Контакты

664050 РФ, Иркутская область, г. Иркутск, ул. Байкальская, 239, кор. 26 А 
 
Для писем: 664075, Иркутск, а/я 3857
 
Телефон/факс: 
(395-2) 225-303 - приемная
 
 
Написать нам письмо            
 

Исследование и нормализация несимметричных режимов на участке БАМА "КИРЕНГА – ТАКСИМО"

А.Н. Висящев, С.Г. Тигунцев, И.И. Луцкий, К.В. Безносов
Иркутский государственный технический университет

Наличие тяговой нагрузки в схеме электроснабжения БАМа вызывает в питающей сети появление несимметрии выше допустимых значений. Искажения напряжения затрудняют нормальную работу оборудования электроэнергетических систем. В связи с этим особое значение имеет решение комплекса научно-технических проблем, связанных с повышением надежности и экономичности работы электроэнергетических систем (ЭЭС), с улучшением качества электрической энергии.

Согласно ГОСТ 13109-97 нормально допустимые и предельно допустимые значения коэффициента несимметрии напряжения по обратной последовательности равны 2,0 % и 4,0 % соответственно.

Целью настоящей работы является определение уровня несимметрии напряжения в схеме электроснабжения БАМа.

На БАМе наибольшее распространение получили системы питания 25 кВ и система электроснабжения 2х25 кВ. Главным достоинством данных систем является возможность применения более высокого (сравнительно с системой на постоянном токе) напряжения в контактной сети (в странах СНГ – 27,5 кВ). Тяговые подстанции при этом представляют собой обычные трансформаторные подстанции и располагаются на расстоянии 25-50 км, сечение контактной сети и потери в проводах значительно меньше, чем при системе на постоянном токе.

Известно, что тяговая нагрузка переменного тока является однофазной, поэтому нагрузки подстанций питающих электровозы переменного тока, всегда являются заведомо несимметричными, с резко изменяющейся во времени несимметрией. Для уменьшения токов и напряжений обратной последовательности (ОП) в электрической сети с тяговыми нагрузками применяют специальные схемы фазировки тяговых трансформаторов. Способ включения и группы соединения обмоток трансформаторов подбираются таким образом, что вектора токов ОП, от разных трансформаторов, в питающей сети компенсируются. Однако в реальных условиях добиться полной компенсации тока ОП не представляется возможным вследствие таких свойств тяговой нагрузки как непрерывность ее изменения во времени по величине и фазе в широком диапазоне, наличие двухстороннего питания тяги.

Методика расчета несимметричного режима в вероятностной постановке

Тяговая нагрузка носит случайный характер. В связи с этим для расчета несимметричных режимов (НР) необходимо применять методы, которые позволяют определять коэффициенты несимметрии при случайном характере изменения тяговой нагрузки. В данной работе использован способ расчета несимметричного режима методом статистических испытаний. Данный способ обладает рядом преимуществ, которые позволяют использовать его для получения одномерных распределений искомых модулей напряжений ОП и их аргументов:

-возможность расчета в симметричных координатах;

-возможность моделирования любого закона распределения фазных токов несимметричных нагрузок.

При разработке алгоритма расчета НР использован метод статистических испытаний, в основе которого лежит метод Монте-Карло.

Наибольшие значения фазных токов следует определять по выражению:

           (1)

где - средние значения фазных токов; i - номер фазы (ab, bc, ca);

- математическое ожидание относительной величины полного фазного тока плеча тяговой нагрузки при заданной плотности движения поездов.

Средние значения фазных токов через напряжения ПП и ОП на стороне высокого напряжения получаем по выражениям:

          (2)

где k - коэффициент трансформации тягового трансформатора;

φгр - угол, определяющий группу соединения трансформатора;

, - напряжение ПП и ОП на ВН, полученные по результатам расчета несимметричного режима по средним значениям нагрузок;

Sab, Sbc, Sca - средние значения мощностей плеч тяговой нагрузки.

Выражения для определения случайных значений мощностей и токов ОП несимметричных нагрузок имеют вид:

      (3)

     (4)

где - относительные случайные значения фазных токов нагрузок.

Значения следует определять по функциям распределения фазного тока в относительных единицах F(I*) для заданной плотности движения поездов. Для каждого плеча тяговой нагрузки в соответствии с его законом распределения F(I*) случайная величина определяется с помощью генератора случайных чисел, генерирующего случайные числа в интервале от нуля до единицы.

Алгоритм расчёта несимметричного режима методом статистических испытаний показан на рисунке 1.

Полученные по (3), (4) случайные значения мощностей и токов ОП несимметричных нагрузок используются для расчета на одном шаге испытаний.

Исход произведенного статистического испытания регистрируется, т.е. искомые случайные значения напряжений ПП и ОП заносятся в вариационный ряд.

Эмпирические законы распределения и статистические характеристики вычисляются на основе обработки накопленной статистической информации.

При несимметрии, обусловленной однофазными тяговыми нагрузками, наибольшими допустимыми значениями напряжений ОП принято считать их значения с интегральной вероятностью Р=0,95, что предполагает нахождение закона распределения искомых напряжений ОП.

Для нормального закона распределения доверительный интервал для Р=0,95 определяется соотношением:

R = m ± βσ, (5)

где m-математическое ожидание; β=1,645 - для Р=0,95; σ - среднеквадра-тическое отклонение.

Схема электроснабжения западного участка БАМа

Внешнее электроснабжение Байкало-Амурской железнодорожной магистрали (БАМа) осуществляется от сети 110 кВ от Тайшета до Лены и от сети 220 кВ от Лены до Таксимо. На рисунке 2 приведена схема электроснабжения западного участка БАМа.

С целью анализа качества электроэнергии и определению уровня несимметрии были рассчитаны и проанализированы расчетные режимы:

1. при тяговой нагрузке, существующей на 21.06.2006

2. при тяговой нагрузке, существующей на 21.06.2006 увеличенной в 2 раза

Расчет режимов при тяговой нагрузки на 21.06.2006 выполнен по данным ВСЖД.

Рисунок 2. Схема электроснабжения западного участка БАМа

Расчёт несимметричного режима при существующих нагрузках

Анализировались два расчётных режима, различающихся расчетной тяговой нагрузкой (тяговая нагрузка, существующая на 21.06.2006, полученная у ВСЖД; тяговая нагрузка на 21.06.2006 увеличенная в 2 раза). Результаты расчета несимметричных режимов представлены в таблице 1, 2.

                                                                                                                                                                                                                                              Таблица 1

Результаты расчёта несимметричного режима при

существующих на 21.06.2006 тяговых нагрузках

№ узла

Коэффициент несимметрии напряжения по обратной последовательности

Наименование узла

,кВ

, %

5400

0,480

0,096

БГЭС 500 кВ

2500

0,240

0,109

БГЭС 220 кВ

5600

0,355

0,071

УИГЭС 500 кВ

2600

0,227

0,103

УИГЭС 220 кВ

2460

0,337

0,153

Падун 220 кВ

1460

0,388

0,353

Падун 110 кВ

1480

0,496

0,451

Гидростроитель

1490

0,469

0,426

Заводская 220 кВ

2490

0,282

0,128

Заводская 110 кВ

2610

0,733

0,333

Коршуниха 220 кВ

1610

0,415

0,377

Коршуниха 110 кВ

1609

0,380

0,345

Черная

1608

0,442

0,402

Видим

1607

0,387

0,352

Кежма

1606

0,517

0,47

Зяба

1616

0,454

0,413

Хребтовая

1617

0,514

0,467

Семигорск

1618

0,692

0,629

Ручей

1619

1,222

1,111

Усть-Кут

1620

1,146

1,042

Лена 110 кВ

2620

0,966

0,439

Лена 220 кВ

2630

0,997

0,453

Якурим

2631

1,753

0,797

Ния

2639

2,609

1,186

Звездная

2640

2,581

1,173

Киренга 220 кВ

1640

1,218

1,107

Киренга 110 кВ

298

0,117

1,172

Киренга 35 кВ

3000

2,935

1,334

Улькан 220 кВ

300

0,164

1,642

Улькан 10 кВ

3010

3,804

1,729

Кунерма 220 кВ

308

0,472

4,715

Кунерма 10 кВ

3020

3,359

1,527

Даван 220 кВ

314

0,129

1,285

Даван  10 кВ

320

0,534

1,527

Даван 35 кВ

3030

3,659

1,663

Северобайкальская 220 кВ

322

0,203

2,032

Северобайкальская 10 кВ

330

0,568

1,622

Северобайкальская 35 кВ

3040

3,874

1,761

Кичера 220 кВ

332

0,213

2,132

Кичера 10 кВ

3050

3,885

1,766

Ангоя 220 кВ

339

0,175

1,749

Ангоя 10 кВ

3060

4,011

1,823

Уоян 220 кВ

346

0,172

1,719

Уоян 10 кВ

3070

3,909

1,777

Янчукан 220 кВ

349

0,139

1,389

Янчукан 10 кВ

3080

4,334

1,97

Ангаракан 220 кВ

354

0,922

2,633

Ангаракан 35 кВ

3090

3,986

1,812

Перевал 220 кВ

3100

4,319

1,963

Окусикан 220 кВ

361

0,189

1,886

Окусикан 10 кВ

3110

4,200

1,909

Таксимо 220 кВ

365

0,693

1,979

Таксимо 35 кВ

3120

2,190

1,991

Таксимо 110 кВ

3130

2,190

1,991

Мамаканская ГЭС 110 кВ

3140

2,191

1,992

Таксимо-тяговая 110 кВ

371

0,206

2,058

Таксимо-тяговая 10 кВ

При существующих нагрузках значение коэффициента несимметрии на всех тяговых подстанциях не превышает нормально допустимого (рисунок3).

