Применение поликритериального подхода для определения энергоэффективной формы поперечного сечения провода класса напряжения 6-35 кВ Текст научной статьи по специальности «Электротехника, электронная техника, информационные технологии»

УДК 621.592.00

ПРИМЕНЕНИЕ ПОЛИКРИТЕРИАЛЬНОГО ПОДХОДА ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОЙ ФОРМЫ ПОПЕРЕЧНОГО СЕЧЕНИЯ ПРОВОДА КЛАССА

НАПРЯЖЕНИЯ 6-35 КВ

THE APPLICATION OF A POLYCRITERIAL APPROACH TO DETERMINING THE ENERGY EFFICIENT FORM OF A WIRE CROSS-SECTION OF A CLASS OF VOLTAGE 6-35 KV

И. С. Латыпов1,2, В. В. Сушков1, Г. А. Хмара1

1 Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень, Россия 2Тюменский нефтяной научный центр, г. Тюмень, Россия

I. S. Latypov1,2, V. V. Sushkov1, Khmara1

1Tyumen Industrial University, Tyumen, Russia 2 Tyumen Petroleum Research Center, Tyumen, Russia

Аннотация. Актуальность исследований обусловлена снижением потерь электроэнергии в системах передачи электрической энергии класса напряжения 6-35 кВ, представленных преимущественно витыми неизолированными проводами и одновременным повышением требований к техническим и физико-механическим характеристикам используемых проводников. В данной работе выполнен анализ влияния внешних воздействий на линию электропередачи, проанализированы потери электроэнергии, обусловленные нагревом проводника, а также возникновением коронного разряда в зависимости от формы поперечного сечения витого неизолированного провода. По результатам выполненного анализа получена целевая функция определения энергоэффективной формы провода воздушной линии электропередачи класса напряжения 6-35 кВ по различным критериям.

Ключевые слова: неизолированный провод линии электропередачи, энергоэффективная форма.

DOI: 10.25206/2310-9793-2018-6-3-47-55

I. Введение

Проблема передачи необходимой электрической энергии с минимизацией потерь от источника генерации до потребителей по воздушным линиям электропередачи на сегодняшний день является приоритетным направлением стратегии развития электрических сетей Российской Федерации [1]. Основную долю воздушных линий электропередачи составляют линии среднего класса напряжения 6-35 кВ.

К воздушным линиям электропередачи уже на стадии проектирования предъявляют требования по обеспечению надежности функционирования системы электроснабжения (безотказность, долговечность, ремонтопригодность, устойчивоспособность, режимная управляемость, живучесть, безопасность) [2], что невозможно без использования и внедрения новых технологий, материалов, программных комплексов, в том числе конструкций проводов воздушных линий электропередачи.

Авторами в работах [3-7] были предложены энергоэффективные формы витых неизолированных проводов воздушной линии электропередачи класса напряжения 6-35 кВ, позволяющие снижать тепловые потери при передаче более чем на 15 %.

II. Постановка задачи

Известно, что в зависимости от формы поперечного сечения витого неизолированного провода электропередачи (конструктивного исполнения), материалов несущей и токопроводящей частей, шага и направления скручивания проволок провода зависят его технические и физико-механические характеристики. К основным параметрам, определяющим характеристики провода, относятся: величина длительно допустимого тока, удельного активного сопротивления, разрывного усилия, массы провода [8, 9].

Следовательно, изменение формы провода позволяет снизить потери электроэнергии в сети и увеличить его механическую прочность.

Таким образом, целью исследования является определение энергоэффективной формы поперечного сечения витого неизолированного провода воздушной линии электропередачи класса напряжения 6-35 кВ, в зависимости от выбираемых коэффициентов заполнения полного сечения провода материалом и гладкости провода, с учетом вероятных механических нагрузок.

Для достижения цели в работе решены следующие задачи:

1. Определены зависимости механических нагрузок, действующих на воздушную линию электропередачи, от коэффициентов заполнения полного сечения провода материалом и гладкости провода.

2. Определены зависимости потерь электроэнергии (потери на корону, потери на нагрев провода) от коэффициентов заполнения полного сечения провода материалом и гладкости провода.

3. Разработана целевая функция выбора энергоэффективной формы витого неизолированного провода воздушной линии электропередачи класса напряжения 6-35 кВ.

III. Теория

Для определения формы провода в работах [3, 16] введены понятия коэффициента заполнения полного сечения материалом хзап. и коэффициента гладкости поверхности провода тпр..

Коэффициент заполнения полного сечения материалом определяется как отношение суммарной площади стального сердечника и проводящей части к полной площади фигуры, образованной огибающей поверхности провода (рис. 1.) [1].

% зап.

+ F

(1)

пр

где Ест - номинальная площадь стального сердечника провода (при наличии несущей части); ¥п - номинальная площадь проводящей (токоведущей) части, ¥пр - полная площадь фигуры в сечении провода, с учетом проводников и зазоров между ними, образующихся при скрутке провода.

Коэффициент гладкости поверхности провода представляет собой отношение длины окружности, описанной вокруг фигуры в сечении провода, к периметру самой фигуры (рис. 1.) [1].

L

оп.окр.

m =-—

пр. р

рф

(2)

где Ьопокр. - длина окружности, описанная вокруг фигуры в сечении провода; Рф - периметр фигуры в сечении провода.

Рис. 1. К определению коэффициентов заполнения полного сечения материалом и гладкости поверхности провода (провод типа АС-120/19)

В распределительной сети 6-35 кВ нефтегазовой отрасли преимущественно применяются сталеалюминие-вые провода типа АС [9], несущей частью которых служат стальные проволоки сердечника, а проволоки токо-ведущей части выполнены из алюминиевого сплава (табл. 1).

ТАБЛИЦА 1

КОНСТРУКТИВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ПРОВОДОВ ТИПА АС

Коэффициенты

Тип Номинальное сечение Номинальное сечение Периметр в заполнения пол- гладкости

провода 2 сердечника, мм 2 алюминиевой части, мм сечении, мм ного сечения материалом, Хзап. поверхности провода, шпр.

АС-70/11 11,34 68,04 41,26 0,92 0,832

АС-95/16 15,9 95,4 48,86 0,92 0,832

АС-120/19 18,83 117,52 56,79 0,89 0,819

АС-150/24 23,8 148,98 63,38 0,89 0,826

АС-185/29 28,98 181,22 69,91 0,89 0,826

АС-240/39 37,8 236,08 79,80 0,89 0,826

Определение энергоэффективной формы неизолированного провода распределительной сети 6-35 кВ производится путем решения многопараметрической задачи (применение поликретирального подхода), по трем частным целевым функциям с ограничениями: снижения потерь электроэнергии, снижения механических нагрузок, снижения затрат на изготовление и монтаж провода.

В общем случае решение многопараметрической задачи сводится к оптимизации по обобщенной целевой функции, в которую входят принятые критерии оптимизации с весовыми коэффициентами [10].

ak Gk >

(3)

k=1

где Gk - частная целевая функция эффективности; ak - коэффициент веса k-й целевой функции; 5 - количество целевых функций (принятых критериев).

Частная целевая функция эффективности определяется по выражению [10]:

Z - Z (4)

G _ Zk Z min У '

k Z - Z '

max min

где 2к - частный критерий оптимизации; 2тш - минимальное значение частного критерия оптимизации; 2тгх -максимальное значение частного критерия оптимизации.

Для определения энергоэффективной формы поперечного сечения провода в распределительной сети класса напряжения 6-35 кВ в системе электроснабжения нефтегазовой отрасли воспользуемся методом анализа иерархии (МАИ) или так называемым методом Саати (рис. 2)[11].

Рис. 2. Иерархия МАИ для определения энергоэффективной формы поперечного сечения провода

Тогда целевую функцию (3) с учетом формулы (4) можно представить в виде:

2о6. = ~а1

А^ВЛ перем (Узап., тпр.) А ^ВЛ перемЫНН (Узап., тпр. )

А^ВЛперем.МЛХ (%зап.> т,пр^) ^^ВЛперем.ЫШ (%зап.> тпр.) ) ^ Р рез.голМАК^Хзап.? тпр.^ Р рез.гол.МШ^Хзап., тпр.)

р (у ,т )- р

г рез.гол.^'^зап.' пр.-' г

(у т )

рез.гол.МГ^ зап.? пр. /

- (5)

З(Хзап., т„р) Змт(Хзап.> т*р)

ЗМАХ (Узап., т„) — ЗM^N(Узап., Шпр.) J

^ тах,

где а1.3 - весовые коэффициенты частных целевых функций соответственно; А\¥ВЛ перем (хзап,тпр) - функция переменных потерь электроэнергии; ррез.гол.(Хзап,т„р) - функция механических нагрузок, действующих на провод; З(Хзап,тпр) - функция затрат на изготовление и монтаж провода.

Целевая функция является взвешенной, при этом весовые коэффициенты ранжируемые, то есть в зависимости от климатического района применения провода, номинального сечения несущей и токопроводящей частей выполняется определение удельных весов коэффициентов в зависимости от конечной цели (обеспечение механической устойчивости линии, снижение потерь на нагрев провода, экономия материала при изготовлении провода). Рассмотрим каждую частную целевую функцию и введем ограничения, необходимые при определении энергоэффективной формы поперечного сечения провода.

Для решения первой задачи проанализируем вероятные механические нагрузки, действующие на провод, подвешенный на опорах линии электропередачи в распределительной сети 6-35 кВ.

По направлению воздействия различают: вертикальные механические нагрузки, зависящие от веса провода и гололедного образования на его поверхности; горизонтальные механические нагрузки от действия ветровой нагрузки [12].

При проектировании воздушных линий, в частности, при определении вертикальных и горизонтальных механических нагрузок, учитываются климатические условия района - толщина стенки гололеда, среднегодовая скорость ветра (ветровое давление), температура воздуха. Данные величины принимаются по климатическим картам районирования территории РФ.

Установлено, что на величины внешних механических нагрузок, действующих на провод, влияют коэффициенты заполнения полного сечения материалом и гладкости поверхности провода, при этом самое большое воздействие на провод, подвешенный на опорах линии электропередачи в распределительной сети 6-35 кВ, оказывают совместные действия вертикальных и горизонтальных нагрузок при гололеде, определяемые по выражению [13]:

(

(7ст ■ Рст +Гп • Рп ) 7 + 4 ■ С

кв ■

( Рст + Рп )■ тщ

^ ■ Узап.

\\

(

а ■ С--

кв ■

(Рст + Рп,

\\

У а

■10—

(6)

где уст - удельный вес стали; уп - удельный вес материала проводящей части; 77 - коэффициент, учитывающий приращение длины скрученных проволок; go - объемный вес льда на поверхности провода; ё - диаметр провода; с - толщина стенки гололеда; кР - коэффициент формы [13].

Для решения второй задачи, проанализируем потери электроэнергии в распределительной сети 6-35 кВ.

Основные потери электроэнергии в распределительной сети 6-35 кВ связаны, прежде всего, с нагревом провода при передаче электрической мощности [12] и зависят от формы поперечного сечения провода - увеличение боковой поверхности провода позволяет снизить его температуру нагрева [3].

Величины потерь электроэнергии от токов утечки по изоляторам в вентильных разрядниках и ограничителях перенапряжений от формы провода не зависят. Данные потери составляют сотые доли от общей величины [15], поэтому при определении функции энергоэффективности могут не учитываться.

Потери на коронирование так же зависят от коэффициентов формы провода и номинального напряжения сети и определяются по эмпирической формуле Пика.

Для одиночного провода потери на коронирование выражаются по формуле:

Ррон. = ■(! + 25) ■■ Л^ ■ (Лф - и, )2 ■ 10—

(9)

где 8- относительная плотность воздуха; гпрое. - радиус одиночного провода; /- частота сети; - расстояние между проводами; Пф - фазное напряжение; ПК - напряжение возникновения короны.

А^. = 21,2 1п

5

г

^ прое. J

где тпогоды - коэффициент погоды.

2

рез.гол

т

Таким образом, в проводе возникают потери на коронирование при условии

иф <Аик .

(11)

Согласно [13] радиус провода в зависимости от коэффициентов заполнения полного сечения материалом и гладкости поверхности провода определяется по выражению:

г, = к

№ +р )■

I \ ст. п. }

I 7- 7

I л зап.

т

(12)

Тогда с учетом (10) выражение (7) перепишем в виде:

АР.

24,1 ~5

(/ + 25)

1

кЕ -

7'Х3а

Б

(иф - И )2-ю-

Целевая функция потерь электроэнергии на образование коронного разряда будет иметь вид:

24 1

АРкорон.(Хзап.,тпр. ) = — - (/ + 25)

^ 1( Рст + К)-тщ,.

7 ' Хза

Б

(Иф - Ик Х, тр. ))2 -10-

(13)

(14)

Известно, что расстояние между проводами различно в зависимости от типа применяемых опор. В распределительной сети 6-35 кВ электроснабжения объектов нефтегазового сектора применяются стальные опоры из гнутого профиля и опоры из обсадных труб.

Расстояние между проводами определяется по формуле:

б = 3 аЪ2 + Ъс2 + ас2,

(15)

где аЬ, Ьс, ас - расстояния между смежными фазами.

В качестве примера в работе выполнено построение семейства характеристик возникновения коронного разряда для опор класса напряжения 6-35 кВ в зависимости от коэффициентов заполнения полного сечения материалом и гладкости поверхности провода (номинальные сечения проводящей и несущей частей приняты 120 мм2 и 19 мм2 соответственно).

О 0,1 0.2 0.3 0,4 0.5 0,6 0.7 0,8 0.9 1,0 0 <>■' °.3 °-4 <>•« °-7 <>■* ^

Рис. 4. Семейства характеристик возникновения коронного разряда (область II) для линии класса напряжения: а) 10 кВ; б) 20 кВ

ПГ35-1 ПГ35-1.35Т ППТ35-1

Рис. 5. Семейство характеристик возникновения коронного разряда (область II) для линии класса напряжения 35 кВ

Анализ рис. 3-5 показывает, что потери на коронирование возможны в области значений II, при этом существенное влияние на величину потерь оказывает коэффициент заполнения полного сечения материалом. Установлено, что для каждого класса напряжения и типа опор существуют граничные значения коэффициентов заполнения полного сечения материалом и гладкости провода, при этом в области значений узап от 0,5 до 1,0 изменение потерь электроэнергии можно считать незначительным, поэтому узап=0,5 примем как равновесную точку, ниже которой изменение данного коэффициента нежелательно.

Известно, что эквивалентные тепловые потери для трехпроводной линии определяются по выражению [14]:

= 3 ■ IН-Л^А 1,

(14)

где 1нагр. - ток нагрузки, принимаемый на интервале времени неизменным; К© - сопротивление линии при температуре © на интервале времени АР, А( - промежуток времени расчетного интервала.

Тогда с учетом (14), учитывая материалы, изложенные в [3], выражение (14) можно представить в виде:

АЖ = Г

перем. нагр.

Л,

( ( 1 + а ■

V V

т к

1 нагр. 'Л20

2 а р ■

Т прое.

1 — е Т — 20

УЛ

а г.

(14)

где К20 - удельное электрическое сопротивление проводов при температуре провода 20 С; а - температурный коэффициент активного сопротивления алюминиевых проводов, который примерно равен 0,004 °С~1; аТ - коэф-

фициент теплоотдачи; Рпрое - периметр фигуры в поперечном сечении провода; Ь - длина проводника; Т=О-с-хзап-шпр./ (2-аТ-Ь-(¥нож-л)1/2) - постоянная времени нагрева; О - вес проводника; с - удельная теплоемкость материала проводника.

Целевая функция снижения переменных потерь определяется по выражению:

( г

АЖ (у ,т ) = 3'I2 ' перем. зап.? пр./ нагр. К20 ' 1 + а

у у у

г 2 . п

нагр. ' ^20

(

2а 'Р (у ,т )'Ь

Т проеЛЛзап.' пр./

Л

1 - е

Т (УшЛр.)

- 20

(15)

^ min.

Для решения третьей задачи предложена целевая функция оценки затрат на изготовление и монтаж различных конструктивных исполнений проводов распределительной сети класса напряжения 6-35(данные для оценки затрат на изготовление и монтаж были предоставлены ОАО «ВНИИКП).

З(Хап. , ™пр. ) = 2, 7 ' (Хзап. 2 + ™пр. 2 ) - 4 8(Хап. + ^. ) + 5,3 ^ ШШ .

(16)

Поверхность распределения затрат на изготовление и монтаж провода в зависимости от принимаемых коэффициентов заполнения материалом и гладкости поверхности провода представлена на рис. 6.

Рис. 6. Поверхность распределения затрат на изготовление и монтаж провода в зависимости от узап. и тпр.

Затраты рассчитаны в относительных единицах. За минимальное значение принято изготовление и монтаж провода типа АС. Данный провод дешевле всего изготавливать за счет того, что заводы в нашей стране уже ориентированы на его производство (имеется необходимая технология).

IV. Результаты экспериментов В качестве примера приведен поиск энергоэффективной формы поперечного сечения провода распределительной сети класса напряжения 6-35 кВ по целевой функции (5) с учетом весовых коэффициентов, представленных в табл. 2.

ТАБЛИЦА2

ВЕСОВЫЕ КОЭФФИЦИЕНТЫ ЧАСТНЫХ ЦЕЛЕВЫХ ФУНКЦИЙ

Наименование Потери электроэнергии Механические нагрузки Затраты

Весовой коэффициент 0,5 0,4 0,1

7 = -0 5

энергоэф.формы '

АЖ

(у ,т )-АЖ

^Лзап.* пр./ В

ВЛ перем^УЬ зап.? пр

ВЛперем.МШ

(0.5,0.3)

„„(1.0,1.0)-АЖ

у ВЛ перем.МЛК\ ? / В

ВЛ иерем.МШ

(0.5,0.3)

- 0,4

(у ,т )-р

з.год.^Л'зап. * пр./ г

рез.гол.МТЫ

(1.0,1.0)

у г рез.гол.МАХ

(0.5,0.3) - р

рез.гол.МТЫ

(1.0,1.0)

- (17)

-0,1

( З(ут, тпр) - ЗМШ (0.89,0.82) ^ Змах(0.5,0.3) - 3,^(0.89,0.82)

^ шах,

По выражению (17) построена поверхность выбора энергоэффективной формы провода распределительной сети класса напряжения 6-35 кВ, которая представлена на рис. 7.

Рис. 7. Поверхность распределения функции определения энергоэффективной формы провода в зависимости от хзап. и тпр.

V. Обсуждение результатов Анализ рис. 7 показывает, что экстремум функции смещается. К примеру, для условия обеспечения механической надежности (снижения механических нагрузок, действующих на провод) необходимо обеспечить максимальное значение коэффициента заполнения полного сечения материалом, которое изменяется в диапазоне от 0,8 до 1,0.

VI. Выводы и заключение

1. Целевая функция энергоэффективной формы провода позволяет определять форму поперечного сечения провода распределительной сети класса напряжения 6-35 кВ в зависимости от весовых коэффициентов частных целевых функций (критериев) с учетом ограничений, тем самым решается вопрос о принятии решений при проектировании с использованием методов и алгоритмов прогнозирования потерь электроэнергии.

2. Установлено, что снижение коэффициентов заполнения полного сечения материалом и гладкости поверхности ограничено функцией возникновения коронного разряда. Для определения граничных значений выполнены расчеты коронирования провода для всех типов опор класса напряжения 6-35 кВ, применяемых в распределительной сети в системе электроснабжения потребителей нефтегазовой отрасли.

Список литературы

1. Стратегия развития электросетевого комплекса Российской Федерации: Распоряжение Правительства Российской Федерации от 03.04.2013 № 511-р // Собрание законодательства Российской Федерации. 2013. № 14. Ст. 1738.

2. Кубарьков Ю. П., Макаров Я. В., Голубева К. А. Методологический подход при решении основных задач оптимизации электрической сети для эффективного решения распределения заданных параметров схем электроснабжения // Электроэнергетика глазами молодежи - 2017: материалы VIII Междунар. научн.-технич. конф. 2017. С. 94-97.

3. Латыпов И. С., Хмара Г. А., Сушков В. В. Подход к обоснованию выбора энергоэффективной формы витого неизолированного провода воздушной линии электропередачи класса напряжения 6-35 кВ // Промышленная энергетика. 2017. № 4. С. 8-12.

4. Пат. 156715 Российская Федерация, МПК Н 01 В 5/10. Неизолированный провод для воздушных линий электропередачи / Богачков И. М., Латыпов И. С. № 2015114426/07; заявл. 17.04.15; опубл. 10.11.15, Бюл. № 31.

5. Пат. 156801 Российская Федерация, МПК Н 01 В 5/00. Провод неизолированный для воздушных линий электропередачи / Богачков И. М., Латыпов И. С. № 2015119702/02; заявл. 25.05.15; опубл. 20.11.15, Бюл. № 32.

6. Пат. 163332 Российская Федерация, МПК Н 01 В 5/08. Неизолированный провод с улучшенными характеристиками для воздушных линий электропередачи / Богачков И. М., Латыпов И. С. № 2015152178/07; заявл. 04.12.15; опубл. 10.07.16, Бюл. № 19.

7. Пат. 2631421 Российская Федерация, МПК Н 01 В 5/08. Провод для воздушных линий электропередачи / Богачков И. М., Латыпов И. С. № 2016114397; заявл. 13.04.16; опубл. 22.09.17, Бюл. № 27.

8. Берзан В. П., Римский В. К., Пацюк В. И., Узун М. Н. Передача электрической энергии по длинным линиям // Проблемы региональной энергетики. 2009. № 2. С. 62-70.

9. Провода неизолированные для воздушных линий электропередачи. Технические условия. ГОСТ 839-801980. Введ. 23.06.1980. М.: Изд-во стандартов. 32 с.

10. Терелянский П. В., Иванюк В. А. Теория систем и системный анализ // Успехи современного естествознания. 2011. № 1. С. 152-153.

11. Гарькина И. А., Данилов А. М. Многокритериальная оптимизация при проектировании сложных систем // Проблемы научной мысли. 2017. Т. 6, № 4. С. 043-045.

12. Никифоров Е. П. Методика расчета предельно допустимых температур и токовых нагрузок проводов действующих линий электропередачи // Электрические станции. 2010. № 10. С. 60-63.

13. Латыпов И. С., Сушков В. В., Тимошкин В. В. Оценка механических нагрузок на провода различной формы сечения класса напряжения 6-35 кВ // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. 2018. Т. 329, № 5. С. 6-14.

14. Латыпов И.С., Сушков В. В. Снижение потерь активной мощности в проводах воздушной линии электропередачи напряжением 6-35 кВ // Динамика систем, механизмов и машин. 2016. Т.2. С. 110-113.

15. Железко Ю. С. Потери электроэнергии в оборудовании сетей и подстанций // Новости Электротехники. 2003. № 6 (24).

УДК 622.276.054.23:621.3.062.88

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНОЙ ЭНЕРГИИ НАКОПИТЕЛЯ ДЛЯ СНИЖЕНИЯ ЧУВСТВИТЕЛЬНОСТИ ПОГРУЖНЫХ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ

К ПРОВАЛАМ НАПРЯЖЕНИЯ

OPTIMIZATION OF ENERGY STORED IN SUPERCAPACITORS RIDE-THROUGH FOR ELECTRIC

SUBMERISIBLE PUMPS

А. С. Мартьянов

Тюменский проектный и научно-исследовательский институт нефтяной и газовой промышленности

им. В. И. Муравленко, г. Тюмень, Россия

А. S. Martianov

Tyumen V.I. Muravlenko Oil & Gas Scientific Research and Engineering Company, Tyumen, Russia

Аннотация. Погружной электродвигатель в составе установок добычи нефти с электрическими центробежными насосами - один из самых чувствительных к провалам и прерываниям напряжения элементов электротехнической системы нефтяного месторождения. В статье показано решение актуальной задачи расчета обоснованных границ применения накопителей энергии с целью снижения чувствительности к провалам напряжения при различных параметрах технологического комплекса куста нефтяных скважин с УЭЦН. На примере обоснована необходимость применения накопителей энергии для скважин, оборудованных УЭЦН, с низкой обводненностью добываемой пластовой жидкости, а также для электротехнических комплексов УЭЦН с высокой вероятностью отказа и длительным временем восстановления электропитания (более 30 минут). Значительное влияние на целесообразность установки накопителя оказывает обводненность нефти, установлено, что при обводненности более 50 % установка накопителя энергии нецелесообразна.

Ключевые слова: УЭЦН, динамическая устойчивость, провал напряжения, накопитель энергии, иони-стор, кривая динамической устойчивости.

DOI: 10.25206/2310-9793-2018-6-3-55-61

Введение

Отключения ответственных электроприемников вследствие провалов и прерываний напряжения могут приводить как к значительным экономическим затратам на восстановление технологического процесса и простою производства, так и к возникновению опасности для здоровья людей, работающих на производстве.

Например, в горно-обогатительном производстве при нарушении электроснабжения электроприводов вагонеток с окатышами в цехе обжига окатышей вагонетки попросту привариваются к рельсам, после этого приходится выбрасывать как сами вагонетки, так и рельсы [1]; в цементном производстве используется частотно -регулируемый привод для кольцевых печей, отключение которых вследствие провалов напряжения ведет к длительному простою [2]. Аналогично на нефтепромыслах, где отключение одного из элементов технологической цепочки, например, электродвигателей нефтедобычи приводит к экономическим затратам, выражаемым в недоборе нефти (упущенной прибыли) [3].