CC BY
111
борки определяется частотой ВГ, которая вносит реальный вклад в энергию ВГ. Блок 9 - устройство сравнения, определяющее абсолютную величину и знак разности Ж - Ж1 = Жнн. Сигналы Ж, Ж1 и Жнн по каналам связи поступают в диспетчерский пункт, где происходит их дальнейшая обработка для принятия административных и технических мер.
Отметим два возможных результата: Жнн >0 и Жнн < 0. Первый результат говорит о том, что энергия высших гармоник поступает в приемник из питающей сети; второй - о том, что энергия высших гармоник от приемника поступает в питающую сеть. Таким образом, счетчик одновременно производит измерение трех активных энергий: W - суммарная энергия, по которой производится расчет с потребителями ин-деферентными к уровню гармоник (электрокотельная); W1 - энергия первой гармоники, по ней производится
Библиографический список
расчет с потребителями; Жнн - энергия высших гармоник, за эту энергию потребители первой группы получают от электроснабжающей организации компенсацию, а потребители второй группы оплачивают штраф в пользу электроснабжающей организации.
Измерение энергии высших гармоник, которая поступает из питающей сети потребителю и решение юридических вопросов, связанных с оплатой за эту энергию, должно побудить электроснабжающие организации принимать технические и организационные меры по повышению качества энергии. Измерение энергии высших гармоник, которая поступает из электроприемника в питающую сеть и плата за эту энергию должны побудить, в свою очередь, потребителей принимать технические и организационные меры по повышению качества энергии, что должно привести к улучшению формы напряжения питающей сети.
1. Arrillaga Jos. Power system harmonics /J. Arrillaga, N.R. Watson. 2 ed. Chichester: Wiley, 2003.
2. DeKeulenaer, Hans, Power Quality&Utilisation Guide, Leonardo Energy, 2006.
3. Heriakian, Isabelle, Power quality critical sectors: Power Quality for healthcare facilities, Leonardo Energy, 2009.
4. Key, T and I.S.Lai "Cost and Benefits of Harmonic Current Reduction for Switch-Mode Power Supplies in a Commercial Building" in Con! Rec. of IEEE IAS Annual. Mtg., Orlando, FL, Oct. 1995, pp.1101 -1108.
5. Lai, S. and T.S.Key, "Cost Effectiveness of Harmonic Mitigation Equipment for Commercial Office Buildings" IEEE IAS Annual Mtg., San Diego, CF, Oct.1996.
6. Rusdy, Hartungi and Liben, Jiang "Investigation of Power Quality In Health Care Facility" International Conference on Renewable Energies and Power Quality (ICREPQ'10) Granada (Spain), 23rd to 25th March, 2010.
7 K.V.Suslov, N.N.Solonina, A.S.Smirnov Separate measurement of fundamental and high harmonic energy at consumer inlet - a real way to improve supply network voltage waveform // Modern Electric Power Systems 2010, Wroclaw, Poland.
УДК 621.311
ИТЕРАЦИОННЫЕ МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ МЕСТА ПОВРЕЖДЕНИЯ ПО ПАРАМЕТРАМ АВАРИЙНОГО РЕЖИМА ПРИ ОДНОСТОРОННИХ ИЗМЕРЕНИЯХ НА ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЯХ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ
А.А.Устинов1, А.Н.Висящев2
Национальный исследовательский Иркутский государственный технический университет, 664074, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83
Проведен анализ существующих методов определения места повреждения по параметрам аварийного режима при односторонних измерениях на воздушных линиях электропередачи, предложены новые итерационные методы определения места повреждения, повышающие точность. Ил. 2. Табл. 1. Библиогр. 18 назв.
Ключевые слова: определение места повреждения; воздушные линии электропередачи;параметры аварийного режима; итерационные методы.
ITERATIVE METHODS OF FAULT LOCATION BY ONE-SIDED PARAMETERS OF FAULT STATE FOR OVERHEAD
TRANSMISSION LINES
A.A. Ustinov, A.N. Visyaschev
Irkutsk State Technical University, 83 Lermontov St., Irkutsk, 664074
Analysis has been performed for methods of fault location by one-sided parameters of fault state for overhead transmission lines, new iterative methods, improving accuracy, have been proposed. 2 figures, 1 tables, 18 sources.
Key words: fault location, overhead transmission lines, parameters of fault state, iterative methods.
1Устинов Алексей Александрович, аспирант. Ustinov Alexey Alexandrovich, postgraduate student.
2Висящев Александр Никандрович, профессор кафедры электрических станций сетей и систем, тел.: (3952) 405127. Visyaschev Alexander Nikandrovich, professor of the chair of Electrical Stations, Networks, and Systems, tel.: (3952) 405127.
В настоящее время в российской энергетике в отношении определения места повреждения по параметрам аварийного режима (ОМП по ПАР) при одностороннем измерении сложилась непростая ситуация. Процедура ОМП выполняется с большой погрешностью или в принципе невозможна. Причины существующего положения следующие:
- более 65% устройств ОМП выполнены на полупроводниковой и микроэлектронной базе и установлены в начале 80-х годов [5];
Часть перечисленных устройств обладает одинаковыми методами ОМП, ниже будет дано сравнение методов, используемых в настоящее время, с методами, предлагаемыми в данной работе.
Рассмотрим поясняющую схему одноцепной симметричной линии электропередачи длиной I с двухсторонним питанием, показанную на рис. 1. Использование симметричной линии электропередачи и усредненных параметров не оказывает значительного влияния на погрешность ОМП, что подтверждается [1, 5].
Рис. 1. Поясняющая схема при повреждении
- низкая надежность старых устройств ОМП;
- неудобство эксплуатации старых устройств ОМП;
- несовершенные (устаревшие) алгоритмы ОМП не только в старых устройствах, но и во многих устанавливаемых в настоящее время микропроцессорных устройствах ОМП и регистраторах.
Односторонние методы ОМП по ПАР, реализованные в микропроцессорных терминалах, позволяют заметить, что во многих устройствах до сих пор используются алгоритмы, разработанные десятилетия назад. Возможности устройств на микропроцессорной базе не используются в полной мере, что приводит к дополнительным методическим погрешностям.
К наиболее известным устройствам определения места повреждения, в которых функция ОМП является основной или дополнительной к функциям релейной защиты и автоматики (РЗА), можно отнести: ФИС, МФИ (Рижский опытный завод «Энергоавтоматика»); МИР («Энергоприбор», Москва); ФПМ (СП «Энергосоюз», Казань); ПУМА 1100 (НПП ЗАО «АСАТ»); Парма РП4.06 (ООО «Парма»); ИМФ-ЗР, ИМФ-ЗС (ЗАО «Радиус-Автоматика»); Парма РП4.06 (ООО «Парма»); АУРА (ООО «СВЕИ»); БЭ2704У031 (ООО «НПП «ЭК-РА»); ТЛ2606.1Х, ТОР200-Л, ТОР100-ЛОК (ООО «ИЦ «Бреслер»); Бреслер-0107.010 (ООО «НПП «Брес-лер»); MiCOM Р54х, MiCOM Р43х (Areva); REL5xx и REL6xx (ABB); D60 и L90 (General Electric); ИРА (ВНИ-ИЭ) [1-16].
Большая часть из перечисленных устройств использует методы, пренебрегающие комплексностью коэффициента токораспределения и, как следствие, обладающие методической погрешностью.
на одиночной линии с двухсторонним питанием
Линия электропередачи имеет следующие параметры:
21Л, 22Л и 20Л - полные комплексные сопротивления прямой, обратной и нулевой последовательностей линии электропередачи соответственно;
7' 7" 7' 7" 7' 7" ъ
^-ХС и , 22С и 2-2С , 20С и 2ОС " эк-
вивалентные сопротивления прямой, обратной и нулевой последовательностей со стороны системы А и со стороны системы Б соответственно;
Е' и Е" - эквивалентные ЭДС со стороны системы А и со стороны системы Б соответственно;
Rn
дения;
- переходное сопротивление в месте повреж-
L
К - расстояние до места повреждения от начала линии (система А).
При возникновении короткого замыкания на линии электропередачи к приборам ОМП подводятся токи
1' (со стороны системы А) и 1& (со стороны системы
Б) и напряжения и (на шинах А) и и (на шинах Б). Полный ток короткого замыкания через переходное
К
сопротивление К складывается из аварийных составляющих тока короткого замыкания от системы А
I, I *
Кав и от системы Б Кав [3,4]. Напряжение, подводимое к прибору, в начале линии и равно сумме падений напряжений в линии до
точки повреждения
Аи'л
и на переходном сопротив-
лении
ли
и' = ЛиЛ +ликп =Г-п2ш +1К -Яп (1)
К
где п = -у- - расстояние от системы А до места
повреждения в относительных единицах.
В выражении (1) значения и , 1' и 1к определяются в зависимости от вида повреждения в соответствии с [3, 4].
Выражение (1) верно и для двухцепной линии
электропередачи с той разницей, что величины и ,
1', 1 К для различных видов повреждений определяются по формулам, отличным от одноцепной линии [3,4].
В одном уравнении (1) два неизвестных - расстояние до места повреждения п и ток в месте повреждения 1к , для определения которого необходим ток не только со стороны системы А, но и со стороны системы Б. Поэтому точное расстояние до места повреждения из выражения (1) может быть определено только при помощи итерационного процесса, по ходу которого уточняется значение тока в месте повреждения путем приближения к истинному значению коэффициента токораспределения.
Задача определения места повреждения может быть решена при помощи алгоритма, блок-схема которого приведена на рис. 2, условно названного методом полного сопротивления.
1. Для выполнения процедуры ОМП в устройство должны быть введены уставки:
- Полная длина линии ^
- Величина 5, определяющая точность расчета (повышение точности ведет к увеличению количества итераций);
- Полные продольные сопротивления прямой и нулевой последовательностей линии электропередачи
7 7
( — 1Л и —0л );
- Сопротивление системы со стороны А (со стороны установки устройства ОМП). Данные сопротивления рассчитываются в зависимости от параметров аварийного режима по выражениям
и'
7' = 7'
¿±-1С Ь!—2С & м 12
г = ио
^ос - & , • 1 о
2. Сопротивление системы со стороны Б (с противоположного конца линии относительно устройства
7 "
ОМП) —1С. Данное сопротивление в отличие от со-
7
противления системы в начале линии —1С не может быть рассчитано по параметрам аварийного режима.
Так, односторонний метод ОМП по ПАР подразумевает отсутствие каналов связи для передачи информации с противоположного конца линии. Поэтому сопротивление должно задаваться заранее или меняться в зависимости от токов и напряжений в начале линии, исходя из накопленных эмпирических данных. Такой подход приводит к некоторой погрешности, т.к. в реальности в момент короткого замыкания сопротивление системы предаварийного режима меняется из-за работы регуляторов системы возбуждения генераторов на станциях; заметное влияние могут оказывать и оперативные переключения.
3. На основе введенных уставок в момент повреждения на линии электропередачи определяется в первом приближении расстояние до места поврежде-
С' „
ния при использовании допущения , что вительное число (при i = 0):
( (т Т '1
-К*
- дейст-
п,л =
и
I 7
1 £±лл
агБ
и
-аг§
I '
' Кае &
))
агБ (71Л )- агё
I'
М
Кае
Т
))
4. Запускается итерационный процесс, в ходе которого уточняется коэффициент токораспределения по выражению
= (1 - П(0) 71Л + г 1
С
1(.-+1)
-1С
7 ' + 7 + 7 "
±±-1С ±11Л ^ —1С
и расстояние до места повреждения
(
п(М) =
и'
I '• 7
1 ¿^ 1
агБ
V
( и '1 77 - аг§ V 1 ) ( I' 1 Кае
&• С' V1 С 1(+1) ) )
(71Л )- агё ( Т' 1 Кае
Т ' • С' V1 С 1(.+1)))
где i - номер итерации.
5. По окончании каждой итерации проверяется условие
п()- П(+1)|~5- (2)
Если условие (2) не соблюдается, то процесс переходит на следующую итерацию и повторяет п.3. Если условие (2) соблюдается, то итерационный процесс заканчивается и расстояние до места повреждения в именованных единицах определяется по формуле
1К = п(+1))
Помимо описанного метода полного сопротивления, разработано еще три алгоритма ОМП: итерационный метод, основанный на сопряженных величинах; итерационный метод минимального угла; итерационный метод, основанный на теореме синусов. Однако объем данной статьи не позволяет описать все эти методы, поэтому остается лишь отметить, что они
п
I = I+1
Определяются (измеряются) и вводятся:
7 1Л , 70Л , и , 1 , 1 К , 1, :2-1С , 1С /
1 г
1 = 0; \) = и БШ агЕ [ и )-агЕ V ^ ]
I '• 7 1 £ал БШ агЕ (71Л )- агЕ ^ ^ ]
С'
■1('+1) ■
(1 - Н())) К1Л + Г 1С
7' + 7 + 7"
БШ
«(■+1) =
и'
I ' • 7
1 А, 1
и
агЕ| у |-агя
Г & \\
1 Кав
&' • С'
V 1 — 1С+1)УУ
БШ
агЕ (71Л )- агЕ
Г I, ^
1 Кав
&' • С'
V1 — 1С+1)уу
^к -п(1+\)1
1 Г
Рис. 2. Блок-схема алгоритма ОМП методом полного сопротивления для одноцепной линии с
двухсторонним питанием
обладают такой же точностью, как и метод полного сопротивления.
Для исследования погрешности методов ОМП будем использовать воздушную линию электропередачи со следующими характеристиками:
Напряжение линии 500 кВ;
Высота подвеса проводов у опоры 22 м;
Расчетная высота подвеса проводов 12.5 м;
Марка провода 3хАС-500/64;
Расположение проводов разных фаз горизонтальное;
Расстояние между геометрическим центром связок проводов соседних фаз 11 м;
Расположение проводов в одной фазе: в вершинах равностороннего треугольника с основанием, повернутым кверху, длина стороны 4 м.
Параметры линии (поперечные и продольные сопротивления) определяются в соответствии с [13, 14].
Поскольку в научной литературе в малой степени освещен вопрос величины сопротивлений систем относительно линий 500 кВ, была проведена обработка осциллограмм за 2006 и 2007 годы коротких замыканий в Иркутской энергосистеме на линиях напряжением 500 кВ. На основе обработки через отношение токов и напряжений обратной и нулевой последовательностей были определены параметры систем (активная
и реактивная составляющая), что позволило получить «средние» параметры для линии 500 кВ:
- сопротивление обратной (следовательно, и прямой) последовательности системы
Z1c = ZL 2С = 7.9280 + 40.7024/ Ом
\ZUc\ = \ZL 2с\ = 41.4673 Ом
arg (Z ic ) = arg (Z 2с ) = 78.9779°;
или и
- сопротивление нулевой последовательности
системы
Z 0С = 9.2718 + 46.6021/ Ом
или
Z0c = 47.5155 Ом
и а^ (70С ) = 78.7475°.
Данные, полученные в Иркутской энергосистеме, могут в значительной степени отличаться от аналогичных результатов, полученных для других энергосистем. Так, если сопоставлять полученные результаты с данными, приведенными в [1], для линий напряжением 110 и 220 кВ, то можно заметить, что сопротивление линий 220 кВ отличается от линии 110 кВ практически в два раза, в то время как сравнение линии 220 кВ с данными, полученными для линий 500 кВ в ходе данной работы, дает отличие не более чем в 25%. Отличие может быть объяснено тем, что данные для линий 110 и 220 кВ получены для систем на Западе страны, где характерны менее протяженные линии с менее мощными источниками, а данные для линий 500 кВ - для Иркутской энергосистемы, обладающей длинными линиями и крупными источниками генерации, обеспечиваемыми Ангарским каскадом ГЭС.
Тем не менее, приведенные выше значения систем могут быть использованы в качестве ориентира, чтобы избежать значительных «промахов» в величине сопротивлений системы.
Таким образом, для модели принимаем следующие параметры систем:
- сопротивление прямой (обратной) последовательности системы А (с ближнего конца линии)
ZUc = ZL 2С = 7.9280 + 40.7024/ Ом Z' 0С = 9.2718 + 46.6021/ Ом.
нулевой
- сопротивление прямой последовательности системы Б (с противоположного конца линии)
711С =15.8560 + 81.40481 °м, нулевой -Г0С = 18.5436 + 93.20421 Ом
Для определения средней длины линии электропередачи были также использованы данные по ВЛ 500 кВ в Иркутской энергосистеме. На основе обработки данных порядка 20 ВЛ - средняя длина равна 172.35 км. В качестве расчетной длины принимается 200 км.
С учетом пропускной способности одноцепной ВЛ 500 кВ и коэффициента запаса статической устойчивости по активной мощности сдвиг ЭДС для приведенной линии может достигать значения около 50° [17, 18]. Примем сдвиг между ЭДС систем А и Б равным 30°.
Переходное сопротивление в месте повреждения 5 Ом.
Для исследования влияния различных факторов на погрешность ОМП используется описанная выше линия электропередачи, при этом изменяется один из параметров при сохранении неизменными всех остальных. Объем работы не позволяет привести все кривые зависимости относительной погрешности от удаленности повреждения при изменении параметров, поэтому приводятся только крайние значения погрешности в виде сводной таблицы.
В данной таблице собраны минимальные и максимальные погрешности при однофазных коротких замыканиях (ОКЗ) в конце и начале линии в зависимости от изменяемых параметров, полученные для одноцепной и двухцепной ВЛ посредством компьютерного моделирования:
- длины линии от 100 до 400 км;
- переходного сопротивления в месте повреждения от 0 до 30 Ом;
- отношения сопротивления системы со стороны удаленного конца ВЛ к сопротивлению системы со стороны ближнего конца от 1 до 20;
- сдвига между ЭДС систем ближнего и удаленного концов ВЛ от -90° до 90°.
По результатам проведенных исследований все методы можно разделить на 3 группы:
I группа - метод по измерению реактанса (ФИС-1, ФИС-2) [3,4];
II группа - метод, основанный на теории дистанционного замера на линии с двухсторонним питанием (МФИ, МИР, ФПМ, ИМФ-ЗР, ИМФ-ЗС, ПУМА 1100, Парма РП4.06, АУРА, БЭ2704); метод, основанный на сопряженном значении аварийной составляющей тока питающей системы начала линии (Multilin D60, Multilin L90); метод, основанный на мгновенных значениях параметров аварийного режима (MiCOM Р43х, MiCOM Р54х, ИРА) [1-15];
III группа - авторские методы, разработанные в ИрГТУ; усовершенствованный метод с угловой коррекцией, основанный на теории дистанционного одностороннего замера на линии с двухсторнним питанием [2]; усовершенствованный метод с угловой коррекцией, основанный на сопряжённом значении аварийной составляющей тока питающей системы начала линии [16]; метод, основанный на критерии равенства нулю реактивной мощности в месте повреждения (ТЛ2606.1Х, ТОР200-Л, ТОРШ-ЛОК, Бреслер-0107.010, БЭ2704 V03, REL5xx, REL6xx) [1, 3, 4].
В настоящее время большинство используемых и устанавливаемых устройств ОМП, как отечественного, так и зарубежного производства, используют методы, относящиеся ко II группе, и обладают методической погрешностью, которая в зависимости от режимов может достигать в соответствии с таблицей значительных величин.
Методы III группы, методическая погрешность которых равна практически нулю и определяется только точностью расчета, в настоящее время не получили широкого распространения. Среди отечественных используется только метод по критерию равенства нулю реактивной мощности в месте повреждения.
Изменения относительной погрешности ОМП при ОКЗ
Группа методов Изменяемый параметр Диапазон изменения, %
в начале ВЛ в конце ВЛ
min/max min/max
Одноцепная ВЛ
I Длина линии, !, (от 100 до 400 км) 0.41/2.16 4.17/6.05
Переходное сопротивление, п, (от 0 до 30 Ом) 0.00/6.70 0.05/35.90
7 ' 7' Отношение сопротивлений систем —с (от 1 до 20) 0.55/1.12 0.84/10.00
Сдвиг между ЭДС систем, 5, (от -90° до 90°) -1.08/-25.71 14.45/75.96
II Длина линии, !, (от 100 до 400 км) -0.05/-0.12 0.58/0.75
Переходное сопротивление, п, (от 0 до 30 Ом) 0.00/-0.54 0.05/4.10
7 ' 7' Отношение сопротивлений систем —С (от 1 до 20) 0.00/-0.18 0.10/1.43
Сдвиг между ЭДС систем, 5, (от -90° до 90°) -0.40/-0.55 2.46/6.82
III Длина линии, !, (от 100 до 400 км) Практически отсутствует и определяется только точностью расчета
Переходное сопротивление, п, (от 0 до 30 Ом)
7 ' С 7' Отношение сопротивлений систем —С (от 1 до 20)
Сдвиг между ЭДС систем, 5, (от -90° до 90°)
Двухцепная ВЛ
I Длина линии, !, (от 100 до 400 км) 0.33/1.45 4.50/8.13
Переходное сопротивление, п, (от 0 до 30 Ом) 0.00/4.66 0.05/41.32
7 ' С 7' Отношение сопротивлений систем —С (от 1 до 20) 0.50/0.79 1.57/11.27
Сдвиг между ЭДС систем, 5, (от -90° до 90°) 0.13/9.42 -23.73/89.97
II Длина линии, !, (от 100 до 400 км) -0.03/-0.02 0.46/0.61
Переходное сопротивление, п, (от 0 до 30 Ом) 0.00/-0.37 0.05/4.78
7 ' С 7' Отношение сопротивлений систем —С (от 1 до 20) 0/-0.05 0.09/1.12
Сдвиг между ЭДС систем, 5, (от -90° до 90°) -0.14/-0.12 1.97/3.91
III Длина линии, !, (от 100 до 400 км) Практически отсутствует и определяется только точностью расчета
Переходное сопротивление, п, (от 0 до 30 Ом)
7' С Отношение сопротивлений систем (от 1 до 20) 7 С
Сдвиг между ЭДС систем, 5, (от -90° до 90°)
Методы, описанные автором в данной работе, также относятся к III группе и могут быть с успехом использованы как в автономных микропроцессорных устройствах ОМП, так и в качестве дополнительной опции в терминалах РЗА ВЛ при любых видах одиночных КЗ на одноцепных и двухцепных линиях электропередачи.
Внедрение данных методов позволяет сократить зону поиска места повреждения до нескольких километров, что особенно критично на линиях напряжением 500 кВ и выше, где невозможность быстрого устранения повреждения в связи с долгим поиском места КЗ приводит к большим потерям электроэнергии и ставит под угрозу устойчивость энергосистемы в целом.
Библиографический список
1. Аржанников Е.А., Лукоянов В.Ю., Мисриханов М.Ш. Оп- линиях электропередачи/под ред. В.А. Шуина. - М.: Энерго-ределение места короткого замыкания на высоковольтных атомиздат, 2003. 272 с.
2. Аржанников Е.А. Дистанционный принцип в релейной защите и автоматике линий при замыканиях на землю. М.: Энергоатомиздат, 1985. 176 с.
3. Висящев А.Н. Приборы и методы определения места повреждения на линиях электропередачи: учебное пособие. Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2001. Ч.1. 188 с.
4. Висящев А.Н. Приборы и методы определения места повреждения на линиях электропередачи: учебное пособие. Иркутск: Издательство ИрГТУ, 2001. Ч.2. 146 с.
5. Малый А.С., Шалыт Г.М., Айзенфельд А.И. Определение мест повреждения линий электропередачи по параметрам аварийного режима. М.: Энергия, 1972. 215 с.
6. Машенков В.М. Особенности определения места повреждения на В Л напряжением 110-750 кВ. СПб: Издание Центра подготовки кадров энергетики, 2005. 47 с.
7. Тарасов В.А. Опыт эксплуатации микропроцессорных устройств ОМП в Курганской энергосистеме (электронный вариант).
8. Индикатор микропроцессорный фиксирующий ИМФ-ЗР. Руководство по эксплуатации, паспорт. ЗАО «Радиус-Автоматика», г. Москва (электронный вариант).
9. Комплектные устройства защиты и автоматики 6-35 кВ ТОР 200-Л. Руководство по эксплуатации. АИПБ.656122.005 РЭ, 2008 г (электронный вариант).
10. Определение места повреждения. Руководство пользователя. ЭКРА.656132.091 Д7 (электронный вариант).
11. Регистратор процессов цифровой «Парма РП 4.06». Определение места повреждения на воздушных линиях электропередач. Руководство пользователя. РА1.004.
ООбОП-ОМП-15, ООО «Парма», г. Санкт-Петербург, 2004 (электронный вариант).
12. Техническое руководство. Дифференциальная токовая защита линии. Терминал MiCOM Р54х (электронный вариант).
13. Application manual, Line distance protection terminal, REL 511*2.5 1MRK 506 168-UEN, December 2006, Revision: В; (электронный вариант).
14. GE Industrial Systems. D60 Line Distance Protection System. Instruction Manual. D60 Revision: 5.5x. 2008 GE Multilin (электронный вариант).
15. L90 Line Current Differential System UR Series Instruction Manual L90 revision: 5.6x Manual P/N: 1601-0081-T1 (GEK-113488) Copyright © 2008 GE Multilin (электронный вариант).
16. Т. Takagi, Y. Yamakoshi, M. Yamaura, R. Kondou, and T. Matsushima, «Development of a New Type Fault Locator Using the One-Terminal Voltage and Current Data». IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS-101, No. 8, August 1982, pp. 2892-2898.
17. Баташов А.И. Проектирование электроэнергетических систем. Требования, тематика, исходные данные, постановка задачи, расчет и анализ режимов работы, оформление проекта и защита: Методические указания для дипломного проектирования для студентов специальности 140205 «Электроэнергетические системы и сети»./ВСГТУ - Улан-Удэ, 2005. 75 с.
18. Методические указания по устойчивости энергосистем. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2004. 18 с.
УДК 621.311
НОВЫЙ ОПТОВЫЙ РЫНОК ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ: РЕФОРМИРОВАНИИЕ, СТРУКТУРА И ЦЕЛЕВАЯ МОДЕЛЬ
В.В.Федчишин1, А.Н.Кудряшов2, А.В.Чалбышев3
1,2Национальный исследовательский Иркутский государственный технический университет,
664074, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.
3ОАО «Иркутскэнерго»,
664001, г. Иркутск, ул. Сухэ-Батора, 3.
Специфика электроэнергии как товара приводит к развитию рынка электроэнергии отличного от обычных товарных рынков. Все это вызвало необходимость преобразований в электроэнергетике, которые создали бы стимулы для повышения эффективности энергокомпаний и позволили существенно увеличить объем инвестиций в отрасли. Основная цель реформирования электроэнергетики России - повышение эффективности предприятий отрасли, создание условий для ее развития на основе стимулирования инвестиций, обеспечение надежного и бесперебойного энергоснабжения потребителей. Таким образом, создаются условия для развития конкурентного рынка электроэнергии, цены которого не регулируются государством, а формируются на основе спроса и предложения, а его участники конкурируют, снижая свои издержки. Развитие рыночных отношений в электроэнергетике России связано с переходом к новой модели рынка электроэнергии (НОРЭМ). Идея новой модели рынка электроэнергии состоит в постепенном переходе от гарантирования потребления всего объема электроэнергии по регулируемым тарифам к лимитированному объему покупки электроэнергии по регулируемым договорам с ограниченным сроком действия и ежегодно снижающимися объемами.
1Федчишин Вадим Валентинович, кандидат технических наук, доцент, зав. кафедрой электрических станций, сетей и систем, декан энергетического факультета, тел.: (3952) 405125, e-mail: fedchishin@istu.edu
Fedchishin Vadim Valentinovich, Candidate of technical sciences, associate professor, Dean of the Faculty of Power Engineering, Head of the chair of Power Stations, Electrical Networks and Systems, tel.: (3952) 405125, e-mail: fedchishin@istu.edu
2Кудряшов Александр Николаевич, кандидат технических наук, доцент, зав. кафедрой теплоэнергетики, тел.: (3952) 405126, e-mail: kan@istu.edu
Kudryashov Alexander Nikolaevich, Head of the chair of Heat Power Engineering, associate professor, Candidate of technical sciences, tel.: (3952) 405126, e-mail: kan@istu.edu
3Чалбышев Алексадр Владимирович, инженер первой категории режимно-диспетчерской службы, тел.: (3952) 790413, e-mail: chalbyshev_av@mail.ru
Chalbyshev Alexander Vladimirovich, engineer of the first category of regime-dispatching service, tel.: (3952) 790413, e-mail: chalby-shev_av@mail.ru
