Влияние несимметрии и несинусоидальности напряжений и токов на эффективность функционирования гидроэлектростанций

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Влияние несимметрии и несинусоидальности напряжений и токов на эффективность функционирования гидроэлектростанций

Общая характеристика работы

Актуальность проблемы. Одной из существенных тенденций развития мировой электроэнергетики последних десятилетий, влияющих на эффективность функционирования электроэнергетических систем, является снижение качества электроэнергии (КЭ). Это вызвано активным внедрением специфичной, выпрямительной нагрузки, имеющей нелинейную вольтамперную характеристику, такой как частотно - регулируемый привод, ветроэнергетические установки, электронные выпрямительные устройства и др., несимметричной нагрузки. Здесь и далее по тексту в качестве искажений КЭ рассматриваются искажения синусоидальности кривой напряжения и симметрии трехфазной системы напряжений. Эти свойства оказывают существенное воздействие на надежность и эффективность электроэнергетических систем. При этом во всех работах, посвященных КЭ, негативное воздействие искажений КЭ рассмотрено применительно к электрическим сетям и промышленным предприятиям, а их влиянию на гидроэлектростанции уделено недостаточно внимания.

В настоящее время в России идет процесс физического приближения энергоемких производств, прежде всего предприятий цветной металлургии, к источникам относительно дешевой электроэнергии (гидроэлектростанциям). Примером такой станции является Братская ГЭС, напрямую выдающая мощность на Братский алюминиевый завод (БрАЗ). Возводится Богучанская ГЭС, и большая часть электроэнергии, произведенной на этой станции будет потребляться строящимся рядом со станцией алюминиевым заводом. На юге Амурской области идет выбор места для будущего завода цветной металлургии таким образом, чтобы его максимально приблизить к Бурейской ГЭС. Следовательно, существуют гидроэлектростанции основными потребителями которых являются предприятия с нагрузкой, являющейся нелинейной и несимметричной, и количество таких станций в перспективе будет только увеличиваться. Исходя из вышесказанного, проанализировать уровень искажений КЭ на гидроэлектростанциях и оценить технические и экономические последствия, вызванные такими искажениями, становится актуальным.

Техническая проблема. Искажения КЭ приводят к снижению эффективности функционирования гидроэлектростанций, заключающемуся:

- в нарушении достоверности учета электроэнергии;

- возникновении дополнительных потерь в силовом оборудовании;

- сокращении срока службы изоляции, а следовательно, и срока функционирования основного оборудования;

- снижении надежности выдачи электроэнергии и мощности с шин электростанции.

Влияние искажений КЭ на функционирование электроэнергетических систем с акцентом на сети и промышленные предприятия рассмотрено в трудах таких авторов как: И.В. Жежеленко, Ю.Л. Саенко, Д. Арриллага, Д. Бредли, П. Боджер, В.Г. Курбацкий, А.К. Шидловский, В.Г. Кузнецов и др., вопросы надежности - в работах Фокина Ю.А., Острейковского В.А., Китушина В.А., Трубицина В.И. и др. Сегодня возникла необходимость развить изложенные в трудах указанных авторов идеи в отношении гидроэлектростанций и разработать инструментарий для количественной оценки степени эффективности функционирования гидроэлектростанций в условиях низкого КЭ.

Объект исследований - гидроэлектростанция в составе основного электротехнического оборудования, установленного на ней (гидрогенераторы, силовые трансформаторы и автотрансформаторы, электрические двигатели), и системы учета электроэнергии.

Предмет исследований - воздействие искажений КЭ на эффективность функционирования гидроэлектростанции.

Цель работы - разработка инструментария, позволяющего найти область эффективного функционирования определенной гидроэлектростанции при наличии искажений КЭ.

Задачи исследования:

1) Анализ уровня искажений КЭ на гидроэлектростанциях в зависимости от места их нахождения, состава питаемой нагрузки, особенностей работы.

2) Определение влияния искажений КЭ на достоверность учета электроэнергии.

3) Выявление дополнительных потерь электроэнергии в основном электротехническом оборудовании гидроэлектростанции, вызванных искажениями КЭ, и анализ их структуры.

4) Количественная оценка влияния искажений КЭ на срок службы изоляции и надежность функционирования электроустановок.

5) Определение области эффективного функционирования гидроэлектростанции в зависимости от уровня искажений КЭ и выдаваемой мощности.

Основная идея диссертации - на основе математических моделей тока, напряжения и сопротивления, учитывающих наличие искажений КЭ, разработаны методики для инженерной оценки их влияния на эффективность функционирования основного оборудования электрических станций и достоверность системы учета электроэнергии. Такой подход позволит единообразно описать процессы, протекающие в электротехническом оборудовании при наличии искажений КЭ.

Научную новизну диссертационной работы составляют следующие положения и результаты, выносимые на защиту:

1) Методика расчета результирующей погрешности измерительного комплекса электроэнергии и систем учета электроэнергии в целом, учитывающая наличие искажений КЭ в сети.

