал, что ис кажение синусоидальных токов и напряжений характеризуется, глав ным образом, не гармоническим составом, а составляющими переход ного процесса, обусловленного работой тиристорного преобразовате ля. Высокочастотные составляющие переходного процесса определя ются собственными частотами электрической цепи и не являются кратными по отношению к промышленной частоте, т.е. по своей фи зической природе не являются гармониками.

Последнее обстоятельство позволяет предложить меры борьбы с искажениями синусоидальности токов и напряжений, не связанные с применением дорогостоящих частотных фильтров. В ходе расчетных исследований показана эффективность резистивного заземления нейтрали сети электроснабжения. Введение в электрическую цепь до полнительного активного сопротивления демпфирует переходный процесс и, таким образом, снижает амплитуды свободных составляю щих переходного процесса.

Научный руководитель:. И.А. Ефремов, д.т.н., профессор, НГТУ.

СИСТЕМА ВЕКТОРНОГО УПРАВЛЕНИЯ ТЯГОВЫМ АСИНХРОННЫМ ЭЛЕКТРОПРИВОДОМ ТРОЛЛЕЙБУСА А.Л. Лесков Томский политехнический университет ЭНИН, ЭПЭО, группа 7М Троллейбус, сочетая в себе многие положительные качества трамвая и автобуса, получил широкое развитие как один из перспек тивных видов городского пассажирского транспорта. Троллейбус пе редвигается бесшумно, не выделяет токсичных газов, обладает отно сительно высокой маневренностью и хорошими динамическими каче ствами. Используя обычную проезжую часть улицы, троллейбус не требует значительных затрат на эксплуатацию. Однако он обладает сравнительно низкой скоростью передвижения, нуждается в контакт ной сети и тяговых подстанциях.

Наибольшее распространение в России получили троллейбусы ЗИУ и ТРОЛЗА, выпускаемые заводом имени Урицкого в г. Энгельсе, ЛиАЗ в г. Липецке и АКСМ-321 в г. Минске (Республика Беларусь).

В настоящее время электропривод абсолютного большинства троллейбусов может быть выполнен на основе асинхронного коротко замкнутого двигателя с тиристорным преобразователем частоты. Раз витие силовой полупроводниковой техники, в частности, разработки технологий изготовления силовых запираемых тиристоров и биполяр ных транзисторов с изолированным затвором (IGBT - транзисторов), сделало возможным создание мощных энергетических систем с асин хронным приводом и управлением практически любой степени слож ности. Такая система управления будет иметь меньшие габариты и массу, проще в обслуживании, а так же обеспечит дополнительную экономию электроэнергии за счет рационального управления приво дом.

К разрабатываемой системе управления ЭП предъявляются сле дующие основные требования:

• максимальная установившаяся скорость движения с максималь ной технической массой и номинальным напряжением контакт ной сети, 65 км/ч;

• время разгона троллейбуса с максимальной технической массой 19 т. с места за 26 с.;

• преодолеваемый троллейбусом уклон - 12%.

Для обеспечения требуемых режимов работы с учетом совре менных требований к ЭП, предложена нелинейная система автомати ческого управления (САУ) тяговым асинхронным электроприводом с векторным управлением.

На основании системы уравнений описывающих АД во враща ющейся системе координат [1] и уравнения движения троллейбуса как поступательно движущейся массы [2] была реализована имитацион ная модель нелинейной САУ асинхронного электропривода с вектор ным управлением в программной среде MatLab Simulink (рис. 1).

Структурная схема учитывает следующие основные нелинейности элементов системы управления электропривода:

• насыщение регуляторов тока, потокосцепления и скорости ± В, U рсмакс ± В;

ре ± В, U р 10 10 U рт X макс = макс =макс = = ±10В, U рт Y активный характер нагрузки Mc() Mc sign ;

= • постоянное по величине ограничение максимального тока элек тропривода в переходных режимах и при кратковременных пе регрузках.

Расчеты были произведены на основании данных троллейбуса АКСМ 321 с двигателем ДТА - 1У1 со следующими паспортными данными:

= лн190кВт, n0 1500 об/мин, = дв407 В, cos 0.9, 93%, J = 3.2 кг м 2.

= == PH U Рис. 1. Имитационная модель нелинейной САУ электропривода троллейбуса На рисунке 1 приняты следующие обозначения: «R potoka» – ре гулятора потока;

«R speed» – регулятор скорости настроенный на симметричный оптимум;

«Pi-RT» – регулятор тока настроенный на модульный оптимум;

«PK» – прямой преобразователь координат;

«PK rev» – обратный преобразователь координат;

«AD» – асинхронный электродвигатель;

«Transmission» – блок имитирующий трансмиссию троллейбуса;

«Mc2» – нагрузка.

На данной имитационной модели было произведено моделиро вание процесса движения троллейбуса в следующих режимах:

• движение по ровной дороге при полностью нажатой педали управления двигателем V=65 км/ч (рис. 2).

• движение с заданной скоростью с последующим въездом в гору до максимально допустимого уклона 12%, подъем преодолева ется при V=16 км/ч (рис. 3).

V,км/ч V(t) Mэм х 100,Hм Mэм(t) t,c 1 2 3 4 5 7 8 - t разгона - Рис. 2. Графики переходных процессов V=f(t) и М эм =f(t) при разгоне троллейбуса до максимальной скорости Анализируя график можно придти к выводу, что данная система удовлетворяет основным требованиям скорости и ускорения. Колеба ние электромагнитного момента, возникающего во время достижения ЭП заданной скорости, вызвано насыщением магнитной системы т.к.

при изменении тока изменяется поле потоков рассеяния и главного магнитного потока.

Движение по Движение по V,км/ч Увеличение Mэм х100,Hм дороге с ровной дороге уклона дороги максимальным уклоном V(t) Mэм(t) t,c 1 2 3 4 5 6 7 8 - - - Рис. 3. Графики переходных процессов =f(t) и М эм =f(t) при движении троллейбуса на подъеме Данный график показывает работоспособность системы при са мом тяжелом режиме работы ЭП, в этом режиме на троллейбус поми мо основной силы - силы сопротивления движению, на троллейбус оказывает влияние сила сопротивления подъему, которая возрастает с увеличением уклона дороги.

Данные, полученные в результате моделирования, показывают, что система полностью отрабатывает все возможные возмущающие воздействия, которые могут возникнуть в процессе движения трол лейбуса. Разработанная система управления обладает астатизмом, как по управлению, так и по возмущению. Учет основных нелинейностей элементов системы управления позволил ограничить недопустимые величины тока и напряжения в переходных режимах и перегрузках.

ЛИТЕРАТУРА:

1. Удут Л.С. Проектирование и исследование автоматизированных электроприводов. Ч. 8. Асинхронный частотно-регулируемый электропривод: учебное пособие / Удут Л.С., Мальцева О. П., Кояин Н. В.;

Национальный исследовательский Томский поли технический университет. – Томск: Изд-во Томского политех нического университета, 2010. – 448 с.

2. Богдан Н.В. Троллейбус. Теория, конструирование, расчет / Атаманов Ю. Е., Сафронов А. И.;

под ред. Н. В. Богдана – Мн.:

Ураджай, 1999. – 345 с.

Научный руководитель: В.Г. Букреев, профессор, ЭПЭО, ЭНИН, ТПУ.

МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ АСИНХРОННОГО ЭЛЕКТРОПРИВОДА ПАССАЖИРСКОГО ЛИФТА С УЧЕТОМ ОПИСАНИЯ МЕХАНИЧЕСКОЙ НАГРУЗКИ В ВИДЕ ДВУХМАССОВОЙ И ТРЕХМАССОВОЙ Н.А. Васильев Томский политехнический университет ЭНИН, ЭПЭО, группа 7М При построении систем управления АД наибольшее распро странение получила математическая модель двигателя на базе теории обобщенной электрической машины, так как при относительной про стоте она достаточно хорошо описывает протекающие в двигателе динамические процессы.

Математическая модель асинхронного двигателя [1], получен ная из уравнений обобщенной электрической машины в системе ко ординат u-v, вращающейся с произвольной угловой скоростью k, имеет вид:

d 1u R ( L2 1u Lm 2u ) + k 1v ;

= u1u L1 L2 Lm dt d 1v R ( L2 1v Lm 2 v ) + k 1u ;

= u1v L1 L2 L dt m d 2u R ( L1 2u Lm 1u ) + p (k ) 2 v ;

= L1 L2 L dt m d 2 v R ( L1 2 v Lm 1v ) p (k ) 2u ;

= L1 L2 L dt m Lm ( 1v 2u 1u 2 v ), M= p L1 L2 L m где u1u, u1v - составляющие вектора напряжения статора;

1u, 1v, 2u, 2v - составляющие векторов потокосцеплений статора и ротора соответственно;

R1, R2 - активные сопротивления статора и ротора;

= L 1 Lm, = L 2 Lm - полные индуктивности обмоток статора и L1 L ротора;

L 1, L 2 - индуктивности рассеяния обмоток статора и ротора;

Lm - взаимная индуктивность обмоток статора и ротора;

p - число пар полюсов;

- угловая скорость двигателя;

M - электромагнитный мо мент двигателя.

Эта математическая модель предусматривает следующие допу щения:

• распределение магнитного поля вдоль окружности воздушного зазора двигателя считается синусоидальным;

• статор и ротор имеют трехфазные симметричные обмотки;

• не учитывается неоднородность магнитной проводимости, обу словленная наличием пазов и неравномерностью воздушного за зора;

• не учитывается гистерезис, насыщение и вихревые токи в маг нитопроводе.

