Крюков А.В. Энергосбережение: Технологии, Приборы, Оборудование (Сборник научных трудов Иркутск)

Подождите немного. Документ загружается.

0.2

0.4

0.6

0.8

1.2

1.4

1.6

1.8

П1

П3

П5

П7

П9

П11

П13

П15

П17

П19

П21

П23

Подстанции

Ku(3) (%)

Рис. 8.

)3(U

в сети с фильтрами

0.5

1.5

2.5

3.5

П1

П3

П5

П7

П9

П11

П13

П15

П17

П19

П21

П23

Подстанции

Ku(5) (%)

Рис. 9.

)5(U

в сети с фильтрами

0.2

0.4

0.6

0.8

1.2

1.4

П1

П3

П5

П7

П9

П11

П13

П15

П17

П19

П21

П23

Подстанции

Ku(7) (%)

Рис. 10.

)7(U

в сети с фильтрами

111

Оценка активных потерь мощности в выбранных фильтрах. Для

выбранных фильтров вычислены и приведены в табл. 3 потери активной

мощности на основной частоте и частоте настраиваемой гармоники. Для

сравнения – потери активной мощности холостого хода одного

трансформатора на тяговой подстанции составляют 54 кВт, потери

короткого замыкания – 220 кВт. Снижение напряжений высших гармоник

с помощью трех фильтров проводилось на 13 подстанциях

рассматриваемого участка, на которых установлено 26 трансформаторов.

Таблица 3

Потери активной мощности в фильтрах

Подстанция

П1 1.99 0.76 1.34 0.92

П2 1.92 0.84 1.13 0.81

П3 1.91 0.89 1.02 0.7

П6 2.54 1 2.32 0.76

П12 2.01 1.71 1.22 0.69

П13 2.86 2 2.07 0.82

П14 3.09 2.06 2.27 0.96

Нормы 2 1.5 1.5 1

Выводы

1. Показана возможность централизованной нормализации

напряжений высших гармоник в узлах протяженной сети высокого

напряжения, питающей тяговые подстанции, с помощью пассивных

фильтров С-типа.

2. Предложен метод поиска узлов сети с помощью пробного фильтра,

который показал свою эффективность для 3, 5 и 7-ой гармоник.

3. Вычислены параметры фильтров для рассматриваемой сети по

предложенной методике. Для снижения напряжений 3, 5 и 7-ой гармоник в

сети протяженностью более 400 км достаточно установить фильтры в

одном узле на подстанции П17.

4. Оценена эффективность работы фильтров при 18-ти различных

конфигурациях сети. На 3 и 5-ой гармониках только в двух режимах из 18

не произошло снижения показателей K

U(3)

и K

U(5)

, на 7-ой гармонике в трех

режимах. В целом полученный результат можно оценить как хороший.

5. Оценка потерь активной мощности в выбранных фильтрах

показала, что потери активной мощности в фильтрах не превышают потерь

холостого хода и короткого замыкания одного тягового трансформатора.

Библиографический список

1. ГОСТ 13109-97. Электрическая энергия. Совместимость технических средств

112

)3(

)5(

)7(

электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах

электроснабжения общего назначения. − М., 1998. – 38с.

2. L. S. Czarnecki. An overview of methods of harmonic suppression in distribution

systems. In IEEE Summer Meeting, 2000, Seattle, Washington, USA.

3. Дъяков А.Ф., Ишкин В.Х., Мамиконянц Л.Г. Актуальные проблемы

электроэнергетики//Электричество, №6, 1997. С.61–68.

4. Thomas H. Ortmeyer, Takashi Hiyama. Distribution system harmonic filter plan-

ning. IEEE Transaction on Power Delivery, vol.11, №4, October 1996.

5. Arrillaga, Jos. Power system harmonics / J. Arrillaga, N.R. Watson. – 2

.ed. –

Chichester: Wiley, 2003.

6. Voropai N.I., Kovernikova L.I., Molin N.I., Smirnov S.S. Analysis and normaliz-

ation of harmonic conditions in 220 kV network feeding traction load. Proceedings of interna-

tional conference on Electrical Engineering,Vol.2, Xi'an,China, July 22–26, 2001, pp. 960–

963.

7. Жежеленко И.В. Высшие гармоники в системах электроснабжения

промпредприятий. 4-ое издание. – М. : Энергоатомиздат, 2000. – 331 с.

113

УДК 621.331

Н.И. Молин, И.А. Соколовский, В.С. Щербаков

ЭФФЕКТИВНОСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ УСТАНОВОК

ПРОДОЛЬНОЙ КОМПЕНСАЦИИ

В СИСТЕМАХ ТЯГОВОГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

ЖЕЛЕЗНЫХ ДОРОГ ПЕРЕМЕННОГО ТОКА

Открытое акционерное общество «РЖД» в программах своего

развития ставит задачу интенсификации перевозочного процесса на основе

организации тяжеловесного движения поездов. Системы тягового

электроснабжения Красноярской, Восточно-Сибирской и Забайкальской

железных дорог на значительном количестве межподстанционных зон не

обеспечивают нормативные уровни напряжения на токоприемниках

электроподвижного состава тяжелых поездов ввиду наличия большого

числа лимитирующих межподстанционных зон, указанных в табл. 1.

Таблица 1

Лимитирующие межподстанционные зоны

Железные дороги

Количество

межподстанци

онных зон

Количество

лимитирующих

межподстанционны

х зон

1.Красноярская, в том числе: 36 27 73

- главный ход Транссиба Мариинск –

Тайшет

18 13 72

- южный ход Междуреченск – Тайшет 18 14 78

2.Восточно-Сибирская, в том числе: 51 30 59

- главный ход Транссиба Тайшет –

Петровский завод

33 15 45

- северный ход Тайшет – Лена 18 15 83

3. Забайкальская, главный ход Трансиба 48 29 60

В этих условиях особую актуальность приобретает задача снятия

ограничений по уровням напряжения при организации тяжеловесного

движения. Наиболее эффективно эта задача может быть решена на основе

использования установок продольной компенсации.

Уровень напряжения на токоприемниках электроподвижного состава

(ЭПС) зависит от ряда следующих факторов:

• массы поездов и скорости их движения;

• количества поездов в межподстанционной зоне (МПЗ) и

межпоездных интервалов;

• профиля пути;

• мощности короткого замыкания системы внешнего

электроснабжения и мощности тяговых трансформаторов;

114

• количества тяговых трансформаторов, находящихся в работе.

Движение тяжеловесных поездов весом 6000…8000 т, особенно на

участках горного профиля, создает значительное токопотребление, которое

приводит к понижению напряжения на токоприемниках ЭПС. Пакетное

движение таких поездов с минимальным интервалом в периоды сдаточного

времени после ремонтных окон является основной причиной низкого

уровня напряжения на токоприемниках.

Резкопеременные однофазные и нелинейные тяговые нагрузки

характеризуются значительной величиной реактивного

электропотребления при близких значениях активной реактивной

мощностей (

≈

1). При этом имеют место существенные несимметрия

и несинусоидальность напряжений во внешней сети 110/220 кВ, а также в

районах электроснабжения нетяговых и нетранспортных потребителей

6/10/35 кВ.

В системе внешнего электроснабжения (СВЭ) главного хода Трансиба

ВСЖД Тайшет – Петровский завод мощность короткого замыкания

ÊÇ

меняется в пределах от 650 до 3700 МВ·А. При этом

КЗ

менее 1000 МВ·А

имеют 11 подстанций, что составляет 30 % от их общего числа. При малой

величине

ÊÇ

потери напряжения в СВЭ и тяговом трансформаторе (ТТ)

являются значительными. Процент потерь напряжения в СВЭ от

суммарных потерь в СВЭ и ТТ составляет для мощности короткого

замыкания 650 МВ·А следующие величины:

– при работе одного ТТ

= 3, 14 Ом,

СВЭ

= 1,16 Ом,

СВЭ

= 0,37;

– при работе двух ТТ

= 2,15 Ом,

СВЭ

= 1,16 Ом,

СВЭ

= 0,54.

Эффективным средством повышения напряжения в тяговой сети

является применение установок продольной компенсации (УПК) на

подстанции и в тяговой сети.

При наличии УПК на тяговой подстанции полное сопротивление сети

до тяговых шин подстанции определяется по выражению

( )

УПКΣΣ

XXjRZ

−+=

где X

УПК

– емкостное сопротивление УПК; X

– индуктивное

сопротивление сети внешнего электроснабжения и тягового

трансформатора; R

– активное сопротивление. Емкостное сопротивление

УПК компенсирует индуктивное сопротивление сети и, следовательно,

уменьшает потери напряжения. Вектор падения напряжения на емкостном

сопротивлении УПК сдвинут на угол 180° от вектора падения напряжения

на индуктивном сопротивлении сети. УПК компенсирует реактивную

115

составляющую потери напряжения и применение УПК наиболее

эффективно в системе тягового электроснабжения со значительным

реактивным электропотреблением. С помощью УПК можно повысить

напряжение на 4…5 кВ и обеспечить его стабилизацию.

На тяговой подстанции возможны следующие схемы УПК на стороне

27,5 кВ:

1) трёхфазная;

2) двухфазные:

•с включением УПК в отстающую и опережающую фазы;

•с включением УПК в отстающую и заземлённую фазы;

•с включением УПК в опережающую и заземлённую фазы;

•непереключаемая в заземлённой фазе и переключаемая в фазу с

наибольшей нагрузкой;

•переключаемая в отстающую и опережающую фазы;

3) однофазные:

•с включением УПК в заземлённую фазу;

•с включением УПК в отстающую фазу;

•с включением УПК в опережающую фазу;

•однофазная двухступенчатая с включением УПК в заземлённую фазу

с трансформаторной связью ступеней и плеч питания тяги.

Анализ эффективности схем включения УПК может быть выполнен

по уровню напряжения обратной последовательности и величине потери

напряжения на тяговых шинах. Известно, что схемы УПК с наибольшим

эффектом симметрирования на стороне 27,5 кВ (под стороной 27,5 кВ

здесь понимается система двух тяговых шин и земля, от которой получают

питание потребители ДПР) обеспечивают наибольший эффект по

уменьшению потерь и стабилизации напряжения. Для оценки

эффективности возможных схем включения УПК на тяговой подстанции

на рис. 1 приведена зависимость относительного напряжения обратной

последовательности

( )

100%

Uδ

УПК

⋅=

где

( )

УПК

– напряжения обратной последовательности при наличии и

при отсутствии УПК.

Наиболее эффективными по симметрированию, стабилизации и

повышению напряжения являются следующие схемы УПК:

1) трёхфазная УПК с полной степенью компенсации;

2) двухфазные УПК:

• непереключаемая УПК в заземлённой фазе и переключаемая в фазу с

наибольшей нагрузкой;

116

• непереключаемая УПК в заземлённой фазе и в наиболее

загруженной отстающей или опережающей фазе;

3) однофазная двухступенчатая УПК в заземлённой фазе с

трансформаторной связью ступеней и плеч питания тяги;

4) однофазная УПК в заземлённой фазе с полной степенью

компенсации.

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 0.20.40.60.8 0

100

n1n

6 7

( )

%100

ÓÏ Ê

⋅=

Рис. 1. Зависимость относительного напряжения обратной

последовательности в системе тяговые шины – земля от соотношения токов

в плечах питания тяги:

1 – трёхфазная схема УПК; 2 – однофазная с включением УПК в заземлённой

фазе; 3 – однофазная с включением УПК в отстающей фазе; 4 – однофазная с

включением УПК в опережающей фазе; 5 – двухфазная с включением УПК

в отстающей и опережающей фазах; 6 – двухфазная с включением УПК

в отстающей и заземлённой фазах; 7 – двухфазная с включением УПК в

опережающей и заземлённой фазах; 8 – непереключаемая в заземлённой фазе и

переключаемая в фазу с наибольшей нагрузкой; 9 – переключаемая в отстающую

и опережающую фазы; 10 – однофазная двухступенчатая с включением УПК в

заземлённую фазу с трансформаторной связью ступеней и плеч питания тяги; n –

отношение нагрузки левого плеча к нагрузке правого плеча подстанции, n1 –

отношение нагрузки правого плеча к нагрузке левого плеча.

Двухфазные УПК усложнены за счет устройства переключения и для

реализации требуют дополнительной проработки. Однофазные схемы

имеют наименьшие капитальные вложения и предпочтительны для

эксплуатационного применения. Из однофазных схем наиболее проста и

117

эффективна схема включения УПК в заземлённую фазу тягового

трансформатора. Для равных токов в плечах питания эта схема УПК

обеспечивает полное симметрирование напряжения, при загрузке одного

плеча несимметрия напряжения снижается в два раза (рис. 1).

УПК в заземлённой фазе тягового трансформатора подстанции

обеспечивает стабилизацию напряжения на тяговых шинах на уровне

номинального при условии полной компенсации индуктивного

сопротивления до тяговых шин, приведенного к треугольнику 27,5 кВ

трансформатора. Полная степень компенсации обеспечивается при

сопротивлении УПК, равном сумме сопротивлений сети и трансформатора,

TTCУПК

XXX

, где

– сопротивление внешней сети;

–

сопротивление тягового трансформатора.

Анализ уровней и несимметрии напряжения на тяговых шинах

подстанций Восточно-Сибирской железной дороги выполнен для

эксплуатационных условий с

УПК

= 2,5 Ом при протекании

максимальных одноминутных токов.

Как известно, потери напряжения до тяговых шин подстанции с УПК

в заземлённой фазе определяются по формулам:

( )

IIУПКΣIIIУПКΣII

120sinXX

IsinXX

IΔU













−−













−=

ϕϕ

;

( )

IIУПКΣIIIУПКΣIIII

240sinXX

IsinXX

IΔU













−−













−=

ϕϕ

;

( ) ( )

III

IIIIIII

120sinXI

240sinXI

+ϕ−+ϕ−=∆

ΣΣ

где

– токи опережающего и отстающего плеч питания;

–

угловые сдвиги тока опережающего и отстающего плеч питания.

Результаты расчёта приведены в табл. 2.

Несимметрия напряжения на тяговых шинах подстанции при наличии

и отсутствии УПК оценивалась коэффициентом несимметрии напряжения

по обратной последовательности

где U

– напряжение обратной последовательности; U

– напряжение

прямой последовательности.

Результаты расчёта приведены в табл. 2.

118

Таблица 2

Напряжения на тяговых шинах подстанций с УПК в заземлённой фазе

ТП

ÌÈÍ

Напряжение на подстанции при УПК/ без УПК /

+ΔU, кВ

Степень

компенсаци

III

Один

ТТ

Два

ТТ

1ТТ 2ТТ

1. Облепиха 1363 25880 25638 26433 26791 27514 26990 0,909 1,422

24999 22347 25969 25909 24222 26526

+881 +3291 +464 +882 +3292 +464

2. Замзор 1927 25159 24762 25960 26407 27334 26724 0,889 1,374

23912 20108 25304 25161 22681 26068

+1247 +4654 +656 +1246 +4653 +656

3. Ук 1713 25052 24311 25906 26163 26599 26586 0,797 1,166

23944 20174 25324 25055 22463 26004

+1108 +4137 +582 +1108 +4136 +582

Нижнеудин

ск

2323 24411 23650 25480 25919 26757 26403 0,843 1,255

22908 18040 24690 24417 21147 25613

+1493 +5610 +790 +1502 +5610 +790

5. Худо-

еланская

1968 24763 23991 25715 26043 26627 26498 0,814 1,203

23490 19239 25046 24770 21875 25829

+1273 +4752 +669 +1273 +4752 +669

6. Тулюшка 2004 25020 24559 25870 26350 27300 26685 0,885 1,364

23723 19719 25189 25054 22460 26003

+1297 +4840 +681 +1296 +4840 +682

7. Харик 2133 24892 24436 25785 26305 27346 26650 0,892 1,377

23513 19285 25060 24925 22195 25924

+1379 +5151 +725 +1380 +5151 +726

Заиграево

1371 25847 25577 26412 26924 27796 27071 0,9 1,565

24960 22266 25945 26037 24486 26605

+887 +3311 +467 +887 +3310 +466

Новоильинс

1891 25200 24807 25987 26693 27883 26900 0,895 1,551

23976 20240 25343 25469 23316 26257

+1224 +4567 +644 +1224 +4567 +643

Примечания:

ÌÈÍ

– одноминутный ток заземлённой фазы тягового трансформатора;

, U

III

– соответственно напряжения опережающей, отстающей и нерабочей фаз;

+ΔU – увеличение напряжения на тяговых шинах подстанции при включении УПК.

Результаты расчета лимитирующих МПЗ и зон с предельным уровнем

напряжения на токоприемниках ЭПС для главного хода Восточно-

Сибирской железной дороги приведены в табл. 4.

Таблица 3

119

Несимметрия напряжения на тяговых шинах подстанциях

Подстанция

ÌÈÍ

, А

Коэффициент несимметрии напряжения К

, %

Без УПК УПК 3 секции, Хупк = 2,5 Ом

1ТТ 2ТТ 1ТТ 2ТТ

1. Облепиха 1363 9.19 5.59 1.90 1.65

2. Замзор 1927 13.94 8.52 2.94 2.14

3. Ук 1713 13.79 8.96 3.94 1.02

4. Нижнеудинск 2323 18.84 11.67 4.63 1.97

5. Худоеланская 1968 15.94 10.15 4.31 1.37

6. Тулюшка 2004 14.82 8.96 3.23 2.20

7. Харик 2133 15.83 9.50 3.34 2.41

8. Заиграево 1371 9.35 5.11 2.00 1.98

9. Новоильинск 1891 13.65 7.29 2.89 2.72

Таблица 4

Лимитирующие и с предельным уровнем напряжению на электровозе

межподстанционные зоны и технические средства усиления

Межподстанционная

зона

Характеристика

межподстанционной

зоны по напряжению

Техническое средство усиления

1. Ключи – Тайшет-Запад лимитирующая УПК ТП Ключи, Тайшет-Запад

2. Тайшет-Восток – Обле-

пиха

лимитирующая УПК ТП Облепиха

3. Замзор – Ук лимитирующая УПК ТП Замзор, Ук

4. Нижнеудинск – Худо-

еланская

лимитирующая УПК ТП Нижнеудинск,

Худоеланская +УЭП чётн. путь.

5. Тулюшка –Харик лимитирующая УПК ТП Тулюшка, Харик

6. Харик –Зима лимитирующая УПК ТП Харик

7. Делюр – Залари с предельным уровнем УПК ТП Залари

8. Жаргон – Половина с предельным уровнем УПК ТП Жаргон

9. Подкаменная) – Андриа-

новская

с предельным уровнем

(горный участок)

УПК ТП Подкаменная,

Андриановская

10. Андриановская –

Слюдянка

с предельным уровнем

(горный участок)

УПК ТП Андриановская,

Слюдянка

11. Слюдянка – Байкальск с предельным уровнем УПК ТП Слюдянка

12. Переемная – Мысовая с предельным уровнем УПК ТП Переёмная

13. Селенга – Татаурово с предельным уровнем УПК ТП Татаурово

14. Заудинск – Заиграево лимитирующая УПК ТП Заиграево

15. Новоильинск – Кижа лимитирующая УПК Новоильинск, Кижа 2ТТ

Сравнительный анализ эффективности различных технических

средств, обеспечивающих повышение напряжения в токоприемниках ЭПС,

представлен в табл. 5. При расчёте использовались следующие условия:

– график движения – пакетный,

– масса поездов четного направления 6300 т, межпоездной интервал

10 минут;

120