CC BY
418
© 2015
ADVANTAGES OF THERMOPOWER EDIT IN THE MANUFACTURE OF NON-RIGID PARTS OF TYPE «SHAFT» OVER EXISTING TECHNOLOGIES
D.Y. Voronov, candidate of the technical sciences, docent of «Equipment and technology of engineering production» O. I. Drachev, doctor of Engineering, Professor of «Equipment and technology of engineering production»
K. A. Repin, post-graduate student of «Equipment and technology of engineering production» Togliatti state university, Togliatti (Russia)
Annotation. Analyzed the reasons of necessity of application of technologies of improvement of technological process of manufacturing non-rigid lengthy shafts, as well as comparative analysis of existing technologies of manufacturing of this type of detail and perspective technological processes. Analyzes the problems arising in the manufacture of non-rigid lengthy shafts and their relationship with various aspects of the technological process of manufacturing parts, as well as the factors controlling which may solve the problem arising in the manufacture of such parts, namely warping. Describes the influence of different stages of technological process of manufacturing Non-rigid lengthy shafts on the possible occurrence of warpage of the finished product, the main reason is the uneven distribution of residual stress obtained at different stages of technological process of manufacturing non-rigid lengthy details. The advantages of the use thermal processing and the parameters, in that manages to evenly distribute the residual stresses in Non-rigid long shafts, namely the temperature, the magnitude of the axial force, the speed and magnitude of plastic deformation, by which it is possible to stabilize the internal structure milostraga long shaft and avoid warpage not only after manufacturing, but also in the process of further operation for its intended purpose.
The described apparatus the experimental setup for thermal processing non-rigid lengthy shafts and the principle of its work. An example of the use of such a facility on one of the enterprises of Togliatti. Given the result of the experiment, allowing to conclude that the use of thermal treatment allows to stabilize the internal structure of the material, thereby increasing the quality and operational reliability non-rigid lengthy shafts.
Proved to further improve these technologies based on thermal power handling.
Key words: edit, stress, strain, technology, warping.
УДК 311
ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ 6-35 кВ
© 2015
В. Ю. Вуколов, кандидат технических наук, доцент кафедры «Электрификация и автоматизация»
В. Л. Осокин, кандидат технических наук, доцент, заведующий кафедрой «Электрификация и автоматизация»
Б. В. Папков, доктор технических наук, профессор, профессор кафедры «Электрификация и автоматизация»
Нижегородский государственный инженерно-экономический университет, Княгинино (Россия)
Аннотация. В статье отмечается актуальность повышения эффективности распределительных сетей 6-35 кВ, ставятся задачи повышения надежности функционирования территориальных сетевых организаций. Представлены расчеты таких показателей, как: среднее время, приходящееся на плановопредупредительный ремонт для маломасляных, вакуумных выключателей; эффект уменьшения потерь от замены выключателей; среднее время нарушения электроснабжения потребителей низкого напряжения; эффект от замены кабельных линий. Произведена оценка затрат на техническое обслуживание и ремонт, а так же анализ количества отказов электрооборудования. Дана характеристика для различных конфигураций распределительных сетей 6-35 кВ, а также оценка существующих подходов для определения рациональных мест размыкания с целью повышения эффективности работы сети. Был разработан универсальный подход к оптимизации мест размыкания узловых и многоконтурных сетей на основе параметра последствия отказа и показано применение данного подхода на примере сетевой организации Нижегородской области. Также были рассчитаны: параметр, определяющий потери мощности на элементе в нормальном режиме работы, и среднее изменение потерь мощности в сети в случае его отказа, параметр, определяющий вероятное сни-
28
жение мощности потребителей в случае отказа данного элемента, и вероятный недоотпуск активной электроэнергии потребителям за время восстановления нормального режима. Расчет выполнен в табличном редакторе EXСEL, по итогам расчета был составлен эквивалентный граф сети. Описаны перспективы дальнейших изысканий в области повышения эффективности электрических сетей 6-35 кВ. Представлены результаты исследования возможных путей повышения надежности и эффективности электроснабжения потребителей, проведена оценка эффекта от их внедрения на примере территориальной сетевой организации.
Ключевые слова: эффективность, анализ, потери электроэнергии, территориальная сетевая организация, электроэнергия, потребитель, надежность, тариф, электроснабжение, качество электроэнергии, безотказность.
Основная задача территориальных сетевых организаций (ТСО) - обеспечение транспорта электроэнергии соответствующего качества, в требуемом объёме и с заданным уровнем надёжности при условии минимизации собственных затрат. Ключевыми показателями деятельности ТСО являются надёжность электроснабжения потребителей, качество электроэнергии и уровень потерь.
Уровень потерь в электрических сетях зависит от конфигурации сети, ее элементов, схемных и режимных параметров. Поэтому безотказная работа отдельных элементов системы напрямую определяет не только качество и надежность электроснабжения потребителей, но и минимальный уровень потерь [1, 2].
В существующей системе отношений «потребитель - ТСО» сетевые компании практически не мотивированы к достижению первого ключевого показателя своей деятельности - повышения надежности электроснабжения потребителей. Важным этапом на пути стимулирования ТСО к повышению надежности электроснабжения является Положение [3], согласно которому планировался ввод корректировочных коэффициентов к тарифам, определяемых в соответствии с показателями надежности и качества оказываемых услуг по передаче электрической энергии. Проблеме исследования надежности систем энергетики и оптимизации режимов электрических сетей уделялось и уделяется пристальное внимание как в России [4-8], так и за рубежом [9-18]. Однако, несмотря на большую значимость проблемы повышения эффективности субъектов электроэнергетики, актуальными остаются вопросы разработки многокритериальных подходов к оптимизации сетей 6-35 кВ с целью повышения надежности и эффективности их функционирования.
В современных условиях, как правило, предлагаются два подхода при оптимизации режимов распределительных сетей:
1) добиться минимума потерь в нормальном режиме за счет выбора оптимального потокораспределения;
2) реализовывать путь максимального повышения надежности сети в целом за счет использования в нормальном режиме элементов с лучшими показателями безотказности, в качестве которых обычно рассматриваются параметр потока отказов и время восстановления.
В первом случае снижение потерь за счет изменения положения коммутационной аппаратуры практически не оказывает влияния на резервирование при известных вариантах конфигурации распределительных сетей, однако возрастает вероятность аварийного выхода из строя отдельных элементов.
Во втором случае удается добиться максимальной длительности нормального режима и сокращения общего числа аварийных и послеаварийных режимов, а соответственно, уменьшить вероятный недоотпуск электроэнергии потребителям. С другой стороны, эффективность по потерям такого длительного нормального режима может быть существенно ниже в зависимости от конфигурации сети и показателей надежности отдельных элементов по сравнению с режимом минимальных потерь.
Авторами предложен универсальный подход к оптимизации мест размыкания, позволяющий учесть как потери электроэнергии при ее передаче в нормальном режиме, так и последствия от нарушения надежности электроснабжения потребителей в аварийном.
Анализ актуальности повышения эффективности распределительных сетей 6-35 кВ, исследование возможных путей повышения надежности и эффективности электроснабжения потребителей, оценка эффекта от их внедрения на примере территориальной сетевой организации.
Возможности повышения надежности электроснабжения потребителей и оценка эффекта от внедрения соответствующих мероприятий рассмотрены на примере сетевой организации Нижегородской области, условно «ТСО-1». На её балансе находятся городские сети 6 кВ, содержащие 35 трансформаторов, 42 кабельных (КЛ) и 2 воздушных (ВЛ) линии, питающие потребителей
29
второй и третьей категории по ПУЭ [19], а также разветвленная сеть 0,4 кВ. Опыт обследования десяти сетевых организаций показывает, что «ТСО-1»
- типичная ТСО Поволжского региона. Наиболее характерными аварийными режимами «ТСО-1» являются отключение линий электропередачи (58 %), а также выход из строя трансформаторов и коммутационной аппаратуры (23 %).
Коммутационная аппаратура «ТСО-1» состоит из устаревших маломасляных выключателей типа ВМП-10, на которые приходится наибольшее количество отказов. Доля отказов конструктивных элементов от общего количества отказов масляных выключателей распределяется следующим образом: дугогасящая камера - 18 %, привод - 26 %, цепи управления - 42 %, опорная изоляция и вводы
- 14 %.
Среднее время восстановления одного отказа в сетях 6 кВ составляет более 3 часов [20]. Для электрооборудования, отработавшего более 30 лет, затраты на ремонт превышают средние показатели по отрасли в 3 раза [20]. У наиболее изношенного электрооборудования затраты на техническое обслуживание и ремонт за срок службы в 2,5-3,5 раза превосходят затраты, необходимые для установки нового [20]. Поэтому для обеспечения надежности необходимо заменять физически и морально устаревшие выключатели.
Электрические сети «ТСО-1», относящиеся к напряжению 6 кВ, содержат 102 выключателя. Среднее время нарушения электроснабжения за год по причине отказа элемента сети определяется по формуле:
ТО = n ■ ® • Тв ’ (1)
где n - число однотипных элементов сети.
Среднее время, приходящееся на плановопредупредительный ремонт (ППР) оборудования за год, определяется по выражению:
ТППР = n ■ Р ■ Тр (2)
Так, для старых (срок службы более 20 лет) маломасляных выключателей:
ТОммв = 102 ■ 0,022 ■ 20 = 44,8 ч;
ТППРммв = 102 ■ 0,2 ■ 24,2 = 493,7 ч.
Среднее время нарушения электроснабжения для вакуумных выключателей
ТОвв = 102 ■ 0,004 ■ 8 = 3,3 ч. ППР здесь не требуется, поскольку в случае отказа производится замена выключателя.
Установлено, что отказ выключателя приводит к изменению режима сети и увеличению потерь электроэнергии на величину до 10 %, по отноше-
нию к наиболее рациональному режиму. Так для «ТСО-1» при неизменных центрах питания (ЦП), нагрузке, составе оборудования и полезном отпуске, в результате изменения потокораспределения в сети технические потери на годовом интервале возрастают с AW = 831,676тыс. кВт-ч до
AW2 = 912,736 тыс. кВт-ч, т. е на 81,06 тыс.
кВт-ч или 9,7 %. Эффект уменьшения потерь от замены выключателей:
ч (Т0г™ + ТР™е + Т0ее)
Э =--------—-----------Ш ■
8760
(44,8+ 49,37 + 3,3)
81,06 = 4,95 тыс, кВт-ч,
Таким образом, доказана необходимость и подтверждается эффективность замены аварийно отказавших выключателей ВМП-10 на современные вакуумные.
Суммарная длина КЛ 6 кВ «ТСО-1» составляет 43,86 км. Большинство КЛ устаревших марок с повышенными потерями в изоляции и повышенной частотой отказов из-за её старения. Среднее число отказов для них - 0,05 отк./кмтод, среднее время восстановления одного отказа - 35 ч. В случае их замены на КЛ с изоляцией из СПЭ основной эффект возникает за счёт низкой удельной повреждаемости последних. Она, как минимум, на 1-2 порядка ниже, чем у кабеля с бумажнопропитанной изоляцией (до 0,001 отк./км год). Среднее время восстановления снижается до 6 ч [20].
Среднее время нарушения электроснабжения при старых КЛ со сроком эксплуатации более 15 лет по (1) составляет
ТО1 = 43,86 ■ 0,05 ■ 35 = 76,755 ч. Среднее время нарушения электроснабжения для кабелей с СПЭ-изоляцией
ТО2 = 43,86 ■ 0,001 ■ 6 = 0,26 ч. Выход из работы кабеля приводит к изменению режима питания сети и увеличению потерь на величину до 10 % по отношению к наиболее оптимизированному варианту. Поскольку для «ТСО-1 » максимально возможное увеличение потерь на годовом интервале составляет AW = 81,06 тыс. кВт-ч/год, эффект от
замены КЛ составит:
о_(ТО1 ~ ТО2) ^j/_(76’755 ~ °’26) о10б_0 н\ тыс. кВт-ч
8760 ^ 8760 ^ , ’
Кроме того, применение кабелей с СПЭ-изоляцией позволяет осуществлять резервирование за счет прокладки резервной фазы. Резервная фаза снабжена оборудованием, которое позволяет восстановить электроснабжение в течение 6 часов вместо 35. Такой вид резервирования представляется экономически наиболее эффективным, по-
30
скольку 60 % повреждений в КЛ связаны с однофазными короткими замыканиями.
Результаты эксплуатации и расчётов показывают, что все отработавшие свой ресурс кабели устаревших марок целесообразно заменять на современные с СПЭ-изоляцией. Такая замена особенно эффективна для кабелей со сроком службы более 20 лет. Еще одной составляющей эффекта от замены КЛ является снижение технических потерь в сетях «ТСО-1» за счет уменьшения потерь в изоляции с 831,676 тыс. кВт-ч до 789,453 тыс. кВт-ч (5 %).
Сеть низкого напряжения (НН) «ТСО-1» 0,4 кВ выполнена одноцепными устаревшими ВЛ и КЛ с использованием неизолированных проводов различных сечений. На одну ТП в среднем приходится 9,32 отходящих линий 0,4 кВ. Средняя длина магистральных участков на 1 линию 0,4 кВ ТП составляет 1,444 км, средняя длина одно-, двух- и трехфазных ответвлений - 0,382 км. Суммарная длина КЛ - 129,35 км, ВЛ - 194 км. Согласно [20] средняя частота отказов ВЛ составляет ю = 0,16 1/км, среднее время восстановления одного отказа ТВ=7 ч. Для КЛ показатели надежности такие же, как и в сети 6 кВ. Наиболее эффективным мероприятием по повышению надежности электроснабжения потребителей в сетях НН является прокладка ВЛ самонесущим изолированным проводом (СИП). Надёжная изоляция СИП позволяет делать вырубаемые просеки более узкими, если строительство ведётся на территории леса, совместно подвешивать на одних опорах токоведущие провода разного напряжения и даже телефонные линии. Появляется возможность монтировать ЛЭП с использованием строений для экономии на строительстве опор и освобождения места на тротуарах. Кроме того, частота отказов СИП значительно ниже по сравнению с неизолированными проводами (0,01 1/кмтод). Еще одно преимущество - снижение потерь электроэнергии, связанных с бездоговорным и безучетным электропотреблением за счет усложнения несанкционированного присоединения к сети, выполненной СИП.
Среднее время нарушения электроснабжения потребителей НН «ТСО-1» при существующих элементах сети составляет:
Те it£i = ^овл + Товл = 129,35 ■ 0,05 ■ 35 +
+194 ■ 0,16 ■ 7 = 443,64 ч.
При выполнении линий 0,4 кВ современными кабелями и СИП средняя продолжительность аварийных отключений составляет:
TWk* = Гпм+Т„вл= 129,35-0,001-6 +
+ 194-0,01 -7 = 14,36 ч.
При отпуске в сеть НН W = 15436 тыс. кВт ч уменьшение недоотпуска электроэнергии потребителям на годовом интервале составляет:
(То 0,4 кВ1 — То 0,4 кВ!)
SW
8760
W =
(443,64-14,34
0760
15436 = 418,33 тыс. кВт-ч
Таким образом, за счет повышения надежности отдельных элементов сетей ТСО удается добиться снижения как технических потерь, так и коммерческих, связанных с хищениями электроэнергии и неэффективностью экономической деятельности ТСО. Основным препятствием на пути к внедрению рассмотренных мероприятий является поиск дополнительных источников финансирования энергосберегающих программ. В условиях действующего законодательства, заинтересованный в повышении уровня надежности потребитель может изменить за дополнительную плату категорию эле ктроснабжения, однако такое положение не всегда позволяет получить требуемый уровень надежности. В то же время в современных условиях имеет место и обратная ситуация: ставка платы за присоединение к сети существенно зависит от категории надежности электроустановок потребителей, закрепленной в ПУЭ, поэтому при заключении договора потребитель заинтересован в снижении данного показателя.
Поскольку распределительные сети предназначены для передачи электроэнергии на небольшие расстояния от шин НН районных подстанций (ЦП распределительных сетей) к промышленным, городским и сельским потребителям, они обычно работают в разомкнутом режиме, что приводит к снижению токов короткого замыкания и значительному упрощению управления режимом.
ЦП -
ПС1
ПС2
ПС3
ПС1 ПС2
■ •
псз 1а
Рисунок 1 , а - Схемы одинарной или двойной радиальной сети
31
ПС2
ПС2
Рисунок 1, б - Схемы одинарной или двойной замкнутой сети кольцевой конфигурации
ЦП1 :
ЦП1
: ЦП2
ЦП2
Рисунок 1 , в - Схемы замкнутой одинарной или двойной сети, опирающейся на два центра питания
Рисунок 1 , г - Схема узловой и многоконтурной сети
Среди конфигурации распределительных сетей 6-35 кВ выделяются: одинарная или двойная радиальная сеть (рис. 1, а); одинарная или двойная замкнутая сеть кольцевой конфигурации (рис. 1, б); замкнутая одинарная или двойная сеть, опирающаяся на два центра питания (рис. 1, в); узловые и многоконтурные сети (рис. 1, г).
Сети первого типа являются наиболее дешевыми и получили широкое распространение как первый этап развития сети. В настоящее время они
применяются для электроснабжения сельских потребителей третьей категории надежности [19]. Поскольку эти сети опираются на один ЦП, основным направлением повышения надежности является создание связей со смежными ЦП (переход к конфигурации сетей третьего типа) или построение дополнительной ЛЭП для реконструкции таких сетей в сети кольцевой конфигурации (второго типа). Для одинарных радиальных сетей также целесообразно рассмотрение вопроса о построении второй цепи ЛЭП, опирающейся на центр питания.
Сети второго и третьего типа за счет наличия дополнительных связей позволяют обеспечивать резервирование и бесперебойное снабжение потребителей в случае выхода из работы одной из линий электропередачи. Однако в нормальном режиме для уменьшения потерь электроэнергии и ограничения токов короткого замыкания эти сети должны работать в разомкнутом режиме. Поэтому возникает вопрос рационального определения мест размыкания с целью повышения эффективности их работы [8].
Для таких сетей возможны два подхода при оптимизации режимов: добиваться минимума потерь в нормальном режиме за счет выбора оптимального потокораспределения; реализовывать путь максимального повышения надежности сети за счет использования в нормальном режиме элементов с лучшими показателями безотказности.
Во втором случае удается добиться максимальной длительности нормального режима и сокращения общего числа аварийных и послеаварийных режимов, а соответственно, уменьшить вероятный недоотпуск электроэнергии потребителям. С другой стороны, эффективность по критерию потерь такого режима может быть существенно ниже в зависимости от конфигурации сети и показателей надежности отдельных элементов по сравнению с режимом минимальных потерь. Поэтому необходима разработка универсального подхода к оптимизации мест размыкания узловых и многоконтурных сетей.
Установленным критериям отвечает подход, при котором учитываются потери в целом по сети в нормальном режиме, а также увеличение потерь и возможное снижение электропотребления в аварийном и послеаварийном режимах. Частота ненормальных режимов определяется с учетом параметра потока отказов (®), определяемого для основных элементов сети (КЛ, ВЛ, коммутационные аппараты) на основании ретроспективной статистической информации за предыдущие периоды эксплуатации. Кроме того, необходимо учитывать 32
вероятность изменения режима сети в результате ППР. Таким образом, для рассматриваемых элементов сети необходимо определить параметр последствий отказа (П), МВт:
П Ппотери ^ Ппотребление
(3)
где Ппотери - параметр, определяющий потери мощности на элементе в нормальном режиме работы и среднее изменение потерь мощности в сети в случае его отказа, МВт; Рпотребление~
параметр, определяющий вероятное снижение мощности потребителей в случае отказа данного элемента, МВт;
nnDTEp = АРу-а + AP^-S2 + APqj-to - Тв + ДРср-'/j-Tp где ЛРу_п - условно-постоянные потери в
элементе (для ЛЭП), МВт; Лроуд н - удельные нагрузочные потери в элементе (для ЛЭП), 1/МВт; S - поток мощности через элемент, МВА; Л^,р -
среднее увеличение потерь мощности в результате изменения конфигурации сети после отказа рассматриваемого элемента, МВт; ю - параметр потока отказов, 1/год; Тв - время восстановле-
ния, год; ^ - частота ремонтов, 1/год; Тр -
продолжительность ремонта, год.
Условно-постоянные потери ЛРу-п определяются согласно Инструкции по расчету нормативов потерь [21] и включают потери в изоляции кабелей, потери от токов утечки по изоляторам ВЛ и расход электроэнергии на плавку гололеда.
Лр0уд.н 2 (4)
U ном. сети
где R0 - активное сопротивление ЛЭП,
Ом/км; l - длина ЛЭП, км; £/ном сети - номинальное напряжение сети, кВ;
Ппотребление = Х^потр (5)
где Х Wro-гр - вероятный недоотпуск активной электроэнергии потребителям за время восстановления нормального режима, МВтч;
Х^потр _ РХ ' Ту.ав. (6)
где Рх - вероятная активная мощность нагрузки потребителей, отключаемая после отказа элемента, МВА; Ту ав - время устранения аварийного режима, год, зависящее от категории на-
дежности электроснабжения потребителей и определяющееся наличием в сети устройств автоматического управления.
Представив сеть в виде ненаправленного графа, в котором нагрузки и центры питания моделируются как узлы, а ЛЭП и коммутационные аппараты составляют ветви графа с длиной равной параметру последствий отказа (П), получаем эквивалентную модель распределительной сети. Чем больше параметр ветви графа П, тем большие последствия будет иметь отказ данного элемента. Поэтому, определив конфигурацию сети на основании нахождения наименьшего пути в графе модели, получаем наиболее эффективно работающую сеть по критерию минимума последствий отказа элементов сети.
Рассмотрим более подробно применение данного подхода на примере сетевой организации Нижегородской области, «ТСО-1», реальная схема электрических сетей которого приведена на рисунке 2.
Коммутационные аппараты выполнены маломасляными выключателями старых марок (МВ), а также современными вакуумными выключателями (ВВ). Частота и продолжительность ремонта определены согласно [20], остальные показатели надежности получены в результате сбора и статистической обработки информации за предыдущие периоды эксплуатации.
Мощность нагрузки потребителей (МВ А) составляет:
S1= 0,9+70,48; S2= 0,75+/0,33; S3= 0,3+70,18; S4= 0,24+/0,15; S5= 0,33+/0,30; S6= 0,27+/0,18;
S7= 0,45+/0,27; S8= 0,48+/0,33; S9= 0,3+/0,21;
S10= 0,3+/0,21; S11= 0,24+/0,09;
S12= 0,217+/0,15.
Расчет величины П выполнен для каждого элемента в табличном редакторе EXCEL. Поток мощности через каждый элемент (S), определяющий величину нагрузочных потерь, определён оценочно из условия загрузки каждой линии, равной 50 % от номинального тока. Величина для СВ
принята равной максимальной из активных нагрузок потребителей по секциям; для остальных элементов определяется из условия раздельной работы секций подстанций как сумма активных мощностей нагрузок подключенных потребителей.
Поскольку все потребители «ТСО-1 » относятся ко второй и третьей категории надежности по ПУЭ, и только часть сети оборудована устройствами послеаварийной автоматики, Ту ав принимаем
33
равным 1 ч (время, необходимое для восстановления питания действиями дежурного персонала или выездной бригадой).
По итогам расчета параметра последствий отказа составлен эквивалентный граф сети (рис. 2), длина ребер которого равна П. Оптимальной конфигурации разомкнутой сети соответствует минимальный путь в графе от ЦП до нагрузок. Для «ТСО-1» ей соответствует отключение ВЛ 3, 7, 10; КЛ 12; СВ 13, 15.
В современных условиях возникла острая необходимость изменения существующего законодательства в системе договорных отношений «потребитель - ТСО», что позволит, с одной стороны, повысить надежность электроснабжения потребителей, с другой - максимально эффективно использовать выявленные резервы снижения потерь.
При повышении надежности и эффективности функционирования распределительных сетей 6-35 кВ решающее значение приобретает оптимизация мест размыкания. В зависимости от их конфигурации предлагается либо критерий минимума потерь электроэнергии, либо двухкритериальный подход на основе параметра последствий отказа.
Рисунок 2 - Эквивалентный граф сети
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Воротницкий В. Э., Заслонов С. В., Калин-кина М. А. Расчет, нормирование и снижение потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям. М. : ВНИИЭ, 2006.
2. Железко Ю. С. Потери электроэнергии. Реактивная мощность. Качество электроэнергии: Руководство для практических расчетов. М. : ЭНАС, 2009.
3. Об определении применяемых при установлении долгосрочных тарифов показателей надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг, утвержден постановлением правительства РФ № 1220 от 31 декабря 2009 г.
4. Бартоломей П. И., Грудинин И. И., Пеуй-мин В. Г. Определение оптимальных и допустимых режимов в задачах оперативного управления ЭЭС -Известия Академии наук СССР. Энергетика и транспорт. 1991.№ 4.
5. Арзамасцев Д. А., Бартоломей П. И., Холян А. М. АСУ и оптимизация режимов энергосистем -М. : Высшая школа, 1983.
6. Гук Ю. Б. Теория надёжности в электроэнергетике. Л. : Энергоатомиздат. Ленингр. отд., 1990.
7. Эдельман В. И. Надёжность технических систем: экономическая оценка. М. : Экономика, 1988.
34
8. Прусс В. Л., Тисленко В. В. Повышение надёжности сельских электрических сетей. Л. : Энергоатомиздат, Ленинградское отд-ние, 1989.
9. Гусейнов Г. Б. Рейтинговая оценка и регулирование деятельности распределительных электрических сетей в условиях нечеткости - Львов : Издательство Национального университета «Львивська политехника», 2006.
10. Жежеленко И. В., Саенко Ю. Л. Показатели качества электроэнергии и их контроль на промышленных предприятиях. М. : Энергоатомиз-дат, 2000.
11. Guan F. H., Zhao D. M., Zhang X., Shan B. T., Liu Z. Research on Distributed Generation Technologies and its impacts on Power System - Conference Proceedings DRPT. China, 2008.
12. Keogh E., Chu S., Hart D., Pazzani M. An Online Algorithm for Segmenting Time Series - In Proceedings of IEEE International Conference on Data Mining, 2001.
13. Montgomery D. C., Runger G. C. Applied Statistics and Probability for Engineers 3rd ed. - New York: John Wiley & Sons, Inc., 2003. 706 p.
14. Overbye T. J., Klump R. P. Effective calculation of power system low-voltage solutions - IEEE PES Winter Power Meeting, 1995.
15. Phadke A. G., Thorp J. S. Computer relaying
for power systems Second Edition, Research Studies Press Ltd. New York : John Wiley & Sons, Inc., 2009.
16. Povinelli R. Time Series Data Mining: Identifying temporal Patterns for Characterization and Prediction of Time Series Events - Milwaukee, Wsconsin, December, 1999.
17. Rudnick H., Mucoz M. Influence of modelling in load flow analysis of three phase distribution systems - Proceedings of the 1990 IEEE Colloquium in South America, Editor W. Tompkins, IEEE Pub. 90TH0344-2, 1990.
18. Zima M., Larsson M. Design Aspects for Wide-Area Monitoring and Control Systems. - Proceeding of the IEEE. 2005. Vol. 93. № 5. May.
19. Правила устройства электроустановок, 7-е издание, утверждены Приказом Минэнерго РФ от 20.06.2003. № 242.
20. Файбисович Д. Л. Справочник по проектированию электрических сетей. Издание второе -М. : НЦ ЭНАС, 2006.
21. Инструкция по организации в Министерстве энергетики Российской Федерации работы по расчету и обоснованию нормативов технологических потерь электроэнергии при ее передаче по электрическим сетям, утверждена приказом Министерства энергетики РФ от 30 декабря 2008 г. № 326.
IMPROVING THE EFFICIENCY OF ELECTRICAL NETWORKS 6-35 KV
© 2015
V. Ju. Vukolov, the candidate of technical sciences, the associate professor of the chair «Electrification and automatization»
V. L. Osokin, the candidate of technical sciences, the associate professor, the manager of the chair «Electrification and automatization»
B. V. Papkov, the doctor of technical sciences, the professor of the chair «Electrification and automatization»
Nizhniy Novgorod state engineering-economic university
Annotation. the article emphasizes the importance of improving the efficiency of distribution networks 6-35 kV, set goals to improve the reliability of functioning of the territorial grid organizations. It is presented calculations of such indicators as: average time per outage for low-oil and vacuum switches; the effect of reducing losses from replacing circuit breakers; average time of interruption of consumer power supply low voltage; the effect of replacement of cable lines. It is cost for maintenance and repair, as well as the analysis of the number of failures of electrical equipment. The characteristic for different configurations of distribution networks 6-35 kV, as well as evaluation of existing approaches for determining the rational places of disconnection with the aim of increasing the network's efficiency. Was developed a universal approach to optimize locations of open nodal and mesh networks based on the setting the consequences of failure and illustrates the application of this approach on the example of the network organization of the Nizhny Novgorod region.
Also were calculated: the parameter that determines the power loss of the element in the normal operation mode and the average change of the power losses in the network in case of failure, a parameter that determines the likely reduction of power consumers in case of failure of this element and likely active undersupply of electricity to consumers during normal. The calculation is performed in tabular editor EXCEL, on results of calculation was made of the equivalent graph of the network. It is described the prospects for further research in the field of in-
35
crease of efficiency of electric networks 6-35 kV. It is presented results of a study of possible ways of improving the reliability and efficiency of electricity supply, assessment of impact of implementation on the example of territorial network organizations.
Keywords: efficiency, analysis, energy losses, territorial grid company, electricity consumers, reliability, tariff, electricity, power quality, reliability.
УДК 621.316.722.076.12
ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ ПРОГРАММНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ ДЛЯ ИЗМЕРИТЕЛЕЙ
ПАРАМЕТРОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
© 2015
Е. С. Глибин, кандидат технических наук, доцент кафедры «Промышленная электроника»
А. А. Шевцов, кандидат технических наук, доцент, заведующий кафедрой «Промышленная электроника»
Тольяттинский государственный университет, Тольятти (Россия)
Аннотация. Статья посвящена рассмотрению особенностей проектирования и создания электронных микропроцессорных устройств, а также их программного обеспечения для измерения любых параметров электрической энергии в сетях переменного напряжения. Показана важность контроля и повышения качества электроэнергии путем использования компенсационных устройств, таких, как конденсаторные батареи или полупроводниковые компенсаторы неактивных составляющих полной мощности. Сделан вывод, что использование традиционных измерительных устройств, представленных на рынке, зачастую не обеспечивает всей необходимой информацией о качестве электроэнергии при научно-исследовательских и опытно-конструкторских работах по созданию новых компенсационных устройств. Представлены особенности процесса разработки измерителя параметров электрической энергии на различных этапах. Описана структурная схема устройства. Выбран математический аппарат для вычисления параметров электроэнергии. Спроектирован алгоритм работы измерителя. Описан подход разработки программы для измерителя, когда сначала код анализа электроэнергии на языке Си++, реализующий сложные математические операции, отлаживается не в реальном времени на персональном компьютере, а затем без изменений используется в программе измерителя, работающей в реальном времени. Реализован алгоритм расчета параметров электроэнергии в среде программирования Microsoft Visual C++ и его отладка при анализе экспериментальных кривых токов и напряжения контактной машины МШУ-300, полученных с помощью цифрового осциллографа. Описаны особенности перевода программы для персонального компьютера для анализа кривых токов и напряжений и вычисления параметров электрической энергии не в реальном времени в программу микроконтроллера измерительного устройства. Представлены результаты работ по созданию и испытанию опытного образца.
Ключевые слова: датчик тока, датчик напряжения, измерительные устройства, контактная сварка, мощность искажений, ПЛИС, полупроводниковый компенсатор, реактивная мощность, энергосбережение.
Повышение качества электрической энергии, а также ее рациональное использование являются актуальными и важными задачами для экономики [1]. Известно, что в состав электрической энергии, которую потребляет различное промышленное технологическое оборудование, например, мощные источники питания электромеханических устройств [2-4] или сварочные источники питания [5, 6], входит активная составляющая, за счет которой непосредственно осуществляется работа, и значительная неактивная составляющая. Неактивные составляющие мощности являются неотъемлемой частью технологического процесса из-за использования полупроводниковых преобразователей или реактивных элементов в составе оборудования.
36
И, как правило, имеют негативные характеристики: вызывают повышенные потери в электрической сети, повышают вероятность выхода из строя параллельно работающего высокотехнологичного оборудования, каналов связи, особенно беспроводных. Для решения этой проблемы используются как традиционные устройства, например батареи конденсаторов, так и все чаще применяются активные методы коррекции внешних воздействий на технологические объекты, например, использование полупроводниковых компенсирующих устройств [7, 8]. Следовательно, при выборе конкретного решения для снижения неактивных составляющих мощности возникает необходимость в точном вычислении различных параметров элек-
