Режимы работы энергетических систем

Опубликовано автором admin

    Режимом энергетической системы называется состояние, определяемое значениями мощностей электростанций, напряжений, токов и других физических переменных величин, характеризующих процесс производства, передачи и распределения электроэнергии и называемых параметрами режима. Параметры режима должны обеспечивать выполнение энергосистемой государственного плана выработки энергии по количественным и качественным показателям.
При проектировании энергосистем их режимы рассчитываются для: выявления требований к маневренном свойствам оборудования электростанций; выбора структуры генерирующих мощностей и определения типа необходимых к сооружению электростанций; оценки головой выработки энергии различных типов электростанций и последующей  калькуляции потребности в топливе; выбора схемы развития электрических сетей.
Для анализа условий и показателей работы электростанций обычно рассчитываются суточные режимы работы энергосистемы за ряд характерных суток. При этом определяются участие ГЭС и ГАЭС в соответствии с их водноэнергетическими показателями, экономичное распределение нагрузки между группами агрегатов тепловых электростанций, необходимые пределы регулирования мощности ТЭС и перетоки мощности по межсистемным электропередачам.
Для выбора структуры генерирующих мощностей на отдаленную перспективу (15—20 лет) и определения типа необходимых к сооружению электростанций достаточно рассмотрение суточного режима рабочего дня декабря с последующим приближенным переходом от суточных к годовым показателям по количеству часов использования различных типов электростанций.
Для выявления требований к маневренным свойствам оборудования электростанций рассматриваются четыре суточных режима (суббота, воскресенье, понедельник и рабочий день), представляющих неделю, наиболее «тяжелую» для работы оборудования. Как правило, это неделя декабря. Рассмотрение четырех названных режимов позволяет пропершь техническую необходимость и экономическую целесообразность останова части агрегатов, определить количество останавливаемых агрегатов в отдельных районах (или на отдельных электростанциях) и рассчитал, необходимую скорость их нагруження при последующих пусках.
Для выполнения оценки выработки энергии в годовом интервале различными типами электростанций при компоновке балансов энергии и последующей калькуляции потребности в топливе, а также для нахождения расчетных режимов сетей при выборе схемы, в основном, рассматриваются три характерных суточных режима с переходом от них к годичным показателям.
Распределение нагрузки энергосистемы между электростанциями производится по критериям минимума расхода топлива, минимума затрат на топливо или минимума расхода наиболее дефицитных видов топлива.
При нахождении суточных экономически целесообразных режимов необходим существенный объем исходной информации, так как должны быть заданы;
1) соответствующие суточные графики электрнческой нагрузки;
2) технические минимумы нагрузки конденсационных агрегатов различных параметров, использующих различные виды топлива (включая АЭС);
3) режим загрузки ТЭЦ по тепловому графику;
4) энергетические характеристики (характеристики относительных приросток) отдельных агрегатов или их групп для ГРЭС, о также для ТЭЦ при работе в конденсационном режиме;
5) расходы топлива на пуск агрегатов после остановов разной продолжительности;
6) располагаемая и среднесуточная мощность (или среднесуточная выработка) ГЭС для лет разной обеспеченности (как правило, рассчитывается для среднего но водности года 50% обеспеченности);
7) эквивалентная схема замещения электрических сетей, которые должны быть учтены в расчете;
8) мощность электростанций, участвующих в покрытии максимума нагрузки (рабочая мощность).
Рабочая мощность электростанций определяется исключением из установленной мощности разрывов, ограничений, а также плановых и аварийных ремонтов.
Распределение ремонтов по типам оборудования (и по электростанциям) принимается различным при решении разных задач. Например, При определении рабочей мощности для расчета суточных экономически целесообразных режимов ремонт между отдельными типами агрегатов тепловых электростанций (включая АЭС) распределяется в среднем пропорционально аварийным н ремонтным простоям каждого агрегата.
Фактическое размещение аварийных и ремонтных простоев оборудования может существенно отличаться от среднего расчетного. Поэтому для решения ряда задач проверяются и другие, более «тяжелые» варианты размещения резерва. Например, для выявления требований к маневренным характеристикам оборудования электростанций, для выбора схемы электрических сетей проверяются варианты, когда все оборудование наиболее экономичных электростанций находится в работе.
В результате расчетов но определению суточных экономически целесообразных режимов получается следующая информация о режимах систем:
суточный режим и расход топлива всех релейных групп конденсационных агрегатов;
суточный режим и расход топлива на ТЭЦ различных параметров, в том числе и При работе в конденсационном режиме;
информация о количестве, типе и размещении (в каком нз рассматриваемых узлов) агрегатов, останов которых экономически целесообразен или технически необходим, а также о длительности останова и последующей скорости нагруження;
суточный режим использования гидроэлектростанций;
суточный режим использования специальных пиковых и полупиковых электростанций (ГАЭС, ГТУ, полупнковые агрегаты); суточный режим межсистемных (межузловых) связей во всех рассматриваемых направлениях.
Полученные результаты позволяют получить необходимую информацию для решения перечисленных выше энергетических задач, а также выявить характерные часы, для которых проводятся расчета режимов электрических сетей.
При определении ограниченного количества суточных режимов для перехода к годичным оценочным факторам проводится зондирующий  анализ, позволяющий дать оценку количеству рассматриваемых сезонов и их  длительность. Календарная длительность каждого сезона определяется в основном двумя показателями:
I) длительностью отопительного периода, в течение которого загрузка ТЭЦ по
тепловому графику на перспективу считается постоянной;
2) продолжительностью зимы, лета и паводка па гидроэлектростанциях, которая выявляется на основании анализа режимов речного стока, с учетом регулирующих, возможностей водохранилищ отдельных ГЭС.
При выборе числа характерных сезонов для каждой энергосистемы выявляется основной фактор, и именно он учитывается при определении количества рассматриваемых сезонов.
Годовое количество часов использования располагаемой мощности отдельных типов оборудования электростанций определяется:
суточным режимом использования отдельных  агрегатов, отражающих их сравнительную экономичность (если необходимо — с учетом стоимости топлива);
месячной и недельной неравномерностью режимов электропотребления;
составом оборудования, участвующего в покрытии максимума нагрузки – каждых рассматриваемых суток, отражающим весь резерв мощности на отдельных таких электростанций и их размещение.
Режим работы теплофикационных агрегатов в наиболее напряженный зимний период практически полностью определяется условиями теплоснабжения. Изменение потребности в тепловой энергии, а следовательно, и мощности ТЭЦ в течение суток в среднем по системам ограничивается 5— 15% в зависимости от типа потребителей тепла и уровня загрузки ТЭЦ по тепловому графику.
Использование теплофикационных агрегатов по тепловому графику в годовом разрезе характеризуется годовым числом часов использования: для отопительных ТЭЦ 3500—5000, для промышленных 6000— 7000 ч.
Для атомных электростанций характерна работа в базисном режиме с высоким годовым числом часов использования — до 6000—6500; некоторое снижение его для вновь введенных агрегатов объясняется их недостаточной освоенностью.
Использование блоков в годовом разрезе для недефицитных видов топлива может достигать 6000—6500 ч в год; для видов топлива, по которым баланс складывается напряженно, оно может снижаться до 4000—5000 ч.
Для группы неблочных малоэкономичных КЭС характерно низкое использование мощности (2000—4000 ч) с предельной разгрузкой в ночные часы (до технического минимума, составляющего 30—50% для станции в целом) и при возможности консервации на летний период.
На режимы работы блоков тепловых электростанций решающее влияние оказывают условия покрытия переменной части графика нагрузки, которые постоянно усложняются под действием двух факторов: роста неравномерности потребления электроэнергии, проявляющегося в увеличении абсолютной величины переменной части суточного графика нагрузки, относительном уменьшении ночной нагрузки, углублении провала нагрузки в выходные дин, увеличении скорости нарастания нагрузки в утренние часы;
повышения доли мощности электростанций, рассчитанных на работу «в базисном режиме.
Следует обратить внимание на сложную взаимосвязь режимов работы электростанций с обменными потоками мощности и энергии. Энергосистема, имеющая в структуре генерирующих мощностей значительный удельный вес пиковых ГЭС, может в часы максимума нагрузки располагать избытками мощности, а в остальные часы суток в связи с остановом ГЭС быть дефицитной. Для такой энергосистемы баланс мощности на годовой максимум нагрузки оказывается избыточным, а головой баланс энергии — дефицитным. С другой стороны, энергосистема с неравномерным графиком потребления и большим удельным весом высокоэкономичных базисных электростанций, будучи сбалансированной в максимум нагрузки, может иметь значительный избыток в годовом балансе электроэнергии за счет технических трудностей и экономической нецелесообразности разгрузки своих электростанций в ночные часы, в выходные дни, в летнее время.

Рубрика: Режимы работы энергетических систем | Комментарии отключены

Расчетные условия и требования к пропускной способности основной электрической сети энергообъединения.

Опубликовано автором admin

     Основная электрическая сеть ОЭС должна обеспечивать с надлежащей надежностью как передачу  мощности и энергии от электростанций к потребителям внутри отдельных энергосистем в различных  режимах, так и перетоки мощности между ними.
Количество возможных режимов электрических сетей чрезвычайно велико и не может быть полностью проанализировано. Поэтому все стационарные режимы работы энергосистем обычно подразделяют на две  категории. К первой относятся наиболее характерные, часто повторяющиеся в суточном и сезонном  разрезах режимы, которые кладутся в основу выбора схемы электрических сетей. Выбранная схема  должна обеспечивать возможность осуществления этих режимов в соответствии с заданной степенью  надежности без помощи средств противоаварнйного управления.
Ко второй категории режимов относят все остальные, менее вероятные режимы, которые могут  возникать в процессе эксплуатации энергосистем.
Сюда входят режимы, возникающие при авариях более тяжелых, нежели расчетные, при различного рода  нерасчетных сочетаниях системных аварий и ремонтов оборудования. На обеспечение таких режимов  электрические сети не рассчитываются. В этих случаях сохранение устойчивой работы энергосистем  возлагается на устройства противоаварийной автоматики.
Выбор параметров и схемы основных системообразующих сетей объединенных энергосистем  производится:
по потоку мощностей в планируемом режиме работы, обусловленным средними условиями  расположения основного оборудования электростанции в плановом или аварийном ремонте;
При определении указанных потоков мощности суммарная мощность оборудования, находящегося в  плановом и послеаварнйном ремонте, принимается в соответствии с нормами аварийного и ремонтного  простоя различных электростанций. Распределение суммарной мощности между энергоузлами  производится с учетом числа и мощности агрегатов в каждом узле и их удельной аварийности.
Потоки мощности вне часа годового экстремума  нагрузки в различные периоды суток и года (режимные  потоки) определяются с учетом экономики выработки и передачи электроэнергии. Эти потоки могут  являться расчетными для выбора пропускной способности сети в тех случаях, когда превышение  режимных потоков над балансовыми определяется техническими или энергетическими ограничениями  либо когда усиление сети по условиям режимных потоков обосновано экономически.
Предельные потоки мощности определяются путем добавления к потокам основного планируемого режима  потоков резервной мощности (аварийного резерва). При определении предельных расчетных потоков  мощности последовательно рассматриваются участки основной сети, делящие ОЭС на две, каждый раз  различные части. В тех случаях, когда связь между частями ОЭС осуществляется по нескольким  участкам основной сети, расчетный поток определяется для всей совокупности сетевых связей в  соответствующем «сечении».
В случаях, когда ОЭС входит в состав более крупного энергообъединення (ЕЭС), при определении  резервных потоков но основным сетям данной ОЭС должны быть рассмотрены также режимы обмена  резервной мощности с другими ОЭС.
Пропускная способность и надежность основных сетей ОЭС должны удовлетворять следующим  требованиям:

а)    в основном планируемом режиме должно обеспечиваться нормальное электроснабжение  потребителей при нормативных уровнях устойчивости и при надлежащем качестве электроэнергии у  потребителей как при полной схеме основной сети, гик и в послеаварийной схеме при отключении  любого одного из ее элементов (линии электропередачи, трансформатора связи);

б)    при совпадении аварийного отключения одной линии с плановым ремонтом другой (при  сезонном снижении нагрузки);

в)    в режимах предельных перетоков мощности при полной схеме основной сети.

При определении требований к пропускной способности основных сетей Единой энергосистемы страны,  т. е. связей между ОЭС, учитываются также потоки в основном планируемом режиме и предельные  потоки мощности. Но в отличие от связей внутри ОЭС, где потоки основного планируемого режима  определяются либо как балансовые, либо как отклонения от планируемого развития (по большему из  них), для межсистемных связей ЕЭС поток в основном планируемом режиме определяется как сумма  трех составляющих.

1.    Потоков мощности, обусловленных экономической эффективностью передачи электроэнергии  взамен транспорта топлива или целесообразностью использования гидроэнергии и пиковой мощности  крупных гидроэлектростанций. Расчетные значения этих потоков устанавливаются при оптимизации  топливно-энергетического баланса, структуры и размещения генерирующих мощностей.

2.    Потоков мощности, связанных с совмещением максимумов нагрузки различных ОЭС. Расчетные  значения этих перетоков определяются на базе анализа в основном зимних суточных графиков  нагрузки рабочего дня и условий их покрытия.

3.    Потоков мощности, обусловленных отклонением балансов ОЭС от плановых предположений,  которые принимаются равными мощности наиболее крупного агрегата, вводимого в меньшей из групп  ОЭС, соединяемых рассматриваемой связью, но не менее (в процентах мощности меньшей из  соединяемых групп ОЭС): 4% при мощности менее 25 млн кВт; 3% при 25—50 млн кВт; 2% при мощности  более 50 млн кВт.
Предельные расчетные потоки по магистралям ЕЭС находятся путем добавления к расчетным потокам  основного планируемого режима потоков резервной мощности, определяемых исходя из условия, что  дли каждой части ЕЭС должны быть обеспечены:
получение другой частью ЕЭС расчетной дополнительной резервной мощности, определяемой так же,  как для сечения внутри ОЭС; выдача в другую часть ЕЭС всего избытка мощности, определяемого исходя из условия, что суммарная  мощность агрегатов электростанций данной части ЕЭС, находящихся в послеаварийном ремонте, не  превышает среднегодового аварийного простоя соответствующего оборудования.
Пропускная способность магистралей основной части ЕЭС должна удовлетворять следующим  требованиям: в основном планируемом режиме должна обеспечиваться устойчивость в соответствии с нормативными  требованиями, включая сохранение синхронной динамической устойчивости при отключении двух  наиболее мощных генераторов в приемной части ЕЭС или любой из линий основной сети ЕЭС; при предельных потоках мощности статическая устойчивость должна быть обеспечена в соответствии с  нормативными требованиями; синхронная динамическая устойчивость должна обеспечиваться при  отключении наиболее мощного блока (или двух спаренных блоков) в приемной части.
В тех случаях, когда сочетания исходных режимов и аварийных возмущений оказываются более  тяжелыми (по сравнению с указанными выше), обеспечение устойчивости объединения возлагается на  устройства противоаваринной автоматики.

Рубрика: Резервы генерируемой мощности и пропускной способности основной сети энергосистемы | Комментарии отключены

Определение расчетного резерва мощности в энергосистемах

Опубликовано автором admin

     Для обеспечения оптимальной надежности энергоснабжения потребителей необходимо учитывать плановые и неплановые простои оборудования электростанций и электропередач, а также возможность повышения нагрузки, т. е. в энергосистемах должен быть резерв располагаемой мощности электростанций и пропускной способности электропередач.
Поскольку многие факторы, влияющие на электробаланс энергосистемы, представляют собой случайные события, для определения оптимальной надежности электроснабжения используются методы теории вероятностей. На их основе определяются ряды распределения вероятностей возникновения различных дефицитов мощности в системе, математическое ожидание неотпуска электроэнергии и ущерба потребителей в зависимости от состава и характеристик ненадежности оборудования, а также от характеристик режима электропотребления.
Экономическая оптимизация надежности электроснабжения может быть осуществлена путем уменьшения целевой функции.
Включение в целевую минимизируемую функцию не только затрат на резерв, но и на развитие системообразующих связей обусловлено тем, что повышение надежности электроснабжения может быть обеспечено как за счет увеличения резерва мощности, так и за счет увеличения пропускной способности межсистемных линий электропередачи.
Подобными расчетами можно установить, в частности, количественный критерий для расчета резерва мощности в виде интегральной вероятности отсутствия любых дефицитов мощности в системе.
В практически применяемых методах расчетный резерв мощности в период прохождения годового экстремума нагрузки энергосистемы определяется отдельно для трех его составляющих: ремонтный резерв, аварийный резерв и нагрузочный резерв.
Ремонтный резерв необходим для компенсации снижения рабочей мощности системы при выводе основного оборудования электростанций в плановый (текущий и капитальный) ремонт. Текущие ремонты основного оборудования электростанций проводятся равномерно в течение всего года и резерв для этих целей принимается равным математическому ожиданию снижения мощности системы из-за простоя оборудования в текущем ремонте.
Капитальный ремонт основного оборудования электростанций осуществляется в основном во время сезонных (летних) снижений нагрузки системы. Резерв мощности для проведения капитальных ремонтов не требуется в тех случаях, когда летнее снижение нагрузки (летний провал годового графика месячных максимумов нагрузки) позволяет провести все капитальные ремонты в этот период. Если площадь провала графика месячных максимумов нагрузки оказывается недостаточной для проведения капитальных ремонтов, то в системе требуется специальный резерв для капитальных ремонтов. Этот резерв определяется с учетом его круглогодового использования.
Аварийный резерв мощности необходим для восполнения потери рабочей мощности при вынужденных (аварийных и других неплановых) простоях основного оборудования электростанций.
Для его расчета используются зависимости удельного резерва мощности от относительной крупности агрегатов, входящих в электроэнергетическую систему (ЭЭС), и показателей их аварийности. Эти данные получены на базе обобщения экспериментальных расчетов, выполненных на ЭВМ но детальной программе, позволяющей определять аварийный резерв мощности в зависимости от состава генерирующих мощностей и показателей его аварийности, характера графика электрической нагрузки, экономических показателей резерва мощности и ущерба потребителей от вынужденных перерывов электроснабжения. Они расчитаны, исходя из обеспечения вероятности отсутствия дефицита мощности.
Под удельным резервом подразумевается та часть (доля) суммарного резерва мощности системы, которая необходима для отдельного агрегата или их совокупности. Суммарный аварийный резерв мощности определяется как сумма отдельных составляющих;
При объединении энергосистем аварийный резерв энергообъединений в целом всегда меньше суммы его расчетных значений дляотдельной энергосистемы.
Нагрузочный резерв необходим для восприятия случайных флуктуаций нагрузки и регулирования частоты в энергосистеме. Он определяется превышением нерегулярного максимума нагрузки над расчетным регулярным, который представляет собой математическое ожидание максимальной нагрузки системы.
Анализ нерегулярных колебаний нагрузки по отношению к математическому ожиданию показал, что они подчиняются нормальному закону распределения вероятностей, основной характеристикой которого является среднеквадратичное отклонение.
Относительное среднеквадратичное отклонение нагрузки уменьшается по мере перехода к более крупным энергосистемам в связи с возрастающими возможностями взаимокомненсации случайных событий.
При определении расчетной вероятности такого отклонения нагрузки, которое должно резервироваться, учитывается вероятность несовпадения случайных набросов нагрузки со случайными (аварийными) снижениями мощности в энергосистемах. Условиям оптимального сочетания аварийного и нагрузочного резервов отвечает учет размера нерегулярных набросов нагрузки.
При выполнении более строгих расчетов с помощью специальных программ для ЭВМ нагрузочный резерв может отдельно не выделяться, а определяться совместно с аварийным резервом. В этом случае графики нагрузки должны закладываться в расчет в вероятностном виде, отражающем как регулярные, так и нерегулярные колебания нагрузки.

Рубрика: Резервы генерируемой мощности и пропускной способности основной сети энергосистемы | Комментарии отключены

Потребление электроэнергии и график нагрузки

Опубликовано автором admin

    При небольшем изменении структуры электропотребления возможно использование методов аналогии, в которых за базу принимаются отчетные графики по  нагрузке с конкретизацией, вытекающей из анализа  предыдущего периода и условия правильного сведения баланса мощности.
Для более отдаленной перспективы, а также для систем, обеспечивающих энергоснабжение новых или особенно быстро развивающихся районов, расчет максимальных нагрузок и графиков  осуществляется на основании данных о размере электропотребления основных отраслей хозяйства (структура электропотребления). Для каждой отрасли разработаны стандартные графики и коэффициенты, характеризующие с разных сторон режим потребления  в суточном, недельном и годовом периодах.
Используемые в практике  проектирования методы расчета режимов электропотребления в энергосистемах и их совмещений базируются на сумме графиков нагрузки в отдельных отраслях. Они дают возможность достаточно надежного учета планируемых смещений в структуре электропотребления и особенностей комплиментарных нагрузок отдельных отраслей.
Ввиду сложности и трудоемкости подобных расчетов они обычно производятся на компьютере с помощью специального програмного обеспечения. Это програмное обеспечение позволяют получать характерные посуточные графики нагрузки, годовой графики месячных экстремумов нагрузки и помесячного электропотребления.
На начальных стадиях проектирования простоты расчетов используют обобщенные характеристики электропотребления. Флуктации результатов в данном случае по сравнению с детальными расчетами находится в интервале 5%.
Метод «обобщенных характеристик» базируется на той информации, которая необходима для более точных расчетов, т. е. годовом электропотребленни по отраслям и коэффициенте годового роста нагрузки.
Максимальная нагрузка коммунальнобытового сектора обычно не когерентна по времени с моментом прохождения экстремумов нагрузок остальных отраслей. Для учета таких обстоятельств разработаны методы, позволяющие найти значение продолжительности использования смежного максимума нагрузки в зависимости от удельного веса коммунальнобытового электропотребления в суммарном злектропотреблении системы и средней продолжительности использования эксремумов нагрузки в других отраслях.
Конфигурация суточного графика  рабочего периода для зимнего и летнего режимов может быть получена исходя изплотности суточных графиков по их типовым характеристикам.
Для построении суточных графиков нагрузки (зимы и летанаходятся нагрузки каждого часа в относительных единицах. Полученные значения умножаются на рассчитанные ранее зимний и летний максимумы нагрузки.

Рубрика: Потребление электроэнергии и графики электрической нагрузки. | Комментарии отключены

Режимы заземления нейтрали генераторов и трансформаторов

Опубликовано автором admin

      Линии одного и того же номинального напряжения при многообразных методах заземления нейтрали  обладают рядом различий, обусловленных инженерными и экономическими признаками. Все электрические линии в зависимости от значения последнего подразделяют на линии с малым и линии с большим током короткого замыкания нa землю.
При использовании  напряжений выше 1000 В к линиям с небольшим током замыкания на землю относят линии с изолированной нейтралью и компенсацией токов замыкания емкостного характера. В линиях с высоким током замыкания, подовляющее большинство нейтралей трансформаторов заземляется.
Хотя стандартом метод заземления нейтрали не определен, при дизайне электрических систем, линий и энергетических установок, он однозначно определяется практикой эксплуатации имеющихся установок, параметрами электрооборудования и директивными рекомендациями по предохранению от перенапряжений.
Электрические линии 3-35 кВ относятся к линиям с небольшими токами  замыкания на землю и работают с изолированной нейтралью, а также с компенсацией емкостного тока  замыкания. Компенсация оправдывает себя в тех линиях 6, 10 и 35 кВ, в которых токи  замыкания  превышают соответственно 30, 20 и 10 А . Для компенсации используются специализированные агрегаты – заземляющие дугогасяшие реакторы. Электрические линии 110-750 кВ функционируют с большими токами  замыкания на землю. При этом в задачах понижения тока замыкания  до номиналов, определяемых свойствами аппаратуры, влиянием на проводники линий связи и т. п.. разрешается у определенной части трансформаторов не заземлять нейтрали, однако заземление нейтралей других трансформаторов необходимо ограничивать от  возможного повышения напряжения до значений, регламентируемых классом изоляции.
При изоляции обмоток у трансформаторов  класса 35 кВ рядом с  нейтралью, как это и есть в настоящее время у изготовляемых в России трансформаторов, такой режим фактически возможен в линиях 110 кВ.  Нейтрали трансформаторов свыше 220 кВ заземляются.
Режим эксплуатации нейтралей в России сложился исторически и объясняется грядущими факторами. В линиях с небольшими токами замыкания обеспечивается возможность: сохранения в работоспособности линий, имеющих замыкание на землю. В течение срока сохранения в работоспособности могут приниматься меры по вводу резерва; снижению стоимости заземляющих устройств; уменьшение  числатрансформаторов тока и уменьшения количества реле защиты. Так же в этих сетях повышение стоимости линии и аппаратуры из-за необходимости выбирать их изоляцию на повышенное в несколько раз напряжение по отношению к земле (возникающее в режимах работы с двумя фазами) нeвелико.
В линиях напряжением 110-750 кВ стоимость изоляции и аппаратуры при заземлении нейтралей уменьшается весьма значительно, но рост стоимости заземлений не столь существен, так как число установок этого напряжения по отношению невелико если сравнивать с числом установок 6—35 кВ. По этой причине не существенно и рост количества трансформаторов тока и реле.
Быстрое отключение линий в таких сетях способствует повышению безопасности персонала при соприкосновении с заземленными частями, нормально находящимися без напряжения, но попадающими под напряжение при замыканиях на землю. Кроме того, в сетях с заземленной нейтралью становится особенно эффективным автоматическое повторное включение линий.
Выбор режима работы нейтралей в сетях до 1000 В связан с электробезопастностью и производится в зависимости от назначения и характера установки.

Рубрика: Общие вопросы энергетических систем | Комментарии отключены

Напряжения электрических сетей и установок

Опубликовано автором admin

  Часть энергосистемы, состоящую из генераторов, распределительных устройств электростанций, электрической сети (линий электропередач и подстанций) и приемников электроэнергии, называют электроэнергетической системой. Потоки электроэнергии, передаваемые на разных ступеняхэлектрической системы от электростанций к потребителям, весьма различны. Выбор напряжения для передачи и распределения электроэнергии определяется величиной и дальностью передачи потоков мощности и электроэнергии. Поэтому теоретически для электроснабжения каждого потребителя может быть выбрано оптимальное напряжение. Однако это потребовало бы создания неоправданно большого числа типоисполнений электротехнического оборудования и сделало бы практически невозможным осуществление связи между сетями разных напряжений. Поэтому применяемые в электрических системах номинальные напряжения строго регламентированы.
В России ГОСТ 23366-78 устанавливает номинальные напряжения электрических сетей постоянного и переменного тока частотой 50 Гц. генераторов, трансформаторов, приемников электрической энергии и наивысшие рабочие напряжения, длительно допустимые по условиям работы изоляции.
Напряжение 3 кВ для электрических сетей и приемников электрической энергии применяется сравнительно редко, главным образом в действующих установках (например, для собственных нужд электростанций, если напряжение генераторов принято 10 кВ).
Напряжения 6 и 10 кВ наиболее распространены в распределительных сетях городов. промышленных предприятий и сельских районов. Преимущественное применение имеет напряжение 10 кВ. Напряжение 6 кВ предпочтительно при преобладании в распределительной сети конкретного предприятия электродвигателей с номинальным напряжением 6 кВ: иногда его применение оправдывается при расширении существующих сетей промышленного назначения. В городах и сельской местности следует отдавать предпочтение напряжению 10 кВ даже при наличии существующих сетей 6 кВ.
Напряжение 20 кВ применяется практически не применяется.
Напряжение 35 кВ широко применяется для распределительных сетей (главным образом для создания центров питания сетей 6—10 кВ) при значительных расстояниях от центров питания — 5—30 км.
Номинальные напряжения первичных обмоток трансформаторов 3,15; 6,3 и 10,5 кВ относятся к трансформаторам, присоединяемым непосредственно к шинам генераторного напряжения электрических станций или к выводам генераторов. При наличии у обмотки трансформатора нескольких ответвлений номинальные напряжения относятся к основному ответвлению.

Рубрика: Общие вопросы энергетических систем | Комментарии отключены

Графики электрических нагрузок

Опубликовано автором admin

  Нагрузка энергосистем и отдельных потребителей электроэнергии постоянно изменяется во времени под влиянием большого числа факторов. Эти колебания могут быть разделены на регулярные и случайные. В суточном резерве нагрузка регулярно снижается в ночные часы и повышается ко времени прохождения утреннего и вечернего пиков нагрузки. В недельном разрезе регулярные снижения нагрузки имеют место в нерабочие (выходные и праздничные) дни, и годовом разрезе регулярное снижение нагрузки наблюдается в летний период. Указанные колебания определяются устойчивыми циклами природных явлений (ночь, лето н т. п.) технологическими особенностями, а также организационными факторами (длительностью рабочих смен, числом и регулярной последовательностью нерабочих дней и т. п.). На эти регулярные колебания обычно накладываются нерегулярные колебания, вызываемые случайными изменениями электрических нагрузок, возникающими вследствие одновременного включения или отключения мощных приемников электроэнергии (резкого похолодания или потепления, интересной телепередачи и др.). Эти колебания, не изменяя общего характера регулярного режима электропотреблення, приводят к дополнительной изменчивости потребительской нагрузки и в частности, к случайным набросам нагрузки. Методы разработки перспективных графиков нагрузки предусматривают получение суточных графиков нагрузки (как минимум за зимний и летний рабочие дни) и годовых графиков нагрузки (месячных максимумов и месячного электропотребления). Кроме того, предусматривается получение системы показателей, характеризующих все виды неравномерности электропотребления. Основным показателем режима электропотребления за год в целом является продолжительность (или число часов) использования наибольшей нагрузки. Проектные суточные графики строятся по средним часовым значениям: (24 ординаты), каждое из которых представляет собой математическое ожидание нагрузки в данный час суток и отражаег только регулярные колебания нагрузки. (Нерегулярные колебания нагрузки и связанный с ними нерегулярный наброс нагрузки учитываются отдельно при определении нагрузочного резерва системы).

    Составление графиков нагрузки в виде математического ожидания ориентирует проектные решения на наиболее характерные условия,и так же дает возможность их почасовой интеграции для получения общих графиков нагрузки . При этом обеспечивается возможность балансировки мощности в широком диапазоне суточных интервалов. В то же время следует иметь в виду, что расчетные значения нагрузок (в силу их осредненности), как правило, отличаются от конкретно наблюдаемых, которые представляют собой частные реализации возможной величины и включают в себя нерегулярную составляющую. Нерегулярная составляющая тем больше (относительно), чем меньше нагрузка рассматриваемой системы или энергоузла. Поэтому отклонения наблюденных значений нагрузки от регулярных (особенно по максимуму) для меньших систем и узлов проявляются заметнее. При проектировании могут быть использованы различные методы и способы получения необходимой информации о графиках нагрузки энергосистем.

Рубрика: Потребление электроэнергии и графики электрической нагрузки. | Комментарии отключены

Прогнозирование потребления электроэнергии

Опубликовано автором admin

     Одним из ответственных и важных этапов проектирования энергосистемы является оценка роста  потребления электроэнергии (электропотребления) по ее районам и энергоузлам на среднесрочную и  долгосрочную перспективу.
При решении этой задачи в целом по стране или по крупным экономическим районам учитываются такие  факторы, как: темпы развития народного хозяйства; пропорции в развитии отдельных отраслей  народного хозяйства; условия межотраслевого и межрайонного распределения груда; повышение  электрификации отраслей народного хозяйства; развитие и внедрение новых технологий; темпы роста  населения, его благосостояния, обеспеченности жилплощадью и т. п.
Основным методом определения потребности в электроэнергии иа перспективу по ЕЭС и ОЭС являются  расчеты, основанные на укрупненных удельных нормах расхода электроэнергии и данных об объемах  производства по отраслям промышленности, по развитию сельского хозяйства, транспорта и  коммунального хозяйства.
Наряду с расчетами на основе анализа указанных материалов используются и различные  экономикостатистические методы и математические модели.
Независимо от методов расчета приходится считаться с тем, что вероятность получения достаточно  надежных результатов неизбежно снижается по мере удлинения рассматриваемого периода времени.  Поэтому результаты оценки размера электропотреблення на долгосрочную перспективу обычно  представляются в виде диапазона его значений.
Нормы удельного потребления электроэнергии на перспективу также изменяются. Для ряда отраслей,  особенно электроемких, будет иметь место снижение норм в связи с более рациональным  использованием электроэнергии, совершенствованием технологии и оборудования, увеличенном  единичной мощности агрегатов. В других отраслях будет иметь место постоянное увеличение удельных  норм электропотребления, связанное с повышением механизации работ, увеличением глубины  переработки сырья и т. д. И в том и в другом случае установление нормы удельного потребления  электроэнергии требует специальных исследований с анализом изменения технологий, энергоносителей  и степени электрификации отдельных отраслей.
Электропотребление коммунальнобытовых потребителей в проектах ЕЭС и ОЭС определяется на основе  укрупненных удельных норм расхода электрической энергии, отнесенных на одного сельского и городского  жителя, дифференцированных по экономическим районам страны.
В итоге определяется размер годового электропотреблення по расчетным годам рассматриваемого  периода, включающий нужды промышленности и строительства, сельскохозяйственного производства,  электрифицированного транспорта, городских и сельских потребителей быта и сферы обслуживания.
Результаты расчетов анализируются путем сопоставления намечаемых темпов роста с отчетными за  прошедшие годы, а также путем анализа динамики изменения укрупненных показателей  электропотреблення и в случае надобности корректируются.
Помимо этого учитывается необходимость получения электроэнергии на покрытие потерь в  электрических сетях и на удовлетворение собственных нужд электростанций.
Расход электрической энергии электростанций на собственные нужды зависит от структуры генерирующих  мощностей.
При отсутствии отчетных или проектных данных для определения годового расхода электрической энергии электростанций на  собственные нужды можно пользоваться данными, где приведены средние значения  расхода  в процентах их суммарной выработки.
По отдельным энергосистемам эта величина может изменяться и большом диапазоне (до 15%) в  зависимости от плотности нагрузки, числа ступеней трансформации и т. п.
При проектировании схем внешнего электроснабжения отдельных предприятий или промышленных узлов  размер ожидаемого электропотреблення может быть оценен пообъектно. В этом случае для действующих  предприятий могут быть использованы данные о росте выпуска продукции и достигнутом удельном  электроиотреблении на единицу продукции, а также использованы отчетные данные о темпах роста  электропотребления предприятия или узла за прошедший период.  Для реконструируемых и вновь  вводимых предприятий ожидаемое электропотребление может быть определено на основании материалов  специализированных проектных институтов.
При оценке размера полезного электропотребления но территории с большим числом потребителей  пообъектный расчет может быть затруднен. В этом случае расчет ведется по группам однородных  потребителей, в том числе: для промышленности и транспорта на основании норм расхода  электрической энергии на годовой выпуск продукции; для производственных нужд сельского  хозяйства по нормам расхода электрической энергии по основным видам сельскохозяйственной продукции; для  коммунально-бытового хозяйства и сферы обслуживания по нормам на душу населения.
Необходимые для расчетов нормативы имеются в соответствующих литературных источниках.

Рубрика: Потребление электроэнергии и графики электрической нагрузки. | Комментарии отключены

Методика и порядок расчета

Опубликовано автором admin

   Варианты, подлежащие техинкоэкономнческому сравнению, должны быть технически сопоставимы и  взаимозаменяемы, т. е. они должны обеспечивать требуемую отдачу электроэнергии и качество  электроснабжения соответственно в нормальных и послеаварийных режимах работы энергосистемы при  удовлетворении всех нормативных и технических требований.
Вторым необходимым условием выполнения техникоэкономических расчетов есть экономическая  когерентность, т. е. обеспечивая равный производственный эффект,необходимо учитывать  варианты  всех хозяйственныx затрат, связанных с его достижением. При всем должна быть соблюдена  эквивалентность всех используемых в расчете материалов, т. е. нахождение капитальных вложений и  годовых издержек производства в сопоставляемых вариантах следует исполнять исходя из  эквивалентных цен и эквивалентной достоверности исходных материалов. Таким образом, капитальные вложения  находятся в зависимости от стадии проектирования по  капиталовложениям исходя из нормативов,  сметным расчетам или расчетам по показателям объектов-аналогов.
В тех случаях, когда проектируемый объект имеет комплексное значение, капитальные вложения и  годовые издержки производства определяются для проектируемого объекта и альтернативных  вариантов, изолированно решающих в аналогичных отраслях  хозяйства те же задачи,  которые решаются при наличии проектируемого объекта.
Развитие обьектов (системы) должно рассматриваться за одинаковый для всех вариантов период  времени.
После приведения к эквивалентному виду расчеты по каждому случаю производятся в следующем установленном  порядке: определяется сумма капитальных вложений и годовые издержки по периодам развития объекта; в вариантах задачи передачи электроэнергии, определяются  затраты на компенсацию потерь электроэнергии и мощности в сетях;так же определяются  приведенные затраты.
Капитальные вложения расчитываются по сопоставимым объектам основных производственных  назначений с учетом совмещенных отраслей и объектов, осуществляющих их работу. Примером  совмещенных отраслей двух объектов являются топливная и ремонтная базы и т. д., а при анализе  затрат на компенсацию от потерь электроэнергии это электростанция.
При сооружении объекта в течение нескольких лет, предшествующих началу его эксплуатации,  требуется учет «замораживания» средств, что осуществляется приведением капитальных вложений в  сооружаемый объект к году окончания его строительства.
Капитальные вложения в повторяющиеся в каждом варианте объекты, имевшие одинаковые параметры, в  затратах не учитываются.
Ежегодные издержки состоит из амортизационных отчислений и затрат на эксплуатанию, как правило,  различаются уровнем потерь (потребления) реактивной мощности. Учет различия в потерях реактивной  мощности в техннкоэкономических расчетах Необходим, если энергосистемы или энергоузел дефицитны  По реактивной мощности.
Дополнительные потери реактивной мощности при сравнении вариантов оцениваются Приведенными  затратами на их возмещение. В качестве источников реактивной мощности рекомендуется принимать  батареи конденсаторов.
Потери реактивной мощности принимаются по последнему году расчетного периода.

Рубрика: Расчеты сравнительной экономической эффективности | Комментарии отключены

Задачи расчетов и критерии сравнительной экономической эффективности капитальных вложений

Опубликовано автором admin

   Строительство энергетических объектов производится по государственным заказам в объеме,  соответствующем средствам, выделенным на развитие энергетики. Эффективное использование этих  средств позволяет обеспечить высокие темпы электрификации страны. Поэтому при обосновании  основных проектных технических решений большое внимание уделяется экономическим расчетам  сравнительной экономической эффективности капитальных вложений.
Такие расчеты, как правило, обязательны при решении вопросов оптимизации генерирующих мощностей  в энергосистеме. К ним относятся такие, как эффективность сооружения АЭС, ГЭС и ГЛЭС по  сравнению с КЭС. Сооружение ТЭЦ по сравнению с раздельным строительством КЭС для выработки  электроэнергии и котельных для теплоснабжения, сравнение вариантов типа, мощности и  местоположения КЭС, включая сравнение передачи электроэнергии и перевозки топлива.
При проектировании электрических сетей на основании техникоэкономических расчетов решаются,  например, следующие задачи: обоснование номинального напряжения сети; выбор конфигурации сети;  выбор средств компенсации реактивной мощности и их размещение; выбор средств ограничения токов  КЗ.
Для обеспечения единого полхода к проведению техникоэкономических расчетов разработана «Типовая  методика определения экономической эффективности капитальных вложений».
Обшие положения этой методики конкретизированы в отраслевых инструкциях по технико-экономическим  расчетам, учитывающих специфику отрасли.
Экономическая оценка рассматриваемого варианта заключается в определении капитальных вложений и  ежегодных издержек. Сравнение вариантов только по капитальным вложениям или по ежегодным  издержкам не позволяет сделать вывод о наиболее эффективном варианте. Так, в варианте с большими  копитальными вложениями издержки могут быть значительно снижены за счет экономии топлива,  лучшего использования оборудования, снижения потерь электроэнергии, уменьшения численности  обслуживающего персонажа и др. С другой стороны, снижение себестоимости может быть достигнуто  ценой неоправданно больших капитальных вложений.
Сопоставление вариантов производится на основе сравнительной экономической эффективности  капитальных вложений, где критерием являются минимальные приведенные затраты.
В практике часто возникает необходимость рассматривать проектные варианты в последовательном  развитии с учетом строительства новых объектов, реконструкции действующих, изменения выработки  электроэнергии и т. д.
В данном случае капитальные вложения могут осуществляться последовательно в течение нескольких  лет, а ежегодные издержки изменяться по годам рассматриваемого периода.
Затраты по сравниваемым вариантам должны приводиться к одному и тому же году расчетного периода.
Наиболее экономичным следует считать вариант, для которого приведенные затраты оказались  наименьшими.
При сопоставлении затрат следует учитывать наличие некоторой зоны, обусловленной точностью  исходных данных, в пределах которой варианты могут считаться равноэкономичными.  Равноэкономичными считаются варианты, имеющие отличие  по приведенным затратам до 5%.
В пределах зоны равной экономичности выбор вариантов производится исходя из дополнительной  оценки тех качеств вариантов, которые не могут быть исчислены в стоимостном выражении. К ним  относятся перспективность варианта, удобство эксплуатаци, наличие серийно выпускаемого  оборудования и т. д.

Рубрика: Расчеты сравнительной экономической эффективности | Комментарии отключены