volume-1_section-1

30

эффективности резистивного. Кроме того, последнее является экономически более выгодным.

Заключение. В настоящее время остро встала проблема создания условий для надежного, бесперебойного электроснабжения предприятий, особенно тех, прерывание технологического процесса на которых ведет значительным материальным, финансовым затратам. Несомненно, требуется обновление устаревшего оборудования и грамотная реконструкция питающей сети.

Так, для сети 10 кВ рассматриваемого завода рациональной мерой для снижения аварийности, обусловленной ОДЗ в сети 10 кВ, будет оснащение нейтрали сети резистором. Применение этой меры позволит:

•ограничить перенапряжения на электрооборудовании и тем самым продлить срок его службы;

•исключить феррорезонансные явления, обусловленные насыщением магнитопроводов ТН электромагнитного типа;

•обеспечить чувствительную и селективную релейную защиту, позволяющую распознавать поврежденный фидер и переводить печь на резервное питание.

ЛИТЕРАТУРА:

1.Кадомская К.П. и др. Перенапряжения в электрических сетях различного назначения и защита от них / К.П. Кадомская, Ю.А. Лавров, А.А. Рейхердт.- Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2006.- 368 с.

2.Зильберман В.А. Релейная защита сети собственных нужд атомных электростанций. - М.: Энергоатомиздат, 1992.- 125 с.

Научный руководитель: К.П. Кадомская, д.т.н., профессор, ТЭВН, НГТУ.

ПРЕДЛОЖЕНИЯ ПО ПОВЫШЕНИЮ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ОБЪЕКТОВ

Е.М. Твердохлебова Томский политехнический университет

ЭЛТИ, ЭСПП, группа 9331

АО «Карагандаэнергоремонт» - предприятие по ремонту, модернизации и реконструкции оборудования электростанций и элек-

31

трических сетей Центрального Казахстана, созданное в 1965 году. За годы работы предприятие претерпело ряд изменений, часть территории с объектами электроснабжения была продана, другая - отдана в аренду. Часть объектов по-прежнему получает электрическую энергию от предприятия, другая - была отключена, но питающие эти объекты кабели остаются на прежнем месте и сейчас.

В настоящее время предприятие столкнулось с проблемой хищения электрической энергии. На мой взгляд, наиболее вероятными каналами хищения электрической энергии являются кабели. Поэтому, предлагаю найти старый план канализации и ликвидировать не нужные. Занятость рабочих на предприятии составляет 75 %, поэтому выполнение данной работы возможно.

Но, так как точно не известно, каким образом происходит хищение энергии предлагаю внедрить и использовать на предприятии единый программный комплекс по управлению сетями (DMS), который позволит справиться с данной проблемой, а так же повысить эффективность управления сетями по следующим направлениям:

1.Уменьшение затрат на программное обеспечение и сопровождение задач по управлению распределительными сетями.

2.Повышение надежности электроснабжения и уменьшение времени на ликвидацию аварийных ситуаций.

3.Уменьшение потерь электроэнергии в сетях за счет режимных мероприятий.

4.Контроль и улучшение качества электроэнергии в системах электроснабжения.

5.Планирование потребления электроэнергии в течение суток на получасовых интервалах с дальнейшим соблюдением этого графика.

6.Паспортизация оборудования систем электроснабжения.

7.Более качественная подготовка оперативного персонала на тренажерах, основанных на информации из базы данных оперативных информационных комплексов (ОИК).

8.Откладывание планируемых инвестиций за счет рационального

использования сети и имеющегося электрооборудования. Основой системы DMS является общая реляционная база дан-

ных, в которой по определенным правилам заводится и хранится информация. Первое из правил – отсутствие дублирования данных. Ведет базу администратор, а в определенные разделы базы может заводить исходную информацию инженер-технолог. Изначально заводится оборудование и его топологические связи. Если, например, произошла замена трансформатора в сети, то в базе данных заводятся но-

32

вые данные на этот трансформатор, и уже новые параметры трансформатора используются для расчетов режимов, токов короткого замыкания и т.д. То есть, структура базы такова, что информация корректируется в одном месте и потом используется для многих задач. Такой подход значительно сокращает затраты на сопровождение задач.

