УДК 621.316.9

Ф. П. ШКРАБЕЦ (Национальный горный университет Украины, Днепропетровск), А. И. КОВАЛЕВ (ОАО «Южный ГОК», Кривой Рог)

ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМОВ РАБОТЫ НЕЙТРАЛИ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ

Розглянуто варiанти заземления нейтралi електричних мереж i представлеш рекомендацп з пiдвищення рiвня експлуатацшно! надiйностi й електробезпечностi розподшьних мереж напругою 6 кВ на основi обме-ження й придушення перехвдних процесiв при несиметричних ушкодженнях.

Рассмотрены варианты заземления нейтрали электрических сетей и представлены рекомендации по повышению уровня эксплуатационной надежности и электробезопасности распределительных сетей напряжением 6 кВ на основе ограничения и подавления переходных процессов при несимметричных повреждениях.

The variants of grounding the neutral wire of electric networks are considered and the recommendations are presented on increasing the level of operational reliability and electric safety of distribution networks with 6 kV voltage on the basis of limitation and suppression of transitional processes at asymmetrical damages.

Состояние нейтрали сети имеет непосредственное отношение к вероятности возникновения аварийного состояния, поскольку преобладающее число нарушений в сетях начинается с замыкания на землю. Эффективность любого вида режима работы нейтрали электрической сети определяется целесообразным технико-экономическим соответствием бесперебойности электроснабжения потребителей, величины капиталовложений и эксплуатационных расходов. При этом учитывается, что всякого рода аварийные отключения линий электропередачи и подстанций, как правило, приводят либо к полному обесточиванию потребителей, либо к ограничениям потребления электроэнергии. Перебои в электроснабжении наносят тем больший ущерб, чем выше энергоемкость потребителей и чем больше потребителей, у которых прекращение подачи электроэнергии недопустимо по условиям непрерывности технологического процесса. Повышение уровня надежности электроснабжения и распределительных сетей систем электроснабжения, улучшение условий электробезопасности зависит от успешного решения комплекса вопросов, среди которых важное место занимают вопросы оптимизации режимов работы нейтрали электрических сетей.

Целью работы является представить результаты исследований по повышению уровня эксплуатационной надежности и электробезопасности распределительных сетей напряжением 6 кВ за счет оптимизации режимов нейтрали.

Эффективностью компенсации емкостного тока замыкания на землю (компенсированная

нейтраль) называется способность дугогасящих аппаратов ограничивать токи через место повреждения, перенапряжения и скорости восстанавливающихся напряжений после гашения заземляющей дуги. Показателем эффективности компенсации является отношение количества замыканий на землю, не развившихся в короткие замыкания, к общему их количеству

Эк = 1 - «к.з/Побщ. (1)

При сравнении показателей эффективности работы электрических сетей с различными способами заземления нейтрали, кроме удовлетворения требования по обеспечению надежности электроснабжения потребителей, серьезное внимание обращается на основные параметры сетей, влияющие на эксплуатационные характеристики систем электроснабжения, к которым можно отнести:

1. Уровни изоляции и защита от перенапряжений (устойчивость к перенапряжениям).

2. Селективность действия релейной защиты и простота ее выполнения.

3. Отключение коротких замыканий и возможность нарушения устойчивости параллельной работы (в мощных энергосистемах).

4. Влияние на линии связи, каналы телемеханики и средства промышленной автоматики.

5. Заземляющие устройства линий и подстанций и безопасность напряжений прикосновения и шаговых напряжений.

В отношении электрических сетей и оборудования напряжением 6 кВ, работающих с компенсацией емкостного тока замыкания на

землю, следует отметить, что при резонансных настройках или при незначительных расстройках компенсации в сетях запасы электрической прочности изоляции по отношению к воздействующим перенапряжениям увеличиваются до 30 %. Такие запасы обеспечивают высокую надежность работы систем электроснабжения.

Компенсация емкостного тока замыкания на землю является бесконтактным средством ду-гогашения. В сравнении с сетями, работающими с изолированной нейтралью, а также с сетями, работающими с эффективным и неэффективным заземлением нейтрали, сети с индуктивностью в нейтрали, настроенной в резонанс с емкостью сети относительно земли, обладают следующими выгодными для эксплуатации качествами:

Уменьшается ток через место повреждения до минимальных значений (в пределе до активных составляющих и высших гармоник);

Обеспечивается надежное дугогашение (предотвращается длительное воздействие заземляющей дуги);

Улучшаются условия безопасности при растекании аварийных токов в земле;

Облегчаются требования к заземляющим устройствам;

Ограничиваются перенапряжения, возникающие при дуговых замыканиях на землю, до значений 2,5...2,6 фазного напряжения сети (при степени расстройки до 5 %) - безопасных для изоляции оборудования и линий;

Значительно снижаются скорости восстановления напряжений на поврежденной фазе, что способствует восстановлению диэлектрических свойств места повреждения в сети после каждого погасания перемежающейся заземляющей дуги;

Предотвращаются набросы реактивной мощности на источники питания при дуговых замыканиях на землю, что способствует сохранению качества электроэнергии у потребителей (при резонансной настройке);

Резко уменьшается вероятность развития в сети феррорезонансных процессов (в частности, самопроизвольных смещений нейтрали).

Расстройка режима компенсации более чем на 5 % от резонансного приводит к резкому снижению эффективности в части кратности перенапряжений, развития феррорезонансных процессов и т.п. Кроме того следует отметить, что в случаях, когда используются неправильные схемы присоединения устройств компенсации емкостных токов (дугогасящих аппаратов) и допускаются неправильные оперативные

и автоматические действия, компенсация емкостных токов замыкания на землю не только утрачивает частично или полностью свою эффективность, но и становится причиной многоместных повреждений изоляции сети. Опасные для изоляции сети по уровню и длительно действующие феррорезонансные перенапряжения возникают в случаях, когда трансформатор с устройством компенсации емкостных токов оказывается подключенным к сети не всеми фазами.

Анализ результатов исследований влияния заземления нейтрали электрических сетей на надежность и условия электробезопасности систем электроснабжения в целом, на повреждаемость распределительных сетей и электрооборудования, а также на функциональные характеристики релейной защиты в частности, позволяет дать оценку каждому конкретному режиму работы нейтрали и представить рекомендации, направленные на усиление позитивных показателей соответствующих режимов.

Исследования показали, что самый низкий уровень эксплуатационной надежности соответствует сетям с полностью изолированной нейтралью, а также сетям с компенсированной нейтралью при расстройках компенсации на 20 % и более от резонансной. Это обусловлено высокой повреждаемостью элементов систем электроснабжения от действия внутренних перенапряжений и феррорезонансных явлений

Следует отметить, что наиболее высокая эксплуатационная надежность обеспечивается в распределительных сетях с наложением дополнительной активной составляющей на ток замыкания на землю (сети с резистором в нейтрали). В таких сетях при определенных условиях резко ограничиваются уровни внутренних перенапряжений, сопровождающих несимметричные повреждения, практически исключается развитие феррорезонансных процессов, что, соответственно, способствует уменьшению повреждаемости элементов сети. Кроме того, при этом практически исключается ложная работа устройств защиты от замыканий на землю за счет резкого подавления (практически устранения) переходных процессов при появлении и отключении повреждений.

По условиям обеспечения электробезопасности электрических сетей при непосредственном прикосновении человека к токоведущим частям ни один из возможных режимов нейтрали нельзя признать благоприятным. Независимо от режима нейтрали с учетом реальных па-

раметров изоляции относительно земли распределительных сетей и времени действия устройств защиты, а также времени действия применяемой в таких сетях коммутационной аппаратуры, значения тока через тело человека будут значительно превышать безопасные уровни. Следует, однако, отметить, что степень косвенной опасности электрической сети, например от действия напряжения прикосновения (при прикосновении человека к корпусам электрооборудования и машин, оказавшимся под напряжением вследствие повреждения изоляции одной из фаз), в значительной степени зависит от режима нейтрали. Для установившегося режима однофазного замыкания в этом случае предпочтение следует отдать электрическим сетям с компенсированной нейтралью при резонансной (или близкой к резонансной) настройке компенсирующего устройства. Если учитывать переходные процессы, сопровождающие металлические и дуговые однофазные замыкания на землю, то наиболее благоприятным следует считать электрическую сеть с резистором в нейтрали.

Учитывая изложенное, в сетях напряжением 6...10 кВ, работающих с полностью изолированной от земли нейтралью, предлагается режим работы с резистором в нейтрали, т.е. наложение в аварийном режиме на емкостный ток замыкания активной составляющей, значение которой выбирается из условия

А =(0,4* 1) или Яа =(1 *2,5))1с (2)

Для создания дополнительного искусственного активного тока замыкания на землю могут использоваться высоковольтные резисторы, включаемые между нейтральной точкой сети и землей. В этом случае высоковольтный резистор может включаться:

В нейтраль силового трансформатора при включении его обмоток в звезду и выведенной нулевой точкой;

В нейтраль первичной обмотки специального заземляющего трансформатора;

Между каждой фазой и землей трех сопротивлений, соединенных в звезду с искусственной нулевой точкой.

Кроме того, создание искусственного дополнительного активного тока однофазного замыкания на землю может быть обеспечено включением низковольтного резистора одним из следующих способов:

В качестве нагрузочного резистора вторичной обмотки специального однофазного транс-

форматора, первичная обмотка которого включается между нейтральной точкой сети и землей;

В качестве нагрузочного резистора, подключенного к вторичным обмоткам трех однофазных трансформаторов, включенных по схеме разомкнутого треугольника (первичные обмотки включаются при этом в звезду с заземленной нулевой точкой).

При превышении токов замыкания на землю регламентируемых ПУЭ значений устанавливаются дугогасящие реакторы, которые, как правило, не оборудованы устройствами автоматической настройки индуктивности в резонанс с емкостью сети. Кроме того, зачастую эксплуатационная динамика указанных сетей может превышать 20-процентное изменение параметров изоляции сетей относительно земли (например, карьерные сети). Для указанных сетей нами предлагаются следующие рекомендации по оптимизации заземления нейтрали.

1. Если в сетях напряжением 6. 10 кВ значение емкостного тока однофазного замыкания на землю составляет значение до 10 А и они работают с нейтралью, полностью изолированной от земли, предлагается режим работы с резистором в нейтрали, т.е. наложение в аварийном режиме на емкостный ток замыкания активной составляющей, значение которой выбирается из условия (2). Такой режим обеспечивает подавление переходных процессов, улучшение работоспособности устройств защиты от замыканий на землю, исключает феррорезонансные явления, чем и достигается повышение уровня электробезопасности и надежности.

2. При емкостном токе однофазного замыкания на землю более 10 А предлагается использовать комбинированный режим работы нейтрали. Суть комбинированного режима заземления нейтрали состоит в том, что кроме создания индуктивной составляющей тока однофазного замыкания на землю, предлагается также одновременно накладывать на ток замыкания и активную составляющую.

Таким образом, комбинированный режим заземления нейтрали - это компенсированная сеть с наложением в аварийном режиме дополнительной активной составляющей. Значение накладываемой на сеть активной составляющей тока замыкания на землю должно быть на уровне 30.50 % от емкостной составляющей, т.е., выбираться из условия

1а =(0,3 * 0,5) 1С. (3)

Такой режим обеспечивает подавление переходных процессов, улучшение работоспособности устройств защиты (сигнализации) от замыканий на землю, исключает феррорезо-нансные явления, чем и достигается повышение уровня электробезопасности и надежности и обеспечиваются эксплуатационные показатели, адекватные сетям с резистором в нейтрали даже при расстройках дугогасящего реактора до 50 %.

На рис. 1 для сравнения показаны зоны максимальной кратности перенапряжений от степени расстройки компенсации от резонансного режима в сети с компенсированной нейтралью (зона 1) и в сети с комбинированным режимом работы нейтрали (зона 2). Верхняя и нижняя границы зон соответствуют значениям коэффициента у, равном соответственно 1 и 0,8, который учитывает физические характеристики сети, относительное место повреждения и прочее.

44 40 316 32 28 24 22

Рис. 1. Зависимость кратности перенапряжений от степени расстройки реактора при компенсированном (1) и комбинированном (2) режиме заземления нейтрали

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИМ СПИСОК

1. Лихачев, Ф. В. Повышение надежности распределительных сетей 6-10 кВ [Текст] / Ф. В. Лихачев // Электрические станции. - 1981. -№ 11. - С. 51-56.

2. Пивняк, Г. Г. Несимметричные повреждения в электрических сетях карьеров: Справочное пособие [Текст] / Г. Г. Пивняк, Ф. П. Шкрабец. -М.: Недра, 1993. - 192 с.

3. Серов, В. И. Методы и средства борьбы с замыканиями на землю в высоковольтных системах горных предприятий [Текст] / В. И. Серов, В. И. Щуцкий, В. М. Ягудаев. - М.: Наука, 1985. - 136 с.

4. Сирота, И. М. Влияние режимов нейтрали в сетях 6-35 кВ на условия безопасности [Текст] / И. М. Сирота // Режимы нейтрали в электрических системах. - К., 1974. - С. 84-104.

5. Стогний, Б. С. Анализ эффективности существующих режимов нейтрали сетей 6-35 кВ в энергетике [Текст] / Б. С. Стогний, В. В. Масляник, В. В. Назаров // Науково-прикладний журнал «Техшчна електродинашка». - К., 2002. -№ 3. - С. 37-41.

6. 3 Управление потоками мощности в замкнутых электрических сетях Замкнутые электрические сети, как правило, являются неоднородными, xapaктеризующимися различным отношением Xi/Ri на участках. Неоднородность сети объясняется: - применением различных площадей сечений на разных участках; - наличием трансформаторов, соединяющих в контуре линии разных номинальных напряжений (в этом случае неоднородность особенно сильна). На рисунке 6. 5 естественная мощность, выходящая в линию от источника А, будет равна: (6. 18) 2

где i – номер узла нагрузки; n – число узлов нагрузки в сети. Для однородной сети выражение (6. 18) может быть записано через активные сопротивления участков: (6. 19) Рис. 6. 5 Схема сети: (а) - замкнутая; (б) – разрезанная по источнику 3 питания

Запишем выражение для потерь активной мощности в сети на рис. 6. 5: (6. 20) Выразим мощности S 12 и SБ через SА, S 1 и S 2: (6. 21) Подставим выражения (6. 21) в формулу (6. 20), заменив полные мощности через соответствующие активные и реактивные: (6. 22) 4

Найдем экономичные мощности РАэ и QАэ, соответствующие минимуму потерь активной мощности. Для этого возьмем частные производные выражения (6. 22) по РА и QА и приравняем их нулю: (6. 23) После преобразований получим: (6. 24) Или через полные мощности: (6. 25) 5

В общем виде (6. 25) будет выглядеть так: (6. 26) Сравнение выражения (6. 18) с (6. 26), а также (6. 19) с (6. 26) позволяет сделать следующие выводы: 1) в неоднородной сети естественное распределение мощностей не совпадает с экономичным. 2) в однородной сети естественное распределение мощностей одновременно является экономичным. Таким образом, можно сделать вывод о том, что неоднородность сети вызывает в контуре уравнительную мощность (6. 27) которая приводит к перераспределению потоков мощности по 6 ветвям и увеличению потерь мощности.

Отсюда следует, что для перехода от режима сети с естественным распределением мощностей к экономичному режиму необходимо в контуре компенсировать уравнительную мощность SУ. Это можно сделать, создав в контуре принудительную уравнительную мощность SУ. П, направленную навстречу SУ: (6. 28) Для получения мощности SУ. П в контур необходимо ввести соответствующую ЭДС EЭ. Тогда: (6. 29) где ZК – сопротивление контура. 7

Отсюда требуемая ЭДС EЭ: (6. 30) После преобразований получим продольную EЭ/ и поперечную EЭ// ЭДС, которые необходимо создать в контуре для получения экономичного распределения мощностей: (6. 31) (6. 32) 8

Src="https://present5.com/presentation/34965670_40079705/image-9.jpg" alt="Поскольку в сетях напряжением 110 к. В и выше X>>R, то, если принять R=0,"> Поскольку в сетях напряжением 110 к. В и выше X>>R, то, если принять R=0, тогда: (6. 33) (6. 34) Пример создания положительных уравновешивающих ЭДС EЭ/ и EЭ// показан на рисунке 6. 6, а, где U - напряжение с учётом воздействия ЭДС. Из формул (6. 33) и (6. 34) можно записать: (6. 35) (6. 36) 9

Отсюда следует, что введение в контур продольной ЭДС в основном оказывает влияние на перераспределение реактивных мощностей, а поперечной ЭДС – на перераспределение активных мощностей. Рис. 6. 6 Векторная диаграмма с ЭДС (а) и схема неоднородной замкнутой сети (б) 10

ЭДС в контуре создается трансформаторами, включенными в данный конур. Если в контуре содержится один трансформатор, то (6. 37) где U 0 – напряжение опорного узла; k. Т – коэффициент трансформации трансформатора, учитывающий изменение величины и фазы напряжения. Если в контур включено n трансформаторов, то (6. 38) где коэффициенты трансформации направлению обхода контура. подставляются по 11

Для создания продольной ЭДС достаточно иметь обычные трансформаторы (автотрансформаторы) с ответвлениями. В этом случае (6. 39) При этом трансформаторы с РПН позволяют получить в контуре регулируемую ЭДС. Для создания поперечной или продольно-поперечной ЭДС применяют специальные вольтодобавочные трансформаторы (ВДТ). Пример включения их в контур показан на рисунке 6. 6, б. 12

6. 4 Выбор установки трансформаторов регулирования в замкнутой сети поперечного Конкретный выбор числа и мест установки трансформаторов поперечного регулирования в замкнутой электрической сети с многими контурами и несколькими номинальными напряжениями представляет собой достаточно сложную задачу проектирования. Рассмотрим один из возможных алгоритмов решения данной задачи: 1) на основании расчетов режимов сети определяют естественное и экономичное распределение мощностей при номинальных коэффициентах трансформации трансформаторов связи; 2) находят по формуле (6. 28) требуемые принудительные уравнительны мощности в независимых контурах; 13

3) находят по формулам (6. 31) и (6. 32) параметры устройств продольно-поперечного регулирования для каждого независимого контура, при этом установку этих устройств предусматривают в цепях трансформаторов связи; 4) вводят поочередно устройства продольно-поперечного (поперечного) регулирования в каждый контур и определяют экономическую эффективность его установки. При этом для создания продольной ЭДС максимально использую возможности устройств РПН трансформаторов связи. Установка дополнительного устройства экономически целесообразна, если выполняется условие: (6. 40) где 3 Эt - доход, характеризующийся эффектом от снижения потерь электроэнергии в сети в год t; ИУ. П. Р. t, KУ. П. Р. t - годовые издержки и капитальные затраты на дополнительное устройство поперечного 14 регулирования в год t;

5) принимают к установке устройство поперечного регулирования, дающее наибольшее значение (6. 41) 6) расчеты по п. п. 1 -5 с учетом ранее выбранных устройств поперечного регулирования повторяют до тех пор, пока соблюдается условие (6. 40); 7) находят срок окупаемости каждого из дополнительных устройств поперечного регулирования и в зависимости от его численного значения принимают решение о целесообразности применения данного устройства. В связи с тем, что наибольшее снижение потерь мощности может иметь место как в режиме наибольших нагрузок, так и в других режимах энергосистемы, параметры устройств поперечного регулирования приходится выбирать на основе анализа ряда характерных режимов и их продолжительности. 15

6. 5 Оптимизация режимов работы замкнутых сетей с помощью установок продольной компенсации В связи с тем, что в однородных замкнутых сетях естественное распределение мощностей совпадает с экономичным, переход к экономичному режиму возможен путем настройки сети на однородную. Отметим, однако, что такой способ мало пригоден для сложнозамкнутой сети. Он может быть рассмотрен применительно к одному контуру либо к двум параллельным воздушной и кабельной линиям (рисунок 6. 7). Рис. 6. 7 Схемы неоднородных сетей: (а) – замкнутой; (б) – с двумя 16 параллельными линиями

Пусть на участке 123 (рис. 6. 7, а) отношение индуктивного сопротивления к активному больше аналогичного отношения на участке 143: (6. 42) Для создания однородной сети включим в линию 12 устройство продольной компенсации с сопротивлением Хс такой величины, чтобы (6. 43) Отсюда для настройки сети на однородную емкостное сопротивление должно быть равно (6. 44) 17

Целесообразность такого решения проверяется по критерию чистого дисконтированного дохода (6. 40), в котором учитываются годовые издержки и капитальные затраты на устройство продольной компенсации. 18

Проблема оптимизации режимов энергосистем получила полное становле-ние и развитие за последние 30 лет, хотя первые теоретические исследования в этой области были начаты в Советском Союзе значительно раньше. Еще тогда были установлены принципы оптимального распределения активных мощностей между агрегатами на станциях и станциями в системе, базирующиеся на сопоставлении удельных приростов расходов условного топлива. Были установлены критерии оптимального распределения активных мощностей в энергосистемах при учете влияния потерь активной мощности в сетях и при ограничении энергоресурсов.

Уже на этапе, когда была признана необходимость учета потерь активной мощности в сетях при оптимизации режима, стала очевидной невозможность не только оперативной оптимизации, но даже и предварительных расчетов оптимального режима энергосистем без применения вычислительной техники. В связи с этим много внимания уделялось специализированным аналоговым вычислительным устройствам, которые, однако, были вытеснены универсальными цифровыми вычислительными машинами.

В настоящее время для различных задач оптимизации режима накоплен определенный опыт разработки и сопоставления методов, а также практических расчетов в электроэнергетических системах. Наиболее часто решаются задачи оптимизации режима систем по активной мощности и режима электрической сети, т.е. оптимизации по напряжению, реактивной мощности и коэффициентам трансформации (U, Q и Кт), а также более общая задача комплексной оптимизации режима электроэнергетических систем. Эти задачи решаются при оперативном и автоматическом, т.е. в темпе процесса, управлении режимами электроэнергетических систем и сетей.

Накопленный опыт решения задач оптимизации режима на ЭВМ показывает, что для этих задач наиболее эффективно применение метода приведенного градиента при расчете установившегося режима методом Ньютона.

Задачи оптимизации режимов

Оптимальное управление нормальными режимами в энергетической системе заключается в том, чтобы за рассматриваемый отрезок времени обеспечить надежное электроснабжение потребителя электрической энергией требуемого качества (т.е. при соблюдении требуемых ограничений) при минимально возможных эксплуатационных затратах в системе.

Исключительная сложность оптимального управления режимами определяется не только чрезвычайно большим количеством управляемых элементов, но и тем, что разные регулируемые и настраиваемые параметры следует поддерживать в процессе работы системы оптимальными на большой территории.

Оптимизация режима электроэнергетических систем производится всеми инженерами, связанными с расчетами и практической реализацией функционирования электрической системы. Этим занимаются проектировщики, работники служб режимов, диспетчеры энергосистем, оперативный технический персонал электростанций и электросетей.

Задача комплексной оптимизации режима состоит в определении оптимальных значений всех параметров режима при учете технических ограничений. Это задача нелинейного программирования с ограничениями в виде уравнений установившегося режима и нелинейных неравенств. Переменные в задаче этого типа непрерывны.

При комплексной оптимизации режима определяются оптимальные значения активных и реактивных мощностей генерирующих источников, модулей и фаз напряжений в узлах, коэффициентов трансформации при учете технических ограничений на значения модулей узловых напряжений, углов сдвига фаз на дальних передачах, токов и потоков мощности в линиях, Р и Q генераторов и т.д.

Оптимальный режим должен быть допустимым, т.е. удовлетворять условиям надежности электроснабжения и качества электроэнергии, и, кроме того, наиболее экономичным среди допустимых режимов. Условия надежности электроснабжения и качества электроэнергии при расчетах допустимых режимов учитывают ограничения в виде равенств и неравенств на контролируемые параметры режима. Наиболее экономичный режим - это такой из допустимых, при котором обеспечивается минимум суммарного расхода условного топлива (или издержек) при заданной в каждый момент времени нагрузке потребителей, т.е. при заданном полезном отпуске электроэнергии.

В статье приведены мероприятия по оптимизации режимов работы силовых трансформаторов с целью минимизации потерь электрической энергии. Показано влияние фактического напряжения и срока эксплуатации силовых трансформаторов на потери электроэнергии. Предложено определять экономическую мощность силовых трансформаторов с учетом указанных факторов, а также с учетом времени включения трансформатора в электрическую сеть и формы графика нагрузки.

Задачам оптимизации управления системами электроснабжения уделяется пристальное внимание, начиная с момента появления первых автоматизированных систем проектирования и автоматизированных систем управления на основе компьютеров. Действующие программные системы позволяют проверять реальность и оптимальность проектных решений по отдельным энергетическим объектам, а также надежность функционирования работающей энергосистемы в целом путем решения конкретных технологических задач. Программное обеспечение используется также для сравнительного анализа разных стратегий проектирования, монтажа, оптимизации и эксплуатации при принятии решений на основании состояния и параметров режима электрической сети.

Основными элементами электрической сети являются силовые трансформаторы подстанций и линии электропередачи. Данные элементы в любом аналитическом или синтетическом программном продукте представляются своими математическими моделями. Из всего множества моделей в общем случае можно выделить два основных вида, используемых при решении поставленных задач:

1) Общепринятая графическая модель электрической схемы энергосистемы (включая силовые трансформаторы и ЛЭП);

2) Специализированные модели расчетных схем, описывающие схему электрической сети энергосистемы на уровне требований применяемых математических методов и конкретных технологических задач.

Задачи повышения энергоэффективности систем электроснабжения различных объектов требуют выполнения мероприятий, нередко связанных с инженерными расчетами. Инженерные расчеты в области энергосбережения являются трудоемким процессом. Принимая во внимание сложность и высокую стоимость выполнения таких работ, необходимость и полезность энергосберегающих мероприятий не всегда являются очевидными для руководства предприятий, организаций и учреждений.

Большая часть принимаемых решений строго регламентирована законами, руководящими указаниями и другими нормативными документами. Это дает возможность автоматизировать решения многих частных и комплексных задач, в том числе задач по повышению энергоэффективности эксплуатирующихся силовых трансформаторов.

На трансформаторных подстанциях устанавливаются, как правило, два силовых трансформатора. В зависимости от суммарной нагрузки подстанции в ненагруженные часы выгодно отключать один трансформатор. Такой режим работы следует считать мероприятием по энергосбережению, так как коэффициент полезного действия оставшегося в работе трансформатора приближается к максимальному значению.

Оптимальную нагрузку трансформатора S ОПТ, отвечающую максимально возможному коэффициенту полезного действия, можно найти по формуле :

где S НОМ - номинальная мощность трансформатора, кВ∙А; ΔP ХХ - потери холостого хода, кВт; ΔP КЗ - потери короткого замыкания, кВт.

Отношение оптимальной нагрузки трансформатора и его номинальной мощности является оптимальным коэффициентом загрузки трансформатора k З:

При пользовании формулами (1) и (2) коэффициент загрузки трансформаторов получается достаточно низким (в пределах 0,45÷0,55), так как трансформаторы выпускаются с соотношением потерь холостого хода и короткого замыкания в диапазоне 3,3÷5,0. Обычно в проектной практике пользуются максимальными значениями нагрузки, по которым определяется и загрузка трансформаторов. Коэффициент загрузки оказывается значительно ниже оптимального значения, поэтому находящиеся в настоящее время в эксплуатации силовые трансформаторы имеют низкую загрузку и многие из них работают в неоптимальном режиме.

Потери мощности в силовом трансформаторе определяют по формуле :

где U - фактическое напряжение на выводах обмотки высшего напряжения трансформатора, кВ; U НОМ - номинальное напряжение обмотки высшего напряжения, кВ.

Потери электроэнергии в силовом трансформаторе зависят от времени включения трансформатора, формы графика электрических нагрузок и определяются по формуле:

где Т ГОД - количество часов работы трансформатора в году, ч; τ - время наибольших потерь, определяемое по фактическому графику нагрузки или через справочное значение количества часов использования максимальной нагрузки, ч.

Минимум потерь энергии в трансформаторе в течение года будет при равенстве потерь энергии холостого хода и энергии короткого замыкания. Нагрузку трансформатора, учитывающую показатели графика электрической нагрузки Т ГОД, τ и отвечающую минимуму потерь электроэнергии можно найти с учетом (4) при U=U НОМ:

Проведены сравнительные расчеты по формулам (1) и (5) с учетом средних значений продолжительности использования максимума нагрузки в промышленности . Расчеты показали, что понижающие трансформаторы требуют более высокой загрузки, чем они имеют на практике.

В некоторых случаях может оказаться целесообразным отключение части трансформаторов, работающих на общую нагрузку S Н. Определим экономически выгодную нагрузку S ЭК,Δ P при работе, в пределах которой достигается максимально выгодная загрузка трансформаторов. При изменении нагрузки от нуля до S ЭК,Δ P целесообразна работа одного трансформатора, при нагрузке свыше S ЭК,Δ P , экономически выгодна работа двух трансформаторов. Нагрузка S ЭК,Δ P , при которой целесообразно отключать один из трансформаторов и обусловленная равенством потерь мощности при работе одного и двух трансформаторов определяется по формуле:

Нагрузку S ЭК,Δ W , обусловленную равенством потерь электроэнергии при работе одного и двух трансформаторов, предлагается, по аналогии с (6), определять с учетом времени включения трансформатора и формы графика электрических нагрузок по формуле:

На рисунке согласно уравнениям (3) и (4) представлены зависимости потерь мощности и электроэнергии в силовых трансформаторах двухтрансформаторной подстанции от мощности нагрузки на шинах низшего напряжения S Н.

Рис. - Определение экономической мощности трансформаторов по критериям

минимума потерь мощности и электроэнергии: ΔP 1 , ΔW 1 - потери мощности и энергии при работе одного трансформатора; ΔP 2 , ΔW 2 - потери мощности и энергии при работе двух трансформаторов.

Анализ зависимостей ΔP(S Н) и ΔW(S Н) показывает смещение экономической мощности в сторону ее увеличения при учете времени включения трансформатора и фактического графика электрических нагрузок. При расчетах S ЭК,Δ W по (7) увеличивается интервал экономической мощности. В этом случае увеличивается продолжительность работы подстанции с одним трансформатором при неравномерном графике нагрузки. Экономия достигается за счет отсутствия потерь холостого хода отключенного трансформатора.

Влияние фактического напряжения U на выводах трансформатора на потери мощности и энергии отражают формулы (3) и (4). С целью снижения потерь целесообразно установить такой режим трансформатора, при котором напряжение на обмотках высшего напряжения не будет превышать номинальное значение. Существенное снижение напряжения также недопустимо, поскольку может не обеспечить требования ГОСТ по отклонению напряжения у потребителя. Снижение напряжения на подстанциях приводит также к увеличению потерь электроэнергии в линиях электропередачи.

Следует отметить, что в рамках жизненного цикла силового трансформатора наблюдаются изменения магнитных свойств электротехнической стали и рост потерь холостого хода ΔP ХХ. При расчетах потерь электроэнергии в силовых трансформаторах рекомендуется использовать фактические значения потерь холостого хода, полученные путем измерений в условиях эксплуатации. Это в первую очередь относится к группам силовым трансформаторам, находящимся в длительной эксплуатации. Последние исследования показывают, что для силовых трансформаторов со сроком эксплуатации более двадцати лет паспортные потери холостого хода ΔP ХХ.ПАСП при расчетах должны быть увеличены на 1,75% за каждый год эксплуатации сверх 20 лет :

где T СЛ - срок эксплуатации трансформатора, лет.

Тогда с учетом (2), (4), (5) и (8) оптимальный коэффициент длительной загрузки силового трансформатора, находящегося в эксплуатации более 20 лет, должен определяться по формуле:

Очевидно, что отключение по экономическим соображениям части трансформаторов не должно отражаться на надежности электроснабжения потребителей. С этой целью выводимые из работы трансформаторы должны сопровождаться устройствами автоматического ввода резерва. Целесообразно автоматизировать операции отключения и включения трансформаторов. Для сокращения числа оперативных переключений частота вывода трансформаторов в резерв не должна превышать 2-3 раз в сутки. Кроме того, загрузка трансформаторов, определяемая по формулам (7) и (9) не должна превышать допустимые значения . Исходя из соотношения показателей экономичности и надежности, рассматриваемые в настоящей статье подходы, являются весьма актуальными для подстанций, имеющих сезонные колебания нагрузки.

Приведенные в настоящей статье положения по оптимизации режимов работы трансформаторов реализованы в виде программного обеспечения . Веб-сервис «Онлайн Электрик» позволяет руководителям предприятий и учреждений достаточно оперативно оценивать технико-экономические показатели мероприятий по повышению энергоэффективности работы трансформаторного оборудования и устанавливать их целесообразность, а энергоаудиторам - качественно дополнять и обосновывать энергетические паспорта зданий и сооружений в сокращенные сроки.

Реализация энергосберегающих мероприятий на трансформаторном оборудовании посредством ресурсов «Онлайн Электрик» имеет целый ряд преимуществ по сравнению с классическим решением подобных задач «вручную» или на программном обеспечении, устанавливаемом на персональных компьютерах, а именно:

1) не нужно приобретать и устанавливать прикладные программы на компьютер;

2) имеется возможность подключения к системе из любой точки планеты;

3) пользователю нет необходимости отслеживать и постоянно обновлять версии программного обеспечения;

4) отчеты с предоставлением используемых формул позволяют убедиться в достоверности расчетов.

Список используемых источников

1. Киреева, Э.А. Полный справочник по электрооборудованию и электротехнике (с примерами расчетов): справочное издание / Э.А. Киреева, С.Н. Шерстнев; под общ.ред. С.Н. Шерстнева.- 2-е изд., стер.- М.-: Кнорус, 2013.- 864 с.

2. Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д. Л. Файбисовича. - 4-е изд., перераб. и доп. - М. : ЭНАС, 2012. - 376 с. : ил.

3. ГОСТ 14209-97. Руководство по нагрузке силовых масляных трансформаторов.- Введ. 2002.01.01.- Минск, 1998.

4. Коротков, А.В. Методы оценки и прогнозирования энергетической эффективности электротехнических комплексов городских распределительных сетей [Электронный ресурс]: автореф. дис. … канд. техн. наук: 05.09.03 / Коротков А.В.; Санкт-Петербургский государственный политехнический университет. - Электрон. текстовые дан. (1 файл: 283 Кб). - Санкт-Петербург, 2013. - Загл. с титул. экрана. - Электронная версия печатной публикации. - Свободный доступ из сети Интернет (чтение, печать, копирование). - Текстовый файл. - Adobe Acrobat Reader 7.0. - .

5. Онлайн Электрик: Интерактивные расчеты систем электроснабжения. - 2008 [Электронный ресурс]. Доступ для зарегистрированных пользователей. Дата обновления: 08.02.2015. - URL: http://www.online-electric.ru (дата обращения: 08.02.2015).

Оптимизация режима сети по активной и реактивной мощностям.

Оптимальное управление нормальными режимами (НР) в ЭС заключается в том, чтобы за рассматриваемый период времени обеспечить надежное электроснабжение потребителя ЭЭ требуемым количеством при минимальных эксплуатационных затратах за этот период.

Оптимизация режимов соответствует требованиям достижения наибольшего народно-хозяйственного эффекта по критерию минимального расхода условного топлива (у.т).

Оптимизация режимов по принципам оперативно-диспетчерского управления ЭС осуществляется на различных временных и территориальных уровнях.

Оптимизация текущего режима – оптимизация режима за отрезок времени не более одного часа, при этом параметры режима в течение рассматриваемого отрезка времени постоянны. Оптимизация текущего режима (ОТР) применяется в ЭС не содержащих ГЭС и ТЭЦ с ограниченным запасом топлива, т.е. при условии, что нет ограничения на количество энергоносителя за некоторый период времени. При этом каждый момент времени можно рассматривать независимо от других, т.е. свести задачу управления ЭС в течение некоторого периода времени (суток) к последовательности независимых задач управления в каждый момент времени.

В действительности от момента сбора информации, расчета на ЭВМ до реализации режима проходит время. Поэтому можно говорить лишь о темпе выдачи управляющих воздействий (ежечасной, через каждые 10 минут, каждую минуту).

В качестве (минимизируемой) целевой функции принимаются издержки за интервал времени между двумя, управляющими воздействиями, либо (при равенстве этих интервалов) издержки в единицу времени.

Допустимый режим должен удовлетворять условиям надежности электроснабжения и качества электроэнергии, выраженных в виде ограничений-равенств и неравенств на контролируемые параметры режима.

Оптимальный режим – такой из допустимых, при котором обеспечивается минимум суммарного расхода у.т. при заданном полезном отпуске электроэнергии.

Три вида задач оптимизации режимов:

1) оптимизация энергии энергосистемы по активной мощности ТЭС (распределение Р между электростанциями);

2) оптимизация режима электрической сети, уменьшение ΔР при оптимизации режима по U , Q и n ;

3) более общая задача комплексной оптимизации режима ЭС.

1) Первая задача позволяет найти Р электростанций, соответствующие минимуму суммарного расхода у.т. с приближенным учетом потерь в сети при заданных нагрузках потребителей.

Если не учитывать ограничения-неравенства на Р электростанций и сетей, то в математической постановке – это задача на условный экстремум, решаемая методом Лагранжа.

При учете ограничений-неравенств на Р станций и линий – это задача нелинейного программирования.

2) Оптимизация режима электрических сетей приводит к уменьшению ΔР в результате оптимального выбора напряжения узлов, Q источников и коэффициентов трансформации регулируемых трансформаторов при учете технических ограничений.

3) Комплексная оптимизация режима позволяет находить значения Р станций, генерируемых Q , такие модули и фазы U в узлах сети при учете технических ограничений.