Активная проводимость на землю трансформатора: ПРИМЕРЫ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧ

Содержание

ПРИМЕРЫ РЕШЕНИЯ ЗАДАЧ

ЗАДАЧА 3.1

Трехфазный двухобмоточный трансформатор типа ТМ выпускают на два класса напряжения (10 кВ и 6 кВ). Определить параметры схем замещения транс­форматоров ТМ-100/10 и ТМ-100/6 (рис. 3.8, а) и проанализировать, как влияет при одинаковой номинальной мощности класс напряжения обмотки ВН на со­противление и проводимость трансформатора.

Решение 1. Паспортные данные для трансформатора ТМ-100/10 (табл. П 2.2):

SH0M =100 кВА, U.H =10 кВ, UHH =0,4 кВ, ДРК =1,97 кВт, ДРХ =0,36 кВт, ик =4,5 %,

IХ =2,6%.

Определим параметры продольной ветви схемы замещения. Активное со­противление трансформатора, приведенное к напряжению высшей обмотки.

(*)

Полное сопротивление

(**)

Реактивное сопротивление

 

Идеальный трансформатор в схеме замещения характеризуется коэффици­ентом трансформации, принимающим номинальное значение в центральном по­ложении переключателя (ПБВ± 2 х 2,5 %):

и изменяющимся в трансформаторе с ответвлениями:

 

в интервале

 

При расчете электрических режимов на ЭВМ номинальная трансформация задается в виде

 

Смена положения ПБВ, выполняемая, как правило, посезонно, изменяет ко­личество рабочих витков обмотки ВН и, следовательно, значения сопротивлений R, X трансформатора. С учетом выражений (*) и (** ) наибольшее изменение со­противлений составит ZT = (1,052 - 0,952)ZT = 0,2ZT, т. е. каждое переключение на одно ответвление изменяет сопротивления трансформатора примерно на 5 % и может оказать существенное влияние на режим в низковольтных сетях.

Параметры поперечной ветви: активная проводимость, См

 

реактивные потери холостого хода, квар

 

реактивная (индуктивная) проводимость, См

 

Потери холостого хода трансформатора при номинальном питающем на­пряжении, кВА

 

2. Паспортные данные трансформатора ТМ-100/6 отличаются только номи­нальным напряжением обмотки ВН, равным 6,3 кВ.

Активное и индуктивное сопротивления

 

Потеря напряжения на активном сопротивлении трансформатора

 

Потеря напряжения на реактивном сопротивлении трансформатора

 

Индуктивное сопротивление трансформатора

 

Активная и индуктивная проводимости:

Моделируя ветвь холостого хода проводимостями (шунтами на землю), по­тери мощности можно выразить в виде

что позволяет определить потери мощности холостого режима при питающем на­пряжении U, отличном от номинального.

Из расчетов видно, что активное сопротивление соизмеримо с реактивным (примерно в 2 раза меньше для трансформаторов рассматриваемых классов на­пряжения). Аналогично, активная проводимость в 7,2 раза меньше реактивной.

С уменьшением класса напряжения с 10 кВ до 6 кВ сопротивления транс­форматоров уменьшились, а проводимости увеличились в 2,5 раза.

ЗАДАЧА 3.2

Чирчикский трансформаторный завод выпускает трансформаторы марки ТМЗ. Это силовые трехфазные двухобмоточные трансформаторы, без устройства РПН, без расширителя, герметичные, с азотной подушкой. Сезонное изменение напряжения осуществляется на стороне ВН с помощью устройства ПБВ. Опреде­лить параметры схемы замещения с учетом трансформации (рис. 3.6, а) транс­форматора ТМЗ-1000/10 со следующими паспортными данными:

Решение

Активное сопротивление

 

Полное сопротивление

Реактивное сопротивление

 

незначительно отличается от полного сопротивления

 

Активная проводимость

 

Полная проводимость трансформатора

 

Номинальный коэффициент трансформации

Найденные параметры схемы замещения приведены к ВН. Со стороны НН параметры можно определить путем их пересчета через коэффициент трансфор­мации:

или непосредственно по вышеприведенным выражениям, используя вместо номи­нального напряжение обмотки НН.

В данной задаче рассматривался трансформатор того же класса напряжения, что и в предыдущей, только более мощный. С увеличением номинальной мощ­ности трансформаторов возрастает (в данном случае до 4,5 раз) соотношение между индуктивным и активным сопротивлениями и для трансформаторов мощ­ностью более 1000 кВА с приемлемой погрешностью можно принять X = Z.

ЗАДАЧА 3.3

На подстанции установлены два понижающих двухобмоточных трансфор­матора типа ТДН-16000/110, которые имеют следующие паспортные данные:

S =16000 кВ-А, и„н=1Ю кВ, UHH=6,6 кВ,

= 85 кВт, РХ =19 кВт, UK =10,5 %, IX=0,7%.

Определить параметры эквивалентной схемы замещения (рис. 3.18, б) двух параллельно работающих трансформаторов.

Решение

Определим сопротивления трансформаторов по параметрам опыта корот­кого замыкания:

 

 

Рис. 3.18. Исходная (а) и эквивалентная (б)

схемы замещения двух понижающих трансформаторов

Номинальный коэффициент трансформации

 

Проводимость определяется по результатам опыта холостого хода. Активная проводимость

Реактивная проводимость

Определим полное эквивалентное сопротивление для двух параллельно ра­ботающих трансформаторов (рис. 3.18,6):

Эквивалентная проводимость

На параллельную работу включаются трансформаторы с одинаковыми ко­эффициентами трансформации ( = k = 16,7).

Рис. 3.19. Эквивалентная схема замещения двух параллельно включенных двухобмоточных трансформаторов

Из полученных результатов видно, что с увеличением напряжения и мощ­ности трансформаторов возрастает соотношение между реактивным и активным сопротивлениями, и в данном случае оно составляет уже 19,8 раза. Увеличение различия между значениями активной и реактивной проводимостей с ростом но­минальной мощности и напряжения не столь существенно.

 

ЗАДАЧА 3.4

На повышающей подстанции установлен трансформатор типа ТД-10000/35 с пределами регулирования ± 2х2,5 %, (рис. 3.20, а), а на понижающей — ТМН-10000/35 с пределами регулирования +9x1,78 % (рис. 3.20, б).

Определить и сравнить параметры схем замещения двух трансформаторов.

Паспортные данные для трансформаторов можно взятьиз табл. П 2.3.

Для повышающего трансформатора:

SH0M =10000 кВА, UBH =38,5 кВ, UНН =10,5 кВ,

РК = 65 кВт, РХ = 14,5 кВт, UK = 7,5 %, IX = 0,8 %.

Для понижающего трансформатора:

Рис. 3.20. Схемы подстанций и соответствующие им схемы замещения для повышающего (а) и понижающего (б) трансформаторов

Решение

Активные сопротивления трансформаторов:

Индуктивные сопротивления трансформаторов:

Потери мощности холостого хода для данных трансформаторов, одинаковые:

Активные проводимости трансформаторов:

 

 

Реактивные проводимости трансформаторов:

 

Коэффициенты трансформации:

Так как номинальное напряжение обмотки ВН у повышающих трансформа­торов на 10 % больше номинального напряжения сети, а у понижающих — на 5%, то первые обладают большим сопротивлением и меньшей проводимостью.

 

 

ЗАДАЧА 3.5

На понижающей подстанции установлен трансформатор с расщепленной обмоткой низкого напряжения ТРДН-40000/110. Рассчитать параметры схемы за­мещения трансформатора.

Каталожные данные понижающего трансформатора:

 

Рис. 3.21. Схема подстанции (а) и схема замещения (б) трансформатора с расщепленной обмоткой низкого напряжения

Решение

Определим сопротивления трансформатора. Сквозное (общее) сопротивление

распределяется между лучами схемы замещения (обмотками) трансформатора (рис. 3.21, б) в следующем соотношении:

Если приближенно принять, что Z, =0и все сопротивление трансформато­ра сосредоточено в обмотке НН:

то схему замещения в продольной части можно рассматривать как двухлучевую звезду (рис. 3.22).

Реактивные потери мощности холостого хода

 

 

 

Рис. 3.22. Упрощенная схема замещения понижающего трансформатора с расщепленной обмоткой низкого напряжения

Проводимости трансформатора:

 

 

Коэффициенты трансформации:

 

Главная особенность трансформатора заключается в повышенном значении со­противления цепи между шинами НН

1-НН2 (в пределах от 3,5 до 4,0 Z) и цепи между шинами BH-HH1(2)(от 1,88 до 2,0 Z), что служит естественным способом (без установки токоограничивающих реакторов) ограничения токов короткого замыкания. Наличие двух секций шин позволяет осуществлять раздельное питание неоднородных потреби­телей и способствует улучшению резервирования электроснабжения.

 

ЗАДАЧА 3.6

 

Определить параметры схемы замещения трехфазной группы мощностью 399000 кВА, состоящей из трех однофазных двухобмоточных повышающих трансформаторов типа ОДЦГ1ЗЗ000/500/√3. Паспортные данные трансформато­ра: SH0M =133 МВ*А

 

 

Решение

Так как группа состоит из однофазных трансформаторов, возможны два пути расчета: 1) с использованием междуфазного напряжения, утроенных потерь мощности короткого замыкания и трехфазной мощности; 2) с использованием фазного напряже­ния, заданных потерь короткого замыкания и мощности одной фазы:

Естественно, что оба расчета дают одинаковый результат. Расчет индуктивного сопротивления производим аналогично:

 

Индуктивное сопротивление рассматриваемого трансформатора значитель­но превышает активное. Поэтому учет только активных сопротивлений мощных трансформаторов не внесет заметной ошибки в расчеты электрических режимов электрической сети. Необходимость учета активных сопротивлений возникает при анализе потерь активной мощности и электроэнергии в сети.

Потери холостого хода группы однофазных повышающих трансформаторов:

 

Проводимости трансформатора:

 

 

Трансформация генераторного напряжения в сеть 500 кВ представляется в схеме замещения идеальным трансформатором с коэффициентом трансформации

 

 

Рассмотренная трехфазная группа однофазных повышающих трансформа­торов учитывается схемой замещения, соответствующей трехфазному трансфор­матору (рис. 3.20, а).

 

ЗАДАЧА 3.7

 

Трехобмоточные трансформаторы типа ТДТН-40000/220/35 имеют соотно­шения мощностей обмоток 100/100/100 % и 100/100/66,7 %. Каталожные данные трансформатора представлены в табл.3.1

Таблица 3.1

Каталожные данные трансформатора

Требуется определить параметры схемы замещения двух параллельно рабо­тающих трансформаторов первого и второго типа исполнения.

Решение

1. Схема замещения трехобмоточного трансформатора представлена на рис. 3 11. Определим параметры схемы замещения для первого исполнения трансфор­маторов.

При одинаковой мощности обмоток их активные сопротивления равны:

 

Найдем индуктивные сопротивления ветвей схемы замещения:

Для каждой обмотки индуктивное сопротивление X, Ом, определим сле­дующим образом:

Комплексные сопротивления двух параллельно работающих трансформаторов:

 

Эквивалентная комплексная проводимость

 

2. Параметры схемы замещения для второго исполнения трансформаторов. Сопротивления двух одинаковых по мощности обмоток ВН и СН с извест­ными общими потерями короткого замыкания ΔРКв-н определим аналогично предыдущему случаю

Учитывая, что сопротивления и мощности обмоток связаны обратно про­порциональной зависимостью

сопротивление обмотки НН определим в виде

Так как значения напряжения короткого замыкания даются в каталогах при­веденными к номинальной мощности трансформаторов, индуктивные сопротив­ления обмоток первого и второго исполнения принимают одинаковыми. Поэтому имеем:

Трансформации учитывают идеальными коэффициентами трансформации с высшего на среднее напряжение:

 

 

и с высшего на низшее напряжение

 

 

ЗАДАЧА 3.8

 

Электропередача (рис. 3.23) напряжением 220 кВ имеет на понижающей подстанции два автотрансформатора, каждый мощностью по 32000 МВА. Мощ­ность обмотки низшего напряжения составляет 50 % номинальной мощности ав­тотрансформатора. Потери мощности короткого замыкания, указанные в паспорт­ных данных, приведены к номинальной мощности обмотки низшего напряжения, напряжения короткого замыкания — к номинальной мощности трансформатора. Определить параметры схемы замещения автотрансформаторов (рис. 3.24), пред­ставленных в схеме замещения данной сети.

Рис. 3.23. Схема электропередачи напряжением 220 кВ

 

Решение

Паспортные данные автотрансформаторов принимаем из справочной лите­ратуры для АТДЦТН-32000/220/110(табл. П2.10):

Для определения активных сопротивлений обмоток автотрансформатора необходимо ΔРКв-н привести к номинальной мощности через коэффициент приве­дения (пересчета):

Далее определим активные сопротивления ветвей схемы замещения. Суммарное активное сопротивление обмоток высшего и низшего напряжений

Учитывая, что активные сопротивления обратно пропорциональны мощно­стям соответствующих обмоток, имеем соотношение

 

 

с учетом которого получим

 

Правильность расчета можно проверить, найдя по параметрам схемы заме­щения паспортные значения потерь активной мощности при замыкании накорот­ко обмотки низшего напряжения:

 

По напряжениям короткого замыкания отдельных обмоток

Вычислим индуктивные сопротивления ветвей схемы замещения:

Определим параметры поперечной ветви схемы замещения. Потери реактивной мощности в режиме холостого хода

На основе мощностей холостого хода, потребляемых при номинальном пи­тающем напряжении, определим активную и реактивную проводимости авто­трансформатора:

Найдем эквивалентные параметры схемы замещения двух одинаковых авто­трансформаторов. Сопротивления обмоток уменьшаются, а проводимости увели­чиваются в два раза. На параллельной работе трансформирующие устройства должны иметь одинаковые коэффициенты трансформации, номинальные значе­ния которых составляют:

Рис. 3.24. Схема замещения электропередачи 220 кВ

 

ЗАДАЧА 3.9

 

На крупной узловой подстанции энергосистемы установлены два авто­трансформатора типа АТДЦТН—250000/330/150 со следующими каталожными данными:

Мощность обмотки НН составляет 40 % от номинальной. Потери активной мощности короткого замыкания для обмоток ВН—СН и СН—НН даны для об­мотки НН.

Определить параметры схемы замещения двух параллельно включенных ав­тотрансформаторов.

Решение

Сначала необходимо привести значения потерь короткого замыкания для обмоток ВН—СН и СН—НН к номинальной мощности трансформатора:

Рассчитаем по выражениям (3.22) и (3.23) потери активной мощности и на­пряжения короткого замыкания, соответствующие лучам схемы замещения:

 

Определим комплексные сопротивления лучей схемы замещения двух па­раллельно включенных автотрансформаторов:

Суммарные потери холостого хода двух автотрансформаторов

Убедимся, что мощность обмотки НН составляет 40 % от номинального значения.

Определим номинальный ток обмотки ВН

По полученным результатам можно вычислить потери короткого замыкания для каждой пары обмоток, заданные в условии задачи:

Равенство расчетных и заданных потерь короткого замыкания следует рас­сматривать в качестве признака правильности учета данного соотношения мощ­ностей обмоток автотрансформатора.

 

 


Узнать еще:

Сопротивления, проводимости и схемы замещения трансформаторов и автотрансформаторов

Двухобмоточный
трансформатор можно представить Т-образной схемой замещения. Ток
в проводимостях трансформатора очень мал (порядка нескольких процентов
от его номинального тока), поэтому при расчетах электросетей районного
значения обычно используют Г-образную схему замещения трансформатора, в которой проводимости приключают к зажимам первичной обмотки трансформатора — к обмотке высшего напряжения для понижающих трансформаторов и к обмотке низшего напряжения для повышающих трансформаторов …

Двухобмоточный трансформатор можно представить Т-образной схемой замещения (рис. 1,а), где rт и хт— соответственно активное и индуктивное сопротивления обмоток, gт — активная проводимость, обусловленная потерями активной мощности в стали трансформатора, bт — индуктивная проводимость, обусловленная намагничивающим током.

Ток в проводимостях трансформатора очень мал (порядка нескольких процентов от его номинального тока), поэтому при расчетах электросетей районного значения обычно используют Г-образную схему замещения трансформатора, в которой проводимости приключают к зажимам первичной обмотки трансформатора (рис. 1, б) — к обмотке высшего напряжения для понижающих трансформаторов и к обмотке низшего напряжения для повышающих трансформаторов. Применение Г-образной схемы упрощает расчеты электросетей.

Рис. 1. Схемы замещения двухобмоточного трансформатора: а —Т-образная схема; б — Г-обрааная схема; в — упрощенная Г-образная схема для расчета районных сетей; г — упрощенная схема для расчета местных сетей и для приближенного расчета районных сетей.

Расчет еще более упрощается, если проводимости трансформатора заменить постоянной нагрузкой (рис. 1, в), равной мощности холостого хода трансформатора:

Здесь РСТ— потери мощности в стали, равные потерям при холостом ходе трансформатора, a QСТ — намагничивающая мощность трансформатора, равная:

где Ix. x% — ток холостого хода трансформатора в процентах от его номинального тока; Sном.тр — номинальная мощность трансформатора.

Для местных сетей n при приближенных расчетах районных сетей обычно учитывают только активное и индуктивное сопротивления трансформаторов (рис. 1,г).

Активное сопротивление обмоток двухобмоточного трансформатора определяют по известным потерям мощности в меди (в обмотках) трансформатора Рм квт при его номинальной нагрузке:

откуда

В практических расчетах потери мощности в меди (в обмотках) трансформатора при его номинальной нагрузке принимают равными потерям короткого замыкания при номинальном токе трансформатора, т. е. Рм Рк.

Зная напряжение короткого замыкания ик% трансформатора, численно равное падению напряжения в его обмотках при номинальной нагрузке, выраженное в процентах от его номинального напряжения, т. е.

можно определить полное сопротивление обмоток трансформатора

а затем и индуктивное сопротивление обмоток трансформатора

Для крупных трансформаторов, имеющих очень небольшое активное сопротивление, обычно определяют индуктивное сопротивление из следующего приближенного условия:

При пользовании расчетными формулами следует учитывать, что сопротивления обмоток трансформатора могут быть определены при номинальном напряжении как его первичной, так и вторичной обмотки. В практических расчетах удобнее определять rт и хт при номинальном напряжении той обмотки, для сети которой ведут расчет.

Характеристика существующей схемы и силового оборудования подстанции

СОДЕРЖАНИЕ

ВЕДОМОСТЬ  

ВВЕДЕНИЕ

1. Анализ режима энергосистемы предприятия 6

1.1. Характеристика существующей схемы и силового оборудования подстанции  6

2. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ 10

2.1 Расчет режимов участка сети 10

2.1.1 Общие сведения 10

2.1.2 Исходные данные  для расчета нормального режима 10

2.2 Расчет максимального режима                                                                   18   2.3 Расчет послеаварийного режима 20

2.4. Анализ выполненных расчетов 21

2.5. Баланс мощностей 21

2.6 Расчеты токов короткого замыкания 22

2.7. Расчеты токов короткого замыкания на ЭВМ с использованием программы RastrKZ 25

3. ПРОВЕРКА ОБОРУДОВАНИЯ ПО ТОКУ КОРОТКОГО

ЗАМЫКАНИЯ  27

3.1. Проверка выключателей установленных в цепи силового

трансформатора Т3 иТ4  по режиму короткого замыкания 27

3.2. Проверка разъединителей установленных в цепи силового трансформатора Т1 30

4. ИСПЫТАНИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ 31

4.1 Испытания обмоток трансформаторов 31

4.2 Измерение тока и потерь холостого хода 35

4.3 Определение коэффициента трансформации 37

4.4 Измерение сопротивления обмоток постоянному току 39

4.5 Проверка работы переключающего устройства и снятие круговой диаграммы 42

4.6 Испытание включением толчком на номинальное напряжение 46

4.7 Результаты испытаний силового трансформатора 47

ЗАКЛЮЧЕНИЕ 34

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 35

ПРИЛОЖЕНИЕ А 37

ПРИЛОЖЕНИЕ Б 38

ПРИЛОЖЕНИЕ В 39

№ строки Формат Обозначение Наименование Дополнительные сведения

   

  Текстовые документы

   

1 А4 140205.Д14.811.01.00.ПЗ Пояснительная записка 52 с

  записка

  Графические документы

   

2 А1 140205.Д14.811.01.00.ВО Схема энерго- 1

  района и схема замещения

   

   

3 А1 140205.Д14.811.02.00.ВО Главная схема электрических 1

  соединений подстанции

  НЗБ

   

4 А1 140205.Д14.811.03.00.ВО Схемы испытаний 1

  силовых трансформаторов

   

   

   

   

   

   

   

   

   

   

   

   

     

     

Изм Лист №документа Подпись Дата  

Студент

Зимкин А.О   Ведомость

 дипломного проекта Лит. Лист

Консульт. Засыпкин А.С.       1

Руковод. Засыпкин А.С.    ЮРГПУ (НПИ), Кафедра ЭСЭЭС, ЭнФ V - 2

   

   

ВВЕДЕНИЕ

Электроэнергетика является базовой отраслью российской экономики, обеспечивающей электрической и тепловой энергией внутренние потребности народного хозяйства и населения, а также осуществляющей экспорт электроэнергии в страны СНГ и дальнего зарубежья. Устойчивое развитие и надежное функционирование отрасли во многом определяют энергетическую безопасность страны и являются важными факторами ее успешного экономического развития.

Основа потенциала электроэнергетики России была заложена в 20-30-е годы XX века в рамках реализации плана ГОЭЛРО, который предусматривал масштабное строительство районных тепловых и гидроэлектростанций, а также сетевой инфраструктуры в центральной части страны. В 50-е годы отрасль получила дополнительный толчок благодаря научным разработкам в области атомной энергии и строительством атомных электростанций. В последующие годы происходило масштабное освоение гидроэнергетического потенциала Сибири.

Исторически территориальное распределение видов генерации сложилось следующим образом: для Европейской части России характерно сбалансированное размещение различных типов генерации (тепловой, гидравлической и атомной), в Сибири значительная часть энергетических мощностей (около 50%) представлена гидроэлектростанциями, в изолированной энергосистеме Дальнего Востока преобладает тепловая генерация, в Калининградской области основу энергоснабжения составляют атомные электростанции.

Основные энергетические мощности и объекты электроэнергетики России были построены в советский период.

В начале 2000-х годов правительством РФ был взят курс на либерализацию рынка электроэнергии, реформирование отрасли и создание условий для привлечения масштабных инвестиций в электроэнергетику.

Требуемые преобразования были успешно произведены за период с 2001 по 2008 годы. В настоящее время на территории Российской Федерации действуют оптовый и розничные рынки электроэнергии, цены которых не регулируются государством, а формируются на основе спроса и предложения.

Изменилась и структура отрасли: было осуществлено разделение естественно монопольных (передача электроэнергии, оперативно-диспетчерское управление) и потенциально конкурентных (производство и сбыт электроэнергии, ремонт и сервис) функций; вместо прежних вертикально-интегрированных компаний, выполнявших все эти функции, созданы структуры, специализирующиеся на отдельных видах деятельности.

Магистральные сети перешли под контроль Федеральной сетевой компании, распределительные сети интегрированы в межрегиональные распределительные сетевые компании (МРСК), функции и активы региональных диспетчерских управлений были переданы общероссийскому Системному оператору (СО ЕЭС).

Активы генерации в процессе реформы объединились в межрегиональные компании двух видов: генерирующие компании оптового рынка (ОГК) и территориальные генерирующие компании (ТГК). ОГК объединили электростанции, специализированные на производстве почти исключительно электрической энергии. В ТГК вошли главным образом теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), которые производят как электрическую, так и тепловую энергию. Шесть из семи ОГК сформированы на базе тепловых электростанций, а одна (РусГидро) – на основе гидрогенерирующих активов.

Сформированные в ходе реформы компании представляют собой предприятия, специализированные на определенных видах деятельности и контролирующие соответствующие профильные активы (или объединяющие профильные предприятия) нескольких регионов, поэтому по масштабу деятельности новые компании превосходят прежние монополии регионального уровня.

1.1. Анализ режима энергосистемы предприятия

1.2. Характеристика существующей схемы и силового оборудования подстанций

В  состав  энергосистемы предприятия входят  4  основных  понижающих  подстанций

- п/ст  НЗБ – 220/110/35/27,5/6  кВ;

- п/ст  ПС-1 – 27,5/6  кВ;

- п/ст  ПС-2 – 35/6  кВ;

- п/ст  ПС-3 – 35/6  кВ;

1.1.2 Краткая характеристика подстанций предприятия

1. Подстанция  НЗБ.

    Электроснабжение  подстанции  осуществляется  от Новочеркасской  ГРЭС  по  одной  линии  220  кВ.  Шины  220 кВ,  110 кВ  и  27,5 кВ  связаны  между  собой  двумя  автотрансформаторами: АТДЦТН – 125000/220. Шины  110 кВ,  35 кВ  и  6 кВ  связаны  между собой   двумя  трансформаторами:  ТДТГ – 20000/110/35/6  и  ТДТНГЭ – 31500/110/35/6.

СХЕМА

1.2. Замена трансформатора

Причинами реконструкции данной подстанции являются:

Увеличение мощности нагрузки на ПС-2, а также то, что  трансформатор типа ТДТГ-20000/110/35/6 давно выработал свой эксплуатационный ресурс, что уменьшает надежность электроснабжения потребителей. Предлагается  замена трансформатора ТДТГ-20000/110/35/6 на трансформатор ТДТНГЭ – 31500/110/35/6. Таким образом, при выводе в ремонт трансформатора Т-4 на НЗБ или при возникновении аварийной ситуации, связанной с отключением Т-4, будет возможно обеспечить надежное и бесперебойное энергоснабжение всех потребителей.

Процесс реконструкции подстанции значительно сложнее сооружения нового объекта, так как оборудование необходимо сначала демонтировать, выбрав при этом щадящий режим работы остающегося в действии оборудования. Все работы по демонтажу заменяемого оборудования выполняются на действующей подстанции, где не всегда возможно применять технику. Аналогичные трудности возникают и при монтаже нового оборудования.

Замену трансформаторов необходимо производить тогда, когда подстанция имеет минимальную нагрузку. В этом случае нужно определить возникающую загрузку оставшегося в работе трансформатора, сохранив питание основных потребителей.

Демонтаж трансформаторов включают следующие работы:

- отключение трансформатора  Т3 от сети, отсоединение от трансформатора ошиновки, слив масла;

- демонтаж и транспортировку трансформатора с места его установки.

Установка и монтаж нового трансформатора на подстанции включает следующие работы:

- разработка маслосборника и дренажной траншеи;

- засыпка по слоям балласта маслоприемника;

- установка рельсового фундамента;

- транспортировка трансформатора к месте его установки;

- установка трансформатора на подготовленную площадку;

- подключение ошиновки к трансформатору;

- заполнение маслом бака трансформатора;

- пробное включение и наладка трансформатора;

- включение трансформатора в рабочую сеть и проверка его работы.

1.3.  Выбор силового оборудования

Мощность трансформаторов 100/35/10 кВ на подстанции «НЗБ» выбирается по существующей нагрузке подстанции с добавлением нагрузки вновь вводимого оборудования. Суммарная установленная мощность трансформаторов должна удовлетворять условию:

SТ>(PМAX/nT) ,

где       SТ и nT - единичная мощность и количество трансформаторов,

PМAX - максимальная нагрузка подстанции в нормальном режиме.

Согласно ГОСТу 14029-69 в аварийных случаях трансформаторы допускают в течение 5 суток перегрузку в 1.4 номинальной мощности на время максимумов нагрузки продолжительностью не более 6 часов в сутки. Поэтому при наличии резервирования мощность каждого трансформатора должна быть равной 0.7 РАВ, но не менее РМАХ/2. Необходимо установить на подстанции «НЗБ»  трансформатор 110/35/6 кВ мощностью 31,5 МВА.

Таблица 1.1. Параметры трансформаторов

Место

Установки Тип Sном,

МВА Кол-во Uном, кВ Uк, % ΔPкз,

кВт ΔPxх,

кВт Ixx,

%

   В С Н В-С В-Н С-Н  

НЗБ АТДЦТГ-120000/220/110 120 2

230 121 27,5 11 31 6.5 290 85 1.1

НЗБ TДТНГЭ-31500/100 31,5 2 110 35 6,6 12.5 20 6.5 220 55 1.1

ПС2 ТДНС-10000/35 10 1 35  6,6  8  60 8,5 0,3

ПС3 ТДН-10000/35 10 2 35  6,6  8  60 8,5 0,3

2. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ

2.1 Расчет режимов участка сети

2.1.1 Общие сведения

Целью расчёта режимов электрической сети является определение её параметров: напряжений на шинах ПС, потоков мощностей, токов и потерь мощности во всех элементах сети, которые характеризуют условия, в которых работает электрооборудование сети и её потребители.

Результаты расчёта режимов сети являются основной  документацией для выявления допустимости рассматриваемых режимов, оценки качества электрической энергии, выявления наилучших условий функционирования системы, определения перетоков мощности через эксплуатируемое оборудование.

В качестве исходных данных при расчётах режимов используются:

1. схема сети и параметры её элементов;

2. активные и реактивные мощности нагрузок;

3. активные и реактивные мощности генерации;

4. модуль и аргумент напряжения в базисном узле.

2.1.2 Исходные данные для расчета нормального режима

       Для  схемы участка электрической  сети,  приведённой  на  рис.  1.1, составляем  схему  замещения  для  расчёта нормального режима, изображенную на рис. 2.1. Каждый  элемент  сети  представляется эквивалентной  схемой  замещения,  в  которой  воздушные  линии представляются  П-образной,  а  трансформаторы – Г-образной  схемой замещения.  Данные  схемы  замещения  представлены  на  рис.  2.2.

Схема замещения

а)

б)

                                 

в)

Рис.  2.2  Схемы  замещения  элементов  сети:

          а)  воздушной  линии;

          б)  двухобмоточного  трансформатора;

          в)  трёхобмоточного  трансформатора  и  автотрансформатора

          Параметры  схемы  замещения  воздушной  линии  вычисляются  по  формуле:

 ,

где    –  погонное  активное  сопротивление  линии,  Ом/км;

         –  длина  линии,  км;

         –  погонное  реактивное  сопротивление  линии,  Ом/км.

          Ёмкостная  проводимость  линии:

 ,

где    –  погонная  ёмкостная  проводимость  линии,  См/км.

          Параметры  схемы  замещения  двухобмоточного  трансформатора:

-  активное  сопротивление  трансформатора,  Ом:

 ,

где    –  потери  активной  мощности  в  опыте  короткого  замыкания,  МВт;

          –  среднее  номинальное  напряжение  трансформатора,  кВ;

          –  номинальная  мощность  трансформатора,  МВА;

-  реактивное  сопротивление  трансформатора,  Ом:

 ,

где    –  напряжение  короткого  замыкания,  %;

Значение потерь активной мощности при холостом ходе берется из справочника /2/. Величина потерь реактивной мощности в стали определяется по току холостого хода:

-  активная  проводимость  трансформатора,  См:

 ,

где    –  потери  холостого  хода  (потери  в  стали),  МВт;

-  реактивная  проводимость  трансформатора,  См:

 ,

где    –  ток  холостого  хода  трансформатора,  %;

-  коэффициент  трансформации:

 .

          Параметры  схемы  замещения  трёхобмоточного  трансформатора  и  автотрансформатора:

-  активные  сопротивления,  Ом:

 ,

 ,

где    –  мощность  обмотки  низкого  напряжения,  МВА;

-  реактивные  сопротивления,  Ом:

 ,

 ,

 ,

где   ,  %  –  напряжение  короткого    замыкания  на  обмотке  ВН;

         ,  %  –  напряжение  короткого  замыкания  на  обмотке  СН;

         ,  %  –  напряжение  короткого  замыкания  на  обмотке  НН.

-  коэффициенты  трансформации:

 ,

 .

          Проводимости  трёхобмоточных  трансформаторов  и  автотрансформаторов  определяются  так  же,  как  для  двухобмоточных  трансформаторов.

          Нагрузки  в  узлах  потребления  принимаем  в  соответствии  с    реальными  замерами  нагрузок  сети.

Таблица 2.1 Расчетные данные линий электропередачи.

ЛЭП Длина l,

км Число цепей Uном,

кВ Марка провода r0,

Ом/км x0,

Ом/км b0∙10 - 6,

См/км

КЛ-1 1 2 35 АОСБ-35-2 (120) 0.258 0.12 1,2

КЛ-2 1,8 2 35 АПВПУ-35-3 (120) 0.260 0.14 1,23

КЛ-3 0,85 1 35 АПВПУ-35-3 (150) 0,27 0,16 1,35

ВЛ-1 1,7 2 27 АС-240 0.12 0.435 2.6

КЛ4 0,8 2 6 ВБШв-240

0,98 0,77 3,7

Таблица 2.2 Расчетные данные трансформаторов.

Место

Установки Тип Sном,

МВА Кол-во Uном, кВ Uк, % ΔPкз,

кВт ΔPxх,

кВт Ixx,

%

   В С Н В-С В-Н С-Н  

НЗБ АТДЦТГ-120000/220/110 120 2

230 121 27,5 11 31 6.5 290 85 1.1

НЗБ TДТНГЭ-31500/100 31,5 2 110 35 6,6 12.5 20 6.5 220 55 1.1

ПС2 ТДНС-10000/35 10 1 35  6,6  8  60 8,5 0,3

ПС3 ТДН-10000/35 10 2 35  6,6  8  60 8,5 0,3

Таблица 2.3 Параметры схем замещений линий.

Номера линий R, Ом X, Ом B, мкСм

КЛ-1 0,58 0,24 1,2

КЛ-2 0,94 0,5 4,28

КЛ-3 0,24 0,02 1,1

ВЛ-1 0,2 0,75 4,4

КЛ-4 0,78 0,62 3

Таблица 2.4 Параметры схем замещений трансформаторов.

Наименование

п/ст ΔPxx, МВт ΔQxx, Мвар R1,

Ом X1,

Ом R2,

Ом X2,

Ом R3,

Ом X3,

Ом Gт,

мкСм Bт,

мкСм

НЗБ 0.29 1,32 0.53 79,35 0,53 28,65 1,33 57,29 5,5 24,9

НЗБ 0,06 0,35 1,34 49,9 1,34 31,37 1,37 26,68 4,5 28,9

ПС-2 0.0085 0.36 0,74 9,77 - - - - 5,7 6.9

ПС-3 0.0085 0.36 0,74 9,77 - - - - 5,7 6.9

Таблица 2.5 – Исходные данные - узлы

2.2. Расчёт максимального режима сети

Расчет установившегося режима выполняется с помощью программы RASTR. Для запуска программы RASTR необходимо приступать  следующей последовательности:

1. Составляем схему замещения сети (лист 1 графической части).

2. С целью упрощения не показаны проводимости линий, не загруженные обмотки автотрансформаторов.

3.  На схеме замещения показаны проводимости трансформаторов в виде шунтов на землю.

4. При вводе исходной информации  вводим проводимости этих шунтов или дополнительные нагрузки соответствующих узлов, равные потерям активной и реактивной мощности холостого хода трансформаторов ΔPxx, ΔQxx соответственно.

5. Нумеруем узлы

6. Заполняем таблицы, куда вносятся полная информация об узлах и ветвях данной сети

7. Выше перечисленные параметры заносятся в таблицу для запуска программы RASTR.

8. Выполняем расчет-команду «Режим/Расчет».

Составление схемы замещения сети и определение её параметров

Составление схемы замещения сети и определение её параметров

Схема замещения сети составляется с использованием схем замещения её отдельных элементов. В рассматриваемой сети такими элементами являются линии электропередачи 110 и 220 кВ, трансформаторы и автотрансформаторы понижающих подстанций. Рассмотрим каждую группу элементов отдельно.

Расчет параметров схемы замещения линии электропередачи

Для линий электропередачи номинальным напряжением не более 220 кВ используем П-образную схему замещения, поперечные ветви которой представлены только неизменными значениями половины зарядной мощности (Qc/2). Потерями активной мощности на корону (∆Pкор), которые определяют значение активной проводимости линии (Gл), можно пренебречь.

Таблица 1 Расчетные данные по ветвям схемы.

Линия A-1 A-2 1-2 2-3
Длина линии L,км
Марка провода АС 300/39 АС 400/51 АС 240/32 АС 95/16
Диаметр провода dпр, мм 27,5 21,6 13,5
R0 при 20 ⁰С, Ом/м 0,096 0,073 0,118 0,301
Uном , кВ
Dсг, м

 

Расчет линии А-1

Расчет удельных параметров схемы замещения

Для определения параметров схемы замещения линий электропередачи необходимо в начале вычислить их погонные реактивные параметры (x0 и b0) с использованием соответствующих значений среднегеометрического расстояния между фазами (Dсг) и диаметра провода (dпр). При этом можно пренебречь взаимным влиянием цепей двухцепной линии электропередачи.

Расчет эквивалентных параметров схемы замещения

Параметры схемы замещения линий электропередачи определяются с учетом числа цепей линии. Результаты расчетов параметров схем замещения линий электропередачи приведены в табл. 2.



 

Определим индуктивное сопротивление проводов линии (Отражает самоиндукцию провода и взаимоиндукцию проводов):

Определим емкостную проводимость линии (Отражает емкость провода относительно земли и соседних проводов):

Определим зарядную мощность (Отражает мощность, которую генерирует емкость провода относительно земли и соседних проводов):

Расчет линии А-2

Расчет удельных параметров схемы замещения

Расчет эквивалентных параметров схемы замещения

Расчет линии 1-2

Расчет удельных параметров схемы замещения

Расчет эквивалентных параметров схемы замещения

Расчет линии 2-3

Расчет удельных параметров схемы замещения

Расчет эквивалентных параметров схемы замещения

 

Таблица 2 Параметры схемы замещения линий электропередачи

ЛЭП (ветвь) Uном, кВ nц L, км Марка провода Погонные параметры
, Ом/км   X0, Ом/км B0, мкCм/км Qc0, квар/км
A-1 АС 300/39 0,118  
A-2 АС 400/51 0,118  
1-2 АС 240/32 0,118  
2-3 АС 95/16 0,244  

 

Расчет параметров схемы замещения трансформаторов и автотрансформаторов

Для понижающих трансформаторов 220-110 кВ используется схема замещения, в которой ветвь намагничивания вводится в схему постоянным отбором мощности, равным потерям холостого хода (∆Sх). Отбор мощности осуществляется от узла, к которому подключена обмотка высшего напряжения.

Параметры схемы замещения трансформаторов и автотрансформаторов определяются по каталожным данным с учетом установки двух трансформаторов (автотрансформаторов) на каждой подстанции.

Расчет параметров схемы замещения трансформаторов

Таблица 3 Параметры схемы замещения трансформаторов.

ПС (узел) Каталожные данные Расчетные данные
, , кВ , кВ , % , кВт , кВт , % , Ом , Ом , МВт , Мвар
11-11 12,0 0,8
10,5 0,7

Расчет схемы замещения понижающей двухтрансформаторной подстанции ПС1

Эквивалентное активное сопротивление двух параллельно работающих трансформаторов:

Эквивалентное реактивное сопротивление двух параллельно работающих трансформаторов:

Эквивалентные потери активной мощности холостого хода в двух параллельно работающих трансформаторах:

Эквивалентные потери реактивной мощности холостого хода в двух параллельно работающих трансформаторах:

Расчет схемы замещения понижающей двухтрансформаторной подстанции ПС3

 

Определение приведенной и расчетной нагрузки

Первый этап.

На первом этапе определяется потери активной и реактивной мощности во всех элементах сети в предложении равенства напряжений в узлах сети соответствующему номинальному напряжению. Расчет начинается от наиболее удаленных узлов и определения в них приведенных и расчетных нагрузок.

Расчет режима линии 2-3.

 

Рисунок 5 Схема замещения линии 2-3.

 

Мощность в конце линии:

Потери мощности в линии:

Поток мощности в начале линии:

 

 

Расчет кольцевой сети

Рисунок 7 Схема кольцевой сети.

 

Рисунок 8 Схема кольцевой сети, разомкнутой по шинам ИП.

 

Проверка:

Мощность на участке кольцевой сети 1-2:

Рисунок 9 Схема замещения кольцевой линии.2-jQca1/2-jQca2/2= + -j5.4-j6.99=222.122+j77.522 МВ*А

 

Qcoa1=Ua*Bo=(232*1000)*2*2.68*(1/1000000)=144.24Квар/км

jQca1/2=(Qco/2)*L*n=((Qco*1000)/2)*75*1=5.4Мвар

Qcoa2=Ua*Bo=(232*1000)*2.741*(1/1000000)=147.53Квар/км

jQca2/2=(Qco/2)*L*n=((Qco*1000)/2)*95*1=6.99Мвар

 

 

Второй этап.

На втором этапе определяем модули напряжений в узлах схемы замещения по найденным потокам мощности в ветвях сети на первом этапе.

 

Расчет напряжения на ПС1.

Рисунок 12 Схема замещения ПС1.

 

 

Первый этап.

Мощность в конце линии 1-2:

 

Потери мощности на участке 1-2:

Мощность в начале участка 1-2:

Мощность в конце линии А'-2:

Потери мощности на участке А'-2:

Мощность в начале участка А’-2:

Суммарная мощность, поступающая в сеть от ИП:

 

Второй этап.

Расчет напряжения на ПС1.

Рисунок 14 Схема замещения ПС1.

 

 

Сторона СН.

Принимаем:

Сторона НН.

Принимаем:

Регулировочный диапазон устройства РПН достаточен для режима наибольших нагрузок.

 

Сторона СН.

Принимаем:

Сторона НН.

Принимаем:

Регулировочный диапазон устройства РПН достаточен для послеаварийного режима.

 

Сторона НН.

Регулировочный диапазон устройства РПН достаточен для режима наибольших нагрузок.

Сторона НН.

 

Регулировочный диапазон устройства РПН не достаточен для послеаварийного режима.

Сторона НН.

Регулировочный диапазон устройства РПН достаточен для режима наибольших нагрузок.

 

Сторона НН.

 

 

Регулировочный диапазон устройства РПН достаточен для послеаварийного режима.

Составление схемы замещения сети и определение её параметров

Схема замещения сети составляется с использованием схем замещения её отдельных элементов. В рассматриваемой сети такими элементами являются линии электропередачи 110 и 220 кВ, трансформаторы и автотрансформаторы понижающих подстанций. Рассмотрим каждую группу элементов отдельно.


Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:

2 Расчетные схемы электрических сетей

Лекция 2.   Расчетные схемы электрических сетей

Основные определения

 Электрическая система – это совокупность генераторов, трансформаторов, линий электропередач (ЛЭП), коммутационных аппаратов, компенсирующих устройств, а также средств защиты и автоматики, обеспечивающая производство, передачу и распределение электрической энергии

Схемой замещения электрической сети называется графическое изображение сети, показывающее последовательность соединения её элементов и отобража-ющее свойства рассматриваемой электрической системы и её элементов.

Схема замещения содержит  ветви, узлы, контуры.

Ветвью называется участок электрической сети, в котором ток в любой точке имеет одно и тоже значение (действующее).

Узлом  называется место соединения двух и больше ветвей (одной из ветвей может быть источник тока).

Контур – любой замкнутый путь, проходящий по нескольким ветвям.

В зависимости от наличия контуров схемы бывают разомкнутые (без контуров) и замкнутые (при наличии хотя бы  одного контура).

Рекомендуемые файлы

Выделяют активные и пассивные элементы схемы замещения.

Пассивные элементы схемы замещения - создают путь для протекания тока. Это сопротивления и проводимости ЛЭП, трансформаторов и т.д.

Выделяют продольные и поперечные элементы.

Продольные элементы – ветви расположенные между двумя узлами и соединяющие их. Включают активные и реактивные сопротивления ЛЭП, трансформаторов, емкости устройств продольной компенсации и т.д.

 Поперечные элементы – ветви включенные между узлами схемы и нейтралью.

 Соответствуют проводимостям ЛЭП на землю, поперечным проводимостям трансформаторов(потери в стали) и т.д.

  Активные элементы схемы замещения – источники ЭДС и тока. Они опре-деляют величины напряжения или тока в точках присоединения этих элемен-тов в сети независимо от её остальных параметров. Речь идет в основном об источниках тока - генераторах электростанций и нагрузках потребителей. Активные элементы схемы влияют на режим роботы электрической сети.

Общие допущения и соглашения при формировании схем замещения

электрических сетей

   Полные точные модели электрической сети учитывают большинство параметров объекта и их взаимосвязи, при этом модели обладают большой размерностью, описываются сложными уравнениями и требуют больших объёмов информации. При моделировании  установившихся  режимов эле-ктрической системы принято ряд допущений, позволяющих значительно упростить  модели при незначительном (допустимом) снижении их точнос-ти.

      1. При моделировании трехфазных электрических сетей рассматриваем симметричные установившиеся режимы, при которых используется расчетная схема только одной  фазы (однолинейная схема).

В реальных трехфазных электрических сетях наблюдается несимметрия нагрузок в фазах ( вследствие неравномерного распределения их мощности между фазами и различия в режимах их работы) и несимметрия  параметров проводов фаз (вследствие различного расположения проводов в ЛЭП отно-сительно земли, взаимного влияния проводов фаз, различных марок проводов и т.д.). Т.е. нагрузки в каждой из фаз различаются, сопротивления проводов фаз тоже. Это требует моделирования режимов каждой из фаз.

  Принятое допущение предполагает одинаковость нагрузок в фазах и одинаковость параметров проводов фаз, что обеспечивает симметричный ре-жим и позволяет рассматривать модель одной фазы. Полученные результаты моделирования переносятся на оставшиеся фазы. Размерность такой модели уменьшается более чем в 3 раза, но снижается точность моделирования.

  2. Все пассивные элементы  электрических сетей (ЛЭП, трансформато-ры, реакторы, устройства емкостной компенсации и др.)  линейны, то есть их параметры не зависят от режима и считаются  постоянными.

Хотя известно, что некоторые параметры   схем замещения зависят от параметров режима. Например, активное сопротивление провода зависит от величины протекающего тока.

  3. Активные элементы электрической сети – источники тока, соответ-ствующие нагрузкам потребителей и генераторам электростанций – как правило  нелинейны.

  4. Рассматриваются схемы с сосредоточенными параметрами.

Основные элементы электрических сетей и схемы их замещения
  1.  Модель линии электропередач ( ЛЭП)
  Назначение ЛЭП – передача электрической энергии от источников к   потребителям. Виды ЛЭП – воздушные,  кабельные, воздушно – кабельные.

В схе мах  замещения ЛЭП представляется П – образной схемой замещения.

Параметры схемы замещения ЛЭП: Характеризуется сопротивлением и проводи-мостью.

Сопротивление Z=R+jXпродольный эле-мент схемы  замещения. R – активное сопро-тивление, X – реактивное (имеет индуктив-ный характер).

R – соответствует тепловым потерям в проводе; X – соответствует процессам, связанным с созданием электромагнитного поля  вокруг провода.

Поперечная проводимость на землю Y=g+jb – поперечный элемент схемы замещения.

q– активная составляющая проводимости. Соответствует потерям на “корону “;

b– реактивная составляющая проводимости. Отражает процессы генерации реактивной мощности в ЛЭП. Имеет емкостной характер.

 

Значения параметров схемы замещения R, X, g, b можно определить по

справочным данным.

В расчётах часто используется значение продольной проводимости – это величина, обратная сопротивлению .

В развёрнутом виде схема замещения ЛЭП может быть представлена:

 

Параметры режима ЛЭП, которые рассматриваются (анализируются) при моделировании на ЭВМ:

  2). Ток в линии.

      

 

                                                          Имеет одно и тоже значение  в любой  точке участка ЛЭП.

       3). Токи в поперечных проводимостях

Ii = Ui* Yi ;   Ij= Uj * Yj ;

       4). Потоки мощности в линии

           Потоки мощности в разных точках линии различны. В начале и конце линии они отличаются на величину потерь мощности в линии.

Поток мощности в начале линии  , в конце линии   .

Рекомендация для Вас - 3 Рациональное конструирование соединений лидеров.

5). Потери мощности  в ЛЭП   

   ;  ; 

   Потери активной и реактивной мощности:  ; 

                                                                             

Способ определения параметров трехлучевой схемы замещения трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов

Предлагаемое изобретение относится к электроэнергетике и может быть использовано при мониторинге электрических режимов в электроэнергетических системах.

При расчетах аварийных и нормальных режимов электрических сетей трехобмоточные трансформаторы и автотрансформаторы обычно и единственно представляют эталонной трехлучевой схемой замещения (фиг. 1) [Электрические системы. Электрические сети: учеб. для электроэнерг. спец. ВУЗов / Под ред. В.А. Веникова, В.А. Строева. - 2-е изд. - М.: Высш. Шк., 1998. - 511 с.]. Активные и индуктивные сопротивления лучей схемы замещения трансформатора, автотрансформатора определяют по паспортным данным трансформатора, автотрансформатора, полученным на заводе-изготовителе в результате опытов короткого замыкания (КЗ).

В опытах КЗ для определения сопротивлений обмоток к одной из обмоток подводится такое напряжение Uкз, чтобы в ней протекал номинальный ток, при этом вторая обмотка замкнута накоротко, третья - разомкнута, т.е. проводят три опыта КЗ. В опытах определяют три напряжения короткого замыкания по парам обмоток, отмеченных в индексах: uкВ-С, uкВ-Н, uкС-Н и три значения потерь активной мощности при КЗ по парам обмоток: ΔРкВ-С, ΔРкВ-Н, ΔРкС-Н. Далее делают предположение [Электрические системы, … под ред. В.А. Веникова, с. 141], что фактическим потерями и напряжению КЗ могут быть поставлены в соответствие фиктивные значения потерь и напряжений КЗ двух соответствующих лучей схемы замещения, а именно:

Откуда, система уравнений (1) позволяет найти выражения потерь, соответствующих каждому из лучей схемы замещения:

Рассчитанные по (3) значения служат для определения приведенных к стороне высокого напряжения трансформатора, автотрансформатора активных сопротивлений лучей схемы замещения по выражениям:

Аналогично из системы уравнений (2) получают выражения напряжений КЗ, соответствующих каждому из лучей схемы замещения:

Рассчитанные по (5) значения служат для определения приведенных к стороне высокого напряжения трансформатора, автотрансформатора индуктивных сопротивлений лучей схемы замещения по выражениям:

В выражениях (3) и (5) не показано влияние номинальных мощностей обмоток сторон, которое может быть учтено приведением ΔPкВ-Н, ΔРкС-Н и uкВ-Н, uкС-Н к номинальной мощности трансформатора, автотрансформатора по общеизвестным выражениям [Электрические системы, … под ред. В.А. Веникова, с. 145-146].

Исследования показали, что напряжения на сторонах трехобмоточного трансформатора и потери мощности в трансформаторе, автотрансформаторе, представленном лучевой схемой замещения при расчете режимов, не соответствуют напряжениям на сторонах трехобмоточного трансформатора, автотрансформатора и потерям мощности в трансформаторе, автотрансформаторе, представленном реальными параметрами в схеме замещения «треугольником» (фиг. 2). При этом схема замещения «треугольник» является естественной и точной схемой, без каких-либо предположений.

Активные сопротивления схемы замещения «треугольник» получены по выражениям:

индуктивные сопротивления схемы замещения получены по выражениям:

коэффициенты трансформации ветвей схемы замещения формируют по выражениям:

где:

rВС, rВН, rСН, xВС, xВН, xСН - активные и индуктивные сопротивления ветвей схемы замещения «треугольник», Ом;

KтВС, KтВН, KтСН - коэффициенты трансформации ветвей схемы замещения «треугольник», о.е.

Покажем на расчетном примере по программе расчета установившегося режима: на сторонах среднего и низкого напряжений двух одинаковых трехобмоточных трансформаторов марки ТДТН-80000/110, 115/38,5/6,6 подключены одинаковые мощности нагрузок, трансформаторы подключены к пункту питания (фиг. 3).

Паспортные данные трансформатора приведены в таблице 1.

Первый трансформатор представлен общепринятой лучевой схемой замещения (ветви 2-4, 4-5, 4-6), т.е. сопротивлениями rВ, rС, rН, xВ, xС, xН и коэффициентами трансформации KтВС=UВном/UСном, KтВН=UВном/UНном, второй трансформатор представлен схемой замещения «треугольник», т.е. сопротивлениями rВС, rВН, rСН, xВС, xВН, xСН (12-15, 12-16, 15-16) и коэффициентами трансформации KтВС=UВном/UСном, KтВН=UВном/UНном, KтСН=UСном/UНном. При этом схема замещения «треугольник» является естественной и точной схемой без каких-либо предположений.

Параметры лучевой схемы замещения рассчитаны по выражениям (4) и (6) (таблица 2).

Параметры схемы замещения «треугольник» рассчитаны по выражениям (7) и (8) (таблица 3).

Коэффициенты трансформации следующие:

Результаты расчета приведены в таблицах 4 и 5.

Как видно из таблицы 4, напряжения в однотипных узлах 5 и 15 расчетной модели отличаются на 2,4% по модулю и на 2 градуса по углу, в узлах 6 и 16 отличаются на 3,7% по модулю и 3,35 градуса по углу.

Как видно из таблицы 5, суммарные потери в ветвях трехлучевой схемы замещения (ΔР=0,16 МВт, ΔQ=6,11 MBАр) существенно отличаются от суммарных потерь в ветвях схемы замещения «треугольник» (ΔР=0,1 МВт, ΔQ=3,2 МВАр).

Т.е. общепринятые трехлучевая схема замещения и параметры трехобмоточных трансформаторов, автотрансформаторов содержат методологические погрешности.

Техническая задача изобретения состоит в формировании уточненных параметров схемы замещения трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов.

Указанный технический результат достигается тем, что активные сопротивления лучей схемы замещения трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов формируют по выражениям:

индуктивные сопротивления схемы замещения формируют по выражениям:

при этом коэффициенты трансформации ветвей среднего и низкого напряжения схемы замещения формируют по выражениям:

где: ΔРкВ-С, ΔРкВ-Н, ΔРкС-Н - значения потерь активной мощности при коротком замыкании по парам обмоток, отмеченных в индексах (для автотрансформатора ΔРкВ-Н, ΔРкС-Н приведены к его номинальной мощности), Вт;

uкВ-С, uкВ-Н, uкС-Н - напряжения короткого замыкания по парам обмоток, отмеченных в индексах (для автотрансформатора uкВ-Н, uкС-Н приведены к его номинальной мощности), о.е.;

r'В, r'C, r'H, x'B, x'C, x'H - активные и индуктивные сопротивления ветвей трехлучевой схемы замещения, сформированные по предлагаемой методике, Ом;

UВном, UСном, UНном - номинальные напряжения высокой, средней и низкой сторон трансформатора, автотрансформатора, В;

KтВС, KтВН - коэффициенты трансформации ветвей схемы замещения, о.е.;

Sт.ном - номинальная мощность трансформатора, ВА.

Отличие от известного (единственного) эталонного способа определения параметров схемы замещения заключается в новой форме формировании параметров этой схемы.

Покажем далее на расчетном примере (фиг. 4) соответствие режима при трехлучевой схеме, в которой параметры сформированы по выражениям (10, 11, 12) со схемой замещения «треугольник», в которой параметры сформированы по выражениям (7, 8, 9). Учитывая, что трехлучевая схема принята на основании предположений (1, 2), а схема «треугольник» вытекает естественным образом из условий опытов КЗ без каких-либо предположений, то имеются основания считать для трехобмоточных трансформаторов более правильной схему замещения «треугольник».

В таблице 6 показаны активные и индуктивные сопротивления лучевой схемы замещения, сформированные по предлагаемой методике, по выражениям (10, 11).

При этом следует учесть, что сопротивления ветви СП следует привести к стороне высокого напряжения, при этом все сопротивления полученной трехлучевой схемы будут приведены к стороне высокого напряжения с учетом применения в ветви среднего напряжения коэффициента трансформации KтВС, в ветви низкого напряжения - KтВН.

В таблицах 7 и 8 показаны результаты расчета по программе расчета установившегося режима для схемы сети, показанной на фиг. 4, с учетом параметров из табл. 6

Как видно из таблицы 7, напряжения в однотипных узлах 15 и 25, 16 и 26 расчетной модели на фиг. 4 совпадают как по модулю, так и по углу.

Как видно из таблицы 8, суммарные потери в ветвях трехлучевой схемы замещения (22-24, 24-25, 24-26) (ΔР=0,1 МВт, ΔQ=3,2 MBАр) совпадают с суммарными потерями в ветвях схемы замещения «треугольник» (12-15, 12-16, 15-16).

Таким образом, параметры трехобмоточных трансформаторов, автотрансформаторов трехлучевой схемы замещения, полученные по предлагаемой методике, не содержат методологических погрешностей.

Способ реализуют следующим образом: формируют схему замещения трехобмоточного трансформатора, автотрансформатора, формируют параметры схемы замещения: активные и индуктивные сопротивления ветвей схемы замещения по выражениям (10) и (11), формируют коэффициенты трансформации по выражениям (12), при этом активные и индуктивные проводимости формируют по общепринятым выражениям [Электрические системы, … под ред. В.А. Веникова, с. 137-141].










2. Схемы замещения и параметры воздушных линий электропередач. Расчет электрической системы на основе схемы замещения

Похожие главы из других работ:

Методы расчета режимов сети

1. Расчёт параметров схем замещения воздушных линий электропередач

Воздушные линии электропередач напряжением 110кВ и выше длинной до 300км обычно представляют П-образной схемой замещения изображённой на рисунке 2. Рис. 2. П-образная схема замещения ЛЭП...

Модернизация электроснабжения шахты "Ерунаковская VIII"

2.3 Расчёт воздушных и кабельных линий электропередач

...

Натуральная мощность линии

2. Электрические параметры воздушных линий

При наличии напряжения на линиях электропередачи на проводах образуется заряд. В трехфазных линиях заряд каждой фазы формируется под воздействием собственного напряжения и напряжения соседних фаз. Отношение амплитуды заряда (погонного, т.е...

Особенности построения районной электрической сети

Найдем параметры схемы замещения

Так как все линии двухцепные N = 2: , где N - колличество цепей r0 (Ом/км) - погонное активное сопротивление линии; х0 (Ом/км) - погонное реактивное сопротивление линии; b0 (См/км 104) - реактивная проводимость линии; L (км) - длинна линии...

Переходные процессы в линейных и нелинейных электромагнитных системах

1. Схемы замещения и их параметры

Схема рассматриваемой системы линии имеет следующий...

Продольная дифференциальная защита линии на базе терминала ТОР 200-ДЗЛ фирмы "ИЦ Бреслер"

1.1 Расчет параметров схемы замещения линии электропередач (ЛЭП)

; ; ; ; ; ;...

Проектирование радиальной схемы электроснабжения

2.3 Выбор сечений проводов воздушных линий электропередач

Выбор сечения проводов ВЛ электропередачи 35-500кВ можно выполнять по экономическим интервалам и по экономической плотности тока. Для воздушных линий выбираем сталеалюминевые провода марки АС...

Проектирование трансформаторной подстанции 10/0,4 кВ

1.5 Параметры схемы замещения элементов сети 10 кВ

Оборудование, выбранное в пп.1.2-1.4 относится к классу напряжения 0,4 кВ и параметры схемы замещения этих элементов, а также силового трансформатора приведены к стороне низкого напряжения. Кроме этих элементов, в соответствии со схемой...

Проектирование трехфазного асинхронного двигателя

1.6.1 Параметры схемы замещения фазы обмотки асинхронной машины

По (6-179) [1] По (6-180) [1] По (6-217) [1] Так как...

Проектирование электрической сети

2.2 Выбор сечений линий электропередач для различных вариантов схемы развития сети

Считая сеть однородной, применим правило эквивалентных моментов, с использованием эквивалентных длин. Выбор производится для одноцепной линии с железобетонными опорами м по и вторым районом по гололеду - зона Урала...

Расчет на прочность одноцепной воздушной линии электропередач напряжением 330 кВ, проходящей по ненаселенной местности

4. Определение погонных (единичных) и приведённых удельных нагрузок на элементы воздушных линий электропередач

Исходные данные: сталеалюминевый провод AC 330/39 для воздушных линии 330кв., ветровой район II, район по гололёду II , марка грозозащитного троса ТК - 11. Провод АС 300/39 общее сечение 339,6мм2, диаметр 32 мм, масса одного километра 1132 кг...

Расчет режимов работы электрических сетей

2.2 Расчет воздушных линий электропередач

2.2.1 Расчет воздушной линии №5 (двухцепная) Рис. 9. Схема замещения ЛЭП №5 Исходные данные представлены в таблице 6. Используя справочную литературу[5], находим каталожные данные провода АС-120. Таблица 6...

Расчет электрической системы на основе схемы замещения

3. Схемы замещения и параметры автотрансформаторов

Автотрансформаторы, как правило, устанавливаются на мощных узловых подстанциях районных сетей и предназначены для связи сетей двух номинальных напряжений. От шин среднего напряжения таких подстанций, обычно...

Характеристика и расчет нелинейных электрических цепей

2. Параметры нелинейных элементов и некоторые схемы их замещения

В зависимости от конкретной задачи удобно применять те или иные параметры элементов и общее число их велико, но чаще всего используют статические и дифференциальные параметры...

Электроснабжение и электрооборудование центрального участка карьера ОАО "Ураласбест"

2.4 Расчет питающих линий электропередач от районной подстанции до ГПП и распределительных внутрикарьерных воздушных и кабельных линий

Расчет линии электропередач от районной подстанции до ГПП Для удобства расчета составляю схему электроснабжения (рисунок 2). Рисунок 2 - Схема электроснабжения центрального участка карьера а) Рассчитываем воздушную линию от РПС до ГПП...

переменного тока - Почему изолирующие трансформаторы обеспечивают напряжение 0 В между своими выводами и заземленными приборами и почему нет нормального заземления?

Пол и почва не имеют слишком низкого удельного сопротивления, но они обеспечивают большую площадь для прохождения тока (как и ваши ноги по сравнению с площадью контакта провода). Добавьте к этому тот факт, что настенное напряжение велико, и не нужно много тока, чтобы нанести некоторый вред вашему телу.

Отсюда следует, что если сопротивление между обмотками трансформатора намного выше, чем сопротивление земли и земли, тогда должно быть очевидно, как изолирующий трансформатор защищает вас.Он отключает потенциал земли на первичной обмотке от 0 В на вторичной обмотке и позволяет 0 В плавать, поэтому вы должны коснуться обоих вторичных проводов, чтобы получить удар током. Если вы просто прикоснетесь к одному вторичному проводу, потенциал на этом проводе станет равным вашему потенциалу, а разность потенциалов на другой клемме будет увеличиваться или уменьшаться, поддерживая такое же напряжение между вторичными клеммами.


Кажется, вы задаетесь вопросом, как вы могли быть связаны с почвой или заземляющим стержнем снаружи, когда вы находитесь на несколько этажей в своем здании.{21} \ $ дополнительная площадь.

https://ieeexplore.ieee.org/document/6441387

http://www.geonics.com/pdfs/technicalnotes/tn5.pdf

сеть - Где земля / минус для воздушных линий электропередачи?

Этот пост в основном посвящен земле / земле / почве как проводнику и важности заземление для безопасности. Может быть, это не точный ответ, но может быть тоже полезно. Если вам нужны другие значения слова "земля" - см. Другие ответы.

Думаю, ответ на ваш вопрос здесь:

http: // en.wikipedia.org/wiki/Earthing_system

См. Системы TN, TN-C и TN-C-S.

Кабели, о которых вы спрашиваете, оканчиваются на ближайшем трансформаторе.

Подробнее о заземлении и о том, почему земля / грунт не используется в качестве проводника для линий электропередач.

Заземление в электрических сетях среднего и высокого напряжения в нормальных условиях не передает значительную мощность. Линии электропередач высокого напряжения являются трехфазными, ток течет в основном между фазами, а земля для них является просто опорным «нулем».Земля работает больше как эталон и снимает статическое электричество с корпусов высоковольтного оборудования и других токопроводящих частей, которые должны иметь потенциал земли. Оборудование высокого напряжения хорошо изолировано и может накапливать большие электростатические заряды.

Перенос энергии по земле (почве), вероятно, приведет к очень быстрой коррозии электродов и, возможно, к некоторым экологическим изменениям в почве, потому что почва содержит воду, соли, кислоты. Все это становится смесью электролитов.

Заземление также работает как молниезащита.Это способ направлять / контролировать мощность молнии в землю с низкими «потерями мощности». Когда нет намеренного заземления - молния все равно найдет 50 других способов. В этом случае заземление можно рассматривать как заземление с высоким сопротивлением / сопротивлением. При высоком сопротивлении может излучаться очень большая мощность, что может вызвать неконтролируемый пожар или взрыв где угодно, во многих местах и ​​т. Д. Так что лучше проложить «шоссе» для молнии, заземлив большие металлические предметы.

В некоторых сетях используется «функциональное заземление», и в этом случае земля действительно используется для передачи энергии.

В сетях низкого напряжения (110 В или 230 В в Европе) заземление используется в качестве «защитного заземления», чтобы обеспечить защиту УЗО. Более старый метод защиты - заземление корпусов токопроводящих устройств. При повреждении устройства (обгоревшая изоляция, механическое повреждение и т. Д.) И «выходе» напряжения на заземленный корпус - сгорают предохранители из-за короткого замыкания.

Ваш черный провод, вероятно, идет к трансформатору на электростанции / трансформаторной подстанции. Это заземлено там. В некоторых странах заземляющий провод должен быть подключен к системе заземления возле дома (металлические ленты закопаны под домом), но в этом случае этот провод не черный, а желтый с зелеными полосами.Это зависит от системы заземления, используемой в вашей стране. Вы можете прочитать о различных системах заземления в Википедии (ссылка ниже).

Заземление - вещь многогранная ...

А в переменном токе не бывает «отрицательной» или «положительной» линии. Есть фазный провод, нулевой и / или заземляющий провод. Фазный провод со временем становится положительным (напряжение выше нуля) или отрицательным (напряжение ниже нуля). Ноль остается на нуле относительно ... земли / земли 🙂

Может ли кто-нибудь исправить / проверить мои языковые ошибки? Я плохо говорю по-английски, не хочу никого вводить в заблуждение в таком важном деле (заземление / заземление).

Роль моделей глобальной / региональной проводимости Земли в смягчении природных геомагнитных опасностей

Из-за национального характера электрических сетей исследования GIC обычно сосредоточены на конкретной стране, а не на более широком географическом регионе. Поэтому мы структурируем наше обсуждение геополитически, сортируем названия стран в алфавитном порядке и в каждом подразделе описываем несколько методов, если они существуют. Внутри Европы мы упорядочиваем обсуждение географически, с севера на юг.Как указано в разд. 2, некоторые из этих исследований охватывают весь путь оценки GIC, некоторые останавливаются на GIC и оценивают напряжения в линиях, а другие все же фокусируются на оценке геоэлектрического поля. Здесь нас больше всего интересует влияние, которое выбор модели электропроводности играет на геоэлектрическое поле и оценку GIC. Мы также отмечаем, что многие чрезвычайно интересные исследования, в которых прямо не обсуждается электрическая проводимость Земли, к сожалению, выходят за рамки данной статьи.Такие исследования не обсуждаются, за исключением тех случаев, когда они имеют прямое отношение к нашему обсуждению.

Австралия

Исследования геомагнитно-индуцированных токов в Австралии в отношении электрических сетей начались относительно недавно, но есть несколько значимых исследований, которые заслуживают обсуждения. Соответствующая работа на континенте до настоящего времени проводилась в частотной области и была больше ориентирована на разработку методов, фундаментальное понимание и проверку, чем на реалистичную оценку в реальном времени.Анализ Marshall et al. (2013) - пилотное исследование, в котором сообщается о первых наблюдениях GIC в австралийской энергосети. Мониторинг GIC был начат в восьми стратегических точках на востоке Австралии в сотрудничестве с Australian Energy Market Operator Limited. Несмотря на их близость к береговой линии, в этом конкретном анализе Земля была аппроксимирована как однородное полупространство, и было использовано приближение однородного поля ( a , b ) (см. Раздел 6).Для этого простого приближения было обнаружено, что токи нейтрали трансформатора очень хорошо коррелируют с компонентой с запада на восток оценки геоэлектрического поля, \ (E_y \), демонстрируя прямую связь этих токов с космической погодой. Масштабирование части моделирования GIC необходимо отрегулировать с помощью более сложных методов, чтобы оно было полезным. Однако эти ценные измерения демонстрируют, что GIC, вызванные космической погодой, легко наблюдаются в некоторых частях австралийской энергосистемы и что их амплитуды достаточны, чтобы указывать на необходимость создания в Австралии процедур уменьшения геомагнитной опасности.

Независимо, в редком исследовании, включающем полную трехмерную модель электропроводности, Wang et al. (2016) вычислили геоэлектрические поля в частотной области в Австралии для источников плоских волн с юга на север и с запада на восток (соответствующих двум поляризациям в трехмерной магнитотеллурике). Это было достигнуто с помощью предварительно рассчитанной трехмерной модели электропроводности Австралии (Ван и др., 2014) на основе массива магнитометров AWAGS (Чамалаун и Бартон, 1990) для дальнейшего моделирования трехмерных магнитотеллурических импедансов в квазирегулярных точках AWAGS, покрывающих континент. Австралии.Аналогичным образом были исследованы 1D-модель и более простая 3D-модель; последний включал только контраст суши и океана. Было показано, что внутренние структуры электропроводности на севере Австралии, которые уменьшают контраст проводимости между побережьем и океаном, также заметно уменьшают геоэлектрические поля по сравнению с моделями, которые не учитывают внутреннюю проводимость. Смоделированные поля также были сокращены в центральной Австралии. Напротив, моделируемое геоэлектрическое поле на резистивном кратоне Западной Австралии значительно увеличилось на протяжении всего периода исследования.

Эту работу, однако, следует считать качественной из-за внутреннего приближения плоских волн для используемого магнитного поля. Следующим логическим этапом моделирования GIC в Австралии будет включение этих трехмерных импедансов в операционное геоэлектрическое поле и, впоследствии, оценку GIC, основанную на геомагнитных измерениях на континенте в реальном времени. Валидация по измеренным геоэлектрическим данным и данным GIC станет важной частью этого развития. Этот путь вперед кажется особенно привлекательным с учетом продолжающейся комплексной инициативы по сбору долгосрочных данных MT в Австралии, AusLAMP (e.г., Штольц 2013; Робертсон и др. 2016, 2017), который по завершении должен охватывать весь австралийский континент с приблизительно 2800 расчетными импедансами 3D MT на квазирегулярном интервале сетки 50 км на 50 км. Эти импедансы могут использоваться либо непосредственно для целей смягчения геомагнитной опасности, либо развивающиеся модели электропроводности с высоким разрешением (например, Robertson et al.2018) могут использоваться для прямого моделирования импедансов аналогично Kelbert et al. (2019) в США (с использованием рабочих процессов пространства данных и пространства моделей, показанных на рис.2 соответственно).

Действительно, современный анализ валидации моделирования GIC с использованием нескольких различных формулировок модели проводимости в Австралии был недавно опубликован Marshall et al. (2019). Были созданы четыре модели электропроводности с разной степенью сложности, начиная от модели однородной проводимости и заканчивая парой одномерных моделей и полностью трехмерной моделью, полученной из данных магнитометра AWAGS, как в Wang et al. (2014), из которых затем были получены сеточные данные импеданса (как показано на рис.2). Они сравнивались с данными AusLAMP MT (Duan and Kyi 2018) в нескольких местах, и было обнаружено хорошее соответствие. Затем четыре различные модели геоэлектрического поля были применены к одной и той же сложной модели энергосети в энергосистеме восточной Австралии, а интеграция линий электропередачи выполнена, как описано Лехтиненом и Пирджолой (1985). Моделирование четырех различных геомагнитных бурь проверяется на основе наблюдаемых временных рядов GIC в восьми различных точках сети.Хотя некоторые штормы и места были воспроизведены очень хорошо, необычайно тщательная (для исследования моделирования GIC) проверка позволила авторам заметить, что ни одна из моделей не показывала стабильно хорошо везде и всегда. В целом было обнаружено, что 3D-модель работает лучше, чем более простые модели проводимости, но с некоторыми оговорками. По данным Marshall et al. (2019), относительно хорошие характеристики всех моделей можно объяснить уменьшенным эффектом берега и относительно высокой проводимостью Земли под воздействием этой энергосистемы.Разрешение трехмерной модели электропроводности также можно значительно улучшить, применив программное обеспечение инверсии MT сообщества (например, Kelbert et al. 2014) к недавно полученным данным AusLAMP MT; затем эту модель с более высоким разрешением можно было бы объединить с более грубой моделью, полученной из AWAGS, на глубинах.

Азербайджан

Мы были счастливы найти в Азербайджанской Республике на Южном Кавказе богатую литературу, касающуюся воздействия космической погоды на электрические сети (Бабаев и др., 2006), а также, что удивительно, об активности человеческого мозга. сердечно-сосудистое и психологическое здоровье (например,г., Бабаев 2003; Бабаев и Аллахвердиева 2007 и многие другие). Азербайджанские исследования демонстрируют зрелое, но качественное понимание роли электропроводности Земли в природных геомагнитных опасностях.

Бразилия

Одна из важных демонстраций GIC в низкоширотном регионе, Триведи и др. (2007) представляет первые измерения GIC в Бразилии, полученные во время геомагнитной бури в ноябре 2004 г., в сотрудничестве с электроэнергетической компанией в Бразилии FURNAS и национальным исследовательским институтом федерального правительства Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais (INPE).Прямой мониторинг GIC был инициирован позднее на одном из трансформаторов в сети; однако эти данные не охватывают ноябрь 2004 г. Вместо этого, измерения GIC, представленные Триведи и др. (2007) являются косвенными и рассчитываются на основе измеренных вариаций магнитного поля с помощью датчиков, установленных под двумя линиями электропередачи на юго-востоке Бразилии. Геоэлектрические поля также были оценены для того же периода времени с использованием одномерной модели проводимости, которая была проинформирована двухмерным МТ-профилем между линиями и соответствующей обратной двумерной структурой проводимости.Так же, как Маршалл и др. (2013) в Австралии наблюдали сходство между оценками геоэлектрического поля и измерениями GIC, но попытки масштабирования еще не предпринимались.

Совсем недавно те же измерения GIC использовались для проверки более строгого метода оценки GIC в de Silva Barbosa et al. (2015). Несмотря на то, что существующие локализованные магнитотеллурические исследования показывают значительную трехмерную структуру в северо-восточном углу бразильской сетки (Padilha et al., 2014), а также некоторую глубокую анизотропию на юго-востоке (Padilha et al.2006), всеобъемлющего набора данных МП, охватывающего всю Бразилию, еще не существует. В настоящее время для этих исследований используется приближение одномерной проводимости. В частности, de Silva Barbosa et al. (2015) создали четырехслойную одномерную модель проводимости и проверили ее в сравнении с измерениями GIC, описанными в Триведи и др. (2007), используя сеточную модель формальной системы (Вильянен и Пирйола, 1994). Как обычно при таком анализе, время экстремальных значений GIC было оценено очень точно, в то время как амплитуды несколько отличаются по сравнению со значениями, представленными в Триведи и др.(2007), особенно в части воспроизведения всех пиков. Эта модель, однако, лучше, чем полупространство. Как отмечают авторы, еще одно неисследованное осложнение связано с наличием Южно-Атлантической магнитной аномалии (SAMA) над Бразилией, связанной с увеличением высыпания электронов в этой области. Тем не менее, на основе существующей модели и приближений максимальная амплитуда GIC для шторма «Хэллоуин» в октябре 2003 г. оценивается в 25 А. На основании этой публикации мы понимаем, что текущая работа сосредоточена на разработке метода и не предназначена для предоставления оценки эксплуатационного качества до тех пор, пока не будет лучше изучена чувствительность оценок GIC к геологическим условиям и характеристикам электросети.

Наконец, недавний анализ Espinosa et al. (2019) сосредоточили внимание на влиянии электропроводности ионосферы и земли на ГИС на геомагнитном экваторе в Бразилии. Чтобы обойти относительную нехватку данных МТ в Бразилии, четыре магнитометра из сети Embrace MagNet (Denardini et al. 2018) были выбраны в таких местах, что подземная геологическая структура поддалась одномерной интерпретации. В этих местах были установлены четыре соответствующие одномерные модели электропроводности.В подходе, аналогичном Viljanen et al. (2013), модель энергосистемы была создана на основе сети 500 кВ, эксплуатируемой в центральной части Бразилии, с некоторыми параметрами сети, взятыми у de Silva Barbosa et al. (2015), а остальные установили значения по умолчанию, которые лучше всего подходят для измеренных значений GIC. По аналогии мы предполагаем, что интегрирование электрических полей по линии электропередачи было выполнено; однако границы четырех моделей проводимости не указаны в Espinosa et al. (2019), а подробное обсуждение процедуры отсутствует.Единственное сравнение моделируемого и измеренного GIC, представленное в документе, предполагает, что эта методология соответствует другим международным результатам, основанным на аналогичном подходе, и иногда может воспроизводить до 60–80% вариаций. Влияние проводимости земли также было изолировано за счет использования одного и того же входного магнитного поля во всех четырех точках. Как и ожидалось, относительные величины GIC контролируются профилем электропроводности (поверхностным импедансом) и частотой дискретизации геомагнитного поля (в данном случае 1 образец в минуту).Espinosa et al. (2019) предполагают, что изменчивость земной коры, особенно изменчивости верхней коры, в первую очередь ответственна за наблюдаемые вариации из-за импеданса Земли.

Канада

Канада расположена на более высокой геомагнитной широте и пережила серьезное отключение электроэнергии, связанное с GIC (Hydro-Québec в 1989 году; Allen et al. 1989; Boteler 2001; Bolduc 2002; Guillon et al. 2016). геомагнитных опасностей. В Канаде Министерство природных ресурсов Канады (NRCan) является организацией, ответственной за передачу прогнозов и предупреждений о геомагнитных бурях на основе моделей и данных наблюдений Канадской автоматической магнитометрической обсерватории (CANMOS), спутников NOAA и других космических и наземных объектов. основанные на наблюдениях (например,g., канадский риометр и сети GNSS для мониторинга ионосферы и радиосвязи; Лариса Триченко, 2018, написано личн. комм.). Канадская служба геомагнитных прогнозов NRCan работает с 1974 года (Триченко и др., 2009). За прошедшие годы ученые NRCan написали наиболее полный объем работ по ряду связанных с GIC тем, таких как: (1) исторический ущерб от GIC, например, Boteler (2003) и Boteler (2006), (2) моделирование. воздействия ГИТ на трубопроводы и электрические сети, e.г., Триченко и др. (2010) и Boteler and Pirjola (2017), и (3) статистические оценки геомагнитной опасности (включая статистику экстремальных значений) в Канаде и во всем мире, например, Nikitina et al. (2016).

NRCan оценки теллурических опасностей для электрических сетей и трубопроводов, а также карты теллурических опасностей (NRCan 2006) и онлайн-инструмент геоэлектрического поля (с 2006 года) основаны на 1D моделях электропроводности Земли, выведенных из ряда магнитотеллурических исследований, доступных в открытая литература в каждый конкретный период времени.Например, большая коллекция одномерных моделей, полученных из 400 участков MT в Кордильерах с использованием преобразования Ниблетта – Бостика, была обобщена и использована Boteler (1997), Boteler et al. (1998), Ботелер (2001) и Ботелер (2003) для анализа геомагнитных опасностей для пяти основных энергосистем Канады. Например, Hydro One в Онтарио, Канада, в сотрудничестве с NRCan реализовали свои собственные, довольно сложные процедуры оценки GIC в режиме реального времени из диспетчерской, все они основаны на компиляциях одномерных моделей Земли (Marti et al.2014а, б). Последующие статистические оценки геоэлектрического поля, выполненные с 2017 г., основывались на обновленных одномерных моделях Земли (Триченко, Фернберг, 2012; Триченко и др., 2015 и ссылки в них). Совсем недавно Триченко (2016) написал обзор состояния моделирования геоэлектрического поля в Канаде, который используется онлайн-инструментом NRCAN, который использует подробный набор одномерных моделей для расчета геоэлектрических полей в обсерваториях CANMOS или рядом с ними. В настоящее время ведется работа по объединению и обновлению одномерных моделей, которые в настоящее время используются для оценки теллурических опасностей в конкретных областях, представляющих интерес (таких как зоны покрытия электрических сетей и трубопроводов), в одну комплексную модель по всей Канаде.Одним из предложений по возможному улучшению этого подхода было бы использование доступных МТ-данных из проекта Lithoprobe (Jones et al. 1984–2003, 2014), возможно, дополненных дополнительными съемками с привязкой к сетке, чтобы попытаться 3D-моделирование геоэлектрического поля с помощью данных -пространство или модель-пространство подходы (рис. 2).

Китай

Как видно из GIC, наблюдаемых во многих других странах с низкими и средними широтами (например, в Австралии, Новой Зеландии, Южной Африке, Бразилии и других), GIC представляют собой реальную проблему в широтах, имеющих отношение к китайской инфраструктуре. , даже если природа течений несколько отличается от течений в более высоких широтах - например, их можно чаще наблюдать в связи с фазой внезапного начала шторма.На первый взгляд может показаться неожиданным, что для большой страны с хорошо развитой инфраструктурой в Китае сравнительно мало публикаций по данной теме в международной литературе. Однако, как объясняется в Liu et al. (2013), влияние GIC на электрические сети в Китае является относительно новой проблемой из-за быстро растущего масштаба энергосистемы в Китае в последние годы. Высоковольтные линии электропередач, как правило, более восприимчивы к воздействию космической погоды, и в Китае к 2000 году система 500 кВ стала основой крупномасштабной энергосистемы.Более того, спрос на электроэнергию и ее распределение сильно несбалансированы в Китае, где и уголь, и гидроэнергетика сосредоточены на Западе, а нагрузка в основном на Востоке, и, чтобы смягчить ситуацию, система 1000 кВ строится с запада на восток Китая к 2020 г. (Liu et al. 2013). Линии передачи более высокого напряжения также имеют более низкое сопротивление постоянному току на единицу длины, что делает их более уязвимыми для GIC.

Следовательно, в 2012 году Китай инициировал Национальную программу исследований и разработок в области высоких технологий (также известную как программа 863), которая начала свои операции по космической погоде в конце 2014 года, запустив многоточечную кампанию мониторинга GIC, которая позволила регистрировать Сигналы GIC о геомагнитной буре в марте 2015 г. на двух подстанциях на побережье Китая (Zhang et al.2015). Еще до новой кампании по мониторингу, еще в 2001 году, мониторы нейтрального тока были установлены на нескольких трансформаторах в Китае для оценки аномальной вибрации и шума трансформатора, причина которых в то время не была известна. Один из этих мониторов работал во время магнитных бурь в ноябре 2004 года и регистрировал GIC до 75,5 А на электростанции Лингао (более трех фаз трансформатора; Liu et al. 2014). Лю и др. (2013) оценили, насколько резко эти измерения GIC будут масштабироваться до события размером с Кэррингтона (т.е., аналогично сентябрьской геомагнитной буре 1859 г.) в новой системе 1000 кВ.

Таким образом, измерения GIC в Китае существуют, хотя в настоящее время они довольно редки. Комплексные коды МГД-моделирования также были разработаны и проверены в Китае (например, Zhang et al. 2015). Однако методы, связанные с оценкой геоэлектрического поля, еще нуждаются в развитии. В нескольких статьях по разработке методов GIC изучается подход подбора параметров 1D ( a , b ) (см. Раздел 6) в Китае (Liu et al.2009; Zhang et al. 2015). В оригинальной статье о разработке метода Liu et al. (2009), применили одномерное приближение к подходу Lehtinen и Pirjola (1985) и получили очень разумное соответствие данных GIC путем подгонки параметров ( a , b ) непосредственно к измеренным GIC. Однако было бы ошибкой считать, что этот метод, следовательно, можно надежно использовать с геоэлектрическими полями, рассчитанными на основе геологических моделей 1D проводимости, как в Liu et al. (2013, 2014). Фактически, Лю и др.(2013) сделали важные оценки амплитуды GIC, основываясь на понимании того, что методология «оказалась верной» Liu et al. (2009). Это опасное недоразумение; действительно, то, что метод подбора параметров хорошо работает для оценки амплитуды GIC, не означает, что тот же одномерный подход будет работать без подбора параметров. См. Разд. 6 для обсуждения этого распространенного недоразумения. К сожалению, Liu et al. (2014) исследование, в котором этот метод используется для вычисления GIC на северо-западе Китая, не имеет измеренных GIC для сравнения, поскольку все измерения GIC на сегодняшний день, похоже, были получены на юго-восточном побережье Китая.Недавнее исследование Liu et al. (2018b) использовали эти данные для перекрестной проверки подхода к трехмерному моделированию Земли с помощью конечных элементов во временной области по сравнению с ранее реализованной одномерной формулировкой и обнаружили, что учет эффекта берега заметно улучшает оценки GIC по сравнению с использованием геологической одномерной модели. Они также отмечают, что сложная тектоника Китая, вероятно, вызовет существенные латеральные неоднородности в проводимости Земли внутри страны, а также в прибрежных регионах, и приходят к выводу, что трехмерные модели проводимости Земли должны быть приняты для оценки GIC в Китае.

Наконец, в рамках текущего проекта SinoProbe (Донг и др., 2013, 2014) собираются комплексные измерения МП, охватывающие весь Китай. Эти данные, если они будут опубликованы, позволят быстро разработать новые передовые методы оценки GIC в Китае, которые будут иметь преимущество 3D-импедансов и моделей MT, аналогичных тем, которые охватывают США (например, Bonner and Schultz 2017; Kelbert et al. . 2019). К сожалению, данные китайского МП не доступны международному исследовательскому сообществу в открытом доступе.

Эфиопия

Senbato et al. (2018) и Лю и др. (2018a) разработали моделирование полного узла GIC в Эфиопии на основе модели энергосистемы Эфиопии. Подмножество 11 геомагнитных бурь между 2003 и 2017 годами было проанализировано статистически, и были оценены экстремальные значения GIC с высокой и низкой вероятностью, при этом экстремальное значение GIC с низкой вероятностью превышает 20 А на 89% подстанций. Этот комплексный подход, однако, делает довольно упрощенное предположение о структуре электропроводности эфиопской литосферы.Для Эфиопии используется единая одномерная модель проводимости, основанная на De Villiers et al. (2016), который, в свою очередь, в общих чертах заимствован из местного профиля в Аддис-Абебе из статьи Alekseev et al. (2015) на глубинах более 100 км и глобальный профиль Civet et al. (2015) ограничены спутниковыми данными ниже 100 км. Несмотря на то, что одномерный профиль не может быть подходящей моделью электропроводности для всей Эфиопии, другая проблема может быть связана с тем фактом, что удельное электрическое сопротивление верхней коры (0.1–8 км) устанавливается равным 2 e 5 Ом · м, что значительно выше, чем разумное для Восточно-Африканского рифта. Вероятно, это неверное толкование Алексеева и др. (2015), который предполагает более 2 e 3 Ом · м на этих глубинах. Эта разница в 100 раз могла бы существенно повысить оценки опасностей GIC в этой области.

Следует также отметить, что электропроводность Африки по Алексееву и др. (2015) не выводится из магнитотеллурических данных [(как предполагает De Villiers et al.(2016)], а скорее объединены из распределения отложений и значения электропроводности литосферы по умолчанию. Напротив, геотермальные поля в Эфиопии широко изучались с помощью магнитотеллурики, см., Например, Whaler and Hautot (2006), Desissa et al. (2013), Didana et al. (2015), Samrock et al. (2015), Hübert et al. (2018) среди других, последовательно восстанавливая трехпорядковые вариации электропроводности по всей земной коре (а иногда и литосфере).

Европа: Северные страны

Северные страны, в частности Финляндия, Норвегия и Швеция, имеют долгую историю моделирования GIC благодаря необычайно тесному сотрудничеству с электросетевой отраслью. Записи GIC в заземляющих проводах финских высоковольтных электростанций активно изучались и контролировались в рамках тесного сотрудничества между энергетической компанией Fingrid (ранее Imatran Voima Oy) и Финским метеорологическим институтом (FMI) (Вильянен и Пирйола). 1994).Записи были начаты в 1977 году и в основном включали аналоговые и цифровые 10-секундные записи на одной или нескольких станциях. В 1991–1992 годах было проведено более целенаправленное исследование, в ходе которого цифровые 10-секундные записи были измерены на пяти участках энергосистемы 400 кВ. Были и отдельные записи после 1992 года. Это богатство информации позволило новаторским методам разработки и валидации (например, Lehtinen and Pirjola 1985; Wik et al. 2008; Viljanen et al. 2012), в основном на основе подхода 1D проводимости ( Разд.6).

Знаковое исследование Viljanen et al. (2004) продемонстрировали использование приближения однородного поля, 1D Земли ( a , b ) к параметрам энергосистемы (см. Раздел 6) и пришли к выводу, что этот быстрый и простой метод дает хорошие и последовательные результаты для обоих оценка геоэлектрического поля и GIC. Действительно, на момент публикации этой работы это был прорыв в практической оценке GIC, и методология широко используется по сей день. В более поздней работе Viljanen et al.(2012) создали прототип модели высоковольтных электрических сетей, охватывающих всю Европу. В этом исследовании выполняется сквозное моделирование как наземных геоэлектрических полей, так и GIC в прототипах электрических сетей во всей Европе с использованием одномерного набора моделей проводимости грунта от EURHOM (Ádám et al. 2012) и ( a , b ) приближение к системе (см. Раздел 6). Однако можно указать и на некоторые ограничения этого подхода.

В соответствии с другими исследованиями по валидации и сравнению методов, которые не включают прямую подгонку параметров (например,г., Wik et al. 2008; Вильянен и др. 2012), Вильянен и др. (2004) показывают, что качество оценок геоэлектрического поля, полученных с использованием этого одномерного подхода, может быть различным. В частности, в то время как в некоторых местах это приближение работает достаточно хорошо (например, участок B22 массива BEAR), в других (например, B13, B16) геоэлектрическое поле резко переоценено примерно в 4 раза, а в других - все же. (например, B24) он недооценивается примерно во столько же раз. Аналогичные результаты наблюдаются для оценок GIC в энергосистеме, но оценки GIC в трубопроводах почти идеальны (см. Также Pulkkinen et al.2001 и Viljanen et al. 2006 для примеров успешного применения подхода к оценке 1D GIC в трубопроводах).

Последние разработки включают полное 3D-моделирование GIC в Швеции с использованием трех неоднородных слоев для представления верхней коры, средней и нижней коры и верхней мантии, наложенных на однородную Землю (Rosenqvist and Hall 2019).

Европа: Британские острова

Британские острова состоят из Великобритании, в которую входят материковая часть Великобритании (Великобритания) и Северная Ирландия, а также Политически независимая Республика Ирландия.Хотя геология и геофизика Ирландии и Великобритании тесно взаимосвязаны, у этих двух стран есть независимые национальные сети электропередач, а также независимые источники и стратегии финансирования науки. Несмотря на то, что мы полностью признаем и уважаем суверенитет Ирландии и Великобритании, для целей этого обзора, который сфокусирован на геофизике, мы обсуждаем эти две страны, а также несколько близлежащих небольших островов вместе как Британские острова. Там, где это уместно, например, для исторического обзора, мы прибегаем к отдельным обсуждениям.

Великобритания и Ирландия - острова, окруженные мелководным морским шельфом на востоке и более глубоким Атлантическим океаном на западе. Таким образом, с самого начала было ясно, что на оценки GIC в Великобритании будет влиять так называемый эффект побережья (Раздел 6) таким образом, который невозможно учесть ни с помощью чего, кроме 3D-моделирования. Исследования GIC в Великобритании начались в конце 1990-х годов, когда несколько конфиденциальных технических отчетов по трехмерной электропроводности и оценке риска GIC были заказаны Британской геологической службой (BGS) Национальной сетью Великобритании (Дэвид Бимиш, 2018 г., личн. .комм.). Эта работа завершилась созданием более ранних моделей National Grid и так называемой модели тонкой проводимости Британских островов (частично основанной на данных MT, которые тогда были доступны в основном в Шотландии), о которых публично сообщалось в Beamish et al. (2002) и Маккей (2003). В то время как полный трехмерный анализ был недоступен с вычислительной точки зрения в то время, для моделирования геоэлектрического поля использовался подход тонкой проводимости, основанный на Вассере и Вайдельте (1977) с разрешением 20 км. Вариант этой модели также использовался Thomson et al.(2005). Карта проводимости тонкого листа с разрешением 10 км упоминается под названием AMK2003 в более поздней литературе (например, Beggan 2015).

И модель National Grid, и модель проводимости тонкого листа были существенно улучшены в следующее десятилетие. Новая модель тонкослойной проводимости Британских островов (называемая BGS2012, начало 2015 г.) была получена BGS на основе анализа свойств удельного сопротивления материала коренных пород на основе геологической карты Великобритании и Северной Ирландии в масштабе 1: 625 000, созданной BGS. (Инжир.6, центр; Beggan et al. 2013). Следует отметить, что хотя подробная тектоническая карта Британских островов BGS и соответствующая карта проводимости включают Ирландию, а также материковую часть Великобритании, до недавнего времени все опубликованные исследования GIC охватывали только материковую часть Великобритании.

В первом опубликованном исследовании GIC в Ирландии (Blake et al., 2016) эта карта проводимости не использовалась, вместо этого использовалась совершенно другая парадигма использования коллекции одномерных моделей на основе МТ для своей работы. Для пары небольших штормов, обсуждаемых в этой работе, оценки GIC, полученные с помощью этого подхода, были значительно улучшены по сравнению с использованием метода Ádám et al.(2012) собрание моделей или единое полупространство. С тех пор в прессе появилось два дополнительных комплексных анализа GIC в ирландской электросети. Blake et al. (2018) разработали детальную модель энергосистемы Ирландии и проверили ее чувствительность к различным критическим параметрам. Это включало тщательное исследование влияния сопротивления заземления на оценки GIC с использованием реакции сети на однородное геоэлектрическое поле. Электропроводность Земли выходила за рамки этого исследования.Совсем недавно новый подход к моделированию геоэлектрического поля, основанный на местных и межстанционных передаточных функциях, был разработан и утвержден в Ирландии и Великобритании Campanyà et al. (2019).

В дополнение к работе, которая была сосредоточена конкретно на Великобритании, крупномасштабные европейские исследования также включали моделирование островов, хотя и широким кругом. Компиляция одномерной модели Адамом и др. (2012) включает в себя набор одномерных моделей проводимости с низким разрешением в Великобритании, которые позже использовались Вильяненом и др. (2013) и Келли и др.(2017) для крупномасштабного европейского анализа GIC в Великобритании и других странах. Наконец, Иванникова и др. (2018) опубликовали более концептуальное сравнение геоэлектрических полей, смоделированных в 3D, тонких листах и ​​1D в Великобритании, с акцентом на эффект побережья.

В заключение мы хотели бы упомянуть захватывающие недавние разработки в Великобритании и Ирландии, которые со временем должны значительно улучшить моделирование GIC на островах, а также позволить перейти к полностью трехмерному подходу. В мае 2017 года Совет по исследованиям природной среды (NERC) профинансировал крупную 4-летнюю работу в Великобритании консорциумом из 10 институтов во главе с группой геомагнетизма BGS по оценке воздействия космической погоды на наземные системы ( SWIGS).В рамках этого проекта в настоящее время проводятся измерения как MT, так и GIC для улучшения британской модели электропроводности и проверки британской сетевой модели GIC от BGS. BGS также работает в партнерстве с National Grid plc (системным оператором) и EDF Energy (крупная электроэнергетическая компания в Великобритании) и работает с ними уже несколько лет, предоставляя им доступ к некоторым данным GIC, измеренным компанией. Сетевая модель GIC компании BGS используется для мониторинга потенциальных «горячих точек» в сети. В Ирландии осуществляется параллельный проект, финансируемый Геологической службой Ирландии, с целью покрытия острова Ирландия данными МТ для приложений космической погоды и моделирования литосферы Ирландии (Joan Campanya 2018, письменный перевод, личн.комм.).

Европа: Испания

Испанское исследование GIC началось в 2012 г. (Torta et al. 2012) с акцентом на северо-восток Испании и с тех пор было распространено на всю Испанию Torta et al. (2014). В частности, модель всей испанской электросети 400 кВ была создана при определенных разумных предположениях относительно сопротивлений заземления и обмоток трансформатора.

Для Земли была принята пара слоистых моделей, которые сравнивались с моделью Земли с равномерным сопротивлением при 0.001 См / м проводимость. GIC, предсказанные при этих предположениях, сравнивались с измерениями GIC в одном месте, и Torta et al. (2014) решили, что однородная модель Земли оказалась несколько лучше. Затем эта однородная модель Земли была использована для оценки GIC на каждой подстанции для двух крупных штормов, 29–31 октября 2003 г. («Хеллоуин») и 24 марта 1991 г. Это дало максимальные амплитуды 70 и более 100 А, соответственно. , для этих штормов в Испании. К сожалению, как утверждают, например, Бедросян и Лав (2015), а также здесь, в Разд.6, в то время как предположения об однородной или слоистой Земле позволяют вычислять геоэлектрические поля и GIC, которые хорошо коррелируют с измерениями, амплитуды могут отличаться на несколько порядков величины, в зависимости от локальной структуры электропроводности истинной Земли.

Этот подход к моделированию был значительно улучшен Torta et al. (2017). Там был получен одиночный тензор импеданса МП в непосредственной близости от подстанции Vandellòs испанской национальной энергосистемы, которая расположена в прибрежной зоне.Затем авторы предполагают, что этот измеренный импеданс можно рассматривать как репрезентативный отклик региональной геоэлектрической структуры за длительные периоды и использовать его в региональном смысле для отражения трехмерной структуры в этом районе. Хотя нет никакой дальнейшей разработки или проверки этого предположения, локальное трехмерное геоэлектрическое поле получено, и формула, представленная в уравнении. 5 используется для вычисления GIC на подстанции. Эта формула, как мы обсуждаем в разд. 6, строго применимо только к ситуациям 1D Земли.Однако он обеспечивает очень удовлетворительное соответствие измеренным данным, что намного превосходит оценки, полученные с помощью наилучшего одномерного приближения этого тензора импеданса. Кроме того, 2D-аппроксимация импеданса также рассматривается после формальной коррекции искажений и, как было обнаружено, обеспечивает аппроксимацию, сопоставимую с 3D-подходом.

Мы предполагаем, что в этой прибрежной зоне, где хорошо известно геоэлектрическое простирание, двумерный тензор импеданса, скорректированный на приповерхностные искажения, действительно может обеспечить хороший репрезентативный региональный отклик.В этом очень частном случае одномерное приближение для GIC, уравнение. 5, также может быть непосредственно применен к 2D-случаю. Трехмерный подход, применяемый с теми же ограничениями, не дает никаких дополнительных преимуществ по сравнению с двухмерным приближением, но он может сделать это после того, как будет реализован полностью трехмерный подход к вычислению GIC (уравнение 10) с использованием более чем одного импеданса MT для описания строение Земли. В целом, эта работа представляет собой очень ценную проверку и анализ чувствительности с применением 1D, 2D и 3D импеданса MT для вычисления GIC в прибрежном регионе.В будущем дополнительный сбор данных MT в сочетании с отказом от приближения 1D GIC уравнения. 5 в пользу уравнения. 10, может обеспечить улучшенные результаты повсюду в Испании.

Европа: Австрия

В последние годы в Австрии было проведено несколько интересных исследований. Более ранние исследования в Австрии установили базовые модели GIC в австрийской энергосистеме, управляемой Austrian Power Grid (APG), и проанализировали первые наборы измерений (Halbedl et al., 2014; Bailey et al.2017; Halbedl et al. 2017). Измерения постоянных токов, протекающих через нейтральные точки трансформаторов, проводились по сети APG и Техническим университетом Граца, начиная с 2014 года с одного конкретного узла и добавляя еще четыре станции в 2016 и 2017 годах.

Последнее исследование , Bailey et al. (2018), представляет собой всесторонний анализ GIC в австрийской электросети, основанный на моделировании с использованием подхода тонких листов. Двухмерная модель поверхностной проводимости, используемая для тонкого листа, была получена Австрийской геологической службой (GBA) с использованием данных ЭМ с воздуха и подробно описана в Bailey et al.(2017) и Schattauer et al. (2017). Bailey et al. (2018) изолировать австрийскую электрическую сеть от остальной Европы для целей моделирования GIC и использовать тщательную интеграцию электрических полей по линиям электропередач для получения GIC. Сравнение смоделированных и измеренных данных на трех станциях в Австрии за дневные измерения в 2017 году показывает впечатляющее соответствие.

Европа: Россия

Автор указал на большое количество научных публикаций российских авторов о потенциальной уязвимости электросетевого оборудования перед геомагнитными бурями.К сожалению, подавляющее большинство этих работ публикуется в национальных журналах и не попадает в международный научный дискурс. Это говорит о печальной реальности очень ограниченного научного общения между Россией и Западом в последние три или четыре десятилетия. Насколько известно авторам, все эти публикации были сосредоточены на технических аспектах проблемы и поэтому не имеют прямого отношения к обсуждаемой теме.

Вместе с тем, несколько недавних исключений из правила, безусловно, заслуживают упоминания.Например, Белаховский и др. (2018) анализируют временную и пространственную изменчивость геомагнитных полей на высоких широтах по сравнению с измерениями GIC в близлежащих местах. Они исследуют эквивалентные системы тока, вызывающие эту изменчивость, и приходят к выводу, что их пространственная сложность подразумевает, что линии электропередач, простирающиеся не только в долготном, но и в широтном направлениях, подвержены влиянию даже умеренной геомагнитной бури на этих широтах. Следует отметить, что для этого шторма (День Святого Патрика 2015 года) зарегистрированы значительные значения GIC величиной до 40 А в энергосистеме, которая простирается полностью по широте.Козырева и др. (2018) также предполагают, что ключевым фактором возбуждения GIC является среднемасштабная и быстрая всплесковая составляющая эволюции суббури. Воробьев и др. (2019) исследуют статистические взаимосвязи между этими измерениями GIC и изменчивостью во времени местных геомагнитных полей, используя логнормальное и обобщенное распределения Парето. Как можно было ожидать от физики проблемы, они находят высокую корреляцию между этими значениями и, действительно, оценивают, что модель линейной регрессии между двумя параметрами может вывести локальные значения GIC с очень скромной ошибкой в ​​несколько ампер, в среднем. , для шторма средней силы.Это согласуется с наблюдением Pulkkinen et al. (2006) о линейной зависимости между значениями GIC и местными временными вариациями геомагнитного поля. Независимо Соколова и соавт. (2018) провели предварительный анализ рисков Единой электросети Сибири, в первую очередь, на основе конфигурации сети и состояния оборудования. Эти авторы в настоящее время не используют в своем анализе оценки электрического поля или модели электропроводности.

Европа: Италия

Предварительный анализ рисков GIC для Италии был недавно проведен Tozzi et al.(2019). Эта работа основана на оценке и исследовании так называемого индекса GIC (Marshall et al. 2011, см. Также раздел 8.15), который служит представителем геоэлектрических полей. Уровни риска от «низкого» до «умеренного» были оценены для большей части итальянской электросети с возможностью значительного ущерба во время будущей большой геомагнитной бури. Структура Земли не рассматривалась в данном анализе.

Европа: Турция

Калафатоглу Эйгулер и Каймаз (2017) представляют временные ряды измерений магнитного и геоэлектрического поля с одной станции МТ, которую они установили в Турции в течение нескольких периодов геомагнитных возмущений, и обсуждают взаимосвязь между временными вариациями магнитного поля. геоэлектрические поля и некоторые параметры солнечного ветра.Дана качественная интерпретация в рамках одномерной структуры проводимости Земли.

Япония

Япония, страна, расположенная на низкой геомагнитной широте, до недавнего времени не считалась подверженной риску ГИС. Измерения GIC в Японии немногочисленны и являются частной собственностью, и единственная запись GIC, доступная для научного анализа, была получена на трансформаторе в центре Хоккайдо (область на севере Японии) и подробно обсуждалась Pulkkinen et al. (2010) и Ватари (2015). Данные показали небольшой сигнал GIC в несколько ампер даже в середине умеренного геомагнитного возмущения.Более того, в Японии никогда не было сообщений о серьезных отказах линий электропередач, вызванных GIC (Fujita et al. 2018).

Однако восприимчивость японской электросети к экстремальному геомагнитному событию никогда не изучалась. Правительство Японии прекрасно осознает важность повышения устойчивости к сценариям экстремальных стихийных бедствий. В 2015 году Министерство экономики, торговли и промышленности Японии объявило о поддержке фундаментальных исследований GIC. Поскольку в настоящее время измерения GIC и геоэлектрического поля существуют только в нескольких местах в Японии, а данные и модели МТ охватывают только несколько меньших областей, уместен некоторый синтетический анализ.

В соответствии с обсуждениями GIC в большей части Европы, особенно на Британских островах (раздел 8.8) и Новой Зеландии (раздел 8.15), прибрежный эффект является основным соображением в Японии (например, см. Uyeshima et al. 2001). ; Goto 2015, и раздел 6). Это поднимает некоторые проблемы для моделирования 1D GIC, как в Разделе. 6 (Pulkkinen et al. 2007), который включает подгонку параметров ( a , b ). Например, Watari (2015) подобрал параметры ( a , b ) для измерения GIC на Хоккайдо, Япония, а затем применил эти же параметры к измерениям геоэлектрического поля в обсерватории Memanbetsu, которая также находится на Хоккайдо, Япония. , чтобы оценить GIC для геомагнитных бурь в марте 1989 г. и октябре 2003 г.Они оказались несущественными с точки зрения логистики. Эти результаты, однако, нельзя считать окончательными, поскольку, как обсуждается в разд. 6, подход подбора параметров ( a , b ) хорош только в том месте, где ранее были получены данные GIC, и только для той же конфигурации системы электросети. Хотя эти расчеты дают хорошую оценку для этого трансформатора, применение этих выводов в другом месте может ввести в заблуждение с точки зрения смоделированных амплитуд GIC.Это особенно актуально для областей со значительной неоднородной электропроводностью.

По этой причине Fujita et al. (2018) удовлетворяют потребности страны в GIC, создав приблизительную трехмерную карту электропроводности Японии и используя ее для моделирования геоэлектрических полей в Японии в частотной области. Они делают это, используя батиметрические карты из ETOPO1 (Amante and Eakins 2009) и глобальную цифровую карту толщины отложений (Laske and Masters 1997), интерполируя их для обеспечения более высокого разрешения их модели.Они генерируют трехмерное приповерхностное распределение удельного сопротивления для самого верхнего 1-километрового модельного слоя, присваивая типичные значения удельного сопротивления каждой из морской воды, отложений и горных пород (рис. 6, слева). Хотя концептуально Fujita et al. (2018) следуют подходу тонкой аппроксимации, предложенному в глобальном исследовании Püthe and Kuvshinov (2013a), Thomson et al. (2005) в Великобритании, а Divett et al. 0 \); источник вращался на угол наклона \ (\ alpha \) для моделирования магнитных источников с произвольной поляризацией.Эффект берега в геоэлектрических полях с запада на восток экваториального кольцевого течения в Японии очевиден в Fujita et al. (2018) на их Рисунке 5, на котором показано соотношение геоэлектрических полей, смоделированных в 3D и 1D, для одного и того же источника тока. К сожалению, мы не согласны с авторами в том, что сравнение смоделированных импедансов МП (теллурических векторов) с измерениями Uyeshima et al. (2001) показывает очевидное сходство. Ясно, что более мелкомасштабная структура еще не отражена в этой приблизительной модели, но, возможно, есть и другие источники ошибок.В целом, необходимо моделирование с более высоким разрешением, лучше информированное данными. Полное моделирование GIC в Японии является следующим шагом, если можно получить или приблизить параметры энергосистемы (Накамура и др., 2018).

Для полноты картины мы хотели бы также коснуться нескольких локализованных исследований в Японии. Из-за наличия необычно высококачественных долгосрочных измерений геоэлектрического поля в Японии (Fujii et al.2015), геологической сложности Японии и влияния океана, а также наличия некоторых данных GIC, в нескольких международных исследованиях были созданы свои алгоритмы моделирования геоэлектрического поля в Япония, чтобы разрешить проверку.\ circ \) разрешение + 1D моделирование с локальными настройками (см. раздел 7). Этот подход применим только в тех случаях, когда существуют данные геоэлектрического поля, или в избранных одномерных регионах Земли, например, на морском дне. Наконец, Kelbert et al. (2017) проиллюстрировал подход во временной области для моделирования локального геоэлектрического поля с использованием эмпирического 3D-импеданса МТ и воспроизведением измерений геоэлектрического поля в Японии на MMB с точностью до 15%. Этот подход применим только в том случае, если были получены эмпирические 3D импедансы МП.Это также применимо к смоделированным трехмерным импедансам МП, но для этого потребуется дополнительная проверка, чтобы убедиться, что трехмерная модель достаточно точна.

Новая Зеландия

Новая Зеландия имеет исключительную сеть наблюдений GIC, собираемых национальным оператором энергосистемы Transpower с 2001 года почти непрерывно. Как ясно объясняют Mac Manus et al. (2017), сбор данных был начат в помощь комплексной программе Новой Зеландии по возобновляемым источникам энергии. На Южном острове, который имеет разветвленную речную сеть, 98% электроэнергии вырабатывается за счет гидроэлектроэнергии.С другой стороны, в засушливые годы Южный остров имеет тенденцию извлекать выгоду из тепловых генерирующих мощностей Севера. Поскольку 75% населения Новой Зеландии проживает на Северном острове, в 1965 году между двумя островами была установлена ​​линия высоковольтного постоянного тока (HVDC) протяженностью 611 км для доставки электроэнергии туда, где она больше всего необходима ( Рис.8). Система HVDC Новой Зеландии обычно работает как биполь с равными токами, протекающими по проводам передачи между двумя островами.Однако также нередко система работает в монополярном режиме, то есть с использованием одного провода и земли. Для обеспечения этой операции возврата на землю заземленные электроды были установлены на двух концах линии постоянного тока высокого напряжения. В этой ситуации обратные токи в основном проходят через Землю между двумя электродами, но небольшая часть (так называемые «паразитные токи») вместо этого проходит к точкам заземления сетевых трансформаторов на большей части Южного острова и замыкает цепь через переменный ток. линии электропередачи.

Таким образом, были установлены устройства измерения тока нейтрали для контроля этих паразитных токов. В 2001 году на 12 различных подстанциях были установлены мониторы, часто контролирующие несколько трансформаторов на подстанции. В 2009 году сеть была расширена до 17 подстанций. В целом в период с 2001 по 2015 год до 58 отдельных трансформаторов одновременно контролировались для измерения возврата паразитных токов. Однако, поскольку величины этих токов линейно связаны с общим обратным током земли HVDC, Mac Manus et al.(2017) смогли скорректировать эти долгосрочные измерения для сигналов, исходящих из сети, что привело к созданию всеобъемлющей базы данных GIC.

Рис. 8

На слева , карта Южного острова Новой Зеландии, показывающая сеть электропередач Transpower New Zealand, разными цветами, представляющими разные линейные напряжения. Жирная фиолетовая линия - это линия передачи постоянного тока высокого напряжения, соединяющая электрические сети Южного и Северного островов. Справа - иллюстрация механизма, посредством которого обратный ток HVDC проходит через Землю между двумя электродами (красные треугольники).Небольшая часть тока проходит по путям, идущим от северного электрода к точкам заземления сетевых трансформаторов на большей части Южного острова, а затем замыкает цепь через линии передачи переменного тока («паразитные токи»). Компания Transpower установила устройства измерения постоянного тока на всех трансформаторах, для которых ожидается значительный паразитный возвратный ток постоянного тока высокого напряжения. Mac Manus et al. (2017 г., разрешение на повторное использование приобретено у Wiley) их фиг. 1 и 2

Первоначальный анализ этих данных, проведенный Marshall et al.(2012) привели иллюстрацию того, что это действительно естественные сигналы, связанные с космической погодой. Авторы свернули измерения геомагнитного поля с импедансом из модели однородной проводимости с единичным полупространством, в результате чего получился аналог геоэлектрического поля, который они назвали индексом GIC. Хотя истинное геоэлектрическое поле будет линейной комбинацией двух индексов GIC, а фактическое GIC будет зависеть не только от регионального геоэлектрического поля, но и от конфигурации системы, они смогли использовать индекс, чтобы показать качественную, очень убедительную корреляцию. между (прокси) сигналом естественного геоэлектрического поля и скорректированными измерениями тока нейтрали в системе.Мы также хотели бы отметить, что недавние измерения GIC из этой сети для геомагнитной бури в сентябре 2017 года превышают 45 A в определенных местах (Clilverd et al. 2018), и что точная оценка на основе передаточной функции того, что GIC в Новой Зеландии будет иметь во время Кэррингтонского события 1859 года почти достигает значения 1000 А (Ingham et al., 2017). Хотя обширная сеть мониторинга бесценна, точное моделирование GIC в Новой Зеландии - это путь вперед для уменьшения геомагнитной опасности.

В отличие от Британских островов и Японии, Новая Зеландия - это остров среднего размера, что, конечно же, означает массив суши, окруженный морской водой, что подвергает любые исследования GIC в Новой Зеландии проблемам, связанным с эффектом побережья (раздел 6). Лучше всего это зафиксировать с помощью трехмерной модели проводимости Земли. Помимо этого, подход с картой проводимости тонкого листа ранее был разработан для Великобритании (например, Thomson et al.2005; Beggan et al.2013) и теперь принят в Новой Зеландии Divett et al.(2017). Для обоих островов Новой Зеландии была разработана синтетическая модель тонкослойной проводимости, основанная на геологии, включая батиметрию океана и некоторые вариации на суше, которые в основном совпадают с основной юго-западной и северо-восточной осью горного хребта Новой Зеландии. Двухмерная карта проводимости находится поверх трехслойной одномерной модели проводимости. Обоснование достоверности этого приближения приводится авторами, хотя может потребоваться более тщательный анализ вариабельности глубины скин-слоя в данной области.\ circ \).

Затем эта модель была использована для расчета оценочных геоэлектрических полей для различных ориентаций синтетических (плоско-волновых) горизонтальных вариаций геомагнитного поля, а затем в сочетании с известной моделью энергосистемы, предоставленной Transpower в виде снимка 2015 года. конфигурация, чтобы оценить GIC на уровне подстанции. Отметим, что из 63 подстанций в сети высокого напряжения Divett et al. (2017) показали, что самые высокие геоэлектрические поля и самые высокие GIC наблюдались, когда магнитное поле было ориентировано параллельно с юго-запада на северо-восточную ось островов.Это имеет смысл, поскольку такая ориентация индуцирующего поля будет соответствовать в основном ориентации земных токов с юго-востока на северо-запад, именно в том направлении, в котором земные токи не могут течь легко, вызывая накопление гальванических зарядов на островах (TM). ), и, следовательно, с большей готовностью войдет в сеть переменного тока электросети. Поразительные особенности рассчитанного распределения GIC (Divett et al., 2017, их Рисунок 8) включают высокую пространственную изменчивость величины GIC и небольшое количество затронутых подстанций, что очень похоже на наблюдаемые в Великобритании (Beggan et al. .2013 их Рисунок 8). Связанный анализ Divett et al. (2018) расширили эти усилия, чтобы рассмотреть GIC на уровне трансформатора (а не на уровне подстанции), тем самым устранив еще одну неопределенность в интерпретации реальных измерений GIC на уровне трансформатора.

Множество многогранных наземных измерений в Новой Зеландии, включая индукционные векторы с массива магнитометров, охватывающих всю Новую Зеландию (Chamalaun and McKnight 1993), многочисленные региональные МТ-исследования, обсуждаемые в Divett et al.(2017), и, конечно же, упомянутые выше наблюдения GIC являются уникальными на глобальном этапе усилий по смягчению последствий космической погоды. В сочетании с управляемым размером сети Новой Зеландии и областью моделирования эти измерения делают ее идеальной естественной лабораторией для изучения использования методов моделирования проводимости Земли при оценке GIC. Действительно, в полной мере используя современные вычислительные возможности, такой простой метод, как инверсия Монте-Карло, позволил бы значительно улучшить модель тонкой проводимости + 1D Новой Зеландии, а также исследовать пределы этого приближения.

Таким образом, тесное сотрудничество между основным поставщиком электроэнергии Новой Зеландии и научными кругами позволяет исследователям Новой Зеландии уникальными способами исследовать измерения GIC и использовать свой доступ к измерениям тока нейтральной линии для разработки точных и эффективных методов оценки GIC, которые будут информировать энергосистема продолжающихся явлений космической погоды. Хотя это еще не решенная проблема, программа космической погоды Новой Зеландии за последние годы значительно продвинулась вперед по сравнению с большей частью остального мира благодаря этой уникальной парадигме доступности данных.

Южная Африка

С тех пор, как в энергосистеме Южной Африки были зарегистрированы повреждения трансформатора (например, Kappenman 2005), многочисленные исследования были посвящены проблеме оценки GIC в Южной Африке, и все они были сосредоточены на подходе 1D аппроксимации Земли на сегодняшний день. Например, Ngwira et al. (2009) сообщают о сравнении смоделированных и измеренных GIC в одном месте для шторма Хэллоуина, используя три разных потока данных магнитной обсерватории. Смоделированные GIC получены с использованием одномерной модели электропроводности в одном месте и одномерного метода ( a , b ) (разд.6). Эти улучшенные ( a , b ) коэффициенты и одномерная модель электропроводности были получены Ngwira et al. (2008) методом наименьших квадратов подгонки к существующим временным рядам GIC, которые, как точно отметили авторы, вероятно, действительны только для конкретной пары магнитной обсерватории и станции GIC и не отражают иначе конфигурацию системы и истинную структуру проводимости Земля соответственно. В зависимости от ввода данных магнитного поля моделируемые GIC в Ngwira et al.(2009) либо хорошо согласуются с наблюдениями на уровне около 80% сигнала, либо восстанавливают только около 20% вариации. Авторы также предполагают, что, подтверждая результаты Bernhardi et al. (2008), геоэлектрические поля на юге Африки действительно пространственно изменчивы и должны моделироваться как таковые.

Менее простой подход к моделированию GIC в Южной Африке был применен Matandirotya et al. (2015). Там авторы используют 2D конечно-элементное моделирование Земли. К сожалению, этот мощный метод был применен к обычной одномерной модели Земли и дополнен обычным ( a , b ) методом оценки параметров, хотя реальный метод оценки параметров был изменен.Сравнение с измеренными данными GIC на одной станции является весьма удовлетворительным, как и следовало ожидать, когда используется версия оценки параметров.

Комплексный охват данных МП (Jones et al. 2003–2008, 2009; Evans et al. 2011) в Южной Африке использует более продвинутые методы, см., Например, разд. 5, непосредственно применимый в этом регионе.

США

В США процветают академические исследования геомагнитных опасностей. В немалой степени благодаря общенациональному опросу MT Schultz et al.(2006–2018 гг.), Был достигнут значительный прогресс в методах оценки геоэлектрического поля (например, Wei et al., 2013; Bonner, Schultz, 2017; Kelbert et al., 2017; Weigel, 2017), картах геомагнитных опасностей (Love et al. 2016, 2018a, b, c, анализ напряжений в электросети с использованием альтернативных подходов к электропроводности (Lucas et al. 2018) и моделей электропроводности (Kelbert et al. 2019), чтобы назвать только те области исследований, которые имеют непосредственное отношение к теме этого обзора Фактически, снижение опасностей, связанных с космической погодой, является национальным приоритетом для США.В США геомагнитные возмущения были официально признаны угрозой для национальной инфраструктуры Федеральной комиссией по надежности энергоснабжения (FERC, 2016), Федеральным агентством по чрезвычайным ситуациям (FEMA) (MacAlester and Murtagh, 2014) и Белым домом (например, NSTC 2015). , Цели 1.1 и 5.5). Наряду с ВВС США Центр прогнозирования космической погоды (SWPC) Национального управления океанических и атмосферных исследований (NOAA) является основным агентством, отвечающим за мониторинг и отчетность о деятельности, связанной с космической погодой.NOAA также разработало шкалу космической погоды, основанную на уровнях серьезности, аналогичных ураганам. Геомагнитные бури имеют рейтинг от G1 (незначительные) до G5 (экстремальные), солнечные радиационные бури имеют рейтинг от S1 до S5, а радио-отключения имеют рейтинг от R1 до R5. В дополнение к этому приблизительному индикатору предупреждения NOAA работает с Геологической службой США (USGS) над разработкой подробных карт геоэлектрического поля в реальном времени для прилегающих к США территорий. Первоначальный операционный продукт (выпущенный в сентябре 2019 года), основанный на одномерных регионах Фернберга (2012), вскоре будет дополнен соответствующим продуктом карты геоэлектрического поля на основе данных USArray MT (Schultz et al.2006–2018) напрямую и / или с альтернативной версией, основанной на компиляции модели проводимости Kelbert et al. (2019).

Полнофизическое моделирование, необходимое условие для действенного прогнозирования GIC, является еще одной активной областью исследований в США. Обширный выбор кодов моделирования космической погоды размещен в Центре координированного моделирования НАСА (CCMC). Одна из этих моделей сообщества, глобальная геокосмическая модель (например, Welling and Ridley 2010), основанная на структуре моделирования космической погоды (SWMF), также работает в оперативном режиме в NOAA SWPC в США, но эта модель еще недостаточно хорошо воспроизводит данные. быть полезным для практического смягчения последствий геомагнитной опасности.Несколько проектов, финансируемых программой NSF по прогнозированию экстремальных явлений и устойчивости к ним (PREEVENTS) в 2017 году, направлены на улучшение этих возможностей моделирования. Один из этих финансируемых проектов, Комплексный анализ опасностей PREEVENTS для обеспечения устойчивости к экстремальным геомагнитным возмущениям (CHARGED), направлен на улучшение (Welling et al., 2017) SWMF с реалистичными физическими характеристиками осаждения частиц и ионосферной проводимости, а также на его интеграцию с глобальной трехмерной конечной системой. -различная модель Земли во временной области (FDTD) (Simpson 2009).Сотрудничество с USGS было налажено для включения современных трехмерных моделей проводимости Земли (Kelbert et al., 2019) (рис.9) в моделирование Земли для оценки геоэлектрических полей во временной области. Другой финансируемый проект PREEVENTS под названием «Комплексное моделирование экстремальных явлений космической погоды от электронного до глобального масштаба» направлен на интеграцию магнитогидродинамического моделирования, такого как Geospace, с мелкомасштабным кинетическим моделированием, учитывающим пересоединение магнитного поля.Оба этих проекта направлены на разработку более совершенного моделирования системы Земли для магнитных полей, что является важной ступенькой на пути к прогнозированию. Однако эти проекты еще не предназначены для обеспечения оперативных и прогнозных возможностей космической погоды. Последнее потребует усвоения многогранных данных в реальном времени. Хотя существуют целевые коды ассимиляции ионосферных данных (например, Richmond et al. 1992; Bust et al. 2004), никакие предыдущие или текущие работы по моделированию Солнца-Земля еще не достигли этой стадии зрелости.

Один аспект, по которому США не хватает, - это проверка на соответствие измерениям GIC, которые редко доступны из-за чувствительности и проблем с собственностью. Несмотря на то, что в других странах было успешное сотрудничество между академическими исследователями, правительством и электроэнергетической отраслью по оценке и проверке геомагнитно индуцированного тока, США, к сожалению, имеют историческую традицию поддерживать все свои измерения, включая токи нейтрали трансформаторов и системы. конфигурации, высокочувствительные и проприетарные.Если бы эти данные были более доступными, разработка полезной системы уменьшения опасности была бы намного ускорена. В этом направлении постепенно наблюдается прогресс, но в настоящее время академические и государственные исследователи ограничены в процедурах проверки, которые они могут выполнить. Заметное недавнее исключение из этого общего правила привело к важному сотрудничеству правительства и промышленности (Sun and Balch, 2019), которое позволило провести тщательную проверку альтернативных одномерных и трехмерных подходов к расчету геоэлектрического поля по сравнению с реальными данными GIC, по крайней мере, в одной области США (Вирджиния, Северная и Южная Каролина).{\ circ} \) на регулярной сетке, дают существенно улучшенные оценки амплитуд GIC по сравнению с альтернативными подходами, основанными на одномерных и локальных трехмерных импедансах МТ методом грубой силы. В нескольких дополнительных исследованиях был доступ к данным GIC для проверки, но они на сегодняшний день являются предварительными и довольно неубедительными (например, Butala et al.2017; Shetye et al.2018). Продолжающийся финансируемый NSF проект интеллектуальной сети GIC, возглавляемый Университетом штата Орегон, который направлен на предоставление оценок GIC в режиме реального времени в операционные залы общенациональных электрических сетей, может помочь в дальнейшем восполнении этого пробела.

Рис. 9

Глубинный срез на глубине 30 км из полностью трехмерной компиляции моделей электропроводности в Северной Америке, полученной несколькими авторами с использованием USArray MT (Schultz et al. 2006–2018) и других магнитотеллурических данных в США и программа инверсии ModEM MT (Kelbert et al. 2014). BREP, протяженная провинция бассейна и хребта; CAC, каскадный дуговый проводник; GS - шовный материал Гренвилля; KBML, линия Кламат-Голубые горы; NACP, аномалия Центральных равнин Северной Америки; PT, Пьемонтский террейн (Kelbert et al.2019)

Уругвай

Значительный прогресс в моделировании GIC в высоковольтной энергосистеме Уругвая был достигнут Caraballo et al. (2013) и Карабальо (2016). Первое из этих исследований устанавливает комплексное моделирование энергосистемы Уругвая с использованием подхода Лехтинена и Пирджола (1985) и интеграции электрических полей вдоль линий электропередач, а также SECS (Амм и Вильянен, 1999) для интерполяции геомагнитного поля. Последующая работа, Caraballo (2016), использует эту установку для оценки GIC в энергосистеме.Несмотря на то, что авторы ссылаются на двухмерную модель проводимости, она представляет собой компиляцию двух одномерных профилей, один четырехслойный и в целом более проводящий, другой трехслойный и в целом более резистивный, которые используются для представления электропроводности Уругвая. Согласно этому приближению, GIC оцениваются с использованием подхода Lehtinen and Pirjola (1985) в Уругвайской электросети 500 кВ. При определенных дополнительных предположениях относительно сопротивлений линий, а также сопротивлений заземления сети, смоделированные GIC на двух подстанциях получаются при различных конфигурациях системы и предположениях модели проводимости и сравниваются.

Знать правила | Журнал «Электротехнический подрядчик»

Низковольтные системы часто бывают незаземленными, что является нормальным явлением, но нетоковедущие металлические части оборудования, связанного с низковольтными системами, обычно требуется заземлять, если система питания заземлена. В этой статье рассматриваются требования NEC к заземлению низковольтных систем. Мы также посетим положения NEC, которые не позволяют заземлять эти системы. Прежде чем я перейду к заземлению низковольтных систем, было бы полезно провести различие между заземлением системы и заземлением оборудования.

Когда система заземлена, один провод системы питания намеренно соединяется с землей (землей). Это устанавливает ссылку на землю для других проводов, питаемых системой. Когда оборудование заземлено, оно подключается к земле или к какому-либо проводящему телу, расширяющему заземление. Процесс заземления оборудования приводит к тому, что оборудование размещается с таким же потенциалом (напряжением), что и земля, или близко к нему. Проводящее тело, продолжающее заземляющее соединение, часто является заземляющим проводом оборудования или может быть другим заземляющим проводом.

NEC 2008, статья 100 дает следующие определения:

• Заземляющий провод оборудования - это «токопроводящий путь, установленный для соединения обычно нетоковедущих металлических частей оборудования вместе и с заземленным проводом системы, или с проводом заземляющего электрода, или с обоими».

• «Заземленный провод. Система или проводник цепи, который намеренно заземлен ».

• «Заземляющий электродный провод. Проводник, используемый для подключения заземляющего проводника системы или оборудования к заземляющему электроду или к точке в системе заземляющих электродов.”

• «Электрод заземления. Проводящий объект, через который устанавливается прямое соединение с землей ».

В Кодексе много деталей, касающихся заземления, потому что это очень важный вопрос, который, если не будет выполнен правильно, может вызвать проблемы как для цепей низкого, так и для более высокого напряжения.

Давайте посмотрим на правила NEC для заземления систем низкого напряжения. Я буду использовать 50 вольт в качестве порогового значения, когда речь идет о низком напряжении, потому что это уровень, используемый в Кодексе.Правила NEC, касающиеся систем заземления менее 50 В, изложены в Разделе 250.20 (A). Эти системы должны быть заземлены при трех условиях:

1. Системы с напряжением менее 50 вольт должны быть заземлены, если они питаются от трансформатора, который питается (на первичной стороне) более 150 вольт.

2. Системы с напряжением менее 50 В должны быть заземлены, если они питаются от трансформатора, если трансформатор питается (на первичной стороне) от незаземленной электрической системы.

3. Системы с напряжением менее 50 вольт, питающие проводники, проложенные снаружи в качестве воздушных проводов, также должны быть заземлены.

NEC также указывает, что некоторые низковольтные системы не могут быть заземлены. Эти правила можно найти в Разделе 250.22 (4) и (5). Раздел 250.22 (4) содержит ссылку на 411.5, касающуюся систем освещения низкого напряжения. Вторичные цепи, питаемые трансформаторами для этих систем освещения, не могут быть заземлены. Примеры этих систем включают низковольтные системы ландшафтного освещения и системы, используемые для освещения территорий внутри зданий.Примером другой системы, которую не разрешается заземлять, является изолированная система электропитания, которая установлена ​​во многих медицинских учреждениях.

Что представляет собой заземленная система? Ответ очень прост, так что давайте оставим его простым. Заземленные системы включают в себя один проводник системы, который намеренно заземлен, тогда как в незаземленной системе нет проводника, питаемого системой, которая намеренно заземлена (подключена к земле или земле). См. Рисунки 1 и 2.

Определения терминов «заземление», «заземление» (заземление) приведены в статье 100 следующим образом:

«Земля. Земля."

“Заземлено (заземление). Подключается (подключается) к земле или к проводящему телу, расширяющему заземление ».

Важно понимать определения терминов, используемых в правилах заземления NEC. Это одна из основ правильного применения Кодекса к установкам и системам в полевых условиях или при проектировании. Слова и термины, определенные в NEC, помогают пользователям понять, как следует применять требования.Правила кодекса означают то, что они подразумевают по определению.

Заземляющее оборудование

Раздел 250.112 содержит правила заземления для конкретного стационарного оборудования. Оборудование, указанное в пунктах 250.112 (A) - (H) и (J) - (M), должно быть заземлено (подключено к заземляющему проводу оборудования, независимо от напряжения. Обратите внимание, что пункт (I) не включен). Требования в (I) напрямую связаны с заземлением низковольтной системы питания. Для упрощения, если оборудование (кабелепровод, коробки, устройства и т. Д.) Установлено для незаземленной системы, то требования к заземлению оборудования выполняются. не применять.Если система питания заземлена, то все это связанное с ней оборудование также должно быть заземлено. Хорошим примером этого в обычных приложениях является использование кабелепроводов и задних коробок внутри внутренних стен и для цепи связи или цепи пожарной сигнализации, которая питается от источника питания с незаземленной вторичной обмоткой (см. Рисунок 5).

Сводка

Низковольтные системы либо заземлены, либо незаземлены. При заземлении низковольтной системы один провод системы намеренно подключается к земле (земле).Оборудование, питаемое электрическими системами с любым напряжением, обычно требуется заземлять, если только система питания не работает при напряжении ниже 50 вольт или если оборудование питается от низковольтной системы, которая заземлена в соответствии с 250.112 (I).

ДЖОНСТОН - исполнительный директор NECA по стандартам и безопасности. Он бывший директор по образованию, кодексам и стандартам IAEI; член IBEW; и активный член Электрической секции, Образовательной секции NFPA и Электротехнического совета UL.Свяжитесь с ним по адресу [email protected]

Бентонит | Заземляющие соединения | Гранулированный бентонит

Бентонит - соединение заземления

Заземляющий стержень и засыпка электрода

Соединения заземления

T&D распространяет ассортимент Bentonite , который представляет собой влагоудерживающую глину, используемую в качестве обратной засыпки заземляющего электрода для снижения удельного сопротивления почвы - проводящая бентонитовая глина представляет собой активированный натрием монтмориллонит, который при смешивании с водой набухает в несколько раз по сравнению с исходным объемом. масса в сухом состоянии.

Бентонит поставляется в гранулированном и порошкообразном виде по 20 кг.

Электропроводящий бентонит представляет собой термостойкий компаунд для заполнения каналов, также используемый для засыпки кабельных траншей, содержащих медные электроды, такие как заземляющие стержни , используемые в соответствии с Приложением C к ENA TS 09-02. Заземляющий состав поглощает влагу из окружающих грунтов, уменьшая контактное сопротивление и, в свою очередь, эффективно увеличивая размер медных заземляющих стержней, установленных и заглубленных в кабельную траншею.

За счет уменьшения сопротивления заземления заземляющего стержня или электрода за счет удержания влаги, бентонитовый компаунд также снижает и защищает от коррозии.

Скорость абсорбции бентонита

Бентонит впитывает воду в 5 раз больше своего веса, а удерживающая влагу глина набухает в тринадцать раз от своего сухого объема - при 6-кратном своем сухом объеме заземляющий состав очень плотный и в пастообразном состоянии глины, который может сохранять форму и прилипать. к поверхностям.

Бентонит химически гидратируется, удерживая воду в своей структуре - глиняная смесь не вызывает коррозии, по своей природе стабильна и сохраняет характеристики с течением времени.

Смесь заземляющего компаунда должна быть закачана в кабельный канал , обеспечивая исключение доступа воздуха, и по завершении заполнения канала все каналы должны быть герметизированы , чтобы предотвратить любую утечку или утечку бентонита.

Заземляющий компаунд может поставляться в гранулированной или порошковой форме и имеет типичный коэффициент расширения при смешивании с водой 2: 1.

Гранулированный - предпочтительный вариант для заполнения траншеи, поскольку вещество может быть перемешано в кабельной траншеи, тогда как порошок подходит для заливки в скважины, чтобы смесь была достаточно тонкой консистенции, чтобы достичь дна скважины - гранулированный бентонит легче обрабатывать, обрабатывать и использовать, чем соединение порошкового типа.

Бентонит

Таблица выбора

AN Номер детали Wallis Тип Масса устройства Кол-во в упаковке
EBG 25 Гранулированный бентонит 25 кг 1 сумка
EBG 25P Форма порошка бентонита 25 кг 1 сумка

Преимущества бентонитовых заземлителей

Бентонит

используется для снижения сопротивления земли, обеспечивая усиление заземления, эффективно снижая сопротивление между почвой и заземляющим электродом (например, медным заземляющим стержнем или заземляющими матами ) за счет удержания влаги.Эта неотъемлемая способность поглощать и удерживать дождевую воду увеличивает электрическую проводимость заземляющего соединения в положительной корреляции с местными климатическими условиями, в частности, со средним уровнем осадков. Как правило, соединение имеет уровень удельного сопротивления 3 Ом · м - бентонитовый компаунд является экономичным материалом для засыпки заземляющих электродов и повышения производительности, когда физически невозможно продвинуть заземляющие стержни глубже и в сложных грунтовых условиях, таких как скальные породы, гранит и др.

Химическая обработка или засыпка грунта в непосредственной близости от места расположения подземного заземляющего электрода - признанный и традиционный метод снижения сопротивления заземления для заземления подстанции на земле с высоким удельным сопротивлением - такая засыпка грунта для улучшения электрического заземления обычно используется на LV. MV HV приложений.

Бентонит доступен как в порошковой, так и в гранулированной форме по 25 кг.

Засыпка бентонитом

Когда почвы и грунтовые условия являются сильно кислыми или щелочными или предполагается, что они являются таковыми, засыпные заземляющие соединения или материалы, такие как бентонит, могут значительно продлить срок службы неизолированных медных заземляющих лент и заземляющих стержней.Кроме того, бентонит удерживает воду, увеличивая площадь контакта поверхности с почвой и, следовательно, снижая сопротивление заземления. Засыпки на основе углерода часто содержат другие загрязнители, такие как сера и другие элементы, которые вредны для меди, и их следует избегать.

На фото: заполненный химикатами стержень заземления , окруженный бентонитовой засыпкой (белая суспензия) для улучшения электрического соединения с медной системой заземления.

Как использовать бентонит

Пластичность и вязкость заземляющего компаунда обеспечивают простую установку и использование коммунальным или строительным подрядчиком - точного соотношения компонентов смеси не существует, и оно варьируется в зависимости от местных электрических стандартов и технических стандартов DNO, а также предпочтений, связанных с условиями грунта и показаниями удельного сопротивления.Компаунд следует тщательно и энергично перемешать с водой для достижения однородной консистенции в виде суспензии, подходящей для заливки в кабельную траншею, скважину или строительную площадку.

Бентонит для смешивания

Скорость расширения бентонита определяется объемом воды, использованной для создания смеси заземляющего соединения. Как правило, мы рекомендуем использовать коэффициент расширения 2: 1.

1 x 25 кг бентонита = 1 куб. Фута или 0,0283 м³ (сухого)

1 x 25 кг бентонита = 2 куб. Фута или 0.0566 м³ (влажный)

Например…

Для засыпки кабельной траншеи, содержащей 10 шт. Для медных стержней заземления в скважинах глубиной 3,6 м и диаметром 0,1 м потребуется следующий объем смеси бентонитовой глины:

Объем скважин

= 10 x π r² x h

= 10 x π x 0,05² x 3,6

= 0,28 м³

Количество мешков = 0,28 / 0,0566 = 5 мешков с бентонитом

Установка бентонита в скважины

Для установки заземляющего стержня или электрода в скважину рекомендуется следующая процедура.

1 Просверлите / просверлите отверстие в желаемом месте заземляющего стержня диаметром 75-100 мм (3-4 дюйма). Глубину просверленного отверстия должен определить проектировщик системы заземления.

2 Вставьте медный заземляющий стержень в скважину - убедитесь, что верхняя часть заземляющего стержня находится на правильном уровне для подключения.

3 Залейте скважину бентонитом - он будет смешан с водой и теперь находится в состоянии суспензии. Регулярное перемешивание или взбалтывание заземляющего стержня должно гарантировать, что внутри засыпки подземной траншеи не образуется пустот.

4 Удалите всю стоячую воду из верхней части скважины.

5 Проведите окончательную проверку заземляющего стержня и отремонтируйте, например, установите камеру для проверки заземления.

Установка бентонита в траншею

Для установки заземляющего стержня или электрода в траншею рекомендуется следующая процедура.

1 Выкопайте траншею в нужном месте заземляющей полосы или электрода шириной 200–300 мм (8–12 дюймов).Глубина траншеи (обычно 600 мм) должна определяться проектировщиком системы заземления.

2 Покройте дно траншеи плотной смесью бентонитовой смеси толщиной 25-50 мм (1-2 дюйма). Уложите полосу земли в траншею. Убедитесь, что электрод из медной ленты не вдавлен слишком глубоко в бентонит.

3 Нанесите еще один слой бентонита толщиной 25-50 мм (1-2 дюйма). Убедитесь, что ленточный электрод полностью закрыт.

4 Осторожно засыпьте и утрамбуйте оставшуюся часть траншеи.

Если вам требуются конкурентоспособные цены и быстрая доставка из обширного ассортимента бентонитовых заземляющих соединений в Великобританию или другие страны, пожалуйста, не стесняйтесь обращаться к нам.

Диаграмма по бентониту

ЗАЗЕМЛЕНИЕ ПОДСТАНЦИИ И СОЕДИНЕНИЕ КАБЕЛЯ СН

В дополнение к продукции для заземления и молниезащиты , T&D распространяет широчайший ассортимент высоковольтных соединителей, заделок и соединителей среднего напряжения.

Nexans Euromold Connectors - кабельные соединители для подключения кабелей 11 кВ и 33 кВ ко всем типам распределительных устройств и вводов трансформаторов.

Лист данных

Выключатели и заземляющие провода

Термин «земля» относится к соединению с землей, которое действует как резервуар заряда. Заземляющий провод обеспечивает проводящий путь к земле, который не зависит от нормального пути прохождения тока в электрическом приборе. На практике в бытовых электрических цепях он подключается к электрической нейтрали на сервисной панели, чтобы гарантировать достаточно низкое сопротивление для отключения автоматического выключателя в случае электрического сбоя (см. Рисунок ниже).Прикрепленный к корпусу устройства, он удерживает напряжение корпуса при потенциале земли (обычно принимаемом за ноль напряжения). Это защищает от поражения электрическим током. Заземляющий провод и предохранитель или прерыватель являются стандартными устройствами безопасности, используемыми в стандартных электрических цепях.

Нужен ли заземляющий провод? Устройство будет нормально работать без заземляющего провода, поскольку он не является частью токопроводящей дорожки, по которой к устройству подается электричество.Фактически, если заземляющий провод сломан или удален, вы, как правило, не заметите разницы. Но если на корпус попадет высокое напряжение, может возникнуть опасность поражения электрическим током. При отсутствии заземляющего провода условия опасности поражения электрическим током часто не приводят к срабатыванию выключателя, если в цепи нет прерывателя замыкания на землю. Частично роль заземляющего провода состоит в том, чтобы заставить выключатель сработать, обеспечивая путь к земле, если «горячий» провод соприкасается с металлическим корпусом устройства.

В случае электрической неисправности, которая приводит к опасному высокому напряжению в корпусе устройства, вы хотите, чтобы автоматический выключатель немедленно отключился, чтобы устранить опасность. Если корпус заземлен, в заземляющем проводе прибора должен протекать большой ток, который отключит прерыватель. Это не так просто, как кажется - привязки заземляющего провода к заземляющему электроду, вбитому в землю, обычно недостаточно для срабатывания прерывателя, что меня удивило. U.S. Статья 250 Национального электротехнического кодекса требует, чтобы провода заземления были привязаны к электрической нейтрали на сервисной панели. Таким образом, при межфазном замыкании ток короткого замыкания протекает через провод заземления устройства к сервисной панели, где он присоединяется к нейтральному тракту, протекая через главную нейтраль обратно к центральному отводу сервисного трансформатора. Затем он становится частью общего потока, приводимый в действие служебным трансформатором в качестве электрического «насоса», который производит достаточно высокий ток короткого замыкания для отключения выключателя.В электротехнической промышленности этот процесс привязки заземляющего провода к нейтрали трансформатора называется «соединением», и суть в том, что для обеспечения электробезопасности вы должны быть одновременно заземлены и соединены.

Это лишь верхушка айсберга, важная для правильного заземления и соединения электрических систем. См. Сайт Майка Холта для получения дополнительной информации.

Index

Практические концепции схем


Майк Холт

Чувствительность геомагнитно индуцированных токов к различным моделям аврорального электроджета и проводимости | Земля, планеты и космос

Вычислительные модели GIC

Для вычисления GIC в электрической сети требуются три основных компонента: (1) модель структуры проводимости региона; (2) пространственные и временные измерения магнитного поля; и (3) информация о топологии и электрических свойствах высоковольтной сети.Поскольку нас в первую очередь интересует, как проводимость влияет на GIC, мы сначала сосредоточимся на деталях одномерной глубинной и двумерной моделей поверхностной проводимости, прежде чем описывать синтетические авроральные электроджеты и модель высоковольтной сети.

Модели проводимости

Длина диффузии магнитного поля в подповерхностный слой (глубина скин-слоя) зависит от проводимости локальной области и периода времени (частоты), в течение которого происходит изменение магнитного поля.Вертикальное распределение удельного сопротивления в земной коре и рассматриваемый период определяют величину индуцированного электрического поля. Более глубокие слои имеют большее значение в длительные периоды, в то время как мелкие слои имеют более сильное влияние в короткие периоды. Взаимодействие внешнего магнитного поля с проводящей землей можно аппроксимировать моделированием тонкого листа и частотой (т.е. периодом) скорости изменения магнитного поля, которая связана с глубиной проникновения.

Код моделирования тонких листов, используемый в этом исследовании, основан на работе Vasseur и Weidelt (1977) и использовался в нескольких предыдущих исследованиях (c.f. McKay 2003; Thomson et al. 2005). Программа определяет поверхностное электрическое поле, возникающее на определенной частоте из моделей проводимости поверхности и геологической среды. Используя серию функций и интегралов Грина, можно использовать приближение двумерного тонкого листа для моделирования влияния вариаций проводимости на перераспределение региональных или «нормальных» течений, индуцированных где-то еще (например, в мелководном море). Поверхностный слой можно рассматривать как бесконечно тонкий лист с конечной переменной проводимостью в поперечном направлении, к которой применяются определенные граничные условия.Горизонтальное магнитное поле будет индуцировать электрическое поле в подповерхностном слое, которое создает неоднородный токовый слой на поверхности. Следовательно, модель тонкого листа учитывает влияние боковых вариаций проводимости на перераспределение региональных токов, индуцированных где-то еще. В этом исследовании мы анализируем три различные модели тонких листов, показанные на рисунке 1. Все они имеют разрешение ячейки сетки 10 км, покрывая площадь 1200 × 1700 км. На практике мы предполагаем, что двумерная проводимость представляет собой интегрированную по глубине проводимость верхних 3 км земной коры.

Рисунок 1

Двумерные модели проводимости. (A) Постоянная модель, (B) модель AMK2003 и (C) модель BGS2012. Подробности см. В тексте.

Первая двухмерная модель (называемая «постоянной» моделью) представляет собой простую модель суша-море (рис. 1А). Интегрированная по глубине проводимость (т.е. проводимость) суши установлена ​​на 20 S, в то время как проводимость морской воды установлена ​​на 600 S. Вторая модель основана на работе McKay (2003) и называется «AMK2003». модель (рисунок 1B).Эта модель имеет более сложное батиметрическое представление вокруг мелководного континентального шельфа с использованием однородного значения проводимости морской воды (4 См / м). Для большей части суши установлено значение 20 ю.ш., но информация о проводимости, полученная в результате долгопериодических магнитотеллурических исследований в районе южной Шотландии и северной Англии, включена в эти области (например, Banks et al., 1983).

В 2012 году новая британская модель проводимости тонких листов (названная «BGS2012») была получена на основе анализа свойств удельного сопротивления материалов коренных пород на основе геологической карты Британской геологической службы (BGS) 1: 625 000 Великобритании и Северной Ирландия (Рисунок 1C).В этой модели используется информация, полученная в результате аэрогеофизических исследований по всей Великобритании, для получения литологической и геостатистической оценки всех коренных горных пород Великобритании. Было обнаружено, что центральные моменты распределений находятся в диапазоне от 8 до 3 125 Ом м (Beamish 2012). Над континентальным шельфом и океаном использовалась более сложная батиметрическая карта, что привело к максимальной проводимости около 1600 ю.ш. для более глубоких частей Атлантического океана. На берегу значения проводимости даны для интегрирования по глубине 3 км.Карта сильно отличается от AMK2003 в районе южной Шотландии и северной Англии, поскольку она связана с откликом от неглубоких подповерхностных слоев, полученным по результатам аэрофотосъемки, но является согласованной по всей Великобритании.

В дополнение к двумерной поверхностной проводимости код моделирования тонких листов также требует многослойной одномерной модели проводимости на глубине. Мы построили шесть репрезентативных моделей проводимости верхней коры в Великобритании и седьмую, представляющую однородное полупространство.Модели основаны на измерениях, проведенных различными группами в Великобритании с 1977 по 1996 год (см. Banks et al. 1996; McKay 2003 и ссылки в них), хотя для целей настоящего исследования они применяются по всей Великобритании в целом.

В таблице 1 показаны значения для верхних 30 км каждой модели. Верхние 30 км варьируются между шестью примерами моделей от 20 до 10 000 Ом м. Нижние слои моделей имеют одинаковые фиксированные значения (таблица 2) вплоть до глубины 390 км. Также используется модель однородного полупространства с постоянным значением 900 Ом м без изменения глубины; это среднее значение аналогично общей модели.При желании можно добавить более глубокую информацию о проводимости, но, учитывая относительно короткие периоды изменения магнитного поля, мы исследуем (см. Следующий раздел), и нам не нужны более глубокие слои, поскольку глубина проникновения составляет менее нескольких сотен километров.

Таблица 1 Одномерные модели удельного сопротивления: от 0 до 30 км [единицы: Ом м] Таблица 2 Одномерные модели удельного сопротивления: от 30 до 390 км [единицы: Ом м]

С точки зрения геологических условий модель Северного нагорья представляет собой очень резистивный террейн, обнаруженный в северной Шотландии, где нижележащая литология состоит из гранитных или метаморфических пород.Центральное нагорье является менее устойчивой версией этой модели. Южные возвышенности имеют очень проводящую верхнюю литосферу, в то время как Общая модель является промежуточным звеном между этими конечными регионами. Модели других типов исследуют влияние скрытого резистивного слоя (Скрытые каледониды) или более типичного осадочного бассейна (долина Мидленд), распространенного в центральной и южной частях Великобритании. Однородное полупространство представляет собой простую одномерную умеренно резистивную модель. Обратите внимание, что объединение трех двухмерных моделей поверхности в сочетании с семью одномерными глубинными моделями дает 21 сценарий для оценки различной проводимости.

Модели магнитного поля

Чтобы смоделировать магнитное поле во время геомагнитной бури, мы создали серию изображений магнитного поля, возникающего из синтетической системы тока электроджета, движущейся через Великобританию по мере того, как авроральный овал расширяется на юг. Мы построили четыре смоделированные модели «электроджета», все шириной около 800 км, с косинусоидальной формой. Три модели имеют ориентацию приблизительно геомагнитно восток-запад, выровненную по территории Великобритании, и расположены на трех разных широтах.Первый расположен над северной частью Великобритании («северная Шотландия»), второй - над центральной частью Великобритании («северная Англия»), а третий - вдоль южного побережья (проходя через «Лондон»). Для полноты картины также было создано ортогональное направление магнитного поля в геомагнитной ориентации север-юг (примерно по центральной оси «Ирландского моря»). Хотя такая ориентация нереальна из-за конфигурации основного магнитного поля, штормы могут демонстрировать локально сильную составляющую север-юг в течение коротких периодов времени.Электроструйные модели были созданы как нормализованные значения на сетке в геомагнитных координатах, а затем повернуты на 10 ° против часовой стрелки, чтобы соответствовать соответствующему положению над Великобританией в географических координатах. Сетки электропроводки были обрезаны и субдискретизированы до 1/12 градуса (≈ 10 км), чтобы соответствовать шагу сетки в 2D-моделях проводимости тонких листов.

Для вычисления отклика электрического поля аппроксимационный код тонкого листа требует средней скорости изменения горизонтального поля за фиксированный период.Если предположить, что амплитуда горизонтального поля изменяется синусоидально с периодом длиной T (в минутах), то при движении электроджета вперед и назад напряженность входного поля ( H 0 ) в любое время ( t ) может быть представлен как:

$$ \ mathbf {B} _ {H} = H_ {0} \ sin (2 \ pi t / T) $$

((1))

Мы хотим вычислить среднюю скорость изменения этого уравнения.Если мы дифференцируем и затем предположим, что среднеквадратичное значение синусоиды равно \ (1 / \ sqrt {2} \), то горизонтальную скорость изменения можно записать как:

$$ d \ mathbf {B} _ {H} / dt = H_ {0} \ frac {2 \ pi} {T} \ frac {1} {\ sqrt {2}} = H_ {0} \ frac {\ sqrt {2} \ pi} {T} $$

((2))

Мы имитируем ожидаемые 30-, 100- и 200-летние экстремальные сценарии магнитного поля (см. Бегган и др., 2013 г.) путем масштабирования электроджета H 0 до 250, 320 и 450 нТл в течение периода ( Тл, ) в течение 2 минут и 1250, 1575 и 2275 нТл в течение периода ( Тл, ) в течение 10 минут, что дает шесть различных моделей напряженности магнитного поля.Значения выбраны из работы Thomson et al. (2011) на основе данных европейских обсерваторий за последние 30 лет. Обратите внимание, что это только снимки экстремальной скорости изменения - такие значения обычно не сохраняются в течение очень длительного времени (например, десятки секунд).

Поскольку имеется четыре позиции электроджеты с шестью вариациями напряженности поля, это дает 24 различных модели электроджеты. Вместе с 21 различными комбинациями моделей проводимости это дает в общей сложности 504 различных моделей электрического поля, которые могут быть вычислены.

Вычисление GIC

После того, как пространственно изменяющееся поверхностное электрическое поле было найдено из расчетов тонких листов, GIC может быть вычислен с использованием информации о топологии и характеристиках сети. {- 1} \ cdot \ mathbf {J} $$

((3))

, где Z - матрица импеданса, Y - матрица проводимости сети и 1 - единичная матрица. J - это ток «идеального заземления» (в случае, если Z = 0) и определяется как:

$$ J_ {i} = \ Sigma_ {j \ neq i} V_ {ij} / R_ {ij} $$

((4))

Значения В ij - это геонапряжения между узлами i и j , вычисленные из карты электрического поля с помощью R ij - это сопротивление линии между двумя узлами, взятое из сетевой модели.Параметры сети также используются для вычисления Y и Z , а геонапряжение рассчитывается путем интерполяции значений модели электрического поля на положения линий передачи и интегрирования по прямой между узлами. Затем вычисляется GIC в каждом узле сети с использованием как северной, так и восточной составляющих поверхностного электрического поля. Вектор I содержит оценочный GIC для каждого узла.

Поскольку мы хотим исследовать чувствительность вычисленного GIC к изменению моделей проводимости, мы фиксируем свойства сети.Это модифицированная версия модели британской сети 2012 года (Beggan et al. 2013), состоящая из 695 узлов и 1178 соединений. На рисунке 2 показан обзор модели распределительной электросети высоковольтных линий 400 и 275 кВ National Grid UK. Кроме того, в Шотландии National Grid эксплуатирует сеть 132 кВ. Также обратите внимание, что несколько узлов (обычно содержащих несколько трансформаторов) могут быть размещены на одном сайте. Места, отмеченные треугольниками от A до L, представляют собой 12 узлов с наибольшим моделированным GIC.

Рис. 2

Модель высоковольтной сети для континентальной части Великобритании. Синий: 400 кВ; Красный: 275 кВ; Зеленый: 132 кВ (только Шотландия).

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *