Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  

Загрузка...

Шпоры - Государственный экзамен по электроэергетике - файл Раздел1+.doc


Шпоры - Государственный экзамен по электроэергетике
скачать (14171.7 kb.)

Доступные файлы (11):

Задачи.docскачать
Раздел1+.doc3804kb.01.03.2009 22:23скачать
Раздел2+-.doc1775kb.13.10.2008 23:06скачать
Раздел3+.doc3989kb.13.10.2008 23:06скачать
Раздел4+.doc5171kb.13.10.2008 23:06скачать
Раздел5+.doc2421kb.13.10.2008 23:06скачать
Раздел6+-.doc727kb.13.10.2008 23:06скачать
2ЧастьГоса.doc1441kb.13.10.2008 23:06скачать
Задачи по перех. процессам.doc1173kb.13.10.2008 23:06скачать
Задачи ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА.doc3365kb.13.10.2008 23:06скачать
Электроэнергетические системы и сети.doc1302kb.13.10.2008 23:06скачать

содержание
Загрузка...

Раздел1+.doc

  1   2
Реклама MarketGid:
Загрузка...
1-1 Основные виды потребителей электроэнергии. Графики нагрузок электроустановок…

1) Основные виды потребителей электроэнергии.

В отношении обеспечения надежности электроснабжения электроприемники разделяются на следующие три категории:

Электроприемники I категории - электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой: опасность для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству; повреждение дорогостоящего основного оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства.

Из состава электроприемников I категории выделяется особая группа электроприемников, бесперебойная работа которых необходима для безаварийного останова производства с целью предотвращения угрозы жизни людей, взрывов, пожаров и повреждения дорогостоящего основного оборудования.

Электроприемники II категории - электроприемники, перерыв электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, массовым простоям рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей.

Электроприемники III категории - все остальные электроприемники, не подходящие под определения I и II категорий.

Электроприемники I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания.

Для электроснабжения особой группы электроприемников I категории должно предусматриваться дополнительное питание от третьего независимого взаимно резервирующего источника питания.

В качестве третьего независимого источника питания для особой группы электроприемников и в качестве второго независимого источника питания для остальных электроприемников I категории могут быть использованы местные электростанции, электростанции энергосистем (в частности, шины генераторного напряжения), специальные агрегаты бесперебойного питания, аккумуляторные батареи и т. п.

Если резервированием электроснабжения нельзя обеспечить необходимой непрерывности технологического процесса или если резервирование электроснабжения экономически нецелесообразно, должно быть осуществлено технологическое резервирование, например, путем установки взаимно резервирующих технологических агрегатов, специальных устройств безаварийного останова технологического процесса, действующих при нарушении электроснабжения.

Электроснабжение электроприемников I категории с особо сложным непрерывным технологическим процессом, требующим длительного времени на восстановление рабочего режима, при наличии технико-экономических обоснований рекомендуется осуществлять от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, к которым предъявляются дополнительные требования, определяемые особенностями технологического процесса.

Электроприемники II категории рекомендуется обеспечивать электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания.

Для электроприемников II категории при нарушении электроснабжения от одного из источников питания допустимы перерывы электроснабжения на время, необходимое для включения резервного питания действиями дежурного персонала или выездной оперативной бригады.

Допускается питание электроприемников II категории по одной ВЛ, в том числе с кабельной вставкой, если обеспечена возможность проведения аварийного ремонта этой линии за время не более 1 сут. Кабельные вставки этой линии должны выполняться двумя кабелями, каждый из которых выбирается по наибольшему длительному току ВЛ. Допускается питание электроприемников II категории по одной кабельной линии, состоящей не менее чем из двух кабелей, присоединенных к одному общему аппарату.

При наличии централизованного резерва трансформаторов и возможности замены повредившегося трансформатора за время не более 1 сут. допускается питание электроприемников II категории от одного трансформатора.

Для электроприемников III категории электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превышают 1 сут.
^ 2) ГРАФИКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК

а) Общие положения

Электрическая нагрузка отдельных потребителей, а следовательно, и суммарная их нагрузка, определяющая режим работы электростанций в энергосистеме, непрерывно меняется. Принято отражать этот факт гра­фиком нагрузки, т. е. диаграммой изменения мощности (тока) элек­троустановки во времени.

По виду фиксируемого параметра различают графики активной Р, ре­активной Q, полной (кажущейся) S мощностей и тока I электроустановки.

Как правило, графики отражают изменение нагрузки за определенный период времени. По этому признаку их подразделяют на суточные (24 ч), сезонные, годовые и т. п.

По месту изучения или элементу энергосистемы, к которому они отно­сятся, графики можно разделить на следующие группы:

- графики нагрузки потребителей, определяемые на шинах подстанций;

- сетевые графики нагрузки — на шинах районных и узловых подстанций;

- графики нагрузки энергосистемы, характеризующие результирующую нагрузку энергосистемы;

- графики нагрузки электростанций.

Графики нагрузки используют для анализа работы электроустановок, для проектирования системы электроснабжения, для составления прогно­зов электропотребления, планирования ремонтов оборудования, а также в процессе эксплуатации для ведения нормального режима работы.

б) Суточные графики нагрузки потребителей

Фактический график нагрузки может быть получен с помощью реги­стрирующих приборов, которые фиксируют изменения соответствующего параметра во времени.

Перспективный график нагрузки потребителей определяется в процессе проектирования. Для его построения надо располагать прежде всего сведе­ниями об установленной мощности электроприемников, под которой понимают их суммарную номинальную мощность. Для активной нагрузки:



Присоединенная мощность на шинах подстанции потребителей:



гдеи- соответственно средние КПД электроустановок потреби­телей и местной сети при номинальной нагрузке.

В практике эксплуатации обычно действительная нагрузка потребите­лей меньше суммарной установленной мощности. Это обстоятельство учитывается коэффициентами одновременности k0 и загрузки kз. Тогда выражение для максимальной нагрузки потребителя будет иметь вид:



где kспр — коэффициент спроса для рассматриваемой группы потребителей.

Коэффициенты спроса определяются на основании опыта эксплуатации однотипных потребителей и приводятся в справочной литературе. Найденное по (1.12) значение максимальной нагрузки является наиболь­шим в году и соответствует обычно периоду зимнего максимума нагрузки.

Кроме Рmax, для построения графика необходимо знать характер изме­нения нагрузки потребителя во времени, который при проектировании обычно определяется по типовым графикам.

Типовой график нагрузки строится по результатам исследования анало­гичных действующих потребителей и приводится в справочной литературе в виде, показанном на рис. 1.24, а.

Для удобства расчетов график выполняется ступенчатым. Наибольшая возможная за сутки нагрузка принимается за 100%, а остальные ступени графика показывают относительное значение нагрузки для данного вре­мени суток.

При известном Рмах можно перевести типовой график в график нагруз­ки данного потребителя, используя соотношение для каждой ступени графика:

где n % — ордината соответствующей ступени типового графика, %.

На рис. 1.24,6 показан график потребителя электроэнергии, полученный из типового (рис. 1.24,а) при Рmах = 20 МВт.Обычно для каждого потребителя дается несколько суточных графиков, которые характеризуют его работу в разное время года и в разные дни не­дели. Это — типовые графики зимних и летних суток
для рабочих дней, график выходного дня и т. д. Основным является обычно зимний су­точный график рабочего дня. Его максимальная нагрузка Рмах принимает­ся за 100%, и ординаты всех остальных графиков задаются в процентах именно этого значения (рис. 1.25).

Кроме графиков активной нагрузки, используют графики реактивной нагрузки. Типовые графики реактивного потребления также имеют орди­наты ступеней, %, абсолютного максимума:



где tgφmax определяется по значению cosφmax, которое должно быть задано как исходный параметр для данного потребителя.

Суточный график полной мощности можно получить, используя из­вестные графики активной и реактивной нагрузок. Значения мощности по ступеням графика (рис. 1.26) определяются по выражениям



где Рn и Qn — активная и реактивная нагрузки данной ступени в имено­ванных единицах.

в) Суточные графики районных подстанций

Эти графики определяются с учетом потерь активной и реактивной мощностей в линиях и трансформаторах при распределении электроэнер­гии.

Потери мощности от протекания тока в проводах линий и в обмотках трансформаторов являются переменными величинами, зависящими от на­грузки. Постоянную часть потерь мощности в сети определяют в основ­ном потери холостого хода трансформаторов.

Постоянные потери распределения и переменные потери для максимального режима в i-м элементе сети (линии,



трансформаторе) находят с использованием известных методов. Суммарные потери для любой ступени графика на­грузки подстанции могут быть найдены из выражений





где S, ~ нагрузка i-ro элемента сети, соответствующая рассматриваемой n-й ступени суммарного графика на­грузки; Si,мах — нагрузка элемента (ли­нии, трансформатора), при которой определены .

Способ построения графика актив­ной нагрузки для конкретной сети по­казан на рис. 1.27.




г) Суточные графики нагрузки электростанций

Суммируя графики нагрузки потребителей и потери распределения в электрических сетях в целом по энергосистеме, получают результирую­щий график нагрузки электростанций энергосистемы.

График нагрузки генераторов энергосистемы получают из графика мощности, отпускаемой с шин, учитывая дополнительно расход электро­энергии на собственные нужды (рис. 1.28). При значительных колебаниях нагрузки электростанций необходимо учитывать переменный характер потребления собственных нужд



где Рi — мощность, отдаваемая с шин станции; Руст — установленная мощ­ность генераторов; Pс.н.max - максимальный расход на собственные нужды; коэффициенты 0,4 и 0,6 прибли­женно характеризуют соответствующую долю постоянной и переменной части расхода на собственные нужды Pс.н.max.

Нагрузка между отдельными электростанциями распределяется таким образом, чтобы обеспечить максимальную экономичность работы в целом по энергосистеме. Исходя из этих соображений, диспетчерская служба энергосистемы задает электростанциям суточные графики нагрузки.

При проектировании электрической части электростанции необходимо знать график нагрузки трансформаторов и автотрансформаторов связи с энергосистемой (см, гл. 5). Способ построения такого графика для транс­форматоров связи ТЭЦ с энергосистемой показан на рис. 1.29.

Требуемый график Рт получают, вычитая из графика нагрузки генера­торов Рг график потребления местной нагрузки и расход электроэнергии на собственные нужды Рс.н..



Рис. 1.28 – Графики активной нагрузки энергосистемы.



д) Годовой график продолжительности нагрузок

Этот график показывает длительность работы установки в течение года с различными нагрузками. По оси ординат откладывают нагрузки в со­ответствующем масштабе, по оси абсцисс — часы года от 0 до 8760.На-грузки на графике располагают в порядке их убывания от Рмах до Pmin (рис. 1.30).

Построение годового графика продолжительности нагрузок произво­дится на основании известных суточных графиков. На рис. 1.31 показан способ построения графика при наличии двух суточных графиков нагруз­ки—зимнего (183 дня) и летнего (182 дня).

Для наиболее распространенных потребителей электроэнергии в спра­вочниках приводятся типовые графики активной и реактивной нагрузок по продолжительности.

График продолжительности нагрузок применяют в расчетах технико-экономических показателей установки, расчетах потерь электроэнергии, при оценке использования оборудования в течение года и т. п.



Рис. 1.30. Годовой график продолжительности нагрузок



Рис. 1.31. Способ построения годового графика продолжительности нагрузок






е) Технико-экономические показатели, определяемые из графиков нагрузки

Площадь, ограниченная кривой графика активной нагрузки, численно равна энергии, произведенной или потребленной электроустановкой за рас­сматриваемый период:



где Р- мощность i-й ступени графика; T— продолжительность ступени. Средняя нагрузка установки за рассматриваемый период (сутки, год) равна:



где Т — длительность рассматриваемого периода; Wn — электроэнергия за рассматриваемый период.

Степень неравномерности графика работы установки оценивают коэффициентом заполнения



Коэффициент заполнения графика нагрузки показывает, во сколько раз выработанное (потребленное) количество электроэнергии за рассматри­ваемый период (сутки, год) меньше того количества энергии, которое было бы выработано (потреблено) за то же время, если бы нагрузка установки все время была максимальной. Очевидно, что чем равномернее график, тем ближе значение kзп к единице.

Для характеристики графика нагрузки установки можно воспользовать­ся также условной продолжительностью использования максимальной нагрузки



Эта величина показывает, сколько часов за рассматриваемый период Т (обычно год) установка должна была бы работать с неизменной макси­мальной нагрузкой, чтобы выработать (потребить) действительное количе­ство электроэнергии Wn за этот период времени. Определение величины Тмаx можно проиллюстрировать на примере рис. 1.26.

В практике применяют также коэффициент использования установленной мощности



или продолжительность использования установленной мощност и



В формулах и под Руст следует понимать суммарную уста­новленную мощность всех агрегатов, включая резервные.

Коэффициент использования ku характеризует степень использования установленной мощности агрегатов. Очевидно, что ku < 1, а Туст < Т. С уче­том соотношения Руст ≥Рмах имеем kн≤kзп.

Нагрузка энергосистемы в течение суток меняется в зависимо­сти от нагрузки присоединенных потребителей (рис. 1.5). Распре­деление нагрузок между электростанциями, входящими в си­стему, должно обеспечить наи­более эффективную работу стан­ций и наименьшие потери от пе­ретоков в сетях. Базовую часть графика (Р<РНГ MIN) покрывают: ГЭС в соответствии с пропуском воды, необходимым по услови­ям судоходства и санитарным требованиям (во время паводка участие ГЭС в базовой части уве­личивают, чтобы не сбрасывать бесполезно воду); АЭС, регули­рование мощности которых за­труднительно; ТЭЦ, работаю­щие по тепловому графику.

Пиковая часть графика (Р>РНГ MIN) покрывается ГАЭС и ГЭС средней мощности. В прова­ле графика (от 0 до 7 ч) ГАЭС работает в насосном режиме, на­капливая воду в напорном водохранилище, а в максимум нагрузки (от 8 до 22 ч) ГАЭС работа­ет в генераторном режиме, покрывая пик нагрузки. Выровненная ГАЭС нагрузка покрывается КЭС, работа которых наиболее эко­номична при равномерной нагрузке.

^ 1-2 Технико-экономические основы проектирования энергосис­тем и электрических станций

Задача проектирования энергосистем состоит в разра­ботке и технико-экономическом обосновании решений, определяющих раз­витие энергосистем, обеспечивающих при
наименьших затратах снабжение потребителей электрической и тепловой энергией при выполнении технических ограничений по надежности электроснабжения и качеству электроэнергии.

Проектирование энергосистем и электрических сетей начинается с выполнения комплекса так называемых внестадийных про­ект­ных работ. В результате выполнения этих работ разрабаты­ваются обосновывающие материалы для определения экономи­ческой эффективности и целесообразности проектирования, строитель­ства или реконструкции1 и расширения электросетвых объек­тов большой стоимости (4млн. руб. и больше).

Комплекс внестадийных проектных работ включает схемы раз­ви­тия энергосистем и электрических сетей. В комплекс внеста­дий­ных проектных работ кроме схем развития энергосистем и элек­трических сетей включаются разработки энергетических и элек­тросетевых разделов в составе проектов электростанций, а также схемы внешнего электроснаб­жения объектов народного хозяй­ства, т. е. электрифици­руемых участков железных дорог, нефте- и газопроводов, промышленных узлов и отдельных пред­приятий.

Технико-экономические показатели.

Важнейший технико-экономический показатель — это капи­таль­ные вложения К, т.е. расходы, необходимые для сооружений се­тей, станций, энергетических объектов. Для электрической сети

,

где —капитальные вложения на сооружение линий, руб., —капитальные вложения на сооружение подстанций, руб.

Вторым важным технико-экономическим показателем являются эксплуатационные расходы (издержки), необхо­димые для экс­плуатации энергетического оборудования и сетей в течение од­ного года:



где — эксплуатационные расходы для линий и под­стан­ции, руб/год; —стоимость потерь электроэнер­гии, руб/год; — ежегодные отчисления на амортизацию, текущий ремонт и об­служивание ЛЭП в от­носительных единицах, 1/год; -то же применительно к подстанциям.

Если объединить эксплуатационные расходы на амор­тизацию, те­кущий ремонт и обслуживание для линий и под­станций, то вы­ра­жение эксплуатационных расходов для се­ти в целом можно запи­сать в следующем виде:



где — отчисления на амортизацию; — эксплуатаци­он­ные рас­ходы на текущий ремонт сети; — отчисления на обслу­жива­ние, т.е. на заработную плату персонала; –стои­мость потерь электроэнергии.

Амортизационные издержки определяются так:



где — амортизационные отчисления в относительных едини­цах, 1/год.

Расходы на текущий ремонт, включая профилактичес­кие ос­мотры и испытания, находят аналогично:



Амортизационные издержки и издержки на текущий ремонт могут объединяться



где — ежегодные отчисления на амортизацию и текущий ре­монт в относительных единицах, 1/год.

Стоимость потерь электроэнергии определяется по сле­дующей формуле:



где — потери электроэнергии, кВт·ч; — стоимость потерь 1 кВт-ч электроэнергии

К технико-экономическим показателям относится также себе­стоимость передачи электроэнергии



где — эксплуатационные издержки в сети, руб/год;

–электроэнергия, полученная по­требителем за год, кВт-ч.

ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИ­АНТОВ СЕТИ

При технико-экономическом сравнении сопоставляются только допустимые по техническим требованиям варианты, т.е. такие, в которых потребитель получает нужную элек­троэнергию задан­ного качества при заданной степени надежности.

На первом этапе технико-экономического сравнения вы­бирают допустимые по техническим требованиям варианты, а на втором этапе из них выбирают оптимальный по тех­нико-экономическим показателям.

Сопоставление вариантов схемы сети осуществляют в резуль­тате расчетов сравнительной, экономической эф­фективности ка­питальных вложений. Экономическим критерием по которому определяют наивыгоднейший вариант является минимум приве­денных затрат, руб/год, вычисля­емых по следующей формуле:



где — капитальные вложения, руб., необходимые для со­оруже­ния сети, причем предполагается, что строительство ее продол­жается не более одного года; —ежегодные эксплуатаци­онные расходы, руб/год, предполагаемые не­измен­ными в течение всего рассматриваемого периода экс­плуатации; —нормативный коэф­фициент сравнительной эффективности капитальных вло­жений, 1/год

Вариант с наименьшими приведёнными затратами называется наивыгоднейшим, или экономически целесообразным:

, где i- номер варианта.






1-3. Автоматические синхронизаторы

Автоматические устройства точной синхрониза­ции (АУТС) синхрон­ных генераторов состоят из трех частей, обеспечивающих три условия точной синхронизации: равенство амплитуд ЭДС генера­тора Егх и на­пряжения Uш на шинах электростан­ции, близкая к синхронной часто­та вращения (ма­лая частота скольжения ) генератора и совпаде­ние то фазе указанных ЭДС и напряжений в момент включения (замыкания контактов) выключателя синхронного генератора. Такие устройства со­ответ­ственно называются уравнителем амплитуд напряжения, уравнителем частот и автоматическим синхронизатором.

Автоматический синхронизатор обеспечивает выполнение наиболее ответственной операции точной синхронизации по обеспечению практи­че­ского совладения по фазе ЭДС генератора и на­пряжения на шинах электростанции в момент включения выключателя генератора. Он вы­дает управляющее воздействие на включение привода выключателя с опережением момента времени совпадения находящихся в относитель­ном враще­нии векторов Егх и Uш, т.е. при наличии между ними уменьшающегося угла сдвига но фазе — угла опережения.

Поэтому появившиеся исторически первыми ав­томатические синхро­низаторы определяли задан­ный неизменный угол опережения и назы­вались автоматическими синхронизаторами с постоянным углом опережения (СПУО). Однако угол опережения при по­стоянном времени включения выключателя-, должен быть перемен­ным, зависящим от .

При равномерном вращении генератора посто­янным является вре­мя опережения , равное вре­мени включения выключателя. Поэтому совре­менные автоматические синхронизаторы опреде­ляют момент включения привода выключателя по постоянному времени опережения (СПВО) .

При неравномерном, обычно равноускоренном, вращении генератора при его пуске угол опереже­ния должен быть переменным. Поэтому последние разработки автоматического синхронизатора представляют собой специализированное аналоговое или цифровое вычислительное устройство, опреде­ляющее необходимый изменяющийся с изменением угол опережения в предположении равноускоренного (или равно-замедленного) вращения синхронного генератора, т.е. при постоянном ускорении ротора генератора.

Автоматические синхронизаторы дают управ­ляющее воздействие на включение выключателя синхронного генератора, только если часто­та скольжения не превышает ограниченного их техническими возможностями или условиями успешности син­хронизации (генератор пос­ле включения не выпа­дает из синхронизма) допустимого значения


Рис. 2.5. Временные графики напряжений биения напряжения его производной и их суммы

1-4.Мероприятия по снижению потерь мощности и электроэнергии. Методы расчета потерь электроэнергии.

При передаче электроэнергии с шин электростанций до потребителей часть электроэнергии неизбежно расходует­ся на нагрев проводников, создание электромагнитных полей и другие эффекты. Термин «потери электроэнергии» следует понимать как технологический расход электроэнергии на ее передачу1. Величина потерь электроэнергии в каком-либо элемен­те сети существенно зависит от характера нагрузки и ее изменения в течение рассматриваемого пе­риода времени. В линии, работающей с постоянной нагрузкой и имеющей потери активной мощности , потери электроэнергии за время t составят



Если же нагрузка в течение года изменяется, то потери электроэнергии можно рассчитать различными способами. Все методы в зависимости от используемой математической модели можно разделить на две большие группы — детерминированные и вероятностно-статистиче­ские.

Наиболее точный метод расчета потерь электроэнергии —это определение их по гра­фику нагрузок ветви, при­мем расчет потерь мощности производится для каждой ступени графика.

Различают суточные и годовые графики нагрузок. Суточные графики, отражают изменение мощности нагрузки в течение суток.

Годовой график строится на основе характерных суточных графиков за весенне-летний и осенне-зимний периоды. Это пример упорядоченного графика, т.е. такого, в котором все значения нагрузки расположены в порядке убывания. Такой график показывает длительность работы в течение года с различной нагрузкой.

По годовому графику нагрузок можно отделить поте­ри электроэнергии за год. Для этого определяют потери мощности и электроэнергии для каждого режима. Затем эти потери сум­мируют и определяют потери электроэнергии за год

Достоинством метода определения потерь по графику нагрузки является высокая точность. Однако отсутствие информации о графиках нагрузки для всех ветвей сети за­трудняет практи­ческое использование данного метода. Кро­ме того, расчет трудоемок, так как ступеней в гра­фике до­статочно много.

Одним из наиболее простых методов определения потерь является расчет потерь электроэнергии по времени наи­больших потерь. Из всех режимов выбирается режим, в котором потери мощности наибольшие. Рассчитывая этот режим, определяем потери мощности в этом режиме .Потери энергии за год получаем, умножая эти потери мощности на время наибольших потерь :



Время наибольших потерь — это время, за которое при работе с наибольшей нагрузкой потери электроэнергии были бы те же, что и при работе по действительному графику нагрузки:

(1)

где N — число ступеней нагрузок.

Энергия, полученная потребителем за год, равна



где — наибольшая потребляемая нагрузкой мощность.

Время наибольшей нагрузки — это время в часах, за которое при работе с наибольшей нагрузкой потреби­тель получил бы то же количество электроэнергии, что и при работе по реальному графику.

Для графиков пиковой формы величина определяется по следую­щей эмпирической фор­муле:



Для снижения погрешностей при определении необ­ходимо учитывать конфигурацию графиков нагрузки, ди­намику коэффициента мощности и возможное несовпадение максимумов активной и реактивной нагрузки по времени в пределах суток и года. Стремление учесть эти условия привели к разработке метода и .

Погрешность от неучета внутрисуточной неоднородности графиков нагрузки можно снизить, используя метод . Для определения потерь электроэнергии этим мето­дом первоначально необходимо рассчитать режимы макси­мальных и минимальных нагрузок. На суточном графике нагрузок по продолжительности выделяют две части, соот­ветствующие этим режимам.

Потребленную за сутки электроэнергию можно предста­вить в виде



где и — времена максимума и минимума нагрузки

Потери электроэнергии за сутки



Определение потерь электроэнергии за расчетный период осуществляется по формуле



где - средний за период суточный отпуск энергии;

- суточный отпуск за расчетные сутки.

Данный метод можно использовать в сетях с относи­тельно постоянными нагрузками.

Метод расчета потерь по характерным режимам расчетного периода разработан для более точного определения потерь электроэнергии в питающих сетях энергосистем. Суть метода заключается в замене реального процесса изменения нагрузок элементов сети за расчетный период несколькими характерными режимами. Обычно в качестве характерных режимов предлагается принимать максимумы и минимумы сезонных нагрузок при нормальной схеме работы сети, определяемые в день контрольных замеров. При проведении контрольного замера в энергосистеме регистрируется максимальное количество информации о параметрах режима.

Все большее распространение для определения потерь электроэнергии находят вероятностно-статистические мето­ды и в частности регрессионные зависимости. Уравнения регрессии позволяют установить связь между изменениями основных параметров режима и потерями мощности и энер­гии в электрической сети.

^ Классификация мероприятий по снижению потерь электроэнергии

Для снижения потерь электроэнергии разработано мно­жество мероприятий

Мероприятия делятся на три группы: организационные, технические и мероприятия по совершенство­ванию систем расчетного и технического учета электро­энергии.

Организационные мероприятия практически не требуют для их внедрения дополнительных капиталовложений. Технические мероприятия требуют капиталовложений

Структура мероприятий по снижению потерь и их связь с повышением экономичности работы энергосистемы приве­дены на рис. 12.5. Штриховой линией отмечена косвенная связь мероприятий.



Рис. 12.5. Структура мероприятий по снижению

1-5.Технико-экономические показатели

1. Важнейший технико-экономический показатель К – капитальные вложения

На строительство в один этап средства отпускаются однократно

^ К – расходы необходимые для сооружения электросе­тей, электростанций, подстанций, энергетических объ­ектов

сеть К = Кл + Кпс

Кл – затраты: на изыскательские работы

подготовка трассы

стоимость опор, проводов, изоляторов …

их транспортировка, монтаж …

Кпс – затраты: на подготовку территории

стоимость электрооборудования

затраты монтажные и т.д.

Кл и Кпс определяются по специально составленным сметам (или по укрупненным показателям стоимости отдельных элементов сети).

2. Важный Т.Э.П – эксплуатационные расходы (из­держки), необходимые для эксплуатации ЭО сети в те­чение одного года.

И = Ил + Ипс + ИΔW [И] – руб./год – ежегодные отчис­ления.



где αал – амортизация;

αрл – текущий ремонт;

αол – обслуживание;



ИΔW – стоимость потерь электроэнергии, руб./год.

Амортизация – постепенное перенесение стоимо­сти основных фондов на производимый продукт в це­лях образования фонда денежных средств для после­дующего частного и полного воспроизводства основ­ных фондов.

И = Иа + Ир + Ио +ИΔW,

где Ио – отчисления на обслуживание, т.е. зарплата персонала и транспортные расходы

Иа = αаК – отчисления на амортизацию, включаю­щие издержки на капитальный ремонт и накопление средств необходимых для замены (реновация). Иа уве­личиваются при уменьшении срока службы электро­оборудования.

Ир = αрК – для поддержания электрооборудования в рабочем состоянии, замена изоляторов, окрашивание опор, кожухов подстанций, исправление небольших повреждений и т.д.

Иа + Ир = αэК,

где αэ – эксплуатационные ежегодные отчисления на амортизацию и текущий ремонт, в относительных еди­ницах.

ИΔW = β·ΔW,

где ΔW – потери электроэнергии, кВт·ч;

β – стоимость потерянного 1 кВт·ч;

3. - себестоимость передачи энергии,

где И – эксплуатационные издержки в сети, руб./год;

W – электроэнергия, полученная потребителем за год.

Технико-экономическое сравнение вариантов сети

При сравнении сопоставляются только допусти­мые по техническим требованиям варианты:

заданного количества электроэнергии;

заданной степени надежности.

Сравнительный расчет экономической эффектив­ности капитальных вложений

Эффективность капиталовложений оценивается сроком окупаемости Ток. Для учета Ток применяют рн – величину, обратную Ток:

,

где Ток – срок окупаемости - время за которое первона­чально вложенные средства на сооружение возвраща­ются за счет экономии на себестоимости.

Экономический критерий наивыгоднейшего ва­рианта – минимум приведенных затрат, руб./год

З = рн·К + И,

где К – капиталовложения (руб.), необходимые для со­оружения сети, что строительство продолжается не бо­лее одного года.

И – ежегодные эксплуатационные расходы (руб./год), предполагаемые неизменными в течение всего рассматриваемого периода эксплуатации;

рн – нормативный коэффициент сравнительной эф­фективности капитальных вложений. рн = 0,12 1/год; рнов техн = 0,15 1/год.

Выбор сечения по экономической плотности тока

I) С увеличением сечения F проводов линии возрас­тают затраты на ее сооружение и отчисления от них и уменьшаются потери электроэнергии.

Минимуму функции приведенных затрат соответ­ствует значение Fэк:

соответствует значениеFэк.
Стоимость линии К = К0·l от ее длины

К0 – удельные капитальные вложения, руб./км.

К0 = а + в·F ,

где а – капитальные вложения в один километр линии, независящие от F (подготовка просеки, дороги);

в – часть удельных капитальных вложений (стои­мость металла, опор, арматуры).

Экономическая плотность тока [А/мм2] – это от­ношение наибольшего протекающего в линии тока к экономическому сечению



Вторая часть выражения приводится для понима­ния сути экономической плотности тока.

Согласно ПУЭ экономическая плотность тока jэк выбирается в зависимости от вида проводника и вре­мени использования максимальной нагрузки.

Практически из таблицы находят Iэк затем рассчи­тывают



и округляют до стандартного сечения.

Iнб – наибольший ток нормального режима. Сече­ние проводов и кабелей выбранное по jэк проверяют по нагреву, по термической стойкости Iкз , по допустимой потере напряжения, по механической прочности.

При выборе jэк использовать не просто Iнб, а рас­четную токовую нагрузку, учитывающую изменение нагрузки по годам эксплуатации.

Выбору по Iэк не подлежат:

- сети промышленных предприятий до 1 кВ при Тнб = 5000 ч;

- ответвления к отдельным электроприемникам до 1 кВ;

- осветительные сети зданий промышленных пред­приятий;

- сети временных сооружений;

- устройства со сроком службы 3 – 5 лет.
Выбор сечения ВЛ по экономическим интервалам

До применения Jэк. сечение выбиралось из вели­чины капиталовложений К – фактически - из расхода металла на провода линии

Выбор F по Jэк. исследовался с сороковых годов и был прогрессивным, т.к. позволял учитывать не только капитальные затраты на сооружение, но и стоимость потерь электроэнергии.

«Метод экономических интервалов»

Для 35 – 750 кВ строятся зависимости 3(Iнб), т.е. для каждого F1 F2 F3 и приведенные затраты З по вы­ражению, включая F в величину К.



I слагаемое: - постоянная часть затрат

II слагаемое: - стоимость потерь зависит от ,



Рис. Приведенные затраты на линию от тока Iнб

Точки пересечения – определенный ток, при ко­тором экономически целесообразен переход от одного сечения к другому – экономические интервалы I, II, III.

Точка А определяет Iнб , при котором З(F1) и З(F2), если ток Iнб рассматриваемой линии меньше Iнб1, то наименьшие затраты соответствуют сечению F1, т.е. экономически целесообразно выбирать именно это се­чение, т.е. I зона – от 0 до Iнб, экономический интервал сечения F1.

Аналогично экономическим интервалом токовых нагрузок для выбора сечения проводов ВЛ могут быть построены экономические интервалы мощностей, пе­редаваемых по линиям. В справочнике приведены эко­номические интервалы мощностей с полной и сокра­щенной номенклатурой линий.

Проверять по допустимым потерям и отклоне­ниям напряжения сечения ВЛ – 35 кВ и выше не нужно, т.к. повышение напряжения путем увеличения сечения проводов таких линий экономически нецеле­сообразно. Полученные сечения проводов ВЛ необхо­димо проверить по допустимому нагреву в послеава­рийном режиме.

^ 1.6 Качество электроэнергии и основные принципы его обеспечения

Качество эл.эн. характеризуется показателями , оп­редел. степень соответствия напр. и частоты в сети их нормированным значениям.

В наст. время действует ГОСТ 13109-97, устанав­ливающий требования к качеству эл.эн. в эл. сетях общего назначения переменного однофазного и трех­фазного тока частотой 50 Гц в точках к которым при­соединяются приемники электроэнергии.

К основным ПКЭ, для которых установлены до­пустимые значения, относят:

  1. отклонение напряжения;

  2. размах изменения напряжения;

  3. доза фликера;

  4. коэффициент несинусоидальности кривой на­пряжения;

  5. коэффициенты несимметрии напряжения по ну­левой, обратной последовательности;

  6. отклонение частоты;

  7. длительность провала напряжения;

  8. коэффициент временного перенапряжения;

  9. импульсное напряжение.


Отклонение напряжения – это разность между дей­ствительным значением напряжения и его номиналь­ным значением для сети:

.

Размах изменения напряжения – это разность ме­жду амплитудным и действующим значением напря­жения до и после одиночного изменения напряжения:

.

где - значения следующих друг за другом экс­тремумов огибающих амплитудные значения на­пряжения.

Коэффициент несимметрии напряжения по обрат­ной последовательности – это показатель качества, определяющий несимметрию напряжения:

,

где - действующее значение напр. Обратной последовательности основной частоты трехфазной системы напряжений.

Коэффициент несинусоидальности кривой напря­жения:

,

где - действующее значение гармонич состав­ляющей напр., - порядок гармонич. состав­ляющей напряжения, N – порядок последней из учи­тываемых гармонич. составляющих напр..

Коэффициент несимметрии:

,

где - напр. обратной послед. основной час­тоты.

Отклонение частоты:



Фликер («мерцание») – субъективное восприятие человеком колебаний светового потока искусствен­ных источников освещения вызванных колебаниями напряжения в электрических сетях, питающих эти ис­точники.

Доза фликера – мера восприимчмвости человека к воздействию фликера за установленный промежуток времени. Наиболее раздражающий фликер 8,8 Гц.

Влияние низкого качества эл.эн. на работу сетей и электрооборудования проявляется в ув. потерь эл.эн., сокращение сроков службы оборуд., технологич. ущерб и т.д..

Искажение симметрии и синусоидальности токов и напряжений приводит к дополнительным потерям мощности в линиях, трансф., вращ. машинах, бата­реях конденсаторов. Поэтому мероприятия по повы­шению качества эл.эн. приводят к ум. потерь мощно­сти и эл.эн..

Нарушение технологических процессов происхо­дит из-за неправильной работы систем автоматики. Системы автом. управления содержат много элек­тронных элементов чувствительных к качеству энер­гии.
  1   2



Скачать файл (14171.7 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации