[05-2012] Совершенствовать регулирование напряжения на тяговых подстанциях

[Admin]

Совершенствовать регулирование напряжения на тяговых подстанциях

Опыт работы АРПН на Горьковской дороге

по следующим технико-экономическим соображениям:

О для соблюдения норматива минимально и максимально допустимых значений напряжения на токоприемнике электроподвижного состава (ЭПС) 21 (24... 29) кВ. Для того чтобы при повышении напряжения на подстанции на ЭПС напряжение было не меньше 21 (24) кВ, повышают пропускную способность рассматриваемого участка железной дороги. В частности, новые нормативные документы по установкам емкостной компенсации ориентируют на выполнение требований соблюдения минимально допустимого напряжения на токоприемнике;

© чтобы поддерживать на токоприемнике ЭПС напряжение, близкое к номинальному 25 кВ, когда ЭПС работает с наилучшими техническими характеристиками (в частности, достигаются наибольшие значения КПД и коэффициента мощности);

© для снижения перетоков между подстанциями и, тем самым, уменьшения потерь мощности в тяговой сети.

Поскольку от шин 27,5 кВ питаются линии автоблокировки и нетяговые потребители по линии ДПР, регулирование напряжения благоприятно сказывается на указанных потребителях. В Правилах устройств системы тягового электроснабжения указано: «...На вновь строящихся и реконструируемых участках железных дорог понижающие трансформаторы подстанции постоянного и переменного тока должны иметь устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН), а подстанции должны быть оборудованы устройствами автоматического регулирования напряжения».

В новой Концепции обновления тяговых подстанций, утвержденной Управлением электрификации и электроснабжения Центральной дирекции инфраструктуры ОАО «РЖД», предлагается, в числе прочего, задействовать алгоритмы автоматического регулирования напряжения в тяговой сети и линиях электропередачи, что создает дополнительные резервы для экономии электроэнергии. Однако на большинстве дорог автоматика регулирования напряжения выведена из работы. Главная причина —сложившееся, к сожалению, представление о том, что устройства РПН при частых переключениях недостаточно надежны.

Действительно, их капитальный ремонт практически ничем не отличается от капитального ремонта всего трансформатора ни по стоимости, ни по объему работ и составляет 14... 18 % от стоимости самого трансформатора. Это сдерживает необходимость введения АРПН.

Однако современные устройства РПН допускают около 500 тыс. переключений, что обеспечивает многолетнюю работу переключателя без капитального ремонта. Опыт работы ряда электрифицированных участков Горьковской дороги доказывает, что при интенсивном использовании РПН трансформаторов и умелой их эксплуатации надежность устройств РПН практически не снижается, а режим напряжения в тяговой сети улучшается.

При правильной эксплуатации вполне допустимы 15 — 20 переключений РПН в сутки, что не повлияет на их надежность. Повреждения РПН были и на Горьковской магистрали. Они тщательно анализировались с целью их дальнейшего предупреждения. Однако эти повреждения не стали поводом для прекращения автоматического регулирования напряжения.

В связи с тем, что все силовые трансформаторы оборудованы РПН и на тяговых подстанциях имеется аппаратура автоматики регулирования напряжения, устанавливаемая по проектам, в настоящее время по технико-экономическим соображениям нет альтернативного решения по регулированию напряжения на тяговых подстанциях. Более того, применяемые установки поперечной и продольной емкостной компенсации должны работать совместно с АРПН трансформаторов, реализуя рациональные алгоритмы совместного регулирования напряжения, что подтверждает опыт Горьковской дороги.

Рассмотрим многолетний опыт работы автоматического регулирования напряжения трансформаторов (АРПН) на Горьковской дороге и представим новые разработки по АРПН в тяговом электроснабжении. Сейчас нет типовых вариантов схемы автоматики АРПН тяговых подстанций, применяются блоки регулирования напряжения, разработанные для сетей с симметричной нагрузкой. Поэтому разработка типовой схемы автоматики АРПН для тяговых подстанций переменного тока с несимметричной нагрузкой — первоочередной вопрос.

На примере тяговой подстанции Шахунья Горьковской дороги с мощностью короткого замыкания на шинах 110 кВ 420 MB-А и с двумя трансформаторами 40 MB-А, установленными в 1973 г., рассмотрим режим напряжения на шинах 27,5 кВ. Зона нечувствительности регулятора —26,2... 28,9 кВ, задержка времени на повышение напряжения 6 мин, на понижение — 16 с. Контроль производится по напряжению опережающей фазы. Нагрузка тяговой подстанции: токи по плечам питания, как правило, не более 400... 500 А, в работу на тяговую нагрузку включен один трансформатор 40 МВ-А.
Напряжение отстающей фазы изменяется, в основном, в пределах 25... 28,5 кВ, хотя кратковременно достигает пределов 24 и 29 кВ. Напряжение опережающей фазы, как правило, на 0,5... 1,5 кВ выше напряжения отстающей фазы, хотя максимальный перекос напряжений при больших нагрузках может достигать 2... 2,5 кВ. Несиммет-рия напряжения на шинах 27,5 кВ достигает 6... 7 % и более, что затрудняет работу АРПН. Напряжение на электроподвижном составе колеблется в широких пределах от максимальных 29 кВ до минимальных значений — 22... 19 кВ.

В выбранные сутки АРПН переключалась 19 раз. Наибольшее число переключений РПН в сутки — 58. Практика показала, что допустимый режим напряжения на рассматриваемой подстанции без применения АРПН (работает с 1976 г.) выполнить невозможно. Тем не менее, даже исполненный суточный график нагрузки с АРПН показывает, что можно повысить эффективность регулирования с учетом заданного ограниченного числа переключений. Принимается среднесуточное за месяц число переключений РПН — 20.

На Горьковской дороге разработаны и применяются несколько схем автоматики АРПН (их называют вторичные регуляторы напряжения), в которых с помощью одного типового блока регулирования контролировали напряжение всех трех фаз. Регулирование производилось по наибольшему напряжению. Для блоков БАУРПН-1 применили приставку, где выпрямленное напряжение импульсами с частотой контролируемого напряжения поступает на пороговый элемент в блок, минуя входной трансформатор. При этом коэффициент возврата равен 1.

Для блоков БАУРПН-2 и АРТ-1Н были разработаны приставки с фазоповоротными схемами, служащими для разворота векторов напряжения Uab. Ubc и совмещения их с вектором Uca- На выходе полученной схемы максиселектора выпрямленное пульсирующее напряжение всегда соответствует наибольшему напряжению из трех контролируемых переменных напряжений. Для этих же приставок применили схемы регуляторов несимметричного напряжения на симисторах.

Длительный опыт работы АРПН на дороге показал, что применяемая аппаратура автоматики разработана на устаревшем оборудовании и не отражает современный уровень развития техники регулирования и управления тягового электроснабжения. На наш взгляд, первоочередными задачами совершенствования регулирования напряжения трансформаторов на тяговых подстанциях являются следующие.

Во-первых, необходимо разработать специализированный вторичный регулятор напряжения в системе АРПН и типовой проект его применения на тяговых подстанциях переменного тока с учетом особенности работы.

Во-вторых, при параллельной работе тяговых подстанций по контактной сети независимое регулирование напряжения на одной подстанции приводит к перераспределению нагрузки между смежными подстанциями в результате протекания уравнительных токов между подстанциями. Подобное создает повышенные потери мощности в тяговой сети.

Поэтому принципиально, что следует отходить от независимого регулирования и ориентироваться на централизованное регулирование напряжения «куста» тяговых подстанций или на зонное регулирование, когда контроль напряжения на рассматриваемой подстанции зависит от напряжения смежной.

Рассмотрим некоторые пути решение проблемы совершенствования АРПН на тяговых подстанциях переменного тока

Особенность алгоритма работы АРПН при двухстороннем питании тяговой сети. Проанализируем один из вариантов зонного регулирования напряжения. При двухстороннем питании тяговой сети повышение (понижение) напряжения на одной подстанции приводит к изменению перетоков мощности (уравнительных токов) в тяговой сети. Изменение коэффициента трансформации трансформатора при работе АРПН приводит к изменению реактивной составляющей уравнительного тока. Естественное значение коэффициента мощности coscp ЭПС, работающего в тяговой сети магистральных дорог, и замеренное на шинах 27,5 кВ, равно 0,8... 0,82. Для контроля фазы тока удобно пользоваться приборами контроля coscp или tg(p.

Следовательно, если на плече питания тяговой подстанции coscp < 0,8, значит, реактивная составляющая уравнительного тока направлена от рассматриваемой подстанции к соседней. Для уменьшения уравнительного тока следует понизить напряжение на рассматриваемой подстанции. Картина будет меняться на противоположную, если coscp > 0,82. В этом случае на рассматриваемой подстанции следует повысить напряжение.

Таким образом, алгоритм работы АРПН при двухстороннем питании тяговой сети должен заключаться в следующем. В исходном режиме при coscp = 0,75... 0,85 (дается некоторый запас к естественному значению cos фи = 0,8... 0,82 для ограничений числа переключений АРПН) следует работать по обычным критериям поддержания режима напряжения в допустимых пределах 21 (24)... 28 кВ. При cos фи < 0,75 диапазон регулирования следует сместить в сторону понижения (например, на 0,5... 0,8 кВ понизить и верхний, и нижний границы диапазона регулирования), но оставить без изменения предельные значения 21 (24) и 28 кВ.

При coscp > 0,85 следует сместить диапазон регулирования в сторону повышения (например, на 0,5... 0,8 кВ), но оставить без изменения предельные значения 21 (24) и 28 кВ. Чтобы не реагировать на кратковременные (случайные) изменения coscp, его coscp необходимо измерять за достаточно большой промежуток времени (например, более 2 ч), когда будет устойчивое повышение или понижение coscp.

Режим работы тяговых подстанций по активной и реактивной составляющим нагрузки (с учетом уравнительного тока) очень сложный и неоднозначный. Уравнительный ток между подстанциями зависит от положения РПН трансформаторов смежных тяговых подстанций, от схемы сетей внешнего электроснабжения и от напряжений на первичных обмотках трансформаторов, а также от сдвига их фаз.

Для реальной работы тяговых подстанций следует уточнить предлагаемый исходный режим по coscp = 0,75... 0,85. Вполне возможно, что для конкретных условий работы тягового электроснабжения исходный режим по cos(p следует откорректировать. Уравнительный ток и реальные значения coscp целесообразно рассчитать по программе РАСТ-05К совместного расчета сетей внешнего и тягового электроснабжения. В частности, результаты могут показать несовместимость двухстороннего питания между тяговыми подстанциями. Тогда следует перейти на раздельное питание тяговой сети от смежных тяговых подстанций.

Покажем на конкретной схеме возможность применения предлагаемого алгоритма регулирования напряжения. Представлена схема тягового электроснабжения (рис. 1), по которой выполнили расчет участка А — Ш по программе РАСТ-05К с параметрами реальной схемы внешнего электроснабжения. Тяговые подстанции получают питание от двухцепной В/1-110 кВ, ТП Б и ТП Ш — опорные подстанции. По проекту на подстанциях Б, А и Ш установлены КУ на отстающих фазах шин 27,5 кВ мощностью 4,2 Мвар.

Принимаем подстанцию А в качестве ведущей (ТП Ш ведомая), т.е. регулирование напряжения на ТП А зависит от режима напряжения ТП Ш. Упрощаем исходные данные, чтобы сосредоточить внимание на главную идею предлагаемого алгоритма. Поэтому нагрузку в 500 А (фаза «-370») сосредотачиваем в середине двухпутной межподстанционной зоны А — Ш у поста секционирования. Установим напряжение на ТП Ш — 27,5 кВ (все параметры сети приводим к напряжению 27,5 кВ, поэтому принимаем относительное значение коэффициента трансформации п равным 1).

Как показывают расчеты, если на ТП А п = 1, то уравнительный ток в рассматриваемой зоне близок к нулю: 1у(1) = 0. На ТП А изменяем относительное значение п от 0,8 до 1,2. Тогда получим зависимость ly(n) для одного пути (рис. 2, красная кривая). Как следует из рис. 3, для двухпутного участка при п = 0,9 и п = 1,1 уравнительный ток достигает 100 А. Это свидетельствует, что коэффициент трансформации силовых трансформаторов тяговых подстанций является инструментом регулирования перетока мощности в тяговой сети.

Замерить уравнительный ток в условиях эксплуатации в масштабе реального времени — задача сложная. Однако известно, что изменение коэффициента трансформации, в основном, влияет на перетоки реактивной мощности, что изменяет фазу нагрузки плеча питания (или coscp нагрузки). Это доказывает правильность выполненного расчета для рассматриваемого участка (на рис. 2 синяя кривая фаза). Фаза тока нагрузки плеча питания ТП А в сторону подстанции Ш изменяется от -20° до -44° при 0,9 < п < 1 и от -44° до -54° при 1 < п < 1,1. Указанное подтверждает возможность по фазовым соотношениям тока нагрузки оценивать величину и направление реактивной составляющей перетока мощности.

Укажем, что в реальных схемах внешнего электроснабжения в связи с неоднозначными потоками мощности по их сетям не всегда при п = 0,1у = 0. Поэтому следует уточнять параметры фазового регулирования. Для этого по реальным параметрам электроснабжения расчеты уравнительного тока и фазовых характеристик нагрузки плеч питания целесообразно выполнять по программе Нижегородского филиала Московского государственного университета путей сообщения (МИИТ) РАСТ-05К. Расчеты покажут, что в ряде случаев может быть оправдан переход от узловых к петлевым схемам электроснабжения.

Дифференцированный выбор уставок регулирования напряжения АРПН. В связи с наличием отстающей и опережающей фаз и, следовательно, наличием «перекоса» напряжений между указанными фазами необходимо предварительно построить топографическую диаграмму средних напряжений по плечам питания тяговых подстанций рассматриваемого электрифицированного участка. Это следует выполнить так, чтобы напряжение смежных плеч питания межподстанционной зоны было одинаковым с целью снижения перетока мощности по тяговой сети. По полученной топографической диаграмме выбираются уставка по напряжению и зона нечувствительности вторичного регулятора АРПН.

На рис. 3 представлен фрагмент топографической диаграммы среднего напряжения плеч питания тяговых подстанций ТП1 и ТП2. Необходимо выбрать уставки напряжения регуляторов на ТП1 и ТП2 так, чтобы U 1(от) = U2(0n) = Uo2- в этом случае можно ожидать наименьших значений уравнительного тока между ТП1 и ТП2. Разность среднего напряжения (перекос напряжений) между отстающей и опережающей фазами обычно 0,5... 1,5 кВ. Если Uoi = 28 кВ, то U02 может быть 27,5... 26,5 кВ. Указанную разность средних напряжений следует уменьшать путем включения установки поперечной емкостной компенсации на отстающую фазу или установки продольной емкостной компенсации в отсасывающую линию тяговой подстанции. Для ТП2 целесообразно поднять напряжение U2(0t) теми же техническими средствами так, чтобы оно было выше U2(on)- Опыт эксплуатации подтверждает эффективность этого простого способа снижения уравнительного тока.

Следует также отметить, что в ООО «НТЦ Механотроника» разработан микропроцессорный блок БМРЗ ЦРН ЖД на базе терминала БМРЗ-100. Регулятор предназначен для тяговых подстанций и учитывает несимметричный характер ее нагрузки и напряжения, может применяться в типовых проектах тяговых подстанций.

Д-р техн. наук Л.А. ГЕРМАН, профессор Нижегородского филиала МИИТ
Д.А. КУРОВ, заместитель начальника отдела службы электрификации и электроснабжения Горьковской дороги
С.О. ФЕЛЬДМАН, заместитель генерального конструктора НТЦ «Механотроника»
К.А. КИШКУРНО, студент 5-го курса МИИТа

[СЦБот]

Эта тема была перенесена из раздела Журнал "Локомотив".

Перенес: Admin