2) Методики расчета дополнительных потерь электроэнергии, вызванных искажениями КЭ в основном оборудовании гидроэлектростанций, позволяющие, в отличие от существующих, найти не только суммарные потери, но и анализировать структуру потерь в конкретной электроустановке.

3) Уточненная модель интенсивности отказа электроустановки, позволяющая определять как внезапные, так и постепенные отказы и их изменения во времени. Отличием предложенной модели от существующих является то, что она учитывает наличие искажений КЭ в сети.

4) Критерий эффективности функционирования для оценки надежности работы гидроэлектростанции, позволяющий выразить в едином денежном эквиваленте комплексное воздействие внешнего фактора (искажения КЭ) на технико-экономические показатели функционирования электростанции.

5) Границы эффективного функционирования конкретной гидроэлектростанции, позволяющие экономически обоснованно подходить к определению мероприятий, необходимых для нормализации КЭ.

Значение для теории полученных результатов заключается в развитии методов оценки влияния искажений КЭ на работу силового оборудования и систем учета электроэнергии, а так же в разработке на их основе комплексного критерия, характеризующего эффективность функционирования гидроэлектростанции в целом при наличии искажений КЭ.

Значение для практики.

Внедрение в эксплуатационную практику предлагаемых методов оценки эффективности функционирования гидроэлектростанции, учитывающих наличие искажений КЭ в сети, позволит существенно повысить их экономическую эффективность. Это даст возможность экономически обоснованно подходить к управлению КЭ на определенной гидроэлектростанции в реально существующих условиях.

Достоверность полученных результатов доказывается результатами замеров КЭ, проведенных специалистами сертифицированной лаборатории КЭ ОАО «ДРСК», натурными экспериментами и верификационными расчетами. Верификационные расчеты подтвердили адекватность предложенных выражений для расчета дополнительных потерь электроэнергии в электрических машинах и силовых трансформаторах. Также было показано наличие корреляции между уровнем искажений КЭ и уровнем повреждаемости электротехнического оборудования, что подтверждает влияние искажений КЭ на срок службы изоляции и надежность работы основного электротехнического оборудования, в том числе и установленного на гидроэлектростанции.

Публикации. Результаты выполненных в диссертации исследований изложены в 11 печатных работах, в том числе в двух журналах, рекомендованных ВАК («Электрические станции», «Электричество»), в сборнике трудов международной конференции в Польше, в рецензируемых изданиях, в трудах всероссийских конференций.

Личный вклад автора - все выносимые на защиту результаты получены автором совместно с научным руководителем.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы (90 источников) и пяти приложений.

Содержание работы

электроэнергия искажение гидроэлектростанция напряжение

Во введении обоснованы актуальность темы диссертационной работы, сформулированы цели и задачи исследования, выделены основные положения, имеющие научную новизну и практическую ценность.

В главе 1 дана оценка современного состояния проблемы КЭ. Проведен анализ нормируемых ГОСТ 13109-97 свойств электроэнергии и характеризующих данные свойства показателей качества электроэнергии (ПКЭ) применительно к гидроэлектростанциям. Отмечено, что указанный ГОСТ разработан для электрических сетей, однако в условиях формирующегося рынка электроэнергии и мощности шины гидроэлектростанции становятся точкой общего присоединения, и поэтому допустимо применять его в отношении ГЭС. Определено, что в работе будет рассмотрено влияние искажений синусоидальности кривой напряжения и симметрии трехфазной системы напряжений.

Проведен анализ материала о влиянии искажений КЭ на системы учета электроэнергии. Отмечено, что большая часть публикаций посвящена влиянию искажений КЭ на отдельные элементы систем учета (измерительные трансформаторы тока и напряжения, счетчики), а методики, позволяющей рассчитать результирующую погрешность всего измерительного комплекса с учетом искажений КЭ, не существует.

Рассмотрены методы расчета дополнительных потерь электроэнергии, вызванных искажениями КЭ. Выявлено, что выражения, приведенные у разных авторов, объединяет общий подход, представленный в работах А.К. Шидловского и В.Г. Кузнецова. Отмечено, что применение существующих на сегодняшний день методик позволяет с достаточной степенью точности рассчитать дополнительные потери электроэнергии в таком основном оборудовании гидроэлектростанций, как силовые трансформаторы, автотрансформаторы и электродвигатели. Для гидрогенераторов предлагается использовать те же выражения, что и для синхронных двигателей. Однако такой подход с учетом их конструктивных различий может давать существенную погрешность. Все эти методики позволяют определить лишь общий уровень дополнительных потерь в целом по элементу, не рассматривая его как систему. Этого недостаточно при анализе влияния искажений КЭ на работу изоляции, надежность электрических аппаратов и выдачу мощности с шин гидроэлектростанции.

Проведен анализ методов расчета сокращения сроков службы изоляции в электрических машинах и трансформаторах при наличии искажений КЭ. При решении данной задачи авторы принимают допущение, что электрические машины, трансформаторы и другие силовые элементы электроэнергетических систем и электростанций рассматриваются как единое физическое тело, что вносит погрешность при расчете дополнительного нагрева и сокращения срока службы их изоляции. Поэтому возникает необходимость в детализации дополнительных потерь электроэнергии, вызванных искажениями КЭ, для более корректного описания температурного режима основного оборудования гидроэлектростанции.

