Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Анализ потерь и нагрузок в электрических сетях низкого напряжения. оценка методов расчета и оптимизции распределительных сетей низкого напряжения, постановка задачи исследования 14
1.1. Потери в электрических сетях низкого напряжения 14
1.1.1. Классификация потерь 14
1.1.2. Потери в понижающих трансформаторах 16
1.1.3. Потери в кабельных линиях 18
1.1.4. Прочие потери в сетях низкого напряжения 20
1.1.5. Мероприятия по снижению потерь в электрических сетях низкого напряжения
1.2. Анализ нагрузки в электрических сетях низкого напряжения 25
1.2.1. Графики нагрузки по видам потребителей 27
1.2.2. Факторы, влияющие на графики нагрузки 35
1.3. Методы проектирования и расчета характеристик распре делительных сетей 38
1.3.1. Методы расчета потерь в электрических сетях низкого напряжения электрических сетей 40
1.3.2. Методы проектирования электрических сетей 42
1.3.3. Методы выбора оптимальных параметров электрических сетей низкого напряжения 43
Выводы по первой главе 44
Глава 2. Исследование городской распределительной сети низкого напряжения 46
2.1. Исследование структуры городской сети низкого напряжения (г. Комсомольск-на-Амуре) 46
2.2. Оценка потерь и нагрузок в кабельных линиях городской распределительной сети 52
2.3. Анализ нагрузок понижающих трансформаторов низкого напряжения городской распределительной сети 55
2.4. Анализ потерь в понижающих трансформаторах низкого напряжения в городской распределительной сети 64
Выводы по второй главе 68
Глава 3. Разработка и исследование методов экономии электроэнергии в понижающих трансформаторных подстанциях жилых районов города 70
3.1. Разработка способов уменьшения потерь в понижающих трансформаторах распределительных сетей низкого напряжения 70
3.2. Оптимизация параметров трансформаторных подстанций состоящих из понижающих трансформаторов стандартного ряда по минимальным годовым потерям электроэнергии при заданном графике нагрузки , 72
3.3. Оценка влияния параметров графика нагрузки на величину снижения потерь в понижающих трансформаторах при ступенчатом регулировании мощности трансформаторной подстанции 79
3.3.1. Разработка алгоритма определения параметров точек переключения понижающих трансформаторов при ступенчатом регулировании мощности трансформаторной подстанции 79
3.3.2. Исследование влияния параметров графика нагрузки на величину снижения потерь в понижающих трансформаторах при автоматическом регулировании мощности трансформаторных под станций 90
3.5. Сравнительный анализ экономии электроэнергии при применении предлагаемых способов реализации трансформаторных подстанций с величиной минимальных потерь в однотрансформаторных понижающих подстанциях 97
3.6. Оценка возможного диапазона экономии электроэнергии при установке в трансформаторной подстанции трансформаторов пониженной мощности на начальном периоде эксплуатации 101
Выводы по третьей главе 110
Глава 4. Разработка технических решений управления трансформаторами в понижающих трансфор маторных подстанциях при ступенчатом регулировании мощности
4.1. Разработка алгоритма переключения трансформаторов и его техническая реализация 111
4.2. Разработка нечеткой системы управления переключением трансформаторов в понижающей трансформаторной подстанции 116
4.2.1. Синтез регулятора системы управления на базе нечеткого логического контроллера 116
4.2.2. Синтез базы знаний нечеткого логического контроллера 120
4.2.3. Моделирование работы нечеткого логического контроллера на ЭВМ 122
Выводы по четвертой главе 130
Глава 5. Экспериментальная проверка методики расчета потерь и выбора оптимальных параметров трансформаторной подстанции при ступенчатом регулировании мощности 131
Выводы по пятой главе 135
Заключение 137
Список использованных источников 139
Приложения
- Потери в электрических сетях низкого напряжения
- Исследование структуры городской сети низкого напряжения (г. Комсомольск-на-Амуре)
- Разработка способов уменьшения потерь в понижающих трансформаторах распределительных сетей низкого напряжения
- Разработка алгоритма переключения трансформаторов и его техническая реализация
Введение к работе
Актуальность работы обусловлена постоянным ростом цен на электроэнергию, необходимостью уменьшения потерь электроэнергии а процессе ее производства и доставки потребителям. Существующие способы экономии электроэнергии не обеспечивают достижения максимально возможных энергетических показателей. Требуется разработка новых способов и подходов к проблеме снижения потерь электроэнергии.
Системы распределения электрической энергии представляют собой сложный объект исследований, содержащий большое количество разнообразных по типам элементов.
Особенностью энергосистемы является ограниченность возможностей проведения на них экспериментальных исследований и неполнота получаемой исходной информации. Неполнота исходных данных, необходимых для расчета системы распределения электрической энергии, обусловлена тем, что невозможно проводить периодические измерения нагрузок всех элементов. Замеры нагрузок производятся только для двух конкретных периодов: зимнего и летнего. Изменения нагрузки имеют как закономерный характер, так и подвержены случайным колебаниям. Это переносит задачу, поиска способов улучшения характеристик энергосистемы в область разработки и исследования математических моделей.
Вопросам снижения потерь уделяется достаточно внимания. Разработке методов снижения потерь в сетях низкого напряжения посвящены работы Железко Ю. С, Поспелова Г.Е., Панфилова К.Д., Потребича А.Л. и др. Однако, существующие методики расчета характеристик энергетических систем не учитывают ряда реальных факторов. В существующих методиках отсутствует учет влияния на экономические показатели временного графика нагрузки. При расчете энергетических характеристик системы на длительный период используют данные по нагрузкам, полученные при ограниченных экспериментах. Вся задача расчета характеристик сложной цепи сводится к решению системы нелинейных уравнений. Для решения этих задач принимаются допущения, приводящие к отклонению реальных решений от действительного состояния энергосистемы. Разработка методик оптимизации характеристик сетей для передачи и распределения электрической энергии тесно связана с научными и экономическими проблемами и представляет собой отдельную задачу исследования. Задача поиска минимума целевой функции затрат для PC содержащей большое количество различных элементов имеющих, как непрерывные так и дискретные характеристики не решена в строгой математической постановке. Учет быстро меняющихся экономических показателей стоимости оборудования и тарифов на электроэнергию приводит к трудностям экономического обоснования эффективности предложенных мероприятий по экономии электроэнергии.
Задача улучшения характеристик электрических систем должна решаться комплексно с использованием всей полноты имеющейся информации при помощи моделей, учитывающих все реальные факторы, оказывающие существенное влияние на экономические характеристики PC.
Таким образом, представляется актуальным проведение комплексных исследований по выявлению факторов, оказывающих наиболее существенное влияние на потери энергии в PC, выявлению оборудования, в котором возникают максимальные потери и разработке способов уменьшения этих потерь.
Целью работы является разработка и исследование способов экономии электроэнергии в PC НН, а также разработка технических решений, обеспечивающих реализацию предложенных способов.
Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:
1. Анализ потерь энергии и выявление причин увеличения потерь электроэнергии в СНН.
2. Разработка способов снижения потерь электроэнергии в ТП PC НН. Исследование влияния параметров изменения нагрузки на эффективность разработанных способов,
3. Разработка инженерных методик и программного обеспечения для расчета потерь, учитывающих изменения реальных факторов нагрузки в процессе эксплуатации.
4. Выявление оптимального соотношения распределения мощностей между трансформаторами ТП, обеспечивающего минимизацию суммарных потерь в ПТ, и разработка методики подбора трансформаторов.
5. Разработка технических решений, реализующих предложенные способы снижения потерь электроэнергии в ТП НН.
Основные положения выносимые на защиту:
1. Способы снижения потерь энергии в PC НН.
2. Методики расчета потерь энергии в ТП, учитывающие изменение реальных параметров потребителей за весь срок эксплуатации.
3. Программно-аналитическое обеспечение, позволяющее исследовать зависимость величины потерь электроэнергии в PC НН от изменения реальных параметров сети и нагрузки.
4. Техническое решение по повышению надежности работы ПТП.
5. Рекомендации по выбору оптимальных параметров ПТ, обеспечивающих минимальные потери при заданных параметрах нагрузки.
Методы исследований базируются на теории расчета электрических аппаратов и цепей переменного тока, методах теории автоматического управления, математического моделирования и программирования.
Научная новизна работы заключается в разработке:
I. новых способов снижения потерь электроэнергии в ПТП и в оценке их эффективности при учете влияния параметров графика нагрузки ТП;
2 методики расчета потерь в ПТП при учете сезонных изменений графика нагрузки;
3. методик оптимизации суммарных потерь двухтрансформаторных подстанций;
4. алгоритмического обеспечения расчета ТП, обеспечивающего оптимизацию параметров понижающих трансформаторов;
5. способа повышения надежности работы ТП, уменьшении времени протекания уравнительных токов при переключении ПТ в ТП.
Практическая значимость полученных результатов и выводов связана с возможностью уменьшения потерь энергии в PC НН и достаточных для их реализации теоретических положений и заключается;
1. в создании методик расчета потерь в ТП, учитывающих реальные изменения нагрузки;
2. в создании комплекса программ по оптимизации параметров ПТ в ТП обеспечивающих минимизацию потерь в них;
3. в разработке рекомендаций по проектированию ПТП для PC НН;
4. в разработке технических решений, реализующих предложенные способы снижения потерь ПТП,
Новизна и значимость технических решений подтверждены патентом РФ, положительным решением на выдачу патента РФ, регистрацией программ для ЭВМ №2003610899, №2003610900 созданных в процессе диссертационного исследования и публикациями в научных изданиях.
Основные результаты диссертационной работы были получены автором а ходе исследований, выполнявшихся в рамках научного направления «Разработка научных и методологических основ энергосберегающих технологий на основе вычислительного интеллекта», проводимого по плану научных работ кафедры «Электропривод и автоматизации промышленных установок» ГОУ ВПО Комсомольского-на-Амуре государственного технического университета, а также в рамках гранта правительства Хабаровского края. Результаты научно-исследовательской работы реализованы в МУППЭС (г. Комсомольск-на-Амуре) при разработке комплекса программ по автоматизированному расчету потерь в сетях предприятия, используются в учебном процессе на кафедре «Электропривод и автоматизации промышленных установок» Комсомольского-на-Амуре государственного технического университета по специальности 210100 «Управление и информатика в технических системах» и подтверждены соответствующими актами о внедрении.
Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и получили одобрение на: - 3-ей Международной научной конференции «Методы и средства управления технологическими процессами», Саранск 1999; - 2-ой Всероссийской научно-технической конференции с международным участием «Энергетика: управление, качество и эффективность использования энергоресурсов», Благовещенск, 2000; - 3-ей Российской научно-технической конференции «Энергосбережение в городском хозяйстве, энергетике, промышленности», Ульяновск, 2001; - 6th International conference «Electrical power quality and utilisation», Cracow, Poland, 2001; -Федеральной научно-технической конференции «Электроснабжение, электрооборудование, энергосбережение», Новомосковск, 2002; Региональной научно-технической конференции «Проблемы учета и управления потреблением энергоресурсов и воды», Хабаровск, 2003; -Международная научная конференция ЭЭЭ-2003 «Пути и технологии экономии и повышения эффективности использования энергетических ресурсов региона», Комсомольск-на-Амуре, 2003;
Материалы исследований также докладывались и обсуждались на ежегодных Региональных научно-технических конференциях по итогам выполнения МПНТП «Дальний Восток России» за 1993-1996 гг., Комсомольск-на-Амуре.
Публикации. По теме диссертации опубликовано 17 работ: 12 статей и тезисов, 2 программы для ЭВМ, патент, положительное решение о выдаче патента на способ снижения потерь электрической энергии в сетях низкого напряжения и устройство для его осуществления, учебное пособие с грифом ДВ РУМЦ (УМО).
Структура диссертации. Работа состоит из введения, пяти глав, заключения, изложенных на 185 страницах машинописного текста, иллюстрированных 79 рисунками и 32 таблицами, списка использованных источников из 107 наименований и четырех приложений, в которых представлены 2 описания разработанного программного обеспечения для ЭВМ, 11 таблиц с расчетными данными, 2 акта о внедрении результатов диссертации.
Потери в электрических сетях низкого напряжения
Фактические (отчетные) потери AQ определяют как разницу между электроэнергией, отпущенной в сеть с шин электрических станций Woc и суммой электроэнергии, оплаченной потребителями Wn.0, и израсходованной на производственные нужды энергосистемы Wn„ [1]: AQ = W0.c.-(Wn.o.+ Wn.H.) Величина фактических потерь включает в себя технические потери AQT и коммерческие потери AQK. Технические потери разделяют на нагрузочные потери AQ,,., потери холостого хода AQXi, потери на корону AQKOp. в линиях электропередач и джоулевы потери AQ,T в кабельных линиях. Классифицируют их и по группам элементов сетей (потери в линиях, трансформаторах, реакторах и т.д.). Отраслевая инструкция выделяет семь составляющих потерь [2-И]: - нагрузочные потери в линиях, силовых трансформаторах и автотрансформаторах; - потери холостого хода в трансформаторах и автотрансформаторах; - потери на корону в воздушных линиях и потери на джоулево тепло в кабельных линиях; - расход электроэнергии на собственные нужды ТП; - расход электроэнергии в компенсирующих устройствах (батареях статических конденсаторов, синхронных компенсаторах, генераторах, работающих в режиме компенсации, статических тиристорных компенсаторах); - потери в реакторах подстанций; - потери в измерительных ТТ и ТН и их вторичных цепях, включая счетчики электроэнергии.
По электрическим сетям 0,4-К20 кВ распределяется около 40% всей вырабатываемой электроэнергии, поэтому правильное построение системы распределения энергии, обеспечивающее высокую надежность электроснабжения и уменьшение потерь в электрических сетях, имеет важное значение [5].
Производство распределение и потребление электрической энергии происходит в основном на переменном токе. Одним из показателей качества электрической энергии является частота переменного тока (. При этом для поддержания частоты на заданном уровне должно быть обеспечено непрерывное во времени соответствие мощности, развиваемой производящими электроэнергию агрегатами, и потребляемой мощности с учетом потерь в электрических сетях. Всякое нарушение баланса приводит к отклонению частоты разного знака ±Д ( от номинального значения (,юм-50 Гц. При этой частоте наиболее оптимально работают все потребители электрической энергии, и даже незначительное ее изменение приводит к увеличению потерь энергии и снижению производительности у потребителей.
К потерям в СНН относятся потери в ПТ, в кабельных линиях на джоулево тепло, потери в измерительных ТТ и ТН, включая счетчики электроэнергии, а также расход электроэнергии на собственные нужды подстанций [6]. 1Л.2. Потери в понижающих трансформаторах.
Преобразование напряжения в ТП сопровождается потерями энергии. Эти потери покрываются за счет увеличения мощности источников питания.
Однако данная формула 1-1 не учитывает некоторых реальных факторов (падения напряжения в трансформаторе при росте нагрузки, несимметричность нагрузки, отличие реальных режимов работы трансформаторов от идеальных) и приводит к незначительно завышенному результату по КПД.
В [8] приведены более точные методы расчета КПД трансформатора, но оценка результатов показывает незначительное 0,3% их отличие от значений, получаемых по формуле 1-1.
Кроме мгновенного значения потерь используется понятие годовых и суточных относительных потерь энергии, равных отношению потерь энергии за сутки или за год к величине энергии, потребляемой из сети. Максимальные значения КПД трансформаторов, используемых в СНН, мощности которых лежат в диапазоне от (25+1000) кВА, рассчитанные по формуле 1-1, составляют (97,86+98,88)% при cos = l и коэффициентах нагрузки (0,43-0,53) [10+12]. Соответственно минимальные потери составляют (1,12+2,14)%. Величина реальных суммарных потерь в ПТ существенно больше и может достигать (5-8)% от энергии потребляемой из сети [I].
На рис. 1.1 приведена зависимость КПД трансформатора от коэффициента нагрузки [7]. Значения КПД рассчитаны по формуле 1-1, Лтах = (97 + 98,8)% при р)1аф= 0,45 + 0,53 и cos (р = 1; 0,96; 0,93. 94.
Из рис. 1.1. [7] следует, что коэффициент нагрузки не зависит от costp , а величина снижения КПД практически неизменна во всем диапазоне изменения коэффициента нагрузки (0,2+1,2).
Увеличение суммарных годовых и суточных потерь в трансформаторах по сравнению с минимально возможными обусловлено следующими факторами:
1) суточной и сезонной цикличностью изменения графика нагрузки потребителей электроэнергии, имеющей существенную величину из-за которой, ПТ большую часть времени работают при коэффициенте загрузки, отличающемся от оптимального.
2) сравнительно низким значением cos p величина, которого зависит от нагрузки и неравномерности ее распределения по фазам (в жилых районах города coscp лежит в диапазоне 0,92-4).
Исследование структуры городской сети низкого напряжения (г. Комсомольск-на-Амуре)
Для передачи и распределения электрической энергии на территории города существует система электроснабжения. Система представляет собой совокупность ТП и кабельных линий различного напряжения.
Городская PC НН состоит из ряда соединенных подстанций, питание которых осуществляется по кабельным линиям [99]. Энергия вырабатывается на тепловых электростанциях суммарной электрической мощностью приблизительно 600 МВт. Кабельными и воздушными линиями среднего напряжения 35 40 кВ электростанции соединены с городскими подстанциями, понижающими напряжение до 6 кВ. От ГРП и непосредственно от ТЭЦ питаются 25 ЦРП, соединенные с ПТП 6/0,4 кВ в основном, кабельными подземными линиями. По своей структуре сеть относится к сложнозамкнутым. Отдельные части ее имеют радиальную или петлевую компоновку. Общее число ТП составляет 281. Встречаются одно-, двух-, трех- и четырех- трансформаторные подстанции. Общее число трансформаторов, установленных в подстанциях, составляет 367. Распределение ТП по числу установленных трансформаторов представлено в таблице 2.1.
Из числа имеющихся ТП, состоящих из более чем одного трансформатора, только в одной подстанции трансформаторы работают параллельно на общую нагрузку. В остальных случаях каждый трансформатор работает на своего потребителя.
Для оценки величины потерь и падений напряжений в кабельных линиях были проведены расчеты этих величин, приходящиеся на один километр длины кабеля [14, 48, 52].
Величины потерь и падений напряжений определялись при максимально допустимых по условиям нагрева токов в кабельных линиях.
Максимально допустимая температура принималась равной 70 С по рекомендациям [15]. Результаты расчета приведены в таблице 2.5.
Результаты расчетов показывают, что потери в кабельных линиях не превышают 2% на километр длины кабеля при максимально возможном токе. С увеличением сечения кабеля относительная величина потерь уменьшается.
Потери в медных кабелях меньше на 0,3%, по сравнению с алюминиевыми, при равных сечениях кабелей. Суммарная длина городской кабельной линии составляет свыше 353,5 километров.
Гистограммы распределения кабельных линий по длинам и сечениям представлены на рис. 2.3 и 2.4. Средняя длина кабельной линии составляет 0,52 километра. Из рис. 2.4 следует, что доля кабельных линий длинной до одного километра составляют 88%, а длинной свыше трех километров 0,03%, где сказывается величина потерь. Фактические потери в кабельных линиях невелики. Для более точной оценки потерь в них требуется расчет с учетом фактической нагрузки, передаваемой по ним.
На величину потерь в кабельных линиях кроме длины и сечения сильное влияние оказывает величина нагрузки потребителей, присоединенных к данной кабельной линии [17, 18, 52 ]. В городской PC в период зимнего максимума нагрузки (декабрь) были проведены замеры токов в 159 кабельных линиях, ток нагрузки измерялся во время вечернего суточного максимума. По этим данным для этих кабельных линий были рассчитаны максимальные коэффициенты нагрузки рк - - кабельных hon. линий.
Разработка способов уменьшения потерь в понижающих трансформаторах распределительных сетей низкого напряжения
Как показано во второй главе, существенное увеличение потерь в ПТ возникает из-за цикличных суточных и сезонных колебаний нагрузки и существенной недогрузки трансформаторов, которая является следствием существующей методики выбора трансформаторов.
В связи с этим предлагаются следующие способы уменьшения потерь в ПТ электрических распределительных сетей.
1. Ступенчатое регулирование мощности ТП с большим сроком эксплуатации. В этом случае годовой абсолютный максимум нагрузки практически постоянен или растет очень медленно. Предлагается компоновать ТП из двух трансформаторов разной мощности. При низкой нагрузке работает один трансформатор. При увеличении нагрузки включается второй трансформатор большей мощности, а первый отключается. При нагрузках, близких к максимальным, работают оба трансформатора. При снижении нагрузки происходит обратное переключение. Таким образом, все время осуществляется работа трансформаторов при коэффициентах нагрузки близких к оптимальным. Следовательно, можно ожидать уменьшение общих потерь в ТП. Возможны два способа применения этого предложения:
а) Автоматическое переключение трансформаторов. В этом случае первое переключение происходит в те моменты времени, когда нагрузка ТП становится равной такой величине, при которой КПД трансформаторов одинаковы. Второе переключение происходит в момент равенства нагрузки такой величине, при которой потери в трансформаторе большей мощности равны потерям в паре трансформаторов, работающих на ту же нагрузку.
б) Сезонное регулирование работы ТП.
Как уже было отмечено выше в главе 1 рассмотренные вопросы о сезонном регулировании ТП в литературе являются неполными. Необходимо рассмотреть задачу об экономии электроэнергии при отключении одного из двух трансформаторов в подстанции.
Задача сводится к поиску оптимальных параметров, обеспечивающих минимум годовых потерь, в число которых входят мощности трансформаторов и время их включения и отключения при работе по заданному графику нагрузки.
2. Установка трансформаторов пониженной мощности в начальном периоде эксплуатации ТП. За расчетный период эксплуатации трансформаторов (15 лет) их максимальная нагрузка в зависимости от темпа роста может возрасти в 1,5 2 раза.
Рост нагрузки рассчитывался по формуле 1-3. Значения коэффициента темпа роста (К) нагрузки взяты из [26, 33] и приведены в таблице 3.1.
Поэтому представляется целесообразным разбить период эксплуатации на два и устанавливать в подстанцию сменные трансформаторы. Первоначально устанавливается трансформатор пониженной мощности, затем - по мере роста нагрузки - более мощный. При установке второго трансформатора появляется возможность сезонного регулирования или первый трансформатор может быть снят. В результате этих мероприятий увеличивается время работы трансформаторов при нагрузках близких к оптимальным, а, следовательно, суммарные потери энергии в них уменьшаются. Определение параметров таких трансформаторов и времени их замены - одна из задач, решаемых в этой главе.
Так как подавляющее большинство ПТП в СНН являются однотрансформаторными, представляет интерес нахождение типа трансформатора, обеспечивающего при заданных уровне и графике нагрузки минимальные годовые потери электроэнергии и определение величины этих потерь [56-J-5S].
Автором были проведены расчеты по определению типов трансформаторов и величин потерь при различных параметрах графиков нагрузки. Графики нагрузки ТП были взяты как усредненные для жилых районов города с электро - и газовыми плитами согласно [17]. В расчетах варьировались следующие параметры: cos ф, коэффициенты А и В, учитывающие сезонное изменение нагрузки в соответствии с формулой 2-1, максимальная мощность нагрузки Р в период зимнего вечернего максимума.
Годовые потери рассчитывались по методике, изложенной в главе 2. Путем перебора типовых трансформаторов из стандартных, характеристик которые представлены в таблице 2.2 в главе 2, находился трансформатор, имеющий минимальные годовые потери при заданных параметрах графика нагрузки [103]. Результаты расчетов для значения cos p=0,93 приведены в таблицах П.3.1, и П.3.2. и на рис. 3.1,3.2 [104].
Большие значения потерь соответствуют меньшим значениям мощностей нагрузки и меньшим значениям коэффициента А. Примеры зависимости годовых относительных потерь, от величины характеризующей сезонную неравномерность нагрузки q=f(A), для однотрансформаторной подстанции, обслуживающей жилой район состоящий из домов с газовыми и электроплитами, представлены на рис. 3.3,3.4.
Разработка алгоритма переключения трансформаторов и его техническая реализация
Алгоритм управления переключением трансформаторов будет сводиться к следующему; трансформаторы ТІ и Т2 разной установленной мощности, подключаются к нагрузке при помощи выключателей F1-F5. Установленная мощность трансформатора ТІ равна РІ, а установленная мощность трансформатора Т2 равна Р2 и выполняется условие: Р1 Р2. Моменты переключения трансформаторов определяются следующими значениями меняющейся во времени мощности нагрузки: РЗ мощность нагрузки равна такому значению, при котором КПД трансформаторов равны. Р4 мощность нагрузки равна такому значению, при котором потери в трансформаторе большей мощности равны потерям в обоих трансформаторах, работающих на ту же нагрузку. Значения РЗ и Р4 определены во второй главе и приведены для всех пар стандартных трансформаторов в таблицах 2.2. Алгоритм подключения трансформаторов к нагрузке следующий: - если суммарная мощность нагрузки меньше значения РЗ, то к нагрузке подключается трансформатор ТІ; - если суммарная мощность нагрузки больше значения РЗ, но меньше значения Р4, то к нагрузке подключается трансформатор Т2; - если суммарная мощность нагрузки больше значения Р4, то к нагрузке подключаются оба трансформатора. Алгоритм подключения трансформаторов к нагрузке требует следующей последовательности переключения автоматических выключателей: - если мощность нагрузки меньше РЗ и производная мощности не возрастает, то вначале замыкается F3, затем F1 и после этого F2; - если мощность нагрузки близка РЗ и производная мощности положительная, то вначале замыкается F5, затем одновременно размыкается F2 и замыкается F4, а по истечении выдержки времени размыкается F1; - если мощность нагрузки близка Р4 и производная мощности положительная, то вначале замыкается F1, а затем одновременно замыкается F2 и размыкается F3; - если мощность нагрузки близка Р4 и производная мощности отрицательная, то вначале одновременно замыкается F3 и размыкается F2, а затем размыкается F1; - если мощность нагрузки близка РЗ и производная отрицательная, то вначале замыкается F1, затем одновременно размыкается F4 и замыкается F2, а по истечении выдержки времени размыкается F5; - если мощность нагрузки меньше Р4 и больше РЗ, то состояние ключей остается неизменным.
Учитывая недетерминированность времени срабатывания автоматических выключателей (время срабатывания автоматического выключателя лежит в определенных пределах), возможно появление конфликтных ситуаций: - параллельная работа трансформаторов; - возникновение бестоковой паузы в нагрузке.
Время срабатывания автоматического выключателя определяется рядом факторов. Это климатические условия эксплуатации; износ механических узлов; остаточная намагниченность катушки привода. Даже у современных автоматических вакуумных выключателей «Эволис», производимых компанией «Merlin Gerin» временные характеристики недетерминированны и лежат в следующих пределах: время отключения 50 мс; время включения 65 мс.
Анализ предложенного алгоритма показал, что в работе схемы возможно появление конфликтных ситуаций, связанных с недетерминированностью времени срабатывания выключателей.
Допустим, мощность нагрузки близка РЗ и производная нагрузки положительная, в этом случае F2 должен одновременно разомкнуться с замыканием F4. Однако предположим, что F4 замыкается прежде, чем размыкается F2. В результате трансформаторы включаются на параллельную работу и в схеме возникают уравнительные токи. Для того, чтобы предотвратить конфликтную ситуацию, необходимо заставить срабатывать выключатели одновременно. Заставить выключатель F2 разомкнуться быстрее мы не можем, поэтому необходимо задержать замыкание выключателя F4. Таким образом, с целью снижения вероятности возникновения конфликтных ситуаций в процессе управления режимами подключения трансформаторов к нагрузке должно осуществляться формирование регулируемых временных задержек на срабатывание выключателей.
Недетерминированность времени срабатывания выключателей и размытость ряда параметров, в функции которых должны осуществляться переключения в схеме, переносит задачу управления режимами подключения трансформаторов к нагрузке в область нечеткого управления.
С этой целью автором разработана схема управления трансформаторами в ПТП с использованием НЛК, которая позволяет уменьшить время работы трансформаторов с уравнительными токами и исключить возникновение бестоковой паузы на нагрузке, схема управления трансформаторами представлена нарис. 4.2 [95, 100].
