Способ регулирования напряжения тяговой сети переменного тока



Способ регулирования напряжения тяговой сети переменного тока
Способ регулирования напряжения тяговой сети переменного тока
Способ регулирования напряжения тяговой сети переменного тока
Способ регулирования напряжения тяговой сети переменного тока
Способ регулирования напряжения тяговой сети переменного тока
Способ регулирования напряжения тяговой сети переменного тока
Способ регулирования напряжения тяговой сети переменного тока
Способ регулирования напряжения тяговой сети переменного тока
Способ регулирования напряжения тяговой сети переменного тока
Способ регулирования напряжения тяговой сети переменного тока

 


Владельцы патента RU 2551133:

Герман Леонид Абрамович (RU)
Кишкурно Константин Вячеславович (RU)

Использование: в области электроэнергетики. Технический результат - повышение эффективности регулирования напряжения на участке тяговой сети с группой тяговых подстанций. Согласно способу вводят регулирование не только по пороговым (предельным) уровням напряжения, но и в пределах всего диапазона изменения напряжения путем введения дополнительных порогов регулирования. Кроме того, применяют централизованное управление напряжением группой тяговых подстанций из энергодиспетчерского пункта. При этом управление осуществляется в зависимости от прогнозируемых значений потерь мощности в системе электроснабжения. Прогнозируемые потери мощности определяются при прогнозируемых значениях переключений РПН трансформатора с расчетом изменения потерь мощности в системе внешнего электроснабжения (совместно с потерями мощности в тяговом трансформаторе) и в тяговой сети от уравнительных токов. 2 ил.

 

Изобретение относится к электроэнергетике для регулирования напряжения, в частности к системе тягового электроснабжения переменного тока железных дорог, для регулирования напряжения с помощью регулятора напряжения под нагрузкой.

Известны способы и устройства регулирования напряжения на тяговых подстанциях переменного тока с помощью РПН трансформатора [1-5]. Принимаем за прототип способ регулирования в [1, рис.1.15].

Способ регулирования напряжения тяговой сети переменного тока, подключенной к группе тяговых подстанций с трехфазными трансформаторами по схеме соединения «звезда - треугольник» с устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) путем изменения напряжения на шинах 27,5 кВ, оборудованных трансформаторами напряжения и трансформаторами тока, с помощью РПН с заданной выдержкой времени при достижении основных пороговых уровней напряжения.

Недостатки этого способа: команда на переключение РПН передается при достижении пороговых (предельных) уровней напряжения на шинах 27,5 кВ, то есть 21 кВ и 29 кВ [2], при контроле напряжения только на одной тяговой подстанции, тем самым осуществляется местное регулирование. Однако в пределах указанных пороговых (предельных) уровней напряжения от 21 кВ до 29 кВ также необходимо регулировать, так как это ведет к снижению расхода электроэнергии и улучшению режима работы ЭПС, а управлять режимом напряжения следует по группе тяговых подстанций для контроля и снижения потерь мощности не только в трансформаторе, но и в тяговой сети.

Цель изобретения: повышение эффективности регулирования напряжения на участке тяговой сети с группой тяговых подстанций.

Для реализации цели предлагается ввести регулирование не только по пороговым (предельным) уровням напряжения, но и в пределах всего диапазона изменения напряжения путем введения дополнительных порогов регулирования, а также ввести централизованное управление напряжением группой тяговых подстанций. При этом управление осуществляется в зависимости от прогнозных значений потерь мощности в системе электроснабжения.

Итак, для регулируемого напряжения U введены дополнительные нижний U∂min и верхний U∂max пороговые значения напряжения внутри основных пороговых уровней напряжения

а в центре управления (в энергодиспетчерском пункте) введено расчетное устройство для определения потерь мощности (ΔP0), относительного прироста потерь мощности ( Δ P 0 / k i ) (в дальнейшем - прирост потерь мощности) и прогнозное значение потерь мощности (ΔPn) в системе электроснабжения при изменении напряжения устройством РПН для каждой межподстанционной зоны тяговой сети и для каждой подстанции в группе тяговых подстанций по выражениям:

потери мощности в исходном режиме [8]

уравнительный ток в тяговой сети [8]

Для упрощения расчетов в Zконт принимаем k 0 равной матрице коэффициентов трансформации исходного режима, что даст несущественную погрешность в 1-2%.

