Анализ гармонических искажений при работе преобразователей частоты и повышения надежности системы электроснабжения

ВВЕДЕНИЕ

1. АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ ГАРМОНИЧЕСКИХ ИСКАЖЕНИЙ НА ПИТАЮЩУЮ СЕТЬ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЕЙ ЧАСТОТЫ

1.1 Вред от ухудшения качества электрической энергии

1.2 Формирование отказов электрооборудования для систем электроснабжения


1.3 Способы расчёта надёжности электроснабжения и оценка технического состояния силового электрического оборудования

1.4 ВЫВОД ПО ПЕРВОЙ ГЛАВЕ

2. ЧИСЛЕННЫЙ СПОСОБ РАСЧЁТА ГАРМОНИЧЕСКОГО СОСТАВА ВЫХОДНОГО НАПРЯЖЕНИЯ С СИНУСОИДАЛЬНОЙ ШИРОТНО-

ИМПУЛЬСНОЙ МОДУЛЯЦИЕЙ

2.1 Схемотехнический способ решения

2.1.1 Применение гибких линий электропередач

2.1.2 Установка фильтра на входе преобразователя частоты или дроссель в звене постоянного тока ПЧ

2.1.3 Увеличение количества пульсаций напряжения входного выпрямителя за период питающего напряжения

2.1.4 Применение управляемого выпрямителя на входе ПЧ, использующего специальный алгоритм управления ключами

2.2 ВЫВОД ПО ВТОРОЙ ГЛАВЕ

3. ОЦЕНКА СОСТАВА ГАРМОНИЧЕСКИХ СОСТАВЛЯЮЩИХ

3.1 ВЫВОД ПО ТРЕТЬЕЙ ГЛАВЕ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Список приложений



СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ СОКРАЩЕНИЙ ШИМ Широтно-импульсная модуляция
ПЧ	Преобразователь частоты

КЭ	Качество электроэнергии

НЭС	Надёжность электроснабжения

ЭЭС	Электроэнергетическая система

ЭМС	Электромагнитная совместимость

СЭС	Система электроснабжения

ПКЭ	Показатель качества электроэнергии



ВВЕДЕНИЕ


     Огромное использование для широкодиапазонного регулирования частоты вращения асинхронных двигателей на сегодняшний период времени получили преобразователи частоты с двойным преобразованием энергии. Подобные установки преобразуют электрическую энергию питающей сети в электроэнергию с определёнными значениями напряжения, тока и частоты. Существует два этапа для преобразования электроэнергии.

     На первом этапе, при помощи выпрямителя происходит преобразование тока и напряжения питающей сети с частотой 50 Гц в постоянный ток. На втором этапе, преобразуют постоянный ток и напряжение в переменное, потому что требуется для обеспечения достаточного режима работы электродвигателя со значениями тока, напряжения и частоты.

     Данный метод преобразования энергии обладает недостатками. Одним из минусов, является наличие инвертора, который будет искажать форму тока и величину напряжения питающей сети.

Генерация в питающую сеть высших гармоник тока и образующиеся при

отклонении параметров качества электроэнергии от значений, регламентируемых ГОСТ 32144-13, способен значительно ограничить применение преобразователя частоты.

    Целью выполнения работы является: составление анализа гармонических искажений при работе преобразователей частоты и повышения надежности системы электроснабжения.

1. АНАЛИЗ ВЛИЯНИЯ ГАРМОНИЧЕСКИХ ИСКАЖЕНИЙ НА

ПИТАЮЩУЮ СЕТЬ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ ПРЕОБРАЗОВАТЕЛЕЙ ЧАСТОТЫ

1.1.	Вред от ухудшения качества электрической энергии


    Проведён анализ существующих методов для оценки влияния качества электрической энергии на надёжность электроснабжения.

Приведены примеры нарушений электроснабжения, которое сопряжённо

с качеством электроэнергии, и вытекающие из них финансовые убытки. На основе статистических данных проведён анализ причин технологических нарушений в действующих электрических сетях разного класса напряжения.

    Степень надёжности электроснабжения потребителей непрерывно меняется вместе с различным множеством случайных параметров режимов ЭЭС. Надёжность электроснабжения обосновывается техническим

состоянием сетевых оборудований. Составляющие элементы электроэнергетической системы испытывают на себе электромагнитные возмущения, которые влияют на их состояние при генерации, передаче и распределении электроэнергии.

    В пределах допустимого диапазона изменения показателей качества электроэнергии, как правило, не приводят к негативным последствиям,

связанным с интенсивным износом элементов сети, существенному повышению уровня потерь ЭЭ в сети. ЭО и ЭП, которые в процессе


эксплуатации подвергаются многократному сверхнормативному электромагнитному воздействию, могут неправильно функционировать, испытывают ускоренный износ и впоследствии отказывают, не выработав ожидаемого срока службы. В связи с этим возникает экономический ущерб от некачественной ЭЭ как у электросетевых компаний, так и у предприятий– потребителей.

Ущерб от ухудшения качества электроэнергии делится на две группы:

электромагнитная и технологическая.

    Электромагнитная составляющая обуславливается нарушениями ЭМС, повышенными уровнями потерь электроэнергии в питающей сети.

    Технологический обусловлен ликвидацией аварий в системе электроснабжения, проведением внепланового ремонта или замены отказавшего электрооборудования, наличием брака и недовыпуском готовой продукции, простоем и недоиспользованием основных производственных фондов и рабочей силы. По объёмам происшествия технологический ущерб будет на порядок выше электромагнитного.

    Для обеспечения электромагнитной совместимости в странах Европы созданы законодательные акты и директивы, содействующие поддержанию качества ЭЭ в распределительных сетях.

    Для выполнения этих целей одни страны (Германия, Италия) могут применить штрафные санкции к производителям, которые не соблюдают законодательные акты и директивы, в других (Швеция, Великобритания) запрещена торговля любой электротехнической продукцией, не прошедшей аттестацию на электромагнитную совместимость.

    Некачественная ЭЭ в сетях обусловливает неблагоприятные условия работы сетевого ЭО и ЭП потребителей, ускоряя старение электроизоляционных материалов, что с течением времени приводит к сбоям

и отказам элементов СЭС. В свою очередь отказ элементов СЭС при наихудшем развитии событий может стать прямой или косвенной причиной прекращения электроснабжения. Результаты измерений показывают, что значения ПКЭ по току и напряжению существенно различаются.

    Критерием оценки НЭС является экономический ущерб от перерыва поставки ЭЭ потребителю. Для расчёта экономического ущерба требуется выявить механизм воздействия КЭ на НЭС. Качественного понимания процессов для решения этой задачи недостаточно, поэтому необходимо получить количественные характеристики.

1.2 Развитие	отказов	электрооборудования	систем

электроснабжения



       В процессе эксплуатации ЭО выделяется три характерных периода проявления отказов:

первый период (приработка) характеризуется спадающим уровнем интенсивности отказа с течением времени, что объясняется наличием в партиях выпускаемого оборудования бракованных изделий, несоблюдением правил монтажа и эксплуатации;

в течение второго периода (основной) эксплуатации наблюдается стабилизация числа отказов около некоторого среднего значения, когда в период текущей эксплуатации отказы появляются неожиданно;

третий период (старение) связан с нарастающим числом отказов вследствие   старения   и   физического   износа   материалов   (в

особенности изоляционных), накопленного за период эксплуатации.

    Одной из причин преждевременных отказов является дополнительный нагрев изоляции токоведущих частей ЭО. Температура нагрева активных частей ЭО – один из наиболее существенных параметров режима его работы. Её значение зависит от величины потерь мощности, способа охлаждения и климатических условий. ПКЭ, которые влияют на потери мощности: коэффициенты искажения синусоидальности формы кривой и n-ой гармонической составляющей напряжения (фактором нагрева являются токи высших гармоник I(n)), коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности (фактором нагрева являются токи обратной последовательности основной частоты I2U), а также отклонение напряжения

и частоты (фактором нагрева является ток прямой последовательности основной частоты I1).

    В энергосистеме установившееся отклонение напряжения и частоты контролируются субъектами рынка ЭЭ: системный оператор осуществляет регулирование частоты в энергосистеме, магистральные и распределительные сетевые компании несут ответственность за уровень напряжения в точках присоединения на границах балансовой принадлежности и эксплуатационной ответственности. В то же время увеличение значений высших гармоник и несимметрии напряжений связано с ростом количества источников ЭМП у потребителей бытового и промышленного сектора, которые не принимают мер для нормализации ПКЭ. Причина этого связана с высокой стоимостью организации контроля КЭ, что удорожает обслуживание и эксплуатацию электрохозяйства.

    Статистика событий, связанных с аварийностью ЭО, распределительных и питающих сетей, показывает разностороннюю природу их причин. Проанализируем данные по отказам элементов СЭС, принадлежащих разным классам напряжения. В табл. 1.1 представлены отказы элементов конструкции силовых трансформаторов и автотрансформаторов питающих электрических сетей.

    Табл. 1.1 – Распределение отказов силовых трансформаторов классов напряжения 110–500 кВ по их конструктивным элементам




Доля от общего

Элемент
количества   отказов,





%



Обмотка	52



Вводы	27



РПН, ПБВ	9


Магнитопровод	5



Прочие отказы
5



Контакты	1



Масло	1






     Отказы силовых трансформаторов обусловлены состоянием их обмоток, которые подвержены: межвитковым и межкатушечным замыканиям – 28 %; нарушениям главной изоляции обмоток – 12 %; повреждениям от термических

и динамических воздействий – 12 %. Эти данные показывают, что повышение надёжности силовых трансформаторов требует проведения диагностики состояния изоляции обмоток при принятии решения о продлении срока их эксплуатации.

    Результаты обзора технологических нарушений, зарегистрированные в распределительных сетях «Холдинг МРСК», и делается анализ их причин:

76 % технологических нарушений вызвано повреждениями воздушных линий электропередачи (ВЛЭП);

20 % от числа нарушений элементов распределительных сетей приходится на ЭО подстанций, из них 14 % связано с выходом из строя силовых трансформаторов (в основном это вводы, обмотки, устройства регулирования напряжения – РПН и ПБВ);

2 % относится к отказам, ложным срабатываниям устройств релейной защиты и автоматики (УРЗА), а также противоаварийной автоматики

(ПА);

2 % приходится на отказы кабельных линий.

Также    на    уровень    НЭС    значительное    влияние    оказывают

коммутационные аппараты (с автоматическим, полуавтоматическим или ручным приводом) как элементы СЭС, которые непосредственно влияют на топологию электрической сети и отказ в срабатывании которых приводит к эскалации оказываемого ущерба. В то же время 25 % от всех нарушений, включая и технические, связаны с ненадлежащим выполнением ремонта, а также неудовлетворительной организацией и неправильной стратегией обслуживания.

     Как известно, отказы и сбои в работе ВЛЭП связаны с механическими повреждениями опор, обрывами и схлёстыванием фазных проводов, загрязнением поверхности изоляторов, проведением ремонтных работ. То есть причинами, не связанными с проявлениями КЭ.

     В случае рассмотрения воздействия на ВЛЭП кондуктивных помех в виде токов высших гармоник и токов несимметрии, то оценка проводится по допустимому уровню нагрева её проводов. Так как тепловой расчёт проводов ВЛЭП имеет неопределённый характер, то при проектировании предусматривается завышение рабочей температуры. Поэтому ожидать критического роста температуры токоведущих частей и увеличения стрелы провеса проводов ВЛЭП от воздействия кондуктивных помех не приходится.

     Перенапряжения и провалы напряжений, наиболее часто наблюдаемые ПКЭ в электрических сетях, особенно с изолированным режимом работы нейтрали (класс напряжения 6–35 кВ). Количественная оценка этих ПКЭ выполняется на основании сбора статистической информации, которая индивидуальна для конкретной сети, и характеризуется неизменной величиной потока (интенсивности) отказов.

    Поэтому, несмотря на подавляющий процент технологических нарушений из-за отказов ВЛЭП, сконцентрируем наше внимание на

статистике технологических нарушений подстанций, силовые трансформаторы которых чувствительны к дополнительному нагреву от распространения кондуктивных помех в виде токов высших гармоник и токов обратной последовательности основной частоты.

    Результаты обработки 40614 технологических наруше-ний Объединенной энергетической системы (ОЭС) одного из федеральных регионов России, зарегистрированных на протяжении 10 лет. На ЭО подстанций исследуемой ОЭС приходится 15 % аварий. В табл. 1.2 представлена доля в % технологических нарушений на подстанциях напряжением 6–500 кВ.

    Как видно из табл. 1.2, подавляющее большинство аварий происходит на подстанциях распределительных сетей 10 кВ. В первую очередь это связано с их количеством (более 442 тысяч единиц или около 97 % от общего числа подстанций напряжением 6–220 кВ). Дополняется картина тем обстоятельством, что 55% трансформаторных подстанций (ТП) напряжением (6–20)/0,4 кВ находится в работе уже на протяжении 30 лет.







Табл. 1.2 – Технические нарушения на подстанциях напряжением 6–500 кВ



Класс напряжения
Доля от общего

числа  нарушений,
подстанции, кВ
%


6
5,4


10
52


35
6,3


110
21,43


220
11,12


500
3,75




     Рассмотрим роль АД в обеспечении НЭС, установленная мощность которых составляет 60–80 % от суммарной нагрузки энергосистемы. АД повсеместно применяется в составе электроприводов рабочих механизмов, выполняющих различные функции. С позиции НЭС АД является конечным звеном, а именно ЭП, по отношению к которому определены базовые функции СЭС. При рассмотрении АД в качестве элемента, техническое состояние которого определяет НЭС, следует принять во внимание те исполнительные механизмы, от которых зависит надёжность поставки ЭЭ потребителям. К таким механизмам следует отнести электроприводы собственных нужд (с. н.) электрических станций и крупных подстанций, которые обеспечивают нормальную работу основного ЭО.

    По данным о повреждаемости крупных электрических двигателей, опубликованным рабочей группой А1.17 CIGRE (фра. Conseil International des Grands R?seaux Electriques), установлены следующие причины нарушения их нормальной работы (табл. 1.3).

    Табл. 1.3 – Распределение причин повреждения крупных электрических двигателей в %



Доля от общего

Причины

числа, %



Механические	69



Электрические	17



Не выявленные вибрации

и повышения температуры
6




Внешние воздействия и

6

комплектующие детали



Другое
2






     Из данных табл. 1.3 следует, что выход из строя крупных вращающихся машин в эксплуатации по причине теплового износа наблюдается довольно редко (не более 6 % от зарегистрированных случаев). Такое распределение отказов крупных электрических двигателей объясняется наличием в них датчиков тока и температуры, дающих команду на их отключение при превышении порогового значения (установки). При оценке теплового режима АД малой и средней мощности,

в которых установка датчиков температуры не предусмотрена, следует исходить из возможности их отказа от теплового пробоя твёрдой изоляции.

На основании статистики отказов АД с фазным ротором, приведённой в,

в течение 4 лет выявлено, что наиболее уязвимой частью двигателей являются обмотки статора – 68 % от зарегистрированных повреждений. Доля повреждений, приходящаяся на обмотку фазного ротора, составляет 30 %.

Уточняется, что полученные статистические данные соответствуют условиям работы электроприводов с повышенными температурами и в агрессивной окружающей среде.

    Для электроприводов с. н. тепловых электростанций выполнен анализ отказов среди 1000 электродвигателей напряжением 0,4 кВ, согласно которому наработка на отказ находится в диапазоне 2,6–7,7 лет. В данном случае главным фактором ускоренного износа двигателей является частота пуска, а в 79 % случаев выход из строя вызван витковым замыканием обмоток

статора.

Приведенный выше обзор статистики повреждений АД как с фазной, так

и с КЗ конструкцией ротора показывает доминирующую позицию в общем количестве отказов нарушений изоляции статорных обмоток двигателей.

Среди различных эксплуатационных факторов твёрдая изоляция обмоток наиболее чувствительна к воздействию повышенной температуры. Поэтому далее выполним обзор подходов для оценки температуры нагрева обмоток АД.

    Изучению технического состояния АД посвящено достаточно большое количество научно–исследовательских работ. Среди них можно выделить [], где автор рассматривает тепловой режим работы АД при питании его от третьей обмотки трансформатора тяговой подстанции. Проведены исследования теплового режима работы АД при отклонении сетевого напряжения и частоты, а также наличии высших гармонических составляющих напряжения и несимметрии напряжений по обратной последовательности основной частоты.

    В публикации предложены выражения для определения превышений температуры отдельных частей АД, основанные на принципе наложения

«греющих» потерь и имитационном моделировании. В качестве исходных данных для расчёта берутся каталожные данные исследуемых типов АД. Авторы предлагают упрощённую тепловую схему замещения АД, которая учитывает источники потерь в сердечнике статора, обмотках статора и ротора. Однако для анализа теплового режима АД при наличии искажённого напряжения на его зажимах данный подход требует адаптации. Это обусловлено различием превышений температуры фазных обмоток статора (ротора) от протекания несимметричных токов.

    Повышенные температуры в АД могут возникнуть по ряду причин: не расчётные климатические условия, перегрузка по току, повышенные значения ЭМП.

    Максимальный перегрев будет при одновременном появлении перечисленных факторов нагрева. Кроме того, необходимо учитывать и

продолжительность воздействия повышенной температуры. Обладая кумулятивным эффектом, тепловое старение материала накапливается с увеличением длительности эксплуатации, приближая состояние ЭО к предельному.

    В настоящее время отечественная электроэнергетика характеризуется морально и физически устаревшим сетевым ЭО, несвоевременным и ненадлежащим проведением текущих и капитальных ремонтов, отсутствием у эксплуатационных организаций современных приборов для проведения диагностики состояния и выявления скрытых повреждений ЭО.

    Такая ситуация в большей мере обязывает инженеров электроэнергетической отрасли обратить внимание на назревшие проблемы и пути их решения. При переходе к интеллектуальной электроэнергетической системе с активно–адаптивной сетью (ИЭС ААС) необходимо заложить основные принципы любой ЭЭС – качественная и надёжная генерация, передача и распределение ЭЭ. Реализация основных принципов ЭЭС не возможна без надёжно функционирующего ЭО, ЛЭП, проведения

профилактических, диагностических, ремонтных и оперативных мероприятий. Для решения задач, связанных с долгосрочным сохранением работоспособного состояния ЭО, экономичной передачей ЭЭ по передающим звеньям электрической сети, нормальной эксплуатацией ЭП бытовых и промышленных потребителей. Повышенное внимание следует уделить КЭ, как одному из основных условий безотказного, долгосрочного, эффективного функционирования всех элементов электрической сети и главным образом ЭП потребителей.

    Следовательно, НЭС потребителей с учётом сложившейся обстановки в отечественной электроэнергетике во многом определяется техническим состоянием сетевого ЭО. Следует отметить, что бесперебойность поставки ЭЭ

в наибольшей мере зависит от надёжности участка электрической сети, от которого непосредственно получают питание ЭП потребителя. Поэтому сначала необходимо провести оценку надёжности работы ЭО,

непосредственно участвующего в поставке ЭЭ до места потребления.

    В данной диссертационной работе внимание будет сосредоточено на влиянии низкочастотных (до 2 кГц) кондуктивных помех на ПНЭС. Такая связь, несомненно, существует и во многом очевидна. Однако получить какие–

либо количественные характеристики в настоящее время не представляется возможным из–за отсутствия формализованных предпосылок и математического аппарата.

     Воздействие КЭ на отказ ЭО по своей длительности можно разделить на внезапное и постепенное. К ЭМП внезапного воздействия относятся: импульсные перенапряжения (атмосферные, коммутационные), провалы напряжения, а постепенного – установившееся отклонение напряжения и частоты, колебание напряжения, искажение синусоидальности формы кривой напряжения, несимметрия трёхфазной системы напряжений.

    Надёжная работа любого элемента СЭС обеспечивается условиями его эксплуатации. Способность элементов СЭС выполнять свои функции в заданном объёме и заданного качества во многом определяется значениями электрических параметров, воздействующих на их органы управления, активные части, определяющие их работоспособность. Значения электрических параметров не являются постоянными величинами вследствие значительного числа протекающих в системе электромагнитных, электромеханических переходных процессов.

    При отклонениях контролируемых ПКЭ в допустимом диапазоне говорят об ЭМС элемента по отношению к другим элементам ЭЭС, подключённым и функционирующим в этой же сети. Имея взаимные связи и выполняя свои функции, элементы оказывают влияние друг на друга. Обладая индивидуальными свойствами, как в конструктивном, так и в режимном отношении, элементы вносят собственные вклады в текущее состояние электрической сети.

    Воздействие токов высших гармоник и токов обратной последовательности основной частоты на силовые трансформаторы приводит

к формированию дополнительных потерь и тем самым к росту превышений температуры между их активными частями и охлаждающей средой. В

международном стандарте даны рекомендации по загрузке распределительных трансформаторов, которые питают потребителей несинусоидальным током. В отечественной практике действует нормативный документ, в котором вводится ограничение на эмиссию высших гармонических составляющих потребляемого тока в низковольтных электрических сетях. Других мероприятий в вышеуказанных нормативных документах не предлагается, но следует, что стратегия планово-

предупредительных ремонтов (ППР) и замены силового ЭО непосредственно влияет на поведение интенсивности отказов, связанной с процессами его износа и старения.

    Степень воздействия помехи на техническое состояние и/или функциональную способность ЭО зависит от внутренней сопротивляемости его токопроводящих и проводимости его изолирующих частей. Если кондуктивная помеха представляет собой волну тока, то восприимчивость ЭО

к ней будет определяться полным сопротивлением активно–индуктивного характера. В случае же волны напряжения следует говорить о комплексных проводимостях, имеющих активно– ёмкостной характер, параллельно соединённых и находящихся под разностью потенциалов помехи напряжения.

Помимо способности элемента сопротивляться и проводить ЭМП, степень воздействия на ЭО определяется значением ЭДС и внутренним сопротивлением источника кондуктивной помехи, то есть его мощностью.

    Для определения восприимчивости к термическому воздействию от выделяемых в ЭО потерь следует оперировать параметрами, характеризующими процесс теплообмена между различными элементами его конструкции и узлами: теплопроводность, теплоотдача, излучение. Так как основными источниками тепла в ЭО являются его активные части, а именно проводники с током и ферромагнитные тела с магнитной индукцией, то уровень восприимчивости элементов будет обратно пропорционален

сопротивлению токопроводящих и магнитных путей соответственно.

     На основании сделанного анализа факторов снижения надёжности силового ЭО, физических принципов воздействия кондуктивных помех на элементы СЭС в процессе эксплуатации и причин их отказа перейдём к обзору существующих методов и подходов для оценки технического состояния ЭО и расчёта ПНЭС.

1.3 Методы расчёта надёжности электроснабжения и оценка технического состояния силового электрооборудования

     Известны три категории надёжности электроснабжения ЭП. Категория связана с мерой потенциального ущерба, который обусловлен прекращением функционирования отдельно взятого ЭП, и чем выше номер категории ЭП, тем опасность перерыва его электроснабжения ниже.

     При определении показателей надёжности элементов ЭЭС возможно использование двух подходов: физический и статистический. Физический подход заключается в том, что состояние оборудования оценивается и описывается конкретными физическими величинами и параметрами. С его помощью можно подробно исследовать последствия, вызванные предполагаемыми причинами, анализировать сценарии развития событий. Недостатком этого подхода является учёт всевозможных гипотез, последовательностей возникновения влияющих факторов и взаимосвязей между ними.

    Статистический подход базируется на опыте, поэтому он наиболее убедителен и не требует верификации. Точность этого подхода во многом зависит от объёма выборки и длительности сбора информации. Он интегрально учитывает в себе совокупность реальных причин, которые привели объект в конечное состояние.

    Однако он не раскрывает сути происходящих процессов, что делает его в этом отношении не наглядным. Для получения полной картины о надёжности объекта и о его состоянии следует применять оба подхода.

    Традиционно расчёт показателей надёжности производят путём сбора и накопления статистических данных. В европейских странах, США принята оценка НЭС по таким показателям как: среднее значение частоты отказа системы (анг. SAIFI), среднее значение длительности перерыва системы (анг. SAIDI), среднее значение длительности перерыва потребителя (анг. CAIDI), среднее значение коэффициента готовности системы (анг. ASAI) и другие [41]. Каждый из них вычисляется по зарегистрированному числу,

длительности перерывов электроснабжения, установленного процента потребителей, испытывающих нарушение электроснабжения и множеству других параметров. Зарубежные электросетевые компании используют перечисленные показатели в качестве критериев эффективности ведения своего бизнеса, для обозначения условий в договорах с потребителем и предоставления отчётности комиссиям, регулирующим их деятельность. Однако указанные ПНЭС не позволяют выявить перерывы в электроснабжении, вызванные ухудшенным КЭ, то есть им присущи недостатки статистического подхода при расчёте показателей надёжности.

    В отечественной практике оценку системной надёжности принято осуществлять при помощи комплексного показателя P – вероятности бездефицитной (безотказной) работы, выраженной в относительных единицах. Вероятность бездефицитной работы рассчитывается путём суммирования всех возможных состояний ЭЭС, в которых потребители получают электрическую мощность в полном объёме (балансовая надёжность). Модель расчёта состояний ЭЭС может быть построена на различных принципах.

    К базовым относятся структурные методы расчёта показателей надёжности. Эти модели строятся на представлении исследуемого объекта в виде схемы абстрактных блоков (например, блок состояния объекта или его части, блоки причинно-следственной связи и так далее), соединённых между собой определённым образом и раскрывающие определённые свойства исследуемого объекта.

    Связи между абстрактными блоками характеризуются интенсивностями перехода от одного блока к другому с учётом направления их действия. Поведение структуры будет зависеть от начальных условий системы, логических связей между блоками и характером изменения интенсивностей переходов с течением времени.

    При наличии физических аналогов исследуемого объекта, опыта его эксплуатации определяют характер поведения и значение интенсивностей

переходов по статистической информации за продолжительный промежуток времени. Результаты обработки статистики будут меняться как с увеличением времени наблюдения, так и от условий, в которых находился объект. Поэтому обработанные статистические данные будут верны только для условий, при которых они были получены.

    Имеющаяся в современной справочной литературе информация о показателях надёжности элементов СЭС соответствует условиям их эксплуатации, ЭМС в электрических сетях 60–90-х гг. прошлого века [14],

[42]. В сетях того периода времени не фиксировались такие уровни высших гармоник, несимметрии токов и напряжений, как в современных

электрических сетях. Объясняется это резким ростом доли полупроводниковых преобразователей, ЭП с нелинейной вольтамперной характеристикой в установленной мощности комплексной нагрузки.

Отсюда и рождается интерес к исследованию изменения значений ПНЭС

в зависимости от уровня кондуктивных помех в узлах нагрузки. Оценка технического состояния любого электротехнического изделия в большинстве случаев проводится через физическое состояние и целостность системы электрической изоляции его токоведущих частей. Такое положение

объясняется повышенной уязвимостью применяемых в электромашиностроении изоляционных материалов практически ко всем эксплуатационным факторам.

    Следует различать надёжность генерирующей, передающей и приёмной части ЭЭС. В каждом случае применяются индивидуальные математические модели, отражающие специфику исследуемого объекта. Например, для оценки надёжности систем с доминированием отказов генераторов и при необходимости учёта большого количества факторов используют метод Монте–Карло, а для относительно небольших электрических схем (несколько сотен элементов) с высоконадёжными элементами пользуются методом перебора состояний структуры на базе марковских случайных процессов.

Согласно  анализу,  большое  распространение  в  инженерной  практике

получили формальные модели с применением стандартных математических функций. Они отличаются своей наглядностью, доступностью и возможностью быстрого получения искомого результата, но имеют низкую точность. В связи с этим для получения максимально приближенного к действительности расчётного значения параметра надёжности пользуются стохастическими динамическими моделями, включающими в себя множество влияющих факторов исследуемого случайного процесса. Однако степень сложности такой модели, её размерность резко возрастают с увеличением числа учитываемых случайных величин процесса.

    Для оценки надёжности электрической изоляции ЭО в основном прибегают к математической модели надёжности с последовательным соединением абстрактных элементов, каждый из которых раскрывает определённую сторону физического проявления её нарушения. Ниже приводится обзор подходов для оценки надёжности изоляции силового ЭО.

    В статье приводится вероятностный подход по определению функции надёжности, зависящей от дополнительного нагрева изоляции элементов СЭС при несинусоидальных режимах работы. В методе заложен апостериорный нормальный закон распределения превышения температуры, создаваемого от высших гармоник тока. Однако не раскрывается, каким образом полученный апостериорный закон распределения связан с коэффициентами искажения синусоидальности формы кривой и n–й гармонической составляющей напряжения.

    Предлагается метод оценки надёжности ЭО по сработанному и остаточному ресурсу. В частности, для маломощных электродвигателей расчёт технического ресурса ведётся с учётом количества и продолжительности пусковых режимов. То есть учитывает нагрев двигателя от потребляемого им повышенного тока прямой последовательности основной частоты. Кроме того, в предлагаемом методе количество и продолжительность пусков детерминировано, что требует наличия ретроспективных данных.
Авторами	разработана	математическая	модель	надёжности  обмоток

электрических машин, основанная на электрической прочности межвитковой изоляции обмоток вращающихся машин. Законы распределения входящих в модель параметров – коммутационные перенапряжения, пробивное напряжение изоляции, коэффициенты уравнений регрессии получены из обработки результатов спланированных экспериментов.

     Разработаны динамические модели ЭМС по несинусоидальности и несимметрии напряжений для различных элементов СЭС. В используемых моделях заложен термический эффект от действия кондуктивных помех.

     Научная работа затрагивает вопросы, связанные с влиянием НЭС на КЭ. Автором предложен подход, заключающийся в том, что для поддержания требуемого уровня КЭ (допустимого уровня установившегося отклонения напряжения) необходимо прибегать к отключению удалённых, неответственных потребителей сельских электрических сетей. Однако в этом случае происходит отступление от фундаментального принципа ЭЭС – реализация качественной и бесперебойной поставки ЭЭ потребителям. Несомненно, не должна поставка ЭЭ одним потребителям осуществляться за счёт отключения других потребителей, пусть даже и неответственной категории, если речь не идёт о системных авариях и нарушениях устойчивости энергосистемы.

     Анализируемые публикации дают основание полагать, что вопросы обеспечения НЭС и вопросы КЭ рассмотрены достаточно разносторонне. Однако Федеральный закон «Об электроэнергетике» ставит задачу о необходимости выполнения как одного, так и другого требования, имея в виду их взаимосвязь. Эта взаимосвязь, так или иначе, рассматривалась, однако метод оценки НЭС с учётом влияния на неё КЭ ранее не разработан. Также из этого анализа следует, что цепочка взаимного влияния выстраивается так, как показано выше на рис. 1.1.

    Таким образом, в диссертационной работе следует пройти по этой цепи, отобразив её звенья, которые проявляются в снижении НЭС за счёт ухудшения КЭ по наиболее распространённым в электрических сетях показателям:

высшие гармонические составляющие, несимметрия по обратной последовательности токов и напряжений. Обусловлено это именно тем, что указанные кондуктивные помехи интенсивно воздействуют на ЭО через нагрев изоляции, приводя к её разрушению и выходу оборудования из строя.

    Что же касается перерывов электроснабжения, вызванных отказами силовых трансформаторов питающей подстанции, то их следует оценивать средним значением годового недоотпуска ЭЭ. Оценка надёжности работы АД, входящего в состав потребителей или с. н. крупных энергетических объектов, проводится по вероятности его отказа, которая определяет простой обслуживаемого им рабочего механизма. Интегральным показателем при оценке НЭС потребителей является экономический ущерб, выраженный в денежном эквиваленте последствий от недоотпуска ЭЭ.

1.4 ВЫВОДЫ ПО ПЕРВОЙ ГЛАВЕ



Анализ	научной	литературы	и	публикаций	даёт

возможность сделать последующие заключения и проблемы с целью выполнения последующего изучения:

1) непрерывность передачи электроэнергии зависит от исправности силового электрооборудования и линий электропередач, где напрямую присоединены ЭП с различной категорией НЭС.

2) необходимо сформировать методику предоставления надёжной деятельность насильственных трансформаторов (6-20)/0,4 кВ с целью уменьшения недоотпуска электроэнергии.

3) выход из строя АД приводит к нарушениям технологического процесса производства у потребителей и повышению отказов гла.......................