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 |   ...   | 2 | 3 || 5 |

«Федеральное агентство железнодорожного транспорта РФ Иркутский государственный университет путей сообщения В.П. ЗАКАРЮКИН, А.В. КРЮКОВ СЛОЖНОНЕСИММЕТРИЧНЫЕ ...»

-- [ Страница 4 ] --

Эквивалентирование энергосистем (ЭС) для расчетов потокораспре деления основано на понижении размерности уравнений установившегося режима (УУР). Эти уравнения в общем случае являются нелинейными, и задача понижения их размерности путем исключения части неизвестных не имеет общего решения. Это приводит к необходимости замены исклю чаемых нелинейных УУР на линейные, что позволяет выполнить строгое исключение переменных. Такое исключение обычно производится путем определения эквивалентных узловых токов или проводимостей (сопротив лений) на основе предварительного расчета режима полной схемы [167] или по номинальным напряжениям. Последний метод может приводить к существенным погрешностям, и потому допустим только для ориентиро вочных расчетов. Использование эквивалентных токов и проводимостей связано с допущением о неизменности значений сопротивлений Z H или токов & H нагрузок, а также модулей и фаз ЭДС (напряжений) генераторов I при возмущениях режима. В действительности же при изменениях режима мощности нагрузок меняются в соответствии со статическими характери стиками по напряжению U H и значения их сопротивлений и токов не ос таются постоянными. Из рассмотрения типовых статических характери стик видно, что Z H и & H существенно изменяются при вариации U H (рис.

I 5.40, 5.41). При этом наибольшие их отклонения имеют место при сниже ниях напряжения. Поэтому замена нагрузки токами или сопротивлениями (проводимостями) может приводить к значительной погрешности при рас чете серии режимов, в особенности послеаварийных, характеризующихся значительными снижениями U H. Для генераторов при возмущениях ре жима неизменными можно считать только модули их напряжений, в то & время как фазы U Г могут претерпевать существенные изменения.

IН 1. I НА.

1. I НА, I НР = const I НР 0. UН 0.75 0.8 0.85 0.9 0. Рис. 5.40. Изменение токов нагрузки при вариации напряжения Более строго учесть реальные характеристики генераторов и нагру зок, входящих в неконтролируемую часть сети, позволяет методика, пред ложенная в работах [168…170] и основанная на линеаризации уравнений установившегося режима ЭС. Однако предлагаемая в этих работах мето дика эквивалентирования применима только для симметричных режимов ЭС и базируется на однолинейном представлении трехфазных цепей. Та кой подход не пригоден в случае сложной несимметрии, что особенно про является при расчетах ЭС, питающих тяговые подстанции переменного то ка. Однолинейное представление в этом случае может приводить к значи тельным погрешностям. Поэтому задача создания методов и алгоритмов, обеспечивающих решение задачи эквивалентирования электрических сис тем с учетом несимметрии токов и напряжений, имеет несомненную акту альность. Наиболее эффективно задача расчета сложнонесимметричных режимов может быть решена на основе применения фазных координат.

rН, x Н.

rН, x Н = const.

xН 0. rН 0. UН 0. 0.75 0.8 0.85 0.95.

Рис. 5.41. Изменение сопротивлений нагрузки при вариации напряжения.

В данном разделе предлагается методика построения эквивалентных моделей энергосистем для расчетов несимметричных режимов, основанная на использовании фазных координат узловых напряжений.

Представим исходные нелинейные УУР, описывающие режим ЭС, в следующем виде:

F1 (X1, X 2 ) = 0;

F21 (X1, X 2 ) + F22 (X 2, X 3 ) = 0;

(5.4) F3 (X 2, X 3 ) = 0 : F1 (X 1, X 1 ) = [FA1 (X 1, X 2 ) FB1 (X 1, X 2 ) FC1 (X 1, X 2 )] T где – вектор функция небалансов мощности в узлах контролируемой части ЭС;

A, B, C – индексы фаз трехфазной сети;

F21 (X1, X1 ) = [FA21 (X1, X 2 ) FB21 (X1, X 2 ) FC21 (X1, X 2 )] T – вектор функция, отвечающая перетокам мощности из контролируемой части сети к граничным узлам;

F22 (X 2, X 3 ) = [FA22 (X 2, X 3 ) FB22 (X 2, X 3 ) FC22 (X 2, X 3 )] T – вектор функция небалансов в граничных узлах;

F3 (X 2, X 3 ) = [FA3 (X 2, X 3 ) FB3 (X 2, X 3 ) FC3 (X 2, X 3 )] – вектор-функция T небалансов в узлах неконтролируемой части сети;

X1 = [X A1 X C1 ], T X B X 2 = [X A 2 X C 2 ], X 3 = [X A 3 X C3 ] – векторы режимных па T T X B2 X B раметров (действительные и мнимые составляющие или модули и фазы уз ловых напряжений), соответствующие району управления, граничным уз лам и неконтролируемой части сети (рис. 5.42).

Наиболее строго влияние внешней сети на режим района управления можно учесть на основе нелинейной эквивалентной модели. Построение такой модели состоит в нахождении вектор-функции следующего вида:

X 3 = (X 2 ), (5.5) с помощью которой система (5.4) преобразуется к виду F1 (X1, X 2 ) = 0;

(5.6) F21 (X1, X 2 ) + D(X 2 ) = 0, где D(X 2 ) = F22 [X 2, (X 2 )] - нелинейная вектор-функция, отражающая ре акцию неконтролируемой части сети на изменение режима района управ ления. Нахождение функции D(X 2 ) связано с большими методическими и вычислительными трудностями.

Задачи расчета симметричного и несимметричного потокораспреде ления в ЭС позволяют перейти от рассмотренной нелинейной модели к линеаризованной. Это связано со спецификой задач, заключающейся в ло кализации возмущений режима в ограниченном районе, отвечающем рай ону управления.

Рис. 5.42. Исходная электрическая сеть Для успешного применения методов линеаризации при эквиваленти ровании электрических систем необходимо, чтобы значения режимных па раметров упрощаемой части энергосистемы в исследуемых режимах были близки к значениям, задаваемым в исходных приближениях. Иными сло вами, необходимо проводить линеаризацию УУР относительно исходного (базового) режима, мало отличающегося в упрощаемой части энергосисте мы от рассчитываемого. При этом влияние D N (X 2 ) нелинейных членов разложения функции D(X 2 ) в ряд Тейлора () D D (X 2 ) = D X 0 + X 2 + D N (X 2 ) X будет мало. Поэтому нелинейные функции, отражающие реакции питаю щей сети на изменения режима в ЭС, с приемлемой для практики точно стью могут быть заменены линейными.

В этом случае система (5.6) преобразуется к виду:

F1 (X1, X 2 ) = 0;

() D (5.7) F21 (X1, X 2 ) + D X 2 + X 2 = 0.

X2 () D Выражения для вычисления D X 0, могут быть получены из ис X ходной системы (5.4). Для этого линеаризуем уравнения, относящиеся к ( ) внешней сети, в точке базового режима X1, X 0, X 3 :

0 F1 (X1, X2 ) = 0;

F F F21(X1, X2 ) + F22 (X0, X3 ) + 22 X2 + 22 X3 = 0;

, (5.8) X2 X3 F F F3 (X0, X3 ) + 3 X2 + 3 X3 = 0, X2 X3 FA 22 FA FA FA 22 FA FA X X A 3 X B3 X C X B 2 X C A FB 22 F22 FB 22 FB 22 FB F22 FB 22 FB = = где ;

;

X C 2 X 3 X A 3 X C X 2 X A 2 X B X B F FC F FC 22 FC FC 22 C 22 C 22 X A 2 X B 2 X C 2 X A 3 X C X B FA 3 FA 3 FA 3 FA FA 3 FA X A 2 X B 2 X C 2 X A 3 X B3 X C F3 FB3 FB3 FB3 F3 FB3 FB3 FB = = ;

.

X 2 X A 2 X C 2 X 3 X A 3 X C X B 2 X B F FC3 F FC FC3 FC C3 C3 X A 2 X C 2 X A 3 X C X B 2 X B Очевидно, что для точки базового режима выполняется равенство ( ) F3 X 0, X 3 = 0.

(5.9) После исключения неизвестных X 3 = X 3 X 3 можно записать:

F1 (X1, X 2 ) = 0;

, (5.10) F21 (X1, X 2 ) + R Э (X 2 ) = 0;

F F22 F3 F ( ) () + 22 X2.

Э X2 = F22 X0, X где R X 2 X3 X3 X Коэффициенты при линейных членах сводятся в матрицу F3 F F 22 F (5.11) C= X X 2 X 3 X Рис. 5.43. Преобразованная схема сети Следует отметить, что эквивалентные перетоки мощности в исходном ( ) режиме F22 X 0, X 3 являются реальными перетоками и не “выравнивают ся” для выполнения граничных условий, как в других методиках эквива лентирования. Кроме того, возможна оперативная корректировка этих па раметров на основе данных, поступающих по каналам телемеханики.

Можно рассматривать R Э (X 2 ) как вектор эквивалентных нагрузок в узлах примыкания (рис. 5.88) с регулирующими эффектами, задаваемыми в виде матрицы С:

PAk = PAk 0 + PAk ;

PBk = PBk 0 + PBk ;

PCk = PCk 0 + PCk ;

, Q Ak = Q Ak 0 + Q Ak ;

Q Bk = Q Bk 0 + Q Bk ;

Q Ck = Q Ck 0 + Q Ck, где PAk, Q Ak, PBk, Q Bk, PCk, Q Ck – эквивалентные нагрузки узлов примыка ния в базовом режиме, равные соответственно суммарным активным и ре активным перетокам от этого узла в неконтролируемую часть сети;

PAk, PBk, PCk, Q Ak, Q Bk, Q Ck – изменения эквивалентных нагрузок в результате возмущений в районе управления.

При этом параметры PAk, PBk, PCk, Q Ak, Q Bk, Q Ck, k = 1...m Г определяются в соответствии с (5.10) и (5.11) по выражению YФ = CX 2, (5.12) [ ]T YФ = PA1 PB1 PC1... QAmГ QBmГ QCmГ ;

m Г - число узлов примыка ния (в однолинейном представлении).

Полученная эквивалентная модель ЭС, в отличие от традиционных, не представима в виде какой-либо электрической сети, но эта модель по зволяет более строго учесть реальные свойства генераторов и нагрузок с их регулирующими устройствами.

Решение системы (5.10) можно осуществить на основе метода Нью тона. При этом на каждой итерации решается следующая система линей ных уравнений:

X (k) F1 F X (X 1, X 2 ) (X1, X 2 )...

(k ) (k) (k) (k ) X = F21 ( k ) ( k ) F21 ( k ) ( k ) (X1, X 2 ) + C ( k )...

(X1, X 2 ) X X1 X F1 (X 1k ), X (2k ) ) (...

