Электроснабжение и энергосбережение by Донецкий политехник (Донецкий национальный технический университет)

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧЕРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ «ДОНЕЦКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИЙ ФАКУЛЬТЕТ

ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ И ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ

ДОКЛАДЫ ВУЗОВСКОЙ НАУЧНОЙ КОНФЕРЕНЦИИ Донецк 15 апреля 2020 г.

Донецк, 2020

ДОНЕЦКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ЭЛЕКТРОТЕХНИЧЕСКИЙ ФАКУЛЬТЕТ

ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ И ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ

ДОКЛАДЫ ВУЗОВСКОЙ НАУЧНОЙ КОНФЕРЕНЦИИ Донецк 15 апреля 2020 г.

Донецк, 2020

УДК 621.3 ББК 31 Редакционная коллегия: Левшов А.В. – к.т.н., доц., заведующий кафедрой «Электроснабжение промышленных предприятий и городов» (ЭПГ); Куренный Э.Г., д.т.н., проф. каф. ЭПГ; Якимишина В.В., к.т.н. доц. каф. ЭПГ; Бершадский И.А., д.т.н., проф. каф. ЭПГ; Ковалев А.П., д.т.н., проф. каф. ЭПГ; Чурсинов В.И., к.т.н., доц. каф. ЭПГ; Чурсинова А.А., к.т.н., доц. каф. ЭПГ. Электроснабжение и энергосбережение [Электронный ресурс]: материалы Вузовской научно-практической конференции студентов, г. Донецк, 15 апреля 2020г. / отв. ред. А.А. Чурсинова / ГОУВПО ДОННТУ. – Донецк: ДОННТУ, 2020. – 41 с.

В материалах конференции представлены тезисы докладов студентов магистрантов направления подготовки 13.04.02 «Электроэнергетика и электротехника», магистерские программы «Электроснабжение и энергосбережение» и «Электроэнергетические системы и сети».

Рекомендовано ученым советом ГОУВПО «Донецкий национальный технический университет» Протокол № 10 от 09.04.2020 г.

Оглавление

МЕТОД ДИНАМИЧЕСКОЙ КОРРЕКЦИИ ОПЫТНЫХ ЗАПИСЕЙ ПРОЦЕССОВ В СИСТЕМЕ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

М.А.Баран О ЖИВУЧЕСТИ ОБЪЕКТОВ ЭНЕРГЕТИКИ Ф.А. Бедин АНАЛИЗ ВОЗМОЖНЫХ СПОСОБОВ ХИЩЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И МЕТОДИКА ИХ ВЫЯВЛЕНИЯ

В.А.Глазунов ОЦЕНКА НАДЕЖНОСТИ УЗЛОВ НАГРУЗКИ ПОДСТАНЦИИ 110/6 КВ. В.В. Голяшов РАЗРАБОТКА МЕРОПРИЯТИЙ ПО ДИАГНОСТИКЕ СОСТОЯНИЯ ИЗОЛЯЦИИ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ, С ЦЕЛЬЮ ПОВЫШЕНИЯ НАДЁЖНОСТИ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ. Н.А. Дворядкин МНОГОУРОВНЕВАЯ КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ О.В.Задирака ОЦЕНКА НАДЕЖНОСТИ СЛОЖНЫХ ПО СТРУКТУРЕ СХЕМ СИСТЕМ СНАБЖЕНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ С УЧЕТОМ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ЭЛЕМЕНТОВ

А.О. Калинин АНАЛИЗ ИСТОЧНИКОВ ЧАСТИЧНЫХ РАЗРЯДОВ И МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ, ПРОИСХОДЯЩИХ В ИЗОЛЯЦИИ ТРАНСФОРМАТОРОВ, ПОД ВОЗДЕЙСТВИЕМ ЧАСТИЧНЫХ РАЗРЯДОВ А.М. Камуз ПОВЫШЕНИЕ КОНКУРЕНТНОСПОСОБНОСТИ ПРОДУКЦИИ ЗА СЧЕТ ЭКОНОМИИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

А.Ю. Кармазин РАЗРАБОТКА СХЕМЫ ЗАЩИТЫ ОТ ИМПУЛЬСНЫХ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ В СЕТИ 0.4 кВ УЧЕБНОГО КОРПУСА УНИВЕРСИТЕТА

С.А. Кужелев К ВЫБОРУ МОЩНОСТИ КОМПЕНСИРУЮЩИХ УСТАНОВОК А.А. Ломовцев

АНАЛИЗ УСТАНОВИВШИХСЯ И ПЕРЕХОДНЫХ РЕЖИМОВРАБОТЫ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ПРОМЫШЛЕННОГО ПРЕДПРИЯТИЯ

А.В.Пархоменко РАЗРАБОТКА ТРЕБОВАНИЙ К УСТРОЙСТВАМ АВТОМАТИКИ И ЗАЩИТЫ ОТ ПОТЕРИ ПИТАНИЯ СИНХРОННЫХ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ

Д.К.Пикалова МОДЕЛИРОВАНИЕ И АНАЛИЗ ПРОЦЕССОВ, ПРОИСХОДЯЩИХ В ИЗОЛЯЦИИ КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ ПОД ВОЗДЕЙСТВИЕМ ЧАСТИЧНЫХ РАЗРЯДОВ В.А. Сабельников ВЛИЯНИЕ НЕСИНУСОИДАЛЬНЫХ ПОМЕХ НА КОНДЕНСАТОРНЫЕ УСТАНОВКИ

А.М.Савченко ОЦЕНКА ПОЖАРОБЕЗОПАСНОСТИ ГПП ПРЕДПРИЯТИЯ Р.А.Сихно

ВЫБОР МОЩНОСТИ КОМПЕНСИРУЮЩИХ УСТАНОВОК ПРИ ПОПЕРЕЧНОЙ КОМПЕНСАЦИИ

А.Н. Сулим АНАЛИЗ НАДЕЖНОСТИ В СИСТЕМАХ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ В.М.Татарских РАЗРАБОТКА МОДЕЛИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ ДЛЯ УПРАВЛЕНИЯ КАЧЕСТВОМ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ Б. Якубчак

УДК 621.311 МЕТОД ДИНАМИЧЕСКОЙ КОРРЕКЦИИ ОПЫТНЫХ ЗАПИСЕЙ ПРОЦЕССОВ В СИСТЕМЕ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ Студент гр.ЭПГм-18 М.А.Баран, руководитель проф., дтн. Э.Г.Куренный Постановка задачи. В электроснабжении промпредприятий встречаются сложные задачи, в которых практически невозможно дать адекватное математическое описание предмета исследований. Одной из них является задача прогнозирования процесса изменения во времени мгновенных значений тока замыкания на землю (кривой тока). Еѐ достоверное решение может быть получено только опытным путем. Осциллографирование осуществляется с динамической погрешностью, зависящей от заданного шага дискретизации (для цифрового осциллографа ОЦ) или принятого при считывании ординат (для светолучевого осциллографа ОС) [1, рис. 5.20]. Для восстановления исходного процесса требуется коррекция ординат записанного процесс . Цель статьи является разработка метода повышения точности коррекции с применением кубического сплайн-интерполяции. Для определѐнности рассматривается задача коррекции осциллограммы кривой тока, записанной ОС в сети 6кВ одного из предприятий. Этот осциллограф устарел, но далеко не всегда удается повторить опыты с помощью ОЦ, так как в эксплуатации с большой осторожностью относятся к таким экспериментам. Поэтому скорректированная осциллограмма сохраняет практическое значение. Динамическая модель. ОC модулируется динамическим звеном второго порядка с двумя постоянными времени: характеризует инерционность, а – колебательность. При звено является колебательным, а при – инерционным. Амплитудная частотная характеристика (АЧХ) √ относится к синусоидальным колебаниям с угловой частотой . Она была определена экспериментально. Выполненная поп опытным точкам аппроксимация методом наименьших квадратов дала значения мс, соответствующие критическому успокоению [1, стр. 127]. В этом случае требования стандарта [2] выполняются для большего частотного диапазона. Исходный и записанный процесс связан между собой дифференциальным уравнением [3, (2.49)] , где – оператор дифференцирования. Метод коррекции. Идея метода коррекции проста: из дифференциального уравнения следует, что ординаты искомого процесса определяются по ординатам записанного процесса согласно выражению . Теоретически искомый процесс можно воспроизвести точно при бесконечном количестве ординат, когда расстояние между соседними ординатами равно нулю. Практически ординаты считываются с шагом . Это приводит к ошибке в вычислении производных, особенно второго порядка. Чем больше , тем больше погрешность. Для минимизации погрешностей в работе предложено использовать параболическую сплайн-интерполяцию. Она заключается в следующем. В начале рассматривается момент времени c ординатой . Кроме этой ординаты берутся две ординаты справа и слева с ординатами и при и . Через три точки с 6

координатами , , и непрерывном диапазоне абсцисс от 0 до

проводится парабола вида . В производные вычисляются точно: , . Для рассматриваемого момента времени скорректированная координата . Затем рассматривается следующий момент времени с и две ординаты и в момент времени и , проводится парабола уже с другими коэффициентами , и , для вычисляется скорректированная ордината и т.д. Для записанной осциллограммы ординаты считываются с шагом в 5мм, которому соответствует значение . Результаты коррекции для начального участка кривой представлены в табл. 1, в последней строке которой приведены значения, показывающие во сколько раз коррекция меняет ординату. Они подтверждают необходимость коррекции. Таблица 1. Коррекция осциллограммы тока металлического замыкания на землю. ………. ,А

14,26

30,5

69,8

111,6

150

45,6

,А

6,3

10,68

44,8

53,9

62,5

24,5

,А

9,8

16,5

52,1

80,3

100

33,6

Графически результаты коррекции представлены на рис.1. Наибольшие расхождения между исходной свободной составляющей тока (пунктирная кривая) и скорректированной (сплошная линия) наблюдается на начальном участке. На рисунке приведена ожидаемая осциллограмма тока (штриховая кривая) для случая использования гальванометра с частотой 120 Гц.

Рисунок 1. – Кривые тока замыкания на землю: 1 – исходная свободная составляющая тока, 2 – скорректированная кривая, 3 – ожидаемая осциллограмма тока. 7

Перейдем к ЦО. На заводе, где проводились опыты, вместо устаревшего ОГ стал использоваться ЦО типа Recon-8 с частотой дискредитации 5000 Гц, которой соответствует с. Выясним можно ли применять этот осциллограф для регистрации кривой тока замыкания на землю, в которой встречаются гармоники до 37-й включительно. В ТОЭ [4, §171] отмечается, что для достаточно точного воспроизведения гармоники еѐ цикл должен быть разбит не менее чем на 18 частей. Так как цикл гармоники в раз меньше длительности 0,02с цикла первой гармоники. Без коррекции можно осциллографировать с номером, не превышающим значения . Это намного меньше 37. Следовательно, при осциллографировании тока замыкания на землю таким осциллографом коррекция необходима. Вывод. Динамическую погрешность осциллографирования токов замыкания на землю целесообразно корректировать путем параболической сплайн-интерполяции. Перечень источников 1. Электрические измерения / под ред. В.Н.Малиновского. – М: Электроатомиздат, 1985, – 416 с. 2. ГОСТ 9829–81. Показатели точности измерений и формы представления результатов измерений. 3.Теория автоматического управления/ под ред. А.А.Воронова. – М.: Высшая школа, 1997. – 303 с. 4.Бессонов Л.А. Теоретические основы электротехники. – М.: Высшая школа, 1964. – 750 с. О ЖИВУЧЕСТИ ОБЪЕКТОВ ЭНЕРГЕТИКИ Студент гр.ЭПГзм-18 Ф.А. Бедин, руководитель доц., ктн. В.В. Якимишина Впервые в мире понятие живучести было сформулировано русским адмиралом Степаном Осиповичем Макаровым - это способность судна продолжать бой, имея повреждения в различных боевых частях. В энергетике под живучестью понимается свойство объекта противостоять возмущениям, не допуская их каскадного развития с массовым нарушением питания потребителей. В атомной энергетике существует принцип единичного отказа. Этот принцип заключается в том, анализируются последствия аварийного отключения какого-либо элемента и одновременно с этим возникал случайный отказ в любой части системы, что не должно приводить к нарушению безопасности АЭС. Следовательно, АЭС не должна терять своей живучести при совпадении в пространстве и времени любых двух случайных событий, появляющихся в любых ее системах и имеющих различную частоту появления длительность существования. Частота (вероятность) появления таких двойных событий и будет характеризовать живучесть АЭС Живучесть электроэнергетической системы (ЭЭС) зависит от ее структуры, конфигурации, надежности электрооборудования, средств релейной защиты и противоаварийной автоматики, а также от квалификации обслуживающего персонала, запаса устойчивости, резерва активной мощности и т.д. При эксплуатации ЭЭС наблюдается появление так называемых цепочных аварий из-за последовательного отказа в срабатывании нескольких выключателей при отключении повреждений. Цепочные аварии наблюдались в 25 ЭЭС и двух ОЭС бывшего СССР. За 5 лет было зафиксировано 75 цепочных аварий. В 81 % случаев цепочные аварии происходили из-за повреждений в сети и отказа в функционировании защитных коммутационных аппаратов. На цепочечные аварии приходится 90 % народнохозяйственного ущерба. 8

Показателем живучести может служить частота появления системных цепочных аварий с различной глубиной нарушения электроснабжения. На современном этапе развития техники и технологии для оценки живучести узлов нагрузки и надежности схем систем электроснабжения (СЭС) широкое распространение получили элементные методы. В этих методах, предполагается, что СЭС состоит из отдельных самостоятельных (в смысле анализа надежности) элементов, исключаются из рассмотрения функциональные зависимости между параметрами отдельных элементов устройства. Рассматриваемые СЭС состоят из элементов: линии электропередачи, трансформаторы, выключатели, отделители, разъединители, автоматические выключатели и т.д. Под узлами схемы понимают физические пункты СЭС, которые непосредственно связаны не менее чем с тремя направлениями передачи энергии, т.е. обычно это сборные шины или секции распределительных устройств и т.д. Для элементов СЭС введены понятия: отказ типа «обрыв цепи» и отказ типа «короткое замыкание» («КЗ»). Кроме перечисленных видов отказов предлагается учитывать и переход аварии через коммутационный аппарат. Нецелесообразно делить отказы, которым подвергается электрооборудование в процессе эксплуатации более чем на три вида. Решение этих проблем позволит практически не допускать появление каскадных аварий в энергосистемах. В качестве показателя живучести узла нагрузки в работе используется частота появления цепочной аварии, т.е. частота отключения узла нагрузки при возникновении КЗ в защищаемом элементе сети и отказе в срабатывании ряда защитных коммутационных аппаратов (ЗКА), через которые прошел сквозной аварийный ток [1]. m 1 n H r  m   j  i2  i2 2 j 1 i 1

(1)

где λj – параметр потока независимых КЗ в j-м элементе сети; ωi – параметр потока отказов в срабатывании i-го защитного коммутационного аппарата; Θ – интервал времени между диагностикой системы отключения i-го защитного коммутационного аппарата вместе с его релейной защитой или системы АВР; m – число защитного коммутационных аппаратов, через которые протекал сквозной аварийный ток (при этом действие их основной или резервной РЗ обязательно), или число секционных коммутационных аппаратов с АВР, отказавших во включении; n – число единиц электрооборудования, получающих электроэнергию от i-го коммутационного аппарата и входящие в зону действия его токовых защит. В случае, если сроки диагностики систем отключения защитного коммутационного аппарата будут одинаковы (то есть, Θi = Θ, i= 1..m), формула (4.1) примет вид:

Hr 

m 1 n 2m   i2  m  j 2 j 1 i 1

(2)

Вероятность появления каскадной аварии (или потеря живучести узла нагрузки) Q(t) в течение времени t можно определить по выражению: Qt  1  e  H rt , (3) В том случае, если H r i t  0,1 , тогда

Qt   H r t

(4) Выводы: Предложена инженерная формула позволяющая оценить живучесть узла нагрузки. Литература: 1. Ковалев А.П., Якимишина В.В. О живучести объектов энергетики. – Промышленная энергетика, 2006, №1, С. 20-26. 9

АНАЛИЗ ВОЗМОЖНЫХ СПОСОБОВ ХИЩЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И МЕТОДИКА ИХ ВЫЯВЛЕНИЯ Студент гр.ЭПГм-18 В.А.Глазунов, руководитель доц., ктн. В.И.Чурсинов Электроэнергия - это уникальный продукт, для передачи которого от производителя к потребителю другие ресурсы не используются. При передаче электроэнергии в любую часть электрической сети возникают потери электрической энергии, поэтому снижение потерь электрической энергии в электрических сетях является одной из наиболее важных областей энергосбережения. Таким образом, абсолютные потери это разница между произведѐнной электроэнергией и продуктивно потреблѐнной. Технические потери – формируются расчѐтным путѐм, и связаны с физическими процессами, протекающими в электрических сетях. Возникают во время транспортировки электроэнергии по линиям передач, еѐ распределения и трансформации. Коммерческие потери – разность между абсолютными потерями электроэнергии и техническими. Одним из видов коммерческих потерь электроэнергии являются ее хищения. Практика энергоснабжающих организаций показывает, что масштабы этого явления приобретают в последние годы катастрофический характер. Из-за многочисленных случаев хищения энергоснабжающие организации несут значительные убытки, ежегодно исчисляемые сотнями миллионов рублей. В рыночной экономике электричество - это продукт, который можно не только продать или купить, но и украсть, растратить или присвоить. Такие незаконные действия определяются одним общим понятием - воровство. С точки зрения закона, кража - это преднамеренный незаконный захват чужого имущества с целью обратить его в свою пользу или распоряжаться им как своим собственным. В точках разграничения электрических сетей организаций энергосбыта с электрическими приемниками потребителей устанавливается граница между балансом собственности и эксплуатационной ответственностью обеих сторон. Именно в эти моменты в соответствии с договорными отношениями сторон продажа электроэнергии осуществляется по установленным тарифам. Кража электроэнергии способствует общеизвестной особенности этого продукта, которая заключается в том, что его производство, передача, распределение и приобретение (потребление) происходят одновременно. На всех этих этапах этот продукт невозможно хранить. Завершающим этапом этого цикла является продажа электроэнергии потребителям, которая определяет коммерческие (финансовые) результаты деятельности организаций энергосбыта. Электроэнергия универсальна и способна неограниченно превращаться практически во все другие виды энергии. Потребителями электроэнергии являются различные по режиму работы и характеру потребления электроприемники, имеющие неравномерный график нагрузок, создающие «пики» и «спады» потребления в системах электроснабжения. Диапазон мощностей электроприемников весьма широк - от тысячных долей до тысяч киловатт и более в единице. Многие электроприемники наряду с активной мощностью потребляют и реактивную мощность, причем у некоторых из них (например, у сварочных трансформаторов) доля потребления реактивной мощности превосходит долю потребления активной мощности. Это вызывает дополнительные потери электроэнергии и напряжения в сети, ухудшает пропускную способность сетей и требует значительных затрат на компенсацию реактивной мощности. Из-за больших объемов передаваемой электроэнергии, значительного числа потребителей с различным характером нагрузок, наличия технических и коммерческих 10

потерь электроэнергии и т. д. имеют место существенные различия в результатах ее измерения расчетными и контрольными приборами учета. Производители и потребители электроэнергии могут участвовать в процессе ее куплипродажи только при предварительном соединении источников электроэнергии с электропринимающими устройствами. В связи с этим между обеими сторонами заключается договор технологического присоединения к электрическим сетям, который определяет порядок взаимодействия сторон в части эксплуатации электроустановок, ведения учета потребляемой электроэнергии, обеспечения ее надлежащего качества на границе балансовой принадлежности и т. д. Расчеты за потребление электроэнергии, а для абонентов, рассчитывающихся по двухставочному тарифу, и за потребляемую (заявленную к использованию) мощность, производятся в установленном порядке по договору энергоснабжения. По такому договору энергоснабжающая организация обязана подавать абоненту через присоединенную сеть электроэнергию; абонент обязуется ее оплачивать и соблюдать предусмотренный договором режим ее потребления, а также обеспечивать безопасность эксплуатируемых им электросетей и средств учета электроэнергии. Указанные особенности процесса производства, передачи и сбыта электроэнергии, а также наличие протяженных разветвленных магистральных и распределительных электросетей сложной конфигурации создают благоприятные предпосылки для хищения электроэнергии. Становится ясно, что радикальное решение проблемы хищений возможно только в рамках, заданных государством. Для этого необходимо усиление государственного воздействия на организацию и осуществление целенаправленной политики повышения энергоэффективности отечественной экономики, в том числе за счет снижения коммерческих потерь электроэнергии и предотвращения ее хищений. При этом важно, что убытки от хищений электроэнергии несут не только энергоснабжающие организации, но и государственный бюджет, поскольку снижение реализации данной продукции приводит к соответствующему уменьшению объемов уплачиваемых налогов. Огромное количество разнообразных способов и видов хищения электроэнергии можно дифференцировать по отдельным группам, например: по группам потребителей электрической энергии: промышленные потребители электроэнергии; потребители в обобществленном секторе; потребители в бытовом секторе и т.д.; по способам хищения: расчетные способы; за счет нарушения схемы измерительного комплекса; за счет несанкционированного подключения к питающим магистралям и вводам в здания; за счет технического несовершенства существующих приборов учета и измерительных ТТ и ТН; путем использования безучетных скрытых проводок; путем механического воздействия на счетный механизм приборов учета и др. Однако ввиду отсутствия достоверных статистических данных по способам (видам) хищения электроэнергии в такой классификации нет необходимости, поскольку нет возможности применить какие–либо строгие математические методы для количественной оценки масштабов проблемы. Поэтому представляется целесообразным на данном этапе просто разделить способы хищения электроэнергии на расчетные и технологические (технические): эти группы включают все существующее на данный момент многообразие способов и видов хищения электроэнергии. К технологическим способам относятся хищение электроэнергии в питающих электросетях, хищение путем изменения схем первичной и вторичной коммутации к приборам учета и измерительным ТТ и ТН, а также хищение путем внешнего воздействия на счетный механизм приборов учета электроэнергии. В электроустановках потребителей электрической энергии имеется целый ряд благоприятных предпосылок для ее хищения, в том числе: 11

отсутствует правовая база в виде подзаконных актов и ведомственных нормативных документов; со стороны энергосбытовых организаций к расхитителям электрической энергии не применяются какие-либо радикальные меры воздействия; не принимаются какие-либо масштабные меры по предотвращению фактов хищения электроэнергии; расчетные счетчики находятся во многих случаях на балансе и на территории потребителей электрической энергии, несмотря на то, что это запрещено; в целях обеспечения безопасной установки и замены счетчиков в сетях напряжением до 1000В ПУЭ предписывают установку вводных коммутационных аппаратов или предохранителей до схемы подключения счетчиков, что создает условия для подключения неучтенной нагрузки; воздушные линии электропередачи напряжением до 1000 В и вводы в здания в большинстве случаев выполнены из проводов без изоляции, имеют значительное количество ответвлений и спусков, что также создает условия для подключения нагрузки помимо учета; многие типы индукционных расчетных счетчиков обладают рядом конструктивных недостатков, в т. ч.: отсутствие стопорных приспособлений или реверсивных устройств в измерительном механизме счетчика; доступность его клеммных зажимов; высокая погрешность измерений; сравнительно узкий диапазон измерений по току нагрузки (для сравнения: у индукционных счетчиков этот диапазон составляет от 5 до 400 %, а у электронных счетчиков — от 1 до 1000 %) и т. п. До сих пор ни в технической, ни в нормативно-правовой литературе эти вопросы должным образом и в надлежащем объеме не рассматривались. УДК 622.333.002 ОЦЕНКА НАДЕЖНОСТИ УЗЛОВ НАГРУЗКИ ПОДСТАНЦИИ 110/6 КВ. Студент гр.ЭПГзм-18 В.В. Голяшов, руководитель доц., ктн. В.В. Якимишина Введение. Проблема оценки надежности электроснабжения электроэнергетических систем и сетей промышленных предприятий занимает центральное место, как при эксплуатации, так и при проектировании. Под узлом нагрузки будем понимать: питающую промышленное предприятие подстанцию, либо одну из секций ее шин. Надежность электроснабжения узлов нагрузки определяется в следующих режимах: статический, динамический и ремонтный. В статическом режиме учитываются повреждения элементов типа «обрыв цепи». К повреждениям такого типа будем относить отказы во вторичных цепях релейной защиты и автоматики, которые приводят к автоматическому отключению выключателей, ложное и излишнее срабатывание защиты. Зная число аварийных отключений выключателей в единицу времени, находим параметр потока отказов типа «обрыв цепи». Зная число выявленных в результате диагностики системы отключения выключателя повреждений, число выключателей на подстанции одного класса напряжения, время наблюдения – определяется параметр потока «отказов в срабатывании» системы отключения i-того коммутационного аппарата. В динамическом режиме учитываются: отказы типа «короткое замыкание» (КЗ) и отказ системы отключения выключателя в срабатывании при появлении (КЗ) в зоне действия его токовой защиты. Повреждение типа «КЗ» может происходить в элементах сети, через которые проходит первичный рабочий и аварийный ток (отходящие от коммутационного аппарата линии, шины, разъединители, обмотки силовых трансформаторов и др.) 12

В ремонтном режиме учитываются ошибки обслуживающего персонала при различных ремонтных переключениях, которые могут приводить либо к поражению человека электрическим током, либо к обесточению узла нагрузки. Живучестью узла нагрузки будем понимать способность потребителей и их автоматических средств защиты противостоять возмущениям, которые могут привести к аварийному его отключению. Живучесть узла нагрузки определяется в динамическом режиме, т.е. когда в системе случайно происходят «КЗ». Цель исследования. Оценить надежность узла нагрузки подстанции с учетом отказов элементов схемы в статическом, динамическом и ремонтном режимах работы. Результаты исследования. Показателем живучести узла нагрузки может быть частота появления системных цепочечных аварий с различной глубиной нарушения электроснабжения [1]. Частота их возникновения при «КЗ» в защищаемом элементе сети и отказ в срабатывании ряда защитных коммутационных аппаратов, через которые прошел сквозной аварийный ток, можно оценить по формуле [2] Hr 

1 2

j 1

i 1

  j  i2i2

(1)

где  j - параметр потока КЗ в j-том элементе сети;  i - параметр потока отказов в срабатывании коммутационного аппарата;  i - интервал времени между диагностикой системы отключения защитного

коммутационного аппарата; m – число защитных коммутационных аппаратов через которые прошел сквозной аварийный ток и привел в действие их релейные защиты; n – число отрезков линий отходящих от i-тых защитных коммутационных аппаратов. При исчезновении напряжения, подаваемого на узел нагрузки (секции шин подстанции), происходит отключение вводного КРУ защитой минимального напряжения («нулевая» защита), блок-контакты отключившегося выключателя запускают АВР на секционном выключателе и обеспечивают бесперебойное электроснабжение шин подстанции. В этом случае аварийное отключение узла нагрузки происходит при совпадении в пространстве и времени двух событий: аварийное отключение вводного КРУ защитой минимального напряжения и отказ в срабатывании АВР на секционном выключателе. Параметр потока аварийных отключений узла нагрузки по описанной выше причине определим следующим образом: H r  0,5  oj  i2  i2 (2) где  oi - параметр потока аварийных отключений i-того вводного КРУ из-за действия защиты минимального напряжения;  i - параметр потока отказов в срабатывании системы АВР на i-том секционном коммутационном аппарате;  i - интервал времени между диагностиками системы отключения АВР на i-том секционном коммутационном аппарате Формулы (1) и (2) справедливы при выполнении следующих условий: интервалы времени между появлениями КЗ в элементах сети, интервалы времени между отключениями вводных КРУ защитой минимального напряжения и интервалы времени между отказами в срабатывании защитных коммутационных аппаратов не противоречат экспоненциальной функции распределения вероятностей с параметрами соответственно: k ,  oi , i и выполняются следующие соотношения: (3) i  i < 0,1 13

При выводе формул (1) и (2) были приняты следующие допущения: устройства защиты могут выходить из строя только тогда, когда они находятся в режиме ожидания; если к моменту возникновения повреждения в сети, на которое должна реагировать РЗ, она находилась в исправном состоянии, то маловероятен ее выход из строя в режиме тревоги [3]. Результаты расчета, проведенного в магистерской работе, показывают, что по вине персонала происходит более 40 % аварийных отключений секции шин. На кафедре «Электроснабжение промышленных предприятий и городов» ДонНТУ разработана методика, которая позволяет фиксировать частоту появления ошибок человека при выполнении им определенной работы. Фиксировать длительность существования ошибок и оценивать тяжесть их последствий. Литература 1. Руденко Ю. Н., Ушаков И. А. Надежность систем энергетики. – М.: Наука, 1986 – 320 с. 2. Ковалев А. П., Якимишина В. В. О живучести объектов энергетики. Промышленная энергетика. - 2006. - №1. – С. 25-29. 3. Фабрикант В. П. О применении теории надежности к оценке устройств релейной защиты – Электричество. – 1965. - №9. – С. 15-19. РАЗРАБОТКА МЕРОПРИЯТИЙ ПО ДИАГНОСТИКЕ СОСТОЯНИЯ ИЗОЛЯЦИИ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ, С ЦЕЛЬЮ ПОВЫШЕНИЯ НАДЁЖНОСТИ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ. Студент гр. ЭСиС-18м Н.А. Дворядкин, руководитель доц., ктн И.Б.Гуляева Так как в условиях эксплуатации происходит старение электрической изоляции, а большинство всех отказов силового электрооборудования связано с нарушением электрической прочности изоляции, то именно ресурс электрической изоляции определяет фактическое состояние электроаппаратуры, а срок еѐ службы характеризует календарное время с момента ввода в эксплуатацию оборудования, независимо от наработки и коэффициентов нагрузки. Одной из наиболее важных задач диагностики является оценка оставшегося времени жизни или остаточного ресурса электрооборудования, что становится чрезвычайно важным в энергетической системе нашей Республики. Эта оценка позволит максимальное использование оборудования, в то время как риск отказа- минимален, при соблюдении обязательств по качеству обслуживания. Частичные разряды (ЧР) образуются внутри или на поверхности системы электроизоляции из-за наличия процессов еѐ деградации. Анализ уровня ЧР позволяет получить информацию об условиях, при которых они возникают в изоляции, определить, являются ли они допустимыми, узнать, в какой части системы изоляции возникают и с каким дефектом связаны. Измерение частичных разрядов уже является основным из наиболее надѐжных методов испытания изоляционных систем, используемых на заводахизготовителях. Частичные разряды напрямую связаны с химической и механической коррозией внутри изоляции. Измерение частичных разрядов  важный инструмент для оценки степени повреждения изоляции и классификации оборудования, требующего ремонта. С учѐтом современного состояния электрооборудования, необходим надѐжный способ контроля и оценки ресурса изоляции. Важной задачей является диагностика изоляции контролируемого оборудования, с целью прогнозирования его остаточного ресурса. Для оценки состояния и прогнозирования остаточного ресурса изоляции принят наиболее информативный параметр – напряжение пробоя контролируемой изоляционной конструкции Uпр. Контроль изоляции и остаточный ресурс определяется на основании 14

текущих значений параметров частичных разрядов (кажущегося заряда Q чрили среднего тока Iср частичных разрядов), измеряемых в процессе эксплуатации контролируемого электрооборудования. В качестве аппроксимирующей функции зависимостей Q чр(t), Uпр(t) принимается степенной полином, так как именно такой функцией может быть описана любая существующая зависимость. С использованием аппроксимирующего полинома и «эталонных» зависимостей параметров частичных разрядов и напряжения пробоя в функции времени старения, зависимости продлеваются до значения напряжения, равного рабочему Uраб. По точке Uпр=Uраб, определяется значение полного ресурса контролируемой изоляции. Таким образом, по текущим значениям параметров частичных разрядов, измеряемых в процессе эксплуатации контролируемого электрооборудования, определяется остаточный ресурс изоляции. На основании полученной величины остаточного ресурса, принимается решение о сроках вывода контролируемого электрооборудования из эксплуатации в ремонт. Статистические данные точечных оценок состояния контролируемой изоляционной конструкции во времени позволяют проследить тенденции в изменениях параметров изоляции. Анализ тенденций повышает достоверность текущей оценки, благодаря учѐту предыдущих оценок, а также позволяет продолжить закономерность, описывающую тенденцию на "будущее" и прогнозировать остаточный ресурс изоляции изделий. Одним из важных вопросов при мониторинге электротехнических систем является обоснованное формирование критериев снятия контролируемого оборудования с эксплуатации. Остаточный ресурс изоляции и крутизна параметров ЧР В, связаны между собой убывающей зависимостью, причѐм соотношение характеризует связь средних значений крутизны и ресурса , то есть для каждого значения крутизны определена некоторая область среднего значения ресурса изоляции. Этот разброс связан с погрешностями измерений, действием помех и другими случайными факторами, имеющими место в ходе измерений контролируемых параметров. Таким образом, по заданным значениям остаточного ресурсаtр, вероятности пробояРпр, среднеквадратичному значению разброса времени ресурса t, может быть найдена величина крутизны, при которой целесообразно снять изделие с эксплуатации, так как в противном случае величина остаточного ресурса tp не может быть гарантирована с вероятностьюPпр. Досрочное снятие с эксплуатации изделия приводит к убыткам, зависящим от величины неиспользованного ресурса изделия. Если известны удельные потери за единицу времени недоиспользованного ресурса С0, то потери от недоиспользования ресурса определяются как: c  c0 t ` , где t - средняя величина недоиспользованного ресурса. Для анализа потерь от недоиспользования ресурса изоляции электротехнического комплекса, включающего большое количество оборудования, целесообразно строить графики зависимостей для однотипных изделий, что значительно уменьшит трудоѐмкость экономических расчѐтов. Сущность разрабатываемых рекомендаций для диагностики изоляции сводится к следующему:  показателем качества изоляции принимается напряжение пробоя контролируемой изоляционной конструкции;  напряжение пробоя следует определять по измеряемым в процессе эксплуатации электрооборудования параметрам частичных разрядов; `

 параметры частичных разрядов необходимо измерять периодически с заданным интервалом;  при измерении параметров частичных разрядов не должна снижаться надѐжность контролируемой изоляции;  для определения зависимости напряжения пробоя в функции старения изоляции можно использовать экспериментальный способ с применением образцов, аналогичных изоляции контролируемого оборудования либо накопленные известные статистические данные для данного оборудования;  критерии качества изоляции определяются индивидуальные, в зависимости от типа изоляции, технологии еѐ наложения и особенностей изоляционной конструкции в целом;  для практического применения в условиях эксплуатации электрооборудования энергосистемы, должна быть разработана система, позволяющая определить зависимости параметров частичных разрядов и напряжения пробоя в функции старения изоляции. МНОГОУРОВНЕВАЯ КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ Студент.гр.ЭПГзм-18 О.В.Задирака, руководитель доц., ктн. В.И. Чурсинов С каждым годом проблема энергосбережения становится все острее. В связи с этим в последнее время возникла острая проблема повышения качества электроэнергии, поскольку она может существенно повлиять на энергопотребление, надежность систем электроснабжения и производственный процесс. Одним из основных вопросов, связанных с повышением качества электроэнергии в сетях, решаемых как на этапе проектирования, так и на этапе эксплуатации промышленных систем электроснабжения, является вопрос компенсации реактивной мощности, который включает выбор подходящих источников, расчет и регулирование их мощности, размещение источников в системе электроснабжения. Мощность реактивной нагрузки промышленного потребителя электроэнергии, как правило, является индуктивной (асинхронные двигатели, трансформаторы и т. д.), То есть ток нагрузки отстает от фазы напряжения, что приводит к увеличению передаваемой реактивной мощности в сеть. Рациональная (оптимальная) компенсация реактивной мощности в промышленных электрических сетях включает в себя широкий круг вопросов, направленных на повышение эффективности электроустановок, повышение качества потребляемой энергии, включает методы выбора и расчета компенсирующих устройств на основе условий для выполнения поставленных задач энергосистемы. Важными и еще не полностью решенными являются вопросы определения места установки компенсирующих устройств (КК) и выбора их типа, рациональной и безопасной эксплуатации и защиты. Разрабатываются вопросы автоматического регулирования реактивной мощности в промышленных электрических сетях и создается целенаправленный научный подход для разработки и решения с минимальной ошибкой адекватной математической модели системы рациональной компенсации реактивной мощности. Выбор рациональной компенсации реактивной мощности приводит к снижению потерь мощности из-за ее перетоков, обеспечению надлежащего качества потребляемой электроэнергии за счет регулирования и стабилизации уровня напряжения в электрических сетях, а также достижению высоких технико-экономических показателей работы, эффективность электроустановок. Почти все показатели качества электроэнергии, связанные с напряжением зависят от потребляемой промышленными электроприемниками реактивной мощности. Отсюда следует, что вопросы качества электроэнергии необходимо рассматривать в непосредственной связи с вопросами компенсации реактивной мощности. 16

В настоящее время стараются уменьшить влияние потребителей на качество электроэнергии в распределительных сетях. Это может быть решено путем создания быстродействующих многофункциональных средств компенсации реактивной мощности, улучшающих качество электроэнергии сразу по нескольким параметрам. Использование этих устройств приведет также к уменьшению потерь электроэнергии. Разработка устройства многоуровневой компенсации реактивной мощности на шинах вторичного напряжения понизительной подстанции предприятия является одним из действенных средств повышения технической и экономической эффективности электрических сетей. Расчет выполняется на основе исследования процесса изменения реактивной мощности в сети методами статической электродинамики, определяет его научно-исследовательский уклон. Так что в качестве исходных данных используется график реактивной мощности, который записан с помощью регистрирующих приборов и фактические данные сети, расчет рассматриваться как реальный. ОЦЕНКА НАДЕЖНОСТИ СЛОЖНЫХ ПО СТРУКТУРЕ СХЕМ СИСТЕМ СНАБЖЕНИЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ С УЧЕТОМ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ЭЛЕМЕНТОВ Студент гр.ЭПГзм-18 А.О. Калинин, руководитель проф., дтн. А.П. Ковалев Под системой электроснабжения потребителей электрической энергией (СЭС) в данном случае будет понимать совокупность взаимосвязанных, конструктивно независимых изделий, которые с течением времени могут находиться в двух несовместимых состояниях и обладают свойством перестраивать свою структуру в результате случайного повреждения некоторых ее элементов, их обнаружения, восстановление (замена), без нарушения (либо частичного нарушения) выполнения поставленной перед ней задачей. Предположим, что все элементы схемы замещения СЭС могут находиться в двух несовместимых состояниях: работоспособном и не работоспособном – отказ «обрыв цепи»; потоки отказов и восстановлений элементов схемы замещения СЭС простейшие: после выхода из строя элемента СЭС (отказ – «обрыв цепи») он вводиться в работу, после обнаружения и устранения причин его аварийного отключения; после восстановления вышедшего из строя элемента схемы замещения СЭС он имеет такие же характеристики надежности, что и до повреждения. Обозначим через 0 i - интенсивность аварийных отключений поврежденного элемента сети(отказ – «обрыв сети»); 0i - интенсивность обнаружения и восстановления поврежденного элемента сети и введения в работу i - того защитного коммутационного аппарата, который отключил поврежденного электрообразование (КЗ в зоне действия его РЗ); индекс «0»указывает на то, что учитываются повреждения в сети, которые и приводят к отказам – «обрыв сети». Под простой по структуре схемой замещения СЭС будем понимать такую, элементы которой могут находиться в двух несовместимых состояниях и соединяются между собой в последовательные, параллельные, последовательно – параллельные или параллельно – последовательные цепи. Для схемы замещения СЭС которая состоит из i , (i  1, n) логически последовательно соединенных элементов, отказ «обрыв цепи» любого из них приводит к разрыву связи между выходным и входным ее узлами. Если известны интенсивности отказов 0 i и восстановлений 0i элементов схемы замещения такой СЭС, то эквивалентные интенсивности ее отказов 17

0 и восстановлений

0 , (  - номер эквивалентного элемента) находим с помощью аналогичных формул приведенных в [1] n

0   0i ;

(1)

i 1 n



0 

i 1 n

0i  i 1  0 i

(2)

Для простой по определению схемы замещения СЭС, которая состоит из i , (i  1, n) логически параллельно соединенных элементов, отказ – «обрыв цепи» в каждой из них приводит к разрыву связи между входным и выходным ее узлами. Если заданы

0 j и восстановлений 0 j элементов схемы замещений СЭС, то эквивалентные ей интенсивности отказов 0 r и восстановлений 0 r , (r – номер интенсивности отказов

эквивалентного элемента) определим используя формулы [2]. m

  (  0j

0 r 

j 1

) (3)

 oj j 1

0 r   0 j

(4)

j 1

Формулы (1) – (4) справедливы при выполнении следующих условий:

0i  0,010i

(5) Под сложной по структуре схемой замещения системы понимать такую, в состав которой выходит хотя бы одна группа элементов, соединенных в виде логической «звезды» или «треугольника». Для приведения сложных по структуре схем замещения СЭС к простымиспользуется способ преобразования «треугольник – звезда» и «звезда – треугольник». [2]. Это преобразование позволяет сложную по структуре схему замещения преобразовать в схему смешанной структуры, а затем используя формулы (1) – (4) получить один эквивалентный элемент с параметрами 0 и  0 . Вероятность бесперебойного электроснабжения узла нагрузки в течении времени t определим пользуясь формулой:

P(t ) 

0

0  0



0

0  0

e  ( 0   0 ) t

(6)

Во многих случаях нас интересует среднее время бесперебойного энергоснабжения узла нагрузки для некоторого интервала времени Т, тогда P(t ) можно просуммировать по всему интервалу, а затем разделить на него тогда:

P(t ) 

0

0  0



0 0  e ( 2 2 0  0  Т 0  0  Т

Если нас интересует коэффициент готовности электроснабжении узла нагрузки, то полагая Т   получим: 18

СЭС

при

  0 )Т

(7)

длительном

A() 

lim

P(T ) 

0

(8) T  0  0 Формулы (1) – (8) позволяют оценить вероятность бесперебойного электроснабжения узла нагрузки любой сложной по структуре СЭС. Литература 1. Козлов Ю.А., Справочник по расчету надежности аппаратуры радиоэлектроники и автоматики / Ю.А. Козлов, И.А. Ушанов – М.: Советское радио, 1975 471с. 2. Ковалев А.П. Метод расчета надежности сложных схем систем энергоснабжения с учетом восстановления / А.П. Ковалев, Л.И. Сердюк // Электричество – 1985 - №10 – с.52-53. АНАЛИЗ ИСТОЧНИКОВ ЧАСТИЧНЫХ РАЗРЯДОВ И МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ, ПРОИСХОДЯЩИХ В ИЗОЛЯЦИИ ТРАНСФОРМАТОРОВ, ПОД ВОЗДЕЙСТВИЕМ ЧАСТИЧНЫХ РАЗРЯДОВ Студент гр. ЭСиС-18зм А.М. Камуз, руководитель доц., ктн И.Б. Гуляева Состояние изоляции трансформаторов напрямую зависит от уровней напряжения, электрических, механических, термических и химических условий, в которых они работают. Установлено, что, если система изоляции страдает от высокого уровня напряжения, весьма вероятны высокие уровни, так называемых частичных разрядов (ЧР), которые могут вызвать отказы в изоляции трансформатора. Вот почему очень актуальным направлением исследования многих передовых электротехнических фирм и научных лабораторий является разработка различных методов обнаружения ЧР, которые позволяют оценить состояние изоляции трансформатора, чтобы избежать возникновения коротких замыканий и внезапного выхода оборудования из строя. В связи с этим вызывает больший интерес выявление и устранение возможных источников таких отказов, одним из которых является развитие ЧР в изоляции. В этой связи, если ЧР обнаружены и распознаны на ранних стадиях развития, можно вовремя предпринять корректирующие действия с целью уменьшения или исключения возможности серьѐзного отказа оборудования. Одним из наиболее эффективных методов диагностирования электротехнического оборудования является метод диагностики по частичным разрядам, позволяющий выявлять быстроразвивающиеся локальные дефекты.Однако следует отметить, что обнаружение и локализация ЧР, а также получение их характеристик, является весьма сложной проблемой. Исследование, основанное на моделировании и анализе различных характеристик частичных разрядов, возникающих в изоляции трансформаторов с применением современных инженерных программ для моделирования, позволитопределить и проанализировать закономерностипоявления источников частичных разрядов в электрических трансформаторах. Ухудшение системы изоляции силового трансформатора в значительной степени зависит от типов дефектов, которые возникают внутри трансформатора, и определяют активность ЧР. Для количественной оценки активности ЧР в трансформаторах существуют переменные параметры измерения, которые помогают установить точный «диагноз» для контролируемого оборудования. Из-за сложности идентификации дефектов, в которых возникаютчастичные разряды в трансформаторах, необходимо создать простые модели, которые позволят получатьи анализировать некоторые характеристики и структуру частичных разрядов в изоляции. 19

Поскольку ЧР способны генерировать серию событий, вызывающих, в конечном итоге, серьѐзные повреждения или даже выход из строя трансформатора, то мониторинг ЧР является основополагающим для определения состояния силовых трансформаторов. Представление о процессе протекания ЧР формирует измерение нескольких характеристик ЧР и знание параметров условий измерений. При испытании объектов в условиях лабораторий и заводов – изготовителей информативными являются два параметра ЧР:кажущийся заряд и время (фаза) возникновения импульса ЧР. Измерение этих параметров позволяет определить расчѐтным путѐм остальные характеристики ЧР. Дополнительно можно определить и другие характеристики, такие как: – распределение количества импульсов ЧР (N) по значениям их кажущихся зарядов q, N(q); – распределение количества импульсов ЧР (N) по их кажущимся зарядам q и фазе ϕ воздействующего напряжения, N(q, ϕ); – наибольшее неоднократно встречающееся значение кажущегося заряда ЧР – наибольшая величина, которую имеет импульс, зарегистрированный системой измерения; – установившееся значение частичных разрядов – наибольшее значение любого параметра, связанного с импульсами ЧР, допущенное в испытуемом объекте при определенном напряжении в определенных условиях испытаний. Число измеряемых параметров зависит от эффективного использования их в моделях, определяющих степень опасности ЧР и являющихся дополнительной информацией для принятия решения об остаточном ресурсе электроизоляционной системы испытуемого трансформатора. Регистрация характеристик ЧР эффективна при использовании измерителя на базе компьютера, у которого процессор обеспечивает управление измерением, хранение результатов, обработку и передачу данных.К периферийным устройствам относят:генератор калибровочных импульсов;осциллограф;принтер;персональный компьютер. Одна из наиболее изученных для понимания поведения частичного разряда модель,известна как модельABC -является основной для изучения поведения разряда и может использоваться для анализа ЧР в обмотках силовых трансформаторов, а также для наблюдения за поведением разрядов вдоль обмоток. В настоящее время существует два типа моделей, представляющих обмотки трансформаторов:  первая модель основана на схеме сосредоточенных параметров;  вторая модель представляет собой схему распределенных параметров. Распространение частичных разрядов в обмотках трансформаторов определяется рядом факторов, таких как точка возникновения разряда, скорость распространения, коэффициент затухания, а также конструкция самих обмоток. Эти пункты имеют фундаментальное значение для понимания поведения изоляции трансформаторов в условиях разряда. Для анализа поведения и распространения ЧР в обмотках трансформатора, разряды могут характеризоваться экспоненциальной функцией, поскольку их распространение вдоль обмотки определяется моделью и конфигурацией обмоток. Чтобы показать и проанализировать поведение ЧР в разных точках обмотки, необходимо учесть, что импульс ЧР возникает в каждой секции обмотки. Пиковое значение частичного разряда связано с величиной разряда и напрямую зависит от степени ухудшения диэлектрика, а время роста сигнала связано с фазовыми углами разрядов, которые, в свою очередь, определяют характеристики исчезновения ЧР. Оба параметра очень важны для количественной оценки уровня ЧР в обмотках трансформатора. Концепция взаимной корреляции может быть использована для анализа распространения ЧР вдоль обмотки. Это возможно, зная, что максимальная корреляция между двумя сигналами происходит, когда они находятся в фазе, то есть они 20

синхронизированы. Распространение разряда связано с точкой возникновения и точкой измерения разряда. Тогда, если в качестве базового эталона берется сигнал ЧР, можно узнать коэффициент задержки или время распространения сигнала по отношению к другому. ПОВЫШЕНИЕ КОНКУРЕНТНОСПОСОБНОСТИ ПРОДУКЦИИ ЗА СЧЕТ ЭКОНОМИИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ Студент.гр.ЭПГзм-18 А.Ю. Кармазин, руководитель доц., ктн. А.А. Чурсинова Конкурентоспособность продукции определяется издержками на производство и сбыт продукции. В связи с этим снижение себестоимости продукции является актуальной задачей. Себестоимость продукции – один из важнейших экономических показателей деятельности промышленных предприятий, который выражает в денежной форме все затраты предприятия, связанные с производством и реализацией продукции. Снижение энергетической составляющей себестоимости продукции является одним из главных путей снижения себестоимости в целом. Доля стоимости потребленной электроэнергии в производстве продукции характеризуется показателем энергоемкости. Энергоемкость продукции – показатель, характеризующий количество энергии, затраченной на единицу выпуска продукции или выполненных работ (оказанных услуг). Для каждой отрасли доля энергетической составляющей в себестоимости продукции различна. Так, например, в черной металлургии это составляет 40%, в машиностроении 20%, в производстве воды - 30% и т.д. Основными причинами высокой энергоемкости продукции являются:  морально и физически устаревшее технологическое оборудование;  неэкономичные системы электроосвещения;  отсутствие эффективного расчета затрат на добычу первичных энергоносителей и производство энергии;  заниженные цены на энергию и энергоносители;  отсутствие материальной заинтересованности во внедрении энергосберегающих технологий и в экономии энергоресурсов;  изношенность оборудования электростанций, низкий КПД преобразования первичных энергоносителей в электроэнергию и др. Основными направлениями по снижению энергоемкости продукции являются: Модернизация либо замена оборудования, внедрение энергосберегающих технологий. Сегодня большая часть основного оборудования предприятий характеризуется большой степенью морального и физического износа. Модернизация оборудования должна проходить на каждом предприятии. Модернизация, в отличие от полной замены оборудования, позволяет за счет меньших денежных вложений повысить эффективность производства в целом. В энергетике ярким примером может служить монтаж парогазовых установок на основе существующих газотурбинных агрегатов. Это позволяет увеличить коэффициент полезного действия и снизить стоимость вырабатываемой электрической и тепловой энергии. Установка приборов учета потребления электроэнергии позволит увеличить эффективность ее использования, обеспечить максимально точную и своевременную информацию о необходимых цифровых показателях, оплачивать услуги поставки электроэнергии исключительно по показаниям счетчиков, а не в соответствии со стандартными расчетными нормами, тем самым уменьшая себестоимость продукции Но даже тогда, когда доля энергетической составляющей в себестоимости незначительна, экономное использование электроэнергии делает возможным разрабатывать дополнительные продукты, в то время как ущерб от недопоставки энергии во много раз превышает их стоимость. 21

В последние годы в стране увеличивается доля самых энергоемких отраслей, производящих промежуточную продукцию и уменьшается количество отраслей, производящих конечный продукт. Это в свою очередь, в совокупности с другими причинами, такими как - нехватка органического топлива, отставание в научно-техническом прогрессе, уменьшение наукоемких производств и др., привело к появлению энергетического кризиса, выход из которого возможен только при выполнении нескольких условий:  Развитие традиционной энергетики;  Использование других источников энергии (возобновляемых и не возобновляемых);  Введение энергосберегающих предприятий;  Структурная перестройка экономики;  Повышение энергоэффективности предприятий. Самое выгодное с экономической и технической точки зрения условие для страны проведение политики энергосбережения. Энергосберегающая политика - совокупность действий, которые соответствуют общенациональным интересам: обеспечению жизнеспособности экономики, охране окружающей среды, безопасности. Выделим основные направления:  Технологическая реконструкция энергоемких отраслей;  формирование оптимальных уровней самоэнергообеспечения регионов и отраслей;  создание научно исследовательских институтов по выпуску и внедрению конкурентоспособного энергосберегающего оборудования;  борьба с расточительством при использовании ТЭР.  Решение проблемы энергосбережения позволит:  уменьшить зависимость экономики от импорта энергоресурсов;  вывести из эксплуатации часть генерирующих мощностей;  ограничить влияние техногенных факторов на окружающую среду; Цель законодательства об энергосбережении состоит в регулировании отношений в сфере энергосбережения, обеспечении заинтересованности предприятий, организаций и граждан в энергосбережении, внедрении энергосберегающих технологий, разработке и производстве менее энергоемких машин и технологического оборудования, закреплении ответственности юридических и физических лиц в сфере энергосбережения. В то время как важнейшей задачей энергетической политики состоит в повышении эффективности использования всех видов энергии внутри страны. Только в этом случае можно добиться высоких показателей энергоэффективности страны, а так же увеличение доли экспорта электроэнергии, за счет энергосбережения внутри страны, а не увеличения доли добываемых невосстанавливаемых ресурсов. Выводы: Каждое промышленное предприятие должно индивидуально подходить к имеющимся методам решения проблемы энергосбережения с квалифицированной оценкой объема затрат, экономии и сроков окупаемости их внедрения. Для высокой конкурентоспособности промышленного производства необходимо рационально эксплуатировать его системы энергоснабжения и своевременно проводить комплексную оценку их эффективности.

РАЗРАБОТКА СХЕМЫ ЗАЩИТЫ ОТ ИМПУЛЬСНЫХ ПЕРЕНАПРЯЖЕНИЙ В СЕТИ 0.4 кВ УЧЕБНОГО КОРПУСА УНИВЕРСИТЕТА Студент гр. ЭПГ-18зм С.А. Кужелев, руководитель проф., ктн А.В. Левшов Одной из серьезных проблем в процессе организации защиты оборудования от грозовых и коммутационных перенапряжений является то, что нормативная база в этой области до настоящего времени разработана недостаточно. Существующие нормативные документы либо содержат в себе устаревшие, не соответствующие современным условиям требования, либо рассматривают их частично, в то время как решение данного вопроса требует комплексного подхода. Некоторые документы в данный момент находятся в стадии разработки и есть надежда, что они вскоре выйдут в свет. В их основу положены основные стандарты и рекомендации Международной Электротехнической Комиссии (МЭК)[1]. В соответствии с индивидуальным заданием магистерской работы необходимо разработать схему защиты от импульсных перенапряжений учебной лаборатории университета. Здание учебного корпуса расположено в зоне действия одиночного молниеотвода, установленного на дымовой трубе котельной. Сведения о параметрах зоны защиты молниеотвода отсутствуют. Питание электроприемников осуществляется от ТП 6/0.4кВ расположенного рядом со зданием учебного корпуса. На ТП питание подается по кабельной линии. Режим работы нейтрали сети 0.4 кВ - TN-C. Щит вводного распределительного устройства (ВРУ) расположен в цокольном этаже. Ввод питания в здание кабельный. Защищаемая лаборатория расположена на 4 этаже 8-ми этажного железобетонного здания. На каждом этаже имеется распределительные щиты (РЩ). Длина кабельной линии «ВРУ-РЩ1» (4этаж) – 17м, «РЩ1-ЗЩ2» (лаборатория) - 38м. В лаборатории установлена компьютерная и оргтехника. Стойкость изоляции оборудования лаборатории соответствует категории I. Зоны защиты оборудования от импульсных перенапряжений. Нулевая зона защиты находится на внешней стороне здания, теоретически подверженной прямым ударам молнии. Зона примыкает к ВРУ, оборудование которого имеет IV категорию стойкости изоляции и способно выдерживать без разрушения импульсные перенапряжения типа 10/350мкс величиной 6 кВ. В этой зоне при наличии опасности прямых ударов молнии требуется установка молниеотвода или использование экранирующих свойств арматуры железобетонных конструкций здания при их надежном заземлении. Зона 1 защиты – это главный щит 0.4 кВ или ВРУ. Оборудование щита соответствует III категории по стойкости изоляции и способно выдерживать импульсные перенапряжения типа 10/350 мкс величиной до 4кВ. В этой зоне необходимо установить УЗИП 1 класса (В) с использованием разрядников. Зона 2 защиты охватывает оборудование распредщита РЩ1, расположенного на 4 этаже. Оборудование щита соответствует II категории по стойкости изоляции и способно выдерживать импульсные перенапряжения типа 8/20 мкс величиной до 2.5кВ. В этой зоне необходимо установить УЗИП 2 класса (С) с использованием варисторов. Зона 3 защиты – вводной распредщиток РЩ 2 учебной лаборатории. Электрооборудование этой зоны соответствует I категории стойкости изоляции и способно без повреждения выдерживать импульсы перенапряжения типа 8/20мкс величиной до 1.5кВ. На входе в эту зону необходимо установить защиту 3класса (D) варисторного типа. Далее рассмотрим вопросы реализации защиты в каждой из обозначенных зон. Защищаемый объект – учебный корпус университета – 8 этажное здание, построенное с использованием железобетонного каркаса, кровля выполнена из железобетонных плит. Габариты здания ДхШхВ = 115х18х27м. Здание находится в зоне защиты одиночного стержневого молниеотвода, установленного на дымовой трубе котельной, расположенной на территории университета. 23

Порядок расчета молниезащиты защищаемого объекта приведен в магистерской диссертации. Здесь приведем основные выводы расчету молниезащиты. 1.Внешний периметр здания от прямых ударов молнии защищен молниеотводом частично. Имеются участки крыши, которые в зону защиты молниеотвода не попадают. 2. Внутренние пространства здания защищены от перенапряжений, наведенных при прямых ударах молнии, металлической арматурой железобетонных конструкций. Данный способ является эффективным только при надежном (сварном) соединении всех элементов арматуры и их надежном заземлении. 3. Несмотря на кабельный ввод питания 0.4кВ, в главном распределительном устройстве необходимо предусмотреть дополнительную защиту от импульсных перенапряжений, т.к. имеет место хоть и незначительная (0.176 раз/год) возможность прямого удара молнии в здание. Литература 1. ГОСТ Р МЭК 61643-12-2011.Устройства защиты от перенапряжений низковольтные. Часть 12. Устройства защиты от импульсных перенапряжений в низковольтных силовых распределительных системах. Принципы выбора и применения Москва Стандартинформ 2013. Режим доступа https://ohranatruda.ru/ot_biblio/norma/393867/ 2. Применение ограничителей перенапряжения для защиты электропитающих установок. Режим доступа http://www.problemaemc.narod.ru/emp_opn.html К ВЫБОРУ МОЩНОСТИ КОМПЕНСИРУЮЩИХ УСТАНОВОК Студент гр. ЭСиС-18зм А.А. Ломовцев, руководитель доц, ктн И.И. Ларина Компенсация реактивной мощности – целенаправленное воздействие на баланс реактивной мощности в узле электроэнергетической системы с целью регулирования напряжения, а в распределительных сетях и с целью снижения потерь электроэнергии. Осуществляется с использованием компенсирующих устройств (КУ). Установка КУ позволяет не только уменьшить потери мощности и электроэнергии в элементах сети, но и снизить плату за перетоки реактивной энергии в сети, которая, как показывают расчеты, не только соизмерима со стоимостью потерянной энергии в сети потребителя, но часто и превышает ее. Для стимулирования предприятий компенсировать реактивную мощность в своих сетях была введена ―Методика расчета платы за перетоки реактивной мощности‖. В соответствии с ней плата состоит из трех составляющих: основной (плата за потребление и генерацию реактивной энергии П1), надбавки за недостаточное оснащение электрической сети потребителя компенсирующими установками П2 и скидки платы при участии потребителя в оптимальном суточном регулировании режимов сети П3. Основная плата П1 состоит из платы за потребление и генерацию реактивной энергии в дневное время и штрафа за ее генерацию во время ночного спада нагрузки. Величина штрафа в три раза превышает плату за потребление и генерацию реактивной энергии в дневное время. При этом ―Методика…‖ не дает прямых указаний по расчету величины мощности КУ. Надбавка П2 ограничивается значением граничного коэффициента мощности cosφм = 0,97 (tgφм = 0,25). Обычно мощность КУ, устанавливаемых на шинах 6-10 кВ потребителей определяется на основе баланса реактивной мощности. Но в распределительной сети величина Qку рассчитывается упрощенно: Qку = РФ·(tgφФ – tgφmin), где Рф – фактическое значение активной мощности узла нагрузки; tgф  Qф / Pф  тангенс угла нагрузки; Qф – фактическое значение реактивной мощности; 24

tgφmin – наименьшее значение тангенса 0,25. Часто значение реального тангенса нагрузки оказывается ниже величины 0,25 и, на первый взгляд, установка КУ не требуется. В табл.1 приведен расчет требуемой мощности на ПС "ГПП-2" Харцызских электрических сетей. Таблица 1 – Выбор мощности КУ Тр-р

Тип

Pф+jQф, МВА

tgф

QКУ, МВА

Т1 Т2

ТРДЦН-63000 ТРДЦН-63000

36,37+j7,74 22,38+j5,31

0,21 0,24

0 0

Так как tgφФ < 0,25, то на ПС "ГПП-2" отпадает необходимость устанавливать КУ. Но на этой ПС потребляется достаточно большая реактивная мощность. Попробуем выбрать КУ по суточным графикам нагрузки трансформаторов (рис. 1). Мощность КУ выбирается таким образом, чтобы во время ночных провалов нагрузки летом отсутствовала генерация реактивной мощности в сеть. При выбранных КУ согласно рис. 1 на трансформаторе Т1 генерация реактивной мощности будет в четыре и в пять часов утра и зимой, и летом и в 24 часа летом. А на трансформаторе Т2 только летом в четыре и в пять часов утра. 10 8 6 2 УК - 6 – 1800

лето зима

2 0 1

а)

8 6 4 2

лето зима

0 1

б)

Рисунок 1 – Графики реактивной нагрузки на ПС ―ГПП-2‖: а) трансформатор Т1; а) трансформатор Т2. Ежегодная плата определяется с учетом того, что для условий Донбасса количество зимних суток равняется 213, а летних – 152 суток: П год = Пзима 213 + Плето152. 25

В табл. 2 приведено значение годовой платы за потребление и генерацию реактивной мощности до и после установки КУ. Таблица 2 – Годовая плата Суточная плата Полная плата, т. руб. Пзима, т. руб. Плето, т. руб. зима лето годовая До установки КУ 29,95 21,13 6378,71 3211,76 9590,47 После установки КУ 13,14 6,01 2798,97 913,35 3712,32 Как показывают данные табл. 2 ежегодная плата после установки КУ уменьшается в 2,6 раза. Поэтому КУ следует выбирать по реальным графикам нагрузки и затем рассчитывать срок окупаемости устанавливаемого дополнительного оборудования. УДК 621.316 АНАЛИЗ УСТАНОВИВШИХСЯ И ПЕРЕХОДНЫХ РЕЖИМОВРАБОТЫ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ ПРОМЫШЛЕННОГО ПРЕДПРИЯТИЯ Студент гр. ЭПГ-18м А.В.Пархоменко, руководитель доц., ктн. С.Г. Джура В данной работе рассмотрены различные режимы работы электрооборудования и возможности их моделирования для выбора оборудования в динамическом и статическом состоянии Актуальность и постановка задачи.Развитие промышленности в ДНР и РФ ставит перед студентами задачи развития цифровизации и применения ее в проектировании систем электроснабжения [1]. Для этого на кафедре ЭПГ активно развивается использование в обучении систем промышленного проектирования группы компаний CSOFT(РФ)[2], которые являются лидерами в данном классе программного обеспечения[3]. Особенности компьютерного моделирования.Модель представляет собой проекцию объективной реальности под определенным углом зрения. Иногда в зависимости от целей можно получить ряд проекций объективной реальности, вступающих в противоречие. Это характерно, как правило, для сложных систем, у которых каждая проекция выделяет существенное для определенной цели из множества несущественного[4]. Особенность математического моделирования состоит в том, что абстрактным отражением существующего или создаваемого объекта является его математическая модель, количественный анализ которой позволяет получить новые знания об этом объекте. Алгебраические уравнения описывают установившиеся режимы работы оборудования. Типовая задача - нахождение токов в линиях для выбора сечений, токов подвода. Результаты расчетов приведены на рис. 1. Системы дифференциальных уравнений, описывают динамические системы, а именно переходные процессы в системах электроснабжения (включение и выключение оборудования, режим коротких замыканий и т.д.) Традиционная задача определения величины и времени действия короткого замыкания КЗ (переходной режим). Результаты расчетов приведены на рис. 2.

Рис. 1 – Результаты моделирования установившегося режима.

Рис. 2 – Результаты моделирования переходного режима. Выводы – В работе мы моделировали установившийся и переходный режим работы оборудования. Установившийся режим используется для выбора сечений токоподводов, а переходный – для выбора коммутирующей аппаратуры. - установившийся режим мы моделировали в программе EnergyCS«Режим», а переходный в программе EnergyCS«ТКЗ». - практическое применение указанных программ показывает, что точность их находится в инженерных пределах (не более 5%). Перечень ссылок 1. Левшов А.В., Джура С.Г., Бершадский И.А. Введение в электротехнические САПР CSOFT. – Донецк, ДонНТУ, 2017. – 154 с. Режим доступа: http://iic.roerich.com/russian/ovs/_intro_CAD_CSOFT_2017_.pdf 2. Левшов А.В., Джура С.Г., Бершадский И.А. Интеграция международных образовательных программ ДНР и РФ по техническим наукам (на примере продуктов 27

компании "CSOFT") // В сб. научных трудов «Тенденции развития высшего образования в современном мире»: материалы докладов Всероссийской научно-практической конференции, Сочи, 11 сентября 2018 года / Под ред. академика РАО, доктора психологических наук Г.А. Берулава. – Сочи: ОЧУВО Международный инновационный университет, 2018. – 141-146 с. 3. Джура С.Г. Опыт цифрового проектирования объектов энергетики на базе программных продуктов группы компаний CSOFT в ДНР // В сборнике: "Цифровой регион: опыт, компетенции, проекты: сборник статей Международной научно-практической конференции (г. Брянск, 30 ноября 2018 г.) [Электронный ресурс]. – Брянск: Брян. гос. инженерно-технол. ун-т., 2018. – с. 161-166. 4. Джура С.Г., Чурсинов В.И., Якимишина В.В. Внедрение программных продуктов группы компаний CSOFT в учебный процесс ДонНТУ и промышленность ДНР // Сб. материалов II Международной научно-практической конференции «Программная инженерия: методы и технологии разработки информационно-вычислительных систем» (ПИИВС-2018), 14-15.11.2018, Донецк, ДонНТУ. - с. 247-253. 5. Джура С.Г., Чурсинов В.И., Якимишина В.В. Развитие инновационных методов расчета систем электроснабжения на примере программ CSOFT// Сб. трудов ХХV международной научно-техн. конференции «Машиностроение и техносфера XXI века» в г.Севастополе 10-16 сентября 2018 г. – Донецк: ДонНТУ, 2018, - с. 135-138. РАЗРАБОТКА ТРЕБОВАНИЙ К УСТРОЙСТВАМ АВТОМАТИКИ И ЗАЩИТЫ ОТ ПОТЕРИ ПИТАНИЯ СИНХРОННЫХ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ Студент гр. ЭПГ-18м Д.К.Пикалова, руководитель проф., ктн А.В. Левшов Электроснабжение промышленных предприятий в сетях 35-110/6-10 кВ в основном осуществляется путем одностороннего питания при наличии нескольких источников по так называемому радиально-секционированному принципу. Питание потребителей в этом случае осуществляется по рабочей цепи (одиночный трансформатор, одиночная линия или секция шин), а при ее отключении — по резервной. Преимущество одностороннего питания заключается в снижении токов КЗ, удешевлении схем электроснабжения и оборудования, упрощении релейной защиты. Поэтому оно широко используется в распределительных сетях 6–10 кВ. Недостатком это способа электроснабжения является пониженная надежность по сравнению с двухстронним параллельным питанием от двух источников. Применение устройств автоматики – АПВ и АВР призвано устранить этот главный недостаток одностороннего питания. Однако наличие кратковременной бестоковой паузы на время работы устройств автоматики может создавать определенные трудности для потребителей, особенно для двигательной нагрузки. В этой связи к устройствам АВР предъявляются следующие основные требования. При наличии АД на шинах 6–10 кВ устанавливается защита от пониженного напряжения, а при наличии СД защита от потери питания (ЗПП). Кроме влияния на высоковольтную сеть, наличие подпитки от СД замедляет пуск устройства АВР, поскольку напряжение и частота на шинах 10 кВ ГПП при потере основного питания со стороны высоковольтной линии могут снижаться медленно. Особенно медленно может действовать система АВР с пусковым органом напряжения из-за наличия устройства форсировки возбуждения синхронных машин. Следовательно, при отсутствии специальных устройств защиты от потери питания действие АПВ и АВР может привести к несинхронному включению с большими значениями тока, динамически опасными для электродвигателей.

Параметрами, которые свидетельствуют о потере питания, являются снижение частоты на шинах 10кВ, а также изменение направления активной мощности (внешнее КЗ) или ее отсутствие при обрыве или отключении питания. К устройствам АВР предъявляются следующие основные требования [1] . 1. Устройства АВР должны приходить в действие при потере питания от основного источника по любой причине, включая КЗ на шинах потребителя. При общесистемном снижении частоты и действии устройств автоматической частотной разгрузки – АЧР необходим запрет действия устройств АВР. 2. Включение резервного источника питания должно осуществляться только после отключения выключателя на вводе от рабочего источника питания. Выполнение этого требования позволяет исключить:  неуспешное включение резервного источника на повреждение, самоустраняющееся после снятия напряжения;  включение резервного источника на КЗ в неотключившемся рабочем источнике;  возможное несинхронное включение двух источников питания. 3. После отключения рабочего ввода, устройства АВР должны сразу включать резервный источник питания, для того чтобы уменьшить длительность перерыва питания потребителей. 4. Действие устройств АВР должно быть однократным, во избежание многократного включения резервного источника на неустранившееся КЗ. 5. При осуществлении АВР необходимо предусматривать ускорение действия релейной защиты резервного источника при его включении на неустранившееся КЗ, что особенно важно в том случае, когда имеется неявный резерв. Литература 1. Правила устройства электроустановок. М.: Кнорус, 2015. – 488 с. 2. Самозапуск двигателей. – режим доступа https://studfiles.net/preview/4175856/page:3/. МОДЕЛИРОВАНИЕ И АНАЛИЗ ПРОЦЕССОВ, ПРОИСХОДЯЩИХ В ИЗОЛЯЦИИ КАБЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ ПОД ВОЗДЕЙСТВИЕМ ЧАСТИЧНЫХ РАЗРЯДОВ Студент гр. ЭСиС-18зм В.А. Сабельников, руководитель доц, ктн И.Б. Гуляева В условиях эксплуатации происходит старение электрической изоляции кабелей. Кроме того, 37% всех отказов работающего силового электрооборудования связано с нарушением электрической прочности изоляции, а физический износ силовых кабельных линий (СКЛ) находится на уровне 70–80%. Поэтому определение на практике остаточного ресурса кабелей особенно важно. Ресурс электрической изоляции определяет фактическую наработку кабеля, а срок службы характеризует календарное время с момента ввода кабеля в эксплуатацию независимо от наработки и коэффициента нагрузки. Реальная оценка состояния изоляции кабельных линий позволит увеличить срок их эксплуатации, что, несомненно, даст большой экономический эффект, без ущерба для надѐжности электроснабжения. Известны и применяются в настоящее время различные способы контроля изоляции. Однако эти способы не обеспечивают достаточной надѐжности для предотвращения опасных отказов в оборудовании энергосистем.Требуемая достоверность контроля изоляции кабельных линий может быть обеспечена при условии учѐта фактического износа изоляции. 29

Для обоснованного создания способа контроля изоляции оборудования необходима математическая модель старения (износа) изоляции. Важным является выбор параметра изоляции, по значению которого можно было бы судить о состоянии изоляции и прогнозировать еѐ остаточный ресурс. Как известно, наиболее информативным параметром оценки состояния изоляции является напряжение пробоя Uпр контролируемой изоляционной конструкции. Вместе с тем использование в качестве параметра контроля состояния изоляции Uпр возможно лишь в том случае если это напряжение будет определяться неразрушающим методом. Существующие математические модели старения изоляции базируются на уравнении Вант-Гоффа-Аррениуса: K=PZ , (1) где K – постоянная скорости процесса старения изоляции; Р – фактор вероятности процесса разрушения изоляции; Z – число столкновений между реагирующими молекулами при старении изоляции; T – среднее абсолютное значение температуры в процессе старения изоляции. При практическом применении математической модели, чаще всего используется логарифмическая форма выражения (1). Для конкретного изоляционного материала параметры P, Z, и E можно считать постоянными величинами. В этом случае выражение (1) приобретает следующий вид: lgt=A+ (2) где t – время эксплуатации (время старения) изоляции; А и В – постоянные коэффициенты; Т – температура, при которой эксплуатируется изоляция. Постоянные коэффициенты А и В определяются экспериментальным путем. Основным недостатком математических моделей по выражению (2) является то, что постоянные А и В определяются на весь срок службы изоляции. В этом случае не учитываются фактические режимы износа изоляции и, как следствие этого, текущее значение остаточного износа может быть определенно с погрешностью не менее 35%. Таким образом, зависимость между сроком службы изоляции и параметрами частичных разрядов имеет логарифмический характер. Разработана система для определения зависимостей параметров частичных разрядов и напряжения пробоя в образцах изоляции. Важным результатом работы являются критерии, при которых физические процессы старения изоляции в условиях эксплуатации и при ускоренном старении ‒ идентичны. Одним из важнейших моментов поиска искомых зависимостей являются аппроксимирующие функции. Использование в качестве аппроксимирующей функции полинома, может обеспечить требуемую точность лишь при условии достаточности его степени n. Поэтому важно иметь критерии для обоснованного выбора степени n. С помощью применения современных программных продуктов, получены графические зависимости для основных характеристик частичных разрядов: среднего тока, кажущегося заряда и пробивного напряжения в функции времени старения изоляции. Использовалось приложение Mathcad, которое создаѐт удобную вычислительную среду для самых разнообразных расчѐтов и документирования результатов работы в рамках утверждѐнных стандартов и значительно упрощает исследовательскую работу. Полученные характеристики свидетельствуют о правильности выбранной математической модели для изучения состояния изоляции, так как полученные кривые соответствуют теоретическим предположениям. Полученные зависимости могут использоваться, как эталонные кривые изоляции типа "Монолит" для прогнозирования остаточного ресурса изделий с изоляцией такого типа. Анализ результатов обзора и сопоставления имеющихся данных показал, что кабельные системы имеют различные типы, техническое состояние изоляции, что доказывает многофакторность решаемой задачи. 30

Переход на неразрушающую диагностику позволит продлить срок службы кабеля и определять изоляционные свойства кабеля с различными типами изоляции и конструкций. Электрическое сопротивление и кажущийся зарядQчр изоляции является наиболее подходящими характеристиками для разработки неразрушающего метода диагностики изоляции кабеля при эксплуатации. Оценка израсходованного и остаточного ресурса изоляции может быть получена по результатам измерений параметров изоляции в зависимости от эксплуатационных параметров с использованием математической модели старения. Необходимым условиям решения задачи оценки остаточного ресурса, в этом случае, является сбор достаточного статистического материала данныхQчр(t) и других параметров частичных разрядов, либо наличие так называемых эталонных характеристик, которые в настоящее время предоставляют многие производители электрооборудования и электротехнической продукции. ВЛИЯНИЕ НЕСИНУСОИДАЛЬНЫХ ПОМЕХ НА КОНДЕНСАТОРНЫЕ УСТАНОВКИ Студент гр. ЭПГзм-18 А.М.Савченко, руководитель проф., дтн. Э.Г.Куренный Конденсаторные установки (КУ) применяются для компенсации реактивной мощности. Они очень чувствительные к несинусоидальности напряжения. Это объясняется тем, что в отличие от других электроустановок ток через конденсатор протекает только при изменении электрического поля, а величина тока тем больше, чем больше скорость изменения поля. Искажение синусоиды (помеха) напряжения 50Гц увеличивает эту скорость, поэтому в % несинусоидальная составляющая тока существенно больше помехи. Она вызывает дополнительные перегрев КУ. Поэтому в ПУЭ [1, гл 5.6] требуется устанавливать релейную защиту, которая должна отключать установку при действующем значении тока, превышающем 130% номинального Iн. Рассмотрим вначале периодические помехи Uп, которые создаются мощными электроприѐмниками с нелинейной нагрузкой. В этом случае процесс изменения напряжения можно представить суммой гармоник порядка n 1. Первую гармонику частотой 50Гц принимают за 100%, а действующие значения U(n) высших гармоник выражают в % от U(1). Суммарный коэффициент несинусоидальности напряжения при n 1 KU=√

Точно так же первую гармонику I(1) тока КУ считают равной 100%, а высшие гармоники I(n) выражают от неѐ в %. Для электроприѐмников с активной проводимостью в % величины гармоники напряжения и токов совпадают. Для КУ действующее значение тока в n раз больше. Поэтому суммарный коэффициент несинусоидальности тока KI=√

=√

,%.

Эффективное значение тока √

IЭ =√

одинаково во всех циклах tƒ=0.02с первой гармоники, поэтому выдержка времени релейной защиты не влияет на результаты расчѐтов. Найдем допустимое значение КI помехи. Приравнивая Iэ к 130%, получим соотношение 1302=1002+ КI2, 31

из которого следует, что КI=83%. Таким образом, чтобы ток КУ увеличился на 30%, несинусоидальная составляющая должна достичь 83%. При превышении этих значений релейная защита будет отключать КУ. Допустимое значение помехи в принципе нельзя вычислять по нормам К U(n) из [2, табл.1], так как этот стандарт не относится к какому-либо конкретному электроприѐмнику, а тем более к КУ. Выполнение норм ещѐ не гарантирует, что КУ не будет недопустимо перегреваться. Например, пусть в сети 0,38 кВ имеются нечетные гармоники с действующими значениями U(n), равными допутимым (табл. 1). Расчет дает эффективное значение 84,2 83%. Нормы выполняются, но КУ будет отключена защитой. Таблица 1. Нормы на гармоники напряжения [2] n 5 7 11 13 17 19 U(n),%

3,5

1,5

Напротив, нарушение норм [2] не всегда приводит к недопустимой перегрузке КУ. Например, пусть в сети 0,38 кВ есть одна пятая гармоника величиной 8%, превышающая норму 6%. Однако в этом случае К I=107,7 не превышает допустимое значение 130%. Здесь использование нормы [2] приводит к ошибочному выводу о невозможности работы КУ. Перейдѐм к графикам напряжения с непериодической несинусоидальностью. Здесь уже требуется учитывать выдержку времени релейной защиты, которая в ПУЭ не указана. В проектировании в [3,п.2.109] рекомендуются значение от 9до10с. Примем значение 10с, которое указано в [4, п.3.7] для приѐмо-сдаточных испытаний. Исходным для расчѐтов является процесс U(t) изменения во времени t мгновенных значений напряжения. Вначале дифференцированием вычисляются мгновенные значения i=u'c тока КУ. Далее путем скользящего квадратичного усреднения на интервале tƒ рассчитывается процесс IЭ(t)=√ ∫ изменения во времени t 0 эффективных (действующих) значений тока Допустимость несинусоидальности определяется по выбросам этого процесса за уровень 130%: если длительность хотя бы одного выброса превышает 10с, то КУ будет отключаться защитой. Внешняя помеха отрицательно влияет на КУ. В тоже время сама установка от броска тока при включении создает внутреннюю помеху на шинах питающей подстанции. В качестве примера на рис. 1 показана рассчитанная в работе импульсная помеха UНС от включения КУ из трѐх конденсаторов по 26 квар, соединѐнных в треугольник. Установка подключена к шинам 0,38 кВ цехового трансформатора, который питается кабельной линией от подстанции 10 кВ. Наибольшая ордината (кружок) равна 0,57 кВ, что в 1,06 раза превышает амплитуду √ ·0,38=0,537 кВ синусоидального напряжения. Чем больше мощность КУ, тем больше импульс. Наибольшая ордината может вдвое превышать 0,537 кВ. Это может негативно сказаться на высокочувствительных электронных релейных защитах и системах управления электроприѐмников.

Рисунок 1. Импульсная несинусоидальная помеха от КУ на шинах 0,38кВ цеховой подстанции. Выводы.1. При наличии внешней несинусоидальной помехи КУ должна снабжаться максимальной токовой защитой с уставкой 130% и выдержкой времени 10с. В этом случае допустимое значение суммарного коэффициента несинусоидальности тока равно 83% от номинального. 2. При периодической помехе ЭМС выполняется, если суммарной коэффициент несинусоидальности тока за цикл 0,2с не превышает 83%. При случайной помехе возможность работы КУ без перегрузки оценивается по длительности выброса за уровень 130% случайного процесса эффективных значений тока за время 0,2с, которая не должна превышать 10с. 3. При включении КУ появляется импульсная несинусоидальная помеха, которая может отрицательно сказаться на электронных реле и системах управления других электроприѐмников. Литература 1. Правила устройства электроустановок (ПУЭ). Шестое издание. Введ.с1.03.2003г. 2. ГОСТ 32144-2013 Межгосударственный стандарт. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. Введ. С 01.07.2014. ОЦЕНКА ПОЖАРОБЕЗОПАСНОСТИ ГПП ПРЕДПРИЯТИЯ Студент гр.ЭПГзм-18 Р.А.Сихно, руководитель проф., дтн. А.П. Ковалев В последние годы количество пожаров, возникших при эксплуатации электроустановок, хотя и уменьшается, но тем не менее составляет значи- тельное количество от их общего числа. В большинстве промышленно развитых стран из-за неисправности и неправильной эксплуатации элек- троустановок ежегодно происходит 20– 25 % пожаров от их общего коли- чества. Число пожаров от электроустановок в России составляет более 23 % от общего количества пожаров, а потери от пожаров, источником зажигания которых стали электроустановки, достигают более 25 % от об- щего числа потерь. Кроме того, статистика показывает, что загорания электропроводок являются причиной более 50 % всех пожаров от электро- технических изделий, этот показатель с каждым годом снижается, но не- значительно. Материальные потери от загорания электропроводок больше, чем потери от других причин возгорания. 33

Обеспечить необходимую безопасность промышленных предприятий при эксплуатации электрооборудования возможно при условии обеспечения надежности электроснабжения предприятия. Для этого необходимо оценивать надежность схем электроснабжения объектов на этапе их проектирования, а так же при их возведении. Наибольшую опасность представляют трансформаторы. Их системы изоляции и охлаждения связаны с использованием трансформаторного масла, количество которого, в зависимости от мощности трансформаторов, может достигать 60 тонн. Основной причиной пожаров на трансформаторных подстанциях является короткое замыкание (короткое замыкание). Появление электрической дуги при коротком замыкании приводит к недопустимому увеличению давления в масляном баке. В результате этого трансформаторное масло вскипает и разлагается на горючие газы, что приводит к взрыву (разрушению) трансформатора, масляных выключателей и распространению горящего масла. Аварийное отключение главной понизительной подстанции (ГПП) предприятия может привести к крупным авариям, особенно, если ГПП снабжает электроэнергией крупные предприятия металлургической, химической, горнодобывающей и т.д. отраслей промышленности. Важной задачей является выбор оптимальных, с точки зрения надежности, сроков профилактики систем отключения защитных коммутационных аппаратов на ГПП. Решение вопроса, связанного с определением интенсивности пожаров Н от частоты короткого замыкания на шинах 10 кВ подстанций является актуальным. Существует нормативный документ (ГОСТ 12.1.004 - 85), согласно которому вероятность пожаров в узле системы за год не должна превышать H=1·10-6. Это означает, что если бы в течение года под наблюдением находилось N = 1000000 трансформаторных подстанций, то статистически за этот период допускалась бы один пожар (n = 1).

H

n 1   1  10 6 год 1  1,14  10 10 ч 1 N  t 1000000  1

Вероятность пожаров в течение года при H·t< 0.1 можно определить с помощью формулы:

F t   1  e  Ht   H  t  H

Главная задача рассматриваемой проблемы состоит в том, чтобы научиться оценивать пожаробезопасность узла нагрузки при эксплуатации конкретного энергетического объекта и своевременно принять меры по его повышению, если этот уровень окажется ниже нормируемого предела. Решение подобной задачи для оценки пожаробезопасности узла нагрузки ГПП предусматривает построение математической модели, процесса возгорания изоляции оборудования в распределительном устройстве подстанции КРУ-10 кВ (рис) при случайном появлении КЗ на шинах 10 кВ подстанции. Возгорание изоляции на ГПП может 4 произойти при случайном совпадении в 110кВ пространстве и времени трех независимых 3 случайных событий: 1. КЗ на шинах 10 кВ ГПП обозначено ГПП номером 1 на рисунке 4.2; 2. Отказ в срабатывании системы 2 отключения коммутационного аппарата под 1 10кВ номером 2; 3. Отказ в срабатывании вводного АВР выключателя под номером 3. Предположим, что защита на выключателе 4 будет не чувствительна к повреждениям на шине 1. Для оценки уровня пожаробезопасности 34

ГПП необходимо получить зависимость вероятности возгорания изоляции распределительного устройства 10 кВ от частоты и длительности появления КЗ на шинах1, надежности систем отключения коммутационных аппаратов2 и 3, и сроков их профилактики. Полученная зависимость позволит оценить, в какой степени срокипрофилактики систем отключения коммутационных аппаратов 2 и 3 влияют на пожаробезопасность ГПП. Если известна частота появления КЗ на шинах подстанции, частота повреждения систем отключения коммутационных аппаратов и нормируемая частота пожаров, то можно определить сроки профилактикисистем отключения коммутационных аппаратов, при которых будет обеспечен необходимый уровень пожаробезопасности подстанции. Литература: 1. Ковалев А.П. О проблемах оценки безопасности электротехнических объектов / А.П. Ковалев // Электричество. – 1991. – № 8. – С. 50-55. 2. ГОСТ 12.1.004-91 ССБТ. Пожарная безопасность. Общие требования. – М.: Изд-во стандартов, 1991. 3. Ковалев А.П. Оценка пожарной безопасности передвижных трансформаторных подстанций 110/35/6 кВ / А.П. Ковалев, А.В. Шевченко, И.В. Белоусенко // Промышленная энергетика. – 1991. – №6. – С. 28-31. ВЫБОР МОЩНОСТИ КОМПЕНСИРУЮЩИХ УСТАНОВОК ПРИ ПОПЕРЕЧНОЙ КОМПЕНСАЦИИ Студент гр. ЭСиС-18зм А.Н. Сулим, руководитель доц., ктн И.И. Ларина Передача электроэнергии выполняется за счет расхода ее части, которую принято называть потерями. Этот расход может быть очень высоким и возникает задача определения его оптимального уровня. Одним из мероприятий снижения потерь электроэнергии в сети является увеличение степени компенсации реактивной мощности. Проблема снижения реактивной мощности в электрических системах имеет большое значение. Это связано с тем, что за счет использования новых технологий и оборудования в промышленности, бытовых сетях и на сельскохозяйственных предприятиях наблюдается опережающий рост потребления реактивной мощности по отношению к активной. Сама реактивная мощность не производит полезной работы, а циркулируя между приемником и источником тока, приводит к дополнительной загрузке линий электропередачи и генераторов и снижает коэффициент мощности сети. За счет этого увеличиваются потери электроэнергии на нагревание токоведущих частей электрооборудования, что ведет к повышению кажущейся мощности генераторов и трансформаторов на станциях. Реактивная мощность является фактором, снижающим качество электроэнергии, приводящим к таким отрицательным явлениям, как увеличение платы поставщику электроэнергии, дополнительные потери в проводниках, вследствие увеличения тока, завышения мощности трансформаторов и сечения кабелей, отклонение напряжения сети от номинала. Поэтому реактивная мощность относится к техническим потерям в электросетях согласно Приказу Минпромэнерго РФ № 267 от 04.10.2005. Правильный выбор способа повышения коэффициента мощности, типа и мощности компенсирующих устройств, их размещение в соответствующих точках системы электроснабжения предприятия, режима работы, а также определение оптимальной степени компенсации является достаточно сложной задачей. В существующих методиках выбора компенсирующих устройств он выполняется на основании технико-экономического сравнения вариантов. 35

Основным способом выбора мощности компенсирующих устройств (КУ) является выбор на основе баланса мощности в системе. Баланс реактивной мощности следует проверять, как в целом по энергосистеме, так и в отдельных ее частях. При этом следует учитывать и необходимость резерва реактивной мощности. Кроме того, баланс реактивной мощности следует предусматривать отдельно для каждого работы режима сети. Существуют и упрощенные способы выбора оптимальной мощности КУ: 1. По тангенсу нагрузки, определенного по значениям активной и реактивной мощности в часы максимума в энергосистеме (фактические значения Pф и Qф); 2. По среднему тангенсу за определенный промежуток времени (сутки, месяц); 3. Из условия 0,6 квар/кВт и максимальной активной мощности Pм и др. Национальная комиссия по вопросам регулирования электроэнергетики внедрила плату за перетекание реактивной электроэнергии между энергоснабжающей организацией и ее потребителями, которая дает экономические стимулы для энергосбережения и регулирования реактивных потоков, потому что эта плата не только соизмерима со стоимостью потерянной энергии в сети потребителя, но и часто превышает ее. Недостатком методики, позволяющей рассчитать плату за перетоки реактивной мощности, является то, что она не дает прямых указаний по расчету величины мощности КУ, а ограничивается значением граничного коэффициента мощности cosφм = 0,97 (tgφм = 0,25), при превышении которого вводится надбавка П2 на основную плату П1 за недостаточное оснащение сети потребителя КУ. Согласно методике плата за потребление и генерацию реактивной энергии с 7 часов утра до 23 часов одинакова. В часы ночных провалов нагрузки плата за генерацию реактивной энергии увеличивается втрое. В работе выполнено сравнение платы за перетоки реактивной мощности и за потери активной энергии при выборе мощности компенсирующих устройств по 1 и 2 упрощенным методам для 10 двухтрансформаторных подстанций (ПС). Коэффициент загрузки нормального режима трансформаторов без КУ на ПС принимался равным 0,5. Расчеты платы за перетоки реактивной мощности выполнялись по суточным типовым графикам нагрузки, приведенным в литературе для зимнего периода. В летний период графики нагрузки уменьшались до 60 % (для условий Донбасс). Годовая плата определялась с учетом того, что для условий Донбасса количество зимних суток равняется 213, а летних – 152 суток: П ГОД = ПЗИМА 213 + ПЛЕТО152. Стоимость потерь электроэнергии в трансформаторах рассчитывалась по формуле: WТ = WСТ + WМД = PСТ8700 + PМДτМ при значении  м = 3410,9 ч (при ТМ = 5000 ч). Расчеты показали, что годовая плата без КУ составляет 61635,21 тыс. руб./год. Из них основная плата составляет 92,7 %, а надбавка 7,3%. Величина стоимости потерь электроэнергии составляет ИΔW = 21535,82 тыс. руб./год, что составляет около трети платы за перетоки реактивной мощности. При выборе мощности КУ по методу 1 годовая плата за перетоки реактивной мощности снижается до 26623,41 тыс. руб./год. Надбавка на основную плату равна нулю. Но при таком выборе КУ существенна генерация реактивной мощности в сеть энергоснабжающей организации в часы ночных провалов нагрузки. В зимний период она составляет 21 % от основной платы, а в летний – 39,3 %. 36

Потери электроэнергии несколько увеличиваются (до 22467,94 тыс. руб./год, т.е. 4%). Это происходит потому, что в КУ также существуют потери активной мощности, которые были учтены из расчета 0,003 МВт/Мвар и работе КУ круглый год. Выбор мощности КУ по методу 2 выполнялся сначала по летнему графику нагрузки, а затем доукомплектовывались с учетом зимнего графика. При таком выборе имеется возможность отключить часть КУ в летний период. При таком выборе мощности КУ годовая плата снижается в большей степени - до 23589,99 тыс. руб./год. Надбавка на основную плату также равна нулю. Плата за генерацию реактивной мощности в часы ночных провалов также снижается до 6089,19 тыс. руб./год (18,2 % в зимний период и 7,7 % в летний). Потери электроэнергии также несколько увеличиваются по отношению к режиму без КУ и составляют 22461,93 тыс. руб./год. Это практически столько же, что и при выборе КУ по методу 1. Из приведенного анализа следует, что компенсирующие установки выгоднее выбирать отдельно по летнему и зимнему графикам нагрузки потребителей по среднесуточному значению тангенса нагрузки. АНАЛИЗ НАДЕЖНОСТИ В СИСТЕМАХ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ Студент гр. ЭСиС-18зм В.М.Татарских, руководитель доц., ктн И.И. Ларина Формирование безопасных и надежных поставок энергоресурсов - это фундаментальный фактор для обеспечения экономической стабильности и развития страны и ее регионов. Последствия перерывов в топливо- и энергоснабжении потребителей в последние годы приобретают все более масштабный характер. Системы электроснабжения многих предприятий, в том числе и достаточно мощных, выполнялись по схеме глубокого ввода. Подстанции глубоких вводов выполнялись по упрощенной схеме без сборных шин и, как правило, без выключателей на стороне первичного напряжения. Они размещались рядом с обслуживаемыми ими производственными корпусами, а их распределительные устройства 6—10 кВ рекомендовалось встраивать в эти корпуса. Вместо выключателей на стороне высшего напряжения (ВН) трансформаторов устанавливались отделители с короткозамыкателями. Такие схемы применялись при установке понизительных трансформаторов 6300 кВ-А и выше, присоединяемых к ответвлениям от проходящих магистральных линий 35 - 220 кВ. Схема действует в такой последовательности: под воздействием релейной защиты замыкается короткозамыкатель поврежденного трансформатора и отключается головной выключатель питающей линии. Не рекомендовалось присоединять к одной магистральной линии более четырех подстанций при мощности трансформаторов до 16 - 25 MBА и более двух-трех подстанций с трансформаторами большей мощности. Недостатком этой схемы является то, что при повреждении любого трансформатора отключаются, хотя и кратковременно (на время действия АПВ), и все другие трансформаторы, подключенные к данной магистральной линии. То же самое происходит и при повреждении на самой линии. Кроме того, отделители и короткозамыкатели, выпускавшиеся в прошлые годы отечественной электропромышленностью, не всегда удовлетворяли высоким требованиям к надежности их работы. Недостатком такой схемы является также большая длительность перерыва питания (0,4 с и более), а в зимнее время наблюдаются еще и отказы в работе установленного коммутационного оборудования. Согласно статистическим данным интенсивность отказов отделителей в IV районе по гололеду в 2, 3 раза выше, чем в I и II районах и это приводит к ухудшению надежности схемы электроснабжения в целом. 37

За время такого перерыва в электроснабжении происходит значительное снижение напряжения в сети (провалы напряжения), которые отрицательно сказываются на работе системы электроснабжения. Основными потребителями электроэнергии на промышленных предприятиях являются синхронные и асинхронные электродвигатели. В момент провала напряжения возникают составляющие прямой и обратной последовательности напряжения, которые определяют вращающий момент электродвигателей. При однофазных замыканиях в сетях 110 кВ характеристика вращающего момента асинхронных электродвигателей (АД) при номинальном напряжении М = f (s) смещается в сторону уменьшения момента пропорционально квадрату напряжения прямой последовательности, и, кроме того, появляется дополнительный тормозной момент от составляющей напряжения обратной последовательности: Мад рез.= Мном(f (s))•U12– Мном(f (2-s))•U22, где Мном(f (s)) – момент АД по пусковой характеристике при номинальном напряжении; Мном(f (2-s)) – тормозной момент от составляющей напряжения обратной последовательности; U1; U2 – напряжения соответственно прямой и обратной последовательностей. Вращающий момент синхронных электродвигателей (СД) в момент провала напряжения в меньшей степени зависит от напряжения сети: Мсд рез.= Ммакс.•U1– Мном(f (2-s))•U22), где Ммакс – максимальный вращающий синхронный момент СД при номинальном напряжении (Ммакс= (2,0–2,5) Мном.); Мном(f (2-s)) – тормозной момент СД от составляющей напряжения обратной последовательности. Если защиты линий 110 кВ выполнены в соответствии с указаниями п. 3.2.108 ПУЭ, т.е. все повреждения, сопровождающиеся снижением напряжения на шинах источника питания ниже 0,65Uном, отключаются без выдержки времени (при этом длительность провала напряжения составляет 0,20–0,25 с), то высоковольтные синхронные и асинхронные электродвигатели, как правило, остаются в работе. Как указывалось выше, при установке в цепях трансформаторов на стороне 110 кВ отделителей с короткозамыкателями длительность перерыва в электроснабжении составляет 0,4 с и более. В работе оценена возможность сохранения устойчивой работы АД и СД в заводской сети, питающей по магистральной двухцепной линии с ответвлениями 110 кВ (общей длиной 7,1 км) 4 ПС металлургического завода, при искусственном однофазном к.з. на стороне ВН ПС. На ПС установлены трансформаторы мощностью 32 - 40 МВА, что нарушает требования к схемам электроснабжения глубокого ввода предприятий. Как показали расчеты, результирующий момент при пониженном напряжении будет больше механического момента на валу в режиме номинальной нагрузки двигателя (больше 1) и для АД, и для СД. Следовательно, нарушение устойчивой работы двигателей при искусственных однофазных к.з. не произойдет. Наиболее низким будет результирующий момент 1,15 о.е. для асинхронного двигателя ДАЗО4-450Х-4У1 (ПС 4) при к.з . на стороне ВН ПС 1. На рис. 1 представлены характеристики максимального и результирующего моментов для этого двигателя.

3 s0

M nom( s)

sav

M av( s) 1 1

0.02

0.04

0.06

0.08

0.1

0.12

0.14

0.16

0.18

Рисунок 1.1 - Характеристики максимального и результирующего моментов для двигателя ДАЗО4-450Х-4У1 при однофазном к.з. на стороне 110 кВ ПС РАЗРАБОТКА МОДЕЛИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ ДЛЯ УПРАВЛЕНИЯ КАЧЕСТВОМ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ Студент гр. ЭПГ-18м Б. Якубчак, руководитель доц., ктн А.А.Чурсинова В настоящее время проблема качества электроэнергии выходит на новый уровень. Это обусловлено теми изменениями, которые происходят в электроэнергетике в целом. Появление новых потребителей, применение энергосберегающих установок, переход на цифровые устройства, развитие нетрадиционной энергетики и внедрение распределенной генерации приводит к усилению искажения качества электроэнергии (КЭ). Развитие электрических сетей происходит по пути повышения их связности, в результате чего меняется их структура, и сети становятся многоконтурными. Особенно четко это проявляется в сетях 6–10 кВ и 0,4 кВ. Все эти изменения приводят к обострению проблемы КЭ, в то время как подходы к оценке и управлению КЭ остаются неизменными. Прежние принципы управления не дают нужного эффекта, а модель электрической сети для управления качеством электроэнергии, соответствующая современным вызовам, на сегодняшний день отсутствует. Исходя из этого, целью работы является разработка модели электрической сети на основе системного подхода, позволяющей обеспечить эффективное управление качеством электрической энергии при динамично меняющейся структуре сети и состава источников искажения качества электроэнергии. Данная цель должна реализовываться следующими задачами:  анализ требований нормативной базы по нормированию и контролю КЭ к построению модели электрической сети;  выявление новых свойств в современных электрических сетях, влияющих на КЭ;  разработка принципов построения модели электрической сети;  построение модели электрической сети для управления КЭ. На данный момент электроэнергетическая система разделена на подсистемы, которые являются участниками рынка – генерация, электросетевые комплексы и потребители. С позиций управления качеством электрической энергии рассматривать проблему КЭ отдельно для электросетевых комплексов не имеет смысла. Это обусловлено не только 39

функционированием рынков электроэнергии, но и внедрением новых инновационных технологий и устройств, приводящих к появлению новых функциональных свойств сетей:  насыщенность сети активными элементами, позволяющими изменять топологические параметры сети;  способность снижать загрузку распределительной сети в пиковые периоды за счет управления электрооборудованием потребителей, использования распределенной генерации и альтернативных источников электроэнергии у потребителя (аккумуляторные батареи, солнечные батареи и другие возобновляемые источники);  оптимизация генерации и потребления электроэнергии за счет регулирования нагрузки с максимальным учетом требований потребителей (в том числе и экономических), а также повышения пропускной способности линий электропередачи;  вовлечение потребителей-регуляторов в процесс управления режимами;  самодиагностика, предупреждение системных аварий (сбоев) и самовосстановление, и, как следствие, снижение недоотпуска электрической энергии потребителям;  повышение наблюдаемости сети (сбора информации) о текущем ее состоянии, включая внешние воздействия окружающей среды, а также обработка данной информации в режиме реального времени, в том числе за счет применения приборов цифрового исполнения. Исходя из новых свойств, математическая модель электрической сети должна включать не только сети разных собственников, но и генерацию, потребителей, а также элементы, отвечающие этим свойствам сети. На сегодняшний день разработаны модели электрической сети для анализа и управления режимами (установившимися и переходными), модели для расчета потерь электроэнергии, модели сети для управления потоками реактивной мощности, каждая из которых имеет свои принципы построения и выполняет свои функции. Существующие модели нельзя применить к задаче управления КЭ, так как они решают другие задачи и не учитывают показатели качества электроэнергии. Необходимо отметить, что модели сети, которая бы четко выполняла задачи по применению системного подхода к управлению качеством электрической энергии, в настоящее время нет. Принципы построения такой модели не могут быть аналогичными принципам построения вышеперечисленных моделей. С учетом вышесказанного электрическую сеть для управления КЭ необходимо рассматривать с позиции системного подхода.

Электронное издание

ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕ И ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ Материалы Вузовской научно-практической конференции студентов г. Донецк 15 апреля 2020г.

Ответственный редактор Чурсинова Аурика Александровна

Редакционно-техническое оформление А.А.Чурсинова

ГОУВПО «Донецкий национальный технический университет» г. Донецк, пр. 25-летия РККА, 1, 8-й учебный корпус тел. +38(062)301-03-06 epg@donntu.org