Крюков А.В. Энергосбережение: Технологии, Приборы, Оборудование (Сборник научных трудов Иркутск)
Подождите немного. Документ загружается.
УДК 621.311
А.А. Устинов
ОПРЕДЕЛЕНИЕ МЕСТА ПОВРЕЖДЕНИЯ
НА ЛИНИЯХ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ ВЫСОКОГО НАПРЯЖЕНИЯ
С УЧЕТОМ ВОЛНОВЫХ ПРОЦЕССОВ
В настоящее время большинство протяженных системообразующих
линий в РФ оснащены устройствами определения места повреждения
(ОМП). Однако элементная база указанных устройств и используемые
алгоритмы нередко являются морально и физически устаревшими.
Зачастую отыскание места повреждения выполняется визуальным
осмотром, что занимает длительное время и, как следствие, ведет к
значительным перерывам в электроснабжении. В сложившейся ситуации
разработка алгоритмов и новых устройств определения места повреждения
является актуальной.
Самое большое распространение в России получили односторонние
методы по параметрам аварийного режима (ПАР): реактансметр, l-метр,
компенсационный метод, метод Такаги [3]. Указанные методы
используются в таких устройствах как ИМФ-3Р (ЗАО «Радиус-
Автоматика»), Парма РП 4.06, терминалы дистанционной защиты НПП
«ЭКРА», терминалы ABB серии REL5xx, терминалы General Electric серии
Multilin (D60) и другие. Все эти методы, однако, обладают двумя
недостатками:
−неучет поперечных емкостей воздушных линий (ВЛ)
электропередачи;
−неучет волновых процессов на ВЛ.
Дополнительно в некоторых из указанных методов используется
допущение о совпадении фазы тока, подпитывающего место повреждения
со стороны ближнего и удаленного источника, что также вносит
погрешность при ОМП в случае двухстороннего питания линии.
Рис. 1. Схема замещения при коротком замыкании на одноцепной линии
с двухсторонним питанием
81
Рассмотрим одноцепную линию электропередачи длиной
l
с
двухсторонним питанием, показанную на рисунке 1. Системы А и Б
эквивалентированы значениями ЭДС E’ и E” и комплексными
сопротивлениями Z
C
’, Z
C
”. На рисунке показано короткое замыкание за
переходным сопротивлением R
П
на расстоянии
K
l
.
При возникновении короткого замыкания на линии по ней протекают
токи
'I
(со стороны системы А) и
"I
(со стороны системы Б), сумма
которых дает полный ток короткого замыкания
Ê
I
в переходном
сопротивлении; при этом на шинах системы А будет присутствовать
напряжение
'U
, а на шинах Б – напряжение
"U
. Напряжение в начале
линии
'U
равно сумме падения напряжения в линии до точки повреждения
'U
∆
и падения напряжения на переходном сопротивлении
R
U
∆
:
КП
Л
RЛ
IR'IZnUU'U
+=∆+∆=∆
, (1)
где
l
l
n
K
=
– расстояние от системы А до места повреждения в
относительных единицах.
Уравнение (1) не учитывает поперечные емкости и волновые
процессы в линии. Для устранения этих недостатков необходимо решить
две задачи:
− разработать модель, адекватно отражающую процессы,
происходящие на протяженных воздушных линиях электропередачи;
− разработать на основе этой модели метод, которые мог бы
достаточно точно по параметрам аварийного режима определять
расстояние до места повреждения.
В основу модели, реализованной в системе MatLab, предлагается
заложить метод Бержерона, детально описанный в [4]. Указанная модель
позволяет отслеживать волновые процессы и учитывать поперечные
емкости на воздушных линиях электропередачи высокого напряжения.
Однофазную линию с распределенными параметрами при
повреждении можно описать системой телеграфных уравнений [1]:
K
B
KK
lshz'Ilch'UU
γ−γ=
; (2)
K
B
KK
lsh
z
'U
lch'II
γ−γ=
, (3)
где
K
U
и
K
I
– напряжение и ток в месте повреждения;
'U
и
'I
–
напряжение и ток в начале линии;
K
l
– расстояние до места повреждения;
γ
и
B
z
– постоянная распространения и волновое сопротивление.
При однофазном к.з. на фазе А напряжение фазы А через
симметричные составляющие запишется так [2]:
K0K2K1ПKKA_K
UUURIUU
++===
. (4)
82
С учетом возможности замены трехфазной линии электропередачи
тремя независимыми последовательностями через симметричные
составляющие, напряжения прямой, обратной и нулевой
последовательностей в точке короткого замыкания равны:
11_1211_11K1
IAUAU
′
+
′
=
′
; (5)
22_1222_11K2
IAUAU
′
+
′
=
′
; (6)
00_1200_11K0
IAUAU
′
+
′
=
′
. (7)
В соотношениях (5–7)
U
′
и
1
I
′
,
2
U
′
и
2
I
′
,
0
U
′
и
0
I
′
– напряжения и токи в
начале линии прямой, обратной и нулевой последовательностей
соответственно.
Коэффициенты прямой, обратной и нулевой последовательностей
равны:
K
1
1_11
lchA
γ=
; (8)
K
1
1_B
1_12
lshzA
γ−=
; (9)
K
2
2_11
lchA
γ=
; (10)
K
2
2_B
2_12
lshzA
γ−=
; (11)
K
0
0_11
lchA
γ=
; (12)
K
0
0_B
0_12
lshzA
γ−=
. (13)
В выражениях (8)...(13)
1
γ
,
2
γ
и
0
γ
– постоянные распространения,
1_B
z
,
2_B
z
и
0_B
z
– волновые сопротивления прямой, обратной и нулевой
последовательностей.
После преобразований можно получить выражение для определения
расстояния до места повреждения:
−
′
+
′
+
′
′
γ
=
′′
1_12
П
K0I0U
1_B
1
K
A
R
IIkUkIz
U
arcth
1
I
00
, (14)
где
1_12
1_110_11
U
A
AA
k
0
−
=
′
,
1_12
1_120_12
I
A
AA
k
0
−
=
′
.
В выражении (14) коэффициенты
0
U
k
′
и
0
I
k
′
являются функциями
расстояния
K
l
, которое определяет искомое место повреждения. Также
неизвестной величиной является переходное сопротивление. Так как в
одном выражении (14) , два неизвестных, для определения величины
K
l
целесообразно использовать итерационный процесс.
Данный метод может быть использован и для двухцепной линии
электропередачи с той лишь разницей, что расстояние до места
повреждения будет определяться по следующему выражению:
83
−
′
−
′
+
′
+
′
′
γ
=
′′
1_12
П
K
1_21
M
II0I0I0U1
1_B
1
K
A
R
I
A
Z
IIkUkIz
U
arcth
1
I
I0I0
, (15)
где
1
I
′
– ток в начале первой цепи линии при коротком замыкании;
I0
I
′
и
II0
I
′
– ток нулевой последовательности в начале первой цепи и начале второй
цепи линии при замыкании соответственно;
M
Z
– сопротивление
взаимоиндуктивной связи между цепями линии.
Для проверки предлагаемого метода были обработаны осциллограммы
реальных коротких замыканий, происходивших на линиях
электропередачи напряжением 500 кВ в Иркутской энергосистеме.
Результаты определения места повреждения по некоторым из этих
осциллограмм и сравнение с другими методами ОМП по ПАР приведены в
таблице 1.
Таблица 1
Результаты определения места повреждения
№
Вид
повреждения,
фаза, № линии
Реальное
расстояние
до МП, км
Реактансм
етр
l-метр
Волновой метод,
предлагаемый в
данной работе
Длина
линии
1
( )
1
K
, А, 562 17.5 10.95 17.1 17.18 242
2
( )
1
K
, B, 502 83.5 69.49 77.2 78.11 211.5
3
( )
1
K
, A, 565 38 31.97 41.15 40.31 179
4
( )
1
K
, A, 565 142.4 117.5 150.2 147.5 179
5
( )
1
K
, С, 501 116.9 96.4 108.9 107.6 212
6
( )
1
K
, B, 566 30.49 27.7 31.87 31.21 179
Метод ОМП, предлагаемый в данной работе, условно названный
волновым, сравнивается с наиболее распространенными
односторонними методами ОМП по ПАР: с реактансметром
(используется в ИМФ-3Р) и l-метром (заложен в регистраторы «Парма» и
терминалы дистанционной защиты «ЭКРА»).
На основании сравнения можно сделать вывод о том, что точность
волнового метода выше, чем точность других односторонних методов по
ПАР, приведенных в табл. 1. В сравнении с реактансметром точность ОМП
возрастает на 5–10 %, в сравнении с l-метром – на 1–3 %. В абсолютных
единицах на линиях электропередачи протяженностью около 200 км зона
поиска места повреждения сокращается по сравнению с реактансметром
от сотен метров (в случае неудаленного повреждения) до 5 км (в случае
повреждения на расстоянии большем 50 % длины линии), а по сравнению
с l-метром от десятков метров (в случае неудаленного повреждения) до
2 км (в случае повреждения на расстоянии, большем 50 % длины линии).
84
Учитывая повышение точности ОМП, метод, предлагаемый в данной
работе, может быть с успехом использован в терминалах релейной защиты
или регистраторах аварийных процессов в качестве функции определения
расстояния до места повреждения.
Повышение точности в процедуре ОМП на 2–5 км позволит сократить
время отыскания места повреждения, что особенно актуально для
труднодоступных районов, в которых вести визуальный осмотр линий
электропередачи особенно сложно. Сокращение времени отыскания места
повреждения позволит быстро ликвидировать аварии и, как следствие,
максимально быстро восстановить электроснабжение потребителя.
Библиографический список
1. Бессонов Л.А. Теоретические основы электротехники. Электрические цепи /
Л.А. Бессонов. – М. : Гардарики, 2000. – 638 с.
2. Ульянов С.А. Электромагнитные переходные процессы в электрических
системах / С.А. Ульянов. – М.–Л. : Энергия, 1964. – 704 с.
3. Висящев А.Н. Приборы и методы определения места повреждения на линиях
электропередачи / А.Н. Висящев. – Иркутск: ИрГТУ. – 2001. – Ч.1 – 188 с.
4. The Bergeron Method A graphic method for determining line reflections in transient
phenomena. Texas Instruments. October, 1996. – 28 pg.
85
УДК 620.9
Ю.М. Сапожников
РЕЗУЛЬТАТЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ОБСЛЕДОВАНИЙ
КОТЕЛЬНЫХ ИРКУТСКОЙ ОБЛАСТИ
Известно, что энергозатраты на производство единицы продукции в
России в несколько раз превышают показатели других стран. Это
обусловлено как климатическими условиями территории, так и низкой
эффективностью использования энергоресурсов. С переходом экономики
на рыночные формы регулирования, этот фактор отрицательно сказался на
конкурентоспособности отечественной продукции.
В последние годы правительство предпринимает значительные
усилия для исправления ситуации с расточительным использованием
топлива. Этому посвящены постановление правительства от 23 мая 2006 г.
№ 306 «Об утверждении правил установления и определения нормативов
потребления коммунальных услуг», приказ Минпромэнерго России от 4
октября 2005 года № 268 «Об организации в Министерстве
промышленности и энергетики Российской Федерации работы по
утверждению нормативов удельных расходов топлива на отпущенную
электрическую и тепловую энергию от тепловых электростанций и
котельных» и ряд других постановлений.
В рамках этих постановлений ЭАЦ «ИрГУПС-ЭНЕРГОСЕРВИС»
совместно с ФГУ «Управление по обеспечению энергоэффективности и
энергосбережения в Южно-Сибирском регионе» с 2006 года проводит
энергетические обследования производственных и котельных ЖКХ
Иркутской области. Цель данной статьи – сделать краткий анализ ситуации
по результатам проведенных исследований.
В табл. 1 представлен перечень предприятий, на которых силами
НПЦ Энергосервис ИрГУПС проводились энергетические обследования.
Таблица 1
Перечень предприятий, на которых проводился энергоаудит
Название
предприяти
я
Название
котельной
Кол-во
котлов
Топливо Располагаема
я мощность
Тепловая
нагрузка
ВСЖД ВЧД-7 2 Мазут 13,5 т.пара/час 2 Гкал/час
НГЧ-6 (13 кот) Бурый уголь
ВЧД-4 2 Мазут 13,5 т.пара/час 1,3 Гкал/час
Иркутский
мясокомбин
ат
- 5 Мазут 101 т.пара/час
86
продолж. табл. 1
Название
предприяти
я
Название
котельной
Кол-во
котлов
Топливо Располагаема
я мощность
Тепловая
нагрузка
ООО
«Терминал»
г. Усть-Кут
- 4 Мазут 64 т.пара/час 9,5 Гкал/час
Усть-Кут
ЖКХ.
Лена 6 Бурый уголь 108 Гкал/час
Центральная 4 Мазут 58 Гкал/час
ВГР 2 Мазут 7,29 Гкал/час
Байкалэнерго Ленская, 6 8 Бурый уголь 4,23 Гкал/час 2,1 Гкал/час
Баррикад, 145 7 Бурый уголь 5,5 Гкал/час 2,1 Гкал/час
Нестерова, 32 4 Бурый уголь 3,1 Гкал/час 1,04 Гкал/час
Шахтерская 7 Бурый уголь 4,33 Гкал/час 2,23 Гкал/час
1 Московская, 1 2 Бурый уголь 10,8 Гкал/час 1,53 Гкал/час
Школа, 8 5 Бурый уголь 2,2 Гкал/час 0,57 Гкал/час
Каштаковская 2 Бурый уголь 0,64 Гкал/час 0,03 Гкал/час
Иртышская, 5 6 Бурый уголь 4,74 Гкал/час 2,45 Гкал/час
Сварщик 6 Бурый уголь 4,2 Гкал/час
2,2 Гкал/час
Напольная, 90 4 Мазут 16,46 Гкал/час 6,07 Гкал/час
Баррикад, 54 6 Мазут 5,8 Гкал/час 5,85 Гкал/час
ИЗО 3 Мазут 10,08 Гкал/час 5,39Гкал/час
М. Конева, 90 1 Мазут 0,56 Гкал/час 0,15 Гкал/час
Тулунский
гидролизный
з-д
- 3 Бурый уголь 90 т.пара/час
Тыретский
солерудник
- 4 Бурый уголь 60 Гкал/час
Санаторий
«Таежный»
Мишелевка
- 2 Бурый уголь 60 Гкал/час
Разрез
Мугунский
ООО
«Востсибуго
ль»
ТВС 17 Бурый уголь 18 Гкал/час
БРУ 1 Бурый уголь 1,06 Гкал/час
МДиРО 2 Бурый уголь 2,12 Гкал/час
ТСУ 3 Бурый уголь 3,18 Гкал/час
ЛПК Усть-
Илимск
ТЭС 10 Кора, щелок
Качугское
ЖКХ
Почта 2 Дрова 0,7 Гкал/час
КБО 2 Дрова 0,6 Гкал/час
Гост. Лена 3 Бурый уголь 0,9 Гкал/час
с/х управления 2 Бурый уголь 1 Гкал/час
Таежная 4 Бурый уголь 2 Гкал/час
Юбилейная 2 Бурый уголь 1 Гкал/час
Судоверфь 2 Бурый уголь 8 Гкал/час
УК
«Энергия» г.
Киренск
П. Бубновка 2 Мазут, нефть 2,5 Гкал/час 0,8 Гкал/час
87
Обследование котельных показало, что в отличие от большой
энергетики России, которая в основном ориентирована на газ, жилищно-
коммунальные и производственные котельные региона используют в
качестве основного котельно-печного топлива местные бурые угли
(Азейский, Мугунский, Головинский). В редких случаях для отопления
используется мазут и еще реже дрова.
Кроме того, из данных табл. 1 видно, что максимальная
присоединенная тепловая нагрузка существенно меньше располагаемой
мощности котельных. В горячем состоянии обычно находится 1-2 котла.
При увеличении нагрузки машинисты угольных котлов не изменяют
режим работы, а вводят в работу резервный котел. Известно, что каждый
запуск котла требует дополнительно 200…250 кг топлива, что является
одной из причин его перерасхода.
Мазутные котлы существенно превосходят котлы на угле по
технологичности сжигания топлива, экологичности и экономичности.
Причина, по которой предприятия предпочитают уголь, кроется в
значительной стоимости жидкого топлива.
В табл. 2 приведен прогноз цен на котельное топливо, составленный в
2001 году топливно-энергетическим независимым институтом (ТЭНИ).
Таблица 2
Прогноз средних уровней цен потребления на основные виды
котельно-печного топлива для ТЭС в европейских регионах России
Виды топлива
Единица
измерения
Годы
2000 2005 2010
Природный газ
руб/ 1000м
3
530 1250 1600
руб/тут 460 1100 1400
Уголь
руб/т 330 420 550
руб/тут 660 840 1100
Топочный мазут
руб/т 1850 2040 2255
руб/тут 1360 1500 1660
Если сравнить этот прогноз со стоимостью углеводородного топлива
на сегодняшний день, то можно констатировать, что цены на газ и на уголь
не намного отличаются от прогнозировавшихся. В отличие от них цена на
топочный мазут в нашем регионе на конец 2008 года составляла 10000…
12000 руб/тонну.
На сегодняшний день стоимость тонны мазута превышает стоимость
тонны угля в 7…10 раз. Если пересчитать стоимости, приведя их к тонне
условного топлива, то это соотношение все равно останется достаточно
большим в пользу угля. Этот аргумент пока является решающим при
выборе топлива.
88
Рассмотрим отрицательные моменты такого выбора.
Большинство местных углей имеет высокую зольность, влажность и
содержание серы, табл. 3.
Таблица 3
Характеристики бурых углей Восточной Сибири
Производитель
Марка
угля
Зольность,
% (Ad)
Влага
общая, %
(Wr)
Выход
летучих
веществ,
% (Vdaf)
Высшая
теплота
сгорания,
% (Qdaf)
Сера
общая,
% (Sd)
разрез
Азейский
3БР 22,8 25,5 48,9 7170 0,5
разрез
Мугунский
3БР 23,2 24,5 46,8 7160 0,9
разрез
Тулунский
3БР 23 25 48 6970 0,5
разрез
Тугнуйский
ДР 20 11 46,2 7500 0,3
Реальные характеристики углей существенно ниже паспортных
значений, приводимых для обогащенного угля. Отрицательно на качество
угля сказываются условия разгрузки и хранения. Например в г. Киренске
уголь с барж разгружается на гравийный причал, откуда вместе с речной
галькой развозится по котельным.
Сжигание углей производится в слоевых топках с ручной загрузкой.
Отсутствие механизации и низкое качество угля дают низкий КПД котлов
и не позволяют выдерживать оптимальный режим горения. Как результат
этого и из-за большого процентного содержания фракции 1…5 мм имеет
место высокий механический недожог топлива (по нашим данным от 20 до
40 %).
В помещениях котельных высокая задымленность. Котлоагрегаты
находятся в предаварийном состоянии. На рис. 1 и 2 приведены
фотографии и термограммы котлов, работающих на мазуте. Фотографии
резкие, что свидетельствует о достаточно чистом воздухе в помещении
котельной. Рис. 3 иллюстрирует фотографию и термограмму угольного
котла. Нерезкое изображение и световые пятна на фотографии
обусловлены рассеянием света фотовспышки частицами пыли,
находящимися во взвешенном состоянии в машинном зале котельной.
В некоторых районах назревает экологическая проблема. Так в г.
Северобайкальске ежегодно 9…10 тысяч тонн шлаков вывозится в
золошлакоотвал притом, что его разрешенный ресурс закончился в 2007 г.
Низка технологичность сжигания топлива:
• нет возможности поддерживать оптимальный режим;
• большой износ оборудования и необходимость ежегодного
ремонта;
• сверхнормативный пережог топлива.
89
Рис. 1. Котельная ВГР (Усть-Кут, ЖКХ). Топливо мазут. Состояние обмуровки
котла № 4, фронтальная часть
Рис. 2. Термоизоляция фронтальной части котла НРС-18 (Баррикад, 54)
Рис. 3. Термоизоляция фронтальной части угольного котла котельной
«Лена» (Усть-Кут, ЖКХ)
90