=... F21 (X 1, X 2 ) + F22 (X 2, X 3 ) + C(X 2 X 2 ) (k) (k) (0) (0) (k) (0) где k-номер итерации.

На основании изложенного в настоящем разделе можно сделать сле дующий вывод.

Эквивалентные модели ЭС, основанные на использовании линеари зованных УУР, записанных в фазных координатах, обладают следующими свойствами, обеспечивающими возможность их эффективного применения при расчетах симметричных и несимметричных режимов ЭС:

• точным воспроизведением параметров режимов в широком диапа зоне их изменения;

• возможностью полного отображения частотных свойств элементов ЭС, что особенно важно для расчетов послеаварийных режимов, вызван ных отключением мощных источников и потребителей электрической энергии;

• весьма малым временем, необходимым для получения эквивален та;

• точным воспроизведением потерь активной и реактивной мощно стей в электрической сети;

• возможностью оперативной корректировки эквивалентов по дан ным телеизмерений.

5.7. Экспериментальная проверка математических моделей электрических систем, построенных на основе фазных координат В середине 2004 года в связи с многочисленными фактами снижения и кратковременного исчезновения напряжения в сети 0,4 кВ котельной пос. Таксимо проводилась работа по анализу влияния различных факторов на режим работы этой сети. К числу этих факторов можно отнести сле дующие: резкопеременные тяговые нагрузки;

короткие замыкания в сети 10 кВ, вызванные схлестыванием проводов воздушных линий;

пусковые режимы мощных асинхронных электроприводов питательных насосов.

Электроснабжение котельной осуществляется от трансформаторной под станции ТП-21 района электроснабжения (РЭС) нетяговых потребителей станции Таксимо. Нестабильность напряжения на шинах 0.4 кВ этой под станции неблагоприятно сказывалась на работе электрооборудования ко тельной. Были проведены экспериментальные измерения показателей ка чества электрической энергии и расчетный анализ возможных причин не стабильности. Измерения проводились с 31.05.2004 г. по 2.06.2004 г. при бором контроля качества электрической энергии AR-5. Тяговые нагрузки определялись по данным диспетчерской системы, используемой на Вос точно-Сибирской железной дороге, а расчеты выполнялись с помощью программного комплекса Flow3.

Электроснабжение котельной осуществляется по фидерам №4 или №13 (рис. 5.44). Эти фидера подключены к шинам 10 кВ тяговой подстан ции Таксимо, получающим питание от обмотки 10 кВ тягового трансфор матора. Система внешнего электроснабжения (СВЭ) западного участка Байкало-Амурской железнодорожной магистрали построена на основе двухцепной воздушной линии электропередачи (ЛЭП) 220 кВ, протяжен ность которой значительно превышает рекомендуемую для ЛЭП данного класса напряжения. Это приводит к колебаниям напряжения при резких изменениях однофазных тяговых нагрузок. Поэтому при анализе режим ной ситуации в РЭС станции Таксимо необходимо учитывать всю СВЭ и тяговые нагрузки, создаваемые движущимися поездами.

ТП- Котельная 2хТМ-2500/ ТП- 10 кВ 2хТМ-400/ АС-50, 0.78 км ЭЧЭ- Ф- ААБлУ 3*95, 0.38 км АС-50, 2.82 км Ф- Рис. 5.44. Схема электроснабжения котельной Для правильного учета тяговых нагрузок, влияющих на уровни на пряжений, была использована информация о подключении тяговых под станций 2х25 кВ и 1х25 кВ к питающей ЛЭП. При расчетах режимов учи тывались шунтирующие реакторы, служащие для поглощения генерируе мой этой линией реактивной мощности.

РЭС питается от тяговой подстанции Таксимо тринадцатью фидера ми 10 кВ. Трансформаторная подстанция ТП-21 может быть подключена к одному из фидеров № 4 или № 13, или к двум этим фидерам одновремен но. К этим же фидерам подключена подстанция ТП-22, питающая очист ные сооружения (рис. 5.44). Нагрузки фидеров РЭС были определены на основании данных ежесуточного журнала учета электрической энергии.

Максимум мощности приходился на вторую половину января (рис. 5.45).

Для расчетов была использована модель двухцепной ЛЭП с грозо защитным тросом и модель тяговой сети с контактным и питающим про водами, несущим тросом и тяговыми рельсами. Модели трехфазных тяго вых трансформаторов и автотрансформаторов учитывали соединения ка тушек и дополнительный магнитный поток, замыкающийся через стенки бака. С помощью этих элементов была составлена расчетная схема ЭС, включающая питающую сеть 220 кВ, систему тягового электроснабжения 25 кВ и 2х25 кВ и распределительную сеть 10/0.4 кВ станции Таксимо.

Фрагмент расчетной схемы показан на рис. 5.46.

Рис. 5.45. Среднесуточные мощности потребителей фидеров №4 и № РЭС станции Таксимо на расчетной схеме присоединен к третьей обмотке трехфазного тягового трансформатора ТДТНЖ-115/27.5/11. Фи дера 2, 4, 6, 8, 13 и 16, выполненные кабельными и воздушными линиями, выделены явным образом для возможности расчетов режимов коротких замыканий, остальные фидера представлены эквивалентной нагрузкой че рез трансформатор 10/0.4.

Экспериментальные измерения параметров режима проведены на котельной Таксимо 31.05.04, 01.06.04 и 02.06.04 анализатором электропо требления AR5 фирмы CIRCUTOR (сертификат ISO 9001), позволяющим проводить в трехфазной цепи переменного тока через заданные интервалы времени замеры следующих величин:

Рис. 5.46. Фрагмент расчетной схемы • средние, максимальные и минимальные за период измерения зна чения эффективных напряжений по фазам;

• средние, максимальные и минимальные за период измерений зна чения эффективных токов по фазам;

• средние за период измерений значения активной мощности по фа зам с суммированием по трехфазной цепи;

• средний за период измерений коэффициент мощности по фазам и в трехфазной цепи в целом;

• расход активной энергии с начала измерений;

• частота тока в сети.

Периодичность измерений составляла 0.5 мин, время измерений – с 17:25 31.05.04 по 16:51 02.06.04.

В течение всего периода измерений осуществлялся контроль поезд ных ситуаций, производившийся по данным диспетчерской системы. Ана лиз графиков движения за период проведения измерений позволил вы явить две поездных ситуации, удобные для сопоставления с расчетными величинами. Эти ситуации соответствовали существенной несимметрии напряжений на фазах котельной и небольшому количеству поездов на уча стке от Северобайкальска до Таксимо. Тяговые нагрузки западнее Северо байкальска ввиду значительной электрической удаленности не оказывают значимого влияния на режим рассматриваемого РЭС.

31.05.04 наиболее существенное снижение напряжения с достаточно большой несимметрией наблюдалось в период от 17:25 до 17:50 (рис. 5.47).

В этот период поезд массой 4675 т двигался по перегону Ульги – Северо муйск на достаточно большом уклоне. Других поездов среднего и тяжело го веса на Участке Северобайкальск – Таксимо не было.

Рис. 5.47. Средние значения напряжения за полуминутный период, 30.05. По профилю пути железнодорожной магистрали программой Treln (ВНИИЖТ) был проведен тяговый расчет для поезда указанного веса при средней скорости, соответствующей 30-минутному времени его движения по перегону Ульги – Северомуйск. Результаты расчета показаны на рис.

5.48.

Рис. 5.48. Электропотребление на участке Ульги – Северомуйск Из сопоставления рис. 5.47 и 5.48 видно, что увеличение потребляе мой мощности поездом соответствует снижению напряжения на шинах ко тельной с увеличением несимметрии. Для максимума тяговой нагрузки 6+j4.5 МВА, при задании напряжения холостого хода на обмотке 10 кВ трансформатора 110/27.5/10 подстанции Таксимо 10.6 кВ программным комплексом Flow3 проведен расчет режима котельной, результаты которо го представлены в табл. 5.26. Полученные расчетные значения почти точно совпадают с минимальными значениями измеренного напряжения по рис.

5.47.

Второе существенное снижение напряжения с несимметрией наблю далось 01.06.04 с 14:20 до 15:05 местного времени. В это время на перего не Таксимо – Улан-Макит шел поезд массой 4837 т, время хода – с 14:20 – 14:45. В это же время от станции Муякан в Таксимо шел поезд, массу ко торого выяснить не удалось. Этот поезд не был учтен в сопоставительном расчете. График измеренного изменения напряжений на шинах 0.4 кВ ТП 21 приведен на рис. 5.49, а результаты тягового расчета – на рис. 5.50.

Таблица 5. Результаты расчета режима на основе комплекса Flow Фазные напряже- Линейное Коэффици- Отклонения напряжений от Узловая точка ния, кВ напряже- ент несим- номинала, % сети метрии k2, ние, кВ UA UB UC UA UB UC % Шины 10 кВ тя говой подстан- 6,2 6,5 5,6 10,5 4,0 7,6 12,0 -3, ции Таксимо Шины 10 кВ ТП 6,2 6,4 5,5 10,4 4,0 6,9 11,3 -4, Шины 0.4 кВ 0,232 0,216 0,226 0,389 4,1 5,6 -1,7 2, ТП- Шины 10 кВ ТП 6,2 6,4 5,5 10,5 4,0 7,2 11,6 -4, Шины 0.4 кВ 0,233 0,217 0,226 0,391 4,1 6,0 -1,3 2, ТП- Рис. 5.49. Средние полуминутные уровни напряжений 01.06. Рис. 5.50. Результаты тягового расчета Как видно из рис. 5.49 и 5.50, пики тяговой нагрузки в основном сов падают со снижениями напряжения на фазе А ТП-21. В табл. 5.27 приведе ны результаты расчета режима для первого пика нагрузки 6+j4.5 МВА в узле 178 (по рис. 5.50).

Результаты табл. 5.27 и рис. 5.49 показывают, что эксперименталь ные напряжения для пика 14:23:00 близки к расчетным величинам напря жений.

Таблица 5. Результаты расчета режима для пиковой нагрузки Фазные напряже- Линейное Коэффи- Отклонения напряжений от Узловая точка ния, кВ напряже- циент не- номинала, % сети ние, кВ симметрии UA UB UC UA UB UC k2, % Шины 10 кВ тяговой под 5,9 6,0 6,2 10,5 3,0 2,7 4,4 8, станции Такси мо Шины 10 кВ 5,9 6,0 6,2 10,4 3,1 2,0 3,7 7, ТП- Шины 0.4 кВ 0,217 0,229 0,227 0,388 3,1 -1,2 4,0 3, ТП- Шины 10 кВ 5,9 6,0 6,2 10,5 3,0 2,2 4,0 7, ТП- Шины 0.4 кВ 0,218 0,230 0,228 0,390 3,1 -0,8 4,4 3, ТП- Полученные экспериментальные результаты и сопоставительные расчетные данные позволяют сделать вывод о том, что разработанная ме тодика и программный комплекс применимы для решения актуальных практических задач, связанных с расчетом и анализом сложнонесиммет ричных установившихся режимов электрических систем и систем электро снабжения железных дорог.

5.8. Моделирование новых систем тягового электроснабжения Для вновь электрифицируемых участков железных дорог предлагают ся новые системы тягового электроснабжения (СТЭ), включающие в свой состав опорные тяговые подстанции (ТП) с симметрирующими трансфор маторами по схеме Скотта и промежуточные ТП напряжением 85..110 кВ [23, 24, 173, 174].

Сложные и протяженные межподстанционные зоны длиной до 350 км требуют корректного учета системы внешнего электроснабжения при моде лировании и расчете режимов в СТЭ. Данная проблема может быть решена на основе использования методов расчетов режимов СТЭ в фазных коорди натах, разработанных авторами данной работы.

Описанная в работе [23] усовершенствованная система электрической тяги предусматривает устройство опорных тяговых подстанций с симмет рирующими трехфазными трансформаторами с расстоянием между ними 300..350 км. Питание тяговой сети осуществляется от однофазных транс форматоров напряжением 93.9/27.5 кВ, с расстоянием между ними от 30 до 45 км. В качестве симметрирующего трансформатора предлагается исполь зовать следующие варианты:

• семиобмоточный трехфазный трансформатор с вторичными об мотками в виде неполных звезд и треугольников;

• пятиобмоточный трехфазный трансформатор с четырьмя вторич ными обмотками с напряжениями 66.4 кВ и 27.5 кВ. При этом две обмотки соединены в треугольник, а остальные - выполнены по схеме неполной звезды.

В работе [23] первый вариант считается более предпочтительным, хотя к достоинствам трансформатора второго варианта можно отнести возможность питания от него линий «два провода - рельс» (ДПР).

Программный комплекс Flow3 в текущей реализации рассчитан на максимальное количество обмоток трансформатора, равное пяти. Данное ограничение не является принципиальным, но требует некоторой коррек тировки программного продукта. Поэтому семиобмоточный трансформа тор [23] при моделировании был заменен на два четырехобмоточных:

40000-230/66.4/66.4 и 40000-230/27.5/27.5, со средними для данного класса устройств параметрами. Несимметричные обмотки комплексом Flow3 не моделируются, поэтому вместо неполной звезды смоделирована полная звезда, один из выводов которой при составлении расчетной схемы не ис пользовался. Схема соединений катушек и графическое изображение рас четной схемы симметрирующего трансформатора на напряжение 66.4 кВ, полученные в редакторе элементов комплекса Flow3, показаны на рис.

5.51.

Схема соединений катушек и изображение аналогичного трансфор матора на напряжение 27.5 кВ показаны на рис. 5.52.

Рис. 5.51. Схема соединений катушек и графическое изображение симметрирующего трансформатора на напряжение 66.4 кВ Рис. 5.52. Схема соединений катушек и изображение трансформатора 27.5 кВ С помощью редактора элементов программного комплекса Flow была создана также модель пятиобмоточного трансформатора мощностью 80 МВ·А. Эта модель была использована только для проверки правильно сти утверждений о возможности симметрирования двухфазных нагрузок (что и подтвердилось) и для формирования расчетной схемы не использо валась. Принципиально не составляет трудностей и моделирование двух фазного симметрирующего трансформатора [173].

Формирование модели однофазного трансформатора 16000/93.9/27. сложности не составляло. Схема соединений катушек и расчетная схема показаны на рис. 5.53. Такие трансформаторы предполагается устанавли вать на промежуточных однофазных ТП.

Для решения задачи анализа влияний тяговой сети на смежные ли нии была составлена достаточно сложная модель многопроводной линии, состоящей из контактной сети (КС) двухпутного участка ПБСМ-95+МФ 100, четырех рельсов Р-65, питающей линии из двух проводов А-185 и еще одного провода А-185 для обеспечения возможности питания потребите лей системы ДПР, трех проводов АС-50 для линии 10 кВ, расположенной на опорах контактной сети с полевой стороны, а также тремя проводами АС-50 для линии 10 кВ, выполненной на отдельных опорах. Предполага лось, что провод напряжением 66.4 кВ смонтирован над контактной сетью, поскольку такое расположение должно обеспечить минимальное электри ческое влияние. Поперечное сечение системы проводов и изображение элемента для их моделирования показаны на рис. 5.54, соединение прово дов в редакторе элементов – на рис. 5.55.

Рис. 5.53. Модель однофазного трансформатора 16000/93.9/27. Рис. 5.54. Поперечное сечение системы проводов Рис. 5.55. Соединение проводов в редакторе элементов На изображении элемента три верхних линии отображают ЛЭП кВ, смонтированную на отдельных опорах, три следующие линии соответ ствуют ЛЭП-10 на опорах контактной сети, две жирные линии отвечают контактной сети, следующие две линии отображают два нижних провода на левой опоре контактной сети и последняя линия соответствует верхнему проводу этой опоры. Подготовленная модель многопроводной системы учитывает все взаимоиндуктивные и емкостные связи проводов друг с другом и переходные сопротивления рельсы – земля.

На основе указанных элементов составлена расчетная схема внешне го и тягового электроснабжения, показанная на рис. 5.56. Схема составлена тремя участками ЛЭП-220 кВ с полным транспонированием проводов.

Длина первого участка – 100 км, второго и третьего – по 225 км. Две зоны между опорными подстанциями составлены пятью участками многопро водных систем длиной по 45 км. Левые узлы ЛЭП-220 с номерами 1, 2, были объявлены балансирующими по активной и реактивной мощностям (источники ЭДС). Расчетная схема содержала 190 узлов и 2230 ветвей. Для нормализации режима холостого хода ввиду большой реактивной генера ции ЛЭП-220 кВ были установлены реакторы с общим потреблением реак тивной мощности 70 Мвар. Без них напряжение на конце ЛЭП-220 дости гало 280 кВ, а на стороне 27.5 кВ – 33 кВ.

Рис. 5.56. Расчетная схема В режиме с включенными реакторами и при отсутствии тяговых на грузок рассчитаны напряжения в системе проводов, возникающие из-за электрического влияния контактной сети. В табл. 5.28 представлены ре зультаты расчетов для двух ситуаций:

• при отключении системы 66.4 кВ и однофазных трансформаторов;

• при включенной системе 66.4 кВ.

Как видно из таблицы, наводимые напряжения электрического влия ния существенно меньше при включенной системе 66.4 кВ, что определя ется противофазностью влияния провода 66.4 кВ на контактную сеть. На проводах ЛЭП-10, расположенных на опорах КС, напряжение ниже в сред нем в 1.5 раза, на отключенном проводе ДПР – в 2 раза, на удаленной ЛЭП-10 – в 3 раза. Поэтому размещение провода 66.4 кВ целесообразно производить по возможности ближе к группе проводов напряжением 27. кВ, как это выполнено в модели многопроводной линии, показанной на рис. 5.54.

Таблица 5. Результаты расчета наведенных напряжений Ua, Ub, Uc, Вариант Элемент многопроводной системы кВ кВ кВ При отключении ЛЭП-10 на отдельных опорах 2,0 2,1 1, системы 66.4 кВ и ЛЭП-10 на опорах контактной сети 9,4 8,9 8, однофазных транс ДПР + питающая линия 15,7 27,8 15, форматоров ЛЭП-10 на отдельных опорах 0,7 0,7 0, При включенной ЛЭП-10 на опорах контактной сети 6,4 5,8 5, системе 66.4 кВ ДПР + питающая линия 7,0 28,0 67, Для оценки влияния на режим тяговых нагрузок выполнен расчет режима мгновенной схемы с нагрузками 20+j16 МВА в середине каждого участка (по 10+j8 МВА в узлах 33, 55, 99, 121 по рис. 5.56). При этом для сохранения уровня напряжения на стороне 220 кВ пришлось уменьшить потребление реактивной мощности шунтирующими реакторами до Мвар, то есть почти в 3 раза по сравнению с режимом холостого хода. Рас пределение напряжений вдоль участка между опорными подстанциями по казано на рис. 5.57 и 5.58.

По фидеру 66.4 кВ от опорной подстанции течет ток около 120 А, по фидеру 27.5 кВ – около 180 А. Как видно, уровень напряжения в контакт ной сети поддерживается системой удовлетворительно, токи фидеров при этом небольшие, однако очень существенна реакция системы внешнего электроснабжения. Очевидно, что при питании такой СТЭ от ЛЭП 110 кВ могут возникнуть значительные трудности, связанные с обеспечением не обходимого уровня напряжения при резкопеременных тяговых нагрузках.

При использовании ЛЭП 220 кВ также не обойтись без быстродействую щих регулируемых шунтирующих реакторов. Коэффициент несимметрии на шинах 220 кВ средней ТП составил 3.6% при одинаковых загрузках двух участков между подстанциями. Достаточно большая несимметрия по является ввиду отсутствия вторых нагрузок у крайних опорных подстан ций.

U, кВ Начало ОТП1 ОТП2 ОТП3 ОТП4 Конец Рис. 5.57. Распределение напряжений по проводу 66.4 кВ U, кВ 28, 27, 27, 26, 26, 25, 25, 24, 24, Начало ОТП1 ОТП2 ОТП3 ОТП4 Конец Рис. 5.58. Распределение напряжений по контактной сети С помощью полученной модели можно рассчитать начальные и ус тановившиеся значения токов любых несимметричных коротких замыка ний в объединенной системе тягового и внешнего электроснабжения. К примеру, режим короткого замыкания при падении питающего провода 66.4 кВ на контактную сеть рассчитывается путем установки шунтирую щей перемычки между узлами 67 и 70. Фрагмент расчетной схемы показан на рис. 5.59.

Ток в месте короткого замыкания при отсутствии тяговых нагрузок составляет 1580 А, по фидеру 27.5 кВ ближней опор ной подстанции при этом протекает ток 1200 А, по фидеру 66.4 кВ – 839 А. На фазе С (узел 12) системы внешнего электро снабжения значительно снижается напря Рис. 5.59. Фрагмент схемы жение – до 65 кВ.

На основании изложенного в настоящем разделе материала можно сделать следующие выводы:

• программный комплекс Flow3 для расчетов режимов электриче ских систем в фазных координатах позволяет моделировать усовершенст вованную СТЭ 27.5+66.4 кВ с симметрирующими трансформаторами и рассчитывать нагрузочные и аварийные режимы с учетом внешней элек трической сети;

• при использовании усовершенствованной СТЭ наводимые напря жения электрического влияния на смежные линии снижаются в полтора два раза по сравнению с системой 1х25 кВ;

• усовершенствованная система тягового электроснабжения облада ет удовлетворительной нагрузочной способностью, однако требует приме нения регулируемых шунтирующих реакторов во внешней сети для под держания уровня напряжения при резкопеременной тяговой нагрузке;

• разработанная методика расчетов режимов позволяет определять токи любых несимметричных коротких замыканий в усовершенствованной СТЭ с учетом реакции системы внешнего электроснабжения.

Выводы 1. Разработанная методика моделирования электрических систем в фазных координатах на основе решетчатых схем замещения позволяет эф фективно решать целый ряд актуальных задач, возникающих при проекти ровании и эксплуатации электрических систем и систем электроснабжения железных дорог. К числу этих задач можно отнести следующие:

• расчеты сложнонесимметричных установившихся режимов;

• определение начальных и установившихся значений токов и на пряжений при несимметричных повреждениях в электрической сети;

• расчеты режимов и токов короткого замыкания в совмещенных системах тягового и внешнего электроснабжения железных дорог пере менного тока, включая новые системы электрической тяги повышенного напряжения с симметрирующими трансформаторами;

• определение предельных режимов и построение областей устой чивости с учетом продольной и поперечной несимметрии.

При расчетах корректно учитываются важные влияющие факторы, которые игнорируются в традиционных методах моделирования ЭС. К числу таких факторов можно отнести замыкание магнитного потока трансформатора чрез стенки бака, симметрирующий эффект асинхронной нагрузки, распределенность параметров ЛЭП с заземленными токоведу щими частями и другие.

2. Предложена методика эквивалентирования сложных электриче ских систем для расчетов несимметричных режимов.

3. Проведена экспериментальная проверка методики моделирования путем сопоставления результатов расчета с измерениями параметров ре жима. Проверка показала адекватность предложенной методики моделиро вания.

6. ЭЛЕКТРОМАГНИТНАЯ СОВМЕСТИМОСТЬ СМЕЖНЫХ ЛИНИЙ 6.1. Виды опасных влияний на смежные линии Контактная сеть (КС) электрифицированной железной дороги пере менного тока приводит к появлению наведенных напряжений на смежных линиях различного назначения. В качестве смежных линий могут рассмат риваться контактные подвески соседних путей многопутных участков, воздушные и кабельные линии низкого напряжения, линии связи и про водного вещания, а также линии высокого напряжения 6, 10 и 27.5 кВ.

Наряду с контактной сетью электромагнитное влияние оказывают высоковольтные ЛЭП, линии автоблокировки и продольного электроснаб жения. Создаваемые ими электромагнитные поля наводят напряжения и токи в обесточенной контактной сети, в цепях автоматики, телемеханики и связи, которые могут быть опасными для людей или производить разру шения аппаратуры, а также нарушать нормальную работу устройств.

Трехфазные ЛЭП являются источниками опасных влияний, однако влияние симметричной линии на смежные цепи минимально и может воз никнуть лишь из-за различия параметров связи между отдельными прово дами влияющей и смежной линий.

Из линий, расположенных на опорах контактной сети или на отдель ных опорах, значительное влияние оказывают линии ДПР и ПР. У этих ли ний рабочее напряжение такое же, как и у контактной сети, однако проте кающие токи значительно меньше, соответственно меньше и магнитное влияние этих линий. Линии автоблокировки и продольного электроснаб жения напряжением 6-10 кВ, помимо существенно меньшего напряжения по сравнению с контактной сетью, в нормальном режиме характеризуются симметричной системой напряжений по отношению к земле.

По физическому механизму появления наведенных напряжений раз личают три вида влияний [8]:

• электрическое влияние, возникающее за счет емкостной связи ме жду смежными ЛЭП;

• магнитное влияние, обусловленное наведением ЭДС в замкнутых контурах переменным магнитным полем влияющей линии;

• гальваническое влияние, возникающее за счет токов, протекающих в земле и на объектах, имеющих заземления.

Из применяемых систем электрификации железных дорог наиболь шим электрическим и магнитным влиянием характеризуется система 1х кВ. Система тяги 2х25 кВ характеризуется существенно более низкими на водимыми напряжениями.

Подверженными влиянию оказываются все смежные линии, распо ложенные вблизи контактной сети:

• отключенная секция контактной сети;

• отключенная секция линии электропередачи;

• волноводный провод;

• линии низкого напряжения;

• проводные линии связи.

Влияние контактной сети 1х25 кВ вызывает также изменения режима работы линий 6-10 кВ, расположенных на опорах контактной сети, по скольку нарушается работа системы сигнализации от однофазных замыка ний на землю. В общем, наводимые напряжение тем больше, чем ближе смежная линия к влияющему проводу, поэтому провода, подвешенные на опорах контактной сети, подвержены наиболее сильному влиянию со сто роны последней [56, 57, 140].

Представленные в главе 2 модели элементов электрических систем учитывают электрическое и магнитное взаимодействие проводов много проводной линии, поэтому проблемы электрического и магнитного влия ний электрических систем переменного тока могут решаться с помощью разработанных авторами методов и средств расчетов режимов в фазных координатах. Ниже рассмотрены вопросы влияния контактной сети пере менного тока на смежные линии напряжением 6-10 кВ и на линии системы «два провода – рельс».

Источниками опасных влияний являются также и разряды молнии, которые вызывают появление больших импульсных напряжений и токов [8, 9, 42, 91, 108, 134, 135, 138, 142]. Электромагнитному влиянию разря дов молнии подвержены как воздушные линии, так и подземные кабель ные линии, что связано со значительными электромагнитными полями, создаваемыми в земле при разряде молнии [45, 46, 74]. Влияние разрядов молнии особенно значительно на оборудование аналоговой и цифровой связи из-за малых уровней собственных рабочих напряжений этого обору дования. При ударе молнии вблизи от аппаратуры или ее проводных ком муникаций возникают сильные импульсные помехи в информационных и антенных цепях, а также цепях питания. При этом могут реализовываться как электромагнитный, так и гальванический механизм связи. В первом случае первостепенную роль играет то, что на расстоянии до нескольких километров от места разряда могут создаваться значительные электриче ские и магнитные поля. Эти поля создают импульсные напряжения в лини ях электропередачи и в линиях связи, которые в итоге оказываются прило женными к входам электронной аппаратуры.

6.2. Режимы работы ВЛ 6-10 кВ с изолированной нейтралью в условиях влияния контактной сети Система электроснабжения железнодорожных и нетранспортных по требителей, как правило, включает в свой состав две линии электроснаб жения, расположенные рядом с трассой электрифицированной железной дороги. Линия электроснабжения автоблокировки монтируется на отдель ных опорах, а линия продольного электроснабжения прокладывается на опорах контактной сети с полевой стороны. В качестве таких линий часто применяются ЛЭП 6-10 кВ с изолированной нейтралью. При расположе нии линии на опорах КС возникает проблема влияния тяговой сети пере менного тока, возникающая из-за емкостной связи проводов ЛЭП и КС.

Электрическое влияние контактной сети переменного тока создает напря жение нулевой последовательности на проводах смежной линии. Система электроснабжения с изолированной нейтралью в нормальном режиме име ет единственную гальваническую связь с землей – через первичную об мотку трансформатора напряжения НТМИ. Трансформатор НТМИ работа ет в режиме, близком к холостому ходу, и его подключение к линии мало меняет ситуацию с электрическим влиянием контактной сети (рис. 6.1).

КС C КА C КB C КC A B C CA CB CC НТМИ Рис. 6.1. Схема электрического влияния КС на смежную ЛЭП Питание линии 6(10) кВ производится от районной обмотки тягового трансформатора, соединенной в треугольник, или от повышающего транс форматора СЦБ. При отсутствии влияния напряжения провод – земля ли нии определяются емкостями проводов и оборудования по отношению к земле и составляют симметричную звезду фазных напряжений.

Близкое расположение контактной сети приводит к тому, что по ем костям провод линии – земля протекают не только токи от источника пи тания ЛЭП, но и емкостные токи электрического влияния контактной сети, фаза которых определяется фазой напряжения КС. Последняя совпадает с углом одного из линейных напряжений ЛЭП (рис. 6.2), так что на три ра бочих напряжения провод – земля накладываются три одинаковых по ве личине и фазе напряжения электрического влияния, образующих нулевую последовательность.

& & UA UЭ & U AЭ & U CA & U AB & & U СЭ U BЭ & UЭ & UB & UC & & U BC UЭ & UK & Рис. 6.2. Векторная диаграмма ЛЭП: U K – вектор напряжения контактной сети;

&&& & U A, U B, U C – напряжения провод – земля нормального неискаженного режима;

U Э – & & & вектор напряжения электрического влияния;

U, U, U – результирующие напря AЭ BЭ СЭ жения провод – земля Из рис. 6.2 видно, что на двух проводах фазные напряжения заметно больше номинальных, а на третьем - существенно меньше. На разомкну том треугольнике трансформатора НТМИ напряжение определяется элек трическим влиянием с учетом коэффициента трансформации. Линии про дольного электроснабжения питаются от шин 6 или 10 кВ подстанции, к которым обычно подключены не только фидера продольного электро снабжения, но и дополнительные линии, удаленные от железной дороги.

Емкости проводов этих фидеров по отношению к земле увеличивают об щую емкость сети по отношению к земле и снижают наводимое напряже ние электрического влияния.

Разработанная методика расчетов в фазных координатах и про граммный комплекс Flow3 позволяют проводить расчеты режима таких линий с учетом электрического (и магнитного) влияния контактной сети.

На рис. 6.3 показана схема электроснабжения нетранспортных по требителей по линии напряжением 10 кВ, расположенной на опорах кон тактной сети. Схема содержит тяговый трехобмоточный трансформатор Т марки ТДТНЭ-20000-115/27.5/11, питающийся от шин бесконечной мощ ности 29, 30, 31 через линию АС-150 длиной 50 км, имеющую симметрич ную транспозицию проводов. От районной обмотки этого трансформатора по линии, выполненной проводами АС-70, проложенными на опорах кон тактной сети, питаются нетяговые потребители.

Рис. 6.3. Расчетная схема Фазировка тягового трансформатора выполнена по первому типу [99]. Контактная сеть двух путей подключена через RL-элементы к узлу 27.

Такое подключение необходимо ввиду особенностей программного ком плекса и позволяет к тому же без переборки схемы включать и отключать питание контактной сети простым изменением сопротивления RL элемента от значения в 0.01 Ом до 1000 МОм.

На схеме представлены два одинаковых элемента контактной сети и ЛЭП длиной по 25 км, соединенных только по контактной сети для воз можности расчета наведенного напряжения на проводах ЛЭП второго эле мента. Для иллюстрации влияния линий, питающихся с этих же шин, но не проходящих по опорам контактной сети, на схеме представлена еще одна ВЛ-10 длиной 25 км с дополнительной кабельной линией АСБ-3х120 дли ной 3 км. Кабельная линия имеет большую емкость фазы по отношению к земле. К узлу 38 ВЛ-10 подключен элемент RL-1, позволяющий моделиро вать однофазное короткое замыкание в сети с изолированной нейтралью и контролировать величину тока в месте КЗ при задании в узле 4 шунта с большой проводимостью. Схема включает пятистержневой трехобмоточ ный трансформатор НТМИ-10 с третьей обмоткой в виде разомкнутого треугольника.

Поперечное сечение многопроводной системы, сформированной в комплексе Flow3, показано на рис. 6.4. Контактная подвеска выполнена проводами М120+2МФ100, оставшимися после перевода участка с посто янного тока на переменный. Соединение проводов элемента показано на рис. 6.5.

Схема соединения катушек модели трансформатора НТМИ-10, полу ченной в редакторе элементов комплекса Flow3, показана на рис. 6.6.

С помощью расчетной схемы рис. 6.3 проведены расчеты различных режимов для анализа электрического влияния контактной сети (без тяго вых нагрузок) на линию продольного электроснабжения. В табл. 6.1 пред ставлены результаты расчетов режимов по следующим вариантам:

Рис. 6.4. Поперечное сечение ЛЭП Рис. 6.5. Соединение проводов элемента • отключенная контактная сеть, нормальный режим без электриче ского влияния;

• отключенная контактная сеть, однофазное замыкание на землю с заданием в узле 4 активного шунта 1000 См;

• включенная контактная сеть, нормальный режим с дополнитель ной ВЛ-10 и кабельной вставкой;

• включенная контактная сеть, подключенная дополнительная ВЛ 10 и кабельная вставка, короткое замыкание на землю в узле 4;

• включенная контактная сеть, режим при отключенных дополни тельной ВЛ-10 и кабельной вставкой;

• включенная контактная сеть, подключенная дополнительная ВЛ 10, отключенная кабельная вставка.

Рис. 6.6. Схема соединения катушек трансформатора НТМИ- Первый из указанных режимов является нормальным симметричным режимом с нулевым напряжением на разомкнутом треугольнике транс форматора НТМИ.

Второй режим характеризуется током 5.22 А в месте однофазного замыкания и отсутствием напряжения в фазе А сети 10 кВ. На разомкну том треугольнике трансформатора НТМИ имеется напряжение 108 В.

В третьем режиме из-за подключения дополнительной ВЛ-10 и ка бельной вставки с большой емкостью электрическое влияние невелико и различия фазных напряжений сравнительно небольшие, а на разомкнутом треугольнике НТМИ присутствует напряжение 21 В. Векторная диаграмма фазных напряжений на стороне 10 кВ трансформатора Т1, полученная средствами комплекса Flow3, показана на рис. 6.7. В чистом виде наведен ное напряжение электрического влияния (узлы ВЛ10-3) составляет при мерно 10 кВ.

Таблица 6. Режим системы при разных вариантах питания контактной сети Отключена контактная сеть, КЗ в узле 4, Отключено питание контактной сети ток КЗ 5.22 А Узлы Ua, кВ Ub, кВ Uc, кВ U1л,кВ Узлы Ua, кВ Ub, кВ Uc, кВ U1л,кВ Т1 110 кВ 66,5 66,5 66,5 115,2 Т1 110 кВ 66,5 66,5 66,5 115, Т1 10 кВ 6,4 6,4 6,3 11,0 Т1 10 кВ 0,10 11,0 11,1 11, НТМИ-Y 0,063 0,063 0,063 0,109 НТМИ-Y 0,001 0,109 0,110 0, НТМИ-D - - 0 - НТМИ-D - - 0,108 ВЛ10-3 0,1 0,1 0,1 0,0 ВЛ10-3 0,4 0,4 0,3 0, Включена контактная сеть, Включено питание контактной сети КЗ в узле 4, ток КЗ 6.21 А Узлы Ua, кВ Ub, кВ Uc, кВ U1л,кВ Узлы Ua, кВ Ub, кВ Uc, кВ U1л,кВ Т1 110 кВ 66,5 66,5 66,5 115,2 Т1 110 кВ 66,5 66,5 66,5 115, Т1 10 кВ 7,5 6,5 5,3 11,0 Т1 10 кВ 0,10 11,0 11,2 11, НТМИ-Y 0,074 0,064 0,053 0,110 НТМИ-Y 0,001 0,109 0,110 0, НТМИ-D - - 0,021 - НТМИ-D - - 0,108 ВЛ10-3 9,6 10,3 8,7 0,8 ВЛ10-3 9,6 10,3 8,7 0, Включено питание контактной сети, от- Включена контактная сеть, отключена ключены ВЛ-10 и кабельная линия кабельная линия Узлы Ua, кВ Ub, кВ Uc, кВ U1л,кВ Узлы Ua, кВ Ub, кВ Uc, кВ U1л,кВ Т1 110 кВ 66,5 66,5 66,5 115,2 Т1 110 кВ 66,5 66,5 66,5 115, Т1 10 кВ 15,8 11,5 5,6 11,0 Т1 10 кВ 11,2 8,2 3,3 11, НТМИ-Y 0,156 0,113 0,055 0,110 НТМИ-Y 0,111 0,081 0,033 0, НТМИ-D - - 0,165 - НТМИ-D - - 0,088 ВЛ10-3 9,6 10,2 8,7 0,8 ВЛ10-3 9,6 10,3 8,7 0, Однофазное короткое замыка ние в узле 4 при включенном пита нии контактной сети характеризует ся увеличенным на 20% током в месте КЗ по сравнению с режимом при отсутствии напряжения на КС.

При отключении дополни тельной ВЛ-10 и кабельной вставки резко растет несимметрия фазных напряжений линии 10 кВ, а на ра Рис. 6.7. Векторная диаграмма зомкнутом треугольнике НТМИ по является напряжение 165 В. Векторная диаграмма напряжений провод земля этого режима, полученная средствами комплекса Flow3, показана на рис. 6.8.

Шестой режим иллюстрирует вклад кабельной линии в сглаживание несимметрии напряжений провод-земля. Дополнительная воздушная линия ВЛ-10 длиной 25 км приводит к снижению напряжения на разомкнутом треугольнике со 165 В до 88 В, а подклю чение кабельной линии длиной 3 км (режим 3) снижает это напряжение до 21 В.

Таким образом, программный ком плекс Flow3 позволяет производить расче ты режимов линий электропередачи с уче- Рис. 6.8. Векторная диаграмма том влияния контактной сети электрифици рованной железной дороги. Кроме того, имеется возможность расчетов то ков однофазных замыканий на землю и возникающих напряжений на вто ричных обмотках трансформаторов напряжения.

6.3. Режимы работы ВЛ два провода – рельс в условиях влияния 6.3.1. Небалансы учета электроэнергии в системе ДПР Влияние контактной сети электрифицированной железной дороги переменного тока сказывается не только на линиях напряжением 6-10 кВ с изолированной нейтралью. Это влияние проявляется также и на линии «два провода – рельс» (ДПР) напряжением 27.5 кВ. Такое влияние появля ется из-за сравнительно большой длины (порядка 50 км) совместного про хождения проводов контактной сети и ДПР, располагаемой, как правило, на опорах контактной сети. Отличие фазы напряжения одного из проводов линии ДПР от фазы напряжения КС приводит на длине 50 км к емкостно му перетоку между проводами порядка 1…1.5 А. Для учета энергии, по требляемой линией ДПР, на тяговой подстанции устанавливают двухэле ментный счетчик электрической энергии. Емкостный ток 1.5 А соответст вует примерно тридцатиградусному сдвигу между напряжением на эле менте счетчика и током, что приводит к регистрации фиктивной мощности порядка 20…25 кВт или до 25000 кВт·ч дополнительного расхода (или по лучения) за месяц, что сопоставимо с реальными расходами по фидерам ДПР. Эффекты подобного рода могут быть просчитаны с помощью разра ботанной методики.

На рис. 6.9 показана схема замещения реальной межподстанционной зоны С-А-У, электрифицированной по системе 2х25 кВ, в которой учтена система внешнего электроснабжения, силовые трансформаторы и провода, расположенные на опорах контактной сети: контактная подвеска с кон тактным проводом и несущим тросом, два провода ДПР и провод ПР со стандартным расположением. Система 2х25 кВ отличается наличием пи тающего провода с напряжением 27.5 кВ с фазой, сдвинутой на 180° по сравнению с напряжением контактной сети, что сильно снижает влияние тяговой сети на линии ДПР.

Рис. 6.9. Схема замещения участка Схема внешнего электроснабжения представляет собой ЛЭП напря жением 220 кВ. Шины 1, 2, 3 опорной тяговой подстанции системы 220 кВ приняты за шины бесконечной мощности. Узел 1 соответствует фазе А, узел 2 фазе В, узел 3 фазе С.

На подстанции А однофазный трансформатор присоединяется к схе ме внешнего электроснабжения в узлах 6 и 4, то есть к фазам С и А, а фа зировка трансформатора соответствует II-типу [99]. Многопроводная сис тема включает в себя пять проводов: два провода линии ДПР, провод ли нии ПР (провод – рельс), используемый для питания устройств автоблоки ровки, два провода контактной сети и питающий провод.

В табл. 6.2 приведены рассчитанные значения потоков активной мощности по ветвям схемы при отсутствии нагрузок в схеме.

Таблица 6. Перетоки активной мощности Ветви схемы Перетоки активной мощности, МВт 10-34 ФТС к контактной сети, А -0. 12-35 ФТС к питающему проводу, А 0. 17-31 фидер ДПР-1, А 0. 17-33 фидер ПР, А 0. 18-32 фидер ДПР-2, А -0. 24-44 ФТС к контактной сети, У 0. 23-45 ФТС к питающему проводу, У -0. Суммарное потребление активной мощности по линии ДПР, опреде ляемое суммой перетоков по ветвям 17-31 и 18-32, имеет отрицательное значение -19 кВт, а положительное потребление по фидеру ПР составляет 16 кВт. Сумма активных мощностей по ДПР и ПР близка к нулю. Анализ показывает, что направление потока активной мощности в ПР положи тельное, если провод ДПР, имеющий отличную от ПР фазу, питается от опережающей фазы. Знак перетока мощности (из ДПР в ПР) меняется на противоположный, если один из проводов ДПР подключить к отстающей фазе. На эту циркуляцию электрической энергии режим в тяговой сети оказывает малое влияние. Отсутствие тяговых нагрузок или нагрузка в разных точках межподстанционной зоны при двухстороннем или консоль ном питании зоны меняет циркуляцию электрической энергии в системе ДПР-ПР не более чем на 10..15%.

При электрификации по системе 1х25 кВ поток активной мощности по линии ПР может достигать 35 кВт, или 25000 кВт·ч в месяц, что вдвое превышает возможные перетоки при использовании системы 2х25 кВ. Не большие потоки мощности наблюдаются в случаях, когда фаза напряжения контактной сети совпадает с фазой напряжения ПР. Суммарный поток мощности разного знака в линию ДПР колеблется от 9 кВт до 25 кВт, что либо меньше, чем в системе 2х25 кВ, либо значительно больше.


Таким образом, в системе ДПР-ПР-контактная сеть происходит цир куляция электрической энергии из-за взаимного электрического влияния проводов. Переток мощности между проводами системы способен привес ти к искажению учета электроэнергии до 16000 кВт·ч за месяц в случае тя говой сети 2х25 кВ и до 25000 кВт·ч при тяге 1х25 кВ.

6.3.2. Резонансные эффекты в отключенных линиях ДПР Электроснабжение предприятий железнодорожного транспорта и расположенных вблизи железных дорог населенных пунктов часто осуще ствляется по линиям ДПР (два провода – рельс) напряжением 27.5 кВ. В этих трехфазных линиях вместо третьего провода используются рельсы железной дороги, и подключенные трехфазные трансформаторы имеют одну заземленную фазу и изолированную нейтраль. В эксплуатационной практике отмечались случаи появления очень высоких напряжений на от ключенных проводах линии ДПР, когда напряжения на вторичных обмот ках трансформаторов 27.5/0.4 кВ поднимались до 800 В, что соответствует 55 кВ на стороне первичного напряжения. Этот факт не имел строгого тео ретического объяснения.

Для выяснения природы данного явления был проведен анализ резо нансных свойств сети с линиями ДПР, который показал принципиальную возможность значительного роста напряжений за счет резонансных эффек тов. Резонансы оказались связаны с возможностью автоматической под стройки резонансных свойств системы из-за наличия нелинейных элемен тов (катушек трансформаторов с ферромагнитными сердечниками), что приводит к триггерному эффекту со скачкообразным повышением напря жения на проводах системы при входе в феррорезонанс.

Анализ резонансных свойств линий ДПР с подключенными транс форматорами в условиях влияния контактной сети проведен с помощью программного комплекса Flow3, в котором имеется возможность расчетов режимов электрических сетей с линиями любых конфигураций и опреде ления электрического и магнитного влияний. Для этого была сформирова на модель трехфазного трансформатора ТМ-100/27.5/0.4 (рис. 6.10) и мо дель многопроводной линии, включающей в свой состав контактную под веску двух путей типа ПБСМ-95+МФ-100 и три провода АС-35, подве шенных на опорах контактной сети (рис. 6.11). Два провода подключались к линии ДПР, с помощью третьего провода определялось напряжение электрического влияния.

Рис. 6.10. Модель трехфазного трансформатора Расчетная схема исследуемой сети показана на рис. 6.12. Узлы 11, 12, 13 тягового трансформатора объявлены балансирующими с симмет ричным напряжением, узлы 4, 5, 9, 10 представляют концы контактной се ти, а в узле 21 установлен шунт на землю проводимостью 10 См. Режим рассчитывался при отсутствии нагрузок. Расчеты привели к следующим нетривиальным результатам.

Рис. 6.11. Модель многопроводной линии При вариации длины участка многопроводной линии оказалось, что при длине 0.71 км возникает резонанс с ростом напряжения на проводах ДПР до 55 кВ на первом проводе и 33 кВ на втором проводе. Поскольку в про граммном комплексе используется линей ная модель трансформатора без учета на сыщения сердечника при перенапряжени ях, то этот результат следует интерпрети ровать только как подтверждение принци пиальной возможности возникновения ре зонансных эффектов на отключенной ли нии ДПР с трехфазными трансформатора Рис. 6.12. Расчетная схема ми. Насыщение сердечника приводит к изменению параметров трансформатора, в первую очередь – к увеличению тока холостого хода. Простое увеличение в модели этого параметра с пас портных 2.6% до 15% привело к увеличению резонансной длины линии до 3.9 км, почти пропорционально увеличению тока холостого хода. При уве личении длины усиливается емкостная связь проводов ДПР с контактной сетью, что приводит и к увеличению напряжений: расчетные значения со ставили 290 и 157 кВ.

Такие величины получены из-за линейности модели и неучета резко го роста активных потерь при перенапряжениях, однако представленные результаты показывают принципиальную возможность возникновения ре зонансных эффектов с очень большими напряжениями. Поскольку вход в резонанс реально происходит скачком с автоподстройкой индуктивности трансформатора, то для практики важно выяснить именно условия воз можности такого триггерного эффекта. Кроме того, при разработке каких либо защитных мероприятий схемного или режимного характера необхо димо определить полный набор возможных резонансных частот в сетях с разными длинами проводов и разным набором силовых трансформаторов.

Очень важными являются условия входа в феррорезонанс, опреде ляющие возможность триггерного скачка напряжения. Условия триггерно го скачка определяются, очевидно, соотношениями требуемой для этого dU скорости нарастания напряжения и реально возникающих значений.

dt Анализ резонансных свойств в нелинейной цепи весьма сложен, по этому целесообразен поэтапный подход. На первом этапе можно ограни читься анализом линейной системы с учетом основных емкостей и индук тивных связей с главной задачей определения количества резонансов и возможных резонансных частот при разных параметрах системы: длина линии и параметры трансформаторов. На этом этапе лучше пренебречь ак тивными сопротивлениями элементов системы, что позволит обойтись только определением особых точек в частотной характеристике.

На втором этапе можно ввести нелинейные свойства катушек трех фазного трансформатора для анализа условий возникновения триггерного эффекта, и только на третьем этапе стоит ввести активные сопротивления элементов и нагрузки трансформаторов для анализа их влияния на демп фирование резонансных процессов.

На рис. 6.13 показана упрощенная схема первого этапа анализа. В ней учтены следующие факторы:

• наличие напряжения в контактной сети;

• емкости между проводами, а также между проводами и землей, ко торые могут быть увеличены включением дополнительных конденсаторов;

• собственные индуктивности катушек трансформаторов и взаимо индуктивные связи между катушками путем введения соответствующих источников ЭДС.

Номера индексов источников ЭДС определяют номер катушки, в ко торой наводится ЭДС взаимоиндуктивной связи, и номер влияющей ка тушки.

. IК К/с. CК1. CК I C1 I C ДП.

UК C12. ДП.

..

I T I C12 I T2 I T.

I C10.

..

C C10 E E12 E.

I C20.

..

E E13 E Т L1 L1 L Рис. 6.13. Упрощенная схема первого этапа анализа Емкости СК1 и СК2 для представленной на рис. 6.13 системы прово дов составляют примерно 0.0017 мкФ/км, емкость С12 равна 0. мкФ/км, а емкости проводов на землю С10 и С20 – около 0.0028 мкФ/км.

Величины наводимых ЭДС в катушках трансформатора определяются со отношением E i k = j M & k, & I где i – номер катушки, в которой наводится ЭДС;

k – номер катушки, со стороны которой наводится ЭДС;

M – взаимная индуктивность между ка тушками, предполагаемая одинаковой для всех взаимоиндуктивных связей.

В представленной схеме, замещающей трансформатор, L1 – это соб ственная индуктивность катушки, которая определяется магнитным пото ком, созданным током 1 А только этой катушки при нулевых токах осталь ных. Этот магнитный поток замыкается через два смежных магнитных стержня. Если предполагать симметрию магнитной системы трансформа тора, то магнитный поток при этом делится на две равные части. Взаимная индуктивность – это магнитный поток внутри катушки, созданный током А другой катушки, так что при одинаковых числах витков выполняется ра венство L1=2M.

Параметры холостого хода трансформатора определяются при сим метричном режиме и номинальных напряжениях на разных катушках:

U T1 = j M & T 2 j M & T 3 + j L1 & T1 ;

& I I I U T 2 a = j M & T1 j M & T 3 + j L1 & T 2 ;

& (6.1) I I I U T 3 a = j M & T1 j M & T 2 + j L1 & T 3, & I I I где a = e j120 – фазовый множитель;

IТ1, IТ2, IТ3 – фазные токи трансформа o тора.

Из системы (6.1) следует симметрия токов, & T1 + & T 2 + & T 3 = 0, и ве I I I личина тока определяется выражением & & T1 = U 1.

I j3 M Поскольку ток холостого хода определяется равенством Sн iх 100 U н =, то M = I T1.

i х Sн 3 U н Для трансформатора ТМ-100/27.5/0.4 значение M=926 Гн.

Система уравнений (6.1) для схемы рис. 6.12 перепишется следую щим образом:

& & U1 U = 2& T1 & T 2 & T 3 ;

I I I j M & & U2 U = & T1 + 2& T 2 & T 3 ;

I I I j M & U = & T1 & T 2 + 2& T3 ;

I I I j M & T1 + & T 2 + & T 3 = 0, I I I откуда следует, что & & & & & & U U 3 2U1 U U + U2 & & U3 = 1 ;

I T1 = 1 = ;

j3 M j9 M & & & & & & & & T 2 = U 2 U 3 = 2U 2 U 1 ;

& T 3 = U 3 = U 1 U 2.

I I j3 M j9 M j3 M j9 M В соответствии с первым законом Кирхгофа для схемы рис. 6. можно записать следующую систему уравнений, предполагая равенство С10=С20=С0 и СК1=СК2=СК:

& & 2U1 U j C К l (U К U1 ) = j C 0 l U1 + j C12 l (U1 U 2 ) + & & & & & ;

(6.1а) j9 M & & 2U 2 U j C К l (U К U 2 ) + j C12 l (U1 U 2 ) = j C 0 l U 2 + & & & & & ;

j9 M или по-другому:

k К l U1 k 0 l U1 k 12 l (U1 U 2 ) + 2 U1 U 2 = k К l U К ;

& & & & & & & (6.2) k К l U 2 k 0 l U 2 + k 12 l (U1 U 2 ) + 2 U 2 U1 = k К l U К, & & & & & & & где k K = 9M2 C К, k 0 = 9M 2 C 0, k 12 = 9M 2 C12.

Условие резонанса определяется нулевым значением детерминанта матрицы коэффициентов системы уравнений (6.2):

(k l + k 0 l + k 12 l 2 ) U1 + (1 k 12 l) U 2 = k К l U К ;

& & & К (1 k l )U + (k l+ k l + k l 2)U = k & & & l UК ;

12 1 К 0 12 2 К (k l+ k l + 2k l 3)(k l + k l 1) = 0, К 0 12 К то есть либо k К l + k 0 l + 2k 12 l = 3, либо k К l + k 0 l = 1.

Первое уравнение приводит к формуле определения резонансной длины линии i х Sн l1 = =, (6.3) 3M (C К + C 0 + 2C12 ) 300 U н (C К + C 0 + 2C12 ) второе – к другому соотношению для резонансной длины:


i х Sн l2 = =. (6.4) 9M ( C К + C 0 ) 900 U н ( C К + C 0 ) В системе имеется два резонанса, резонансная длина линии прямо пропорциональна току холостого хода и номинальной мощности транс форматора, повышаясь при насыщении сердечника, что и определяет воз можности феррорезонанса. При указанных выше параметрах для паспорт ного значения тока холостого хода резонансные длины равны 0.43 км и 0.27 км;

первое значение близко к резонансной длине, полученной путем подбора при расчетах режима на базе комплекса Flow3.

Проверка возможности второго резонанса подбором длины много проводной линии в программном комплексе Flow3 по соотношению длин в формулах (6.3) и (6.4) закончилась неудачей. Это может быть отнесено ли бо за счет демпфирующего влияния активных сопротивлений, либо из-за того, что итерационный процесс сходится только к одному из двух реше ний. Во всяком случае, второй резонанс оказывается независимым от ем кости между проводами ДПР, что подтверждается и расчетами по Flow3.

При установке перемычки между проводами ДПР резонанс сохраняется, однако резонансная длина немного возрастает, с 3.9 км до 4.3 км.

В качестве схемного мероприятия по устранению таких эффектов может быть предложено включение двух конденсаторов между проводами ДПР и землей. Это мероприятие должно резко понизить возникающее на проводах напряжение электрического влияния и устранить резонансные эффекты, однако требуется анализ возможных нежелательных последствий и изменений резонансных свойств. Для длины межподстанционной зоны 50 км обычно достаточно конденсаторов емкостью 1 мкФ между каждым проводом ДПР и землей, устанавливаемых после ножей разъединителя так, чтобы при отключении разъединителя конденсаторы оставались подклю ченными к проводам. Обозначив емкость этих конденсаторов С00, вместо системы уравнений (6.1а) можем записать следующую систему:

& & 2 U1 U j C К l (U К U1 )= j (C 0 l + C 00 ) U1 + j C12 l (U1 U 2 ) + & & & & & ;

j9 M & & 2 U 2 U j C К l (U К U 2 ) + j C12 l (U1 U 2 ) = j (C 0 l + C 00 ) U 2 + & & & & &.

j9 M При этом коэффициент k 0 заменяется коэффициентом C k k 01 = 9M2 C 0 + 00 = k 0 + 00 :

l l (k l + k 01l + k 12 l 2 ) U1 + (1 k 12 l )U 2 = k К l U К ;

& & & К (1 k l )U + (k К l + k 01 l + k 12 l 2 ) U 2 = k К l U К.

& & & 12 Резонансы определяются нулями детерминанта (k l + k 01 l + 2k 12 l 3)(k К l + k 01 l 1) = 0, К или k К l + k 0 l + 2k 12 l = 3 k 00, k К l + k 0 l = 1 k 00.

Резонансные длины вычисляются из следующих соотношений:

3 k 00 i хSн 300 U н C l1 = =, 9M (CК + C0 + 2C12 ) 300 U н (CК + C0 + 2C12 ) 1 9M2 C 00 i S 900 U н C l2 = =хн 2.

9M (C К + C 0 ) 900 U н (C К + C 0 ) Резонансные длины при любых практически возможных параметрах отрицательны, что говорит о невозможности резонансов на частоте 50 Гц.

Частоты резонанса можно определить из соотношений:

i х Sн 1 =, 300 U н [(C К + C 0 + 2C12 ) l + C 00 ] i х Sн 2 =.

900 U н [(C К + C 0 ) l + C 00 ] Резонансная частота при дополнительной емкости С00=1 мкФ остает ся на уровне единиц герц и практически не зависит от длины участка. Ток при рабочем напряжении на таком конденсаторе составляет примерно 9 А.

6.4. Расчеты режимов технологических ЛЭП железнодорожного транспорта Для электроснабжения нетяговых потребителей железных дорог применяют воздушные линии электропередачи трехфазного тока ДПР, в которых в качестве третьего провода используют рельсы (рис. 6.14). Режи мы работы линий ДПР существенно отличаются от режима работы тради ционных ЛЭП трехфазного тока. Это связано со следующими факторами:

• резкая неоднородность параметров по фазам;

• значительное влияние тягового тока, протекающего по контактной сети;

• циркуляция токов в стальных рельсах и частично в земле;

• совместное питание от шин 27,5 кВ резкопеременной тяговой на грузки и нагрузки потребителей, электроснабжение которых осуществля ется линиями ДПР.

Рис. 6.14. Схема присоединения проводов линии ДПР к тяговым трансформаторам Существующие модели линий ДПР ориентированы в основном на ручной расчет и потому мало применимы при создании методов и алго ритмов расчета режимов систем электроснабжения (СЭ) нетяговых потре бителей на основе ЭВМ. Расчет режима линий ДПР требует к тому же обя зательного учета электрического влияния контактной сети, приводящего к появлению на проводах ЛЭП напряжения нулевой последовательности.

Для реализации таких методов и алгоритмов эффективно использо вание моделей линий ДПР, реализованных на основе фазных координат узловых напряжений. Результаты вычислительных экспериментов, прове денных на основе программного комплекса Flow3, показали применимость этой методики для решения целого ряда практических задач, возникающих при проектировании и эксплуатации СЭ, включающих линии ДПР.

В качестве примера в разделе рассмотрен расчет режима системы электроснабжения потребителей станции West и подстанции TS2 от под станции TS1 по линии ДПР 27.5 кВ в соответствии со схемой рис. 6.15.

На подстанции TS1 используется трансформатор ТДН-10000-110/6 и дополнительный трансформатор ТМН-10000-6/27.5 D/Y-11 с параметрами Iх=0.8%, Pх=14.5 кВт, Pк=65 кВт, uк=8%. На подстанции TS2 установлен трансформатор ТМН-6300-27.5/6 Y-D-11, Iх=0.6%, Pх=8 кВт, Pк=46.5 кВт, uк=7.5%. Трансформатор ТМН-4000-27.5/6 Y-D-11 подстанции West имеет параметры Iх=0.45%, Pх=5.6 кВт, Pк=33 кВт, uк=7.5%.

Линия ДПР 27.5 кВ от подстанции TS1 проходит в основном по опо рам контактной сети и частично по отдельным опорам для обхода искусст венных сооружений. От подстанции TS1 до подстанции TS2 по опорам контактной сети располагается 7 км линии и по отдельным опорам 1 км линии, от подстанции TS2 до подстанции West соответственно 3.8 км и 1. км. Режим работы системы при резервном питании от подстанции East здесь не рассматривается.

East ТДТНЖ АС-95, 6 км к/с, 17 км ВЛ 40000/ West ТS AB 27.5 кВ ТS2 ТS АС-95 АС-95, 7 км к/с, 1 км ВЛ АС-95, 3.8 км к/с, 7 км к/с, 27.5 кВ 1.2 км ВЛ 1 км ВЛ 27.5 кВ 27.5 кВ ТМ-10000/6/27.5 110 кВ ТМ- ТМ Sкз=3800 МВА 4000/27.5 6300/27. 6 кВ 6 кВ 6 кВ ТДН-10000/ 6 кВ Sкз=2900 МВА 110 кВ отключенный выключатель Рис. 6.15. Схема ЭС Тяговая подстанция East является подстанцией III типа по фазировке, и при расчетах режимов она учитывалась в связи с питанием тяговой сети двухпутного участка и создаваемым электромагнитным влиянием.

Основной задачей анализа являются расчеты отклонений напряже ний, потерь мощности, несимметрии и электромагнитного влияния кон тактной сети на воздушные линии. Предполагается загрузка трансформа торов подстанций TS2 и West суммарно на 80% номинальной мощности головного трансформатора подстанции TS1 при cos=0.8 и распределении этой суммарной мощности пропорционально номинальной мощности трансформаторов потребляющих подстанций.

Для проведения расчетов в комплексе подготовлены следующие элементы:

• система проводов тяговой сети и смежной линии с шестью кон тактными проводами (М120+2МФ100 на каждом пути), тремя проводами воздушной линии 27.5 кВ и четырьмя рельсами, рис. 6.16а (размеры по осям координат указаны в метрах);

рельсы объединены параллельно, но не заземлены для учета напряжения рельсов, проводимость утечки одного рельса на землю принята равной 0.5 См/км;

• трехфазная линия с координатами проводов, показанными на рис.

6.16б, с параметрами провода АС-95;

• трехфазные трансформаторы 10000-110/6, 6300-27.5/6, 4000-27.5/ с соединениями катушек по рис. 6.17;

• трехфазный трансформатор 10000-6/27.5 с соединением катушек по рис. 6.18.

а) б) Рис. 6.16. Модель многопроводной ЛЭП С помощью этих элементов составлена расчетная схема системы в фазных координатах, представленная на рис. 6.19. Нагрузки в схеме при соединены между фазами на линейное напряжение.

Расчетная схема системы содержит 95 узлов, 498 ветвей. В качестве балансирующих узлов приняты шины 110 кВ подстанции TS1 и шины кВ подстанции East с напряжениями на них 116 кВ.

Рис. 6.17. Модель трехфазных трансформаторов 10000-110/6, 6300-27.5/6, 4000-27.5/ Рис. 6.18. Модель трехфазного трансформатора 10000-6/27. Значения нагрузок системы выбраны из условия загруженности го ловного трансформатора на 80%;

величины нагрузок приведены в табл. 6. (с нумерацией узлов по рис. 6.19). В таблице указаны два узла, между ко торыми включается двухполюсник нагрузки с мощностями P+jQ. В одном из вариантов учитывалась тяговая нагрузка, которая включалась между уз лами 82-86 West с величиной 5+j4 МВА с консольным питанием контакт ной сети от подстанции East. Сравнительно небольшая тяговая нагрузка соответствует средней тяговой нагрузке при двухстороннем питании и не скольких грузовых поездах в межподстанционной зоне.

Таблица 6. Нагрузки между узлами схемы Узлы P, кВт Q, квар Узлы P, кВт Q, квар West 18-19 830 620 TS2 11-12 1300 West 19-20 830 620 TS2 12-13 1300 West 18-20 830 620 TS2 11-13 1300 Питание по системе два провода – рельс связано с двумя существен ными эффектами:

• по третьему проводу системы (рельсы, зашунтированные их за землением) протекают тяговые токи, которые обычно существенно пре вышают токи линии ДПР, что приводит к дополнительному падению на пряжения на этом проводе и к возникновению несимметрии;

• линия электропередачи получается несимметричной, и эта несим метрия сказывается тем сильнее, чем больше нагрузка линии.

При расчетах принято, что фаза С обмоток 27.5 кВ трансформаторов питаемых подстанций отсоединена от линий и зашунтирована активным шунтом 1000 См, кроме подстанции TS2, где фаза С присоединена прямо на рельс. На шинах 110 кВ подстанции TS1 принято напряжение 116 кВ с фиксированными модулями и углами по всем фазам.

Результаты расчета режима при отсутствии нагрузок, при нагрузках по табл. 6.3 и для двух вариантов тяговой нагрузки показаны в табл. 6.4.

Рис. 6.19. Расчетная схема Таблица 6. Уровни линейных напряжений при питании от подстанции TS 110 6 кВ 27.5 27.5 6 кВ 27.5 10кВ k2,% Нейтраль Вариант TS1 TS1 TS1 TS2 TS2 West West 10 W 27.5 West Холостой ход, кВ 116 6,8 31,1 31,1 7,1 31,1 11,9 0,1 18, Холостой ход, % +5.4 +13,3 +13,1 +13,1 +18,3 +13,1 +19,0 - Нагрузки без тяги, кВ 116 6,3 27,5 26,5 5,8 26,2 9,5 1,3 15, Нагрузки без тяги, % +5.4 +5.0 0 -3,6 -3,3 -4,7 -5,0 - Нагрузки, тяга 5+j4, кВ 116 6,3 27,5 26,7 5,8 26,5 9,7 2,3 15, Нагрузки, тяга 5+j4, % +5.4 +5.0 0 -2,9 -3,3 -3,6 -3,0 - Нагрузки, тяга 10+j8, кВ 116 6,3 27,5 26,9 5,9 26,9 9,8 3,6 16, Нагрузки, тяга 10+j8, % +5.4 +5.0 0 -2,2 -1,7 -2,2 -2,0 - Применение системы ДПР приводит к увеличенной несимметрии на пряжения. При небольшой тяговой нагрузке несимметрия лишь немного превышает нормально допустимый уровень, но при существенной тяговой нагрузке, 10+j8 МВА на левом плече подстанции East, коэффициент не симметрии напряжения на шинах 10 кВ подстанции West приближается к предельно допустимому уровню. Напряжение на нейтрали системы ДПР определяется заземленной фазой С системы.

В табл. 6.5..6.7 показаны напряжения прямой, обратной и нулевой последовательностей для напряжений по отношению к земле. Напряжения нулевой последовательности имеются в подсистеме 27.5 кВ за счет зазем ления фазы С. Из-за заметной несимметрии системы возникает и напряже ние обратной последовательности.

Таблица 6. Напряжения прямой последовательности 110 6 кВ 27.5 27.5 6 кВ 27.5 10 кВ Вариант TS1 TS1 TS1 TS2 TS2 West West Холостой ход, кВ 67 3,9 18,0 18,0 4,1 18,0 6, Нагрузки, без тяги, кВ 67 3,6 15,9 15,3 3,3 15,2 5, Нагрузки, тяга 5+j4, кВ 67 3,6 15,9 15,4 3,4 15,3 5, Нагрузки, тяга 10+j8, кВ 67 3,6 15,9 15,6 3,4 15,6 5, Таблица 6. Напряжения обратной последовательности 110 6 кВ 27.5 27.5 6 кВ 27.5 10 кВ Вариант TS1 TS1 TS1 TS2 TS2 West West Холостой ход, кВ 0 0 0 0 0 0 Нагрузки, без тяги, кВ 0 0 0 0,2 3,3 0,2 0, Нагрузки, тяга 5+j4, кВ 0 0 0 0,2 0,1 0,3 0, Нагрузки, тяга 10+j8, кВ 0 0 0 0,4 0,1 0,5 0, Таблица 6. Напряжения нулевой последовательности 110 6 кВ 27.5 27.5 6 кВ 27.5 10 кВ Вариант TS1 TS1 TS1 TS2 TS2 West West Холостой ход, кВ 0 0 18,0 18,0 0 18,0 Нагрузки, без тяги, кВ 0 0 15,9 15,4 0 15,3 Нагрузки, тяга 5+j4, кВ 0 0 15,9 15,7 0 15,6 Нагрузки, тяга 10+j8, кВ 0 0 15,9 15,9 0 16,0 В табл. 6.8-6.9 показаны токи прямой и обратной последовательно стей в системе. Токи шин 27.5 кВ соответствуют токам трансформаторов.

Токи нулевой последовательности в трансформаторах практически отсут ствуют из-за использования соединения обмоток трансформаторов в тре угольник. Ток обратной последовательности при симметричной нагрузке на шинах 6 и 10 кВ возникает из-за несимметрии линий. При несимметрии нагрузки токи обратной последовательности будут определяться несим метрией нагрузки.

Таблица 6. Токи прямой последовательности 110 6 кВ 27.5 27.5 6 кВ 27.5 10 кВ Вариант TS1 TS1 TS1 TS2 TS2 West West Холостой ход, А 1.1 10,3 0,6 0,9 0 0,5 Нагрузки, без тяги, А 50,1 847,7 183,5 112,1 486,8 72,0 187, Нагрузки, тяга 5+j4, А 49,6 839,6 181,8 111,2 482,7 71,1 185, Нагрузки, тяга 10+j8, А 49,0 829,4 179,5 110,0 477,7 70,1 182, Таблица 6. Токи обратной последовательности 110 6 кВ 27.5 27.5 6 кВ 27.5 10 кВ Вариант TS1 TS1 TS1 TS2 TS2 West West Холостой ход, А 0,1 3,8 0,5 0,2 0 0,1 Нагрузки, без тяги, А 0,1 3,5 0,5 0,2 0,1 0,1 Нагрузки, тяга 5+j4, А 0,1 3,7 0,5 0,2 0,1 0,1 0, Нагрузки, тяга 10+j8, А 0,2 4,0 0,6 0,2 0,3 0,2 0, При суммарной нагрузке системы 6.4+j4.8 МВА потери составляют 0.49+j2.74 МВА, с долей потерь по активной мощности 7.7%.

Выводы На основе разработанных методик и программного комплекса иссле дованы эффекты влияния тяговой сети электрифицированной железной дороги на смежные линии:

• искажение напряжений провод-земля с нарушением сигнализации об однофазных замыканиях на землю систем 6-10 кВ из-за электрического влияния контактной сети;

• резонансные эффекты в сетях 6-10 кВ, связанные с электрическим влиянием контактной сети на эти линии;

• резонансные эффекты в линиях «два провода – рельс» с трехфаз ными трансформаторами, связанные с электрическим влиянием контакт ной сети на отключенные системы ДПР;

• возникновение небалансов учета электроэнергии в сетях районных потребителей, питающихся от системы «два провода – рельс», за счет электрического влияния контактной сети.

7. ИМИТАЦИОННОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ СИСТЕМ ТЯГОВОГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ 7.1. Вводные замечания Задачи расчета режимов и определения нагрузочной способности систем тягового электроснабжения крайне актуальны при проектировании и эксплуатации СТЭ. Эти задачи, как правило, решаются на основе мето дов имитационного моделирования и включают следующие этапы:

• обработка графика движения поездов;

• формирование мгновенных схем и определение потокораспределе ния для каждой схемы.

Цель таких расчетов состоит в определении расхода электрической энергии при движении поездов и потерь ЭЭ в элементах систем тягового и внешнего электроснабжения, контроле напряжения на токоприемнике электровоза и токов в элементах СТЭ. Расход энергии на движение при сравнительно небольших изменениях напряжений определяется средними токами, а потери энергии и нагрев элементов зависят от среднеквадратич ных значений, на которые существенно влияют максимальные токи.

Моделирование перемещающихся тяговых нагрузок базируется на графике движения, связывающем координату положения поезда со време нем. Величины тяговых нагрузок определяются на основе тяговых расчетов или экспериментально. Обычно тяговые нагрузки задаются величинами то ков, однако такой подход недостаточно адекватно описывает физику проте кающих процессов. Машинист поезда должен соблюдать заданную ско рость движения, поэтому изменение напряжения на токоприемнике приво дит к необходимости регулирования тока электровоза для соблюдения ме ханической мощности. Следовательно, задание тяговой нагрузки потреб ляемой мощностью является более адекватным подходом, отражающим закон сохранения энергии. Программные средства, разработанные для оп ределения тяговых нагрузок, ориентированы на получение тяговых токов при номинальном напряжении на токоприемнике, поэтому их пересчет в потребляемую мощность сложности не составляет.

При режимных расчетах используют детерминированные и случай ные графики движения поездов. Детерминированные графики применяют ся при определении пропускной способности участка дороги по системе электроснабжения. К моделированию на основе статистических графиков прибегают при проектировании систем электроснабжения и определении потерь электроэнергии в элементах СТЭ.

Применяемые в настоящее время методы и программные средства расчетов режимов систем тягового электроснабжения переменного тока [101, 102] базируются на упрощенном представлении СТЭ. При этом наи более «грубому» эквивалентированию подвергается внешняя сеть. В служ бах электроснабжения железных дорог и проектных организациях желез нодорожного транспорта широко применяется программный комплекс Nord, разработанный ВНИИЖТом, в котором внешняя сеть упрощенно эк вивалентируется реактансами, определяемыми мощностью короткого за мыкания на шинах высокого напряжения тяговых подстанций (ТП). Эле менты системы тягового электроснабжения задаются соответствующими комплексными сопротивлениями, а тяговые нагрузки представляются ис точниками тока. Такой подход обеспечивает приемлемую точность только при достаточно мощной системе внешнего электроснабжения, когда одно фазные тяговые нагрузки не приводят к существенной несимметрии на шинах питающего напряжения ТП. Как показали сравнительные расчеты, значительные погрешности возникают при мощности короткого замыка ния на шинах питающего напряжения, меньшей 700 МВ·А. Задание тяго вых нагрузок источниками тока также приводит к погрешностям, возрас тающим при увеличении отклонений напряжения на токоприемнике элек тровоза от номинального значения.

Способы адекватного моделирования внешней сети, а также модели элементов СТЭ, учитывающие электромагнитные взаимовлияния и осно ванные на использовании фазных координат узловых напряжений, описа ны выше. Поэтому для создания методов определения нагрузочной спо собности СТЭ 25, 2х25 кВ и новых систем тяги переменного тока [24,171] с корректным учетом внешней сети требуется разработка алгоритмов объ единения расчетов отдельных мгновенных схем в комплекс, позволяющий имитировать перемещение поездов. Возможность моделирования новых СТЭ определяется универсальностью предлагаемых моделей элементов электрических систем и возможностью их произвольного соединения.

В настоящем разделе представлены результаты первого этапа реше ния сформулированной проблемы, включающие алгоритмы расчетов ре жимов СТЭ для детерминированных графиков движения поезда. Для по лучения тяговых нагрузок предполагается использование хорошо зареко мендовавших себя программ тяговых расчетов, входящих в состав ком плекса Nord, с пересчетом тяговых токов в потребляемые мощности. При решении проблемы использовалась эффективная концепция визуального моделирования СТЭ и графические алгоритмы формирования расчетной схемы. При этом для расчетов режимов с движущимися поездами необхо димо выделять части схемы, подвергающиеся преобразованию при пере мещении поездов, и менять их параметры для каждой мгновенной схемы.

Представляемая методика позволит корректно решать следующие ак туальные практические задачи:

• выбор оптимального способа усиления СТЭ с учетом весовых норм поездов, размеров движения и профиля пути;

• определение пропускной способности участка дороги по системе электроснабжения с выбором оптимальной схемы пропуска поездов;

• минимизация потерь электроэнергии в элементах СТЭ;

• определение влияния поездной ситуации на показатели качества электрической энергии в районах электроснабжения нетяговых потребите лей;



Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 |
 





 
© 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.