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 |

«ПОСЛЕДСТВИЯ ПЕРЕХОДНОГО ПРОЦЕССА В ПУСКАТЕЛЯХ ВЗРЫВОЗАЩИЩЕННОГО ИСПОЛНЕНИЯ С.В. Дубровский Научный руководитель: Р.Я. Кляйн, доцент, ...»

-- [ Страница 2 ] --

• влияние на биопроцессы в растительном мире;

• ограничение и изменение путей миграции животных и птиц.

2. Социальная подсистема:

• ухудшение условий жизни населения вблизи ВЛ (акустический шум, теле и радиопомехи);

• отрицательное эстетическое воздействие на ландшафт местности, населенные пункты, зоны отдыха, культурные и природные памятники и т.

д.;

• негативное воздействие электромагнитного поля ВЛ на организм человека в охранной зоне ВЛ.

3. Экономическая подсистема:

• нанесение ущерба сельскому хозяйству в связи с отторжением земель и ограничением хозяйственной деятельности в охранной зоне ВЛ;

• нанесение ущерба лесному хозяйству.

Следует сразу отметить, что действующие сегодня нормативы платежей за пользование земельными, лесными и другими ресурсами значительно занижены по сравнению с их народнохозяйственной ценностью.

Очевидно, что для обеспечения возможности учета всего комплекса воздействий ВЛ на окружающую среду необходимо проводить исследования энергетиков, биологов, социологов, экономистов и специалистов в других областях науки.

В настоящее время при проектировании электропередач сверх- и ультравысокого напряжения необходим учет влияния таких линий на биосферу, социальные и экономические системы районов, по которым планируется прокладка линии электропередачи.

Экологические аспекты передачи электроэнергии по основным характеристикам нормируются директивными документами: максимальная напряженность электрического и магнитного полей. Выбор параметров электропередачи, ее конструктивных особенностей на стадии проектирования должен быть ориентирован на соблюдение указанных нормативных требований. В этом случае необходим тщательный анализ всей трассы электропередачи, погодных условий в течение года и выбор средств, позволяющих снизить размеры отторгаемых ценных сельскохозяйственных земель, вырубки лесных массивов, воздействия на окружающий животный и растительный мир, а также на находящиеся вблизи трассы линии населенные пункты. Важным аспектом экологического влияния линии электропередачи являются места ее пересечения с железной и автомобильной дорогами, что связано с обеспечением безопасности людей.

В зависимости от конкретных условий на протяжении трассы электропередачи могут быть выбраны различные способы снижения ее экологического влияния – применение экранирующих тросов, лесобиологическая защита, компактные линии и т. д. Учет указанных аспектов может оказать существенное влияние на выбор предпочтительного варианта линии.

Знание особенностей влияния на экологию кабельных линий позволит обоснованно рассматривать их в качестве альтернативных вариантов при проектировании электропередачи или ее отдельных участков вблизи зон повышенной экологической опасности.

Список литературы:

1. Дьяков АФ, Максимов БК, Борисов РК, Кужекик ИП, Жуков А Б Электромагнитная совместимость в электроэнергетике и электротехнике. Под редакцией Л О Дьяков —М Энергоатомиздат, 2003. - 768 с 2. Александров Г. Н. Установки сверхвысокого напряжения и охрана окружающей среды Л Энергоатомиздат, 1989.- 359 с 3. Дегтярев В. В Охрана окружающей среды М Транспорт, 1989. - 207 с 4. Измерения напряженности электрического поля под ВЛ 750 кВ в зоне фруктового сада /Г. Н Александров, В А. Кашина, Т В Лисочкина и Г. В Подпоркин//Электрические станции, 1980.

5. Тиходеев Н. Н. Защита населения и персонала от влияния воздушных ЛЭП— кВ//Энергетика и транспорт, 1987.

УПРАВЛЕНИЕ РЕЖИМОМ РАБОТЫ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ ПО НАПРЯЖЕНИЮ И РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ О.И. Ким Научный руководитель: Н.В. Коломиец, доцент ЭНИН ТПУ Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия kimchello@sibmail.com За последние годы во многих регионах России выросло потребление электроэнергии, в то же время технического перевооружения в электрических сетях шло низкими темпами. Большая часть электрооборудования электрических сетей работает с предельной загрузкой или перегрузкой, что связано с превышением разрешенной мощности установленной в технических условиях. При этом наблюдается низкое напряжение и большие потери активной мощности. Причиной этому служит недостаточная компенсация реактивной мощности в электрических сетях.

Рис.1. Основные проблемы, связанные с реактивной мощностью На рис. 1. представлена диаграмма, наглядно демонстрирующая проблемы, связанные с недостаточной компенсацией РМ в электрических сетях.

Как видно из представленной диаграммы, передача реактивной мощности по распределительным сетям нецелесообразна по техническим и экономическим соображениям, так как это приводит к ограничению пропускной способности и значительным потерям в них.

Эффективное экономическое регулирование реактивных перетоков является одной из наиважнейших проблем Российской электроэнергетики.

Уменьшение реактивных потоков по электрической сети позволяет:

снабжать при производимой активной мощности дополнительных потребителей, то есть обеспечить в определенной степени прирост потребления активной мощности без увеличения ее дополнительной выработки;

улучшить технико-экономическую эффективность систем электроснабжения как электросетевых компаний, так и самих потребителей;

присоединить потребителя там, где ранее было отказано, или присоединить новых потребителей, там, где компенсация реактивной мощности позволит это сделать;

повысит устойчивость электроэнергетических систем, систем электроснабжения и нагрузки потребителей при снижении и провалах напряжения в сети.

Требования к уровням напряжения в питающих и системообразующих высоковольтных сетях и распределительных сетях подчинены различным задачам. Поэтому вопросы регулирования напряжения в системообразующих сетях можно рассматривать отдельно.

Важной является задача регулирования напряжения в системообразующих сетях при наличии сравнительно протяженных линий, связывающих отдельные части энергосистемы.

В режимах максимальных нагрузок приемной части энергосистемы переток активной мощности по линии связи может быть равным или большим натуральной мощности. В этом случае линия или нейтральна в отношении участия в балансе реактивной мощности или является потребителем реактивной мощности. Для обеспечения потребности приемной системы в реактивной мощности в принципе могут быть использованы (при наличии) резервы реактивной мощности передающей системы. В этом случае необходимо обеспечить перепад напряжений по концам линии в пределах допустимого повышения напряжения на передающем конце.

При передаче реактивной мощности возрастают потери активной мощности. Поэтому обеспечение баланса реактивной мощности приемной системы, только за счет передачи из передающей системы может быть нецелесообразным. Поэтому по возможности должны использоваться местные источники реактивной мощности приемной системы. Если при этом резервы реактивной мощности генераторов приемной системы недостаточны, то устанавливаются дополнительные источники, которыми могут быть синхронные компенсаторы, статические конденсаторы, статические управляемые источники реактивной мощности.

В режимах минимальных нагрузок, когда по линии передается мощность значительно меньше натуральной ( 0,2 0, 4Pнат ) избыточная реактивная мощность линии близка к максимальной, которая для линий 330 кВ составляет (0,35 0,4)вар / км, а для линий 500кВ – около 1Мвар / км. В таких режимах возможно повышения напряжения выше максимально допустимых.

Длительно допустимое напряжение составляет:

• при U ном = 220кВ, U доп = 1,15 220 = 252кВ, • при U ном = 330кВ, U доп = 1,1 330 = 363кВ, • при U ном = 500кВ, U доп = 1,05 500 = 525кВ.

Возможности поглощения избыточной реактивной мощности генераторами и синхронными компенсаторами передающей и приемной системы могут быть ограничены. У генераторов ограничение по принимаемой реактивной мощности, как известно, связано с нагревом торцевых зон обмотки статора и внутренней устойчивостью. Дальнейшая компенсация избыточной реактивной мощности осуществляется шунтирующими реакторами, которые стремятся разместить по возможности равномерно вдоль линии.

Безусловно, между двумя крайними режимами максимальных и минимальных нагрузок возможны промежуточные режимы. Поэтому весьма желательно, чтобы технические средства для управления режимом по напряжению и реактивной мощности, позволяли плавно изменять потребляемую или вырабатываемую реактивную мощность. В частности, существенное улучшение качества управления имеет место при использовании плавнорегулируемых шунтирующих реакторов.

Список литературы:

1. Лыкин А.В. Электрические системы и сети. Учебное пособие. – М.: Логос, 2006. – 254с.

2. Правила предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем. Методические указания. Утверждены приказом ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» 2005г.

3. Конюхова Е.А. Электроснабжение объектов.-М.: Академия, 2007.-320 с.

СОЗДАНИЕ УНИВЕРСАЛЬНОГО ЕМКОСТНОГО НАКОПИТЕЛЯ ЭНЕРГИИ В. С. Климович, Л. В. Корольков Научный руководитель: А.А.Сивков, профессор ЭНИН ТПУ Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия noodles@sibmail.com Генераторы импульсных токов (ГИТ) широко применяются для проведе ния разного рода исследований, испытаний и экспериментов. В Томском поли техническом университете работы с применением ГИТ ведутся достаточно дав но [1].

В Энергетическом Институте ТПУ, на кафедре Электроснабжения про мышленных предприятий, в лаборатории № 126 ведутся различные исследова ния. Одно из таких - испытание электротехнических устройств и аппаратов на электрическую и электродинамическую устойчивость [2].

С развитием элнектроэнергетики повышаются требования к надежности электротехнических устройств. Для их испытания необходимы большие импульсные токи, которые получают в импульсных генераторах тока.

Существующие установки [2,3] не обладают необходимой для опытов энергией, поэтому было принято решение спроектировать и создать универ сальный емкостной накопитель энергии, обеспечивающий накопление энергии 750 кДж.

Основным элементом ГИТ являются конденсаторы. Для проектируемой установки был выбран конденсатор ИС 5–200 с параметрами С=200 мкФ, Uзар=5 кВ, весом 55 кг, ввиду наличия данных конденсаторов в большом коли честве, их небольшим весом. В проводимых исследованиях напряжение выше кВ не требуется. Планируемая установка будет иметь в своем составе 288 кон денсаторов ИС 5-200 суммарной емкостью 57, 6 мФ, максимальная запасаемая энергия установки может составлять 750 кДж, вес установки будет составлять около 16 тонн.

При проектировании принципиальной схемы ГИТ – 750, был использова нии весь накопленный опыт создания менее мощных ГИТ [2,3]. На рис. 1 при ведена разработанная принципиальная схема стенда.

Рис. 1. Электрическая схема стенда Генератор ГИТ-750 состоит из зарядного блока, блока конденсаторов, пульта управления, разрядного коллектора. Для глубокой регулировки запасае мой энергии емкостной накопитель секционирован, включает в себя 24 секции, каждая из которых состоит из 12 конденсаторов. В режиме разряда каждая сек ция будет коммутироваться игнитроном марки «ИРТ-6». Выбор данного вида разрядника обусловлен рядом преимуществ.[4] В устройстве использован анодный трансформатор ТА 24-220-50, вторич ные обмотки которого соединены таким образом, чтобы с них снималось на пряжение 660 В, которое подается на вход выпрямителя В. Выпрямитель соб ран на диодах КД206В. Заряд емкости С К75-1 2000 В, 100 мкФ производится через сопротивления R1 и R2, в качестве которых используются резисторы 5,6 кОм 2 Вт, до напряжения 700 В постоянного тока. Для контроля уровня на пряжения на емкости, на выход выпрямителя включена лампа Л типа ТН-0,5, через ограничивающее сопротивление R3 1,6 МОм, 2 Вт.

Разрядный контур устройства выполнен проводом ПВ1 сечением 2,5 мм2, последовательно соединяющий первичные обмотки трех ИТ, обеспечивающих поджиг игнитронных разрядников напряжением, снимаемым со вторичной об мотки 15 кВ. Каждый БУИ нагружен на два параллельных разрядных контура, коммутация которых производится тиристором Т типа ТЧ-80-14.

Для размещения установки ГИТ - 750 было выделено помещение в корпу се № 11а, которое удовлетворяет требованиям для установки данного оборудо вания. План размещения оборудования представлен на рис. 2.

Рис. 2. План размещения оборудования: 1-конденсаторная батарея, 2-игнитрон, 3 коаксиальные кабеля, 4-трансформатор, ПО-пульт охраны, РШ-шкаф распределительный, ШС- шкаф силовой, О – операторная.

В настоящее время выполнен проект электрической схемы электроуста новки, выполнен план размещения оборудования, помещение полностью под готовлено для монтажа установки, представлены необходимые документы и получено разрешение на монтаж установки. Спроектированы и изготовлены стеллажи для конденсаторов, конденсаторы установлены на свои места, ведется монтаж разрядной цепи, коммутаторов, цепей управления.

Ведется работа по проектированию зарядной цепи ГИТ–750, разрядного коллектора, цепей регистрации. Для ввода в эксплуатацию этой установки тре буется пакет документов: принципиальная и рабочая электрические схемы, эксплуатационный журнал, программа испытаний, акты испытаний и ввода в эксплуатацию, перечень электрозащитных средств и ряд других в соответствии с требованиями охраны труда и правил эксплуатации электроустановок.

Список литературы:

1. Под редакцией Воробьева А. А., Высоковольтное испытательное оборудование и изме рение // ГЭИ, Москва, 1960г.

2. Д. Ю. Герасимов, Д. Д. Шеметов. Источник электропитания для исследования электри ческой дуги отключения. // XI Всероссийский студенческий научно-технический семи нар «Энергетика: Экология, надежность, безопасность». Томск, 21-25 апреля 2009 г.

3. Орозалиев Э. У., Евдокимов А. А., Сивков А. А., Генератор импульсных токов собран ный на молекулярных конденсаторах МИГ – 100 // 11 Всеросийский научно техниче ский семинар. Россия, Томск, 21-25 апреля 2009 г.

4. Г. С. Кучинский, П. И. Шкуропат, Г. А. Шнеерсон. Генераторы больших импульсных токов//Физика и техника мощных импульсных систем: Сб.ст./Под ред. акад. Е. П. Ве лихова. М.: Энергоатомиздат, 1987.

ПОСТАНОВКИ ДЕЛОЛВЫХ ИГР ПО УПРАВЛЕНИЮ НОРМАЛЬНЫМИ РЕЖИМАМИ ЭЭС Я.А. Кобзева Научный руководитель: О.А. Мастерова, доцент ЭНИН ТПУ Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия kobzya@sibmail.com Современные требования, предъявляемые к специалистам, работающим в электроэнергетике, требуют использования новых, инновационных подходов к обучению студентов и магистрантов электроэнергетического профиля. Для того чтобы приблизить образование к практическим нуждам и добиться устойчивого интереса студентов к изучаемому предмету используются различные активные метод обучения, такие как деловые игры, тренинг и т.д.

Деловая игра – это средство моделирования разнообразных условий профессиональной деятельности, являющееся имитацией рабочего процесса, упрощенным воспроизведением реальных производственных ситуаций.

Деловая игра является эффективным методом обучения, особенно для студентов старших курсов и магистрантов, так как в ходе деловой игры студенты учатся применять на практике полученные в ходе обучения знания, решать задачи, с которыми им придется сталкиваться в будущей профессиональной деятельности. Например, для подготовки студентов электроэнергетического профиля важно приобретение навыков по управлению нормальными режимами электроэнергетических систем (ЭЭС).

Управление нормальным режимом энергосистемы подразумевает под собой возможность изменения основных параметров режима для поддержания нормального и устойчивого функционирования энергосистемы, для снабжения всех потребителей электроэнергией соответствующего качества.

Управление нормальным режимом энергосистемы можно условно разделить на три вида [1]:

1) управление режимами для обеспечения надежности электроснабжения;

2) управление частотой и активной мощностью для обеспечения экономичности энергосистемы и качества электроэнергии по частоте;

3) управление напряжением и реактивной мощностью для обеспечения экономичности режимов электрических сетей и качества электроэнергии по напряжению.

В Томском политехническом университете имеется опыт разработки тренажеров для диспетчерского персонала энергосистем на основе гибридного (аналого-цифрового) моделирования электроэнергетических систем [2].

Базовым и структурным элементом тренажеров этого типа является всережимный моделирующий комплекс (ВМК) ЭЭС, созданный на основе современной концепции гибридного моделирования ЭЭС и представляющий собой специализированную многопроцессорную программно-аппаратную систему.

Базовая схема электрических соединений моделирующих элементов ВМК ЭЭС представлена на рис.1.

Схему составляют:

• 4 генераторных элемента: ГРЭС2;

ТЭЦ3;

ТЭЦ Сибирского химического комбината (СХК);

Объединённая энергосистема Сибири (ОЭССиб);

• 4 статических нагрузочных элемента (НЭс, НЭг, НЭв, НЭз);

• один асинхронный двигатель (в составе НЭс);

• 2 ЛЭП напряжением 500 кВ;

10 ЛЭП - 220 кВ;

4 ЛЭП - 110 кВ;

• трансформаторы и автотрансформаторы.

Рис. 1. Базовая схема электрических соединений моделирующих элементов ВМК ЭЭС.

Все моделирующие элементы оснащены необходимыми наборами измерительных приборов и коммутационных аппаратов (пофазных выключателей и короткозамыкателей).

Нагрузки представлены трехфазными моделями, предназначенными для воспроизведения статических зависимостей активной и реактивной мощностей нагрузки по напряжению. На рис.2 представлена форма наблюдения параметров статической нагрузки.

Рис. 2. Форма наблюдения параметров статической нагрузки.

Параметры, характеризующие режимные состояния и техническую часть ВМК ЭЭС, разделены по отличительным признакам на четыре группы:

наблюдаемые, варьируемые (цифроуправляемые), постоянные (константы) и установочные (предельные) параметры.

Рассмотрим возможность постановки деловых игр по управлению нормальными режимами ЭЭС на базе ВМК РВ на примере регулирования напряжения.

Воздействовать на напряжение у потребителя можно: изменяя напряжение генерации U Г ;

изменяя реактивную составляющую нагрузки;

изменяя коэффициент трансформации kтр.

Для обеспечения достаточной управляемости ВМК РВ, параметры, с помощью которых можно регулировать напряжение, должны быть варьируемыми.

Действительно, для моделируемых генераторов, одним из варьируемых параметров является напряжение уставки канала АРВ. Коэффициент трансформации трансформаторов и автотрансформаторов так же варьируемый параметр. Все параметры статической нагрузки, такие как активная и реактивная настроечные мощности нагрузки, настроечное напряжение формирователя статической характеристики, весовые коэффициенты постоянной, линейной и квадратичной составляющих – варьируемые параметры.

Конденсаторные батареи (КБ) моделируются с помощью физических конденсаторов с постоянными параметрами. Однако во всех случаях параллельно с КБ включены модельные статические нагрузки. Этим достигается управляемость реактивной мощностью положительного и отрицательного направлений.

Изменение варьируемых параметров может производиться программно, автономно через базу данных, либо с помощью вариаторов, позволяющих увеличивать или уменьшать значения параметров [3].

ВМК РВ ЭЭС позволяет осуществлять полный спектр нормальных и аварийных режимов, процессов моделируемой ЭЭС в реальном времени, и является ее высоко подобным динамическим аналогом. Как было указано выше, множество варьируемых параметров сформировано из условия обеспечения достаточной для практических целей управляемости ВМК ЭЭС. Таким образом, ВМК РВ может стать эффективной базой для постановки деловых игр по управлению нормальными режимами энергосистем.

Список литературы 1. Оперативное управление в энергосистемах: учеб. Пособие / Е.В. Калентионок, В.Г.

Прокопенко, В.Т. Федин – Минск: Высш. шк., 2007. – 351 с.

2. Хрущев Ю.В., Гусев А.С., Барская А.В., Бацева Н.Л., Мастерова О.А., Свечкарев С.В.

Разработка тренажера для оперативного персонала электроэнергетических предприятий на основе гибридного моделирующего комплекса (монография). Деп. в ВИНИТИ 21.09.09, № 565-В2009. - М., 2009. – 100 с.

3. Гурин С.В., Гусев А.С., Плодистый И.Л., Свечкарёв С.В., Хрущёв Ю.В. Гибридный моделирующий комплекс: Техническое описание и инструкция по эксплуатации.

Томск: Изд-во ТПУ, 1998. – 240с.

ОПТИЧЕСКИЕ ТРАНСФОРМАТОРЫ ТОКА А.А. Красенко Научный руководитель: В.А. Лавринович, д.т.н. профессор Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия alex_user_2000@mail.ru Из физической основы оптических трансформаторов вытекают их основные преимущества перед электромагнитными трансформаторами напряжения и тока.

Первый очень важный – отсутствие у оптических трансформаторов тока явлений насыщения, гистерезиса, остаточных необратимых изменений параметров после перегрузки. Ферромагнитный сердечник электромагнитного трансформатора тока в схемах релейной защиты нередко оказывается сильно насыщенным и вследствие этого форма кривой вторичного тока оказывается в значительной степени искаженной. Широкая полоса пропускания и расширенный динамический диапазон позволяет оптическим трансформаторам точно воспроизводить сигналы сложной формы, возникающие, например, при коротких замыканиях, предоставляя реальные значения переменных и постоянных составляющих первичного тока.

Оптические преобразователи тока имеют метрологические характеристики в широком диапазоне токов от 0,1 % до 200 % и допускают перенастройку пользователем коэффициентов трансформации по току и напряжению. При этом один и тот же трансформатор может использоваться как для номинальных токов 100 А, так и 1000 А.

Другое преимущество оптических трансформаторов – широкий динамический диапазон измерений в сочетании с высокой линейностью и расширенной полосой пропускания. Вместе с тем, использование оптических измерительных трансформаторов тока и напряжения при создании систем АИИС КУЭ, позволяет повысить точность измерений вследствие частичного или полного исключения потерь во вторичных цепях трансформаторов.

При использовании оптических трансформаторов с аналоговым выходом, устраняются погрешности связанные с нагрузочными характеристиками трансформаторов и в значительной степени уменьшаются погрешности из-за потерь во вторичных цепях напряжения, поскольку передача измерительной информации от первичных датчиков производиться по оптическому волокну и недоучет по этой причине, в силу малой длины вторичных цепей, исключается.

Одним из важных преимуществ оптических трансформаторов тока является повышение эксплуатационной безопасности на подстанции, базирующиеся на высокой термической и электродинамической стойкости оптических датчиков, отсутствии в изоляторе масла, бумаги или элегаза, исключения проблем связанных с феррорезонансом и опасностью размыкания вторичных токовых цепей.

Оптические трансформаторы создаются на основе "Экологически чистой технологии", соответственно, не наносит вреда окружающей среде и не содержит газа требующего утилизации.

На выходе оптических электронных трансформаторов тока и напряжения формируются дискретные или аналоговые сигналы, непосредственно передаваемые на цифровые или аналоговые терминалы релейной защиты и электросчетчики через технологическую шину, устраняя ряд проблем, связанных с различием в требованиях для защиты и измерения.

На рис. 1 показаны измерительные комплексы на основе электромагнитных трансформаторов тока и напряжения и комплексы, состоящие из оптических трансформаторов тока и напряжения и характерные погрешности этих измерительных комплексов.

Рис. 1. Суммарная погрешность измерительных комплексов Принцип работы оптического трансформатора тока основан на эффекте Фарадея.

Линейно поляризованный свет можно подвергать в физических средах операциям поворота его плоскости поляризации в целях решения тех или иных технических задач. Такой поворот могут вызывать как оптически активные вещества (различные кристаллы, их расплавы и растворы), так и внешние физические поля, воздействующие на среду прохождения света. Возможность воздействия на поляризованный свет в среде при помощи постоянного магнитного поля лежит в основе эффекта Фарадея – вращения плоскости поляризации линейно (циркулярно) поляризованного света, распространяющегося в среде вдоль постоянного магнитного поля, в котором находится эта среда. Основная особенность эффекта Фарадея заключается в его невзаимности, т.е. в нарушении принципа обратимости светового луча: его движение «назад» дает такой же угол поворота и в ту же сторону, что и движение «вперед». Изменение же направления магнитного поля, напротив, изменяет направление вращения плоскости поляризации на противоположное.

Феноменологическое объяснение этого явления дает возникающая в среде под действием магнитного поля циркулярная анизотропия, связанная с неэквивалентностью двух направлений вращения в плоскости, перпендикулярной полю. Как следствие, при распространении в среде вдоль магнитного поля пучка линейно поляризованного монохроматического света фазовые скорости (скорости пространственного перемещения фазы волны) его право - и левоциркулярной поляризованных составляющих различны, за один и тот же интервал времени они проходят в среде различные пути, что и приводит к вращению плоскости поляризации результирующего пучка света. В эффекте Фарадея магнитное поле влияет на поляризацию света лишь косвенно, изменяя оптические характеристики среды прохождения света (в вакууме магнитное поля не оказывает на свет влияния).

Вращение плоскости поляризации монохроматического линейно поляризованного света, распространяющегося в изотропной немагнитной среде вдоль магнитного поля, подчиняется закону Верде [1] и вычисляется по формуле:

= V · l · H, (1) где – угол поворота (угол Фарадея [радиан в СИ;

угловая минута в СГСМ]);

Н – магнитная напряженность поля [А/м в СИ;

Э в СГСМ];

l – длина пути светового луча в среде вдоль силовой линии магнитного поля [м в СИ;

см в СГСМ];

V – постоянная Верде (удельное магнитное вращение) [рад/А в СИ;

мин/Э·см в СГСМ], зависящая от длины волны света (частоты), плотности среды и от ее температуры.

Для большинства сред V больше 0 (правостороннее вращение) и составляет сотые доли угловой минуты ('): V равняется (0,01–0,02) мин/Э·см.

Знак угла поворота плоскости поляризации связан с направлением магнитного поля и не зависит от направления распространения луча (по полю или против поля). При многократном прохождении света через среду, помещенную в постоянное магнитное поле, угол поворота плоскости поляризации возрастает в соответствующее число раз. Это свойство используется в конструкции ОТТ для повышения их чувствительности.

Продольный магнитооптический эффект Фарадея, являющийся основой работы ОТТ представлен на рис. 2;

Рис. 2. Эффект фарадея в ОТТ В общем устройство ОТТ имеет следующий вид (рис. 3);

Рис. 3. Общий вид устройства ОТТ Список литературы 1. Физика / Большой энциклопедический словарь. М.: Большая российская энциклопедия, 1999.Вилюнов В.Н. Теория зажигания конденсированных веществ. – Новосибирск:

Наука, 1984. – 190 с.

2. Измерительные оптические трансформаторы тока и напряжения [Электронный ресурс].–Режим доступа: http://www.ruscable.ru/doc/analytic/KPD-5/proline.pdf - Загл. с экрана.

3. Новости электроники Журнал №5 (59) 2009 [Электронный ресурс].-Режим доступа:

http://www.news.elteh.ru/arh/2009/59/05.php - Загл. с экрана.

4. Преимущества оптических и цифровых решений [Электронный ресурс].-Режим доступа: http://pro-ln.ru/ru/technology/optical_and_digital solutions_advantages.html - Загл.

с экрана.

ПЕРЕДАЧА ЭНЕРГИИ ПЕРЕМЕННЫМ ТОКОМ НА ДАЛЬНИЕ И СВЕРХДАЛЬНИЕ РАССТОЯНИЯ ПО УПРАВЛЯЕМЫМ ДВУХЦЕПНЫМ САМОКОМПЕНСИРУЮЩИМСЯ ЛИНИЯМ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ Д.А.Мурехин, А.С.Маркович Научный руководитель: В.Я.Ушаков, профессор ЭНИН ТПУ Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия Murekhin@tpu.ru Дальнейшее формирование электроэнергетических систем обусловлено перспективами развития энергетики в целом и связано в первую очередь с решением проблем производства, транспорта и распределения электрической энергии. Требования к средствам передачи электрической энергии во всех странах являются практически одними и теми же. Различия обусловлены в основном только дальностями передачи, величинами передаваемых мощностей, масштабами и сложностью энергосистем, ограничениями природно климатического характера, экологическими, экономическими и некоторыми другими причинами. Однако, во все случаях стремятся произвести выбор таких типов электропередач и средств регулирования, которые обеспечили бы требуемые пропускную способность и другие технические характеристики при минимальных затратах и возможно меньшем влиянии их на окружающую среду.

Среди перспективных средств передачи и распределения электрической энергии в свете указанных требований являются электропередачи нового типа, основанные на применении управляемых самокомпенсирующихся высоковольтных линий (УСВЛ).

Оставляя в стороне сложный математический аппарат, рассмотрим физическую сущность. Она состоит в том, что провода двух цепей линии располагаются на опорах и в пролётах таким образом, что расстояние между проводами одноименных фаз двух цепей значительно меньше междуфазных расстояний (d D).

Рис. 1. Возможные схемы расположения проводов на опоре В этом случае взаимная индуктивность между цепями будет проявляться значительно сильнее, чем при традиционном расположении цепей на двухцепной опоре.

Эквивалентное индуктивное сопротивление каждого провода на каждом участке линии будет определяться выражением:

xЭ= xi+ xМ() (1) где xi – сопротивление каждого провода без учета взаимоиндуктивности;

xМ – сопротивление, определяемое взаимной индуктивностью двух цепей;

– угол сдвига между токами (магнитными потоками) каждой из цепей.

Взаимное расположение векторов тока каждой цепи, в свою очередь будет определяться взаимным расположением векторов напряжения в начале каждой цепи. Поэтому, если с помощью ФПУ изменять взаимное расположение этих векторов (угол ) в пределах от 0° до 180° и более, сопротивление xМ будет изменяться по значению и знаку, соответственно и значение xЭ. Минимальное значение xЭ будет при 180°, поскольку xМ при этом будет иметь максимальное отрицательное значение. Одновременно будет изменяться и эквивалентная ёмкостная проводимость bЭ каждого провода, увеличиваясь по мере увеличения угла от 0° до 180°. Отсюда изменение значений волнового сопротивления и передаваемой мощности.

Изменяя с помощью ФПУ угол, можно изменять передаваемую по этой линии активную мощность. При этом из-за близкого расположения проводов двух цепей при 0 происходит взаимный обмен потоками мощности между ними.

Рис. 2. Векторная диаграмма напряжений линий УСВЛ относятся к категории гибких электропередач, получивших в последние годы развитие как в теоретическом так и практическом плане.

Направление создания гибких электропередач переменного тока – Flexible Alternating Current Transmission Systems (сокращенно FACTS) подразумевает создание регулируемых электропередач на базе применения различных сосредоточенных средств компенсации и управления, однако при сохранении линии как нерегулируемого объекта. УСВЛ, воплощая в себе идеи регулируемой электропередачи, являются дальнейшим развитием направления гибких электропередач, так как в дополнение включают идеи и способы регулирования параметров и собственно линий, благодаря чему достигается новый уровень управления режимами и техническими показателями электропередач переменного тока. УСВЛ могут быть названы и управляемыми самокомпенсирующимися гибкими системами передачи электроэнергии на переменном токе – Controlled Flexible Self – Compensation Alternating Current Transmission Power Systems (сокращенно CFACTS).

Можно сделать следующие выводы:

1. Управляемые самокомпенсирующиеся высоковольтные линии (УСВЛ) обладают рядом достоинств и могут быть успешно использованы для транспорта электроэнергии как на дальние и сверхдальние расстояния, так и применены в распределительных электросетях.

2. По сравнению с обычными ЛЭП переменного тока УСВЛ обеспечивают при прочих равных условиях:

• увеличение значения натуральной мощности на 20–40 %;

• повышение плотности суммарного потока мощности в поперечном сечении линии в 2–4 раза;

• снижение величины напряженности электрического и магнитного полей в пространстве, окружающем линию и вблизи поверхности земли;

• экономию капитальных и приведенных затрат на 10–30 % в расчете на единицу передаваемой мощности;

• создают благоприятные возможности для системообразования, регулирования перетоков мощности и снижения суммарных потерь в энергосистеме.

3. Выполненные исследования и проектные разработки, опыт строительства вариантов УСВЛ и проведенные экспериментальные работы подтверждают реальные возможности широкого применения УСВЛ в энергосистемах для решения проблем транспорта электроэнергии, улучшения параметров режимов энергосистем и получения значительного экономического эффекта.

Список литературы:

1. Дальние электропередачи сверхвысокого напряжения: учебник для вузов / Ю.П.

Рыжов. – М.: Издательский дом МЭИ, 2007. -488 с.: ил.

2. А.с. 218294 (СССР). Способ передачи электроэнергии /В.А. Веников, Г.В. Чалый, В.М.

Постолатий. – Заявл. 6.12.1966. № 1116879. Опубл. в Б.И., 1968, № 17.

3. Залесский А.М. Передача электрической энергии. Госэнергоиздат. 1948.

УПРАВЛЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ НА КУСТЕ СКВАЖИН НА ОСНОВЕ СЕТЕВОГО СТАНДАРТА ZIGBEE Нгуен Монг Хай Научный руководитель: А.В. Марчуков, доцент ИНК ТПУ Вьетнам В нефтянном промысле с целью построения системы мониторинга добычи нефти на кусте и автоматического регулирования работой ЭЦН, необходимо объединить все устройства такие, как кустовый контроллер, контроллеры телеметрии, управляющая станция, и т.п. в единую сеть передачи данных.

Очень часто такая задача решаеся прокладкой проводных каналов связи на основе интерфейса RS-485. Не смотря на надежность этих каналов, по разным причинам бывают случая, когда эти каналы выходят из строя. В таких ситуациях теряется наблюдаемость технических процессов на кустовых площадках. Все вышесказанное говорит о целесообразности построения резерных каналов передачи данных на основе беспроводной связи на кустовых площадках.

В данной статьи рассматривается исследование по применению технологии для построения беспроводных низкоскоростных каналов связи на кустовых площадках.

Общее представление о стандарте беспроводных сетей ZigBee(стандарт 802.15.4).

ZigBee® – это открытый стандарт беспроводной связи для систем сбора данных и управления [1]. Технология ZigBee позволяет создавать самоорганизующиеся и самовосстанавливающиеся беспроводные сети с автоматической ретрансляцией сообщений, с поддержкой батарейных и мобильных узлов.

Топология сетей ZigBee.

В версии ZigBee V1.0 могут быть реализованы топологии “кластерное дерево” и “ячейка”. На рис. 1 видно, что сообщение может передаваться с координатора к конечным узлам через промежуточные маршрутизаторы роутеры.

Рис. 1. Топологии сети ZigBee Объекты на кустовой площадке [2] • Датчики погружной телеметрии (погружные блоки ТМС, т.д.) • Контроллеры погружной телеметрии.

• Кустовой программируемый контроллер «Мастер-блок.

• Канал передачи данных: кустовой программируемый контроллер «Мастер блок» Crossmaster 2.0 – контроллеры СУ УЭЦН и погружной телеметрии • Канал передачи данных: кустовой программируемый контроллер «Мастер блок» Crossmaster 2.0 – центральный сервер.

• Блок устьевой телеметрии.

Структурная схема беспроводной сети ZigBee на кустовой площадке.

Рис. 2. Структурная схема беспроводной сети ZigBee на кустовой площадке Технология беспроводных сетей ZigBee позволяет построить низкоскоростный канал связи, который эффективно применяется в качестве резерных каналов на кустовых площадках. Перспектив построенной сети достигается за счет наличия возможности переключения между промежуточными ZigBee-устройствами, что обеспечивает надежность такого рода сети.

Список литературы:

1. Описание стандарта ZigBee 802.15.4 [электронный ресурс]. – Режим доступа:

http://ru.wikipedia.org/wiki/Zigbee, свободный.

2. Технические оборудования на кусте [электронный ресурс]. - Режим доступа:

http://www.oil-gas.ru/, свободный.

ГИДРОЭНЕРГЕТИКА А.С. Рубцов, Н.В. Абрамочкин Научный руководитель: Н.В.Коломиец, доцент кафедры ЭСС ЭНИН Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия mariomynet@mail2000.ru На территории России расположено около 9 % мировых запасов гидроэнергии. Экономический потенциал гидроэнергоресурсов России составляет 850 млрд кВт·ч, из которых 120 млрд кВт·ч приходится на Европейскую часть страны и 730 млрд кВт·ч на Сибирь и Дальний Восток.

К настоящему времени с учетом строящихся ГЭС освоено всего 200 млрд кВт·ч. Наличие в России значительного неосвоенного экономического гидроэнергопотенциала позволяет формировать масштабную национальную Стратегию развития гидроэнергетики - развивая только гидроэнергетику можно удовлетворить все потребности России в энергии в новом столетии.

Для освоения эффективного и экологически чистого, постоянно возобновляемого энергетического ресурса - гидроэнергии строился комплекс.

Россия обладает вторым после Китая экономически эффективным гидроэнергетическим потенциалом - 850 млрд кВт.час. годовой выработки электроэнергии. Это годовое потребление электроэнергии в России. Освоено 20%. Выработка электроэнергии на ГЭС составляет 170 млрд кВт.час. в год.

Уровень использования этого энергетического ресурса один из самых низких.

Более 90% гидроэнергетического потенциала освоено во Франции, Швейцарии, Австрии;

65–90 % – в Японии, Германии, Швеции;

45–65 % – в США, Канаде, Бразилии, Испании;

20–45 % – в Китае, Индии, Аргентине. Современным лидером по интенсивности освоения гидроэнергии является Китай. В ряде стран, например в Турции, существуют программы освоения своих гидроресурсов. Суммарная мощность гидроэлектростанций России в настоящее время 44 млн. кВт (20 % мощности электростанций). Это обеспечивает экономию 60 млн. тонн топлива, снижает выбросы в атмосферу окислов серы и азота. Водохранилища ГЭС обеспечивают водой 5,5 млн. га земель, промышленные предприятия, население. Водохранилищами затоплено 4,5 млн.

га. Из них - 1,5 млн. га сельскохозяйственных, в том числе 0,5 млн. га пахотных земель, что составляет 0,3 % общей площади пашни. Соотношение затопленных сельхозугодий и орошаемых из водохранилищ ГЭС – 1:3,5.

Себестоимость электроэнергии ГЭС ниже электроэнергии тепловых и атомных станций. Ввод кавказских ГЭС позволит укрепить экономику Дагестана, Северной Осетии – Алании, Кабардино-Балкарии, Карачаево-Черкесии. Однако строительство ведется угасающими темпами из-за отсутствия финансирования.

Россия практически лишилась строительного потенциала в гидроэнергетике. Распались или переквалифицировались коллективы, создавшие выдающиеся ГЭС. В сложном положении специализированные научно-исследовательские и проектно-изыскательские институты, создание которых потребовало десятилетий. Значительные трудности с загрузкой у машиностроительных предприятий. Это деградация гидроэнергетических техники, индустрии, науки. Снижается уровень участия российской гидроэнергетики за рубежом. Гарантия нашего участия сменяется недоверием к финансовому состоянию. Последствия этого - полное прекращение работ строительными коллективами, снижение поставок оборудования, инжиниринговых услуг. В результате не используется потенциал на сотни миллионов долларов. Ликвидируется целая отрасль народного хозяйства, деятельность которой направлялась на повышение экономического и технического уровня электроэнергетики и водного хозяйства страны, снижение стоимости электроэнергии, повышение стабильности энергоснабжения, гарантированного обеспечения водой сельского хозяйства, промышленности и населения, участия на международном рынке высоких технологий, строительных и инжиниринговых услуг. Последствия этого в течение длительного периода будет ощущать все народное хозяйство страны.

Первопричиной проблем гидроэнергетики является кризис производства и финансов и потеря управляемости экономикой государством. За период реформ энергопотребление в России снизилось на 20 %. Это обстоятельство создало иллюзию избыточности электроэнергии и породило успокоенность за состояние и развитие отрасли.

Но восстановление прежнего производства электроэнергии потребует больших затрат на реконструкцию и модернизацию оборудования, резко заторможенную в кризисные годы.

На примере нашего гидроэнергетического комплекса видно, как процессы деиндустриализации подавляют развитые отечественные высокотехнологичные направления гражданского профиля: свертывая использование внутри страны, теряем конкурентоспособность на международном рынке (табл. 1).

Таблица 1. Крупнейшие гидроэлектростанции России.

Мощность, Среднегодовая выработка, Название Расположение ГВт ТВт/ч Саяно 6,40 23,50 р. Енисей, г. Саяногорск Шушенская Красноярская 6,0 20,40 р. Енисей, г. Дивногорск Братская 4,50 22,60 р. Ангара, г. Братск Усть-Илимская 4,32 21,70 р. Ангара, г. Усть-Илимск Богучанская 3,00 17,60 р. Ангара, г. Кодинск Волжская 2,54 12,30 р. Волга, г. Волжский Жигулёвская 2,30 10,50 р. Волга, г. Жигулевск Бурейская 2,00 7,10 р. Бурея, пос. Талакан р. Волга, Чебоксарская 1,40 3, г. Новочебоксарск Саратовская 1,36 5,35 р. Волга, г. Балаково Зейская 1,33 4,91 р. Зея, г. Зея р. Кама, г. Набережные Нижнекамская 1,25 2, Челны Загорская 1,20 1,95 р. Кунья, пос. Богородское Воткинская 1,02 2,60 р. Кама, г. Чайковский Чиркейская 1,00 2,47 р. Сулак Список литературы:

1. Асарин А.Е. Развитие гидроэнергетики России / А.Е.Асарин // Гидротехн. стр-во, 2003. № 1.- С. 2- 2. Беляев Л.С. Интеграция электроэнергетики восточных районов России и стран Северо восточной Азии / Л.С. Беляев, Е.Д. Волкова, Н.И. Воропай и др. // Регион: экономика и социология, 2002. - №31. - С.4.

3. Васильев Ю.С. Состояние и перспективы развития гидроэнергетики России / Ю.С.

Васильев // Известия Акад. Наук. Энергетика, 2003.- № 1.- С. 50-57.

Савельев В.А. Современные проблемы и будущее гидроэнергетики Сибири / 4.

В.А.Савельев. - Новосибирск: Наука, 2000. - 200 с.

АВТОНОМНЫЕ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ Е.А. Федорова Научный руководитель: Н.В. Коломиец, доцент, доцент ЭНИН ТПУ Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия yekaterinaverevkina@ymail.com Вопрос выбора оптимального режима электроснабжения является одной из актуальных проблем современной электроэнергетики.

Использование автономных систем электроснабжения является одним из возможных путей решения электрификации отдаленных объектов и районов. Такой метод электроснабжения широко используется на объектах нефте- и газодобывающей отрасли, а также в отдаленных населенных пунктах (районы Крайнего Севера, Дальнего Востока и Восточной Сибири, где живет около 20 процентов населения страны).

В системах автономного электроснабжения процессы выработки и потребления мощности связаны более тесным образом, чем в объединенных энергосистемах. При условии, что автономная электростанция удовлетворяет потребности своего предприятия с учетом требуемого резерва мощности, это позволяет выбрать для нее в качестве нормального режима работы как режим параллельной работы с энергосистемой, так и режим автономной работы. Следует отметить, что при выборе автономного режима работы электростанции, возникает вопрос о выборе подварианта автономного режима работы:

• автономная работа электростанции с возможность подключения к сети на параллельную работу в случае дефицита мощности в автономной системе электроснабжения;

• автономная работа электростанции осуществляется при условии переключения электроприемников с электростанции на энергосистему и обратно с разрывом цепи питания [1].

В настоящее время системы автономного электроснабжения наиболее часто встречаются на объектах нефтегазовой отрасли. Для обеспечения процессов добычи, переработки, транспортировки и хранения нефти и газа требуются огромные энергозатраты. Так, например, для обеспечения нужд объектов ОАО «Газпром» требуется порядка 15 млрд кВт/ч ежегодно, причем большую долю составляет электроэнергия полученная от более чем 50 энергосистем России, и только около 7 % от требуемого объема генерируется на собственных автономных системах электроснабжения, которые в большей своей части представлены газотурбинными электростанциями, или электростанциями, работающими на привозном топливе (уголь, мазут, дизель). Такая ситуация наблюдается практически на всех предприятиях нефтегазовой отрасли, что делает их энергозависимыми от внешних источников, и ставит под угрозу безопасность всех процессов, связанных с добычей нефти и газа.

Основными потребителями электроэнергии на данных предприятиях являются приводы маслонасосов, вентиляторов, насосов, средств технологической автоматики газоперекачивающих агрегатов, связи, автоматизированная система управления и других машин, задействованных в процессе добычи, транспортировки и хранения нефти и газа. Эти установки относятся к потребителям особой группы по надежности и бесперебойности электроснабжения. Нарушение электроснабжения этих электроустановок ведет к аварийным остановкам добычи и как следствие экономическим издержкам нефтегазовых компаний. Значительная протяженность высоковольтных сетей, удаленность месторождений нефти и газа от сетей единой энергосистемы, являются основными преградами на пути повышения надежности и экономичности электроснабжения этих объектов.

В связи с этим большинство компаний отрасли приняло решение об увеличении мощностей вырабатываемых на автономных станциях [2].

В основу создания нового типа электрогенерирующего оборудования положены три основных принципа: энергоэффективность, экологическая безопасность, энергосбережение.

Наиболее выгодным вариантом электроснабжения является генерирование мощностей на электростанциях и установках газотурбинного или газопоршневого типа. Генерируемая мощность в этом случае лежит в диапазоне от 0,5 до 25 МВт. Топливом для установок такого типа является попутный нефтяной газ, выделяемый при добыче нефти в больших количествах. Этот газ, в большинстве случаев, сжигается в факелах, т.е. утилизируется, не неся никакой пользы, а также загрязняя окружающую среду.

Использование этого газа для обеспечения электроснабжения месторождений и сторонних потребителей может дать значительный энергетический, экологический и в некоторой степени экономический эффект. Экономической особенностью автономных систем электроснабжения предприятий нефтегазовой отрасли является то, что основной целью их функционирования не является получение экономической прибыли от продажи электроэнергии [3].

Современные автономные электростанции, имеющие в качестве первичного двигателя газотурбинную установку, имеют в своем составе редуктор, через который происходит согласование оборотов вращения вала турбины и вала электрогенератора. Это обусловлено различием скоростей вращения турбины и генератора.

Максимальная скорость вращения электрогенератора ограничена сверху и не может превышать 3000 об./мин, данное ограничение установлено, т.к. генерирование напряжения должно осуществляться с неизменной частотой 50 Гц. Но для турбины вращения с частотой 3000 об./мин является неприемлемым по техническим характеристикам, и оптимальному режиму работы соответствует частота вращения, в пределах 6000- об./мин. В этих условиях при соединении вала турбины с валом электрогенератора наличие редуктора является обязательным. Наличие редуктора приводит к увеличению веса и габаритов устройства, появлению люфта между турбиной и генератором и ряду других нежелательных явлений.

Можно сказать, что одним из перспективных решений является введение в структуру автономной электростанции преобразователя частоты. Это позволяет коренным образом изменить условия работы первичного двигателя и генератора, и устраняет недостатки, вызванные наличием редуктора в схеме.

Введение в схему автономной станции преобразователя частоты позволяет решить три принципиально важные задачи:

• обеспечиваются качественные параметры генерируемого напряжения по частоте и напряжению в соответствии с ГОСТ во всех режимах работы;

• возможность создания турбогенераторов по схеме единый вал без редуктора, при работе на оборотах значительно более высоких, чем 3000 об./мин;

• увеличение перегрузочной способности генератора [2].

Данные мероприятия повышают надежность электростанции. Следует также отметить и тот факт, что при автономном электроснабжении значительно снижаются токи короткого замыкания в 2–5 раз, т.к. отсутствует подпитка места короткого замыкания от системы.

Объекты автономной или «малой» энергетики нашли свое применение не только на промышленных объектах РФ, они используются в качестве третьего источника питания для объектов особой группы электроприемников, больниц.

Источником энергии для них могут служить не только газ, но также дизельное топливо. Особо следует отметить тенденцию использования автономных электростанций использующих нетрадиционные источники энергии, ветроэлектрические установки и солнечные батареи.


Список литературы:

1. Гуревич Ю.Е., Кабиков К.В. Особенности электроснабжения, ориентированного на бесперебойную работу промышленного потребителя. – М.: ЭЛЕКС-КМ, 2005.

– 408 с.

2. О концепции сотовой энергетики применительно к объектам газовой промышленности. [Электронный ресурс] http://energotexnika.san.ru/index.php?option=com_content&view=article&id=48:soten &catid=56:entpress&Itemid=82 (дата обращения 6.06.2011).

3. Салманов Ф.К., Шпилевой В.А. Нефтяной газ – на энергетику нефтедобычи.

Геология нефти и газа, 1992, №12, с.32-34.

АНАЛИЗ ТРАНСПОРТА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ НА ОСНОВЕ ЧАСТОТНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ЛЭП С.А. Фролова Научный руководитель: В.Я. Ушаков, профессор Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия frol_sa@mail.ru Транспортировка электроэнергии от электростанции к потребителям – одна из важнейших задач энергетики. Электроэнергия передаётся преимущественно по воздушным линиям электропередачи (ЛЭП).Одной из основных проблем при транспортировке электроэнергии является влияние высших гармоник. Высшие гармоники напряжения и тока оказывают влияние на элементы систем электроснабжения.

Известно, что искажение синусоидальности токов и напряжений в электрических сетях приводят к дополнительным потерям мощности и энергии.

В данной статье представлены результаты инструментального энергетического обследования электрических сетей 110 кВ Межрегиональной распределительной сетевой компании Сибири (ОАО «МРСК Сибири»), которое показало заметное «отравление» режимов сетей 110 кВ несинусоидальными токами. Термин «отравление» принят условно в том смысле, что подобно яду в живом организме возникают нарушения его функционирования, в электрической системе наличие несинусоидальных токов и напряжений приводит к нарушению качества работы [1] (рис.1).

Рис. 1. График суточного изменения коэффициентов искажения синусоидальности напряжений (верхний график) на шинах подстанции «Сосновоозерская» и токов (нижний график) линии СР-124 филиала «МРСК Сибири»- «Бурятэнерго».

Спектральное разложение несинусоидальных кривых напряжения и тока позволяет установить гармонический состав и величину каждой гармоники.

Гармоническое разложение может быть выполнено для определенного момента времени (рис. 2.) Рис.2. Гармонический состав фазных напряжений (верхний график) и фазных токов (нижний график) на линии 110 кВ «СР-124» в месте ее примыкания к подстанции «Сосновоозерская» (11.06.2010г.) Искажения синусоидальности вызваны действием гармоник:

• в напряжении – 3(1,7%), 5(0,5%);

7(0,42%);

• в токе – 3 (27,6%), 5 (35,2%), 7 (7,3%).

Несинусоидальные токи в элементах электрической сети вызывают добавочные потери мощности и электроэнергии. Величина этих потерь зависит от степени искажения синусоидальности.

Под добавочными потерями принято понимать потери в элементах сети, вызванные несинусоидальным током за вычетом потерь от тока основной частоты. Величина добавочных потерь в линии определяется такими факторами, как гармоническим составом и величиной токов высших гармоник, их распределением вдоль трассы линии, сопротивлениями проводов и тросов [2].

Для вычисления уровня добавочных потерь, их соотношением с потерями от основной гармоники были проведены соответствующие расчетов на основе уникального алгоритма, написанного на языке програмирования «Fortran» [3].

На рис.3 представлены суточные графики изменения основных и добавочных потерь активной мощности в линии СР-124, полученные в результате расчета.

Рк т,В : : : : : : : : : : : : : : : : 8:

9:

0:

0:

1:

2:

3:

4:

5:

5:

6:

7:

8:

Время Р1, кВт Рдоб, кВт Рис.3. Суточные графики изменения основных и добавочных потерь активной мощности в линии СР- Из графика видно, что добавочные потери достигают высокого уровня. В некоторые моменты времени добавочные потери соизмеримы по величине с основными потерями и даже превышают их (рис. 4).

Р о /Р, % дб : : : : : : : : : : : : : : : : 0:

0:

1:

2:

3:

4:

5:

5:

6:

7:

8:

8:

9:

Время Рис.4. Суточный график отношения добавочных потерь активной мощности к основным потерям на линии СР- Проведенные расчеты потерь активной энергии в линии на суточном интервале показывают, что добавочные потери в данном случае составляют 57 % от основных потерь энергии.

В ходе проведенного энергетического обследования сетей филиалов ОАО «МРСК Сибири» были зафиксированы линии 110 кВ со значительными искажениями синусоидальности напряжений и токов. Для таких ЛЭП были проведены расчеты основных и добавочных потерь активной мощности и энергии с целью определения показателей эффективности транспорта электрической энергии по данной линии.

Вывод:

Результаты расчетов показали высокий уровень добавочных потерь активной мощности и энергии, свидетельствующий о наличии резонансных процессов в линиях, что неизбежно ведет к недоучету потерь электроэнергии при ее передаче, ухудшению качества передаваемой электроэнергии и снижению срока службы электрооборудования сети.

Список литературы:

1. В. С. Боровиков, М.В. Волков, В.В. Иванов, В.В. Литвак, В.А. Мельников, А.И.

Погонин, Н.Н. Харлов Опыт корпоративного обследования электрических сетей кВ Сибири. Томский политехнический университет.- Томск: Издательство Томского политехнического университета, 2010. – 228 с.

2. N.N. Kharlov, V.S. Borovikov, A.V. Pogonin, V.A. Melnikov ENERGY SURVEY OF MULTICONDUCTOR TRANSMISSION LINES UNDER NONSINUSOIDAL VOLTAGE AND CURRENT CONDITIONS // 6th International Conference on “Technical and Physical Problems of Power Engineering” ICTPE-2010 - Tabriz, Iran, 14-16 September 2010. - Tabriz, Iran: Tabriz, 2010. - c. 639- 3. Харлов Н.Н., Иванов В.В., Погонин А.В., Мельников В.А. Формирование уравнений установившихся несинусоидальных режимов электрических систем с учетом распределенности параметров ЛЭП //Известия Томского политехнического университета, 2009 - т. 314, - № 4. - c. 56- РЕЗУЛЬТАТЫ ВНЕДРЕНИЯ УПРАВЛЯЕМЫХ ШУНТИРУЮЩИХ РЕАКТОРОВ (УШР) В СЕТЯХ 110–500 КВ И.К. Сыдыкпеков Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г.Томск, Россия izatok@mail.ru Анализ технических характеристик и функциональных возможностей новых устройств, проведенный специалистами России и ряда стран, показал, что управляемые подмагничиванием шунтирующие реакторы (УШР) представляют собой уникальный комплекс стабилизации напряжения, компенсации реактивной мощности, снижения потерь и повышения надежности эксплуатации в протяженных линиях электропередач и распределительных сетях.

Применение УШР особенно целесообразно в электрической сети с переменным графиком нагрузки взамен нерегулируемых или ступенчато регулируемых реакторов. Совместно с батареями конденсаторов управляемые реакторы выполняют функцию вращающихся синхронных компенсаторов или СТК - статических тиристорных компенсаторов, а широкомасштабное применение управляемых реакторов - эффективный и экономичный путь оптимизации режимов электрической сети, повышения качества электроэнергии, улучшения условий эксплуатации и продление срока службы электрооборудования. Управляемые реакторы наиболее перспективны к применению как средство поперечной компенсации в протяженных линиях высокого и сверхвысокого напряжения. Их использование позволяет:

• автоматизировать процесс стабилизации напряжения или одного из заданных параметров режима с одновременной разгрузкой коммутационного оборудования в схемах регулирования напряжения;

• повысить до 30% пропускную способность линий электропередач по допустимому уровню напряжений;

• снизить потери мощности в электрических сетях и повысить надежность их эксплуатации, в том числе и за счет резкого снижения числа срабатывания устройств РПН трансформаторов;

• повысить предел передаваемой мощности по условию статической и динамической устойчивости системы.

Наглядным примером эффективности применения управляемых реакторов серии РТУ являются результаты эксплуатации УШР РТУ-25000/110 на подстанции «Кудымкар». За счет установки реактора колебания напряжения в точке подключения ограничены величиной ±1,5 % относительно напряжения уставки при одновременном сокращении числа коммутаций батареи конденсаторов (БСК) и РПН трансформаторов примерно в 100 раз;

в часы максимума графика нагрузки потери энергии в прилегающей сети снижены на 2,0 МВт, что обеспечивает окупаемость реактора менее чем за три года;

обеспечено бесперебойное электроснабжение потребителей Коми-Пермяцкого автономного округа, что позволило отложить строительство линии 220 кВ на север Пермской области на 10–15 лет.

Выводы:

1. Накоплен успешный (до 6 лет) опыт эксплуатации 6 управляемых подмагничиванием шунтирующих реакторов УШР в высоковольтных сетях ( трехфазных реактора мощностью 25 МВА 110 кВ типа РТУ- 25000/110, трехфазный реактор мощностью 100 МВА 220 кВ типа РТУ-100000/220 и трехфазный реактор мощностью 180 МВА 330 кВ типа РТУ-180000/330), в ближайшее время должна начаться эксплуатация УШР мощностью 180 МВА в сети 500 кВ типа РТУ-180000/500 (трехфазной группы из однофазны реакторов типа РТДУ-60000/500) и трехфазного реактора мощностью 63 МВА в сети 110 кВ типа РТУ-63000/110.


2. Реакторы серии РТУ соответствуют Техническим требованиям, разработанным и согласованным организациями и институтами РАО «ЕЭС России», утвержденными руководством ОАО «ФСК ЕЭС», а также соответствуют рекомендациям энергообъединений стран СНГ и дальнего зарубежья. На серию реакторов в установленном порядке разработаны и согласованы руководством ОАО «ФСК ЕЭС» Общие технические условия ТУ 3411-001-53950285-2004 на серию реакторов типа РТУ мощностью от 32 до 180000 МВА классов напряжения 110, 220, 330 и 500 кВ (9 типов, все они уже разработаны, а 4 типа уже производятся, УШР в сетях 110, 220 и 330 кВ уже накопили опыт успешной эксплуатации). В соответствии с этими документами реакторы серии РТУ предназначены для выполнения многих полезных функций управляемых реакторов (как шинных, так и линейных), в том числе автоматическую стабилизацию напряжения сети, регулирование реактивной мощности, обеспечение режимов длительного и кратковременного увеличения своей мощности до 110–130 % и до 200 % от номинальной, ОАПВ. Для УШР нормированы достаточное для обеспечения всех режимов быстродействие и приемлемые для эксплуатации небольшие искажения высшими гармониками рабочего тока реакторов.

3. Эксплуатация 4-х реакторов типа РТУ-25000/110, реактора типа РТУ 100000/220 и реактора типа РТУ-180000/330 показала их высокую эффективность. Выполнение ими основных функций – автоматическое регулирование своей мощности и поддержание напряжения сети на заданном уровне – приводит к существенному облегчению работы высоковольтного оборудования подстанций, в том числе к резкому на порядок снижению числа переключений устройств РПН трансформаторов, к существенному улучшению электроснабжения потребителей. Например, эксплуатация трех реакторов типа РТУ-25000/110 на подстанциях Сибири привела к резкому снижению аварийных отключений нефтедобывающего оборудования.

4. Вопреки мнениям специалистов, работающих в системе ФСК, т.е.

занимающихся электрическими сетями, а не генерирующими станциями, эффективной оказалась и работа управляемых реакторов РТУ-100000/220 и РТУ-180000/330 вблизи электрических станций. Опыт эксплуатации показал, что УШР не только способствуют стабилизации напряжения сетей, но и существенно облегчают работу генераторов (иногда достаточно изношенных), разгружая их от выдачи реактивной мощности. Представляется, что существующая научная концепция нежелательности применения УШР вблизи регулируемых источников напряжения (генераторов) должна быть в ближайшее время скорректирована с учетом накопленного опыта эксплуатации УШР (при участии специалистов по генерированию электрической энергии).

5. Эксплуатация всех УШР в сетях 110, 220 и 330 кВ показала, что, вопреки сомнениям многих специалистов, при эксплуатации УШР пока не возникало никаких замечаний по их недостаточному быстродействию. Следует подчеркнуть, что электрическая схема, конструкция и система управления УШР типа РТУ обеспечивает все необходимые высокие параметры быстродействия, требуемые нормативными документами (ТТ), которые по накопленному опыту эксплуатации оказались невостребованным.

Также разработаны дополнительные способы повышения быстродействия УШР, которые могут быть осуществлены в случае обоснованных требований.

Список литературы:

1. А.Г. Долгополов. Релейная защита управляемых подмагничиванием шунтирующих реакторов. Электрические станции. №12, 2006 г.

2. А.Г. Долгополов. Особенности релейной защиты управляемых подмагничиванием шунти-рующих реакторов напряжением 110-500 кВ. Электротехника № 1, 2007 г.

3. А.Г. Долгополов. Особенности релейной защиты управляемых шунтирующих реакторов различных конструкций. Электрические станции № 4, 2009 г.

4. А.С. Засыпкин. Релейная защита трансформаторов. М., Энергоатомиздат, 1989г.

ПОВЫШЕНИЕ ПЕРЕДАВАЕМОЙ МОЩНОСТИ КАБЕЛЕЙ С ИЗОЛЯЦИЕЙ ИЗ СШИТОГО ПОЛИЭТИЛЕНА О.А. Бардаков Научный руководитель: С.Н. Шуликин, ст. преподаватель ЭНИН ТПУ Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия hupy@tpu.ru В современной энергетике принято направление на замену морально устаревших кабелей с бумажно-пропитанной изоляцией на кабели с изоляцией на основе сшитого полиэтилена (СПЭ) [1].

Увеличение потребляемой мощности в последние годы, формулирует актуальные задачи повышения пропускной способности существующих и вновь сооружаемых кабельных линий. Увеличение максимально допустимых токовых нагрузок кабельных линий на основе СПЭ кабелей за счет применения различных устройств и конструктивных элементов без увеличения объема, применяемых цветных металлов, и как следствие увеличения их стоимости, становится экономически выгодным.

Одним из видов потерь при передачи мощности по кабельной линии являются потери в проволочном медном экране, возникающее из-за протекания продольных токов в них при заземлении экрана с двух концов (требования ПУЭ). Возникающие потери приводят к недоиспользованию пропускной способности кабеля (т.е. уменьшением максимальной допустимой токовой нагрузки), и как следствие завышению сечения токопроводящей жилы, что в свою очередь ведет к повышению стоимости кабельной линии в целом.

Для снижения паразитных потерь в экране в энергетике применяются специальные схемы заземления (соединения) экранов: частичное разземление, транспозиция, объединение и т.д. Применение данных мер приводит к частичному снижению потерь, либо к большому удорожанию кабельной линии, к тому же усложняется монтаж и испытания кабельных линий [1].

Все существующие методы снижения потерь в экранах не затрагивают изменение конструкции кабеля. В связи, с чем предлагается модифицировать серийно выпускаемые стандартные конструкции кабелей на среднее напряжение.

В основе появления токов в экранах лежит индуктивный механизм, связанный с наличием тока в жиле кабеля. Суть индуктивного механизма заключается в том, что переменное магнитное поле, вызванное током жилы, наводит на экран продольное напряжение. Если экраны фаз кабеля соединены (заземлены) в обоих концах кабеля (рис. 1, [1]), то наведенное напряжение приводит к появлению в экранах фаз продольных токов. Следовательно, для уменьшения величины токов в экранах необходимо снизить интенсивность магнитного поля на проволочном экране, что возможно достигнуть путем введения магнитного экрана между изолированной токопроводящей и медным проволочным экраном (рис. 2).

Рис. 1 Схема двустороннего заземления экрана Магнитный экран выполнен в качестве разделительного слоя (магнитодиэлектрического экрана) толщиной 1,5 мм: конгломерат из мелкодисперсного термостабильного ферримагнитного порошка (размер частиц 50 – 160 мкм) марки 1500НМ1, частицы которого разделены между собой в электрическом отношении (для уменьшения потерь на вихревые токи) шланговой резиной ШНП-40, являющейся матрицей. Объемное содержание порошка 15 %.

Рис. 2. Конструкция силового кабеля с магнитодиэлектрическим экраном Определение величины токов в проволочных экранов, проводилось на сымитированной кабельной линии длиною 2 метра (длина линии практически не влияет на величину продольных токов, [2]) состоящей из трех однофазных кабелей на 10 кВ с изоляцией из сшитого полиэтилена проложенной в плоскости (рис. 3).

Рис. 3. Экспериментальный образец кабельной линии Образцы выполнены на основе кабеля стандартной конструкции (ПвП 1х70/16 - 10) на 10 кВ с изоляцией из сшитого полиэтилена с индивидуальным проволочным экраном по каждой жиле. Жила многопроволочная, медная, уплотненная по верхнему повиву сечением 70 мм2, медный проволочный экран сечением 16 мм2, в качестве оболочки была наложена в три слоя изоляционная лента ПВХ.

Для проведения испытаний было выбрано трехфазное подключение кабеля по схеме «звезда» в цепи источника переменного напряжения частотой 50 Гц.

Сила тока, протекающего по каждой из фаз кабельной линии, не регулировалась, а была установлена максимальной, регистрировалась токовыми клещами.

Металлический проволочный экран заземлен с двух концов.

Величина токов в проволочных экранах была измерена для двух экспериментальных образцов: стандартной конструкции и новой конструкции с МДЭ, результаты испытаний приведены в таблице 1,2.

Таблица 1. Результаты эксперимента стандартной конструкции Сила тока в кабеле Сила тока в металлическом проволочном экране Iфаза А=182 А Iэкр.А=1,6 А Iфаза Б=179 А Iэкр Б=0,8 А Iфаза С=179 А Iэкр С=2,1 А Таблица 2. Результаты эксперимента новой конструкции с МДЭ Сила тока в кабеле Сила тока в металлическом проволочном экране Iфаза А=182 А Iэкр.А=0,2 А Iфаза Б=179 А Iэкр Б=0,3 А Iфаза С=179 А Iэкр С=0,3 А Проведенные испытания доказали работоспособность конструкции силового кабеля с магнитодиэлектрическим экраном.

Экспериментально полученные токи, наводимые в проволочном экране, позволили по выражению 1 определить коэффициент потерь в экране Кэ, который является критерием оценки величины потерь в экранах:

I экр Rэкр (1) Кэ = I RТПЖ фаз Как видно из табл.1, 2 применение МДЭ, приводит снижению величины продольных токов на 80 % и уменьшению Кэ на 85 %.

На предложенную конструкцию кабеля подана заявка «патент на полезную модель».

Список литературы:

1. Дмитриев М.В. Заземление экранов однофазных силовых кабелей 6 – 500 кВ. СПб.:

«НИВА», 2008. - 104 с.

2. Ларина Э.Т. Силовые кабели и высоковольтные кабельные линии – М.:

Энергоатомиздат, 1996. - 532 с.

РЕЖИМЫ НЕЙТРАЛИ В РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЯХ ОТ 6 ДО 35 КВ ПРИ ПОДАВЛЕНИИ КОНДУКТИВНОЙ ЭЛЕКТРОМАГНИТНОЙ ПОМЕХИ О.И. Игонин, Ю.М, Демидас, К.С., Мочалин Научный руководитель: Ю.М.Денчик, канд. техн. наук.

ФГОУ ВПО «Новосибирская государственная академия водного транспорта», г. Новосибирск, Россия Nsawt_ese@mail.ru В электроэнергетике России распределительные сети напряжением от 6 до 35 кВ являются наиболее протяжёнными и их общая длина оценивается около трёх миллионов километров. При этом сети именно этого класса напряжения являются наиболее аварийными.

Работа подобных сетей может предусматриваться как с изолированной, так и с нейтралью заземлённой через дугогасящий реактор (ДГР) или резистор.

Общее количество электрических сетей (секций) напряжением от 6 до 35 кВ составляет 25260 единиц, из них более 2600 – электрические сети, в которых необходимо применять компенсацию ёмкостного тока. Следовательно, практически 90 % сетей среднего класса напряжения работают с изолированной нейтралью.

Нормальная работа сетей как рецепторов при этом режиме нейтрали в значительной мере обусловливается электромагнитной обстановкой (ЭМО).

При несинусоидальных и несимметричных напряжениях токи однофазного замыкания на землю (ОЗЗ) возрастают и могут превышать допустимые значения. Из-за этого появляются кондуктивные электромагнитные помехи (ЭМП) по току замыкания фазы на землю;

снижается надёжность работы сетей, обусловленная увеличением случаев ОЗЗ и переходом их в 2-х и 3-х фазные короткие замыкания (КЗ);

нарушается электромагнитная совместимость (ЭМС) технических средств. Соответствие уровней ЭМС для кондуктивных ЭМП требованиям ГОСТа 13109-97 необходимо: для обеспечения мероприятий по защите жизни и здоровья граждан, имущества физических и юридических лиц, государственного имущества и по охране окружающей среды;

для повышения технико-экономических показателей производств и качества выпускаемой ими продукции.

В сетях с компенсацией ёмкостного тока применяется более ступенчатых дугогасящих реакторов (75,5 % от общего числа ДГР) и плавнорегулируемых реакторов (24,5 %). Около 7 % от плавнорегулируемых реакторов составляют ДГР с подмагничиванием, которые только осваиваются эксплуатацией в автоматическом режиме работы. При этом одной из научно технических задач их внедрения является исследование переходных режимов при металлических и дуговых ОЗЗ [1–2].

В настоящее время проблема ЭМС в сетях среднего класса напряжений обострилась из-за усиления влияния искажающей нагрузки и значительного физического износа сетей. К 2015 г. сработка ресурса электрических сетей может достигнуть 75 %. Темпы нарастания изношенного электрооборудования составляют от 2 до 6 % в год от общего количества.

Исследования ведущих учёных охватывают различные аспекты обеспечения ЭМС технических средств. Однако, рассматриваемая проблема многогранна и одна из научно-технических задач – повышение эффективности режимов нейтрали в распределительных сетях от 6 до 35 кВ при подавлении кондуктивной ЭМП по току замыкания фазы на землю не решена.

Проведённый анализ содержания проблемы режимов нейтрали в распределительных сетях от 6 до 35 кВ при нарушениях уровней ЭМС для кондуктивных ЭМП позволил определить основные направления развития и совершенствования эксплуатации распределительных сетей среднего класса напряжения. При этом выявили, что общим и важным направлением является повышение эффективности режимов нейтрали при подавлении кондуктивной ЭМП по току замыкания фазы на землю [3].

Статистический анализ режимов в сетях от 6 до 35 кВ России показывает трудности, возникающие при компенсации ёмкостных токов замыкания фазы на землю и противоречия, которые наблюдаются при применении ДГР для гашения дуги однофазного замыкания на землю.

Рассмотрение сети от 6 до 35 кВ с изолированной нейтралью как рецептор, реагирующий на качество напряжения производим согласно схеме влияния режима нейтрали на кондуктивную ЭМП по току замыкания фазы на землю I з (рисунок 1).

Рис. 1. Схема влияния режима нейтрали в распределительной сети от 6 до 35 кВ на кондуктивную ЭМП по току замыкания фазы на землю Ток замыкания представляется функцией I з = f ( I c, U y, KU, KU ( n ), K 2U ), (1) где I c – ёмкостной ток замыкания на землю, рассчитанный при нормированных значениях показателей КЭ;

U y – установившееся отклонение напряжения, В;

KU –коэффициент искажения синусоидальности кривой фазного напряжения, %;

KU (n) – коэффициент п-й гармонической составляющей напряжения, %;

K 2U – коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности, %.

Подобный подход даёт обоснование задачи исследования в области компенсации ёмкостных токов замыкания на землю в сетях от 6 до 35 кВ, обусловленной внедрением ДГР с подмагничиванием и определяет главный аспект системного анализа применительно к задачам исследования как обеспечение условий оптимального функционирования распределительных сетей от 6 до 35 кВ на основе решений этих задач.

Список литературы:

1 Кондуктивная электромагнитная помеха по току замыкания на землю в сети от 6 до кВ с нейтралью, заземлённой через резистор/ Ю.М.Иванова [и др.] // Науч. пробл.

трансп. Сиб. и Дал. Вост. – 2009. – № 2. – С. 254–257.

2 Расчёт резисторных устройств энергетического назначения, изготовленных из резистивных композиционных материалов / И.Н.Дмитриев [и др.] // Науч. пробл.

трансп. Сиб. и Дал. Вост. – 2009. – № 2. – С. 207–210.

3 Управление кондуктивными электромагнитными помехамив сетях электроэнергетической системы/ Ю.М. Иванова [и др.]// Электроэнергия: от получения и распределения до эффективного использования: мат. Всеросс. науч.-техн. конф., Томск, 12-14 мая 2008 г. – Томск, 2008. - С. 30-32.

ИССЛЕДОВАНИЕ И АДАПТАЦИЯ ВМК РВ ЭЭС ДЛЯ МОДЕЛИРОВАНИЯ СРЕДСТВ РЕЛЕЙНОЙ ЗАЩИТЫ И ПРОТИВОАВАРИЙНОЙ АВТОМАТИКИ А.Ф.Прутик Научный руководитель: А.С. Гусев, профессор ЭНИН ТПУ Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия lex@tpu.ru Всережимный моделирующий комплекс реального времени электроэнергетических систем (ВМК РВ ЭЭС) [1] представляет собой параллельную, многопроцессорную, программно-техническую систему реального времени гибридного типа, объединяющую в себе адаптируемую совокупность специализированных гибридных процессоров всех элементов моделируемой схемы ЭЭС и информационно-управляющую систему. Моделирование функционирования средств релейной защиты и противоаварийной автоматики (РЗ и ПА) осуществляется в микроконтроллерах специализированных гибридных процессоров (СГП) линий, генераторов и трансформаторов. Необходимо заметить, что осуществление моделирования РЗ является дополнительной задачей для микроконтроллеров, в то время как их основной задачей согласно структуре каждого СГП является выполнение математических операций, в том числе решение дифференциальных уравнений, соответствующих линиям, генераторам, трансформаторам и другим моделируемым элементам ЭЭС. В связи с этим накладываются дополнительные ограничения на ресурсоемкость математических моделей и соответствующего программного кода РЗ.

Для примера, рассмотрим специализированный гибридный процессор линии ВМК РВ ЭЭС. Функциональная схема последнего и структурно специализированный гибридный процессор линии с точки зрения программирования РЗ изображены соответственно на рисунках (рис. 1) и (рис. 2).

Особенность программирования РЗ, связанная с аппаратной структурой СГП ВМК РВ ЭЭС, состоит в том, что задачи распараллеливаются на два процессора:

часть программы, реализующая обработку сигналов тока и напряжения согласно алгоритму РЗ осуществляется в П1;

другая часть, реализующая выдержки времени РЗ и логические выходные сигналы – в центральном процессоре (ЦП).

Отключение выключателя линии по команде ЦП осуществляет процессор коммутаций (ПК).

П1 представляет собой 32-битный RISC-микроконтроллер AT91SAM7X производства фирмы Atmel Corporation. В качестве среды используется среда программирования µVision фирмы Keil, в которой присутствуют наборы команд для работы с данными типами процессоров.

Рис. 1. Функциональная схема ВМК РВ ЭЭС Рис. 2. Структурная схема СГП i линии i с ракурса программирования РЗ и ПА: ЦП – центральный процессор;

П1– процессор обработки сигналов с аналогово-цифровых преобразователей СГП;

ПК1 – процессор коммутаций В таблице ниже (табл. 1) в качестве примера представлена реализация на языке Cи разработанной математической модели частотного полосового фильтра из токовых цепей релейной защиты блока ШДЭ 2801/2802. Программа представляет собой решение численным методом Эйлера полученной системы дифференциальных уравнений.

Таблица 1. Реализация работы частотного фильтра в микроконтроллерах СГП short SolveZonalFilter(TFilterParams* FilterParams, short AUin) FASTRUN { /*Задание коэффициентов системы уравнений, приведенных к одному базису*/ enum { P1 = 1585, P2 = 897, P3 = 902, P4 = 677, P5 = 1, Max = 0x3FFFFFFF, Min = 0xC };

int Uin;

/*В связи с частым обращением к структуре FilterParams вводятся промежуточные переменные*/ int Z1 = FilterParams-Z1;

int Z2 = FilterParams-Z2;

int Uout30b = FilterParams-Uout30b;

/*Приведение входного сигнала к одному типу*/ Uin = ShiftLeft(AUin, 15);

/*Решение системы дифференциальных уравнений методом Эйлера*/ Z1 += ShiftRight(Uout30b, 15) * P1;

if (Z1 Max) Z1 = Max;

if (Z1 Min) Z1 = Min;

Z2 += ShiftRight(Uout30b, 15) * P2 + ShiftRight(Uin, 15) * P3 + ShiftRight(Z1, 15) * P4;

if (Z2 Max) Z2 = Max;

if (Z2 Min) Z2 = Min;

Uout30b = -(Z2);

/*Формирование результата*/ FilterParams-Z1 = Z1;

FilterParams-Z2 = Z2;

FilterParams-Uout30b = Uout30b;

return -ShiftRight(Uout30b, 15);

} Представленный модуль адаптирован для реализации в микроконтроллерах СГП ВМК РВ ЭЭС и соответствует требованиям по ресурсоемкости и быстродействию. Время, затрачиваемое процессором для решения данной системы ДУ, составляет 3 микросекунды, что укладывается в требуемые рамки.

Список литературы:

1. Всережимный моделирующий комплекс реального времени ЭЭС. Техническое описание и инструкция по эксплуатации. Томский политехнический университет. 2008 г.



Pages:     | 1 || 3 | 4 |
 





 
© 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.