Рисунок 3. Значения коэффициента несимметрии напряжения по обратной последовательности (  , %) на стороне

высшего напряжения тяговых подстанций при тяговых нагрузках, существующих на 21.06.2006

 

При тяговых нагрузках, существующих на 21.06.2006 значение коэффициента несимметрии напряжения по обратной последовательности на всех тяговых подстанциях не превышает нормально допустимого.

Таблица 2

Результаты расчёта несимметричного режима при

тяговых нагрузках, существующих на 21.06.2006 увеличенных в два раза

№ узла

Коэффициент несимметрии напряжения по обратной последовательности

Наименование узла

,кВ

, %

5400

1,005

0,201

БГЭС 500 кВ

2500

0,499

0,227

БГЭС 220 кВ

5600

0,740

0,148

УИГЭС 500 кВ

2600

0,460

0,209

УИГЭС 220 кВ

2460

0,700

0,318

Падун 220 кВ

1460

0,788

0,716

Падун 110 кВ

1480

1,002

0,911

Гидростроитель

1490

0,946

0,86

Заводская 220 кВ

2490

0,581

0,264

Заводская 110 кВ

2610

1,483

0,674

Коршуниха 220 кВ

1610

0,761

0,692

Коршуниха 110 кВ

1609

0,712

0,647

Черная

1608

0,770

0,7

Видим

1607

0,697

0,634

Кежма

1606

1,054

0,958

Зяба

1616

0,842

0,765

Хребтовая

1617

1,042

0,947

Семигорск

1618

1,386

1,26

Ручей

1619

2,368

2,153

Усть-Кут

1620

2,250

2,045

Лена 110 кВ

2620

1,967

0,894

Лена 220 кВ

2630

2,009

0,913

Якурим

2631

3,511

1,596

Ния

2639

5,568

2,531

Звездная

2640

5,370

2,441

Киренга 220 кВ

1640

2,539

2,308

Киренга 110 кВ

298

0,245

2,454

Киренга 35 кВ

3000

6,142

2,792

Улькан 220 кВ

300

0,346

3,457

Улькан 10 кВ

3010

7,883

3,583

Кунерма 220 кВ

308

1,016

10,162

Кунерма 10 кВ

3020

7,058

3,208

Даван 220 кВ

314

0,280

2,8

Даван  10 кВ

320

1,123

3,208

Даван 35 кВ

3030

7,680

3,491

Северобайкальская 220 кВ

322

0,436

4,356

Северобайкальская 10 кВ

330

1,197

3,42

Северобайкальская 35 кВ

3040

8,114

3,688

Кичера 220 кВ

332

0,440

4,4

Кичера 10 кВ

3050

8,155

3,707

Ангоя 220 кВ

339

0,368

3,677

Ангоя 10 кВ

3060

8,413

3,824

Уоян 220 кВ

346

0,364

3,64

Уоян 10 кВ

3070

8,226

3,739

Янчукан 220 кВ

349

0,290

2,904

Янчукан 10 кВ

3080

9,068

4,122

Ангаракан 220 кВ

354

1,900

5,429

Ангаракан 35 кВ

3090

8,389

3,813

Перевал 220 кВ

3100

9,044

4,111

Окусикан 220 кВ

361

0,397

3,965

Окусикан 10 кВ

3110

8,820

4,009

Таксимо 220 кВ

365

1,446

4,132

Таксимо 35 кВ

3120

4,578

4,162

Таксимо 110 кВ

3130

4,578

4,162

Мамаканская ГэС

3140

4,580

4,164

Таксимо-тяговая 110 кВ

371

0,428

4,282

Таксимо-тяговая 10 кВ

При тяговых нагрузках, существующих на 21.06.2006 увеличенных в два раза, значение коэффициента несимметрии напряжения по обратной последовательности на всех тяговых подстанциях превышает нормально допустимое, а на подстанциях Ангаракан, Окусикан и Таксимо значение коэффициента несимметрии превышает предельно допустимое (рисунок 4).

Рисунок 4. Значения коэффициента несимметрии напряжения по обратной последовательности (  , %)

на стороне высшего напряжения тяговых подстанций при тяговых нагрузках, существующих на 21.06.2006 увеличенных в два раза

 

Для нормализации данного показателя качества необходимо осуществить симметрирование электрической сети. Под симметрированием в сети понимают процесс одновременного снижения напряжения обратной последовательности сразу в нескольких заданных узлах сети или снижение токов обратной последовательности одновременно в нескольких ветвях. Для симметрирования целесообразно использовать в первую очередь оборудование уже имеющееся в системе, например, конденсаторные батареи. При недостаточном количестве конденсаторных батарей, а также при их значительном удалении от источников несимметрии необходимо предусмотреть дополнительную установку СКУ.

На основе выше сказанного для режима при тяговых нагрузках, существующих на 21.06.2006 увеличенных в два раза были установлены СКУ на ПС Киренга и Таксимо.

Целью настоящей работы является определение места и количества симметрокомпенсирующих устройств необходимых для улучшения несимметрии напряжения.

Методика расчёта совместного симметрирования и компенсации реактивной мощности

Требования к задаче совместного симметрирования и компенсации реактивной мощности (РМ):

- расчет совместного симметрирования и компенсации РМ следует производить в симметричных координатах методом после­довательных приближений между режимами ПП и ОП;

- при выборе параметров симметрокомпенсирующих устройств (СКУ) должна быть обеспечена их минимальная установленная мощность;

- СКУ должны выполняться, как правило, на реактивных эле­ментах;

- симметрирование напряжений должно осуществляться в за­данных узлах до допустимых значений.

В соответствии с этими требованиями разработан алгоритм расчета совместного симметрирования и компенсации РМ в сложных ЭЭС с несимметричными нагрузками.

Задача сводится к определению токов и напряжений ПП и ОП симметрокомпенсирующих устройств при условии поддержания допустимых напряжений в заданных узлах.

Для ОП формируется и решается система уравнений применяемая для расчета установившихся ре­жимов:

       (6)

где Y2баз - вектор-столбец взаимных проводимостей между базис­ными узлами и всеми остальными;

Y2бал - вектор-строка взаимных проводимостей между балансирующими узлами и всеми остальными;

Y2 - матрица собственных и взаимных проводимостей всех остальных узлов;

Y2ББ - матрица взаимных (собственных - если базисные и балансирующие узлы совпадают) проводимостей между базисными и балансирующими узлами;

- вектор-столбец напряжений ОН в базисных узлах (за базисные узлы приняты узлы, в которых необходимо снизить нап­ряжение ОП до допустимой величины, например до 2%);

- вектор-столбец задающих токов ОП несимметричных нагрузок;

- матрица токов ОП в балансирующих узлах (за балансирующие узлы принимаем узлы, в которых установлены СКУ).

Система уравнений (6) решается относительно следующим образом: находятся напряжения из матричного уравнения:

    (7)

и подставляются в уравнение:

   (8)

Ток в балансирующем по ОП узле равен току ОП СКУ, кроме случая, когда в балансирующем узле включена несимметричная нагрузка, здесь ток ОП СКУ находим по выражению:

(9)    

Реактивный ток ПП СКУ определяется по следующему выражению:

, (10)

где QСКУ - реактивная мощность КУ в режиме ПП.

В результате расчета совместного симметрирования и компенсации РМ получаем также напряжения и в узлах установки СКУ, необходимые для расчета параметров СКУ.

Блок-схема расчета симметрирования показана на рисунке 5.

Выбор параметров СКУ при соединении элементов в треугольник

СКУ с соединением элементов в треугольник является наиболее рас­пространенным. Рассмотрим i-ый узел ЭЭС, в котором требуется поддержать заданными напряжения, , за счет генерации в сеть или потребле­ния из сети токов, , . Для получения нужных токов предполагается несимметричное включение сопротивлений в треугольник (рисунок 6).

 

Рисунок 6. несимметричное включение сопротивлений в треугольник

В общем случае напряжения, , содержат составляющие соответственно прямой, обратной и нулевой последовательностей. Ли­нейные токи, , содержат только составляющие прямой и обратной, последовательностей. Токи в ветвях сопротивлений (токи в треугольнике), , содержат составляющие прямой, обратной и нулевой последовательностей. Токи в треугольнике выражаются через проводимости СКУ Yab, Ybc, Yса и линейные напряжения, , следующим образом:

,     (11)

где

                                           

 

Решение уравнения (6) относительно неизвестных Y позволяет определить искомые параметры СКУ.

Исследование несимметричного режима при тяговых нагрузках, существующих на 21.06.2006 увеличенных в два раза с установкой СКУ

Параметры рекомендуемых симметрокомпенсирующих устройств на подстанциях Киренга и Таксимо сведены в таблицу 3.

Таблица 3

Параметры симметрокомпенсирующих устройств

Режим

п/ст Киренга

п/ст Таксимо

Тяговые нагрузки, существующие на 21.06.2006 увеличенные в два раза

Х, Ом

Хab

Хbc

Хca

Хab

Хbc

Хca

20889,75

37092,38

-44271,2

270042,5

-36977,5

27693,58

Q, Мвар

Qab

Qbc

Qca

Qab

Qbc

Qca

2,023

1,140

-0,955

0,203

-1,485

1,983

Таблица 4

Результаты расчёта несимметричного режима при тяговых нагрузках, существующих на 21.06.2006 увеличенных в два раза, с установкой СКУ на подстанциях Киренга и Таксимо

№ узла

Коэффициент несимметрии напряжения по обратной последовательности

Наименование узла

,кВ

, %

5400

0,635

0,127

БГЭС 500 кВ

2500

0,326

0,148

БГЭС 220 кВ

5600

0,275

0,055

УИГЭС 500 кВ

2600

0,121

0,055

УИГЭС 220 кВ

2460

0,462

0,21

Падун 220 кВ

1460

0,560

0,509

Падун 110 кВ

1480

0,715

0,65

Гидростроитель

1490

0,674

0,613

Заводская 220 кВ

2490

0,387

0,176

Заводская 110 кВ

2610

0,473

0,215

Коршуниха 220 кВ

1610

0,187

0,17

Коршуниха 110 кВ

1609

0,193

0,175

Черная

1608

0,226

0,205

Видим

1607

0,096

0,087

Кежма

1606

0,667

0,606

Зяба

1616

0,209

0,19

Хребтовая

1617

0,422

0,384

Семигорск

1618

0,686

0,624

Ручей

1619

1,659

1,508

Усть-Кут

1620

1,618

1,471

Лена 110 кВ

2620

0,548

0,249

Лена 220 кВ

2630

0,345

0,157

Якурим

2631

0,959

0,436

Ния

2639

3,190

1,45

Звездная

2640

2,231

1,014

Киренга 220 кВ

1640

1,049

0,954

Киренга 110 кВ

298

0,088

0,879

Киренга 35 кВ

3000

2,757

1,253

Улькан 220 кВ

300

0,198

1,98

Улькан 10 кВ

3010

3,775

1,716

Кунерма 220 кВ

308

0,675

6,748

Кунерма 10 кВ

3020

3,122

1,419

Даван 220 кВ

314

0,091

0,907

Даван 10 кВ

320

0,497

1,419

Даван 35 кВ

3030

3,566

1,621

Северобайкальская 220 кВ

322

0,257

2,569

Северобайкальская 10 кВ

330

0,554

1,583

Северобайкальская 35 кВ

3040

3,870

1,759

Кичера 220 кВ

332

0,259

2,586

Кичера 10 кВ

3050

3,747

1,703

Ангоя 220 кВ

339

0,169

1,685

Ангоя 10 кВ

3060

3,841

1,746

Уоян 220 кВ

346

0,159

1,589

Уоян 10 кВ

3070

3,353

1,524

Янчукан 220 кВ

349

0,031

0,313

Янчукан 10 кВ

3080

4,299

1,954

Ангаракан 220 кВ

354

1,153

3,295

Ангаракан 35 кВ

3090

3,436

1,562

Перевал 220 кВ

3100

4,198

1,908

Окусикан 220 кВ

361

0,183

1,83

Окусикан 10 кВ

3110

3,674

1,67

Таксимо 220 кВ

365

0,568

1,623

Таксимо 35 кВ

3120

1,808

1,644

Таксимо 110 кВ

3130

1,808

1,644

Мамаканская ГэС 110 кВ

3140

1,812

1,647

Таксимо-тяговая 110 кВ

371

0,181

1,814

Таксимо-тяговая 10 кВ

После установки СКУ коэффициент несимметрии напряжения по обратной последовательности на стороне высшего напряжения не превышает допустимых значений на всех тяговых подстанциях (рисунок 7).

Рисунок 7. Значения коэффициента несимметрии напряжения ( , %) на стороне высшего напряжения тяговых подстанций при тяговых нагрузках, существующих на 21.06.2006 увеличенных в два раза с установкой СКУ на подстанциях Киренга и Таксимо

Для обеспечения надежного электроснабжения потребителей Байкало-Амурской железнодорожной магистрали с параметрами электрической сети, соответствующими ГОСТ 13109-97, необходимо на подстанциях Киренга и Таксимо иметь компенсирующее устройство.

Установка компенсирующих устройств на подстанциях Киренга и Таксимо обеспечивают поддержание напряжения прямой последовательности по всей сети электроснабжения тяги в допустимых пределах.

Исследование несимметричного режима при максимальной

тяговой нагрузке

Для режима максимальных нагрузок при неизменной поездной работе число рудовозных поездов увеличивается, а электрические нагрузки при их проходе по расчетному участку распределяются на большее число тяговых подстанций. Рудовозы организованы в виде поездов весом 5600 тонн. Общие размеры движения составят до 13…14 пар на десятый год эксплуатации. Однако в период после “окна” возможен режим сгущения движения, характеризующийся минимальным интервалом. Период сгущения определяется продолжительностью “окна” и рядом других факторов. По данным ВСЖД, при шестичасовом окне возможно накопление до 10 поездов, которые затем пропускаются с минимальным интервалом, составляющим для однопутного участка около 20 мин. Поэтому, в качестве расчетного принят пакетный график, в котором имеется несколько тяжелых поездов. Сформировавшиеся пакеты поездов четного и нечетного направлений движутся по рассматриваемому участку, нагружая по мере передвижения тяговые подстанции, питающие зоны, в которых находятся “сгустки” поездов четного и нечетного направлений. Режим максимальных тяговых нагрузок это режим предельных нагрузок, т.e. максимальное число пар поездов, которое может пропустить БАМ. График движения и результаты электрических расчетов при увеличении поездной работы на 10 млн. тонн в год за счет потока рудовозных поездов нечетного направления, приведены в таблицах 5 и 6 соответственно.

Таблица 5

График движения поездов для максимальных тяговых нагрузок

Порядок следования поездов

Временной интервал между поездами

5600

20

5600

20

5600

20

5600

20

5600

20

5400

20

4700

20

3500

15

1100

15


Таблица 5

Результаты электрического расчёта для максимальных тяговых нагрузок

Название ТП

Pт, МВт

Qт, МВАр

Pт, МВт

Qт, МВар

Pр, МВт

Qр, МВАр

SP, МВт

SQ, МВАр

Лев

Прав

Лев

Прав

Лена- Восточная

-

24,76

-

13,93

24,76

13,93

2,14

2,18

26,9

16,11

Звездная

25,57

5,29

12,76

3,18

30,86

15,94

1,84

1,87

32,7

17,81

Ния

5,66

26,89

3,5

13,9

32,55

17,4

1,21

1,24

33,76

18,64

Киренга

14,79

3,68

7,63

2,1

18,47

9,73

0,27

0,27

18,74

10

Улькан

6,28

9,75

3,89

5,92

16,03

9,81

6,36

6,49

22,39

16,3

Кунерма

9,65

10,45

5,92

5,96

20,1

11,88

0,81

0,82

20,91

12,7

Даван

11,0

15,9

6,75

9,12

26,9

15,87

0,33

0,34

27,23

16,21

Северо-Байкальск

14,55

9,49

7,95

5,72

24,04

13,67

27,85

28,41

51,89

42,08

Кичера

8,23

9,4

4,91

5,59

17,63

10,5

2,46

2,51

20,09

13,01

Ангоя

9,08

13,4

5,37

7,57

22,48

12,94

0,93

0,94

23,41

13,88

Новый Уоян

13,38

13,61

7,46

8,08

26,99

15,54

6,27

6,39

33,26

21,93

Янчукан

9,87

6,71

5,88

5,91

16,58

11,79

0,65

0,66

17,23

12,45

Ангаракан

8,38

8,38

3,86

3,86

16,76

7,72

4,27

4,36

21,03

12,08

Перевал

-

-

-

-

-

-

0

0

0

0

Окусикан

10,92

13,69

4,05

7,93

24,61

11,98

0,77

0,79

25,38

12,77

Таксимо

14,62

-

8,04

14,62

8,04

2,03

2,08

16,65

10,12


Результаты расчёта несимметричного режима при максимальной тяговой нагрузке представлены в таблице 6.

Таблица 6

Результаты расчёта несимметричного режима при максимальной тяговой нагрузке

№ узла

Коэффициент несимметрии напряжения по обратной последовательности

Наименование узла

,кВ

, %

5400

2,060

0,412

БГЭС 500 кВ

2500

0,939

0,427

БГЭС 220 кВ

5600

2,855

0,571

УИГЭС 500 кВ

2600

1,914

0,87

УИГЭС 220 кВ

2460

1,272

0,578

Падун 220 кВ

1460

0,826

0,751

Падун 110 кВ

1480

0,950

0,864

Гидростроитель

1490

0,915

0,832

Заводская 220 кВ

2490

0,992

0,451

Заводская 110 кВ

2610

6,470

2,941

Коршуниха 220 кВ

1610

3,254

2,958

Коршуниха 110 кВ

1609

4,041

3,674

Черная

1608

3,554

3,231

Видим

1607

2,168

1,971

Кежма

1606

1,832

1,665

Зяба

1616

4,191

3,81

Хребтовая

1617

5,709

5,19

Семигорск

1618

6,879

6,254

Ручей

1619

8,993

8,175

Усть-Кут

1620

9,417

8,561

Лена 110 кВ

2620

11,315

5,143

Лена 220 кВ

2630

11,213

5,097

Якурим

2631

16,465

7,484

Ния

2639

20,255

9,207

Звездная

2640

20,352

9,251

Киренга 220 кВ

1640

9,934

9,031

Киренга 110 кВ

298

1,389

13,888

Киренга 35 кВ

3000

22,444

10,202

Улькан 220 кВ

300

1,053

10,525

Улькан 10 кВ

3010

22,431

10,196

Кунерма 220 кВ

308

1,001

10,012

Кунерма 10 кВ

3020

26,565

12,075

Даван 220 кВ

314

2,092

20,918

Даван 10 кВ

320

4,226

12,075

Даван 35 кВ

3030

25,755

11,707

Северобайкальская 220 кВ

322

1,971

19,707

Северобайкальская 10 кВ

330

4,097

11,707

Северобайкальская 35 кВ

3040

25,766

11,712

Кичера 220 кВ

332

1,499

14,993

Кичера 10 кВ

3050

24,928

11,331

Ангоя 220 кВ

339

1,110

11,095

Ангоя 10 кВ

3060

24,801

11,273

Уоян 220 кВ

346

1,677

16,765

Уоян 10 кВ

3070

22,884

10,402

Янчукан 220 кВ

349

1,397

13,967

Янчукан 10 кВ

3080

25,905

11,775

Ангаракан 220 кВ

354

3,984

11,384

Ангаракан 35 кВ

3090

22,066

10,03

Перевал 220 кВ

3100

26,512

12,051

Окусикан 220 кВ

361

1,204

12,035

Окусикан 10 кВ

3110

20,755

9,434

Таксимо 220 кВ

365

3,137

8,963

Таксимо 35 кВ

3120

8,999

8,181

Таксимо 110 кВ

3130

8,999

8,181

Мамаканская ГэС

3140

9,040

8,218

Таксимо-тяговая 110 кВ

371

0,902

9,021

Таксимо-тяговая 10 кВ

При максимальной тяговой нагрузке наблюдается превышение нормально допустимого и предельно допустимого значения коэффициента несимметрии на всех тяговых подстанциях (рисунок 9).

Рисунок 8. Значения коэффициента несимметрии напряжения по обратной последовательности ( , %) на стороне высшего напряжения тяговых подстанций при максимальной тяговой нагрузке

Для приведения данного показателя качества электроэнергии к нормативным значениям необходимо иметь симметрокомпенсирующие устройства (СКУ).

Исследование несимметричного режима при максимальной тяговой нагрузке с установкой СКУ

Параметры рекомендуемых симметрокомпенсирующих устройств на подстанциях Киренга и Таксимо сведены в таблицу 7.

Таблица 7

Параметры симметрокомпенсирующих устройств

Режим

п/ст Киренга

п/ст Таксимо

Максимальные тяговые нагрузки

Х, Ом

Хab

Хbc

Хca

Хab

Хbc

Хca

-14091

7308

-15130

-3672

6140

9581

Q, Мвар

Qab

Qbc

Qca

Qab

Qbc

Qca

-4,164

8,029

-3,878

-9,332

5,580

3,576

Cимметрокомпенсирующее устройство будет иметь вид представленный на рисунке 9.

Рисунок 9. CКУ с соединением элементов в треугольник

Таблица 8

Результаты расчёта несимметричного режима при максимальных тяговых нагрузках с установкой СКУ

№ узла

Коэффициент несимметрии напряжения по обратной последовательности

Наименование узла

,кВ

, %

5400

0,950

0,19

БГЭС 500 кВ

2500

0,438

0,20

БГЭС 220 кВ

5600

1,230

0,25

УИГЭС 500 кВ

2600

0,884

0,40

УИГЭС 220 кВ

2460

0,629

0,29

Падун 220 кВ

1460

0,458

0,42

Падун 110 кВ

1480

0,553

0,50

Гидростроитель

1490

0,527

0,48

Заводская 220 кВ

2490

0,473

0,22

Заводская 110 кВ

2610

2,884

1,31

Коршуниха 220 кВ

1610

1,366

1,24

Коршуниха 110 кВ

1609

2,119

1,93

Черная

1608

1,823

1,66

Видим

1607

0,871

0,79

Кежма

1606

1,086

0,99

Зяба

1616

1,814

1,65

Хребтовая

1617

1,463

1,33

Семигорск

1618

1,716

1,56

Ручей

1619

1,606

1,46

Усть-Кут

1620

1,837

1,67

Лена 110 кВ

2620

4,202

1,91

Лена 220 кВ

2630

4,026

1,83

Якурим

2631

3,586

1,63

Ния

2639

3,916

1,78

Звездная

2640

4,171

1,90

Киренга 220 кВ

1640

1,877

1,71

Киренга 110 кВ

298

0,123

1,23

Киренга 35 кВ

3000

4,292

1,95

Улькан 220 кВ

300

0,179

1,79

Улькан 10 кВ

3010

3,683

1,67

Кунерма 220 кВ

308

0,183

1,83

Кунерма 10 кВ

3020

4,998

2,27

Даван 220 кВ

314

0,473

3,73

Даван 10 кВ

320

0,796

2,27

Даван 35 кВ

3030

4,420

2,01

Северобайкальская 220 кВ

322

0,248

2,48

Северобайкальская 10 кВ

330

0,703

2,01

Северобайкальская 35 кВ

3040

4,140

1,88

Кичера 220 кВ

332

0,192

1,92

Кичера 10 кВ

3050

3,599

1,64

Ангоя 220 кВ

339

0,112

1,12

Ангоя 10 кВ

3060

3,652

1,66

Уоян 220 кВ

346

0,370

3,70

Уоян 10 кВ

3070

2,988

1,36

Янчукан 220 кВ

349

0,400

4,00

Янчукан 10 кВ

3080

4,690

2,13

Ангаракан 220 кВ

354

0,772

2,21

Ангаракан 35 кВ

3090

3,091

1,41

Перевал 220 кВ

3100

5,306

2,41

Окусикан 220 кВ

361

0,239

2,39

Окусикан 10 кВ

3110

3,557

1,62

Таксимо 220 кВ

365

1,422

4,06

Таксимо 35 кВ

3120

0,882

0,80

Таксимо 110 кВ

3130

0,331

0,30

Мамаканская ГэС

3140

0,908

0,83

Таксимо-тяговая 110 кВ

371

0,180

1,80

Таксимо-тяговая 10 кВ

После установки СКУ в режиме максимальных тяговых нагрузок удалось получить коэффициент несимметрии напряжения не превышающий предельно допустимых значений на всех тяговых подстанциях (рисунок 10).

Рисунок 10. Значения коэффициента несимметрии напряжения по обратной последовательности ( , %) на стороне высшего напряжения тяговых подстанций при максимальной тяговой нагрузке с установкой СКУ

Исследование несимметричного режима при минимальной тяговой нагрузке (один поезд) и районной нагрузке на 21.06.2006

Значение коэффициента несимметрии напряжения по обратной последовательности на тяговых подстанциях

Наименование

Nyз

Кn2, %

Гидростроитель 27,5 кВ

230

0,373

Зяба 27,5 кВ

240

0,83

Кежма 27,5 кВ

245

1,181

Видим 27,5 кВ

250

1,208

Черная 27,5 кВ

255

0,932

Коршуниха 27,5 кВ

260

0,477

Хребтовая 27,5 кВ

265

0,742

Семигорск 27,5 кВ

270

0,966

Ручей 27,5 кВ

275

1,049

Усть-Кут 27,5 кВ

280

0,854

Лена 27,5 кВ

284

0,759

Якурим 27,5 кВ

285

0,759

Таюра 27,5 кВ

290

1,186

Ния 27,5 кВ

295

0,846

Киренга 27,5/220 кВ

299 / 2640

1,069 / 0,498

Улькан 27,5/220 кВ

301 / 3000

1,081 / 0,557

Кунерма 27,5/220 кВ

309 / 3010

1,342 / 0,593

Даван 27,5/220 кВ

315 / 3020

1,114 / 0,608

Северобайкальская 27,5/220 кВ

323 / 3030

1,033 / 0,573

Кичера (лево) 27,5/220 кВ

333 / 3040

1,525 / 0,674

Кичера (право) 27,5/220 кВ

334 / 3040

1,525 / 0,674

Ангоя (лево) 27,5/220 кВ

337 / 3050

1,045 / 0,729

Ангоя (право) 27,5/220 кВ

338 / 3050

1,045 / 0,729

Уоян (лево) 27,5/220 кВ

342 / 3060

2,185 / 0,743

Уоян (право) 27,5/220 кВ

345 / 3060

2,185 /0,743

Янчукан 27,5/220 кВ

350 / 3070

1,644 / 0,841

Ангаракан 27,5/220 кВ

353 / 3080

1,644 / 0,867

Окусикан (лево) 27,5/220 кВ

362 / 3100

3,038 / 0,915

Окусикан (право) 27,5/220 кВ

363 / 3100

3,038 / 0,915

Таксимо-тяговая 27,5/220 кВ

372 / 3140

1,224 / 1,106

Рисунок 11. Значения коэффициента несимметрии напряжения по обратной последовательности ( , %) на стороне высшего напряжения тяговых подстанций при минимальной тяговой нагрузке (один поезд) и районной нагрузке на 21.06.2006

Заключительные положения и выводы

Анализ результатов проведенных расчётов в соответствии с техническим заданием и согласно утвержденному перечню расчётных режимов показал, что для режима:

· при тяговых нагрузках, существующих на 21.06.2006 значение коэффициента несимметрии по обратной последовательности на всех тяговых подстанциях не превышает нормально допустимого;

· при тяговых нагрузках, существующих на 21.06.2006 увеличенных в 2 раза значение коэффициента несимметрии напряжения по обратной последовательности почти на всех тяговых подстанциях превышает нормально допустимое значение, а на подстанциях Ангаракан, Окусикан и Таксимо превышает предельно допустимое значение;

· при максимальной тяговой нагрузке наблюдается превышение нормально допустимого и предельно допустимого значения коэффициента несимметрии на всех тяговых подстанциях.

Для обеспечения надежного электроснабжения потребителей Байкало-Амурской железнодорожной магистрали с параметрами электрической сети, соответствующими ГОСТ 13109-97 необходимо иметь симметрокомпенси-рующие устройства на подстанциях Киренга и Таксимо.