Можно использовать и одинаковый интерфейс по представлению данных в графических схемах и использовать подготовленные в одном графическом редакторе схемы для различных режимных задач. Такие подходы существенно упрощают подготовку и сопровождение задач и уменьшают затраты на программное обеспечение. Кроме того, использование одного интерфейса для пользователей экономит время и средства на обучение оперативного персонала.

Для повышения надежности электроснабжения в оперативном режиме может выполняться анализ топологии сети и формирование расчетной схемы исходя из состояния коммутационных аппаратов и параметров силового оборудования. Производится проверка достоверности сигналов по соответствию их данным телеизмерений и запретам на одновременное включение нескольких аппаратов. Из анализа топологии сети формируется список отключенных потребителей и силовых аппаратов. Определяются замкнутые контура и магистральные участки сети. На экране дисплея можно выделить фидер с набором питающихся от него трансформаторных подстанций (ТП) и посмотреть от каких еще фидеров могут получить питание эти ТП. В данном случае все анализируется на уровне топологии.

Существенно уменьшить время потери электроснабжения отдельных потребителей можно за счет более быстрого выбора оперативным персоналом схемы отключения поврежденного участка сети и перевода питания отключенных потребителей на другие фидера. Для этого можно использовать анализ топологии сети и построения расчетной схемы в режиме имитатора, когда оперативный персонал на дисплее может просмотреть различные варианты питания отключенных нагрузок и рассчитать для них режимы. При этом можно проверить уровни напряжений в узлах схемы и допустимые загрузки линий.

Использование базы данных ОИК для хранения характеристик силового оборудования систем электроснабжения позволяет учитывать, например, по приходу телесигналов количество срабатываний выключателей. В DMS такой учет срабатываний выключателей и учет других параметров (перегрузок по току трансформаторов и т.п.) позволяет автоматически формировать списки оборудования, для которого в соответствии с правилами эксплуатации необходимо выпол-

33

нять ремонтные работы. Что тоже повышает надежность работы электрической сети.

Для организации контроля уровней напряжения в DMS используются телеизмерения напряжений у потребителей. При этом в темпе поступления телеинформации (5-10 сек.) контролируются отклонения уровней напряжения и ведется их архив. Другие параметры качества электроэнергии могут контролироваться многофункциональными из-

мерительными приборами типа 7600 ION, 7700 ION, 8400 ION, 8500 ION фирмы PML, которые устанавливаются стационарно, или специализированными приборами ПАРМА РК6.05, ЭРИС-КЭ.01, Ресурс UF, ИВК-Омск, ППКЭ, которые могут устанавливаться на присоединение на срок до недели и накапливать в себе информацию о параметрах качества. В первом случае параметры качества будут вводиться в комплекс DMS периодически в автоматическом режиме. Во втором случае информацию можно вводить еженедельно. Специализированное программное обеспечение комплекса DMS производит анализ показателей качества электроэнергии. Постоянный контроль показателей осуществляется у наиболее ответственных потребителей и в точках получения питания от внешних источников. Имея стационарный контроль качества, а также информацию от переносных измерительных комплексов, можно проводить анализ и готовить мероприятия по улучшению качества электроэнергии.

Расчеты потерь электроэнергии в DMS могут выполняться периодически в автоматическом режиме по мере поступления данных о параметрах режима. Технология расчетов следующая. По данным телесигналов о состоянии коммутационных аппаратов и хранящейся в базе данных информации о параметрах силового оборудования и топологии соединений оборудования друг с другом собирается схема замещения сети. Нагрузки в узлах рассчитываются по телеизмерениям мощностей или токов в головных участках фидеров. Распределение нагрузок по ТП производится в соответствии с корреляционными коэффициентами, связывающими мощности отдельных ТП с мощностью головного участка фидера. Затем производится расчет режима сети по имеющимся замерам напряжений в центрах питания и узловым нагрузкам, а из расчета определяются потери активной мощности. При периодических расчетах найденные значения потерь активной мощности умножаются на интервал времени и получаются потери электроэнергии за период. Потери могут вычисляться и по пропускам электроэнергии через головные участки фидеров за фиксированные периоды, например, за полчаса. В этом случае вводятся еще коэффициенты формы, а расчеты проводятся только в разомкнутых сетях.

34

Информация о потерях архивируется в базе данных. Эти данные хранятся по элементам электрической сети, поэтому при анализе потерь можно выводить информацию, например, по классам напряжения, по линиям, трансформаторам, нагрузочные потери и потери холостого хода. Можно анализировать потери электроэнергии по отдельным фидерам и, если есть учет электропотребления на ТП, присоединенных к фидеру, то, имея рассчитанные технические потери, можно выявлять коммерческие составляющие потерь в сети, т.е. потери, связанные с неисправными измерительными приборами или с хищениями электроэнергии. Такой анализ важен и может принести значительный эффект, так как дает направление поиска неисправностей систем учета и хищений электроэнергии.

Имея возможность рассчитывать потери электроэнергии в темпе поступления информации о режиме, можно эффективно проводить и мероприятия по их снижению:

1.оптимизацию мест размыкания электросетей 6-35 кВ с двусторонним питанием;

2.отключение части трансформаторов в режимах малых нагрузок;

3.выравнивание графика нагрузки сети;

4.оптимальное использование имеющихся устройств компенсации

реактивной мощности.

Кроме того, по собранной расчетной схеме, возможно выявить недостоверные измерения или показания счетчиков электроэнергии по соответствию измерений законам Кирхгофа и Ома. Пропуски электроэнергии через присоединения, полученные по показаниям счетчиков, сравниваются с данными, полученными интегрированием телеизмерений мощностей за выбранный интервал времени (за полчаса). Постоянный контроль за телеизмерениями и показаниями счетчиков позволяет снизить коммерческие потери электроэнергии за счет более оперативной замены счетчиков. Также, благодаря уточнению информации о параметрах режима и получению дополнительных не измеряемых параметров режима, уменьшается вероятность принятия оперативным персоналом неправильных решений. В отдельных случаях не требуется установки на удаленных потребителях измерительной аппаратуры и прокладки каналов связи.

Таким образом, для того, чтобы справится с проблемой хищения электрической энергии на предприятии, предлагаю:

1.ликвидировать ненужный кабель из земли, отключив тем самым возможные каналы хищения электрической энергии;

2.внедрить на предприятии единый комплекс по управлению сетями (DMS) в современных условиях, что может принести зна-

35

чительный экономический эффект на рассматриваемом предприятии и поможет справиться с обозначенной проблемой.

Научный руководитель: Н.Г. Волков, доцент, ЭСПП, ЭЛТИ,

ТПУ.

ПРЕДЛОЖЕНИЯ ПО УСОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ УРЬЕВСКО-ПОКАЧЕВСКОГО ЭНЕРГОУЗЛА

С.В. Малахова Томский политехнический университет

ЭЛТИ, ЭСВТ, группа 9А42

Вдокладе представлены результаты анализа загруженности трансформаторного оборудования ряда подстанций УрьевкоПокачевского энергоузла и проверки пропускной способности воздушных линий электропередачи, связывающих эти подстанции, а так же внесены предложения по реконструкции электрических сетей 110220 кВ.

1.Существующее состояние электрических сетей УрьевскоПокачевского энергоузла

Урьевско-Покачевский энергоузел находится в составе Когалымского энергорайона. Основными центрами питания для энергоузла являются подстанции 110-220 кВ Прогресс, Лас-Еганская и Урьевская, которые осуществляют электроснабжение крупных нефте- и газодобывающих предприятий, а также коммунально-бытовых потребителей.

Внастоящее время схема электрических сетей 110-220 кВ энергоузла (рис.1) содержит двухцепные линии электропередачи, соединяющие подстанции 220 кВ.

К шинам 110 кВ подстанций Прогресс, Лас-Еганская и Урьевская присоединены двухцепные линии, к которым подключены от одной до трех подстанций 110 кВ.

2.Исследование степени загруженности трансформаторного оборудования и проверка пропускной способности воздушных линий электропередачи Урьевско-Покачевского энергоузла

Для проведения исследований, касающихся степени загруженности автотрансформаторов были выполнены расчеты нормального и послеаварийного режимов. Результаты расчетов представлены в табл.1.

36

В качестве послеаварийного режима были рассмотрены следующие отключения: одной автотрансформаторной группы 500/220 кВ на подстанции Трачуковская; одного автотрансформатора на подстанции

37

Рис. 1. Схема сети 500/220/110кВ Урьевско-Покачевского энергоузла

38

Прогресс; автотрансформатора на подстанции Лас-Еганская; одного автотрансформатора мощностью 125 МВА на подстанции Урьевская.

Таблица 1 Загруженность автотрансформаторов Урьевско-Покачевского энергоузла в нормальном и послеаварийном режимах

Наименование подстанции (количество и мощность автротрансформаторов)

Автортрансформаторные группы Автотрансформаторы 220/110 кВ

500/220 кВ

По результатам табл.1 можно сделать следующие выводы:

1.Наиболее высокая загрузка автотрансформаторов 220/110 кВ как в нормальном, так и в послеаварийном режимах наблюдается на подстанции Прогресс;

2.Загруженность автотрансформаторной группы 500/220 кВ подстанций Трачуковская и Урьевская в послеаварийном режиме на 33 – 76% превышает номинальную мощность, что не удовлетворяет требованиям [2].

3.Анализ проведенных расчетов указывает на недостаток автотрансформаторной мощности в энергоузле.

Всоответствии с [2] «проводники любого назначения должны удовлетворять требованиям в отношении предельно допустимого нагрева с учетом не только нормальных, но и послеаварийных режимов…». В связи с этим проводники проверяют по допустимой токовой нагрузке [3]

где I р. - расчетный ток для проверки проводов, кА;

39

I доп. - длительно допустимый ток для проводов различных се-

чений, кА [3].

В соответствии с понятием I доп. может быть введено и понятие длительно допустимой по условиям нагрева мощности [1]

Передаваемая длительно допустимая мощность изменяется в зависимости от сечения провода, длины и класса напряжения воздушной линии, например, для воздушных линий электропередачи 220 кВ, длиной до 50 км допустимая мощность равна 230 МВА.

В табл.2 приведены результаты расчетов перетоков мощностей в нормальном режиме работы воздушных линий электропередачи 220 кВ.

Таблица 2 Перетоки мощностей по линиям электропередачи 220 кВ Урьев- ско-Покачевского энергоузла

ВЛ (марка провода)

При сравнении потоков мощностей, передаваемым по исследуемым линиям с длительно допустимой мощностью, видно что даже в нормальном режиме работы особо перегруженными линиями являются Трачуковская – Урьевская и Урьевская – Лас-Еганская.

Помимо приведенных выше результатов было выявлено, что на шинах низкого напряжения таких подстанций как Фотон, Могутлор, Нонг-Еганская, Роса и Нефтяник напряжения выходят из области предельно допустимых значений и составляют от 4,8 до 5,2 кВ.

4. Рекомендации по усовершенствованию схемы электроснабжения Урьевско-Покачевского энергоузла

На основании проведенных расчетов и исследований можно предложить следующие мероприятия по усовершенствованию схемы электроснабжения Урьевско-Покачевского энергоузла: