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 || 4 |

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

-- [ Страница 3 ] --

ИСПЫТАНИЯ КОМПЕНСИРОВАННОГО ТРАНСФОРМАТОРА Д. С. Великанов Научный руководитель: Ю. П. Попов, профессор СФУ ПИ Сибирский Федеральный Университет, Политехнический институт, г. Красноярск, Россия Invader90@yandex.ru В настоящее время стало очевидным, что планы развития энергетики в России переходят с экстенсивного пути на интенсивный. Иными словами, в последнее время резко повысились требования к экономичности и производительности оборудования, как у потребителя, так и непосредственно передающего электроэнергию. К одному из видов такого оборудования относится трансформатор и ниже предлагается один из вариантов снижения в нём потерь холостого хода.

Была построена опытная модель трансформатора, в котором между пластинами магнитопровода находится диэлектрик, а на сами пластины подано напряжение. Фотография опытного образца приведена ниже.

Рис. 1. Внешний вид опытного образца Для данного трансформатора было проведено двенадцать опытов, в каждом из которых участки компенсирования внутри трансформатора собирались различным способом. В каждом опыте у трансформатора замерялись ток холостого хода, напряжение холостого хода и мощность холостого хода.

Схемы соединения участков в каждом опыте можно увидеть ниже.

3 1 7 10 Риc. 2. Схема соединений компенсированных участков Таблица 1. Результаты опытов Номер Ток холостого хода, А Напряжение сети, В Потребляемая мощность, Вт опыта 1 0,90 10, 2 1,00 10, 3 0,99 10, 4 0,96 9, 5 0,97 10, 6 0,96 10, 7 1,00 10, 8 0,96 10, 9 1,00 10, 10 1,05 10, 11 1,00 10, 12 1,05 10, Очевидно, что наиболее экономичным результатом включения трансформатора является вариант под номером 4. При этом экономия потребляемой мощности составляет около пяти процентов, что учитывая современные цены на электроэнергию и длительный срок службы трансформаторов, составляет весьма значительную величину.

Переоборудование обычного тягового трансформатора с магнитопроводом Ш-образного типа представляется весьма сомнительным и затратным мероприятием в связи с тем, что при изготовлении компенсированного трансформатора удобнее всего применять сборку магнитопровода в виде наматывания его “калачиком”. Однако тяговые трансформаторы, которые применяются на железной дороге внутри подвижного состава или однофазные трансформаторы неброневого типа, соединённые в группы, позволяют произвести такое переоборудование и сэкономить большие средства.

Следует так же учесть и тот факт, что питание пластин магнитопровода может осуществляться необязательно сетевым напряжением, но и пониженным.

С помощью устройства, обеспечивающего включение и отключение питания пластин, изменения схемы их соединения, регулируя напряжение на пластинах, можно добиваться оптимальных режимов работы трансформатора в зависимости от режима в сети или загрузки самого трансформатора.

ВСЕРЕЖИМНОЕ МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ИЗБИРАТЕЛЬНОГО ОРГАНА АВТОМАТИЧЕСКОГО ПОВТОРНОГО ВКЛЮЧЕНИЯ М.В. Андреев Научный руководитель: А.С. Гусев, профессор ЭНИН ТПУ Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия andreevmv@tpu.ru В связи с развитием и усложнением электроэнергетических систем (ЭЭС) актуальной становится проблема адекватного всережимного моделирования ЭЭС, в том числе средств релейной защиты и противоаварийной автоматики (РЗ и ПА), процессы в которых тесно взаимосвязаны, особенно в аварийных и послеаварийных режимах работы. От уровня решения данной проблемы зависит надежность и эффективность проектирования, исследования и эксплуатации РЗ и ПА и ЭЭС в целом.  В данной работе представлены результаты разработки и исследования модели избирательного органа (ИО) на реле минимального напряжения [1]однофазного автоматического повторного включения (ОАПВ) [2].

Анализ ИО ОАПВ выполнен согласно принципиальной схеме (рис.1).

Рис.1. Схема включения избирательного органа ОАПВ Выбор поврежденной фазы осуществляется с помощью реле напряжения, подключенных к трансформаторам напряжения. При КЗ на линии напряжение поврежденной фазы понижается.

Рис. 2. Схема замещения избирателя фаз ОАПВ (для одной фазы) Так как все три реле работают независимо, то наиболее оптимальным вариантом является моделирование отдельно каждого комплекта:

измерительного трансформатора напряжения и реле напряжения для каждой фазы.

Математическое описание схемы ИО ОАПВ:

Составление математического описания осуществляется с помощью метода направленных графов, а именно формулы Мэзона [3].

Y1_TV := Z1_TV Y2_TV := Z2_TV Ynam_TV := Znam_TV Ynag_TV := Znag_TV Рис. 3. Граф избирателя фаз (для одной фазы) Передаточная функция комплекта каждой фазы:

:= Y1_TV + Ynam_TV + Y2_TV Ye Ye2 := Y2_TV + Ynag_TV Y1_TV Y2_TV Ye1 Ye W_oapv := Y2_TV Y2_TV 1 Ye Ye Исследование полученной модели ИО ОАПВ в MatLAB:

Исходный код логики работы реле напряжения фазы А избирателя фаз ОАПВ:

double const dt = 0.0001;

/* постоянная времени */ double U_ustavki = 57;

/* уровень напряжения;

если опустится ниже срабатывание */ double t_per = 0.02;

/* время периода */ /* поиск поврежденной фазы */ if (U_vh_A[0] U_ustavki) { /* если повреждена фаза А */ /* имитируем работу механического реле напряжения */ t[0] += dt;

/* отсчитываем таймер */ if (t[0] t_per) { /* если таймер превысил время периода */ U_vih_A[0] = 1;

/* устанавливаем на выходе 1 */ } else { /* если таймер НЕ превысил время периода */ if (t[0] t_per){ U_vih_A[0] = 0;

/* поддерживаем на выходе нулевой уровень */ } } } else { /* если повреждений нет */ t[0] = 0;

/* обнуляем таймер 0 */ U_vih_A[0] = 0;

/* устанавливаем на 0 */ } Для других фаз коды будут аналогичны.

Фаза А Фаза В Фаза С Рис. 4. Осциллограммы фазных напряжений на выходе измерительных трансформаторов напряжения.

На рис. 4 приведены полученные в MatLAB осциллограммы. На рис. смоделирована работа избирателя фаз, при повреждении фазы А.

Фаза А Фаза В Фаза С Рис. 5. Работа избирателя фаз     Исходя из полученных результатов предварительной проверки в MatLAB, синтезированная модель избирательного органа ОАПВ работает адекватно.

Работа выполнена при поддержке ФЦП «Научные и научно педагогические кадры инновационной России» на 2009-2013 годы.

Список литературы:

1. В.С. Алексеев, Г.П. Варганов, Б.И. Панфилов, Р.З. Розенблюм. Реле защиты. М., «Энергия», 1976. – 464 с.: ил.

2. Барзам А.Б. Системная автоматика. – 4-е изд., перераб. И доп. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 446 с.: ил.

3. Дж. Абрахамс, Дж. Каверли. Анализ электрических цепей методом графов. М., «Мир», РАЗРАБОТКА И ПРОЕКТИРОВАНИЕ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ КАБЕЛЬНОЙ СИСТЕМЫ ПО ТЕХНОЛОГИИ SMART GRID.

С.Е. Параев Научный руководитель: А.П. Леонов, к.т.н., доцент ЭНИН ТПУ Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия serpa@sibmail.com Общепринятого определения интеллектуальных энергосистем (SMART Grid) в настоящее время в мире не существует. Английская аббревиатура SMART расшифровывается как Self Monitoring Analysis and Reporting Technology ("Технология Самодиагностики, Анализа и Отчета"), т.е.

технология, которая предусматривает самомониторинг и возможность передачи результатов мониторинга. В России SMART Grid называют «умными», «интеллектуальными» или «активноадаптивными» сетями.

С какой бы стороны мы не подходили к вопросу актуальности интеллектуальных сетей для России, ответ, безусловно, один: внедрение Smart Grids – это, по сути, основное условие устойчивого развития наиболее энергоемких объектов и регионов России в будущем. Если брать в рассмотрение критическое повышение нагрузок на сети, изнашивание систем, увеличение количества объектов, требующих повышенной надежности электроснабжения, то существует два основных сценария развития энергосистем.

Первый предполагает повышение надежности за счет дублирования основных компонентов сети для минимизации ущерба при аварийных событиях. При этом, пропускная способность, ресурс основных элементов при номинальных режимах будут использованы минимально, что ведет к относительному удорожанию сетевой инфраструктуры;

Второй предусматривает "интеллектуализацию" систем, сочетание комплексных инструментов управления, контроля, мониторинга и коммуникации, призванное обеспечить значительно более высокую производительность и надежность сети, повышение качества энергии.

Модернизация существующих электрических сетей в России до уровня сети SMART Grid основана на следующих положениях:

• Системная модернизация отрасли затрагивает все ее составляющие:

генерацию электроэнергии, передачу и распределение (в том числе в коммунальной сфере), сбыт и диспетчеризацию.

• Энергетическая система развивается как «интернет - подобная»

инфраструктура для поддержки энергетических, информационных, экономических и финансовых взаимоотношений между всеми субъектами энергетического рынка и другими заинтересованными сторонами.

• Электрическая сеть (все ее сегменты) рассматривается как основной объект формирования нового технологического базиса, дающего возможность существенного улучшения прежних и создания новых функциональных свойств энергосистемы, обеспечивающих в наибольшей степени достижение ключевых целей, определенных в результате совместного выбора всеми заинтересованными сторонами.

• Процесс формирования концепции охватывает весь комплекс работ – от предварительных исследований до широкого внедрения инноваций – и ведется на научном, нормативно-правовом, технологическом, техническом, организационном, управленческом и информационном уровнях.

• Реализация концепции носит инновационный характер и дает толчок к переходу на новый технологический уклад в электроэнергетике и в экономике в целом.

Для перехода на новый уровень электрических сетей в России необходим прорывной характер изменений в пяти группах основных технологических областях:

• измерительные приборы и устройства – в первую очередь smart-счетчики и smart-датчики;

• усовершенствованные системы управления, содержащие распределенные интеллектуальные устройства и аналитические инструменты для поддержки коммуникаций на уровне объектов энергосистемы, работающие в режиме реального времени;

операционные приложения нового поколения, позволяющие использовать новые алгоритмы и методики управления сетью, в том числе ее активными элементами.

• усовершенствованные технологии и компоненты электрической сети, в частности гибкие системы передачи переменного тока, сверхпроводящие кабели, элементы полупроводниковой и силовой электроники и пр.;

• интегрированные интерфейсы и системы поддержки принятия решений, такие как система управления спросом, распределенная система мониторинга и контроля (DMCS), распределенная система текущего контроля процессов генерации (DGMS),автоматическая система измерения протекающих процессов (AMOS) и т. д.;

новые ИТ – решения по проектированию и планированию работы элементов энергосистемы;

• интегрированные коммуникации, обеспечивающие взаимосвязь первых четырех технологических групп и гарантирующие инновационный уровень функционирования сети;

в этом ряду: автоматизированные подстанции на базе современных интегрированных программно-аппаратных комплексов АСУ ТП. Интегрированные системы измерений и учета потребления электроэнергии;

телекоммуникационные системы на базе разнообразных линий связи — спутниковых, ВОЛС, ВЧ - связи по линиям электропередачи (BPL);

системы мониторинга переходных режимов WAMS (Wide Area Measurement System);

распределенные системы защиты и противоаварийной автоматики WAPS (Wide Area Protection System).

Проведенный анализ показал, что для внедрения концепции Smart Grid в нашей стране имеются достаточные предпосылки. Основываясь на приведенных в публикациях ведущих российских ученых выводах, следует полагать, что и уровень отечественных наработок в сфере нового технологического базиса также достаточен.

Вместе с тем для реализации в России концепции Smart Grid существуют объективные сдерживающие факторы: степень развития информационных технологий, силовой электроники, альтернативных источников электроэнергии и т. д. Определяющее влияние на внедрение концепции Smart Grid в нашей стране будет оказывать и технологический разрыв между состоянием отечественной и зарубежной энергосистем.

Список литературы:

1. Кобец Б. Б., Волкова И. О. Smart Grid в электроэнергетике // Энергетическая политика.

2009. № 6.

2. Дорофеев В. В., Макаров А. А. Активно-адаптивная сеть — новое качество ЕЭС России // Энергоэксперт. 2009. № 4.

3. Воропай Н. И. Задачи повышения эффективного оперативного и противоаварийного управления электроэнергетическими системами // Энергоэксперт.

1. 2009. № 4.

4. Шакарян Ю. Г., Новиков Н. Л. Технологическая платформа Smart Grid (основные средства) // Энергоэксперт. 2009. № 4.

МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ РЕГУЛИРОВАНИЯ ЧАСТОТЫ И АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ Е.Т. Танирбергенов Научный руководитель: Р.А. Вайнштейн, доцент ЭНИН ТПУ Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия erzhanvko_88@mail.ru Частота электрического тока является одним из главных показателей качества электрической энергии и важнейшим параметром режима энергосистемы. Значение частоты показывает текущее состояние баланса генерируемой и потребляемой активной мощности в энергосистеме. Таким образом, регулирование режима энергосистемы по частоте заключается в постоянном поддержании планового баланса мощности путем ручного или автоматического (а чаще и того, и другого одновременно) изменения нагрузки генераторов электростанций таким образом, чтобы частота все время оставалась близкой к номинальной.

Известно, что номинальный режим работы всех вращающихся механизмов является наиболее эффективным с точки зрения их экономичности, надежности и долговечности. Отклонение от номинальных оборотов вращения приводит к нежелательным эффектам в работе оборудования электростанций и потребителей (возникновение повышенных вибраций, износа и т.д.), снижению их экономичности и надежности. Поддержание частоты на уровне близком к номинальному обеспечивает максимальную экономичность работы энергетического оборудования и максимальный запас надежности работы энергосистем.

Согласно [1], частота должна находиться в пределах 50±0,2 Гц не менее 95 % времени суток, не выходя за предельно допустимые 50±0,4 Гц.

На установление более жестких требований к поддержанию частоты повлияла концепция совместной работы энергосистем стран СНГ и Балтии (ЕЭС/ОЭС) с энергосистемами стран, входящих в Союз по Координации Передачи Электроэнергии (UCTE) в Европе [2]. Данное объединение рассматривается как способ повышения надежности функционирования энергосистем, оказания взаимопомощи в аварийных ситуациях, оптимизации распределения резервов, улучшения использования генерирующих мощностей и первичных энергоресурсов. Для ЕЭС России, характеризующейся протяженными межсистемными связями, более жесткие нормативы по поддержанию частоты и, соответственно, баланса мощности, позволяют максимально использовать пропускную способность этих связей.

Сегодня система автоматического регулирования частоты и активной мощности (АРЧМ) ЕЭС России выполняет задачи обеспечения стабильного уровня частоты согласно [1] и [3] в пределах 50±0,2 Гц – это допустимый уровень частоты, и 50±0,05 Гц – это нормальный уровень частоты.

Для моделирования процессов регулирования частоты и активной мощности необходимо учитывать поведение всех элементов и их систем управления, входящих в состав энергосистемы. Основой исследования переходных процессов по частоте и активной мощности, как в задачах управления нормальными режимами, так и в аварийных режимах является уравнение движения ротора агрегата турбина-генератор:

d = PT PЭ, (1) Tj dt где T j - механическая постоянная времени вращающихся масс агрегата, с;

- угловая частота вращения вала агрегата, о.е.;

PT - активная мощность турбины, определяемая расходом энергоносителя;

у паровых турбин – расходом пара, у гидравлических – воды, о.е.;

PЭ - электромагнитная мощность генератора, определяемая в основном нагрузкой и потерями в сети, о.е.

На характер переходных процессов, а также на значение частоты в установившихся режимах решающее влияние оказывает вид зависимостей мощности турбины и электромагнитной мощности генераторов от параметров режима, в частности от частоты. Правильное воспроизведение процессов при изменении мощности турбины и мощности, потребляемой нагрузкой, позволит точно моделировать процессы изменения частоты в энергосистеме.

Динамика изменения мощности паровых турбин определяется характеристиками автоматического регулятора частоты вращения (АРЧВ), предназначенного для регулирования скорости вращения турбины при отклонении частоты, а так же процессами, происходящими в технологическом оборудовании тепловой части, в частности в котле. При изменении задания по мощности паровой турбины или при изменении частоты, при котором работает регулятор частоты вращения, происходит изменение открытия регулирующих клапанов и соответствующее изменение расхода пара. При этом необходимо учитывать, что постоянные времени элементов, определяющих работу регулятора турбины, значительно меньше, чем постоянная времени изменения производительности котлоагрегата.

Особенность переходного процесса при изменении мощности гидротурбины вызывается явлением гидравлического удара. Из-за этого мощность турбины можно изменять медленно. Данное обстоятельство так же необходимо учитывать при моделировании.

Если рассматривать мощность, потребляемую нагрузкой, то ее значение не остается постоянным, она изменяется при изменении режимных параметров таких как, частота и напряжение электрического тока. При понижении частоты потребление активной мощности уменьшается в соответствие со статическими характеристиками, вид которых приведен в [4], что оказывает положительный эффект на регулирование частоты при возникновении дефицитов активной мощности в энергосистеме.

Для анализа длительных (в течение нескольких минут) электромеханических переходных процессов при изменении частоты можно использовать модель концентрированной тепловой электростанции конденсационного типа, которая приведена в [5]. Данная модель, реализованная в программе Matlab-Simulink (рис. 1), предназначена для воспроизведения режимов работы агрегатов, которые влияют на качество регулирования частоты в энергосистеме, при возникновении небалансов мощности вследствие отключения и включения нагрузки и/или генераторов. Также данная модель позволяет реализовать режим работы агрегата, оснащенного системой регулирования нагрузки котла (так называемый главный регулятор котла (ГР)), которая предназначена для поддержания давления пара перед турбиной.

Рис. 1. Структурная схема модели тепловой электростанции(агрегата) конденсационного типа, реализованная в программе Matlab Разработанная модель как качественно, так и количественно удовлетворительно отражает динамику изменения мощности турбин тепловых электростанций при возмущении в энергосистеме (рис. 2), а так же позволяет сделать вывод, что для повышения эффективности регулирования частоты необходимо оснащать агрегаты тепловых станций главными регуляторами котла для поддержки турбины паропроизводительностью со стороны котельного агрегата. Согласно [6], чтобы повысить эффективность первичного регулирования частоты необходимо не допускать такие режимы работы станций, как работа при постоянстве расхода топлива, работа энергоблока в режиме регулирования давления пара перед турбиной, когда введен в работу регулятор «до себя» (РДС), а так же работу энергоблока на скользящих параметрах пара при полностью открытых клапанах.

f, Гц t, c а) РТ, % t, c б) Рис. 2. Зависимости изменения частоты (а) и мощности (б) во времени при возникновении дефицита мощности в 20% (исходная нагрузка энергоблока (станции) 80%, резерв мощности 20%): 1 – без учета котла (с учетом только действия АРЧВ при постоянстве давления пара перед турбиной);

2 – в отсутствие регулирования котла при измени загрузки агрегата или при регулировании на постоянство расхода топлива, агрегат с прямоточным котлом;

3 – то же, агрегат с барабанным котлом;

4 – агрегат с прямоточным котлом и РДС;

5 – агрегат, работающий на скользящих параметрах при всех полностью открытых регулирующих клапанах турбины;

6 – то же при части (60%) полностью открытых регулирующих клапанах турбины;

7 – агрегат с прямоточным котлом и главным регулятором котла (ГР) Проводимые на модели (рис. 1) опыты позволили сделать вывод, что при малых отклонениях частоты, возникающих при небольших небалансах мощности (около 1%), для исследования процессов регулирования частоты и активной мощности в энергосистемах можно применять модель паровой турбины, которая учитывает, что давление пара перед турбиной постоянно, вследствие незначительной задержки в паропроизводительности со стороны котлоагрегата (рис. 3).

f, Гц t, c а) PТ, % t, c б) Рис. 3. Зависимости изменения частоты (а) и мощности (б) во времени при возникновении дефицита (исходная нагрузка энергоблока (станции) 80%, резерв мощности 20%, небаланс 1%): 1 – без учета котла (с учетом только действия АРЧВ при постоянстве давления пара перед турбиной);

2 – агрегат с прямоточным котлом и главным регулятором котла Список литературы:

1. ГОСТ 13109-97 Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения.

2. Обзор основных работ и результатов Проекта «Технико-экономическое обоснование: Синхронное объединение ЕЭС/ОЭС с UCTE», ноябрь 2008 г.

(Неофициальный перевод с английского языка) [Электронный ресурс]. – Режим доступа: http://www.so-ups.ru/fileadmin/ files/company/international/ucte ees/Obzor_osnovnykh_rabot_i_rezultatov_Proekta.pdf 3. Стандарт ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» СТО 17330282.29.240.002-2007. «Оперативно диспетчерское управление в электроэнергетике. Регулирование частоты и перетоков активной мощности в ЕЭС и изолированно работающих энергосистемах России. Требования к организации и осуществлению процесса, техническим средствам» /Утв. РАО «ЕЭС России» от 30.06.2008 г.

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

5. Рабинович Р. С. Автоматическая частотная разгрузка энергосистем. – М.:

Энергоатомиздат, 1989. – 352 с.

6. Директивные материалы ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» «Технические требования к генерирующему оборудованию участников оптового рынка» (действуют с 01.09.2010 г.).

РАЗРАБОТКА СОЕДИНИТЕЛЬНОЙ ОГНЕСТОЙКОЙ КАБЕЛЬНОЙ МУФТЫ ДЛЯ КАБЕЛЕЙ С ИЗОЛЯЦИЕЙ ИЗ СШИТОГО ПОЛИЭТИЛЕНА К.С. Ерёменко Научный руководитель: С.Н. Шуликин, ст. преподаватель ЭНИН ТПУ Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия hupy@tpu.ru В настоящее время в связи с большим количеством вновь вводимых в эксплуатацию энергонасыщенных объектов и все возрастающей протяженностью прокладываемых в этих объектах кабельных трасс, особую остроту приобрела проблема пожарной безопасности кабельных коммуникаций. Многочисленные пожары в кабельных трассах объектов самого разного назначения, в том числе и особо ответственных (по данным ФГУ ВНИИ противопожарной обороны МЧС РФ, наиболее пожароопасными среди электротехнических изделий являются кабельные изделия, число пожаров по вине которых составляет в России пожаров в год порядка 61,9 % от общего числа пожаров, произошедших от электротехнических изделий [1]), показали, что эту проблему невозможно решить только за счет применения традиционных систем автоматического пожаротушения и конструктивных противопожарных мер, таких как установка огнестойких перегородок, применение тонкослойных не распространяющих горение покрытий и др.

Поэтому в странах Евросоюза, США, Японии и других промышленно развитых странах пожарная безопасность протяженных кабельных трасс в первую очередь решается, и при том достаточно успешно, за счет создания и самого широкого применения новых конструкций огнестойких пожаробезопасных кабельных изделий, способных успешно функционировать не менее 90 минут в условиях распространения огня в кабельных коммуникациях.

Надежность кабельной сети в целом зависит от надежности всех её составляющих, в том числе и соединительных муфт. Поэтому вопросы разработки новых огнестойких кабельных муфт на основе современных материалов обусловлено являются очень актуальными.

Огнестойкость – это параметр, характеризующий работоспособность кабельного изделия, т.е. способность кабельного изделия продолжать выполнять заданные функции при воздействии и после воздействия источником пламени в течение заданного периода времени [2].

Обязательным элементом конструкции силовых кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена (СПЭ) является проволочный экран, который в кабельной линии заземляется, поэтому в первую очередь для огнестойкой муфты необходимо исключить возникновение короткого замыкания между экраном и ТПЖ.

Исходя из данного условия, разработана новая конструкция муфты, отличительной особенностью которой является использование двух композиционных огненных барьера (базальтовое волокно, пропитанное огнестойким нанокомпозитным силиконовым герметиком), препятствующих проникновению огня в кабель и короткому замыканию между проволочным экраном и ТПЖ (рис. 1).

Рис. 1. Конструкция опытного образца новой муфты. 1-токопроводящая жила;

2-изоляция из СПЭ;

3-огненный барьер;

4-эркан;

5-огненный барьер;

6-оболочка.

Для подтверждения работоспособности разработанной соединительной муфты проведен комплексный анализ: рассмотрены вопросы поведения муфты при пожаре и номинальном (стационарном) режиме работе кабельной линии (распределение тепловых полей с помощью среды ELCUT (рис. 2, рис. 3) и величина передаваемой мощности).

Темпера T (К) 363. 359. 355. 352. 348. 345. 341. 337. 334. 330. 327. а) б) Рис. 2. Распределение тепла в муфте при стационарном режиме. а) тепловая диаграмма (стрелками указано направление градиента температуры, источник тепла ТПЖ );

б) график распределения температуры по толщине муфты.

Темпера T (К) 1071. 1000. 929. 858. 787. 717. 646. 575. 504. 433. 0,00 2,00 4,00 6,00 8,00 10,00 12,00 14,00 16,00 18, 363. а) б) Рис. 3. Распределение тепла в муфте при пожаре. а) тепловая диаграмма (стрелками указано направление градиента температуры, источник тепла внешнее плямя);

б) график распределения температуры по толщине муфты.

Испытания на огнестойкость опытного образца проводились в лаборатории ООО «НИНИЦ» г. Томск. Целью испытаний было определение соответствию ГОСТ Р 53315-2009 п. 5.8. (Значение показателей огнестойкости кабельных изделий ). Методика проведение испытаний в соответствие с ГОСТ Р МЭК 60331-21-2003.

Анализ полученных результатов позволяет сделать следующие заключения:

1) Моделирование распределения тепла в муфте при нормальном режиме работы (рис. 2) позволяет утверждать, что новые конструктивные элементы (композиционные огненные барьеры) не препятствуют отводу тепла из муфты, т.к. температура на поверхности муфты незначительно (5-7 оС) отличается от температуры поверхности кабеля.

2) Установлено, что во время нормального режима эксплуатации огненный барьер не деформируется и не изменяет свои геометрические параметры, т.к.

температура барьера (первый барьер 85 оС, второй – 70 оС) не достаточная для вспучивания герметика, образования твердого слоя (350 оС) (рис. 2).

3) При пожаре происходит перераспределение температуры по объему муфты, температура уменьшается в направлении от поверхности к ТПЖ.

Огненные барьеры препятствуют проникновению тепла внутрь (рис. 3), что обеспечивает защиту внутренних частей от воспламенения (температура на изоляции кабеля 120-160 оС), т.к. при данных температурах не наблюдается интенсивных термоокислительных процессов в изоляции. Так же можно утверждать, что барьеры в отверженном состоянии ограничивают доступ кислорода в муфту, что исключает термоокислительные процессы и, следовательно, препятствует горению.

4) Разработанная конструкция позволяет передавать мощность для кабелей с изоляцией из сшитого полиэтилена с сечением ТПЖ 70 мм2 на напряжение до 10 кВ, т.к. расчетная величина максимального допустимого тока, передаваемого по линии (Iмах_доп = 415 А), незначительно отличается (15%) от тока кабеля данной кабельной линии (например Iмах_доп = 360 А для кабеля ПвП 1х70/16 – кВ). Данное расхождение обусловлено тем, что термоусаживаемые муфта, являясь универсальными для диапазона сечений (70/120), комплектуются болтовыми соединителями больших геометрических размеров. Данный факт приводит к завышению сечения по отношению к сечению ТПЖ (уменьшение сопротивления) и улучшению отвода тепла из-за увеличения объема металла.

5) Исходя из результатов испытаний, разработанная огнестойкая муфта способна выполнять свои функции при пожаре в течение 40 минут, что соответствует классу пожарной опасности - ПО 7.

Минимальный класс пожарной опасности (огнестойкости) ПО 1 (более мин) не достигнут. Это объясняется тем, что при горении внешний огненный барьер препятствовал проникновению пламени внутрь конструкции, образовав твердый слой, вулканитовую корку. В результате градиента температур в объеме муфты, температура на внутреннем огненном барьере была недостаточная для вспучивания (составляет ~ 250-300 оС, рис. 3), и т.к. в не отвердевшем состоянии герметик обладает п/п свойствами и сопротивление изоляции резко уменьшается с ростом температуры возник проводящий канал между ТПЖ и медным проволочным экраном.

Категория пожарной опасности ПО 7 (40 минут) подтверждает, что конструкция новой огнестойкой муфты выбрана верно, но материалы для огненных барьеров необходимо частично заменить.

Для предотвращения короткого замыкания между экраном и токопроводящей жилой необходимо применять для внутреннего огненного барьера материалы с меньшей электропроводностью и воздушными включениями, например стеклослюдинитовую ленту. Так же предлагается изготовить специальный герметик для огнестойких кабельных муфт.

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

Список литературы:

1. Смелков Г.И., Рябиков А.И., Пельтцер В.Б. Проблемы обеспечения пожарной безопасности кабельных потоков в городских коммуникационных коллекторах // Кабели и провода. – 2007. – № 4(305). – с. 20-25.

2. ГОСТ Р 53315- О НЕОБХОДИМОСТИ ПОВЫШЕНИЯ ЗАГРУЗКИ МАЛОЗАГРУЖЕННЫХ СИЛОВЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ Р.В. Беляевский Научный руководитель: В.М. Ефременко, к.т.н., с.н.с., зав. каф. ЭГПП КузГТУ Кузбасский государственный технический университет, г. Кемерово, Россия belaevsky@mail.ru В современных условиях дефицита энергетических ресурсов важную роль на промышленных предприятиях приобретают проблемы энергосбережения. По оценкам Энергетической стратегии России на период до 2030 года [1] потенциал организационного и технологического энергосбережения в промышленности является на сегодняшний день одним из самых высоких и составляет 13–15 % от общего объема электропотребления. Это в значительной степени обусловлено произошедшим в России в последние десятилетия спадом объемов промышленного производства, который привел к тому, что на большинстве промышленных предприятий сложилась ситуация, когда системы электроснабжения эксплуатируются не в номинальном режиме. В результате одной из основных проблем, вставших перед промышленными предприятиями, оказалась проблема низкого уровня загрузки электрооборудования.

Снижение уровня загрузки электрооборудования приводит к увеличению потерь электроэнергии в промышленных электрических сетях и, как следствие, к дополнительному, не вызванному потребностями производства расходу электроэнергии. В данных условиях на промышленных предприятиях значительно возросла доля потерь электроэнергии, обусловленная малой загрузкой силовых трансформаторов. При малых загрузках потери электроэнергии в трансформаторах могут быть весьма существенными, т. к.

при снижении загрузки трансформаторов происходит относительное увеличение потребляемой ими реактивной мощности намагничивания, расходуемой на создание магнитного потока холостого хода. В свою очередь повышенное потребление реактивной мощности приводит не только к росту потерь электроэнергии, но и к снижению ее качества, уменьшению пропускной способности электрических сетей и др.

Для оценки влияния загрузки силовых трансформаторов на потребление реактивной мощности и потери электроэнергии были определены значения коэффициента реактивной мощности tg для различных типов силовых трансформаторов при изменении их коэффициента загрузки от 0 до 1 [2].

Рассматривались трансформаторы номинальной мощностью от 25 до 2500 кВА, получившие широкое распространение для питания электроприемников в цеховых электрических сетях промышленных предприятий. По результатам расчетов для указанных трансформаторов были построены графики зависимости tg = f(). В ходе дальнейшего анализа было установлено, что характер изменения коэффициента реактивной мощности трансформаторов при изменении их коэффициента загрузки от 0 до 1 оказался примерно одинаковым для отдельных групп силовых трансформаторов в определенных диапазонах их номинальных мощностей. Это позволило аппроксимировать графики зависимости tg = f() для данных групп силовых трансформаторов с использованием степенной аппроксимирующей функции (рис. 1).

Рис. 1. Графики зависимости tg = f() для трансформаторов типа ТМ: 1 – 25–100 кВА;

2 – 160–630 кВА;

3 – 1000–2500 кВА Анализ полученных зависимостей (рис. 1) показал, что загрузка силовых трансформаторов оказывает существенное влияние на относительную величину потребляемой ими реактивной мощности: при снижении коэффициента загрузки трансформаторов значение tg увеличивается. При этом в диапазоне загрузок от 30 до 100 % номинальной мощности коэффициент реактивной мощности трансформаторов изменяется незначительно. При снижении же загрузки менее 30 % номинальной мощности значение tg и относительное потребление реактивной мощности силовыми трансформаторами существенно увеличиваются. При этом также возрастают потери электроэнергии в электрических сетях за счет увеличения перетоков реактивной мощности.

Для практической оценки влияния загрузки силовых трансформаторов на потребление реактивной мощности и потери электроэнергии в электрических сетях был произведен анализ коэффициента загрузки трансформаторов на одном из промышленных предприятий г. Кемерово за период с 2007 по 2011 гг.

[3]. В балансовой принадлежности предприятия находится 22 трансформатора, общая установленная мощность которых составляет 14800 кВА. В ходе расчетов были определены потери холостого хода, нагрузочные потери и суммарные потери мощности и электроэнергии в трансформаторах в абсолютном выражении и в процентах от отпуска электроэнергии в сеть предприятия за период 2007–2011 гг., а также мощность нагрузки и коэффициент загрузки трансформаторов за рассматриваемый период. По результатам расчетов была построена гистограмма распределения коэффициента загрузки силовых трансформаторов на предприятии (рис. 2).

Из гистограммы следует, что более 80 % трансформаторов на предприятии работает с коэффициентом загрузки не превышающим 0,2, а средний коэффициент загрузки трансформаторов составляет всего 0,15.

Рис. 2. Гистограмма распределения коэффициента загрузки силовых трансформаторов Дальнейшие расчеты показали, что потери электроэнергии в силовых трансформаторах составляют в среднем 5,05 % от отпуска электроэнергии в сеть предприятия. При этом в среднем 86,3 % от суммарных потерь электроэнергии в силовых трансформаторах приходится на потери холостого хода, которые связаны с потреблением трансформаторами реактивной мощности намагничивания. Это наглядно иллюстрирует гистограмма распределения потерь холостого хода в процентах от суммарных потерь электроэнергии в силовых трансформаторах Wхх/Wтр (рис. 3).

Рис. 3. Гистограмма распределения потерь холостого хода в процентах от суммарных потерь электроэнергии в силовых трансформаторах Таким образом, важной практической задачей в настоящее время является выявление в промышленных электрических сетях малозагруженных силовых трансформаторов с последующим проведением организационно-технических мероприятий по рационализации их работы. Выявление малозагруженных силовых трансформаторов должно осуществляться в ходе энергетических обследований промышленных предприятий, проведение которых предусмотрено Федеральным законом № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности…» [4]. К числу мероприятий, направленных на рационализацию работы силовых трансформаторов, следует отнести замену трансформаторов, систематически загруженных менее 30–40 % номинальной мощности, и их перегруппировку, перевод нагрузки трансформаторов, временно загруженных менее 30–40 % номинальной мощности, на другие трансформаторы, а также отключение трансформаторов на время работы на холостом ходу. Данные мероприятия должны быть направлены на естественное уменьшение реактивной мощности, потребляемой силовыми трансформаторами, снижение потерь электроэнергии в электрических сетях и должны способствовать реализации потенциала энергосбережения на промышленных предприятиях.

Список литературы:

1. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года [Текст]: утв. Правительством Рос. Федерации 13.09.2009.

2. Ефременко В.М., Беляевский Р.В. Анализ влияния нагрузки силовых трансформаторов на потребление реактивной мощности // Вестн. Кузбасского гос. тех. унив., 2009. – № 6.

– С. 46–48.

3. Ефременко В.М., Беляевский Р.В. Анализ коэффициента загрузки силовых трансформаторов в электрической сети промышленного предприятия // Вестн.

Кузбасского гос. тех. унив., 2010. – № 6. – С. 69–71.

4. Российская Федерация. Законы. Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации [Текст]: федер. закон: [принят Гос. Думой 11 ноября 2009 г.: одобр. Советом Федерации 18 ноября 2009 г.]. – (Актуальный закон).

МАТЕМАТИЧЕСКОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ РАЗРЕШАЮЩЕГО РЕЛЕ ОРГАНА НАПРАВЛЕНИЯ МОЩНОСТИ ТОКОВОЙ ЗАЩИТЫ НУЛЕВОЙ ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОСТИ ШДЭ И.С. Гордиенко Научный руководитель: А.С. Гусев, профессор ЭНИН ТПУ Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия ivangs878er@tpu.ru Одним из значимых показателей надежности и эффективности функционирования электроэнергетических систем является уровень аварийности. Согласно обобщенной статистике [1] значительная часть тяжелых аварий в электроэнергетических системах (ЭЭС) России происходит из-за неправильных действий релейной защиты (РЗ) и противоаварийной автоматики (ПА). К причинам неправильных действий РЗ и ПА относятся: 1) неточность определения исходных режимных величин, используемых для расчета уставок;

2) не достаточно достоверный учет погрешностей аппаратной части;

3) ограниченные функциональные возможности средств РЗ и ПА.

В настоящее время весьма актуален вопрос повышения надежности и эффективности функционирования электроэнергетических систем. Достижение успехов в этой области напрямую зависит от минимизации вышеперечисленных причин.

Первая причина минимизируется применением современных моделирующих комплексов ЭЭС к которым относятся: Всережимный моделирующий комплекс реального времени электроэнергетических систем [2] и Real time digital simulator [3]. Вторая причина должна быть устранена путем качественного моделирования аппаратной части применяемых средств РЗ с учетом измерительных трансформаторов. Устранение первых двух причин позволит перейти к решению третей.

В данной статье рассмотрена методика моделирования средств РЗ с учетом особенностей аппаратных реализаций и измерительных трансформаторов. Также представлен пример моделирования органа направления мощности (ОНМ) токовой защиты нулевой последовательности (ТЗНП).

В данной работе ветвь намагничивания сердечников измерительных и промежуточных трансформаторов учитывается фиксированным значением для проверки функционирования полученных моделей органов защиты. В дальнейшем нелинейность характеристик сердечника может быть учтена путем ее аппроксимации, либо табличным заданием на основе экспериментальных данных в микроконтроллерах моделирующего комплекса, в который будут интегрированы разработанные модели защит.

Методика разработки математических моделей включает следующие этапы:

Анализ принципиальных схем РЗ с целью выявления особенностей • функционирования и формирования адекватных схем замещения;

Составление схем замещения с учетом особенностей конкретной • реализации;

Получение передаточных функций (ПФ) измерительных трансформаторов • и органов защит методом направленных графов;

ПФ определяются для схем выполняющих непрерывное преобразование сигналов, схемы, состоящие из логических элементов, задаются логическими функциями.

Составление математических описаний защит в целом на основе • полученных передаточных функций конкретных органов защит с целью их анализа во временной или в частотной областях;

Тестовые исследования полученных математических моделей с помощью • программы MATLAB для подтверждения адекватности их функционирования.

Согласно методике выполнен анализ принципиальной схемы разрешающего реле ОНМ ТЗНП моделируемой защиты ШДЭ2801 [4] (рис.1).

Рис. 1. Принципиальная схема разрешающего реле ОНМ ТЗНП Для приведенной на рис.1 схеме выполнен анализ и приведена соответствующая схема замещения (рис. 2).

Согласно анализу определены элементы, выполняющие непрерывное преобразование сигналов, для которых выполняется построение передаточных функций (ПФ), а именно: масштабирующие усилители А1 и А2, частотные активные фильтры А3 и А4, интегрирующий элемент С17. Функционирование остальных элементов задается логическими функциями.

Рис. 2. Схема замещения разрешающего реле ОНМ ТЗНП Полученные ПФ элементов сведены в таблицу Таблица 1. Передаточные функции элементов ОНМ ТЗНП № Название элемента ПФ ПФ k1 = 0. 1 А1, А 1.3333 p Wph( p ) =.

2 А3, А 0.0048 p +1.3253 p+483. W 1( p ) =.

3 С 1.5186 p+ Полученные передаточные и логические функции синтезируются в математическую модель ОНМ ТЗНП, проверка модели осуществляется при помощи программы MATLAB.

Рис. 3. Функциональная схема ОНМ ТЗНП Полученные осциллограммы функционирования элементов ОНМ приведены на рис. Рис. 4. Осциллограммы функционирования элементов ОНМ ТЗНП Полученная осциллограмма иллюстрирует работу интегрирующего элемента С17 и логического ключа, выполненного на транзисторе VT1 ОНМ ТЗНП для случая внутреннего КЗ.

Данный уровень моделирования позволяет в достаточной степени учесть погрешности, вносимые аппаратной реализацией защиты.

Практическое применение созданной модели: использование в качестве инструмента для исследования поведения ОНМ ТЗНП в спектре процессов при всевозможных условиях работы оборудования ЭЭС.

Работа выполнена при поддержке ФЦП «Научные и научно педагогические кадры инновационной России» на 2009-2013 годы.

Список литературы:

1. Н. И. Воропай, В. В. Ершевич, Я. Н. Лугинский и др. / Управление мощными энергообъединениями / Под ред. С. А. Совалова. - М.: Энергоатомиздат, 1984. - 256 с.

2. Гусев А.С., Свечкарев С.В., Плодистый И.Л. Многопроцессорная программно техническая система реального времени гибридного типа для всережимного моделирования энергосистем // Технологии управления режимами энергосистем XXI века: Сб. докладов Всеросс. науч.-практич. конф. – Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2006. – С.125-131.

3. Веб-сайт компании RTDS Technologies [Электронный ресурс]. – Режим доступа:

http://www.rtds.com, свободный. – Загл. с экрана.

4. Бриг А.Н., Нудельман Г.С., Федоров Э.К. Устройства дистанционной и токовой защит типов ШДЭ2801, ШДЭ2802 - М.: Энергоатомиздат, 1988 – 144с.: ил. – (Библиотека электромонтера;

Вып.612).

МАТЕМАТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ДЛЯ РАСЧЕТА РЕЖИМОВ БОЛЬШОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ МЕТОДА КОЭФФИЦИЕНТОВ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ И ЭЛЕМЕНТОВ ДИАКОПТИКИ С. В. Павлюков Научный руководитель: В.С. Павлюков, доцент каф. ЭССиС ЮУрГУ Национальный исследовательский университет Южно-Уральский государственный университет, г. Челябинск, Россия rn9ape@bk.ru Современная тенденция продолжения построения рыночных отношений между производителями и потребителями электроэнергии приводит к поиску новых моделей, описывающих процессы функционирования сложной и большой системы, в рамках которых можно качественно исследовать анализ режимов электрических сетей, эффективно осуществлять транспорт, корректно определять потери электроэнергии в сетях разных уровней напряжений и правильно распределять(адресно) потери между энергообъектами рынка.

Для решения сути перечисленных процессов существуют методы[1,2,3], среди которых самый распространенный–узловой, но в тоже время и достаточно трудоемкий.

В данной работе решение данных процессов рассматривается с использованием коэффициентов распределения совместно с элементами диакоптики, идея которой заключается в разделении большой системы на сети меньших объемов и разных уровней напряжений, что далее позволит сформировать процесс моделирования управления электрической системой в иерархической структуре.

При разделении схемы замещения большого объема электрической системы на N подсистем (для иллюстрации изложения принимается N=2) математические модели для векторов-столбцов токораспределения (потокораспределения) в ветвях деревьев I l при задании режимных параметров в виде векторов-столбцов узловых токов J l (узловых мощностей) запишутся в виде [ ] JI I = C, (1) C J I,II + J I,II I, I I, II I J II,I J I,II, I = C C (2) II,I II, II J II II где J I, J II – векторы-столбцы внутренних задающих токов узлов первой и второй подсистем, соответственно;

J I,II, J II,I – векторы-столбцы задающих узловых токов во множестве граничных узлов подсистем;

J I,II – вектор-столбец множества задающих граничных токов, перетекающих через граничные узлы из подсистемы I в подсистему II при их объединении;

C l,l, Cl,k – подблоки матриц собственных (l = I или II) и взаимных ( k= I,II при k l) коэффициентов распределения деревьев подсистем разделенной схемы электрической системы.

Для обеспечения сохранения режима исходной и разделенной схемы электрической системы необходимо соблюдение на границе между подсистемами следующего условия U IIII = U III,I, (3) I, для которого на основании закона Ома с использованием токов ветвей (1), (2) деревьев подсистем, получаем U IIII = CT I,II Z I I I, (4) I, U III,I = CT II,I Z II I II. (5) В формулах (4), (5) компоненты CT I,II, CT II,I – подблоки матриц 0 коэффициентов распределения граничных узлов, соответствующих разомкнутым схемам подсистем–деревьям, Z I, Z II – диагональные матрицы полных сопротивлений ветвей деревьев подсистем;

T – операция транспонирования.

Совокупность аналитических выражений в матричном виде (3)–(5) моделируют между подсистемами большой разделенной системы структуру связи, которая представляется вектором-столбцом граничных задающих токов J I,II = Z 1 CT Z C J I + C I,II J I,II I,II I I, I (6) ( ) CT II,I Z C II,II J II + C II,I J II,I, II Z = CT T + C 0 Z II C II,I, Z k где Z I C I,II – диагональная матрица 0 I, II II,I сопротивлений ветвей дерева (k принимает значения I или II).

Векторы-столбцы напряжений узлов подсистем моделируются выражениями U I = U Б e CT Z, (7) 0 I I I, II U II = U Б e CT II,I Z I, (8) 0 II II где U Б – напряжение балансирующего узла между смежными подсистемами;

е – единичная диагональная матрица.

Матричные уравнения (1) – (8) представляют математическую модель, алгоритм которой позволяет выполнять расчеты установившихся режимов больших электроэнергетических систем по иерархическому способу. В силу нелинейности модели итерационное решение можно организовать, используя алгоритм одношагового циклического процесса, а также более сложный, но со скоростью в окрестности сходимости решения, которую обеспечивают методы типа Ньютона.

Иллюстрация апробации предлагаемой модели осуществлялась с использованием элементов диакоптики на примере схемы электрической сети, представленной следующими исходными данными, где напряжение (кВ) базисного узла U Б(4) = 115 ;

вектор полных мощностей (МВА) в узлах схемы схемы замещения s = [s1 s 2 s3 ] = [ (25 + j10) ( 20 + j10 ) (15 + j 5 ) T T корректируется с учетом условий [4];

параметры ветвей(Ом) схемы и T Z = z = z z z соединения их 12 14 23 [15 +j 20 8 + j15 20 + j 20 10 + j 30] ;

начальные приближения(0–верхний T индекс) элементов вектора-столбца комплексных узловых напряжений полной схемы замещения электрической сети T T U (0) = u1 u (0) u3 = ( u1 + ju1 ) ( u + ju ) ( u + ju ) = (0) (0) (0) (0) (0) 2 2 3 = [110 + j 0 110 + j 0 110 + j 0], погрешность вычисления напряжений узлов T вектора-столбца U принята U = 102 кВ.

С целью определения работоспособности описанного выше подхода был выполнен расчет установившегося режима для данной электрической системы в среде Visual Studio 2005. Деления полной схемы сети реализовано на две подсхемы с соответствующими множествами узлов. К первой (I) подсхеме отнесена некоторая часть полной схемы с множеством узлов под номерами 1 и 2, ко второй (II) подсхеме – ее часть, с оставшимся множеством узлов, порядковые номера которых 3 и 4. Результат решения был достигнут за одну итерацию, что позволяет данную модель развивать далее для применения к практическим расчетам.


Для сравнения эффективность предложенного выше подхода рассмотрим применение широко известной Z – модели [2]. При этом будет производиться контроль для текущих величин элементов векторов напряжений на итерационном процессе по неравенству { } ( t 1) (t ) ui max u i, (9) U i где t – текущая итерация для вычисления составляющих вектора узловых напряжений U = [ U I U II ].

T Если условие (9) не выполняется, то следует продолжение расчета с использованием необходимой коррекции текущих данных, входящих в состав модели Z.

Приведем результаты выполненных вычислений на ЭВМ узловых напряжений для упомянутой выше схемы и представленных в таблице.

Таблица – Текущие значения напряжений узлов схемы разделенной на две подсхемы u 2 = u + ju u3 = u + ju u1 = u1 + ju Номер t-й 2 2 3 итерации 0 110,0 110,0 110, 1 110,038–j2,781 107,428–j2,524 108,983–j0, 2 109,743–j2,97 106,737–j3,058 108,526–j0, 3 109,603–j2,938 106,421–j2,949 108,367–j0, 4 109,563–j2,976 106,321–j3,028 108,301–j0, 5 109,543–j2,971 106,275–j3,012 108,278–j0, 6 109,537–j2,977 106,261–j3,023 108,269–j0, Используя достаточно простой алгоритм одношагового циклического процесса, результат с заданной точностью U = 0,01 при разделении системы на две подсистемы достигается за шесть итераций.

Использование элементов диакоптики для задачи расчетов потерь мощности(энергии) в больших системах снимает традиционный вопрос, связанный с большой размерностью задачи, что её позволит решать на более качественном уровне.

Интеграция данного подхода, сочетающая аппарат диакоптики и коэффициентов распределения, с элементами искусственных нейронных сетей[4], способствуют развитию параллельной обработки вычислений раздельных подсистем, гарантирующих решение задач при разных вариантах исходных, физически существующих, режимных параметрах.

Список литературы:

1. Лыкин, А.В. Электрические системы и сети[Текст]: учебное пособие по направлению «Электроэнергетика» /А.В. Лыкин.–М.:Логос, 2008.– 253 с.

2. Тарасов, В.И. Теоретические основы анализа установившихся режимов электроэнергетических систем / В.И. Тарасов – Новосибирск: Наука, 2002. – 344 с.

3. Конов, Г.А. Исследования режимов распределения потоков энергии в электрических сетях/ Г.А. Конов, А.В. Паздерин, Е.А. Плесняев /Вестник УГТУ–УПИ. – 2000. – №2(10). – С. 55–60.

4. Павлюков, В.С. Модели прогноза потерь энергии на базе достоверизации схемно-режимных параметров электрических сетей / В.С.

Павлюков, С.В Павлюков // Электрика. – 2009. – №12. – С. 14-20.

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ РЕЖИМНЫХ ХАРАКТЕРИСТИК ДЛЯ ИССЛЕДОВАНИЯ УРОВНЕЙ СТАТИЧЕСКОЙ УСТОЙЧИВОСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМ И.С. Токарев Научный руководитель: Ю.В. Хрущев, профессор ЭНИН ТПУ Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия tokarevisgtt@sibmail.ru Расчеты установившихся режимов (УР) являются основными при решении задач, связанных с проектированием и эксплуатацией электрических систем (ЭС). Результаты этих расчетов используются при планировании режимов и оперативном управлении ЭС, а также служат базой для выполнения оптимизации, анализа устойчивости и надежности.

В настоящее время актуальность задач расчета установившихся режимов возросла вследствие создания автоматизированных систем диспетчерского и противоаварийного управления на базе ЭВМ.

Появились также новые задачи, связанные с определением пределов и запасов статической устойчивости. Необходимость решения этих задач непосредственно в цикле управления ЭС на основе информации, получаемой по каналам телемеханики, потребовала разработки новых методов расчета УР в реальном масштабе времени.

Исходную информацию, необходимую для расчета установившегося режима ЭС, можно разделить на три группы.

В первую входят параметры схемы замещения, к которым относятся:

сопротивления линий электропередачи (ЛЭП), коэффициенты трансформации, шунты намагничивания и сопротивления трансформаторов, емкостные проводимости ЛЭП и индуктивные реакторов. Указанные элементы энергосистемы связывают в единую схему путем задания информации о топологии ЭС.

Вторую группу образуют данные о нагрузках ЭС, которые могут задаваться в виде эквивалентных шунтов, постоянных отборов мощности, статических характеристик, зависящих от напряжения и частоты.

Третья группа информации складывается из данных об источниках электроэнергии: активных мощностей P и модулей U напряжений синхронных генераторов (СГ), снабженных автоматическими регуляторами возбуждения (АРВ);

реактивных мощностей Q СГ, не имеющих АРВ;

статизмов результатов скорости первичных двигателей и т.д.

В результате расчета УР определяются модули Ui и фазы i напряжений в узлах сети, перетоки (Pij, Qij) и потери (Pij, Qij) активных и реактивных мощностей, токи Iij в ЛЭП, частоты f в системе.

Данные о генерирующих мощностях и нагрузках называются независимыми переменными. Результаты же расчета являются зависимыми переменными.

В задании любой независимой переменной, как правило, имеет место погрешность. Это приводит к некоторой неопределенности результатов расчета.

Величина погрешности сильно зависит от того, насколько далеко вперед прогнозируется схемно-режимные ситуации в ЭС.

Существенно влияет на результаты расчетов УР и погрешность в задании коэффициентов трансформации. В настоящее время информация о текущих значениях параметров режима собирается в различных точках энергосистемы и передается в диспетчерские центры с помощью телемеханических устройств.

Эта информация, тем не менее, не является абсолютно достоверной, т.к. является неполной (охватить всю энергосистему телеизмерениями нельзя по экономическим соображениям), содержит погрешности, обусловленные измерительными приборами и разновременностью измерений, может содержать грубые ошибки, связанные с отказами датчиков и каналов передачи информации. За счет избыточного количества измерений в некоторых районах энергосистемы обычно удается значительно повысить достоверность данных о текущем режиме ЭС. Это делается с помощью специальных алгоритмов оценивания состояния. Однако элемент неопределенности здесь все же остается.

Решение системы нелинейных уравнений установившегося режима возможно только приближенными, итерационными методами. При этом весьма важным является надежность получения решения, если оно существует. С другой стороны, учитывая большую размерность задачи, весьма острым требованием является быстродействие итерационных процедур. Эти требования находятся в противоречии друг с другом, и любой из много численных методов расчета потокораспределения является компромиссным с точки зрения надежности или быстродействия.

Другая особенность состоит в том, что учет ограничений на параметры режима (например, на диапазоны изменения реактивных мощностей генераторов) приводит к необходимости замены некоторых уравнений системы в ходе самого расчета. Это порождает дополнительное множество альтернативных решений и усложняет сходимость итерационных процедур.

Современные энергосистемы (ЭС) характеризуются концентрацией значительных мощностей на отдельных станциях, объединенных на параллельную работу линиями электропередачи большой протяженности.

Сложность схем и многообразие режимов работы ЭС приводит к необходимости применения непосредственно в цикле оперативного управления энергосистемами развитых средств информационной и вычислительной техники.

Одна из важнейших задач оперативного управления ЭС состоит в обеспечении статической устойчивости (СУ) нормальных и, особенно, послеаварийных режимов. Именно ограничения по статической устойчивости определяют, в основном, допустимую область управления режимами. Проблема анализа СУ возникает и в практике проектирования энергосистем, а также при настройке устройств автоматического регулирования для отдельных элементов ЭС. Поэтому от корректности расчетов СУ и принимаемых на основе их результатов решений непосредственно зависят как уровень надежности работы энергосистем, так и полнота использования пропускной способности электрических сетей.

Основой для анализа устойчивости являются результаты расчетов предельных по СУ режимов. Для повышения эффективности расчетов предельных режимов (ПР) требуется создание математических моделей и методов, достаточно полно учитывающих специфику уравнений, описывающих установившиеся режимы.

Проблема расчетов установившихся режимов для задач проектирования, краткосрочного и долгосрочного планирования в сложных ЭС, содержащих сотни и тысячи узлов, в основном решена. Существующее программное обеспечение, благодаря широкому применению современных методов учета слабой заполненности матриц, обеспечивает достаточное для указанного класса задач быстродействие.

Применение корректирующих коэффициентов в методе Ньютона, а также использование алгоритмов, учитывающих нелинейные члены разложения функций невязок в ряд Тейлора, позволило решить проблему надежной сходимости итерационных процессов при расчете «тяжелых» режимов, близких к предельным по устойчивости. В результате расчеты режимов по базовым схемам ЭС, содержащим более тысячи узлов, происходят за минуты, а по оперативным схемам, включающим несколько сотен узлов – за десятки секунд.

Однако в настоящее время все более актуальными становятся задачи, связанные с расчетом предельных режимов и оценкой запасов СУ непосредственно в цикле оперативного управления ЭС. Это приводит к необходимости разработки эффективных методов и алгоритмов, обеспечивающих как высокое быстродействие, так и надежность получения результата. Это вызвано тем, что при оперативном управлении расчеты ПР должны проводится в темпе процесса изменения схемно-режимной ситуации, а адекватная работа централизованных систем противоаварийной автоматики (ПАА) требует просмотра большого количества аварийных ситуаций за весьма короткое время, обусловленное значительной скоростью изменения параметров режима. Поэтому требуется разработка новых подходов, более полно учитывающих специфику задач оперативного управления.


Одним из таких методов является критерий Найквиста по обеспечению статической устойчивости энергосистем, который позволяет строить режимные характеристики без процедуры линеаризации, что значительно ускоряет процесс анализа частотных характеристик.

Рис.1. График определяющий границы устойчивости энергосистемы по критерию Список литературы:

1. Идельчик В.И. Расчеты и оптимизация режимов электрических сетей и систем. – М.:

Энергоатомиздат, 1988.

2. Идельчик В.И. Расчеты установившихся режимов электрических систем. – М.: Энегрия, 1977.

3. Хрущев Ю.В. Методы расчета устойчивости энергосистем: Учебное пособие. – Томск, 2005.

4. Веников В.Н., Строев В.Н., Идельчик В.И., Тарасов В.И. Оценка статической устойчивости электрических систем на основе решения уравнений установившегося режима. – Изв. АН СССР, Энергетика и транспорт, 1971, №5.

5. Баринов В.А. Определение запаса статической апериодической устойчивости сложных электроэнергетических систем. – Изв. АН СССР, Энергетика и транспорт, 1973, №1.

6. Жуков П.А., Стратин И.П. Установившиеся режимы сложных электрических сетей и систем: Методы расчетов. – М.: Энегрия, 1979.

ВСЕРЕЖИМНОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ АВТОМАТИКИ ЛИКВИДАЦИИ АСИНХРОННОГО РЕЖИМА Н.Ю. Рубан Научный руководитель: А.С. Гусев, профессор ЭНИН ТПУ Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия rubanny@tpu.ru Достоверность математического моделирования процессов в электроэнергетических системах (ЭЭС) определяется не только адекватностью моделей силового оборудования, но и в не меньшей мере адекватностью моделей средств релейной защиты и противоаварийной автоматики (РЗ и ПА).

Кроме того, повышение достоверности моделирования средств РЗ и ПА необходимо для их эффективной настройки и проверки, а также выработки условий для модернизации и разработки новых средств РЗ и ПА. Анализ существующих подходов к моделированию средств РЗ и ПА показал, что для решения поставленной задачи необходимо создание математических моделей РЗ и ПА, учитывающих процессы в измерительных трансформаторах и конкретных устройствах РЗ и ПА. В данной работе представлена математическая модель автоматики ликвидации асинхронного режима (АЛАР).

Наиболее просто устройство АЛАР [1] выполняется с помощью токовых реле мгновенного действия типа РТ-40[2], включенных на фазные токи (рис. 1).

Устройство АЛАР по такой схеме применяется главным образом для деления сети в случаях, когда ресинхронизация невозможна, либо может произойти после весьма большой разгрузки.

Рис.1. Принципиальная схема устройства АЛАР Поскольку трансформаторы тока каждой фазы идентичны и нагружены одинаково, в качестве примера рассмотрен лишь один из них, а именно трансформатор фазы А, схема замещения которого и соответствующий ей направленный граф [3] представлены на рисунках 2 и 3 соответственно.

Рис.2. Схема замещения трансформатора тока ТА Рис.3. Граф схемы замещения трансформатора тока TA Передаточная функция измерительного трансформатора тока TA:

, где проводимости ветвей:

1 1 1 Y1TA := Y2TA := YµTA := YnTA := Z1TA Z2TA ZµTA ZnTA эквивалентные проводимости узлов:

Результаты моделирования в программе MatLAB Программный код работы реле РТ-40, установленного в фазе А.

const double step = 0.0001;

/* шаг дискретизации */ const double t_per = 0.02;

/* длительность периода тока промышленной частоты */ double Iustavki_KAА=5;

/* ток уставки реле KAА */ if (Ivhod_KAА[0] Iustavki_KAА) { Ivihod_KAА [0] = 1;

} else Ivihod_KAА [0] = 0;

if (Ivihod_KAА [0] == 0) { /* если на входе реле 0 */ t[0] += step;

/* отсчитываем таймер */ if (t[0] t_per) { /* если таймер превысил время возврата */ Ivihod_KAА_ta[0] = 0;

/* устанавливаем на выходе 0 */ } else { /* если таймер НЕ превысил время возврата */ if (t[0] t_per){ Ivihod_KAА_ta[0] = 1;

/* устанавливаем 1 */ } } } else { /* если на входе реле 1 */ t[0] = 0;

/* обнуляем таймер 0 */ Ivihod_KAА_ta[0] = 1;

/*устанавливаем на выходе высокий уровень*/ } Реле, установленные в другие фазы, программируются аналогичным образом.

Далее представлены диаграммы, поясняющие работу реле (рис. 4) Рис.4. Диаграммы работы реле РТ-40.

Исходя из полученных результатов предварительной проверки в MatLAB, можно сделать вывод, что синтезированная модель устройства АЛАР работает адекватно.

Работа выполнена при поддержке ФЦП «Научные и научно педагогические кадры инновационной России» на 2009-2013 годы.

Список литературы:

1. М.А. Беркович, А.Н. Комаров, В.А. Семенов. Основы автоматики энергосистем. – М.:

Энергоиздат, 1981. – 432 с., ил.

2. В.С. Алексеев, Г.П. Варганов, Б.И. Панфилов, Р.З. Розенблюм. Реле защиты. М., «Энергия», 1976. – 464 с.: ил.

3. Дж. Абрахамс, Дж. Каверли. Анализ электрических цепей методом графов. М., «Мир», 1967.

ИССЛЕДОВАНИЕ И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ РЕЖИМОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ 110/35/10 КВ ЗА СЧЕТ УСТАНОВКИ УШР НА ПРИМЕРЕ СЕТИ ТРАНЗИТА ПОДСТАНЦИЙ «ТАТАУРОВО – МОГОЙТО» ФИЛИАЛА ОАО «МРСК СИБИРИ» – «БУРЯТЭНЕРГО»

Т.Б. Акимжанов Научный руководитель: В.Я. Ушаков, профессор ЭНИН ТПУ Инновационный Евразийский университет г. Павлодар, Казахстан Исследование режимов рассматриваемой электрической сети (рис.1) было проведено на основе полученных по результатам инструментального обследования данных о режимных параметрах сети, проведенного силами сотрудников Регионального учебно-научно-технологического центра ресурсосбережения при Национальном исследовательском Томском политехническом университете по [1]. На рис. 2 представлен образец суточного изменения cos отдельных фаз на шинах 110 кВ подстанции «Баянгол».

Системные параметры в подобных случаях предоставляются администрацией обследуемого объекта.

Рис. 1. Схема замещения электрической сети 110 кВ подстанций «Татаурово – Могойто»

филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Бурятэнерго»

Рис. 2. Графики суточного изменения коэффициента мощности отдельных фаз на ВЛ 110 кВ «БМ-137» (1-2 июня 2010 г.) Коэффициент мощности (емкостного характера) линии БМ-137 составляет от -0,37 до -0,8, что существенно превышает значения установленные [1].

Вероятно, это вызвано низкой загрузкой линии по току, о чем свидетельствует график, представленный на рис.3. Более того, большой размах изменения коэффициента мощности свидетельствует о большой величине потерь активной мощности в сети.

Рис.3. Графики суточного изменения фазных токов на ВЛ 110 БМ-137 в месте ее примыкания к подстанции «Баянгол» (1-2 июня 2010 г.) Фазные токи линии БМ-137 изменяются в пределах от 11 А до 18,5 А.

Для оценки загрузки линий в отношении нагрузочных потерь целесообразно сопоставить фактические токи с экономическими токами [3], определяемыми по экономической плотности тока (табл 3.2).

Таблица 1. Коэффициенты экономической загрузки ВЛ 110 кВ ВЛ 110 Марка провода Экономический Измеренный Коэффициент ток, А ток, А экономической загрузки БМ-137 АС-95 104,5 18,5 0, Фактическая загрузка воздушных линии электропередач по току не соответствует проектной загрузке и имеет низкое значения, что может приводить к возникновению, встречно направленных потокам активных мощностей, потоков реактивных мощностей.

На рис. 4 представлено распределение (максимальные и минимальные значения) напряжений на шинах 10 кВ всех подстанций сети.

Рис.4. Распределения напряжений на шинах 10 кВ Максимальные значения напряжений существенно превышают установленные [4] нормально и предельно допустимые значения напряжений, что может иметь место из-за завышенного значения напряжений на стороне кВ, вызванного избытком реактивной мощности. Поэтому обеспечение балансов реактивной мощности на более низких уровнях напряжения и изменение направлений реактивных потоков обеспечивается путем подключения в определенных узлах сети дополнительных реактивных нагрузок в виде управляемых шунтирующих реакторов [3].

Для определения наиболее перспективных с данной точки зрения подстанций исследуются «коэффициенты чувствительности» величины потерь и уровней напряжения к изменениям величины реактивной мощности. Данные коэффициенты представляют собой частные производные потерь электроэнергии в сети и максимальных напряжений в одном из узлов сети. Для их вычисления проводятся расчеты режимов при естественных нагрузках и поочередно расчеты режимов при измененных нагрузках подстанции в стороны уменьшения и увеличения реактивной мощности (±1 МВАр). По полученным значениям и определяются частные производные. Расчеты можно выполнять в программе по расчетам режимов электрических сетей ДАКАР. На рис. представлен график, описывающий коэффициенты чувствительности для каждой подстанции сети 110/35/10 кВ для режима утреннего максимума нагрузок.

Рис. 5. Коэффициенты чувствительности подстанций Наибольшее значение имеет коэффициент чувствительности подстанция «Баянгол», что означает, что на данной подстанции УШР может использоваться наиболее эффективно как для снижения потерь, так и для регулирования напряжения. Эффективность использования реакторов на остальных подстанциях ниже.

На рис. 6. представлен алгоритм, по которому после определения оптимальной точки размещения шунтирующего реактора была вычислена оптимальная мощность шунтирующего реактора.

Рис. 6. Алгоритм вычисления оптимальной мощности шунтирующего реактора Оптимальная мощность шунтирующего реактора вычисляется опытным путём в программном комплексе «ДАКАР». Реактивная нагрузка в оптимальной точке размещения шунтирующего реактора изменяется в сторону увеличения, а затем рассчитываются потери сети. Данная операция повторяется до того момента, когда при увеличенной на еще одну ступень реактивной нагрузке, потери сети увеличиваются по сравнению с предыдущей реактивной нагрузкой. Это говорит о том, что предыдущая подключенная реактивная нагрузка является оптимальной для данной сети.

График, поясняющий зависимости потерь сети при подключении различных реактивных нагрузок к шинам 10 кВ подстанции «Баянгол», Рис. 7. Зависимость потерь активной мощности в представлен на рис. 7. Сводные сети подстанций «Татаурово – Могойто» от результаты расчета приведены в изменения реактивной мощности на шинах табл. 2. подстанции «Баянгол»

Таблица 2. Сводная таблица эффекта установки УШР на шинах 10 кВ подстанции «Баянгол» при утреннем максимуме P, МВт Umax, кВ (%) Оптимальная реактивная Экономия, При При При исходных При установке мощность, МВт исходных установке нагрузках УШР МВАр нагрузках УШР 3 0,876 0,772 0,104 119,829 (108,935) 115,3 (104, 818) В данном случае потери активной мощности сети до подключения шунтирующего реактора составляли 0,876 МВт, а после отыскания оптимальной мощности, которая составила 3 МВАр, и подключения шунтирующего реактора потери сократились до 0,772 МВт, достигаемая при этом экономия составляет 0,104 кВт. Следует отметить, что режим напряжения вошел в рамки нормально допустимых значений.

Список литературы:

1. Проведение работ по режимным замерам и расчетам режимов компенсации реактивной мощности в электрических сетях.: Отчет о НИР (х/д тема 22-96/10 «У»)/ Национальный исследовательский Томский политехнический университет (НИ ТПУ). Региональный учебно-научно-технологический центр ресурсосбережения;

научн. рук. Харлов Н.Н.;

ответ. исп.: Литвак В.В.

2. Приказ №49 от 22 февраля 2007 года «О порядке расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии, применяемых для определения обязательств сторон в договорах об оказании услуг по передаче электрической энергии (договорах энергоснабжения).

3. Справочник по проектированию электрических сетей / Под редакцией Д.Л.

Файбисовича. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2006. – 320 с. ил.

4. Железко Ю.С. Компенсация реактивной мощности в сложных электрических системах/Ю. С. Железко. — М. : Энергоиздат, 1981. - 200 с 5. ГОСТ 13109-97. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения ПРИОРИТЕТЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ КОМПЛЕКСА СОЛНЕЧНЫХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ НА МАЛЫХ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРООБЬЕКТАХ Д.В. Мосияш, магистр технических наук, Г.Г. Волошанин, магистр технических наук Научный руководитель: М.Г. Жумагулов, к.т.н.

Инновационный Евразийский Университет, г.Павлодар, Казахстан e-mail: gengenin@mail.ru В Казахстане существует достаточно много потребителей, не охваченных централизованным электроснабжением, которые рассредоточены по территории, удалены от топливных баз и предприятий по переработке топлива.

Это в основном поселки, поселения охотников, скотоводов и рыбаков, фермерские хозяйства. Потребители этой категории обеспечиваются энергией от объектов малой энергетики - энергоисточников небольшой мощностью (десятки кВт). Основными проблемами энергоснабжения таких, изолированных от энергосистем, потребителей являются дальний транспорт топлива и зависимость от его поставок. В наиболее труднодоступных районах эти проблемы усугубляются многозвенной транспортной схемой и ограниченностью сроков сезонного завоза.

Низкие темпы развития отечественной малой энергетики обусловлены тем, что основное внимание было обращено на развитие большой энергетики — с предположением, что малая энергетика как-нибудь сама собой заполнит оставшиеся ниши.

Традиционно к малой энергетике относят дизельные котельные, мини-ГЭС, газотурбинные установки, атомные станции малой мощности и альтернативные схемы производства электроэнергии: ветроустановки, солнечные батареи и фотоэлементы, геотермальные станции и основанные на энергии приливов, установки на биогазе.

Парадокс малой энергетики начинается с самого определения уровня ее мощности. В существующих нормативных документах он не прописан, и участники отрасли трактуют понятие по-разному.

Однако развитию малой энергетики мешает стихийность, отсутствие структурированного плана, в отличие от большой энергетики. Малая энергетика используется, скорее, как инструмент по оперативному снижению энергодефицита, а также для ухода ряда потребителей от необоснованно завышенных побочных платежей.

Безусловно малая энергетика должна занять главную роль в экологически чистой генерации энергии, но все же ее ключевое предназначение — энергоснабжение децентрализованных потребителей, повышение надежности и экономичности энергоснабжения в сфере жилищно-коммунального хозяйства (ЖКХ)которая подразумевает в том числе внедрение новых генерирующих установок малой мощности. Важно, что для экономии электроэнергии необходимо устанавливать новые установки с КПД 70% вместо старых с КПД 25%. При этом возможно установка счетчиков, измеряющих расход энергии в квартирах и домах, что позволит сэкономить средства отдельно взятой семье.

Рис. 1. Паровая турбина малой мощности для электрогенераторов собственного производства электроэнергии.

Сегодня современные технологии позволяют изготавливать турбоагрегаты малой мощности, номинальное значение которой исчисляется всего лишь сотнями киловатт, что позволяет использовать такие турбины в энергосистемах малых тепловых электообьектов (МТЭО).

Для повышения эффективности МТЭО представляется перспективным объединение СЭС (солнечно энергетических систем) и МТЭО в единый комплекс. Что касается транспортировки, то здесь преимущества внедрения солнечных МТЭО налицо чем протяжннее тепловая сеть, то есть расстояние между источником тепла и потребителем, тем она менее эффективна.

Рис. 2. Объединение СЭС (солнечно энергетических систем) и МТЭО в единый комплекс Эффективное управление энергетическим хозяйством предусматривает рациональное использование ресурсов и применение энергосберегающих технологий. Внедрение паровых турбин малой мощности, предназначенных для утилизации избыточной энергии водяного пара является активной мерой по энергосбережению. При использовании данной технологии, получение пара требуемых параметров происходит не путем дросселирования (безвозвратная потеря энергии), как в большинстве котельных, а при помощи расширения в турбине с получением дополнительной механической энергии.

Турбоэлектрогенератор на основе паровой турбины малой мощности выгодно отличается от других энергоисточников за счет повышенного внутреннего КПД, большого ресурса, малых габаритов, плавности регулирования в широком диапазоне нагрузок, отсутствия системы маслоснабжения и простоты монтажа.

Возможность влияния на другие процессы при массовом внедрении данной технологии (изменение экологической обстановки, возможное влияние на здоровье людей, повышение надёжности энергоснабжения, изменение суточных или сезонных графиков загрузки энергетического оборудования, изменение экономических показателей выработки и передачи энергии и т.п.) В результате реализации данного мероприятия снижается не только потребление энергоресурсов (электроэнергия, тепловая энергия и вода), но и происходит снижение выбросов в атмосферу и повышается надежность системы теплоснабжения.

Список литературы:

1. Зигангирова Е.В., Мосияш Д.В., «Возможности использования фотоэлектрических преобразователей в г. Павлодар», Материалы IX Республиканской научно-технической конференции магистрантов, аспирантов и молодых ученых «Творчество молодых – инновационному развитию Казахстана» г.Усть-Каменогорск: ВКГТУ, 2009 г.

2. Харченко Н.В. Индивидуальные солнечные установки. – М., Энергоатомиздат, 1991.

3. Мельников В.Ю., Волошанин Г.Г. «Использование энергии солнца для повышения эффективности мини-ТЭЦ», Материалы Международной научно-практической конференция «Индустриально-инновационное развитие на современном этапе:

состояние и перспективы» Павлодар: ИнЕУ, 4. Теоретические основы теплотехники. Теплотехнический эксперимент. Справочник, под ред. А.В.Клименко, В.М.Зорина Издательство МЭИ Москва 2001г 5. Управление инвестпроектами строительства ТЭС. Автор: Осика Л.К. Издательство:

Вершина, 2008 г.

6. Волошанин Г.Г. «Использование энергии солнца на малых тепловых энергообъектах», Материалы международной научной школы, г. Челябинск, ЮрГУ, 2010 г.

7. Волошанин Г.Г., Мосияш Д.В., Жумагулов М.Г. «Перспектива использования комплекса солнечных энергетических систем на малых тепловых электрообьектах.» г.

Екатеринбург, 2010г.

ТРЕКИНГОСТОЙКОСТЬ КРЕМНИЙОРГАНИЧЕСКОЙ ИЗОЛЯЦИИ ПРИ ВОЗДЕЙСТВИИ БИОЛОГИЧЕСКИХ ОБРАЗОВАНИЙ НА ПОВЕРХНОСТИ Нгуен Хоанг Хьеп Научный руководитель: В.А. Ларинович, профессор ЭНИН ТПУ Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия toihoanghiep86@gmail.com Полимерные изоляторы начали применяться в электрических системах в 80-е годы прошлого столетия, когда началось их промышленное производство.

В России полимерные изоляторы применяются при строительстве воздушных линий классов напряжения 6…750 кВ и опорные – до 220 кВ включительно в составе оборудования открытых распределительных устройств. Полимерные изоляторы характеризуются большим числом различных параметров, среди которых особое место занимают свойства внешней поверхности. В процессе эксплуатации на поверхности обнаруживаются загрязнения, связанные с развитием грибковых образований [1]. Встает вопрос об их влиянии на трекингостойкость материала изоляторов. Данной проблеме посвящено незначительное количество работ. Проблема трекингостойкости полимерной изоляции в условиях грибковых образований особенно актуальна для стран с тропическим и субтропическим климатом, где грибковые загрязнения могут развиваться быстро и интенсивно [2].



Pages:     | 1 | 2 || 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.