CC BY
69
решения: Междунар. науч.-практ. конф. / И. А. Балясников, М. Ю. Мишланов, А. Н. Шлема / Брянская гос. с.-х. акад. - Брянск, 1999. - С.112 - 115.
4. Фофанов, Г. А. Альтернативные виды топлива на подвижном составе железнодорожного транспорта [Текст] / Г. А. Фофанов, Д. Н. Григорович, А. С. Нестрахов // Труды ВНИИЖТа. - М.: Интекст, 2008. - 144 с.
5. Сковородников, Е. И. Методика определения физико-химических характеристик топливных смесей различного элементарного состава [Текст] / Е. И. Сковородников, А. С. Ани-симов, Ю. Б. Гришина // Известия Транссиба / Омский гос. ун-т путей сообщения. - Омск,
2011. - № 4 (8). - С. 33 - 41.
6. Сковородников, Е. И. Оценка влияния снижения давления наддува на выходные параметры работы тепловозного дизеля [Текст] / Е. И. Сковородников, А. С. Ани-симов, Ю. Б. Гришина // Известия Транссиба / Омский гос. ун-т путей сообщения. - Омск,
2012. - № 1 (9). - С. 39 - 42.
7. Работа дизелей на нетрадиционных топливах [Текст] / В. А. Марков, А. И. Гайворон-ский и др. - М.: Легион-Автодата, 2008. - 464 с.
8. Методы оценки технического состояния, эксплуатационной экономичности и экологической безопасности дизельных локомотивов: Монография [Текст] / Под ред. А. И. Володина. - М.: Желдориздат, 2007. - 264 с.
УДК 621.31
Е. А. Третьяков, А. В. Краузе, В. А. Ткач
ПОГЛОЩЕНИЕ ИЗБЫТОЧНОЙ ЗАРЯДНОЙ МОЩНОСТИ В ПРОТЯЖЕННЫХ МАЛОНАГРУЖЕННЫХ ЛИНИЯХ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ 110 кВ
В данной работе рассмотрена возможность применения управляемых шунтирующих реакторов (УШР) для поглощения избыточной зарядной мощности в протяженных малонагруженныи линиях электропередач 110 кВ северный электрических сетей филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Омскэнерго». Возникновение избытков реактивной мощности приводит к возрастанию напряжения в узлах энергосистемы и появлению значительных потерь мощности. Обосновано применение УШР, выполнен расчет их необходимой мощности, определено место установки, произведена предварительная технико-экономическая оценка.
Регулирование уровней напряжения и реактивной мощности в электрических сетях представляет собой одну из важнейших задач. Режим напряжения электрических сетей во многом определяет надежность работы как самого энергообъединения, так и электроснабжения отдельных потребителей. Кроме того, поддержание оптимальных уровней напряжения на шинах подстанций обеспечивает минимизацию потерь активной мощности в электрических сетях и тем самым повышает эффективность функционирования электрических сетей [1].
Расчет установившегося режима 110 кВ филиала ОАО «МРСК Сибири» - «Омскэнерго» (рисунок 1, таблица 1) свидетельствует о том, что режим не может быть реализован за счет повышенного уровня напряжения из-за значительных перетоков емкостной мощности.
Таблица 1 - Результаты расчета и анализа электрических режимов электрических сетей (Rastr)
№ п/п Линия Мощность, минимум, МВ-А (лето 300) Напряжение, кВ Отклонение, %
1 2 3 4 5
1 2 Тевриз -Бакшеево 2,4^4,7 131,61 131,42 131,02 -13,86 -13,51 -13,04
3 4 5 Бакшеево -Шухово Шухово - 2,7^6,4 2,8^7,4
06301360
Окончание таблицы 1
1 2
6 Знаменка
7 Знаменка -
8 Тара
9
10 Шипицыно -
11 Большеречье
12 Карташово 2Т
13 Большеречье
14
15 Щербаки -
16 Саргатская
17 Свердлово -
18 Саргатская
19 Баженово -
20 Саргатская
4
5
5,3-)12,5
7,0-] 10,0 2,7-]5,2
8,2-] 13,7 8,2-)12,7 1,8-)1,7
9,7-)15,2
130,63 129,14
127,21 127,44 127,34 127,44
126,66 125,24 125,90 125,24 125,38 125,24
-12,64 -11,87
-10,31 -10,55 -10,41 -10,55
-9,45 -8,43 -9,03 -8,43 -8,58 -8,43
3
Рисунок 1 - Фрагмент электрической сети 110 кВ с результатами расчета установившегося режима
в режиме минимальных нагрузок
Некомпенсированные зарядные мощности по сечениям подстанций составляют (в минимальном режиме), Мвар: Тара - 12,5; Большеречье - 15,2 (2,7 Мвар за вычетом перетоков от Тары и нагрузки); Саргатская - 28,1 (около 8,0 Мвар за вычетом перетоков). Суммарная некомпенсированная зарядная мощность линии 110 кВ рассматриваемого участка составляет около 23,2 Мвар.