Прирост потерь мощности при изменении напряжения на тяговой подстанции «i»

Прогнозируемое значение потерь мощности [7]

где I _ - вектор узловых задающих токов, I * _ - сопряженное значение

I _ y - вектор уравнительных токов,

ΔPmc - потери активной мощности в тяговой сети от тяговых нагрузок;

M - матрица инциденций подключения однофазной тяговой сети к трехфазным трансформаторам;

Z _ Y - матрица узловых комплексных сопротивлений системы внешнего электроснабжения с трехфазными трансформаторами тяговых подстанций, приведенных к схеме замещения с тяговой нагрузкой, соединенной в «звезду с нулем»,

RY - действительная часть матрицы узловых комплексных сопротивлений ZY;

Rтс - действительная часть матрицы сопротивлений ветвей тяговой сети;

Z _ к о н т - матрица контурных сопротивлений с включенной ветвью тяговой сети;

E _ - матрица ЭДС источника питания;

k - диагональная матрица коэффициентов трансформации трансформаторов;

Δki - изменение коэффициента трансформации трансформатора на подстанции «i»,

и при невыполнении условия (1) на одной или нескольких подстанциях дается команда на расчетное устройство для определения потерь мощности (ΔР0), прироста потерь ( Δ P 0 / k i ) и прогнозируемое значение потерь мощности (ΔPn) при повышении или понижении напряжения по выражениям (2)-(5) для тяговой сети межподстанционной зоны и ее питающих тяговых подстанций,

и если U∂min≥U на одной из этих подстанций, то из центра управления подается команда на повышение напряжения на эту подстанцию, если прогнозируемые потери мощности будут ΔPn≤ΔP0,

а если U≥U∂max на одной из этих подстанций, то из центра управления подается команда на понижение напряжения на эту подстанцию, если ΔPn≤ΔP0,

а если U∂min≥U или U≥U∂max будет на обеих подстанциях, то команда соответственно на повышение или понижение подается на ту подстанцию, где по расчету получатся прогнозируемые потери мощности наименьшие,

и так повторяется для каждых двух подстанций, питающих межподстанционные зоны тяговой сети, причем, если на другой фазе трансформатора подстанции, питающей соседнюю межподстанционную зону тяговой сети, прогнозные потери мощности увеличиваются, то регулирование на этой подстанции не происходит.

На чертеже (фиг.1) представлено устройство, реализующее предлагаемый способ регулирования напряжения с помощью РПН трансформатора, где приняты следующие обозначения:

1 - трансформатор напряжения 110/27,5 кВ;

2, 3, 4 - измерительные трансформаторы тока (ТТ) шин 27,5 кВ, подключенные к выводам а, в, с обмотки 27,5 кВ силового трансформатора;

5 - контактная сеть 27,5 кВ между подстанциями ТП1 и ТП2;

6 - рельсовая цепь;

5 и 6 образуют тяговую сеть, к которой подключается фаза «а» ТП1 и ТП2;

7 - измерительные трансформаторы напряжения шин 27,5 кВ;

8 - блок сбора информации;

9 - управляющий элемент переключения РПН;

10 - расчетный блок в центре управления (в энергодиспетчерском пункте);

11 - блок управления РПН силовых трансформаторов ТП1 и ТП2.

Функционирование блоков 10 и 11 представлено на фиг.2, обозначения в схеме следующие:

12-19 - блоки сравнения измеряемого напряжения со значениями дополнительных пороговых уровней напряжения: U1a, U2a - напряжения на фазах «а» ТП1 и ТП2, подключенные к межподстанционной зоне рассматриваемого участка тяговой сети, a U, U - напряжения на фазах «в» ТП1 и ТП2, подключенные к соседним межподстанционным зонам;

20-29, 38-43 - логические элементы «И»;

30-33 - блоки расчета потерь мощности исходного режима (ΔP0), приростов потерь мощности ( Δ P 0 / k i ) и прогнозируемых потерь мощности (ΔPn): ΔPn1 и ΔPn2 - при регулировании РПН соответственно на ТП1 и ТП2;

34-37 - блоки сравнения прогнозируемых потерь мощности с потерями мощности исходного режима;

44, 45 - блоки сравнения прогнозируемых потерь мощности ΔPn1 и ΔPn2 при регулировании напряжения соответственно на подстанциях ТП1 и ТП2.