Электромагнитный момент, создаваемый двигателем, прикла дывается к исполнительному органу (ИО) посредством упругой связи.

В такой системе изменение угловой скорости ИО будет зависеть от момента сопротивления M c и упругого момента M 12. Учитывая, что M c для электропривода является возмущающим воздействием, внеш ним управляющим воздействием на ИО является упругий момент.

Математическая модель двухмассовой механической системы без зазоров и вязкого трения [2], с изменяющейся нагрузкой в форме Коши:

1 =J ( M M 12 );

2 = ( M 12 M c );

J M = C ( ), 12 12 1 где 1, 2, J1, J 2 - угловые скорости и моменты инерции первой и второй масс;

M – момент сил, прикладываемый к системе (управля ющее воздействие);

M 12 – упругий момент;

M c – момент сопротивле ния (возмущающее воздействие);

C12 – коэффициент жесткости упру гой связи.

Проанализируем уравнение движения ИО:

2 J 2 = M 12 M c.

Учитывая, что для снижения динамических нагрузок упругий момент M 12 необходимо стабилизировать или изменять по однозначно заданной гладкой траектории, а со стороны нагрузки действует изме няющийся случайным образом момент сопротивления M c, в системе всегда будет присутствовать динамический момент, направленный на изменение угловой скорости ИО.

На рис.1 представлены графики переходных процессов (t ), M (t ) АД при механической нагрузки в виде двухмассовой.

Рис 1. Графики переходных процессов (t ), M (t ) АД при механической нагрузки в виде двухмассовой Математическая модель трехмассовой механической системы без зазоров и вязкого трения [2], с изменяющейся нагрузкой в форме Коши:

1 =J ( M M 12 );

2 = ( M 12 M 23 );

J = ( M M );

23 c J M 12 = C12 (1 2 );

M 23 = C23 (2 3 ), где 1, 2, 3, J1, J 2, J 3 - угловые скорости и моменты инерции пер вой, второй и третьей масс;

M – момент сил, прикладываемый к си стеме (управляющее воздействие);

M 12, M 23 – упругие моменты;

M c – момент сопротивления (возмущающее воздействие);

C12, C23 – коэффи циенты жесткости упругих связей.

На рис.2 представлены графики переходных процессов (t ), M (t ) АД при механической нагрузки в виде трехмассовой.

Рис 2. Графики переходных процессов (t ), M (t ) АД при механической нагрузки в виде трехмассовой ЛИТЕРАТУРА:

1. Мальцева О.П. Системы управления электроприводов: Учеб.

пособие / О.П. Мальцева, Л.С. Удут, Н.В. Кояин. - Томск: Изда тельство Томского политехнического университета, 2007. - с.

2. Герасимяк Р.П. Анализ и синтез крановых электромеханических систем: Учеб. пособие / Р.П. Герасимяк, В.А. Лещёв. - Одесса:

СМИЛ, 2008. – 192 с.

Научный руководитель: В.Г. Букреев, д.т.н., профессор, ЭПЭО, ЭНИН, ТПУ МОДЕЛИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ В АСИНХРОННОМ ТЯГОВОМ ЭЛЕКТРОПРИВОДЕ ТРОЛЛЕЙБУСОВ Е.А. Егоров Политехнический институт Сибирского федерального университета Эксплуатация ПС в городских условиях предполагает преиму щественно работу в повторно-кратковременных режимах. Для асин хронных приводов весьма важным является определение допустимой частоты включений, которая в значительной степени определяется по терями энергии в двигателе в переходных режимах.

Электромагнитные процессы в АД описываются системой диф ференциальных уравнений, которые выведены в предположении от сутствия потерь в стали машины [1].

Электрические потери в обмотках статора могут быть вычисле ны по уравнению [2] Однако с точки зрения специфики частотного управления удоб нее вычислять потери в роторе как произведение электромагнитного переходного момента частоты абсолютного скольжения Энергия электрических потерь за все время переходного про цесса может быть вычислена как = (э + эг ), (4) Моделирование потерь осуществляется для троллейбуса с дви гателем АТЧД – 250 мощностью 150 кВт по схеме, основанной на пе редаточных функциях, характеризующих динамические процессы в асинхронном электродвигателе при векторном управлении при обще принятых допущениях, рис. 1.

контура регулирования составляющих 1, 1 тока статора с коэффи Схема содержит два одинаковых по параметрам внутренних циентом обратной связи по току, внешний контур регулирования по токосцепления ротора с коэффициентом обратной связи по потокос цеплению и внешний контур регулирования скорости двигателя с ко эффициентом обратной связи по скорости.

Приведённая схема подобна структурной схеме системы двух зонного регулирования скорости двигателя постоянного тока.

Рис. 1. Структурная схема системы электропривода при векторном управлении Поэтому при настройке контуров регулирования на модульный оптимум определение параметров передаточных функций регуляторов тока W РT (p), потокосцепления W РП (p) и скорости W РC (р) выполняет ся аналогично.

Для перехода от модели двигателя к модели троллейбуса необ ходимо учесть инерцию поступательного движения ПС и привести ее к инерции вращающихся масс по формуле, кг*м2:

(12) DK J = J Р + mТР 4µ где J Р - момент инерции ротора, кг*м, mТР - масса троллейбуса, кг, DK - диаметр колеса, м, µ - передаточное число редуктора.

Также необходимо преобразовать измеряемые параметры двига теля в соответствующие параметры троллейбуса, т.е. в силу тяги F = f (t ) и линейную скорость V = f (t ) по известным формулам:

(13) 2µ F = M DK где - кпд зубчатой передачи, (14) DK V = 1, µ где - частота вращения колеса, рад/с.

Основное удельное сопротивление движению троллейбуса (15) определяется по эмпирической зависимости, Н/кН:

W0 = a + bV где a =12 и b =0,004 – коэффициенты [3].

Далее необходимо привести основное удельное сопротив ление движения к моменту сопротивления двигателя, Н*м:

(16) DK M C = W0 mТР µ где mТР - масса троллейбуса, кН.

В результате моделирования, согласно формулам (1), (3), (4) и (5), были получены зависимости энергетических потерь от времени, рис.2.

Представленная модель позволяет исследовать потери, как при пуске, так и при реверсе.

Моделирование потерь по данной методике может осуществ ляться также и для вагонов трамвая с асинхронным приводом при раз личных режимах пуска, что может послужить теоретической основой для исследования и оптимизации систем управления ЭПС по потреб ляемой энергии.

ЛИТЕРАТУРА:

1. Башарин, А.В. Управление электроприводами: учебное пособие для вузов/ А.В. Башарин, В.А. Новиков, Г.Г. Соколовский. - Л.:

Энергоиздат. Ленингр. отд-ние, 1982. - 392 с.

2. Пантелеев, В.И. Исследование динамических характеристик пуска и реверса частотноуправляемого асинхронного двигателя.

Дисс. на соиск. уч. степ. канд. техн. наук, Томск, 1973. – 127с.

3. Ротанов Н. А., Электроподвижной состав с асинхронными тяго выми двигателями / Н. А. Ротанов, А. С. Курбасов, Ю. Г Быков, В. В. Литовченко;

Под ред. Н. А. Ротанова.-М. : Транспорт, 1991.-336 с.

Научный руководитель: В.И. Пантелеев, д.т.н., ПИ СФУ ОБЗОР СПОСОБОВ УПРАВЛЕНИЯ АСИНХРОННЫМИ ЭЛЕКТРОПРИВОДАМИ ДЛЯ СИСТЕМ ВОДОСНАБЖЕНИЯ Ю.В. Ломаева Томский политехнический университет ЭНИН, ЭПЭО, группа 7М Известно, что пуск асинхронных двигателей в насосных уста новках повышения давления определяет переходные процессы в элек трических сетях питающего напряжения, а также в напорных гидрав лических магистралях. Когда на электродвигатель подается напряже ние, возникает скачок тока, который называют пусковым током или током при заторможенном роторе. Пусковой ток обычно превышает номинальный в 5 – 10 раз, но действует кратковременно. Одновре менно с возрастанием токовой нагрузки на обмотке статора происхо дит ударное увеличение крутящего момента двигателя, которое пере дается на вал ротора асинхронного двигателя и через него далее на механическую часть насоса. Это ведёт как к перегреву обмоток стато ра и ухудшению их изоляции, так и поломкам валов от ударов и виб раций, механическим деформациям электрической части и т.д. Пуско вой ток понижается с разгоном электродвигателя до номинальной ча стоты вращения. Существует несколько способов пуска асинхронных двигателей в насосных установках: прямой пуск, пуск по схеме «звез да – треугольник», пуск через автотрансформатор, плавный пуск и пуск с помощью преобразователя частоты.

Прямой пуск означает, что электродвигатель включается пря мым подключением к источнику питания при номинальном напряже нии. Прямой пуск применяется при стабильном питании двигателя, жестко связанного с приводом насоса и является самым простым, де шёвым и самым распространённым методом пуска. Электродвигатели, предназначенные для частых пусков/отключений, должны быть обо рудованы системой управления, которая состоит из контактора и устройства защиты от перегрузок (термореле). Преимущества данного способа пуска: низкие аппаратные затраты, высокая надежность. Ос новные недостатки:

1. в момент подключения двигателя к сети при нулевой скорости вращения и, соответственно, скольжении S=1 в обмотке статора возникает ток короткого замыкания Iкз, в 5 – 7 раз превышаю щий номинальный ток двигателя [2];

2. низкая энергетическая эффективность из – за больших потерь энергии;

3. наличие гидроударов в напорной магистрали.

Снижение гидроударов в напорной магистрали может быть реа лизовано пуском насоса на закрытую задвижку с последующим по степенным ее открытием, однако в этом случае возрастают аппарат ные затраты на задвижку, редуктор которой должен иметь сервис фактор не менее 1,8 [1], что приводит к удорожанию системы управ ления.

Пуск по схеме «звезда – треугольник» обеспечивает понижение пускового тока. В момент пуска электропитание к обмоткам статора подключается по схеме «звезда». Электропитание переключается на схему «треугольник», как только электродвигатель разгонится до ра бочей скорости. Соединение по схеме «звезда – треугольник» дает низкий пусковой ток, составляющий всего одну треть тока при пря мом пуске от сети. Пускатели «звезда – треугольник» особенно под ходят при вращении больших масс. Подобные пускатели также пони жают и пусковой момент, приблизительно на 33%. Данный метод можно использовать только для асинхронных электродвигателей, ко торые имеют подключение к напряжению питания по схеме «тре угольник». Если переключение «звезда – треугольник» происходит при слишком низкой частоте вращения, это может вызвать сверхток, который достигает почти такого же уровня, что и ток при прямом пуске. Во время небольшого периода переключения «звезда – тре угольник» электродвигатель очень быстро теряет скорость вращения, для восстановления которой также требуется мощный импульс тока.

Очевидным недостатком данного способа является увеличение коли чества коммутационной аппаратуры.

Пуск через автотрансформатор осуществляется с помощью ав тотрансформатора, последовательно соединённого с электродвигате лем во время пуска. Автотрансформатор понижает напряжение (при близительно на 50–80% от полного напряжения), чтобы обеспечить пуск при низком напряжении. В зависимости от заданных параметров напряжение снижается в один или два этапа. Понижение напряжения, подаваемого на электродвигатель, одновременно приведёт к умень шению пускового тока и вращающего пускового момента, но данный способ пуска даёт самый высокий вращающий момент электродвига теля. Если в определённый момент времени к электродвигателю не подаётся питание, он не потеряет скорость вращения, как и в случае с пуском переключением «звезда – треугольник». Время переключения от пониженного напряжения к полному напряжению можно коррек тировать. Помимо уменьшения пускового момента, способ пуска че рез автотрансформатор имеет ещё один недостаток. Как только элек тродвигатель начинает работать, он переключается на сетевое напря жение, что вызывает скачок тока [3].

Принцип плавного пуска основан на применении тиристорных регуляторов напряжения (ТРН). Через энергетическую цепь и цепь управления тиристоры понижают начальное напряжение электродви гателя. Это приводит к уменьшению вращающего момента электро двигателя. В процессе пуска мягкий пускатель за счет фазового сдви га, плавно изменяя угол открытия тиристоров, постепенно повышает напряжение электродвигателя, что позволяет электродвигателю разо гнаться до номинальной скорости вращения, не образуя большого вращающего момента или пиков тока. Плавные пускатели не так до роги, как преобразователи частоты. Тем не менее, у них те же пробле мы, что и у преобразователей частоты: они могут добавить в систему гармонические искажения, что может повлиять на ее функционирова ние. Данный способ также обеспечивает подачу пониженного напря жения к электродвигателю во время пуска. Применение устройств плавного пуска (УПП) приводит к ухудшению точности поддержания давления в напорной магистрали, что, с одной стороны, приводит к потерям передавливания из-за повышения напора [1], с другой сторо ны – к нежелательному снижению напора в диктующих точках.

Преобразователи частоты предназначены для управляемого пуска и управления электродвигателем. Преобразователи частоты позволяют снизить пусковой ток, обеспечивают отсутствие бросков тока в сетях питающего напряжения и гидроударов в напорных маги стралях. Преобразователи частоты всё ещё дороже устройств плавно го пуска, кроме того, как и устройства плавного пуска, они добавляют в сеть гармонические искажения.

Таким образом, наиболее рациональным способом пуска асин хронных двигателей насосного оборудования в установках повыше ния давления является пуск от преобразователя частоты с последую щим переключением двигателя на питающую сеть. При этом необхо димо выдерживать временные интервалы между отключением насоса от ПЧ и его последующем подключении к сети питающего напряже ния. Частотный пуск позволяет уменьшить гидроудары, а также брос ки тока в электрических сетях, обеспечивая тем самым отсутствие по рывов в напорных магистралях, а также надежную работу электротех нического оборудования. Повышение качества переходных процессов в электрических сетях и напорных магистралях для данного способа пуска достигается при сокращении аппаратных затрат в системах управления установок повышения давления.

ЛИТЕРАТУРА:

1. Лезнов Б.С. Энергосбережение и регулируемый привод в насос ных и воздуходувных установках. – М.: Энергоатомиздат, 2006.

– 360 с.:илл.

2. Кацман М.М. Электрические машины. – 3-е изд., испр. – М.:

Высшая школа, 2000. – 463 с.:илл.

3. Ключев В.И. Теория электропривода. – М.: Энергоатомиздат, 1998.-704 с.:илл.

Научный руководитель: С.В. Ланграф, к.т.н., доцент каф. ЭПЭО, ЭНИН, ТПУ.

ИССЛЕДОВАНИЕ АСИНХРОННОГО ЭЛЕКТРОПРИВОДА ПЕРЕДВИЖЕНИЯ МОСТОВОГО КРАНА А.А. Гриценко Томский политехнический университет ЭНИН, ЭПЭО, группа 7М Одной из основных проблем металлургической промышленно сти является высокая динамическая загруженность подъемно транспортного оборудования. Среди этого оборудования в крайне тя желых условиях работают мостовые краны. Наиболее характерными причинами динамических перегрузок кранов являются интенсивные повторно-кратковременные режимы их работы, наличие упругих ме ханических связей, зазоров и несовершенство применяемых систем электроприводов. Все это приводит к преждевременному выходу из строя элементов крановой системы: усталостным разрушениям конце вых балок крана, разрушениям тихоходных валов механизма пере движения, повышенному износу ходовых колес, расшатыванию и из носу рельсов подкранового пути. В связи с этим исследования, направленные на разработку систем электроприводов, способству ющих снижению динамических нагрузок и обеспечивающих беспере косное движение мостовых кранов, являются весьма актуальными.

Поэтому на основе ЭМС передвижения мостового крана (рис.1) была составлена его трехмассовая математическая модель, учитыва ющая его поперечное смещение и поворот в пределах зазоров между ребордами колес и рельсами подкранового пути.

l y Pпр Pпр F2 F m B m F F W W m W W x Рис. 1. Расчетная схема мостового крана Системы уравнений, позволяющие исследовать динамику крана как при свободном его движении, так и при контакте реборд колес крана с рельсами подкранового пути, выглядят следующим образом:

Движение мостового крана вдоль рельсов dП d 2 y Pпр1 W3 W5 = m1 2 ;

dy1 dt dП Pпр2 W4 W6 = (1) dy d 2 3 d3 2 d2 y = (m 2 + m 3 ) 2 + m 3 l П 2 cos(3 ) m 3 l П ( ) sin(3 );

dt dt dt d 3 2 d y m 3 g l П sin(3 ) = m 3 l 2 2 + m 3 l П 2 cos(3 ). П dt dt Поперечное смещение мостового крана за счет упругого сколь жения колеса B B F1 = c ( x 1 1 x k1 );

F2 = c ( x 2 2 x k 2 );

2 (2) B B F3 = c ( x 1 + 1 x k 3 );

F4 = c ( x 2 + 2 x k 4 );

2 EF d 2 x F1 + F3 ( x1 x2 ) = 2 ;

m l dt EF F2 + F4 + ( x1 x2 ) = l (3) d 2 4 d d2x );

= (m2 + m3 ) 2 + m3 l 3 П cos( ) m4 l ( 4 ) 2 sin( П 4 dt dt dt d 2 dx m3П g l sin( ) = П l 2 243 + П l 22 cos( ).

m m 4 3 dt dt Поперечное смещение приводных колес dx B К1 k1 = c ( x 1 1 x k1 ) ( v y1 К1 r1 1 k ) dt К1 r1 1 k (1 + k1 );

(4) dx k 2 B = c ( x 2 2 x k 2 ) ( v y 2 К 2 r2 2 k ) К dt К 2 r2 2 k ( 2 + k 2 ), Поперечное смещение холостых колес K1 dx k 3 K B = (c ( x 1 + 1 x k 3 ) (1 + k 3 )) v y1 ;

1 K1 dt 1 K 1 (5) K 2 dx k 4 K B ( 2 + k 4 )) v y 2.

= (c ( x 2 + 2 x k 4 ) 1 K 2 dt 1 K 2 Поворот крана в пределах зазоров между ребордами колес и рельсами d 2 dП M 3 M1 = J m1 2 ;

d1 dt (6) dП d M4 M2 = J m2 2, dt d 2 где Рпр1, Рпр2 – тяговые силы приводных колес мостового кра на;

W3, W4 – силы сопротивления передвижению крана;

W5,W6 – до полнительные силы сопротивления передвижению крана при касании реборд колес крановых рельсов;

y1, y2 – перемещение масс крана вдоль рельсов;

3 – угол отклонения груза от вертикали по координа те y;

x1, x2 – перемещение масс крана поперек рельсов;

xk1xk4 – пе ремещение колес крана поперек рельсов;

4 – угол отклонения груза от вертикали по координате х;

В – база крана;

М1М4 – вращательные моменты концевых балок моста;

m1, m2, m3 – приведенные массы мо ста и груза;

Jm1,Jm2 – моменты инерции приведенных масс моста;

– коэффициент податливости моста при действии на него поперечной силы;

ki – монтажный угол перекоса колеса при установке;

l П – длина подвеса груза;

E – модуль продольной упругости пролетных балок крана;

F– площадь сечения, которая подвергается деформации;

l – длина пролетной балки мостового крана;

К 1,К 2 – коэффициенты упру гого скольжения;

П – потенциальная энергия деформации пролетных балок;

F 1 F 4 – упругие силы, действующие между ходовыми колеса ми и рамой моста;

r 1,r 2 – радиусы ходовых колес;

1k, 2k – угловые скорости ведущих колес;

с – коэффициент жесткости концевой балки моста.

Данный электропривод следует рассматривать как электромеха ническую систему с отрицательным вязким трением (ЭМС с ОВТ), в которой возможна динамическая неустойчивость, в реальных услови ях приводящая к автоколебательным режимам. Под вязким понимает ся трение, сила которого линейно зависит от скорости проскальзыва ния, т.е. разности скоростей поверхностей скольжения:

= K в.т.Vcк K в.т. (V1 V2 ) Fв.т. = (7) где K в.т. - коэффициент вязкого трения, Vcк - линейная скорость вязкого трения.

Для линеаризованных падающих участков механической харак теристики нагрузки коэффициент вязкого трения имеет отрицательное значение. При перемещении рабочей точки по участку характеристи ки нагрузки с ОВТ в ЭМС вводится колебательная энергия, что при водит к росту амплитуды упругих колебаний от периода к периоду, т.е. к динамической неустойчивости.

Регулятор, синтезированный при условии M c ( ) = const, может не только не устранить автоколебательные режимы, но и способство вать их возбуждению. Исходя из этого, следует сделать вывод, что це лесообразно применение более сложных адаптивных регуляторов, способных отрабатывать резкие изменения параметров системы.

ЛИТЕРАТУРА:

1. Л.В. Акимов, В.Т. Долбня, В.Б. Клепиков, А.В. Пирожок. Син тез упрощенных структур двухмассовых электроприводов с не линейной нагрузкой// Харьков, НТУ «ХПИ» - Запорожье, ЗНТУ.

2002.

2. Теличко, Л.Я. Анализ демпфирующей способности по критерию минимум колебательности параллельных электромеханических систем/ Л.Я. Теличко, В.Н. Мещеряков, А.А. Дорофеев // Изве стие высших учебных заведений. Электромеханика 2006. №5 – С.33-35.

3. Теличко, Л.Я. Анализ причин возникновения сил перекоса мо стового крана / Л.Я. Теличко, А.А. Дорофеев // Приборы и си стемы. Управление, контроль, диагностика. 2006. №7 – С.57-60.

Научный руководитель: В.Г. Букреев, д.т.н., профессор ЭПЭО, ЭНИН, ТПУ.

СЕКЦИЯ 2. УПРАВЛЕНИЕ РЕЖИМАМИ И АВТОМАТИКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ ИССЛЕДОВАНИЕ И ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМОВ В СИСТЕМЕ АВТОНОМНОГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ВЕРХ-ТАРСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ А.А. Филягин Томский политехнический университет ЭНИН, ЭСС, группа 9А Верх-Тарское нефтяное месторождение (ВТНМ) расположено на юго-восточной окраине Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна в Новосибирской области и является самым крупным место рождением в области. Извлекаемые запасы месторождения оценива ются в 32 миллионов тонн нефти, а потенциальные запасы составляют около 68 миллионов тонн. Добычу нефти предполагается ежегодно увеличивать за счет ввода новых скважин.

ВТНМ окружено болотами и значительно удалено от всех ком муникаций и систем централизованного энергоснабжения. В таких условиях строительство воздушной линии электропередачи для снаб жения месторождения электроэнергией представляется экономически нецелесообразным. Для обеспечения ВТНМ электроэнергией приме няют дизельные и газопоршневые электрогенераторные установки компании Caterpillar. В качестве топлива для них используется попут ный газ, образующийся при добыче нефти.

Ранее весь попутный газ сжигался в факеле, в настоящее время использование на месторождении попутного газа в качестве наиболее дешевого топлива позволяет снизить выбросы в атмосферу вредных веществ и получить электроэнергию сравнительно низкой себестои мости.

Установленная мощность системы энергоснабжения ВТНМ со ставляет 24 МВт, в будущем она будет увеличиваться. Схема электро снабжения ВТНМ разделена на две части, в нормальном режиме элек трически не связанные друг с другом (при необходимости возможна их параллельная работа). В первой части системы установлено 15 ге нераторов мощностью от 0,72 МВт до 2 МВт, в другой – 13 генерато ров мощностью от 0,72 МВт до 3 МВт. Все генераторы подключены к общим шинам ЗРУ 6,3 кВ через очень небольшие сопротивления ка белей (длины кабелей составляет от 10 до 50 м) и работают парал лельно. Сопротивления между ними весьма малы.

Первая часть системы снабжает энергией по воздушной линии 35 кВ кусты нагрузок (насосы). Характерной особенностью второй ча сти схемы электроснабжения являются синхронные (1,6 МВт) и асин хронные двигатели (0,8 МВт) соизмеримые по мощности с генерато рами и работающие с ними параллельно.

На генераторах и двигателях установлены современные защиты (Spac, Micom).

Все вышеперечисленные особенности схемы электроснабжения – отсутствие связи с системой, большое число генераторов с различ ными малыми единичными мощностями (от 0,72 до 3 МВт), наличие мощных синхронных и асинхронных двигателей обуславливает труд ности эксплуатации данной системы. В первую очередь они связаны с неправильными действиями релейной защиты и автоматики.

Приведем ряд примеров. На линии 35 кВ в летнее время доволь но часто происходят трехфазные КЗ. АПВ срабатывает через 0,5 с.

При этом неоднократно зафиксировано отключение релейной защитой одного или двух генераторов, что в свою очередь приводит к дефици ту мощности и снижению частоты, и, следовательно, к запуску авто матической частотной разгрузки – при частоте 49,4 Гц она одновре менно отключает около 800 кВт нагрузки.

Другой пример. При плановом отключении самого мощного ге нератора (3 МВт) через 0,3 с второй ступенью релейной защиты от ключается другой генератор, что опять же ведет к дефициту мощно сти и остановке ряда насосов в системе нефтеперекачки.

Для организации эффективной эксплуатации и обеспечения надежности работы системы электроснабжения ВТНМ необходимо проведение соответствующих расчетов установившихся режимов и переходных процессов с целью корректировки уставок релейной за щиты и автоматики.

Поставленная задача может быть решена с помощью программ ного комплекса «Мустанг». Однако при проведении расчетов имеются сложности. Они заключаются в том, что необходимые исходные дан ные для математических моделей генераторов малой мощности либо неизвестны, либо их форма задания не соответствует правилам про граммных комплексов. Это вызывает затруднения при учете работы систем возбуждения и регуляторов скорости вращения.

Для получения достоверных результатов в данной работе при создании математической модели объекта были решены следующие задачи:

• Распределена реактивная мощности нагрузки между параллель но работающими генераторами с помощью включения реактив ных сопротивлений для имитации эффекта статизма.

• Учтены реальные характеристики регулятора скорости за счет подбора определенного времени движения регулирующего эле мента и малого энергетического запаздывания (данные предо ставлены фирмой-изготовителем). В работе были получены рас четные зависимости активной мощности генератора (Р г ), турби ны (Р т ) и частоты (f) при переходном процессе, сопровождаю щим ступенчатое повышение и последующий сброс нагрузки генератора, практически совпадающие с исходными данными для газопоршневой генераторной установки мощностью 1, МВт.

• Смоделирован режим пуска синхронных двигателей при изме нении скольжения двигателя от 0 до 100% с помощью преду смотренной в программе «Мустанг» асинхронной характеристи ки СД, представляющей собой зависимость асинхронного мо мента от скольжений. Корректировка параметров в процессе расчета демпферных контуров производилась таким образом, чтобы асинхронный момент соответствовал асинхронной харак теристике.

• Учтено влияние запасённой в асинхронных двигателях электро магнитной и кинетической энергии на переходные процессы по методике, разработанной в [2].

• Выбраны параметры регуляторов возбуждения и возбудителей исходя из условия, чтобы характер изменения Е qe, величины пропорциональной напряжению возбуждения, при ступенчатом изменении нагрузки генераторов имел не колебательный харак тер.

Последние два условия особенно важно учитывать при расчетах токов КЗ для автономных систем электроснабжения, в которых мощ ности включенных генераторов и мощности двигателей соизмеримы.

В больших энергосистемах короткие замыкания отделены от ге нераторов большими электрическими сопротивлениями и являются удаленными. Как известно, в случае удаленных КЗ периодическая со ставляющая тока замыкания изменяется незначительно. В автономной системе электроснабжения ВТНМ короткие замыкания не бывают удаленными, они происходят либо практически на выводах генерато ра, либо за сопротивлением соизмеримым с ним. Для такой схемы очень важно правильно отобразить изменение периодической состав ляющей тока при КЗ, так как при близких КЗ периодическая состав ляющая тока замыкания быстро затухает, причем время затухания со измеримо с выдержкой времени релейной защиты.

Эта особенность была учтена в данной работе при выборе уста вок релейной защиты. Если для расчета уставок в качестве исходных данных принять сверхпереходный ток (ток в момент замыкания), это может привести к недостаточной чувствительности защиты.

Моделирование переходных процессов при различных возму щениях и исходных уставках релейной защиты показало хорошее сов падение с реальными данными. В частности, удалось воспроизвести качание генераторов, которое и является одной из возможных причин неправильного срабатывания защиты.

Проведенные расчеты дали следующие результаты:

• скорректированные уставки автоматической частотной разгруз ки позволяют уменьшить отключаемую нагрузку, при сохране нии устойчивости работы генераторов, • изменение уставок второй ступени релейной защиты генерато ров на основании рассчитанных токов КЗ с учетом действия АРВ снижает вероятность ложного срабатывания защиты.

ЛИТЕРАТУРА:

1. Гуревич Ю.Е., Либова Л.Е., Окин А.А. Расчеты устойчивости и противоаварийной автоматики в энергосистемах.– М.: Энерго атомиздат, 1990. – 390 с.

2. Вайнштейн Р.А., Лозинский К., Коломиец Н.В. Моделирование подпитки от асинхронных двигателей при коротких замыканиях №472-В2009 от 13.07.2009. – 5 с.

Научный руководитель: В.В. Шестакова, к.т.н., доцент, ЭЭС, ЭНИН, ТПУ.

МЕТОДЫ МОНИТОРИНГА И ДИАГНОСТИКИ СОСТОЯНИЯ ГИДРОТЕХНИЧЕСКИХ СООРУЖЕНИЙ ГЭС И НОВЫЕ ПУТИ РАЗВИТИЯ С.В. Митрофанов Новосибирский государственный технический университет ФЭН, СЭСП Введение.

Для максимально эффективного управления, а также повышения надежности и безопасности гидротехнических объектов были разра ботаны и постоянно совершенствуются системы автоматического управления техническими параметрами ГЭС (АСУ ТП ГЭС). Первые АСУ появились еще в начале ХХ века, однако основной их целью бы ли мониторинг и управление основным и вспомогательным оборудо ванием ГЭС, которое задействовано непосредственно в производстве электроэнергии. При этом наблюдение за состоянием таких важных объектов как проточная часть турбины и ГТС, уходило на второй план. Однако даже при этом отсутствие должного контроля за этими элементами может привести к серьёзным авариям. Особенно когда со оружение эксплуатируется не один десяток лет.

Обзор существующих систем.

На многих станциях до сих пор распространена система кон троля за состоянием проточной части турбины и ГТС при которой персонал станции ограничивается лишь измерением основных пара метров и передачей информации для дальнейшей обработки и анализа в различные научно-исследовательские или проектные институты, где на основании материалов наблюдений в конце календарного года вы пускаются технические отчёты о состоянии сооружения.

В представленной выше системе показания с контрольно измерительной аппаратуры (КИА) снимаются обычно при ручном опросе приборов. Частота опросов при этом крайне мала (1-3 раза в месяц), что соответственно сказывается на точности получаемых дан ных.

Эта система вполне приемлема для сооружений с 3 и 4 классами капитальности, которые не подвергаются большим нагрузками и воз действиям, однако она практически полностью исключает возмож ность оперативного воздействия на состояние ГТС, что повышает риск возникновения аварий и совершенно не подходит для сооруже ний 1 и 2 класса.

Именно поэтому на многих ответственных ГЭС России в по следние годы стало уделяться большое внимание проблемам разра ботки автоматизированных систем опроса (АСО) и систем автомати зированного управления способных производить не только монито ринг параметров, но их оценку. Так в числе подобных ГЭС можно вы делить Иркутскую, Зейскую, Волжскую, Бурейскую, Саяно Шушенскую и д. р.

В качестве примера можно рассмотреть систему автоматизиро ванного контроля гидротехнических сооружений (САК ГТС) Саяно Шушенской ГЭС.

Она состоит из двух уровней:

К нижнему уровню относятся первичные датчики, измеритель ные устройства и преобразователи, которые обрабатывают сигнал и переводят его в цифровой код.

Верхний уровень — это программно-технический комплекс, представляющий по сути информационно-диагностическую систему контроля безопасности сооружения.

Также для более эффективной работы с поступающими данны ми система разделена на несколько подсистем, каждая из которых ве дет наблюдение за определённой группой измерений.

• система автоматизированного контроля напряжённо деформированного состояния (САК НДС) • система автоматизированного контроля фильтрационного со стояния (САК ФС) • система автоматизированного контроля сейсмометрического со стояния (САК СС) • система автоматического контроля плановых и вертикальных перемещений (САК ПС и ВС).

Все полученные в процессе непрерывного опроса данные сте каются в базу данных первого уровня, где они обрабатываются и хра нятся готовые к анализу. База данных второго уровня, также называе мая экспертной системой производит непосредственно обработку по лученных величин. Для принятия решений о допустимом и аварийном состоянии вводятся значения уставок. Оценка производится методом сравнения параметров получаемых от систем мониторинга с приня тыми в проекте и/или установленными в процессе эксплуатации дан ного сооружения показателями. Система определяет параметры не укладывающиеся в нормативные интервалы, оценивает степень несо ответствия и выдаёт сообщения о проблеме всем имеющим доступ инженерно-техническим работникам станции.

Безусловно подобные системы контроля — это значительный шаг вперед в сравнении с традиционной методикой. Они позволяют получать более точную информацию и отслеживать состояние гидро технических сооружений в автоматическом режиме.


Возможные направления развития Как уже было сказано выше, всё большее количество ГЭС начи нают внедрять автоматизированные системы контроля состояния гид ротехнических сооружений на своих станциях. В связи с этим всё бо лее актуальной становится разработка новых, более совершенных, си стем управления информацией и принятия решений.

Для улучшения качества работы существующих систем необхо димо решить следующие задачи:

• модернизировать уже существующую КИА а также информаци онно-диагностические системы на станциях, где это необходи мо. Подобная мера связана с тем, что многие гидроэлектростан ции строились еще в начале 20 века и срок эксплуатации, уста новленных еще при строительстве, измерительных приборов уже истек. На сегодняшний день разработаны более точные и надежные измерительные приборы.

• создать подсистему превентивного (предупредительного) управления, способная работать в режиме «советчика», которая позволит отслеживать аварии на начальных стадиях и преду преждать персонал об угрозе.

При этом для реализации такой подсистемы необходимо решить еще ряд существенных задач:

1. Разработать математическую базу для единого информационно го описания многочисленных параметров контроля эксплуата ционного состояния гидротехнических сооружений.

2. Разработать модели сравнения параметров и определения степе ни их превосходства.

3. Оценить степень взаимного влияния одного из параметров на другие с целью определения причинно-следственной связи ухудшения эксплуатационного состояния сооружений 4. Создать программный комплекс подсистемы интеллектуальной поддержки принятия решений.

Такая подсистема может быть реализована с помощью внедре ния методов искусственного интеллекта (теория нечетких множеств, генетические алгоритмы, искусственные нейронные сети и т. д.).

• разработать надежный механизм осуществления взаимодей ствия САУ ГТС с верхними уровнями АСУ ТП станции. С его помощью появится возможность регулировать работу основного силового оборудования и создавать оптимальные рабочие ре жимы на ГЭС при учёте параметров состояния гидротехниче ских сооружений, а в особенности таких элементов проточного тракта гидроагрегата как водовод, спиральная камера и отсасы вающая труба.

• разработать и внедрить единую систему контроля диагностиче ских параметров гидротехнических сооружений с центром управления в ОДУ региона.

Решение изложенных выше задач позволит повысить надеж ность и безопасность гидротехнических сооружений, а также эффек тивно отслеживать и предупреждать любые нестандартные режимы гидротехнических сооружений и повысить эффективность выработки электроэнергии самой ГЭС.

ЛИТЕРАТУРА:

1. Секретарев Ю.А. Ситуационное управление энергетическими объектами и процессами электроэнергетической системы: моно графия – Новосибирск : Изд-во НГТУ, 2007. – 308 с.

2. Богуш Б. Б., Митрофанов Н. А., Стефаненко Н. И. Обеспечение эксплуатационной надёжности гидротехнических сооружений Саяно-Шушенской ГЭС // Гидротехническое строительство. 2008. - №11. - с. 19- 3. Щербина В. И., Коган Е. А., Козлов Р. В., Герасимов Н. В., Ти щенко А. А. Совершенствование системы мониторинга гидро технических сооружений путём внедрение систем автоматиза ции КИА // Гидротехническое строительство. - 2009. - №8. - с.

10- Научный руководитель: Ю.А. Секретарёв, д.т.н., профессор, зав.

кафе. СЭСП, ФЭН, НГТУ.

ОПТИМАЛЬНОЕ ТЕСТИРОВАНИЕ ПРОГРАММЫ «АНАЛИЗ СТРУКТУРНОЙ СХЕМЫ БЛОЧНОЙ ТЭЦ»

И.О. Федоров Томский политехнический университет ЭНИН, ЭСС, группа 9А Для автоматизации проектных решений на кафедре "Электро энергетические сети и системы" Энергетического института разраба тывается программа "Анализ структурных схем блочных ТЭЦ с трехобмоточными трансформаторами связи". Программа включает в себя расчет перетоков мощности в различных эксплуатационных ре жимах, на основании которых производится обоснованный выбор трансформаторов связи.

На рис. 1. приведен пример структурной схемы электростанции [1].

110кВ С S НАГР 35кВ S НАГР РУ 110 кВ РУ 35 кВ T T1 T2 T T T SG1.Н. SG 2Н.

С.

С SG 3Н. SG 4Н.

С. С.

T T6 T G G G1 G РУ 6,3 кВ 6,3 кВ S НАГР Рис. 1. Структурная схема блочной ТЭЦ Данная схема включает в себя три распределительных устрой ства (РУ): высшего напряжения (РУ ВН -110 кВ), среднего напряже ния (РУ СН - 35 кВ) и низшего напряжения (РУ НН - 6,3 кВ). Источ никами питания являются четыре генератора: G1, G2, G3 и G4, под ключенные к РУ через двухобмоточные трансформаторы: Т1, Т2, Т3 и Т4. Связь между РУ ВН и РУ СН осуществляется через два трехобмо точных трансформатора: Т8 и Т9. Связь РУ НН с генераторами осу ществляется через двухобмоточные трансформаторы Т5, Т6 и Т7.

Внешние и внутренние нагрузки обозначены, как S6,3кВ,S35кВ,S110кВ и НАГР НАГР НАГР SG1,SG2,SG3,SG4 соответственно.

С.Н. С.Н. С.Н. С.Н.

Для внедрения программного продукта в учебный процесс необходимо провести тестирование программы: аналитические расче ты варианта структурной схемы, и их сравнение с программными.

Под оптимальным тестированием понимается минимальный объем расчетов, что требует разработки возможных вариантов струк турных схем и их дальнейший отбор по определенным условиям, например, исходным данным.

Для четырех генераторов с разными мощностями возможно вариантов, отличающихся схемами подключения генераторов к РУ ВН, РУ СН и ответвлениями к РУ НН [2]. Фрагмент описания вариан тов структурных схем РУСН блочной ТЭЦ приведен в табл. 1.

Таблица 1.

Фрагмент описания вариантов структурных схем РУСН № Генератор Р1 Генератор Р2 Генератор Р3 Генератор Р ва- Присо От- Присо От- Присое От- Присо От ри- соеди- ветв- соеди- ветв- дине- ветв соеди- ветв ан- еди- ление еди- ление ние ле- еди- ле та нение нение ние нение ние 1 + + + + + + + + 2 -- + + + + + + + 3 --- + + + + + + + 4 --- -- + + + + + + 5 --- + + + + + + + 6 --- + -- + + + + + 7 --- --- + + + + + + 8 --- --- -- + + + + + Примечание: для каждого генератора (Р1, Р2, Р3 и Р4) отводится две графы: первая описывает подключение оборудования к РУ СН ("+" - подключен, "---" – подключение отсутствует);

вторая – наличие ответвления к РУ НН ("+" - есть, "---" – нет).

Для анализа программы была выбрана схема со следующими исходными данными.

Мощности генераторов: PМВт P P =P = МВт63, ко = 100 =, G G1 G3 G эффициент мощности для всех генераторов равен cos = 0,85.

Нагрузка РУ НН S6,3кВ =52,05, на основании которой и с уче МВА НАГР том максимальной номинальной мощности трансформатора Т5, Т6, Т рис.1 [3] было выбрано три ответвления на РУНН.

Из общего количества вариантов (табл.1) по условию исходных данных возможно 80, часть из которых приведена в табл. 2.

Таблица 2.

Фрагмент описания возможных вариантов структурных схем РУСН № Генератор Генератор Р2 Генератор Р3 Генератор Р вари Р анта При От- Присо От- Присо- От- Присо Ответв сое ветв соеди- ветв- едине- ветв соеди- ветв ди- ле- еди- ление ние ле- еди- ление не- ние нение ние нение ние 1 + + + + + + + + 2 -- + + + + + + + 3 -- + + + + + + + № Генератор Генератор Р2 Генератор Р3 Генератор Р вари Р анта При От- Присо От- Присо- От- Присо Ответв сое ветв соеди- ветв- едине- ветв соеди- ветв ди- ле- еди- ление ние ле- еди- ление не- ние нение ние нение ние 4 --- -- + + + + + + 5 --- -- + + + + + + 6 --- -- + + + + + + 7 --- --- -- + + + + + 8 --- -- + + + + + + Для дальнейших расчетов достаточно проанализировать 13 ва риантов, перетоки мощности в которых оказывают влияние на выбор трансформаторов связи Т8, Т9.

Таблица 3.

10 необходимых вариантов структурных схем РУСН № Генератор Генератор Р2 Генератор Р3 Генератор Р вари Р анта При От- Присо От- Присо- От- Присо Ответв сое ветв соеди- ветв- едине- ветв соеди- ветв ди- ле- еди- ление ние ле- еди- ление не- ние нение ние нение ние 1 --- --- --- --- --- --- --- -- 2 + --- --- --- --- --- --- + 3 + --- --- --- --- --- --- -- 4 + + --- --- --- + + + 5 + + -- --- --- --- + + 6 --- + --- --- --- + + -- 7 + + --- --- --- --- + + 8 + -- --- --- --- --- + + 9 --- + --- --- --- --- + -- 10 + + + + --- --- --- -- 11 + --- + + --- --- --- -- 12 + + + --- --- --- --- -- 13 + --- + --- --- --- --- -- На рис. 2. приведен пример структурной схемы электростанции для проведения аналитических расчетов для варианта № 4 табл. 3.

110 кВ С S НАГР 35кВ S НАГР CH ST BH S РУ 110 кВ РУ 35 кВ T T8 BH ST CH ST 9 BH ST BH ST T1 T2 T T HH ST 2 S BH HH ST BH T ST 6 HH ST T BH ST SG1Н. SG 2Н.

С.

С. SG 2 SG SG 3Н. SG 4Н.

С. С. SG T T6 T G G1 G2 G HH ST 7 HH 63 МВт 100 МВт 63 МВт ST 6 63 МВт HH ST РУ 6,3 кВ 6,3 кВ S НАГР Рис. 2. Структурная схема блочной ТЭЦ Пример аналитического расчета для режима максимальных нагрузок для РУ СН и РУ НН.

Значения полных мощностей для внешних потребителей:

S 6,3 кВ = 2 + jе 03 = 05 j 33, МВ А (1) 43, 29, 52, НАГР S 35кВ = 6 + jе 63 = А j 25, МВ (2) 42, 20, 47, НАГР Значения полных мощностей для внутренних потребителей:

KС.Н.

S = 0.1 (63 + j39.06)= 6,3+j3.91= 7.415e j 31.825 (3) МВ А S C 1H.= S C.2H.= S C.3H.= G G G.

100 G Уравнение баланса для генератора 4:

HН C.H.

S G4 = ST 6 + ST 4 + S G BН (4) Уравнение баланса для РУ НН:

S 6,3 кВ =7 + S НН Т 6 + S Т 5 =S Т 5,Т 6,Т НH НH НH SТ (5) НАГР Уравнение баланса для РУ СН:

S 35 кВ = S Т 3 + S T 4 S Т 8 S Т ВH ВH СH СH (6) НАГР НH ВH СH ВH Для общепринятого допущения S Т = S T и S Т = S T преобразуем уравнения 4 и 5:

6,3 кВ S НАГР C.H.

S G4 = + ST 4 + S G HН (7) преобразуем уравнение 6:

S 35 кВ = 2 S Т 3,T 4 2 S Т 8,T ВH СH (8) НАГР Подставим уравнение 7 в уравнение 8:

6,3 кВ 6,3 кВ S S 35 кВ СH СH =2 S + 2 ( S G 4 НАГР S G 4 ) =2 S Т 8,T 9 + 2 S G 4 2 НАГР 2 S G 4 (9) C.H. C.H.

S НАГР Т 8,T 3 Рассчитываем поток мощности через трансформаторы связи.


Выражаем из уравнения 9 S Т 3,T 4 :

ВH 6,3 кВ S НАГР СH 35 кВ 2 S Т 8,T 9 = S НАГР + 2 S G 4 2 S G 4 = 42, 6 j 20, 63 + 2 (63 + j 39, 06) C.H.

2 (43, 2 + j 29, 03) 2 (6,3 + j 3,906) А 42 + j 30,325 = 51,804 e j 35, МВ = СH S Т 8,T 9 =j15,163А= e j 35, 21 + МВ 25, ЛИТЕРАТУРА:

1. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций: Учебник для техникума. – 3-е изд., перераб. И доп.

– М.: Энергоатомиздат, 1987. – 648 с.

2. Космынина Н.М. Проектирование структурных схем блочных теплофикационных электрических станций. Методические ука зания. – Томск: изд. ТПУ, 1994. – 34 с.

3. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. Электрическая часть электро станций и подстанций: Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для вузов. – 4-е изд., перераб. И доп. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.

Научный руководитель: Н.М. Космынина, доцент, ЭСС, ЭНИН, TПУ.

ПРИМЕНЕНИЕ ТЕОРИИ НЕЧЕТКИХ МНОЖЕСТВ ДЛЯ ОЦЕНКИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО СОСТОЯНИЯ ОБОРУДОВАНИЯ ВЫСОКО- И НИЗКОНАПОРНЫХ ГЭС А.О. Попова Новосибирский государственный технический университет ФЭН, СЭСП, группа ЭН2- Введение. Непрерывный характер изменения ситуаций на ГЭС приводит к необходимости повышения адаптационных свойств моде лей управления. В процессе управления режимом работы ГЭС необ ходим синтез экономических и надежностных показателей эксплуата ционного состояния агрегатов. Такая задача носит многоцелевой ха рактер, и ее решение требует поиска компромисса. Поэтому вопросам управления гидроэлектростанцией уделяется большое внимание. В качестве способа управления нормальными режимами выступает ав томатизированная система управления, где подразумевается наличие человека в контуре управления. Таким образом, можно говорить об оперативном управлении. Совершенствование моделей для контура оперативного управления ГЭС является перспективным направлени ем, так как качественное и своевременное выполнение поставленных задач на этом этапе способствует выявлению дефектов на ранней ста дии развития и своевременному их устранение. Поэтому появилась необходимость в отыскании математического аппарата, способного представить информацию об объекте в удобном для оператора виде.

Теория нечетких множеств позволяет справиться с этой задачей.

На основания вышесказанного определены задачи настоящего исследования: представление параметров эксплуатационной надежно сти гидроагрегата высоко- и низконапорных ГЭС в виде нечетких ин тервалов;

получение для них функций принадлежности;

ранжировка;

сравнение полученных результатов.

Представление контролируемых параметров гидроагрегата (ГА) в виде нечетких интервалов. Представление функций принад лежности в виде нечеткого интервала является удобной формой опи сания нечетких величин. При этом появляется возможность исчислять эти величины, в частном случае, сравнивать между собой. Последнее обстоятельство является особенно важным, так как становится воз можным проранжировать их на основании некоторого набора числен ных мер, то есть иными словами «взвесить» их по информационной ценности для принятия решения человеком. Нечеткий интервал поз воляет иметь одновременно пессимистическое и оптимистическое представление: это зависит от того, отклонение параметра в какую сторону относительно номинала приведет к ухудшению работы (рис.1):

µп µп µп 1 1 0 П1 П2 П3 П1 П2 П3 П1 П2 П3 П а) б) в) Рис. 1. Виды нечетких интервалов, описывающие изменение контролируемого параметра П гидроагрегата: а – невозрастающий, б – неубывающий, в – трапециевидный Ранее исследовательской группой НГТУ были собраны данные по параметрам эксплуатационной надежности ГА НГЭС и рассчитаны функции принадлежности [1].

В качестве примера возьмем параметр «Температура железа».

На рис. 2 представлена функция принадлежности этого параметра:

Рис. 2. Функция принадлежности для параметра «Температура железа»

Функции принадлежности были получены с помощью специ ально разработанной программы в среде Delphi:

Рис. 3. Интерфейс программы Методика сравнения нечетких интервалов. Для упорядоче ния полученного множества, состоящего из большого количества не четких интервалов можно использовать способ нечетких отношений, полученных попарным сравнением интервалов. Тогда обобщенный показатель превосходства можно определить как тот факт, что интер вал N i превосходит «самый большой» из интервалов N j, j i, то есть построить четыре показателя превосходства. В общем случае получим 4 меры: Рos(Y1 Y2 ) ;

Pos(Y1 Y2 ) ;

Nec(Y1 Y2 ) ;

Nec(Y1 Y2 ) [2].

Задача непосредственного вычисления значений четырех пока зателей сравнения сводится к отысканию точек пересечения соответ ствующих функций принадлежности. Так для невозрастающего не четкого интервала (рис.1, а) достаточно рассчитать только одну меру возможности Pos ( Y1 Y2 ), так как он не имеет левого носителя нечет кости:

m m2 + Pos (Y1 Y2 ) = Pos1 2 = 1 (1) 1 + При сравнении n нечетких интервалов получим (n-1) значений возможностных мер Pos 1-2 ;

Pos 1-3 ;

…, Pos 1-n. Значения мер возмож ности варьируются от 0 до 1, таким образом, значения, которые выхо дят за указанный диапазон, не учитываются.

Результаты ранжировки. На основании приведенного подхода были проведены расчеты по 9 параметрам, характеризующим эксплу атационное состояние гидрогенератора высоко- и низконапорных ГЭС, отличие которых состоит не только в величине мощности и уровне напора, но и в доле участия в общей выработке мощности ЭЭС. Для реализации сравнения были проведены расчеты, аналогич ные расчетам по НГЭС (упомянутые выше). В качестве исходной ин формации использовались данные карт уставок РЗиА. Рассмотренные параметры характеризуют контроль температурного режимами ГА и его вибрационного состояния. Согласно приведенному выше методу, были получены меры возможности для СШГЭС и НГЭС. Для удоб ства все расчеты сведены в таблицу 1.

Проанализируем результаты. Наиболее приоритетными пара метрами являются: для НГЭС параметры 6, 3, 4, 7, а для СШГЭС – 5, 4, 7,6. Таким образом, температурные параметры на ГЭС обоих видов получили наиболее высокий приоритет. Для СШГЭС – это температу ра горячего воздуха, а для НГЭС - температура масла в ванне подпят ника (ПП). Анализ полученных числовых возможностных мер пока зывает, что они не противоречат опыту, накопленному при оператив ном управлении ГЭС. Таким образом, значения мер возможности поз воляют выявить наиболее приоритетные факторы контроля парамет ров гидроагрегата.

Таблица 1.

Результаты расчета возможностей и ранжировка параметров эксплуа тационной надежности гидроагрегатов СШГЭС и НГЭС № Параметр Ранг параметра Числовая харак состояния состояния теристика воз СШГЭС/НГЭС можности СШГЭС/НГЭС 1. Симметричные перегрузки 7/7 0,076/0, 2. Несимметричные перегруз- -/- -/ ки 3. Температура железа выше -/2 -/0, нормы 4. Температура меди выше 3/3 0.36/0, нормы 5. Температура горячего воз- 1/5 0,86/0, духа 6. Температура масла в ванне 2/1 0,5/0, ПП выше нормы 7. Температура масла в ванне 4/4 0,34/0, подшипника выше нормы Полученные значения выходят за расчетный диапазон.

8. Уровень масла в ванне ПП 5/8 0,17/0, 9. Бой вала ГП 6/6 0,14/0, Также проведенные расчеты позволяют сделать вывод об уни версальности предложенного метода для различных видов ГЭС ЛИТЕРАТУРА:

1. Жданович А.А. Контроль и мониторинг эксплуатационного со стояния гидроагрегатов на основе теории нечетких множеств // Автореферат диссертации на соискание ученой степени канди дата технических наук. – Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2010. – с.

2. Дюбуа Д. Прад А. Теория возможностей. Приложение к пред ставлению знаний в информатике.- М.: Радио и Связь, 1990. 322 с.

Научный руководитель: А.А. Жданович, к.т.н., ст. преподава тель, НГТУ РАЗРАБОТКА МЕТОДИЧЕСКИХ УКАЗАНИЙ К ЛАБОРАТОРНОЙ РАБОТЕ «ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЛОТНОСТИ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ВЕРОЯТНОСТЕЙ ТОКА В РЗ ПРИ КЗ ВДОЛЬ ЛИНИИ»

Ю.А. Бутина Томский политехнический университет ЭНИН, ЭСС, группа 9М «Вероятностные задачи в электроэнергетике» является одной из основных дисциплин для студентов и магистрантов Энергетического института.

Данный курс предполагает выполнение ряда лабораторных ра бот.

При выполнении указанной лабораторной работы возникли определенные трудности с отсутствием методических материалов. Та ким образом, возник вопрос о разработке методических указаний по выполнению лабораторной работы «Определение плотности распре деления вероятностей (ПРВ) тока в релейной защите (РЗ) при корот ком замыкании (КЗ) вдоль линии.

Рассматриваемая лабораторная работа предполагает определе ние ПРВ тока в РЗ при КЗ вдоль линии и построение гистограмм рас пределений.

Отметим, что ПРВ случайной величины (СВ) – это вероятность принятия значений СВ из интервала, отнесенная к этому интервалу.

Предлагаем рассмотреть упрощенную электрическую схему (рис.1), представленной системой С, генератором (5) и линией (1-4), разбитой на три участка.

С РЗ 1 2 3 4 Рис. 1. Упрощенная схема линии Для определения ПРВ тока КЗ необходимо построить кривую тока КЗ I = f ( Z ), которая имеет экспоненциальный характер (рис.2а).

Из равномерного закона распределения СВ имеем:

ci (i )di = cz ( z )dz cz ( z ) =.

zЭЛ а) б) Рис. 2. а) Кривая тока КЗ, б) гистограмма распределений тока КЗ Согласно рис.1 и рис.2а, используя формулы для определения функции распределения вероятностей из теории вероятности [1], по лучаем:

dz 1 dz сi (i ) = z ( z ) c = di zэл di ciИ i ) i = pН i I i + i ) ( ( И И И z И (= ciИ i ) iИ zЭЛ z = ci (i1 ) i zЭЛ где Ci – плотность распределения вероятности, 1 кА ;

Z эл сопро тивление линии, Ом.

Для каждого интервала, в том числе и всего диапазона СВ мо жет быть построена гистограмма (рис.2б) в виде пристыкованных друг к другу прямоугольников с разными малыми подынтегральными основаниями, на которых построены эти прямоугольники, высоты ко торых являются значениями ПРВ, а основания – соответствующими интервалами значений случайной величины.

Структура лабораторной работы содержит следующие этапы выполнения:

1. определение цели выполнения;

2. описание теоретической части, изображение схемы района;

3. определение максимального и минимального по току режимов сети для рассматриваемого комплекта РЗ;

4. заполнение таблицы токов КЗ на заданной линии (согласно ва рианту) с помощью ТКЗ 3000;

5. выбор рассчитываемого режима (min или max);

6. построение 11 кривых тока КЗ как функций от сопротивления;

7. определение плотности ПРВ тока КЗ;

8. вычисление усредненной ПРВ тока КЗ путем усреднения полу ченных гистограмм;

9. вывод по проделанной работе.

Отметим, что токи КЗ рассчитываются для всех последователь ностей. Студенты же выбирают произвольно одну из последователь ностей, которую далее анализируют.

В соответствие с приведенной структурой выполним рассматри ваемую лабораторную работу на конкретном примере с помощью программного комплекса ТКЗ-3000, который предназначен для расче та токов, остаточных напряжений и сопротивлений при КЗ и других повреждениях в энергосистеме, также для расчета уставок и проверки чувствительности ступенчатых токовых защит нулевой последова тельности электроустановок [2]. Ниже приведены фрагменты выпол нения лабораторной работы.

Из имеющейся в ТПУ базы для ТКЗ-3000 по Тюменской энерго системе проанализируем линию 500 кВ СГРЭС-2 – Сибирская (468 300).

РЗ 213 19 468 Рис. 3. Упрощенная схема линии 500 кВ СГРЭС-2 – Сибирская С помощью программы ТКЗ-3000 проводим расчет токов КЗ в каждой точке линии в максимальном режиме, для этого отключаем элементы 703,137 и разобьем ветвь 212-213 на 4 равных участка, как ветвь с наибольшим значением Z.

Код, реализующий выполнение лабораторной работы в про грамме ТКЗ-3000 для линии 468-300:

ВЕЛИЧИНА 1234(I1 I2 I0 IA IB) РЕЖИМ ЗАМЕР-А ВЕТВЬ 468- НЕСИММ ПРОМТОЧ 212-213 МКЗ ПОДРЕЖИМ ЭЛЕМЕНТ ЭЛЕМЕНТ Результаты расчета занесены в таблицу 1.

Таблица 1.

Значения токов при однофазном КЗ пр1 пр2 пр 212 213 Z, Ом 0 4,7 9,4 14,1 18,8 34, I01, А 6395 4522 3500 2857 2416 Далее по результатам табл.1 строим графики уменьшения токов КЗ в линии (зависимости I = f ( Z ) ). Определим ПРВ тока в РЗ при КЗ вдоль линии для I 0 (1). Ниже представлен график и гистограмма ПРВ тока I 0 (1) для нулевой последовательности при однофазном КЗ.

Рис. 4. График зависимости I = f ( Z ) при однофазном КЗ, гистограмма ПРВ тока I 0 (1) Таким образом, был разработан и апробирован первый вариант методических указаний к лабораторной работе «Определение плотно сти распределения вероятностей тока в РЗ при КЗ вдоль линии», кото рые будут полезны для студентов и преподавателей, при изучении дисциплины «Вероятностные задачи в электроэнергетике».

ЛИТЕРАТУРА:

1. Вентцель Е.С. Теория вероятностей: Учеб. для вузов. – 5-е изд.

стер. – М.: Высш. шк., 1998.

2. Шмойлов А.В. Расчет электрических величин при повреждени ях в электрических системах и уставок токовой релейной защи ты с помощью пакета программ ТКЗ-3000: Методическое посо бие. Томск: Изд.ТПУ, 2001. 85 с.

Научный руководитель: А.Ф. Прутик, ассистент, ЭСС, ЭНИН, ТПУ.

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ АПВ В ЛЭП СВН С.П. Кошелько Новосибирский государственный технический университет ФЭН, ТЭВН, группа ЭН1- Автоматическое повторное включение (АПВ) в энергосистемах является эффективным средством повышения надежности их работы.

Особенно полезно применение АПВ на воздушных линиях (ВЛ) элек тропередачи высокого (ВН) и сверхвысокого (СВН) напряжения [1].

По статистическим данным доля однофазных дуговых (самоустраня ющихся) замыканий для ВЛ 330-750 кВ составляет 65-80%, поэтому применение ОАПВ способно предотвратить перерыв электроснабже ния в большинстве случаев КЗ, особенно на ВЛ высших классов напряжений.

В данной работе рассмотрены основные принципы работы адап тивного АПВ, основной задачей которого является определение факта самоустранения повреждения (замыкания) и определение минималь ной (оптимальной) бестоковой паузы.

Анализ стационарных режимов в паузе АПВ позволяет выде лить ряд режимных параметров, контролируя которые, можно опреде лить факт устранения повреждения и принять решение о проведении повторного включения. Наиболее информативным параметром явля ется напряжение отключенной фазы.

IA LA А А МA-C IВ В LB В СФФ СФФ МВ-C Епр С LC С СФ а) б) Рис 1. Схема ЛЭП при адаптивном ОАПВ а) продольная ЭДС на фазе после устранения КЗ на землю б) электростатические наводки на отключённую фазу после устранения КЗ Адаптивное ОАПВ. Напряжение на отключенной в цикле ОАПВ фазе в режиме горения дуги подпитки зависит, в основном, от продольной ЭДС Епр = j MI, (1) наводимой токами от здоровых (неповрежденных) фаз (рис 1.а), которые, в свою очередь, определяются углом передачи мощности I 2U sin 2 (2) После отключения линейных выключателей происходит ослаб ление электрической связи между примыкающими электрическими системами, поэтому угол увеличивается. Это приводит, наряду с по явлением несимметрии, к увеличению линейных токов.

После устранения повреждения, аварийная фаза подвергается электростатическому влиянию через емкостные связи со стороны двух оставшихся в работе фаз (рис 1.б). Это влияние приводит к появлению наведённого (восстанавливающегося) напряжения на отключённой фазе U в, которое определяется соотношение фазной и междуфазных емкостей ВЛ:

Сфф E = Uв 2 Сф + Сфф (3) Напряжение на отключенной фазе в режиме горения и погаса ния дуги подпитки различается. На этом принципе построено опреде ление факта погасания дуги подпитки. Угол передачи мощности мо жет изменяться в больших пределах. При перемещении точки КЗ по линии напряжение Uг изменяется в зависимости от расстояния до ме ста повреждения (замыкания). В тоже время восстанавливающееся напряжение после погасания дуги подпитки в поперечно компенсиро ванной электропередаче достигает значений Uф и более. Большое раз личие значений напряжения позволяет создать простой алгоритм для выявления факта самоустранения замыкания (рис. 2).

а) б) в) Рис. 2. Модуль напряжения в режиме горения и погасания дуги подпитки: а) фаза A, б) фаза В, в) фаза С.

В точках, где напряжение в режиме погасания и режиме горения пересекаются, защитная автоматика не может достоверно определить факт погасания дуги. В этих точках образуется зона нечувствительно сти (рис 3). Из графика видно, что мертвая зона образуется при боль ших углах передачи мощности в начале и в конце линии.

а) б) в) Рис. 3. Зоны нечувствительности релейной защиты:

а) фаза A, б) фаза В, в) фаза С.

Повысить эффективность адаптивного ОАПВ можно контролируя фазу наведенного напряжения на отключенной фазе (в режимах горе ния и погасания дуги подпитки). Аргумент восстанавливающегося напряжения и аргумент напряжения в режиме горения дуги имеют различные значения. Смена направления перетока мощности в здоро вых фазах обуславливает изменение аргумента напряжения в режиме горения дуги почти на 1800, что приводит к существенному отличию векторов Uв и Uг (рис. 4).

а) б) в) Рис. 4. Аргумент напряжения в режиме горения и погасания дуги подпитки: а) фаза A, б) фаза В, в) фаза С.

В области малых углов электропередачи мощности имеет место равенство фаз, что в силу инструментальной погрешности измери тельного тракта приводит к появлению незначительной зоны нечув ствительности по аргументу (фазе) напряжения, которая, однако, за метно меньше, чем при контроле по модулю напряжения.

При совместном использовании двух вышеописанных способов мертвые зоны не накладываются друг на друга, устраняя зоны нечув ствительности адаптивного ОАПВ. Такой алгоритм можно назвать комбинированным.

Адаптивное ТАПВ с контролем по модулю напряжения ВЛ за ключается в последовательном поочередном включении фаз линии с одного конца с заданной выдержкой времени, после двухстороннего отключения линии [2]. При таком способе первой включается любая (наперед заданная) фаза, на невключенных фазах линии обязательно производится контроль напряжения. Если на первой включаемой фазе имеется КЗ на землю, то от действия релейной защиты включаемая фаза отключается, и процесс включения заканчивается. Если на пер вой включаемой фазе нет КЗ на землю, то она остается включённой, и производится анализ напряжения на двух других фазах.

IA LA А А В LB МA-C В СФФ СФФ Епр LC С С СФ а) б) Рис. 5. Схема ЛЭП при адаптивном ТАПВ а) продольная ЭДС на поврежденной фазе при КЗ на землю б) электростатические наводки на отключённую фазу после устранения КЗ Однако этот способ ограничен длиной ВЛ. При замыкании на линии наведенное напряжение равно продольной ЭДС, величина ко торой в соответствии с (1) прямопропорциональна половине зарядно го тока линии и ее длине (рис.5). При КЗ в конце длинных ВЛ она становится соизмеримой с наведенным напряжением (Uв) после устранения замыкания. На фазе без замыкания напряжение определя ется электромагнитной и электростатической составляющими, но ос новное влияние оказывает последняя.

а) б) в) Рис 6. Модуль напряжения при устойчивом и устранившемся повреждении: а) фаза A, б) фаза В, в) фаза С.

Вывод о наличии или отсутствии замыкания на фазе делается на основе соотношений между напряжениями. При перемещении точки КЗ на землю по линии (или изменении длины линии) модуль напря жения в различных режимах изменяется (рис. 6). При определенной длине линии значения модулей напряжений принимают одинаковое значение. В этой точке (пересечения кривых) адаптивный алгоритм не работает - невозможно достоверно определить факт ликвидации по вреждения, образуется мертвая зона.

а) б) в) Рис 7. Аргумент напряжения при устойчивом и устранившемся повреждении: а) фаза A, б) фаза В, в) фаза С.



Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 8 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.