Студопедия

Главная страница Случайная страница

Разделы сайта

АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника






Поэтому формулу (4.11) для однородной сети можно записать в виде 4 страница






С помощью РПН можно менять ответвления и коэффициент трансформации под нагрузкой в течение суток, обеспечивая выполнение требований встречного регулирования.

 

6.5. РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ ИЗМЕНЕНИЕМ

СОПРОТИВЛЕНИЯ СЕТИ

 

Напряжение у потребителя зависит от потерь напряжения в сети, которые, в свою очередь, определяются, в том числе и сопротивлением сетей. Например, продольная составляющая падения напряжения в линии на рис. 6.3, а равна

, (6.1)

где , , U2 – потоки мощности и напряжения в конце линии;

 
 

r12, x12 – активное и реактивное сопротивления линии.

 

В распределительных сетях активное сопротивление больше реактивного, т.е. r0 > x0. В (6.1) для этих сетей основную роль играет первое слагаемое числителя.

Как известно, принятое в курсе “ Электрические сети и системы” деление сетей по выполняемым функциям предполагает три категории:

1) системообразующие;

2) питающие;

3) распределительные.

Питающие сети предназначены для передачи электроэнергии от подстанций системообразующей сети к центрам питания (ЦП) распределительных сетей – районным подстанциям.

Распределительные сети предназначены для передачи электроэнергии на небольшие расстояния от шин НН районных подстанций к промышленным, городским и сельским потребителям.

При изменении сечений линий в распределительных сетях существенно изменяются и напряжение потребителя. Поэтому в этих сетях сечение иногда выбирается по допустимой потере напряжения.

В питающих сетях, наоборот, x0 > r0, поэтому в значительной степени определяется реактивным сопротивлением линий, которое мало зависит от сечений. Выбирать сечение линий в питающих сетях по допустимой потере напряжения экономически нецелесообразно.

Изменение реактивного сопротивления линии используют для регулирования напряжения. Чтобы уменьшить реактивное сопротивление линии надо последовательно включить конденсатор.

Продольная составляющая падения напряжения в линии до установки конденсаторов определяется выражением (6.2). Предположим, что напряжение в конце линии ниже допустимого:

.

Включим последовательно в линию конденсаторы с таким значением ёмкости (ёмкостного сопротивления), чтобы повысить напряжение до допустимого U2, доп.

Предыдущее выражение принимает вид

, (6.2)

где хк - реактивное (емкостное) сопротивление конденсаторов.

Последовательное включение конденсаторов в линию называют продольной компенсацией. Установка продольной компенсации (УПК) даёт возможность компенсировать частично (или полностью) индуктивное сопротивление и в некоторой степени снизить потерю напряжения в линии (рис. 6.4, а).

Векторная диаграмма такого регулирования представлена на рис. 6.4, б, из которого следует

;

.

Величину можно рассматривать как отрицательное падение напряжения или дополнительную ЭДС, вводимую в цепь.

Для практического выбора величины хк решают (6.2) относительно хк. При этом ток через конденсатор и напряжение на нём равны

Номинальное напряжение конденсатора должно удовлетворять условию

 
 

В противном случае конденсаторы в количестве «n» последовательно включают в каждую фазу, определяя число «n» по соотношению

.

Из указанной в паспорте на конденсатор мощности и номинального напряжения конденсатора находят его номинальный ток

.

Если , то ставят параллельно «m» конденсаторов, выдерживая соотношения

.

При использовании УПК в качестве характеристики вводят отношение ёмкостного сопротивления конденсаторов к индуктивному сопротивлению линии, которое выражают в процентах и называют процентом компенсации или степенью компенсации

.

На практике применяют лишь частичную компенсацию (Кс < 100%) реактивного сопротивления линии.

Полная компенсация (Кс = 100%) и тем более избыточная компенсация в распределительных сетях обычно не применяется, так как это связано с возможностью появления в сети перенапряжений. Наиболее эффективно применение УПК на перегруженных радиальных линиях.

Отметим, что УПК применяют не только для регулирования напряжения, но и для повышения пропускной способности линий.

 

6.6. РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ ИЗМЕНЕНИЕМ ПОТОКОВ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

 

Продольная составляющая падения напряжения в сети определяется выражением

, (6.3)

где Pн, Qн – потоки мощности;

rс, xс – активное и реактивное сопротивления сети.

Из (6.3) видно, что по линии должна передаваться такая активная мощность, какая нужна потребителю. Активную мощность в линиях изменять нельзя. Наряду с этим в питающих сетях именно произведение оказывает решающее влияние на падение напряжения в сетях при регулировании U за счет изменения потоков мощности.

Изменение потоков реактивной мощности обеспечивают компенсирующими устройствами:

а) батареями конденсаторов (БК);

б) синхронными компенсаторами (СК);

в) статическими источниками реактивной мощности (ИРМ).

 

 
 

Использование СК иллюстрируется на рис. 6.5.

 

 

Пусть U2 ниже допустимого. После включения СК, работающего в перевозбужденном режиме, в конце линии U2 определяется

. (6.4)

 

До включения СК в конце линии U2 определялось

. (6.5)

Из сравнения (6.4) и (6.5) очевидно, что . Находим мощность СК, обеспечивающую допустимый уровень . Для этого запишем

 

.

 

При допущении имеем

 

. (6.6)

Синхронные компенсаторы представляют собой синхронные машины, которые в режиме перевозбуждения генерируют реактивную мощность, а при недовозбужденном таковую потребляют. Соответственно при перевозбуждении СК позволяют повысить напряжение у потребителей, а при недовозбуждении – понизить. Для обоих этих режимов векторные диаграммы представлены на рис. 6.5, б, в.

До включения СК

 

После включения СК

 

Из векторной диаграммы для режима перевозбуждения СК (рис. 6.5, б) видно, что опережает на 900 напряжение , а модуль напряжения повышается с U2 до U2, доп.

В режиме недовозбуждения ток и реактивная мощность СК изменяют свои знаки на противоположные, а модуль напряжения понижается со значения U2 до U2, доп, нм (рис. 6.5, в).

Включение в качестве компенсирующего устройства батарей конденсаторов позволяет, в отличие от СК, только повышать напряжение, так как конденсаторы могут лишь вырабатывать реактивную мощность. Конденсаторы, подключенные параллельно к сети (рис. 6.5, г), обеспечивают поперечную компенсацию, что надо понимать лишь в том смысле, что в данном случае компенсирующие устройства на схеме замещения линии электропередачи включены в её поперечную ветвь. В этом случае БК, генерируя реактивную мощность, повышают коэффициент мощности сети и одновременно регулируют напряжение, поскольку уменьшаются потери напряжения в сети. В период малых нагрузок, когда напряжение в сети повышено, должно быть предусмотрено отключение части БК, чтобы уровни напряжений не превышали допустимых значений.

Векторная диаграмма при поперечной компенсации с помощью БК аналогична векторной диаграмме с участием СК в режиме перевозбуждения (рис. 6.5, б). Наблюдается тот же результат уменьшения потери напряжения в сети, увеличение напряжения и угла сдвига между напряжениями в начале и в конце линии.

Естественно, что определения реактивной мощности БК применимо (6.4), т.е

 

.

Представив относительное повышение напряжения U2 при поперечной компенсации за счет применения БК в виде

 

и допустив , имеем

.

Следовательно, мощность БК определяется напряжением сети и её реактивным сопротивлением; при этом с уменьшением реактивного сопротивления сети возрастает необходимая мощность БК.

При продольной компенсации повышение напряжения, создаваемое УПК, прямо пропорционально току нагрузки линии. В отличие от УПК повышение напряжения в сети от поперечной компенсации не зависит от тока нагрузки и определяется параметрами сети (xc) и ёмкостным током, т.е. ёмкостью БК. Это подтверждается и векторной диаграммой (рис. 6.5, б), где снижение потери напряжения в сети определяется величиной .

 

7.1. ЗАДАЧИ И МЕТОДЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ЭНЕРГОСИСТЕМ И ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

 

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

Проектирование электрических сетей начинается с выполнения комплекса внестадийных проектных работ. В результате проведения этих работ разрабатываются обосновывающие материалы для определения экономической эффективности и целесообразности проектирования, строительства и реконструкции или расширения электросетевых объектов большой стоимости.

В комплекс внестадийных проектных работ 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.

Проект развития электрических сетей может выполняться в качестве самостоятельной работы, называемой “Схемой развития электрической сети энергосистемы”.

При проектировании электрических сетей увязываются решения по развитию сетей различных назначений и напряжений.

Задачи, решаемые на различных этапах проектирования электрических сетей, имеют следующее примерное содержание:

- анализ существующей сети рассматриваемой энергосистемы;

- определение электрических нагрузок потребителей и составление балансов активной мощности по отдельным подстанциям и энергоузлам;

- определение загрузки проектируемой сети;

- электрические расчёты различных режимов сети и обоснование схемы построения сети;

- составление баланса реактивной мощности и выявление условий регулирования напряжения в сети, обоснование пунктов размещения компенсирующих устройств, их типа и мощности;

- расчёты токов КЗ проектируемой сети и установление требований к отключающей способности коммутирующей аппаратуры;

- сводные данные по намеченному объему развития электрической сети, натуральные и денежные показатели, очерёдность развития.

Учитывая широкий круг вопросов, содержащихся в проектах развития электрических сетей, целесообразно использовать так называемый системный подход для всей сети электроэнергетической системы, начиная от шин электростанции и включая всех потребителей. Эта задача весьма громоздка и практически может быть решена только по частям, т.е. отдельно проектируются сети различного назначения, электростанции и подстанции, защита от перенапряжений, релейная защита, устройства автоматики и т.д. При проектировании каждой из этих частей остальные части учитываются приближенно применительно к их влиянию на проектируемую часть. На последующих этапах ведут соответствующие уточнения. Например, при проектировании питающей сети учитываются принципиальные схемы подстанций и электростанций.

Применение систем автоматизированного проектирования энергосистем (САПР ЭС) имеет важное значение при проектировании электрических сетей, поскольку число искомых параметров и в значительной мере возможное число сочетаний этих параметров оказывается весьма большим. САПР ЭС выполняет роль советчика проектировщика, но не предполагает полной замены последнего. С помощью системы автоматизированного проектирования можно получить решение некоторых частных задач, а также автоматизировать этапы многих задач, решаемых при проектировании электрических сетей.

 

 

7.2. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ

 

Важный технико-экономический показатель – это капитальные вложения К, т.е. расходы, необходимые для сооружения предполагаемого энергообъекта. Для электрических сетей справедливо

К = Кл + Кпс,

где Кл – капитальные вложения на сооружение линий, руб.;

Кпс – капитальные вложения на сооружение подстанций.

Капитальные затраты на сооружение линий включают в себя:

- затраты на изыскательские работы и подготовку трассы;

- затраты на приобретение опор, проводов, изоляторов и проч.;

- затраты на транспортировку и монтаж необходимых изделий и материалов.

Капитальные затраты на сооружение подстанций состоят из:

- затрат на подготовку территорий;

- затрат на приобретение трансформаторов и прочего оборудования;

- затрат на монтажные работы и проч.

Капитальные затраты определяются по укрупненным показателям стоимости отдельных элементов сети или по специально составленным сметам.

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

,

где Ил, Ипс – эксплуатационные расходы линий и подстанций, руб./год;

ИΔ W – стоимость потерь электроэнергии, руб./год;

α а, л, α р, л, α о, л – ежегодные отчисления на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание ЛЭП в относительных единицах, 1/год;

α а, пс, α р, пс, α о, пс – то же применительно к подстанциям.

Значения коэффициентов α а, α р, α о нормированы на основании многолетней практики эксплуатации отечественных электросетей и подстанций.

В целом, объединив эксплуатационные расходы на амортизацию, ремонт и обслуживание линий и подстанций, получают

,

где Иа – отчисления на амортизацию;

Ир – расходы на текущий ремонт;

Ио – отчисления на обслуживание, т.е. на заработную плату персонала;

ИΔ W – стоимость потерь электроэнергии.

Отчисления на амортизацию включают в себя издержки на капитальный ремонт и накопление средств, необходимых для замены (реновации) изношенного и морально устаревшего оборудования. Отчисления на амортизацию тем выше, чем меньше срок службы оборудования. Например, для ВЛ 35 кВ и выше: α а = 2, 4% при использовании металлических и железобетонных опор с расчетным сроком службы примерно 40 лет; α а = 4, 9% при использовании деревянных опор с расчетным сроком службы около 20 лет.

Отчисления на текущий ремонт предназначены для поддержания оборудования в рабочем состоянии. Во время текущего ремонта меняют изоляторы, окрашивают опоры и кожухи оборудования подстанций, проводят профилактические осмотры оборудования. Отчисления на обслуживание расходуют непосредственно на зарплату и на развитие и поддержание социальной сферы обслуживающего персонала.

Амортизационные издержки определяются суммарно для линий и подстанций:

.

Расходы на текущий ремонт, включая профилактические осмотры и испытания:

.

Аналогично можно определить суммарные затраты на обслуживание линий и подстанций

.

Для определения стоимости потерь электроэнергии используют соотношение

 

,

где Δ W – потери электроэнергии, кВт× час;

β – стоимость потерь 1 кВт× час электроэнергии. Не следует путать эту величину с отпускной ценой 1 кВт× час электроэнергии потребителю. Так в Советском Союзе стоимость потерь в европейской части в ценах тех времён была β =(0, 8…1) коп/кВт× час, а для энергосистем Сибири с её мощными электростанциями – 0, 6 коп/кВт× час.

Одной из технико-экономических характеристик является себестоимость передачи электроэнергии

,

где И – эксплуатационные издержки, руб./год;

W – электроэнергия, полученная потребителем за год.

В ценах 80-х годов эта зависимость себестоимости передачи электроэнергии от номинального напряжения приведена на рис. 7.1.

Рис. 7.1. Зависимость себестоимости передачи электроэнергии от номинального напряжения сети

 

 

7.3. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОЕ СРАВНЕНИЕ ВАРИАНТОВ СЕТИ

 

При технико-экономическом сравнении рассматриваются только допустимые по техническим требованиям варианты, т.е. такие варианты, которые обеспечивают потребителя электроэнергией в необходимом количестве при заданных ПКЭ и степени надёжности.

На первом этапе выбирают несколько допустимых по техническим требованиям вариантов, а на втором этапе определяют из них оптимальный. Допустим, что надо сравнить варианты сети, представленные на рис. 7.2.

Рис. 7.2. Варианты схемы сети: а) радиальная; б) замкнутая

Самым простым путём сравнения следует считать сопоставление капитальных вложений и издержек по сравниваемым вариантам. Варианты сравнения тапа К1> K2 и И1> И2 могут быть предложены лишь неопытными проектантами, так как здесь просматривается абсурдная альтернатива типа: “Что выбрать? Схему сети подороже с бό льшими издержками или подешевле с меньшими издержками? ”

Наиболее часто встречается сложный для сравнения случай, когда К1> K2, а И1< И2 (или наоборот). Как же сравнить такие варианты?

Для сопоставления вариантов выполняют расчёты сравнительной экономической эффективности капитальных вложений.

Обозначим для нашего примера (К1> K2 и И1> И2) разность капиталовложений Δ К12:

Δ К12 = К21,

а разность издержек Δ И: Δ И12 = И12.

Величина Δ К12 представляет собой дополнительные капиталовложения в вариант 2 по сравнению с вариантом 1, Δ И12 – ежегодную экономию на издержках в варианте 2 по сравнению с вариантом 1.

1. Рассмотрим отношение этих показателей, т.е. Δ К12/Δ И12. С точки зрения единицы измерения это отношение есть некоторое измеряемое в годах время, так как . По физическому смыслу это есть время, за которое дополнительные капиталовложения в вариант 2 окупаются экономией на издержках его эксплуатации. Это время получило название расчётного срока окупаемости

Ток, расч(1, 2)=Δ К12/Δ И1, 2.

Если в результате вычисления Ток, расч оказалось небольшим (например, 1…3 года), то, вероятно, мы отдадим предпочтение варианту 2, несмотря на то, что для его осуществления необходимо затратить бό льшую, чем для варианта 1 сумму. Если же результат вычисления оказался другим и значение Ток, расч по нашим представлениям велико (например, 10…15 лет), то, скорее всего, мы воздержимся от дополнительных капитальных затрат и предпочтём вариант 1 с меньшими капиталовложениями, несмотря на большие издержки его эксплуатации.

Следует отметить, что проиллюстрированный подход принципиально субъективен, поскольку отнесение Ток, расч к разряду “малых” либо “больших” обусловлено относительностью наших личных представлений об этом. Следовательно, для объективного решения необходимо иметь некоторый эталон, с которым можно было бы сравнивать полученное в результате расчёта значение срока окупаемости. Такой эталон получил название нормативного срока окупаемости (Тнорм).

Значение нормативного срока окупаемости ранее устанавливалось государственными плановыми органами применительно к каждой из отраслей народного хозяйства и определялось состоянием экономики страны и возможностями выделения средств на капитальное строительство. Для электроэнергетики использовалось значение нормативного срока окупаемости, равное 8, 33 года.

Итак, имея конкретное значение Тнорм, можно вполне определённо выбрать оптимальный вариант. Для рассмотренного примера при К2 > К1 выбирается вариант 2, если Ток, расч < Тнорм с большими капитальными затратами, но меньшими издержками его эксплуатации.

Если же Ток, расч > Тнорм, то выбирается вариант 1 с меньшими капиталовложениями, но с бό льшими издержками.

При большом числе вариантов процедура сравнения их и выбора предпочтительного варианта сводится к последовательному перебору пар сравнения до такого состояния, пока не будет найден лучший, т.е. экономически самый лучший вариант. Очевидно, что при значительном числе вариантов рассмотренный способ анализа не является рациональным. Хотелось бы иметь такой показатель для каждого из вариантов, который бы позволил осуществлять выбор оптимального из них, не прибегая к операции попарного сравнения. Оказывается такой единый показатель, аккумулирующий в себе как капвложения и издержки, так и нормативный срок окупаемости, существует и носит название приведённых затрат на сооружения и эксплуатацию объекта.

Представим себе, что какая-то пара вариантов, например, i-й и (i+1)-й характеризуется соотношением

(7.1)

Это значит, что мы имеем право выбрать любой из сравниваемых вариантов, полагая их равнозначными. Наряду с этим, равнозначность свидетельствует о существовании какого-то обобщённого экономического показателя, который одинаков для обоих вариантов, несмотря на различие капиталовложений и издержек.

Что же это за показатель?

Раскроем левую часть в (7.1), после чего получим

. (7.2)

Сгруппируем в левой части величины с индексом “i”, а в правой – с индексом “i+1 ”.

. (7.3)

Введём величину, обратную сроку окупаемости

Ен=1/Тнорм. (7.4)

Эта величина называется нормативный коэффициент сравнительной эффективности капитальных вложений. В соответствии с установленными для электроэнергетики Тнорм=8, 33 года, значение Ен = 0, 12 [1/год].

С учётом (7.4) выражение (7.3) принимает вид

 

Ен · К i+ Иi = Ен · Кi+1 + Иi+1. (7.5)

 

Левая и правая части (7.5), оставаясь одинаковыми по структуре, отличаются лишь индексами. Следовательно, равноэкономичность i-го и (i+1)-го вариантов характеризуются равенством показателей, которые впредь будем обозначать буквой “З” и называть приведёнными затратами, которые для произвольного К–го варианта записываются в виде

Зк = Ен · Кк + Ик.

Рассмотрим содержательную часть термина “приведённые затраты”. Этот термин означает, что капитальные затраты рассматриваются в сопоставлении (приведении) с нормативным сроком окупаемости, т.е. эти затраты относятся к одному году расчётного периода.

Итак, условию Ток, расч = Тнорм соответствует равенство приведённых затрат сравниваемых вариантов, т.е. Зi = Зi+1. В то же время из (7.5) следует, что изменение в ту или иную сторону нормативного коэффициента сравнительной эффективности капитальных вложений соответственно делает один из ранее считавшихся равноэкономичными вариантами предпочтительными в виду соответствующего изменения приведённых затрат. Нетрудно доказать, что, как при Ток, расч > Тнорм, так и при Ток, расч < Тнорм выбираемому варианту должны соответствовать меньшие приведённые затраты. Другими словами, критерий выбора оптимального варианта символически может быть изложен в форме

.

Применительно к электрическим сетям этот критерий формулируется так: оптимальному варианту электрической сети соответствует наименьшее значение приведённых затрат на её сооружение и эксплуатацию.

После знакомства с понятием приведённых затрат следует сделать некоторые пояснения, связанные с практическим использованием критерия выбора оптимального варианта сети.

1. Если в каком – либо из сравниваемых вариантов схемные решения не гарантируют отсутствия перерывов в электроснабжении (например, при питании подстанций по не резервируемой схеме), то в составе приведённых затрат по данному варианту должен быть учтён суммарный вероятный среднегодовой ущерб от недоотпуска электроэнергии потребителям Yε к. При этом выражение приведённых затрат рассматриваемого варианта принимает вид

Зк = Ен · Кк + Ик + Yε к.

Принципы учёта фактора надёжности при проектировании электрических сетей будут рассмотрены позднее.

2. Все сопоставляемые варианты должны быть взаимозаменяемыми и обеспечивать одинаковый энергетический эффект, т.е. одинаковый полезный отпуск электроэнергии потребителям, соответствующий заданным мощностям нагрузки подстанций и динамике их роста во времени.

3. При сопоставлении отдельных объектов или небольших сетевых узлов равноэкономичными считаются варианты, значения приведённых затрат которых отличаются не более, чем на 5%. Выбор предпочтительного варианта из примерно равноэкономичных производится с учётом ряда дополнительных характеристик, которые обычно затруднительно облечь в строгие экономические показатели. К ним относятся простота, надёжность и оперативная гибкость схемы, возможность её дальнейшего развития (расширения) при росте нагрузок, удобство эксплуатации, расход цветного металла на провода и т.д. Решение по выбору варианта с учётом этих характеристик должно приниматься проектировщикам на основе его инженерного опыта. Не следует забывать, что в совокупности с перечисленными ранее техническими показателями в современный период необходимо принимать во внимание и другие, пока ещё не формализованные критерии, связанные с экономическими, архитектурно-планировочными и эстетическими аспектами сооружения электросетевых объектов, особенно на территориях городов и промышленных зон.

Таким образом, технико-экономическое обоснование вновь сооружаемых электросетевых объектов является весьма сложной задачей, что вполне объяснимо фундаментальностью самих сооружений. Например, в электросетевое обеспечение нашего студгородка выполнено по варианту, принятому в начале 60-х годов, реализовано в конце 60-х годов и в обозримом будущем каких – либо существенных изменений не предполагается. За это время полностью изменился план освоения площадей, выделенных в своё время под строительство гигантского Воронежского политехнического института, который предполагался как ведущий технический вуз всего Центрально-чернозёмного экономического района.






© 2023 :: MyLektsii.ru :: Мои Лекции
Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав.
Копирование текстов разрешено только с указанием индексируемой ссылки на источник.