Таким образом, наибольшая некомпенсированная реактивная мощность (емкостная) со стороны линий 110 кВ наблюдается на подстанции Тара, что подтверждается соответствующим уровнем напряжения, зависящим от баланса реактивной мощности в узле.
В максимальном режиме также наблюдаются активно-емкостные потоки мощности по линиям. Напряжение при этом находится в допустимых пределах.
Двунаправленная передача активной и емкостной мощности существенно увеличивает потери в ней, усложняет заложенные в систему электроснабжения механизмы регулирования напряжения. Серьезные проблемы возникают и на этапе генерации мощности на ТЭЦ при активно-емкостной нагрузке. Основная причина подобных явлений - низкая загрузка протяженных линий высокого напряжения.
Решение задачи обеспечения нормальных режимов работы электрической сети 110 кВ и требуемых стандартов качества и надежности электроэнергии невозможно без управляемых средств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности.
Неотъемлемыми элементами электропередач нового поколения являются устройства регулирования, относящиеся к категории FACTS. Классификация устройств FACTS представлена на рисунке 2, ориентировочные стоимостные показатели (на 2009 г.) - на рисунке 3 [2].
На рисунках 2 и 3 приняты условные обозначения: ШР - шунтирующий реактор; УШР -управляемый шунтирующий реактор с подмагничиванием постоянным током; ВРГ - реакторные группы, коммутируемые выключатели; УУПК (ТУПК) - управляемые устройства продольной компенсации; БК - батарея статических конденсаторов; СК - синхронные компенсаторы; СТК - статические тиристорные компенсаторы; АСК - асинхронизированные компенсаторы; ОРПМ - объединенные регуляторы потока мощности; СТАТКОМ - статический компенсатор реактивной мощности на базе преобразователя напряжения; ФРТ - фазо-регулирующие трансформаторы.
Рисунок 2 - Классификация устройств FACTS
\ шр ] [ ушр ( №т ) [ стк ] [tvjik] f ск j (стдтком] у [ОРПМ j
Рисунок 3 - Стоимостные показатели компенсирующих и управляющих устройств типа FACTS
Выбор типов устройств FACTS для высоковольтной линии (ВЛ) 110 кВ определяется той ролью, которая на них возлагается [3]:
компенсация зарядной мощности и стабилизация напряжения малонагруженных длинных линий;
повышение пропускной способности линии с плавным регулированием напряжения;
повышение статической и динамической устойчивости электроэнергетической системы.
Наиболее перспективными устройствами FACTS для рассматриваемой задачи являются управляемые шунтирующие реакторы. Накоплен успешный (до восьми лет) опыт эксплуатации шести управляемых подмагничиванием шунтирующих реакторов в высоковольтных сетях (четыре трехфазных реактора мощностью 25 МВА 110 кВ типа РТУ-25000/110, трехфазный реактор мощностью 100 МВА 220 кВ типа РТУ-100000/220 и трехфазный реактор мощностью 180 МВА 330 кВ типа РТУ-180000/330).
Попытки обоснования применения устройства продольной компенсации (УПК) в сетях низкого напряжения (НН) понизительного трансформатора предпринимались только для промышленных сетей с резкопеременными нагрузками [4]. Последовательное включение конденсаторных батарей (КБ) позволяет достигнуть уменьшения суммарного индуктивного сопротивления, ведущего к снижению потерь напряжения в цепи питания. УПК характеризуется параметрическим свойством регулирования напряжения, т. е. создают переменную добавку напряжения, зависящую от нагрузки. Кроме того, для обеспечения бесперебойного питания и защиты КБ от протекающих токов аварийных режимов в УПК применяют разрядники и нелинейные ограничители перенапряжения различной конструкции, дорогостоящую коммутационную аппаратуру [2].
Эксплуатация четырех управляемых реакторов типа РТУ-25000/110 и реакторов типа РТУ-100000/220 и РТУ-180000/330 показала их высокую эффективность. Выполнение указанными реакторами основных функций - автоматическое регулирование своей мощности и поддержание напряжения сети на заданном уровне - приводит к существенному облегчению работы высоковольтного оборудования подстанций, в том числе к резкому (на порядок) снижению числа переключений устройств РПН трансформаторов, к существенному улучшению электроснабжения потребителей. Например, эксплуатация трех реакторов типа РТУ-25000/110 на подстанциях Сибири привела к резкому снижению аварийных отключений нефтедобывающего оборудования.
Таким образом, применительно к рассматриваемым сетям 110 кВ предлагается проанализировать варианты применения неуправляемых и управляемых шунтирующих реакторов.
Суммарная мощность шунтирующего реактора (ШР) должна быть распределена по подстанциям исходя из компенсации зарядной мощности половины длины примыкающих к подстанции линий с учетом потребления реактивной мощности местной нагрузкой и с учетом ограничений по реактивной мощности генераторов электростанции, работающей на данные линии.
Суммарная мощность ШР, установленных в сети, должна на 25 % превосходить зарядную мощность линий, что учитывает возможное расширение сети, а также целесообразность работы с перекомпенсацией. ШР желательно устанавливать на узловых подстанциях.
Использование сухих ШР является оптимальным средством для снижения передачи реактивной мощности по линии и связанных с ней потерь энергии в режимах малых спокойных нагрузок (рисунок 4).
Процесс выбора технических средств регулирования реактивной мощности, напряжения современных силовых электроустановок при их модернизации должен сопровождаться обширными экспериментальными исследованиями с помощью цифровых средств измерений и диагностирования. Применительно к поставленной задаче выполним оценочный расчет.
Рисунок 4 - Общий вид ШР
Выбор типа, мощности, других параметров, размещения и способа присоединения ШР в электрических сетях 110 - 750 кВ должен основываться на расчетах характерных режимов энергосистем (зимний и летний максимумы и минимумы нагрузки), анализе уровней напряжений в суточном графике в нормальных и ремонтных схемах энергосистем, а также, при необходимости, переходных процессов. Место установки управляемых ШР должно выбираться на основе технико-экономических расчетов.
Так как суммарная мощность реакторных групп и параллельно включенной нагрузки не должна превышать номинальной мощности трансформатора, то при рассмотрении вариантов размещения ШР на подстанциях Тара, Большеречье, Саргатское их максимальная мощность должна быть ограничена значениями 16 (32) Мвар.
Для стабилизации параметров режима по напряжению достаточно установить ШР на подстанции Тара мощностью 16 - 25 Мвар к шинам 110 кВ.
Минимальный ряд номиналов мощностей подобных устройств начинается с 33333 Мвар (реактор типа Р0Д-33333/110У1, Р0МБС-33333/110У1 ОАО ХК «Электрозавод»), что является неприемлемым, так как суммарная некомпенсированная зарядная мощность линии 110 кВ рассматриваемого участка составляет около 23,2 Мвар, в том числе Тара - 12,5 Мвар.
В программе RASTR было проведено моделирование режимов работы источников реактивной мощности на базе шунтирующего реактора на подстанции Тара для следующих случаев (таблица 2): реактор отключен (исходный режим) и реактор включен в минимальных и максимальных режимах.
Таблица 2 - Результаты расчета нагрузочных потерь мощности в линии 110 кВ
Режим Без ШР и УШР УШР - 25 Мвар, подстанция Тара (на полную мощность) ШР - 33,33 Мвар, подстанция Тара
потери, МВт
Минимальный 0,95 0,37 0,66
Максимальный 2,67 4,64 (1,9)* 6,73
Примечание: так как нагрузка отходящей линии по подстанции Тара в максимальном режиме составляет 14,3 - )4,1 МВ-А, то использование УШР в управляемом режиме позволит снижать потери мощности круглый год (в отличие от ШР).
На основе полученных результатов моделирования был сделан вывод о том, что для компенсации реактивной мощности на подстанции и стабилизации напряжения в режиме минимальных нагрузок необходимо установить ШР мощностью 17,5 - 25 Мвар на подстан-
ции Тара. В часы максимальных нагрузок ШР должен быть выведен из работы. Как уже говорилось, у ШР таких номиналов не существует.
Рассмотрим второй вариант - вариант с УШР (см. таблицу 2). Управляемый шунтирующий реактор - это переменное индуктивное сопротивление, плавно регулируемое подмагничиванием ферромагнитных элементов магнитной цепи. Производителями оборудования, входящего в состав управляемых реакторов, являются ОАО «Запорожтрансформатор» (электромагнитные части реакторов) и ОАО «Энергия-Т» (преобразователь, система управления).
Основные функциональные возможности УШР серии РТУ заключаются в следующем: компенсация избыточной зарядной мощности линий электропередач осуществляется реактором в автоматизированном режиме путем задания оператором в системе управления требуемой уставки по индуктивности электромагнитной части реактора;
стабилизация напряжения на шинах подстанции или линии осуществляется в автоматическом режиме путем плавного изменения потребляемой мощности электромагнитной частью реактора в соответствии с сигналом рассогласования, вырабатываемого системой управления. Потребляемый ток электромагнитной части реактора изменяется в результате подмагничивания его магнитной системы постоянным током, вырабатываемым тиристорным преобразователем, встроенным в трансформатор. При увеличении напряжения сети на (0,5^5)% от заданного значения уставки потребляемая мощность реактора плавно меняется от холостого хода до номинальной мощности.
В каждом из управляемых реакторов серии РТУ значение потребляемой мощности регулируется автоматически или с помощью оператора в диапазоне от 0,01 до 1,2 - 1,3 номинальной с неограниченным ресурсом возможных изменений, поэтому в автоматическом режиме работы УШР 25 потери будут существенно ниже значений, представленных для расчетных режимов (см. таблицу 2, рисунок 5).
Рисунок 5 - Зависимость потерь мощности в сети от изменения реактивной мощности (УШР) на подстанции Тара в минимальном режиме
На серию реакторов РТУ (рисунок 6, таблица 3) в установленном порядке введены в действие ТУ 3411-001-53950285-2004 «Реакторы управляемые трехфазные масляные типа РТУ мощностью от 32000 до 180000 кВА классов напряжения 110, 220, 330 и 500 кВ».
Математически выбор места расположения УШР определяется по максимальным значениям критерия (среди подстанций Тара, Большеречье, Саргатская): - критериальное
соотношение, которое показывает степень изменения напряжения на подстанциях системы при изменении мощности реактора на 1 о. е. [5].
В соответствии с данными таблицы 1 было получено, что наиболее чувствительным по напряжению местом при изменении подключаемой индуктивности (реактор) является подстанция Тара.
Согласно утверждению источника [6] основными составляющими эффекта от внедрения УШР применительно к рассматриваемому случаю являются повышение качества электрической энергии и нормализация параметров режима работы.
Рисунок 6 - Шунтирующий реактор, управляемый подмагничиванием, типа РТУ-25000/110
Таблица 3 - Основные технические параметры управляемого подмагничиванием шунтирующего реактора РТУ-25000/110
Параметр Значение параметра
Номинальная мощность, кВА 25000
Номинальное напряжение, кВ 121
Диапазон изменения мощности, кВА 250-25000
Номинальный ток фазы сетевой обмотки, А 114
Максимальная скорость изменения мощности, кВ- А/с 20000
Максимальное значение любой из высших гармоник в токе фазы, А < 5
Потери холостого хода, кВт < 25
Потери короткого замыкания, кВт < 175
Средний уровень шума в любом режиме, дБА < 85
Номинальная мощность трансформатора подмагничивания, кВА 160
Диапазон уставки по напряжению, кВ 105 - 125
В электрических сетях технический эффект от повышения качества электроэнергии может выражаться в снижении потерь мощности в электросетевом оборудовании и в уменьшении расхода электроэнергии на собственные нужды подстанций. Кроме этого можно ожидать снижения вероятности перегрузки и перевозбуждения автотрансформаторов связи электрических сетей разных классов напряжения, которые могут возникать при значительных отклонениях параметров режима от нормативных значений.
Нормализация параметров режимов работы сетей обеспечивает стабилизацию напряжения на сетевом оборудовании и оборудовании подстанций, облегчение режимов работы турбогенераторов по реактивной мощности, разгрузку от реактивной мощности линий электропередач и сетевых трансформаторов и может иметь своими последствиями снижение темпов износа оборудования, потока отказов оборудования с соответствующим уменьшением числа технологических нарушений и активных потерь в линиях электропередач и сетевых трансформаторах.
Установка УШР РТУ-25000/110 (стоимость работ - 35 млн р.) позволит получить годовой технический эффект в виде снижения потерь не менее 5,1 млн кВт-ч (0,58 МВт-8760 ч), что при тарифе электроэнергии (110 кВ) в 1,148 р. / кВт-ч составит 5,85 млн р. в год. Простой срок окупаемости составляет около шести лет только за счет снижения потерь без учета других эффектов.
06301360
Список литературы
1. Авилов, В. Д. Целевой энергетический мониторинг эффективности использования ТЭР структурными подразделениями железных дорог [Текст] / В. Д. Авилов, Е. А. Третьяков, А. Г. Звягинцев // Известия Транссиба / Омский гос. ун-т путей сообщения. - Омск, 2012. - № 1 (9). - С. 59 - 69.
2. Третьяков, Е. А. Разработка продольно-параллельных фильтр-устройств для управления входными сопротивлениями элементов питающей сети в частотной области [Текст] / Е. А. Третьяков, А. В. Краузе // Инновационные проекты и технологии в образовании, промышленности и на транспорте: Материалы науч.-практ. конф. / Омский гос. ун-т путей сообщения. - Омск, 2012.
3. Кондратьев, Ю. В. Совершенствование методов расчета параметров и выбора мест установки устройств продольной и поперечной компенсации реактивной мощности в условиях применения рекуперативного торможения и протекания уравнительных токов [Текст] / Ю. В. Кондратьев, С. Я. Привалов // Известия Транссиба / Омский гос. ун-т путей сообщения. - Омск, 2010. - № 4 (4). - С. 63 - 67.
4. Третьяков, Е. А. Оптимизация структуры компенсирующих устройств [Текст] / Е. А. Третьяков, Н. Н. Малышева, А. В. Краузе // Известия Транссиба / Омский гос. ун-т путей сообщения. - Омск, 2010. - № 4 (4). - С. 85 - 94.
5. Третьяков, Е. А. Оптимизация качества и потерь электрической энергии в электрических сетях нетяговых потребителей [Текст] / Е. А. Третьяков // Транспорт Российской Федерации. - Санкт-Петербург, 2011. - № 3 (34). - С. 50 - 54.
6. Манусов, В. З. Исследование методов снижения несимметрии загрузки трехфазной сети на тяговых подстанциях скоростных железных дорог переменного тока [Текст] / В. З. Ма-нусов, В. П. Морозов // Известия Транссиба / Омский гос. ун-т путей сообщения. - Омск, 2012. - № 2 (10). - С. 87 - 93.
УДК 621.331:621.311
В. Т. Черемисин, М. М. Никифоров
ОЦЕНКА ПОТЕНЦИАЛА ПОВЫШЕНИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ СИСТЕМЫ ТЯГОВОГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
В статье изложен порядок составления программ энергосбережения в хозяйстве электрификации и электроснабжения. Приведен перечень основных мероприятий, направленных на снижение потерь электроэнергии в тяговой сети и оборудовании тяговых подстанций, а также на повышение пропускной способности участков железных дорог. Представлены результаты исследований по оценке потенциала повышения энергоэффективности системы тягового электроснабжения железных дорог.
Снижение энергоемкости перевозочного процесса является одним из ключевых условий обеспечения конкурентоспособности железнодорожного транспорта. В условиях снижения темпов роста объема перевозочной работы добиться снижения энергоемкости можно только за счет реализации организационно-технических мероприятий (ОТМ), направленных на снижение потребления энергоресурсов на тягу поездов. Так как 85 % перевозочной работы на сети железных дорог Российской Федерации выполняется на электротяге, поиск путей повышения эффективности использования электрической энергии на тягу поездов как основного вида деятельности ОАО «Российские железные дороги» можно считать приоритетным.
В 2011 - 2012 гг. в ходе реализации федерального законодательства в ОАО «Российские железные дороги» выполнялось энергетическое обследование, непосредственное участие в организации и проведении которого в части электротяги принимали специалисты Омского
