Качество электроэнергии и электромагнитная совместимость СЦБ и тяги.

Основные показатели качества электроэнергии.

Согласно межгосударственного ГОСТ 13109 97, принятого в 9 государствах, для нормальной работы оборудования качество электроэнергии (КЭ) складывается из следующих показателей:

Нормы, устанавливаемые настоящим стандартом, подлежат включению в технические условия и договоры между электроснабжающей организацией и потребителями.

По большинству показателей КЭ считается соответствующим требованиям, если суммарная продолжительность выхода времени за допустимые значения не превышает 5% от установленного времени в 24 часа, т.е. 1ч.12 мин, а за предельно допустимые значения - 0%. В приложении "А" ответственным за ухудшение большинства показателей КЭ обозначен поставщик электроэнергии, но по колебаниям напряжения, несимметрии и несинусоидальности - потребитель. Нормы, установленные настоящим стандартом, применяют при проектировании и эксплуатации электрических сетей, а также при установлении уровней помехоустойчивости приёмников и уровней помех, вносимых этими приёмниками. Нормы по КЭ отраслевых стандартов не должны быть ниже норм настоящего ГОСТ.

Введение этого ГОСТ в условиях экономики стремящейся к рыночной для железной дороги означает всё большее ужесточение взаимных требований между поставщиком электроэнергии и потребителем. В частности выясняется, что энергосистему совершенно не удовлетворяет КЭ полученной от инверторных агрегатов тяговых подстанций, а решение проблемы КЭ для СЦБ находится в зачаточном состоянии и требует кардинальных решений.

Вопрос по КЭ в основополагающих документах по СЦБ отражается в далеко не полном объёме. "Правила технической эксплуатации железных дорог" (ЦРБ-756) регламентируют только допустимое отклонение напряжения и длительность провала напряжения 1,3 сек.

В НТП СЦБ/МПС-99 как таковая проблема по КЭ не отражается. Совместимость отдельных элементов внутри устройств СЦБ не регламентируется. Вопросы влияния на КЭ несимметрии нагрузки и несинусоидальности характеристик элементов оборудования не поднимаются. Маломощную подстанцию на ЛЭП автоблокировки принято рассматривать как систему неограниченной мощности, вследствие этого возможно резкое ухудшение КЭ в локальных участках сети.

“Правила устройства системы тягового электроснабжения” (ЦЭ-462) регламентируют в основном показатели по КЭ в точке подключения к энергосистеме и на электроподвижном составе. Электромагнитная совместимость рассматривается только по индуцированному напряжению в зоне тяговой сети переменного тока.

В период пятидесятых годов, когда создавались основные решения по электроснабжению тяги на переменном токе, действовали государственные нормативы позволяющие коэффициенты по нулевой и обратной последовательности напряжения до 5%. Введение новых ГОСТов, совершенствование техники и возрастание требовательности нетяговых потребителей к КЭ потребует пересмотреть привычные технические решения. Также потребуется и обратить внимание на влияние устройств на КЭ в конкретном участке сети.

По опыту внедрения тональных рельсовых цепей на СКжд можно заметить, что дальнейшее совершенствование устройств СЦБ неизбежно повысит взыскательность потребителей к КЭ и потребует детального выявления причин его ухудшения по обе стороны эксплуатационной ответственности.

Необходимо добиться понимания того, что нормативы ГОСТа по КЭ - это норма цивилизованных и даже уважительных взаимоотношений между поставщиком электроэнергии и потребителем и между потребителями в сети. Это и составляет один из важнейших элементов технической культуры.

Конфликт традиции и качества.

Проблема КЭ на железных дорогах нашей страны обостряется из-за вошедших в традицию особенностей тягового электроснабжения. На электрифицированных железных дорогах СССР было принято устанавливать на тяговых подстанциях для тяговых и не тяговых потребителей единый мощный силовой трёхфазный трансформатор. В результате на КЭ для нетяговых потребителей влияют все режимы тяги, работа выпрямительных агрегатов электровозов и выпрямительно-инверторных агрегатов подстанций. По воздействию на КЭ в энергосистеме тяговая сеть сопоставима только с дуговыми сталеплавильными печами. Традиционные решения вновь и вновь повторяются в проектах несмотря на опыт эксплуатации, изменение нормативной базы, экономических реалий и альтернативные решения в мировом опыте.

В первую очередь проблемы с КЭ возникают на дорогах с электротягой на переменном токе на фидерах ДПР 25 кВ, напрямую подключённых на шины с контактной сетью и на дорогах постоянного тока на фидерах продольного электроснабжения 6(10) кВ, подключённых на шины с выпрямительно-инверторными агрегатами.

У трёхфазного трансформатора, используемого на тяговых однофазных нагрузках, появляются "отстающая" и "опережающая" фазы на шинах 25 кВ. Несимметрия напряжений около 2% появляется у тягового трансформатора уже при половине номинальной нагрузки и равной на обоих плечах питания.

Питание всех потребителей железной дороги от одного трансформатора создаёт проблемы для СЦБ. Уровень минимального напряжения для резервного питания перегонных устройств автоблокировки от ДПР никак не может согласоваться с уровнями напряжения для электроподвижного состава. Допустимое колебание напряжения в контактной сети от номинального 25 кВ составляет от 21 кВ (- 19%) до 28 кВ (+12%), а в вынужденном режиме от 19 кВ до 29 кВ. Минимальное напряжение на шинах подстанции не устанавливается. Вследствие этого оказывается, что нормы по уровню напряжения для СЦБ +5% и - 10% от номинального при совместном питании контактной сети и не тяговой энергетики от одних шин 25 кВ нереальны.

Трансформаторы ЗНОМ-35, применяемые для резервного питания сигнальных точек от ДПР, имеют на первичной стороне 27,5 кВ, на вторичной обмотке напряжение 227 В. Вследствие внутреннего падения напряжения при нагрузке 0,5 кВА напряжение уже 220 В, а для спаренной сигнальной точки 213 В. При снижении напряжения на шинах подстанции до номинального для тяги 25 кВ напряжение в релейных шкафах становится ниже минимально допустимого (- 10%) 198 В. При напряжении в ДПР 21 кВ на устройствах СЦБ не может быть более 172 В.

Подобные проблемы возникают и при питании автоблокировки от трансформаторов ОМ-35. Вследствие этого из-за нескольких киловатт потребителей резерва СЦБ на шинах тяговых подстанций приходится всегда держать завышенный уровень напряжения. Вынужденное завышение резко ограничивает возможности регулировки напряжения для уменьшений перетоков мощности энергосистемы по контактной сети между подстанциями. На малодеятельных участках напряжение выше номинального 25 кВ создаёт большие дополнительные потери энергии на ток намагничивания всех трансформаторов.

На горных перевальных участках при движении тяжеловесного поезда вследствие снижения напряжения на шинах подстанции возникают сбои в СЦБ. Это приводит к остановке поезда на самом тяжёлом участке, попытке возобновления движения, новому останову, возвращению на станцию отправления и срыву графика движения. По опыту вынужденных режимов во время сложных погодных условий на СКЖД выяснилось, что именно электроснабжение СЦБ является самым ответственным и первоочередным вопросом для организации движения.

На зарубежных железных дорогах простота наших устройств не находит понимания и тяговую сеть переменного тока 50 Гц принято питать от специальных однофазных трансформаторов, а нетяговые потребители от отдельных источников 10 кВ или 20 кВ. На железных дорогах Германии, для исключения влияния несимметрии тяги на прочих потребителей и на энергосистему, питание контактной сети с частотой 16 2/3 Гц осуществляется от громадных электромашинных преобразователей с трёхфазной симметричной первичной обмоткой.

В этой связи наш ДПР 25 кВ, как сеть феноменальная по выходу за нормативы по качеству электроэнергии, по электробезопасности и по потерям электроэнергии, выглядит совершенным анахронизмом и постепенно должен быть выведен из электроснабжения СЦБ. Питание собственных нужд 0,4 кВ тяговых подстанций от шин 25 кВ и последующая трансформация в ЛЭП 6 (10) кВ автоблокировки также выглядят традиционно неоправданным решением.

Трёхфазная магнитная система тяговых трансформаторов, отсутствие гальванического разделения между контактной сетью и резервным питанием СЦБ создаёт условия для попадания на него импульсов временных перенапряжений из тяговой сети.

Режимы работы тягового трансформатора вызывают первичную несимметрию напряжения и большую составляющую обратной последовательности. Вторичная несимметрия и появление нулевой последовательности вызывается самими нагрузками электрической централизации.

Согласно приложения “А” ГОСТ 13109 97 наиболее вероятным виновниками ухудшения качества электроэнергии по показателям несинусоидальности и несимметрии названы потребители с нелинейной и несимметричной нагрузкой. При нагрузке понижающего трансформатора около половины номинальной и более решающее значение на качество электроэнергии для ЭЦ оказывают некоторые особенности применяемого оборудования СЦБ и не вполне удачный выбор традиционных схемных решений.

В энергетике ЭЦ используется как фазное напряжение четырёхпроводной сети 220 В так и трехпроводная сеть 380 В. Парадокс ситуации в том, что относительно стабильное 380 В питает сухие трёхфазные изолировочные трансформаторы ТС, на вторичной стороне которых используется однофазное напряжение с непостоянными по току потребителями. Этим повторяются недостатки системы внешнего электроснабжения ЭЦ от высоковольтных линий, но уже на низком напряжении.

В практике установлено, что для работы двумя фазами без значительного выхода за допустимые параметры пригодны только трансформаторы со следующим соединением обмоток:

В проектах и в реальных устройствах энергетики ЭЦ повсеместно можно найти установку трансформаторов ТМ и ТС со схемой “звезда - звезда” при использование фазного напряжения для однофазных потребителей. По проектному решению нагрузки примерно одинаково распределены по фазам, но реально включаются независимо друг от друга. При этом их вторичное напряжение становится чрезвычайно неустойчивым.

Разработка аппаратов без учёта их влияния на качество электроэнергии в остальной сети часто сводит на нет все усилия по повышению надёжности электроустановки в целом и модернизации устройств. В электроустановках СЦБ, питаемых от собственных линий ограниченной мощности без других потребителей это особенно наглядно. Частые переключения фидеров питания на постах ЭЦ и сбои АЛСН на СКжд происходит именно на новых устройствах с тональными рельсовыми цепями питаемых от лучших высоковольтных линий с избыточной проводимостью.

Для повышения надёжности электроснабжения СЦБ в существующих устройствах надо рассмотреть возможность на постах ЭЦ тональных рельсовых цепей распределить преобразователи частоты ПЧ 50/25 по всем фазам. На многих постах ЭЦ, питаемых от собственных высоковольтных трансформаторов на основном и резервном питании, есть возможность применения сети 220/127 В и переключения первичной обмотки трансформаторов ТС на треугольник.

Реальные факторы электроснабжения тяги и СЦБ.

В октябре 2002 года по распоряжению службы сигнализации и службы электроснабжения на одном из участков СКЖД с системой автоблокировки АБТЦ-2000 и электрической централизацией МРЦ-13 проведены одновременные замеры напряжения для СЦБ на тяговых подстанциях и постах ЭЦ. Всего работниками Сальской дистанции сигнализации и связи было произведено 936 замеров параметров на 26 постах ЭЦ, а работниками Сальской дистанции электроснабжения 945 замера на 5 тяговых подстанциях переменного тока. При замерах через каждый час в течение трёх суток на тяговых подстанциях выяснилось, что уровень напряжения на основном питании СЦБ от ЛЭП - 10 кВ. Потеря напряжения на фидерной зоне 50 км не превышала 0,2-0,3 кВ, обратная и нулевая последовательности напряжений на ДПР изменялись от нуля до 6,2%. При этом в среднем составили 2,15%. В это же время на фидерах 10 кВ автоблокировки обратная о нулевая последовательности напряжения составляли от 0,2% до 4,8% и в среднем 2,04%.

Реальная нагрузка на ЛЭП 10 кВ от участка с тональными рельсовыми цепями составляла от 120 ВА/км до 450 ВА/км. Распределение нагрузки по фазам было крайне непостоянным и без постоянного преобладания мощности на какой либо фазе. Ток в фазах изменялся от полного равенства до разницы в 3-4 раза.

В таблице 1 приведены результаты замеров на трёх постах ЭЦ СКЖД. На разъезде Восточный при междуфазном напряжении (UМФ) в пределах нормативов ГОСТ происходит сильный перекос системы фазных (UФ) напряжений на основном питании почти до уставки отпадания аварийных реле на вводной панели. Наблюдается сильная вторичная несимметрия. Коэффициент по нулевой последовательности 1.10.2002 в 15.00 в три раза превысил предельные нормативы.

В целом по участку на основном питании СЦБ коэффициент по обратной последовательности на линейном напряжении колебался от 0 до 5,1% и в среднем составил 1,6%. Коэффициент по нулевой последовательности колебался от 0 до 12% и в среднем по результатам замеров составил 4,8%.

На резервном питании от ДПР коэффициент обратной последовательности достигал 4,8% и в среднем составил 1,3%. Коэффициент нулевой последовательности достигал 7% и в среднем составил 1,2%.

На некоторых постах ЭЦ отмечена значительная разница нагрузки по фазам. Обратило на себя внимание различие результатов уровней линейного напряжения 0,4 кВ на различных станциях одной фидерной зоны. Здесь имеет место некоторый разброс точности показаний приборов, наличие прочих нагрузок и субъективный фактор.

Отмечены колебания линейного напряжения на устройствах СЦБ от 350 В (- 9,2% UН) до 420 В (+10,5% UН). При этом нагрузка ЭЦ либо выравнивала величины фазных напряжений, как на ст.Двойная, либо напротив при практически симметричном линейном напряжении происходил сильный перекос фаз. На ст.Пролетарская несимметрия фазных напряжений, до разницы в 40 В отмечена при почти полном равенстве по абсолютной величине нагрузки по фазам. такое явление происходит при значительной разнице нагрузки по углу (фазовая несимметрия).

Для электроснабжения СЦБ малых станций установлены трёхфазные трансформаторы мощностью 25 кВА. Нагрузка этих трансформаторы составляет 10-25% от номинальной мощности. Значительная недогрузка на трансформаторы СЦБ на тяговых подстанциях и на постах ЭЦ в совокупностью с избыточной проводимостью ЛЭП 10 кВ создаёт условия для резонансных явлений.

дата

время

1 фидер

2 фидер

UМФ

В

К2

%

UФ

В

К0

%

I

А

UМФ

В

К2

%

UФ

В

К0

%

I

А

Разъезд Восточный

1.10. 2002

9.00

390

1,6

(4,8)

200

5,8

7

7

3

390

400

400

1,6

(1,1)

230

220

220

2,7

7

7

2

400

210

390

230

15.00

380

390

380

1,6

(2,9)

190

200

230

12,0

7

6

2

400

410

400

1,5

(1,1)

230

230

230

0

7

7

2

Станция Двойная

3.10.

2002

9.00

380

5,1

(2,3)

205

2,1

18

380

2,4

(1,1)

210

4,2

18

350

210

11

390

220

11

360

205

13

395

225

13

15.00

380

3,3

(1,2)

205

4,5

18

375

0,8

(0)

210

2,8

18

375

215

11

380

220

11

360

200

13

380

220

13

Станция Пролетарская

3.10.

2002

9.00

410

1,5

(2,3)

210

8,0

10

420

0

(1,1)

230

1,6

10

400

240

10

420

230

10

400

240

9

420

225

9

15.00

410

1,5

(1,2)

210

10,6

18

410

1,5

(0)

210

2,8

18

400

240

11

420

220

11

400

250

13

420

220

13

Таблица 1. Показатели уровню напряжения и по коэффициентам обратной (К2) и нулевой (К0) последовательностей на вводных панелях ЭЦ фидерной зоны Двойная-Сальск.

В таблице 1 в скобках даны коэффициенты К2 линейных напряжений в ЛЭП автоблокировки (основное питание) и ДПР (резерв).

Проблема качества электроэнергии обостряется при вынужденных режимах в энергосистеме, при "выпадении" одной из подстанций и консольном питании длинных фидерных зон, неравномерной нагрузке на плечах питания тяговых подстанций. Так на одной из подстанций в октябре 2002 года при тяговой нагрузке на одной фидерной зоне близкой к предельно допустимой зафиксированы следующие уровни напряжения:

Напряжение прямой последовательности U1=25,8 кВ, U2 =обратной 3,7 кВ, коэффициент обратной последовательности К2=14,4%.

Напряжение прямой последовательности U1 =9,58 кВ, U2 =обратной 13,7 кВ, коэффициент обратной последовательности К2=14,4%.

Применительно к низкой стороне трансформаторов постов ЭЦ это означает появление при холостом ходе следующих величин напряжений.

А0=195 В; В0=248 В; С0=214 В.

А0=190 В; В0=245 В; С0=215 В.

Здесь имеет место значительная первичная несимметрия.

Нагрузка устройств СЦБ эти величины напряжений может ещё более снизить или напротив выровнять несимметрию.

При большой обратной последовательности происходит нагрев магнитопровода, большое возрастание тока намагничивания и искажение формы синусоиды напряжения трёхфазных трансформаторов ТМ и ТС, нагрев и значительное снижение мощности асинхронных двигателей, в частности стрелочных электроприводов.

Несинусоидальность напряжения из-за высокого содержания гармонических составляющих характеризуется коэффициентом искажения синусоидальности кривой напряжения, длительно допустимым на зажимах приёмника 0,4 кВ не более 8% и предельным 12 %, а также коэффициентом n-ой гармонической составляющей напряжения.

Источниками появления высших гармоник служат как тяговая сеть постоянного и переменного тока так и сами устройства СЦБ.

При спектральном анализе качества электроэнергии на тяговых подстанциях по регистратору аварийных событий системы "Гассан" на содержание высших гармоник выяснилось, что в спектре тока на шинах 25 кВ преобладают нечётные гармоники, при этом первая гармоника составила 70,8%. На шинах СЦБ 10 кВ в спектре напряжения также наибольшую амплитуду имели нечётные гармоники, при этом первая гармоника составила 99,75 %. Несинусоидальность составила 0,715 кВ, или 7%. Допустимая норма по этому показателю для сети 6-20 кВ - 5% и предельная - 8%.

В связи с тем, что на участках с тональными рельсовыми цепями при избыточной проводимости высоковольтных ЛЭП нагрузка не превышает 15-30 кВА на фидерную зону совершенно недопустимо в выводить из работы преобладание первого фидера в модулях СЦБ. Отсутствие или недостаточная нагрузка на ЛЭП создают условия для возникновения резонансных явлений на какой либо гармонической составляющей.

Определение составляющих качества электроэнергии.

Методика расчёта показателей приведена в ГОСТе и допускает применение метода симметричных составляющих.

В повседневной практике основные составляющие качества электроэнергии можно оценить по упрощённой методике имеющимися приборами.

Действующее напряжение обратной (U2) и нулевой (U0) последовательностей согласно ГОСТ можно определить по следующим приближённым формулам:

U2 =0,62(UНБ(МФ) - UНМ(МФ)), где UНБ(МФ) и UНМ(МФ)) наибольшее и наименьшее действующие значения из трёх междуфазных (линейных) напряжений;

U0 =0,62(UНБ(Ф) - UНМ(Ф)), где UНБ(Ф) и UНМ(Ф)) наибольшее и наименьшее действующие значения из трёх фазных напряжений.

Допустимый коэффициент несимметрии напряжений в 2% возникает при разности между наибольшим и наименьшим напряжением фаз на 3,23%. Для номинального напряжения 220 В это разница в 7,1 В, для 380 В - 12,27 В, для 10 кВ - 0,323 кВ, для 27,5 кВ - 0,888 кВ.

Предельный коэффициент несимметрии в 4% возникает при разности между наибольшим и наименьшим напряжением фаз в 6,45%, для 220 В это разница в 14,2 В; для 380 В - 24,5 В.

Для наглядности проверку реального смещения нейтрали ТМ и ТС в рабочем режиме любой электроустановки можно провести графическим способом. В треугольнике векторов линейных напряжений необходимо расположить звезду фазных и расстояние между её центром и точкой пересечения медиан треугольника является смещением нейтрали и падением напряжения от составляющей нулевой последовательности.

Составляющие прямой и обратной последовательностей токов или напряжений также можно определить путём графических построений. Вектор фазы “А” равен 1/3 суммы геометрически сложенных с повёрнутыми на 120 0 эл. векторами фаз “В” и “С”. При этом у прямой последовательности фаза “С” поворачивается по часовой стрелке и фаза “В” против, а у обратной последовательности наоборот.

В тригонометрической форме координаты концов векторов напряжения любой последовательности можно определить по уравнениям. Поскольку по модулю составляющие последовательностей в каждой фазе равны для определения коэффициентов несимметрии достаточно определить координаты концов векторов одной фазы. Например для фазы “А”.

Для нулевой последовательности:

YA 0 =1/3(IA sin j A + IB sin j B + IC sin j C );

XA 0 =1/3(IA cos j A + IB cos j B + IC cos j C ).

Для прямой последовательности:

YA 1 =1/3(IA sin j A + IB sin(1200+j B )+ IC sin(2400+ j C ));

XA 1 =1/3(IA cos j A + IB cos(1200+j B )+ IC cos(2400+j C )).

Для обратной последовательности:

YA 2 =1/3(IA sin j A + IB sin(2400+j B )+ IC sin(1200+ j C ));

XA 2 =1/3(IA cos j A + IB cos(2400+j B )+ IC cos(1200+j C )).

Построив по данным замеров треугольник и звезду напряжений линейные напряжения UAB UBC UCA поместим в систему координат на комплексной плоскости X Y и определим углы относительно вещественной оси +1. Направление вещественной оси совпадает с осью ординат и фазовый угол j отсчитывается против часовой стрелки.

Рисунок 1. Векторная диаграмма линейных и фазных напряжений.

Рисунок 2. Векторная диаграмма линейных напряжений

на ДПР ЭЧП на комплексной плоскости

UAB =28,80 кВ, j =2100 ; UBC =27,40 кВ, j =860 ; UCA =26,40 кВ, j =3300 .

Подставив полученные значения в формулы определим координаты концов векторов “АВ”. Далее определим модуль действующего напряжения составляющей прямой последовательности, он равен UAB1 =27,56 кВ, а обратной последовательности UAB2 =1,44 кВ.

Коэффициент по обратной последовательности определится по следующей формуле:

К2= UAB2 /UAB2 *100%.

Для данного замера К2=1,44/27,56*100%=5,22%.

Подобную диаграмму можно построить и для напряжений 380/220 В. Применительно к сети 0,4 кВ этот случай означает появление на низкой стороне трансформаторов резервного питания СЦБ от ДПР без нагрузки следующих линейных напряжений: UAB = 418 В, (110% UНОМ );UBС = 398 В, (105% UНОМ);UСА = 384 В, (101% UНОМ). Несимметрия выше предельно допустимой возникла при разнице между напряжениями фаз в 9% и без выхода за пределы от номинального.

По проблеме совместного электроснабжения тяги и СЦБ от единого трёхфазного трансформатора на основании опыта эксплуатации и расчётов можно сделать выводы:

Проблемы КЭ и совместного электроснабжения тяги и СЦБ требуют принципиального изменения схемы тяговых подстанций.

Вместе с тем столь же принципиальные изменения необходимы непосредственно в электроустановках СЦБ для соблюдения КЭ на локальных участках сети. Среди этих необходимых решений можно отметить:

Сайт управляется системой uCoz