Отмечено, что дополнительный нагрев, вызванный искажениями КЭ, приведет к ускоренному старению изоляции, а следовательно, к снижению надежности работы как отдельного оборудования, так и гидроэлектростанции в целом. Эта проблема является достаточно серьезной, но в литературе, посвященной проблеме КЭ, ей не уделено должного внимания.

Таким образом, для оценки эффективности функционирования гидроэлектростанции в условиях низкого КЭ необходимо на основе анализа достоверности работы системы учета электроэнергии, структуры и уровня дополнительных потерь электроэнергии, вызванных искажениями КЭ, в гидрогенераторах и основном оборудовании электростанции, определения взаимосвязи между надежностью работы отдельных элементов и гидроэлектростанции в целом и уровнем искажений КЭ ввести комплексный критерий эффективности ее функционирования. Этот критерий позволит связать основные технические и экономические показатели работы гидроэлектростанции и количественно определить воздействие искажений КЭ на нее.

В главе 2 приведен анализ уровней искажений КЭ на гидроэлектростанциях и в примыкающих к ним сетях. На основании лингвистического подхода теории нечетких множеств предложено классифицировать все существующие гидроэлектростанции по степени искажения КЭ на три категории:

1 категория. Гидроэлектростанции, электрически удаленные от источников искажения КЭ. Это станции, уровень искажения КЭ на которых невелик (как правило, значения ПКЭ не превышают предельно допустимые значения по ГОСТ 13109-97). Такие станции питают распределенную нелинейную, несимметричную нагрузку (например, тягу переменного тока), либо сосредоточенную в одном узле системы искажающую КЭ нагрузку. К данной категории можно отнести Зейскую, Бурейскую гидроэлектростанции.

2 категория. Гидроэлектростанции, находящиеся в центре электрической нагрузки, в числе которой есть источники искажений синусоидальности и симметрии. Значения ПКЭ на таких станциях варьируются либо на уровне предельно допустимых ГОСТом 13109-97 значений, либо незначительно превосходят их. К данной категории электростанций можно отнести Волжскую, Жигулевскую ГЭС и др.

3 категория. Гидроэлектростанции, напрямую работающие на мощные источники искажения синусоидальности и симметрии тока и напряжения, например, такие как предприятия цветной металлургии. Уровень искажений КЭ на таких станциях, как правило, заметно превышает предельно допустимые ГОСТом 13109-97 значения. К данной категории электростанций можно отнести Братскую ГЭС, вновь строящуюся Богучанскую ГЭС. Кроме того, в данную категорию может перейти Бурейская ГЭС, если будет реализован проект по строительству алюминиевого завода в Амурской области.

Анализ эффективности функционирования гидроэлектростанции и ее элементов осуществлялся на основе единообразного подхода. Для реализации данного подхода были предложены математические модели тока, напряжения и сопротивления, учитывающие наличие искажений КЭ. Обоснована возможность их применения для инженерной оценки эффективности функционирования отдельных элементов гидроэлектростанции.

; (1)

, (2)

где , - ток и напряжение прямой последовательности основной частоты;

,- коэффициенты несимметрии токов и напряжений по обратной и нулевой последовательностям соответственно, отн. ед.;

,- коэффициенты искажения синусоидальности кривых тока и напряжения, отн. ед.;

, (3)

где r, x - активное и индуктивное сопротивления.

n - номер гармоники.

На основании данных моделей были разработаны выражения для расчета дополнительных погрешностей измерительных трансформаторов тока, магнитного и емкостного трансформаторов напряжения от значений ПКЭ, опирающиеся на известные выражения для расчета погрешностей. Их особенностью является то, что они позволяют учитывать влияние искажений КЭ на работу отдельных элементов системы учета электроэнергии.

Анализ полученных выражений показал, что:

- искажения КЭ приводят к появлению погрешности в работе систем учета электроэнергии в сторону недоучета для приемников искажения КЭ;

- влияние несинусоидальности кривой напряжения на результирующую погрешность учета электроэнергии более существенно, чем несимметрии трехфазной системы напряжений;

- для гидроэлектростанций первой и второй категорий, с точки зрения искажений КЭ, достаточно учитывать только погрешность, возникающую в емкостных ТН, так как ее уровень на порядок выше, чем в остальных элементах системы учета электроэнергии;

- для станций третьей категории необходимо анализировать работу всех элементов системы учета электроэнергии с точки зрения КЭ.

Разработана методика определения результирующей погрешности измерительного комплекса электроэнергии от значений ПКЭ, основанная на выражениях, полученных для расчета погрешностей всех элементов системы учета электроэнергии на гидроэлектростанции.

Для апробации этой методики произведен анализ работы измерительного комплекса Зейской ГЭС в условиях искажений КЭ. В качестве примера была выбрана именно эта гидроэлектростанция, так как она относится к первой категории с точки зрения влияния искажений КЭ, уровень которых не превышает предельно допустимых ГОСТом 13109-97 значений. Результаты замеров КЭ на шинах Зейской ГЭС специалистами сертифицированной лаборатории качества электроэнергии ОАО «ДРСК», совместно с автором, с помощью измерительно-вычислительных комплексов Ресурс 2UF представлены в таблице 1.

Таблица 1. Результаты замеров КЭ на Зейской ГЭС

№ узла	K2U	K0U	KUA	KUB	KUC	KU(2)	KU(3)	KU(5)	KU(7)	KU(9)	KU(11)	KU(13)	KU(15)
4	%	0,34	0,04	1,3	1,43	1,4	0,16	0,82	0,31	0,83	0,22	0,5	0,15	0,14
5	%	0,48	0,12	1,27	1,43	1,42	0,16	0,88	0,31	0,79	0,21	0,45	0,17	0,15

Здесь узел № 4 - шины 220 кВ, первая секция; узел № 5 - шины 220 кВ, вторая секция.

Отсюда, если влияние искажений КЭ будет значимым для систем и элементов данной станции, то для гидроэлектростанций, работающих в более тяжелых условиях, с точки зрения искажений КЭ, последствия будут еще более существенными.

Зависимость результирующей погрешности измерительного комплекса электроэнергии от коэффициента n-ой гармонической составляющей напряжения для измерительного комплекса, состоящего из: трансформатора тока ТРН-500 У1, трансформатора напряжения СРВ-550, счетчика ION 8300, приведена на рис. 1.

описывает символ (--), (- - -), (- -), (- - -), (--), (- - -).

Рисунок 1. Зависимость результирующей погрешности измерительного комплекса электроэнергии от коэффициента n-ой гармонической составляющей напряжения

На рисунке 1 показаны зависимости погрешности измерительного комплекса линии от значения коэффициентов третьей, пятой и так далее гармонической составляющих напряжения. Все прямые начинаются не из начала координат, что говорит о наличии погрешности, вызванной режимом и конструктивными особенностями ТТ и ТН. В общем случае эта точка может находиться и в положительной области. Кроме того, все зависимости уходят в отрицательную область. Таким образом, искажения КЭ приводят к недоучету электроэнергии. Чем выше номер гармоники, тем больше недоучет при одинаковом уровне искажения. Допустимая погрешность данного измерительного комплекса (±0,9 %) достигается при значениях коэффициентов искажения n-ой гармонической от 1 % до 1,5 %, в зависимости от номера гармоники, что больше допустимой для данного измерительного комплекса погрешности. Все это говорит о необходимости учета влияния искажения КЭ на работу измерительных комплексов.

Для примера была рассчитана суммарная результирующая погрешность системы учета электроэнергии Зейской ГЭС, определяемая коэффициентами загрузки первичной цепи ТТ и вторичной ТН, погрешностями ТТ и ТН, полученными по результатам поверки и искажениями КЭ. Она составила 1,25 %. Важным является то, что погрешность, обусловленная искажениями КЭ, составляет 71,2 % (от результирующей погрешности), а всеми остальными факторами - 28,8 %. Расчет результирующей погрешности системы учета электроэнергии на примере Зейской ГЭС показал, что искажения КЭ приводят к существенному экономическому ущербу даже для станции первой категории, а значит, для станций с большим уровнем искажений КЭ ущерб будет еще выше.

В главе 3 разработаны методики, позволяющие определять структуру дополнительных потерь электроэнергии в основном оборудовании гидроэлектростанции (в том числе и в гидрогенераторе), вызванных искажениями КЭ, на основе которых получены выражения для расчета дополнительных местных нагревов изоляции. Проведена оценка влияния искажений КЭ на срок службы изоляции.

Методики структурного анализа дополнительных потерь электроэнергии получены на основании известных выражений, разработанных для проектирования электрических машин и силовых трансформаторов с использованием представленных выше моделей напряжения, тока и сопротивления. Для синхронных машин зависимости дополнительных потерь электроэнергии, вызванных искажениями КЭ, в процентах от номинальных, имеют следующий вид:

Дополнительные потери в статоре машины:

(4)

Дополнительные потери электроэнергии в ярме магнитопровода:

(5)

где б - коэффициент зависящий от марки стали.

Дополнительные потери в зубцах магнитопровода статора:

(6)

Поверхностные добавочные потери:

(7)

Аналогичные зависимости были получены так же для асинхронных двигателей и силовых трансформаторов. На их основе разработаны инженерные методики расчета структурных составляющих потерь в основном оборудовании гидроэлектростанции.

В отличие от существующих, они позволяют не просто найти дополнительные потери, а получить структуру таких потерь. Поэтому их использование открывает принципиальную возможность оценки нагревов элементов электрических машин и трансформаторов. Это, в свою очередь, может позволить определить изменение температурного режима электрических машин, вызванного искажениями КЭ, изменение срока службы их изоляции, обусловленного тепловым старением, и, как следствие, определить возможное снижение надежности работы электрооборудования.