↑U и ↓U - команды соответственно на повышение и на понижение напряжения ТП1 или ТП2.

Пояснения по работе алгоритма (фиг.1 и 2)

Трансформаторы тока 2, 3 и 4 с заданным интервалом времени измеряют входные значения тока тяговой нагрузки на шинах 27,5 кВ 5 и передают их на блок сбора информации 8, трансформаторы напряжения 7 также передают измеренные значения в блок 8. С блока сбора информации 8 данные поступают на расчетный блок 10, который находится в центральном пункте управления. В блоке 10 выполняется расчет приростов потерь мощности при изменяющимся напряжении, и если U∂min≥U на какой-либо из двух смежных подстанций, питающих межподстанционную зону, и прогнозируемые потери мощности на ней будут ΔPn≤ΔP0 при повышении напряжения, то из центра управления через блок управления 11 подается команда на управляющий элемент переключения РПН 9 на повышение напряжения соответствующей подстанции.

Расчет по формулам (2)-(5) начинается, когда напряжение на шинах тяговой подстанции не будет соответствовать неравенствам (1) с дополнительными пороговыми значениями - нижний U∂min и верхний U∂max.

Основные пороговые уровни напряжения в тяговой сети [2] 21-29 кВ. Обычно, по опыту эксплуатации основные пороговые уровни принимают 24 кВ - 28,5кВ.

Учитывая номинальное напряжение на токоприемнике электровоза 25 кВ, предлагается принять дополнительные пороговые уровни регулирования напряжения на шинах 27,5 кВ тяговых подстанций U∂min и U∂max соответственно 25,5 кВ и 27,5кВ.

При U≥U∂max на ТП2 с измерительных трансформаторов 7 на блок 8 поступает измеренное значение напряжения, с блока 8 информация поступает в центр управления на расчетный блок 10, в котором только при невыполнении условий, заложенных в блоках 18 и 19, через блок 23 И пойдет команда на начало расчета начальных потерь ΔP0, прироста потерь Δ P / k i и прогнозируемые потери нового рассчитанного режима ΔPn в блоке 33, причем прирост потерь и прогнозируемые потери рассчитываются уже с пониженным коэффициентом трансформации. Далее, рассчитанная величина прогнозируемых потерь мощности ΔPn сравнивается с начальными потерями ΔP0 в блоке 37. При невыполнении заложенного в блоке 37 условия расчет потерь будет завершен, и регулирования не будет. При выполнении условия из 37 блока сигнал поступает на блок 41, в котором при всех положительных сигналах с блоков 17 и 28 вырабатывается положительный сигнал, разрешающий регулирование напряжения на трансформаторе 1 через блок 9 ТП2.

Аналогичный алгоритм будет реализован при превышении напряжения на ТП1. Причем, если превышение дополнительных порогов напряжения произойдет на обеих тяговых подстанциях, то на блок 25 поступает два положительных сигнала. В результате на выходе блока 25 также образуется положительный сигнал, который при инверсии в блоке 28 даст отрицательный сигнал на блоки 40 и 41, и команда на регулирование напряжения (в сторону его понижения) на трансформаторе ТП1 не будет дана.

Если положительный сигнал через блок 29 поступает на блок 43, то при поступлении положительных сигналов с блоков 36 и 37 вырабатывается положительный сигнал, поступающий на блок 45. В блоке 45 происходит сравнение прогнозируемых потерь мощности при понижении напряжения на ТП1 и ТП2. При выполнении условия ΔP1<ΔP2 сигнал на понижение напряжения передается на блок 9 ТП1, а при невыполнении условия - на блок 9 ТП2.

Таким образом, реализован пошаговый алгоритм управления РПН трансформатора, когда при необходимости регулирования выполняется только один шаг работы РПН (одно переключение). Это объясняется тем, что каждое переключение происходит с выдержкой времени для ограничения числа переключений (обычно выдержка времени на переключение 7…15 мин).

Аналогичный алгоритм будет реализован и при U∂min≥U.

Пояснения по формированию формул (2)-(5). Рассмотрим порядок проведения расчетов при регулировании напряжения с помощью РПН трансформатора по алгоритму на фиг.1 и 2 на примере двух тяговых подстанции ТП1 и ТП2.

Для общего случая с несколькими тяговыми подстанциями потери мощности в матричной форме равны [10]

где I ˙ - вектор узловых задающих токов, k - диагональная матрица коэффициентов трансформации трансформаторов, RY - действительная часть матрицы узловых комплексных сопротивлений Z _ Y . Здесь принято (для упрощения формирования программы расчетов): коэффициент трансформации трансформаторов равен отношению напряжения вторичной обмотки к напряжению первичной обмотки. Поэтому, считая тяговую нагрузку как источник тока, при уменьшении коэффициента трансформации снижаются токи первичной обмотки трансформатора, и, следовательно, в этом случае снижаются потери в системе внешнего электроснабжения.

Важно отметить, что расчеты потерь мощности необходимы для нахождения их приростов и прогнозирования возможных режимов. Поэтому здесь учитываются только изменяющиеся тяговые нагрузки, и не учитывается более «спокойная» нетяговая нагрузка. Это обстоятельство значительно упрощает устройство, хотя вносит небольшую погрешность в расчетах, но, как показали расчетные эксперименты, это не влияет на окончательные результаты.

Нагрузку трансформатора следует представить как сумму тяговых нагрузок I _ и уравнительных токов I _ y ( I _ + M I _ y ) . Кроме того, следует отдельным слагаемым учесть потери мощности от уравнительного тока ( I * T _ y R т с I _ y ) . В результате получена формула (2).

Потери мощности в исходном режиме ΔP0 рассчитываем для заданной схемы электроснабжения с ее параметрами и нагрузочным режимом, расчет производится по формуле (2) [8, 9].

Структура формулы (5) показывает, что первые две составляющие потерь мощности в системе внешнего электроснабжения (включая потери в трехфазных трансформаторах) и в тяговой сети от уравнительных токов зависят от коэффициента трансформации трансформаторов. Принимаем токи нагрузки, как источники тока независимо от изменяющегося напряжения на токоприемнике. Однако если заданы нагрузки мощностями, то используя метод итерации, также можно вести расчеты по выражениям (5) и (6). Если коэффициент трансформации (как отношение вторичного напряжения к первичному), например, повышается, то тогда всегда увеличиваются потери мощности в системе внешнего электроснабжения. Потери мощности в тяговой сети от уравнительных токов зависят от соотношения коэффициентов трансформации смежных подстанций, питающих рассматриваемую тяговую сеть. Поэтому суммарные потери мощности при регулировании РПН могут как повышаться, так и уменьшаться.

Для управления режимом напряжения необходимо определить прирост потерь П при изменении коэффициента трансформации трансформатора, которая рассчитывается по правилу дифференцирования сложных матричных выражений. В частности, используется выражение производной [11-13]

Для расчетов принимаем f ( x ) T = ( I _ + M I _ y ) T k и A=RY, а также вносим в (2) следующие упрощения: в выражении контурного сопротивления ( M т k 0 Z Y k 0 M + Z m c ) k = k 0 , где k 0 - коэффициент трансформации исходного режима. Итак, производная от потерь мощности ΔP0 (2) (то есть прирост потерь мощности), равна

Используя прирост мощности 11 и рассчитав прогнозные потери мощности, можно для существующего режима оценить целесообразность повышения (понижения) напряжения с целью минимизации потерь мощности. Потери мощности нового (прогнозируемого) режима при изменении коэффициента трансформации на Δki определяются по выражению [7]

Целесообразно активные потери мощности определять по программе РАСТ-05К совместного расчета систем тягового и внешнего электроснабжения [8]. В зависимости от конкретных заданий условий работы устройства регулирования расчет потерь мощности может быть только для системы тягового электроснабжения или для систем тягового и внешнего.

При необходимости изменения напряжения (если оно вне дополнительных пороговых границ регулирования), рассчитываются приросты потерь мощности при переключении РПН на каждой подстанции, питающих межподстанционную зону и потери мощности в новом прогнозируемом режиме. По сути, определяются коэффициенты чувствительности в системе тягового электроснабжения (или совместно в системах тягового и внешнего электроснабжения) по отклонению (изменению) напряжения. Методы определения даны в [10] при совместном рассмотрении систем тягового и внешнего электроснабжения и основаны на теории расчетов матриц чувствительности.

Расчет по формуле (3) начинается, когда напряжение на шинах тяговой подстанции преодолеет дополнительные пороговые значения нижний U∂min или верхний U∂max.

Пороговые уровни напряжения в тяговой сети [2] 21-29 кВ. Обычно, по опыту эксплуатации для ограничения числа переключений РПН основные пороговые уровни принимают 24 кВ - 28,5 кВ.

Учитывая номинальное напряжение на токоприемнике электровоза 25 кВ, предлагается принять дополнительные пороговые уровни регулирования напряжения на шинах 27,5 кВ тяговых подстанций U∂min и U∂max соответственно 25…26 кВ и 27,5 кВ.

Таким образом, рассматриваемый способ регулирования напряжения реализуется следующим образом:

1) при невыполнении условия (1), когда достигаются значения дополнительных порогов регулирования U∂min и U∂max, дается команда на расчетное устройство для определения прироста потерь мощности по выражению (3) для каждой подстанции,

2) рассматриваются только варианты регулирования напряжения с помощью РПН с наименьшими приростами потерь мощности,

3) если U∂min≥U на какой-либо из двух смежных подстанций, питающих межподстанционную зону, то из центра управления подается команда на повышение напряжения на эту подстанцию, если прогнозные потери мощности будут ΔPn≤ΔP0,

4) если U≥U∂max на какой-либо из этих же подстанций, то из центра управления подается команда на понижение напряжения на эту подстанцию, если ΔPn≤ΔP0,

5) если U∂min≥U или U≥U∂max будет на обеих подстанциях, то команда, соответственно, на повышение или понижение подается на ту подстанцию, где по расчету получатся прогнозные потери мощности наименьшие,

6) так повторяется для каждых двух подстанций, питающих межподстанционные зоны тяговой сети,

7) если на другой фазе трансформатора подстанции, питающей соседнюю межподстанционную зону тяговой сети, потери мощности будут расти, то регулирование на этой подстанции не происходит.

На примере реального участка электроснабжения системы 25 кВ с двумя тяговыми подстанциями ТП1 и ТП2 (фиг.1), питающими межподстанционную зону фазой «а», покажем процедуру принятия решения по алгоритму на фиг.1 и фиг.2. В исходном режиме напряжение на фаза «а» первой подстанции Ua1=26,9 кВ, а на фазе «а» второй подстанции 27,8 кВ. Принимаем дополнительные пределы регулирования U∂min=25 кВ и U∂max=27,5 кВ. Так как на второй подстанции напряжение U не соответствует условию (1), то начинает работать алгоритм (фиг.1, 2)

По выражению (2) потери мощности в исходном режиме определяются по известным параметрам схемы замещения и тяговым нагрузкам

ΔP0=322+ΔPmc кВт

Переключаем РПН на второй подстанции (уменьшаем k, то есть уменьшаем напряжение на шинах 27,5 кВ) на одно переключение,

Δk = -0,0178. По выражению (4) определяем прирост потерь П = 652 кВт, тогда прогнозные потери мощности по выражению (5)

ΔPn=322+ΔPmc-0,0178×652=311+ΔPmc кВт.

При реализации указанного переключения напряжение на второй подстанции (на шинах 27,5 кВ) снижается до 27,8-0,0178×27,5=27,3 кВ, тем самым напряжение на шинах введено в границы дополнительных порогов регулирования. При этом потери мощности в системе электроснабжения снизились на 322-311=11 кВт.

Литература

1. Герман Л.А., Серебряков А.С Регулируемые установки емкостной компенсации системы тягового электроснабжения / монография. М.: РОАТ-МИИТ, - 2012 - 212 с.

2. Правила устройства системы тягового электроснабжения железных дорог Российской Федерации (ЦЭ-462). М.: МПС, 1997, 79 с.

3. Справочник по электроснабжению железных дорог. Т.1 / Под ред. К.Г. Марквардта. - М.: Транспорт, 1980. - 256 с.

4. Автоматизация систем электроснабжения. Учебник для вузов ж.-д. трансп. / Ю.И. Жарков, В.А. Овласюк, Н.Г. Сергеев и др.: под ред. Сухопрудского. - М.Транспорт, 1990. - 359 с.

5. Идельчик В.И. Расчет и оптимизация режимов электрических сетей и систем. М.: Энергоатомиздат, 1988. - 288 с.

6. Баринов В.А., Совалов С.А. Режимы энергосистем: методы анализа и управления. М.: Энергоатомиздат, 1990. - 440 с.

7. Герман Л.А. Схема замещения электрифицированного участка железной дороги переменного тока / Электричество, 1988, №3. - с.34-35.

8. Герман Л.А. Матричные методы расчета системы тягового электроснабжения. Конспект лекций, ч.2. М.: РГОТУПС. - 2000, 38 с.

9. Герман Л.А., Морозов Д.А. Расчет типовых задач тягового электроснабжения переменного тока на ЭВМ. Уч. Пособие, М.: МИИТ, 2010, 59 с.

10. Мельников Н.А. Матричные методы расчета. М..: Энергия - 1966, 216 с.

11. Сигорский В.П. Математический аппарат инженера. Киев.: Техника, - 1975. 768 с.

12. Беллман Р. Введение в теорию матриц: Пер. с англ. - М.: Наука, - 1969, 368 с.

13. Эйкхофф П. Основы идентификации систем управления. - М.: Мир, 1975, 486 с.

Способ регулирования напряжения тяговой сети переменного тока, подключенной к группе тяговых подстанций с трехфазными трансформаторами по схеме соединения «звезда-треугольник», с устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) путем изменения напряжения на шинах 27,5 кВ, оборудованных трансформаторами напряжения и трансформаторами тока, с помощью РПН с заданной выдержкой времени при достижении основных пороговых уровней напряжения, отличающийся тем, что для регулируемого напряжения U введены дополнительные нижний U∂min и верхний U∂max пороговые значения напряжения внутри основных пороговых уровней напряжения

а в центре управления введено расчетное устройство для определения потерь мощности (ΔР0), прироста потерь и прогнозируемого значения потерь мощности (ΔPn) в системе электроснабжения при изменении напряжения устройством РПН для каждой межподстанционной зоны тяговой сети и для каждой подстанции в группе подстанций по выражениям

где уравнительный ток в тяговой сети
,
прирост потерь мощности при изменении напряжения на тяговой подстанции «i»

где ,
прогнозируемое значение потерь мощности при изменении напряжения на подстанции «i»

где - вектор узловых задающих токов ( - сопряженное значение),
- вектор уравнительных токов,
ΔPmc - потери активной мощности в тяговой сети от тяговых нагрузок;
М - матрица инциденций подключения однофазной тяговой сети к трехфазным трансформаторам;
- матрица узловых комплексных сопротивлений системы внешнего электроснабжения с трехфазными трансформаторами тяговых подстанций, приведенных к схеме замещения с тяговой нагрузкой, соединенной в «звезду с нулем»,
RY - действительная часть матрицы узловых комплексных сопротивлений ;
Rтс - действительная часть матрицы сопротивлений ветвей тяговой сети;
- матрица контурных сопротивлений в контуре между тяговыми подстанциями с включенной ветвью тяговой сети;
- матрица ЭДС источника питания;
k - диагональная матрица коэффициентов трансформации трансформаторов (k0 - коэффициент трансформации в исходном режиме),
Δki - изменение коэффициента трансформации трансформатора на подстанции «i»,
и при невыполнении условия (1) на одной или нескольких подстанциях дается команда на расчетное устройство для определения потерь мощности (ΔP0), прироста потерь (∂ΔP0/∂k) и прогнозируемого значения потерь мощности (ΔPn) при повышении или понижении напряжения по выражениям (2)-(5) для тяговой сети межподстанционной зоны и ее питающих тяговых подстанций,
и если U∂min≥U на одной из этих подстанций, то из центра управления подается команда на повышение напряжения на эту подстанцию, если прогнозируемые потери мощности будут ΔPn≤ΔP0,
а если U≥U∂max на одной из этих подстанций, то из центра управления подается команда на понижение напряжения на эту подстанцию, если ΔPn≤ΔP0,
а если U∂min≥U или U≥U∂max будет на обеих подстанциях, то команда соответственно на повышение или понижение подается на ту подстанцию, где по расчету получатся прогнозируемые потери мощности наименьшие,
и так повторяется для каждых двух подстанций, питающих межподстанционные зоны тяговой сети, причем, если на другой фазе трансформатора подстанции, питающей соседнюю межподстанционную зону тяговой сети, прогнозируемые потери мощности увеличиваются, то регулирование на этой подстанции не происходит.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области электротехники и может быть использовано в сетях электроснабжения. Технический результат - повышение надежности.

Использование: в области электроэнергетики. Технический результат - повышение эффективности регулирования напряжения.

Изобретение относится к электротехнике и может быть использовано для автоматического регулирования вставкой постоянного тока на базе двух ведомых сетью преобразователей напряжения типа СТАТКОМ, управляемых способом широтно-импульсной модуляции (ВПТН).

Использование: в области электротехники. Технический результат - обеспечение децентрализованного управления энергопотреблением.

Изобретение относится к устройствам регулирования напряжения в электрических трехфазных сетях. Технический результат заключается в повышении надежности работы, а также улучшении условий обслуживания заявленного устройства.

Использование: в области электротехники. Технический результат - поддержание в норме напряжения и повышение точности регулирования напряжения.

Использование: в области электроэнергетики. Технический результат - надежное поддержание напряжения системы в допустимом диапазоне.
Изобретение относится к электроэнергетике и может быть использовано в электрических сетях любого уровня. .

Изобретение относится к электротехнике и электроэнергетике, а именно к устройствам автоматического воздействия на электрические сети. .

Изобретение относится к электротехнике и электроэнергетике, а именно к устройствам регулирования напряжения и передаваемой мощности в электрических распределительных сетях переменного тока.

Изобретение относится к системам электроснабжения на основе силовой преобразовательной техники, питающим удаленные потребители электрической энергии. Технический результат - создание возможности эффективного электроснабжения удаленных потребителей электрической энергии по линии электропередачи переменного тока с большими величинами активного и индуктивного сопротивлений. В компенсированной системе электроснабжения удаленных потребителей электрической энергии, содержащей питающую сеть в виде источника трехфазного переменного напряжения и трехфазной ЛЭП с подключенными в конце линии p-фазными выпрямителями, к выходным выводам которых подключены потребители электрической энергии, на входе p-фазных выпрямителей дополнительно включен параллельный пассивный фильтр канонических гармоник, а трехфазная ЛЭП рассечена и в рассечки включены дополнительно введенные трехфазные трансформаторные корректирующие устройства (ТТКУ), каждое из которых содержит выполненные на самостоятельных магнитопроводах регулировочный и компенсационный трехфазные трансформаторы, первичная трехфазная обмотка регулировочного трансформатора, содержащая в каждой фазе основную часть и регулировочную часть с отпайками, концами фазных обмоток подключена пофазно к началам цепочек, состоящих из последовательно соединенных первичных фазных обмоток компенсационного трансформатора и фазных конденсаторных батарей и концами подключенных к одной из отпаек регулировочной части фазной обмотки первичной трехфазной обмотки регулировочного трансформатора, причем начала фазных обмоток первичной трехфазной обмотки регулировочного трансформатора подключены к линии электропередачи пофазно до ее рассечки, а включенные пофазно последовательно трехфазные вторичные обмотки регулировочного и компенсационного трансформаторов подключены к линии электропередачи пофазно после ее рассечки. ТТКУ включаются либо в начале ЛЭП, либо в ее промежуточной точке, либо в конце ЛЭП, либо в начале и конце ЛЭП. Изобретение может быть использовано для питания удаленных потребителей электрической энергии переменного тока, например, в качестве систем электроснабжения буровых установок нефтегазодобывающего комплекса. 13 з.п. ф-лы, 7 ил.

Использование: в области электротехники. Технический результат - расширение функциональных возможностей. Электрическое устройство для изменения уровня управления реагированием на спрос (DR) включает в себя блок памяти, чтобы хранить один из множества уровней управления DR, каждый из которых соответствует уровню тарифа на электроэнергию, в качестве начального уровня операции экономии энергии; блок связи, чтобы принимать текущий тариф на электроэнергию и текущий уровень тарифа на электроэнергию, связанный с текущим тарифом на электроэнергию, от поставщика энергии в реальном времени, пользовательский интерфейс, который при приеме запроса на изменение уровня управления DR от пользователя отображает список из множества уровней управления DR и принимает желаемый уровень управления DR от пользователя, и контроллер, чтобы устанавливать желаемый уровень управления DR на начальный уровень операции экономии энергии при приеме запроса на изменение уровня управления DR на желаемый уровень управления DR от пользовательского интерфейса, сравнивать текущий уровень тарифа на электроэнергию с желаемым уровнем управления DR из множества уровней управления DR и определять, выполнять ли операцию экономии энергии, причем операция экономии энергии включает в себя операцию снижения потребления энергии электрического устройства. 3 н. и 16 з.п. ф-лы, 19 ил.

Изобретение относится к области электроэнергетики и может быть использовано для поддержания и регулирования напряжения в электрической сети. Технический результат - снижение потерь (или увеличение пропуска) мощности в прилегающем к узлу регулирования напряжения районе сети при поддержании в заданных пределах напряжений примыкающих узлов. В способе регулирования напряжения узла электрической сети и узлов, примыкающих к нему, воздействуют на источник реактивной мощности в зависимости от отклонения напряжения в узле регулирования от уставки регулирования источника реактивной мощности в данном узле, корректируемой в результате измерения режимных параметров узла, и примыкающих к нему связей для определения по известным зависимостям напряжений примыкающих узлов, потерь и пропуска мощности в прилегающем районе сети, а также их приращений. При нарушенных допустимых значениях напряжений узла электрической сети и узлов, примыкающих к нему, корректируют уставку для ввода режима напряжений в допустимые границы. Если все напряжения находятся в допустимых границах, то осуществляют корректировку уставки для снижения потерь или увеличения пропуска мощности в прилегающем районе сети, контролируя изменение потерь или пропуска мощности в прилегающем районе сети на каждом шаге корректировки уставки. 6 ил.

Изобретение относится к области электротехники, в частности к электроэнергетическим системам. Предлагается способ включения трехфазных блоков конденсаторов практически без переходного процесса и превышения напряжений на конденсаторах их установившихся значений. Способ позволяет получить технический результат - улучшить динамику дискретного регулирования в статических компенсаторах реактивной мощности. 4 ил.

Изобретение относится к устройствам регулирования потребления электроэнергии системами освещения. Технический результат - повышение эффективности управления потребляемой мощностью. Для этого представлены технические решения, в которых управление потребляемой мощностью в системе, содержащей потребляющие мощность устройства типа осветительных устройств, может выполняться, например, путем разделения потребляющих мощность устройств системы на множество групп и путем принятия во внимание возможности сброса либо восстановления потребляемой мощности или нагрузки для каждой группы. Кроме того, изобретение реализует механизм аукциона для регулирования потребляемой мощности или нагрузки в осветительной системе, так что достигается эффективное, быстрое, учитывающее требования пользователя и учитывающее функции и характеристики осветительного устройства регулирование. 3 н. и 10 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к области электротехники и может быть использовано в электроэнергетических системах и в системах электроснабжения. Техническим результатом является повышение эффективности фазового управления напряжением электрической системы. Технический результат достигается тем, что в способе фазового управления напряжением в электрической сети задают требуемые режимные параметры электрической системы. Механический момент абсолютного движения ротора синхронной машины электрической системы расчленяют на относительный и переносный. Управление переносным моментом производят указанным фазовым смещением напряжения в соответствии с требуемыми режимными параметрами. 3 ил.

Использование: в области электроэнергетики. Технический результат - повышение качества и стабильности регулирования напряжения в электрической сети. Согласно способу задают соотношение между фактическим отклонением напряжения от нормативного значения у всех потребителей, подключенных к электрической сети, и напряжением вторичной обмотки трансформатора или вольтодобавочного трансформатора, от которого питается электрическая сеть, задают задержку по времени фактического соотношения между отклонением напряжения от нормативного значения у всех потребителей и напряжением вторичной обмотки трансформатора или вольтодобавочного трансформатора от заданного соотношения, измеряют фактическое напряжение у всех потребителей, подключенных к электрической сети. Определяют фактическое отклонение измеренного напряжения от нормативного значения у всех потребителей, измеряют фактическое напряжение вторичной обмотки трансформатора или вольтодобавочного трансформатора, определяют фактическое соотношение между отклонениями напряжения от нормативного значения у всех потребителей и напряжением вторичной обмотки трансформатора или вольтодобавочного трансформатора. Если данное фактическое соотношение через заданное время отличается от заданного соотношения, начинают отчет времени, равного заданному времени фактического соотношения между отклонением напряжения у всех потребителей от нормативного значения и напряжением вторичной обмотки трансформатора или вольтодобавочного трансформатора от заданного соотношения. Если в момент окончания отсчета времени фактическое соотношение между отклонением напряжения от нормативного значения у всех потребителей и напряжением вторичной обмотки трансформатора или вольтодобавочного трансформатора отклоняется от заданного соотношения, то полученное значение этого отклонения используют в качестве корректирующего сигнала. 1 ил.
Наверх