Для подтверждения корректности предложенных методик расчета дополнительных потерь электроэнергии, вызванных искажениями КЭ, был проведен верификационный расчет, результаты которого подтвердили их достаточную точность для инженерного описания структуры дополнительных потерь электроэнергии в силовом оборудовании гидроэлектростанции.

В третьей главе также показано, что старение изоляции в элементах электрической станции при наличии искажений КЭ обусловлено тепловым и электрическим воздействиями.

Для анализа теплового воздействия, на основании методик расчета структурных составляющих потерь электроэнергии от искажений КЭ, были получены зависимости дополнительного нагрева узлов и элементов электрических машин и трансформаторов от значения ПКЭ. Для синхронных машин полученные зависимости имеют следующий вид:

Дополнительный нагрев изоляции паза токами обратной, нулевой последовательностей и токами высших гармоник будет равен,%:

(8)

Дополнительный нагрев поверхности статора от искажений КЭ,%:

(9)

Превышение температуры внешней поверхности лобовых частей ста-тора,%:

(10)

Среднее значение превышения температуры обмотки статора,%:

, (11)

где l₁ - полная длина статора, м;

l_л - длина лобовой части обмотки статора (l_ср1/2 - l₁).

Таким образом, зная перегревы изоляции в гидрогенераторе и учитывая то, что темпы теплового старения внутренней изоляции определяются скоростями химических реакций, зависящими от температуры, можно воспользоваться известным уравнением Аррениуса.

В качестве примера в таблице 2 приведены результаты расчета сокращения срока службы изоляции (при измеренных значениях ПКЭ) в гидрогенераторе СВ 1130/220-44ХЛ (расчет произведен, исходя из предположения, что сокращение срока службы изоляции вдвое происходит при нагреве на 10 єС, так как основной изоляцией в гидрогенераторе служит слюда) и в блочном трансформаторе ТЦ-250000/220 (для него применено 8є правило, так как его изоляция выполнена на органической основе) - таблица 3.

Таблица 2. Сокращение срока службы изоляции генератора

	Изоляция паза	Поверхность статора	Изол. лобовых частей	Обмотка статора
ДТ,%	5,87	0,07	5,87	8,6
ДT, єC	4,7	0,05	4,7	6,02
ф2/ф1	0,722	0,97	0,722	0,659

Здесь ДТ - увеличение температуры, обусловленное искажениями КЭ;

ф₂/ф_{1 -} отношение срока службы изоляции при наличии искажений КЭ к сроку службы при их отсутствии.

Таблица 3. Сокращение срока службы изоляции блочного трансформатора

	Коэффициент загрузки трансформатора
	0,5	0,7	1
ПКЭ, (%)	сцена-рий 1	сцена-рий 2	сцена-рий 3	сцена-рий 1	сцена-рий 2	сцена-рий 3	сцена-рий 1	сцена-рий 2	сцена-рий 3
T, єС	0	0	0,4	0	0	5,5	1,4	6,5	15,3
ф2/ф1	1	1	0,997	1	1	0,624	0,883	0,567	0,262

В таблице 3 сценарии соответствуют различным категориям гидроэлектростанций с точки зрения КЭ, предложенным во второй главе.

Электрическое воздействие искажений КЭ на срок службы изоляции у мощных гидрогенераторов напряжением выше 13,8 кВ выражается в ионизационном старении. Для анализа влияния на данный вид старения изоляции искажений КЭ на основании единого подхода была получена искомая зависимость при номинальном напряжении:

, (12)

где ф₁ - срок службы изоляции при значениях ПКЭ, равных нулю;

ф₂ - срок службы изоляции при наличии искажений КЭ;

Результат расчета ионизационного старения на примере гидрогенераторов станций всех трех категорий показал, что значимо старение усиливаться не будет при условии равенства напряжения номинальному. Однако, в ряде случаев гидроэлектростанции работают при напряжении, на 10 % превышающем номинальное. В этих режимах при анализе срока службы изоляции гидрогенераторов необходимо учитывать ионизационное старение.

Таким образом, в третьем разделе показано, что искажения КЭ приводят к существенному сокращению срока службы изоляции в гидрогенераторах, трансформаторах за счет теплового старения. Полученный результат хорошо согласуется с ретроспективной информацией о повреждаемости электротехнического оборудования, установленного на тяговых подстанциях в сетях Байкальской железной дороги, глубиной 10 лет и экспериментальными измерения-ми ПКЭ в тех же сетях. Результаты сравнения количества повреждений силового оборудования с мощностью искажений, характеризующих несинусоидальность напряжения, приведены на рисунке 2.

а) Оборудование 110-220 кВ б) Оборудование 27,5 кВ

Рисунок 2. Зависимость повреждаемости оборудования от значения ПКЭ

Здесь - относительная мощность искажений КЭ, N_повр - количество повреждений силового оборудования, зафиксированное на подстанции, № _под - номер подстанции, для которой проводится анализ.

Из рисунка видно, что количество повреждений силового оборудования и уровень искажений КЭ являются коррелированными величинами. Коэффициент корреляции для оборудования 110-220 кВ равен 0,76, а для оборудования 27,5 кВ без учета статистического выброса (подстанция № 5) 0,65. Это подтверждает то, что искажения КЭ приводят к увеличению числа повреждений силового оборудования, то есть приводит к ускоренному старению изоляции.

Важным результатом является то, что для анализа повреждаемости силового оборудования, вызванной искажениями КЭ, необходимо использовать не ПКЭ, установленные ГОСТом 13109-97, а введенную в работе относительную мощность искажений, так как именно она коррелируется с количеством повреждений.

На основании изложенного в третьей главе сделан следующий вывод: искажения КЭ приводят к снижению срока службы изоляции, как следствие уменьшается срок межремонтного обслуживания и снижается экономическая эффективность функционирования основного оборудования электростанции.

В главе 4 уточнена модель отказа электротехнического оборудования за счет учета искажений КЭ, а так же введен критерий эффективности функционирования гидроэлектростанции.

На любой элемент электрической станции воздействует целый ряд факторов (внезапных и условно постоянных), которые могут привести как к внезапному отказу, так и к постепенному износу. Поэтому для анализа надежности силового оборудования гидроэлектростанций можно использовать гамма-распределение, частным случаем которого является сочетание двух законов распределения вероятностей: показательного и нормального. Искажения КЭ могут приводить к сокращению срока службы изоляции, то есть влиять на показатель надежности - время безотказной работы элементов электрической станции. Рассчитав сокращение срока службы изоляции силового оборудования гидроэлектростанции, обусловленное искажениями КЭ, можно уточнить модель интенсивности отказов элемента, которая имеет вид:

, (13)

где Т - среднее время безотказной работы;

Ф - функция Лапласа;

у_Т - среднеквадратическое отклонение времени безотказной работы;

ДТ - среднее значение сокращения срока службы, обусловленное искажениями КЭ (определено в третьей главе работы).

Интенсивность отказов, описанная таким образом, непостоянна во времени, а имеет два участка: на первом она уменьшается, что описывает процесс приработки, а затем начинает возрастать, что соответствует постепенному износу. Искажения же КЭ приводят к увеличению интенсивности отказов в течение всего времени эксплуатации. Интенсивность отказов - основной показатель оценки надежности элементов электрических сетей и гидроэлектростанций. Таким образом, искажения КЭ приводят к снижению надежности функционирования как отдельных элементов гидроэлектростанции, так и к снижению надежности выдачи электроэнергии с ее шин.

Для анализа влияния искажений КЭ на надежность выдачи мощности с шин гидроэлектростанции был произведен расчет времени безотказной работы станции, в первом случае, с использованием существующей модели отказа элементов, во втором - с помощью уточненной модели, при значениях ПКЭ, измеренных на шинах Зейской ГЭС (таблица 1), для случая полного погашения станции. Результаты такого расчета приведены в таблице 4.

Таблица 4. Результаты расчета параметров надежности Зейской ГЭС

	Без учета искажений КЭ	С учетом искажений КЭ	Разница результатов,%
Расчетное время безотказной работы системы, лет	53,3	35	34,3

Как видно из таблицы 4, наличие искажений КЭ приводит к снижению структурной надежности выдачи электроэнергии с шин гидроэлектростанции. Надежность выдачи мощности для Зейской ГЭС при искажениях КЭ на уровне нормально допустимых ГОСТом 13109-97 значениях снизилась на 34,3 %. Важным является то, что влияние заметно уже при значениях ПКЭ, допустимых ГОСТом 13109 - 97. Все это говорит о необходимости учета КЭ при рассмотрении вопросов надежности гидроэлектростанций.

Для доказательства методик расчета дополнительных потерь электроэнергии, срока службы изоляции и снижения показателей надежности при наличии искажений КЭ проведен натурный эксперимент. Измеренную температуру в статоре гидроагрегата сравнили с расчетным значением при учете искажений КЭ и без него. Результаты такого сравнения приведены на рисунке 3.

Рисунок 3. Зависимость температуры статора от нагрузки

Из рисунка 3 видно, что зависимость температуры обмотки статора от выдаваемой гидрогенератором мощности, полученная расчетным путем без учета искажений КЭ, проходит по нижнему краю облака замеров, что говорит о наличии погрешности. При учете дополнительных потерь электроэнергии данная зависимость хорошо согласуется с результатами замера температуры. Погрешность по отношению к результатам замера температуры статора без учета КЭ равняется 6,52 %, а при его учете - 1,95 %. Таким образом доказано, что предложенная методика расчета дополнительных потерь корректна. Такой подход косвенно подтверждает и выражения для расчета сокращения срока службы изоляции гидрогенератора, а следовательно, и уточненной модели определения интенсивности отказов основного оборудования гидроэлектростанции при наличии искажений КЭ.

В работе показано, что искажения КЭ приводят к возникновению технических проблем при функционировании гидроэлектростанции, но связать их между собой и увязать с экономическими последствиями такого влияния сложно. Для описания такой связи предложено ввести комплексный критерий эффективности функционирования гидроэлектростанции. Его физический смысл представлен на рисунке 4.

Рисунок 4. Влияние технических показателей работы электростанции на комплексный критерий эффективности

Искажения КЭ оказывают влияние на работу измерительного комплекса электроэнергии, электротехнического оборудования, систему управления работой гидроэлектростанции, релейную защиту и автоматику. Это в свою очередь приводит к появлению целого ряда негативных последствий на электрической станции: недостоверности в учете электроэнергии, дополнительным потерям мощности в электротехническом оборудовании станции, сокращению срока службы изоляции, возникновению отказов оборудования. Данные негативные последствия искажений КЭ не являются чисто техническими, они приводят к экономическим ущербам для станции: увеличению эксплуатационных издержек, снижению прибыли в случае недоотпуска электроэнергии, штрафным санкциям системного оператора в случае не обеспечения запаса по мощности. Таким образом, для анализа эффективности функционирования гидроэлектростанции необходим критерий, объединяющий в себе техническую составляющую проблем, обусловленных искажениями КЭ, с экономическими последствиями работы в условиях низкого КЭ.

С учетом назначения электростанции таким критерием эффективности может быть величина, отражающая долю выдачи электроэнергии с ее шин по отношению к необходимой для рассматриваемых режимных условий системы, с учетом КЭ:

, (14)

где - математическое ожидание измеренной электроэнергии системой коммерческого учета в период времени (0, t), выданной с шин электростанции, ;

- математическое ожидание результирующей погрешности системы учета электроэнергии, в том числе и вызванной искажениями КЭ, ;

- математическое ожидание недоотпущенной электроэнергии вследствие снижения надежности в период времени (0, t), .

Предложенный в работе комплексный критерий эффективности функционирования гидроэлектростанции характеризует всю совокупность факторов, влияющих на недоотпуск электроэнергии относительно ее требуемого количества и качества по существующему режиму.

Поэтому, рассчитав данный критерий для определенной гидроэлектростанции при различных уровнях искажения КЭ и при разной нагрузке, можно получить границы ее эффективного функционирования.

Реализация предложенного критерия показана на примере Зейской ГЭС - рисунок 5.

Рисунок 5. Значение критерия эффективности работы гидроэлектростанции при различной нагрузке и уровне искажений КЭ

На рисунке 5 сценарии соответствуют различным категориям гидроэлектростанции с точки зрения КЭ, предложенным во второй главе. Мощность станции, требуемая по условиям режима, варьирует от минимальной до установленной, что соответствует диапазону, в котором работает гидроэлектростанция.

Из представленного рисунка хорошо видно, что увеличение уровня искажений КЭ приводит к снижению критерия эффективности функционирования гидроэлектростанции. Чем выше нагрузка, тем больше снижается данный критерий. Отсюда можно сделать вывод, что наибольшая эффективность функционирования станции существует при минимальном уровне искажений и при нагрузке, меньше максимальной.

Представленная зависимость (рисунок 5), качественно характеризует влияние искажений КЭ на функционирование гидроэлектростанции. Однако, для решения задач по увеличению эффективности функционирования гидроэлектростанции нужна количественная оценка. Такой количественной оценкой является денежный эквивалент критерия эффективности (14), выраженного в виде ущерба:

, (15)

где У - суммарный ущерб, обусловленный влияющими факторами;

З - затраты, вызванные недоотпуском и недоучетом электроэнергии;

W - выработка электроэнергии за требуемый период времени, .

На основании выражения (15) построены зоны ущербов на гидроэлектростанции, вызванных искажениями КЭ, соответствующие различной эффективности функционирования - рисунок 6.

Рисунок 6. Зоны, характеризующие эффективность функционирования гидроэлектростанции при наличии искажений КЭ

Первую зону можно условно назвать зоной эффективного функционирования ГЭС, здесь влияние искажений КЭ минимально и не приводит к заметным экономическим последствиям. Если станция работает в данной зоне, то принимать какие-либо меры по нормализации КЭ нет необходимости, однако проводить эпизодический контроль ПКЭ нужно, чтобы исключить возможность перехода во вторую зону.

Вторая - зона экономических ущербов для гидроэлектростанции. Это зона, в которой появляются негативные последствия, обусловленные искажениями КЭ: снижение срока службы основного оборудования, недоучет электроэнергии, а в период максимальной загрузки станции и увеличение вероятности недоотпуска электроэнергии. Внешних, видимых проявлений, которые эксплуатирующим персоналом станции будут отнесены к искажениям КЭ, в этой зоне может не быть, однако снижение экономической эффективности уже заметно. В данной зоне целесообразно проводить мероприятия по нормализации КЭ. Кроме того, необходим постоянный мониторинг уровней искажения КЭ.

Третью зону можно условно назвать зоной отказов. Влияние искажений КЭ на эффективность функционирования гидроэлектростанции в ней велико, и проводить мероприятия по улучшению КЭ просто необходимо, так же как необходимо проводить мониторинг КЭ.

В заключении систематизированы и обобщены результаты, полученные при работе над диссертацией:

- разработана методика расчета погрешности измерительных трансформаторов тока и напряжения при наличии искажений КЭ, позволяющая выделить долю погрешности, вносимую искажениями КЭ;

- показано, что наиболее чувствительным к искажениям КЭ элементом измерительных комплексов является емкостной трансформатор напряжения, из за того, что такие трансформаторы настраиваются на промышленную частоту;

- доказано, что искажения КЭ могут приводить к появлению отрицательной результирующей погрешности в работе систем технического и коммерческого учета электроэнергии;

- разработаны методики расчета дополнительных потерь электроэнергии в гидрогенераторах и других элементах электростанции, вызванных искажениями КЭ. Данные методики позволяют анализировать структуру потерь в электрических машинах, что выгодно отличает их от существующих подходов, так как позволяет более детально оценивать дополнительные местные нагревы;

- доказано, что искажения КЭ приводят к сокращению срока службы изоляции силового оборудования гидроэлектростанций, и предложены выражения для расчета такого сокращения;

- получена уточненная модель интенсивности отказов элементов электрической станции, учитывающая влияние искажений КЭ. Использование данной модели позволяет анализировать структурную надежность выдачи электроэнергии с шин гидроэлектростанции во всех возможных режимах при разной степени искажения КЭ;

- предложен комплексный критерий эффективности функционирования гидроэлектростанции, позволяющий увязать технические проблемы функционирования оборудования при наличии искажений КЭ с экономическими последствиями работы в таких условиях;

- показано, что использование данного критерия позволит гидроэлектростанциям снижать собственные издержки и увеличивать прибыль путем управления КЭ, а значит увеличивать собственную конкурентоспособность в условиях формируемого сегодня в стране свободного рынка электроэнергии и мощности;

- разработан инструментарий, позволяющий определить границу эффективного функционирования гидроэлектростанции при наличии искажений КЭ в зависимости от вырабатываемой в данный момент мощности. Выход за ее пределы будет означать для станции увеличение эксплуатационных издержек и, соответственно, снижение прибыли. Данная граница дает возможность обоснованно подходить к разработке мероприятий по обеспечению и нормализации КЭ на определенной станции в реально существующих условиях.

Список опубликованных работ

1. Сухомесов М.А. Результирующая погрешность измерительного комплекса электроэнергии при ухудшении ее качества [Текст] / Савина Н.В., Сухомесов М.А. // Москва: Электрические станции. - 2008. - № 6. - С. 48-54.

2. Сухомесов М.А. Моделирование измерительных трансформаторов тока и напряжения при низком качестве электроэнергии [Текст] / Савина Н.В., Сухомесов М.А. // Москва: Электричество. - 2008. - № 11. - С. 6-11.

3. Сухомесов М.А. Разработка схемы замещения гидрогенератора для анализа несинусоидальных режимов [Текст] / Сухомесов М.А. // Благовещенск: Вестник АмГУ. - 2003. - № 23. - С. 103-105.

4. Сухомесов М.А. Моделирование генераторов электростанций для расчета несинусоидальных режимов (на примере Зейской ГЭС) [Текст] / Сухомесов М.А. // Благовещенск: Вестник АмГУ. - 2004. - № 25. - С. 123-124.

5. Сухомесов М.А. Влияние качества электроэнергии на потери активной мощности в синхронных машинах [Текст] / Савина Н.В., Сухомесов М.А. // Благовещенск: Вестник АмГУ. - 2008. - № 39. - С. 33-35.

6. Сухомесов М.А. Моделирование гидрогенераторов для анализа несинусоидальных режимов [Текст] / Сухомесов М.А. // Энергетика: управление, качество и эффективность использования энергоресурсов. - Благовещенск: АмГУ. - 2005. - С. 254-257.

7. Сухомесов М.А. Анализ дополнительных потерь электроэнергии в асинхронных двигателях, вызванных искажениями КЭ [Текст] / Савина Н.В., Сухомесов М.А. // Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири. - Иркутск: ИрГТУ. - 2008. - С. 470-474.

8. Сухомесов М.А. Количественная оценка эффективности функционирования электростанций [Текст] / Савина Н.В., Сухомесов М.А. // Электроэнергия от получения и распределения до эффективного использования. - Томск: ТПУ. - 2008 - С. 154-156.

9. Сухомесов М.А. Надежность работы изоляции силового оборудования при наличии искажений качества электрической энергии [Текст] / Савина Н.В., Сухомесов М.А. // Энергетика: управление, качество и эффективность использования энергоресурсов. - Благовещенск: АмГУ. - 2008. - С. 156-161.

10. Suhomesov M.A. The estimation of hydroelectric power station functioning efficiency at the poor power quality [text] / Savina N.V., Suhomesov M.A. // Electrical power quality and utilization. - Lods, Poland. - 2009.

11. Сухомесов М.А. Влияние качества электроэнергии на точность ее учета на электростанции [Текст] / Савина Н.В., Сухомесов М.А. // Материалы VII региональной межвузовской научно-практической конференции. - Благовещенск: БГПУ. - 2007. - С. 282-283.

Размещено на Allbest.ru

...