Оптимизация режимов работы технических систем. Оптимизация режимов системы ПЧ—АД. Маневренные свойства блока

Оптимизация режима сети по активной и реактивной мощностям.

Оптимальное управление нормальными режимами (НР) в ЭС заключается в том, чтобы за рассматриваемый период времени обеспечить надежное электроснабжение потребителя ЭЭ требуемым количеством при минимальных эксплуатационных затратах за этот период.

Оптимизация режимов соответствует требованиям достижения наибольшего народно-хозяйственного эффекта по критерию минимального расхода условного топлива (у.т).

Оптимизация режимов по принципам оперативно-диспетчерского управления ЭС осуществляется на различных временных и территориальных уровнях.

Оптимизация текущего режима – оптимизация режима за отрезок времени не более одного часа, при этом параметры режима в течение рассматриваемого отрезка времени постоянны. Оптимизация текущего режима (ОТР) применяется в ЭС не содержащих ГЭС и ТЭЦ с ограниченным запасом топлива, т.е. при условии, что нет ограничения на количество энергоносителя за некоторый период времени. При этом каждый момент времени можно рассматривать независимо от других, т.е. свести задачу управления ЭС в течение некоторого периода времени (суток) к последовательности независимых задач управления в каждый момент времени.

В действительности от момента сбора информации, расчета на ЭВМ до реализации режима проходит время. Поэтому можно говорить лишь о темпе выдачи управляющих воздействий (ежечасной, через каждые 10 минут, каждую минуту).

В качестве (минимизируемой) целевой функции принимаются издержки за интервал времени между двумя, управляющими воздействиями, либо (при равенстве этих интервалов) издержки в единицу времени.

Допустимый режим должен удовлетворять условиям надежности электроснабжения и качества электроэнергии, выраженных в виде ограничений-равенств и неравенств на контролируемые параметры режима.

Оптимальный режим – такой из допустимых, при котором обеспечивается минимум суммарного расхода у.т. при заданном полезном отпуске электроэнергии.

Три вида задач оптимизации режимов:

1) оптимизация энергии энергосистемы по активной мощности ТЭС (распределение Р между электростанциями);

2) оптимизация режима электрической сети, уменьшение ΔР при оптимизации режима по U , Q и n ;

3) более общая задача комплексной оптимизации режима ЭС.

1) Первая задача позволяет найти Р электростанций, соответствующие минимуму суммарного расхода у.т. с приближенным учетом потерь в сети при заданных нагрузках потребителей.

Если не учитывать ограничения-неравенства на Р электростанций и сетей, то в математической постановке – это задача на условный экстремум, решаемая методом Лагранжа.

При учете ограничений-неравенств на Р станций и линий – это задача нелинейного программирования.

2) Оптимизация режима электрических сетей приводит к уменьшению ΔР в результате оптимального выбора напряжения узлов, Q источников и коэффициентов трансформации регулируемых трансформаторов при учете технических ограничений.

3) Комплексная оптимизация режима позволяет находить значения Р станций, генерируемых Q , такие модули и фазы U в узлах сети при учете технических ограничений.

В статье приведены мероприятия по оптимизации режимов работы силовых трансформаторов с целью минимизации потерь электрической энергии. Показано влияние фактического напряжения и срока эксплуатации силовых трансформаторов на потери электроэнергии. Предложено определять экономическую мощность силовых трансформаторов с учетом указанных факторов, а также с учетом времени включения трансформатора в электрическую сеть и формы графика нагрузки.

Задачам оптимизации управления системами электроснабжения уделяется пристальное внимание, начиная с момента появления первых автоматизированных систем проектирования и автоматизированных систем управления на основе компьютеров. Действующие программные системы позволяют проверять реальность и оптимальность проектных решений по отдельным энергетическим объектам, а также надежность функционирования работающей энергосистемы в целом путем решения конкретных технологических задач. Программное обеспечение используется также для сравнительного анализа разных стратегий проектирования, монтажа, оптимизации и эксплуатации при принятии решений на основании состояния и параметров режима электрической сети.

Основными элементами электрической сети являются силовые трансформаторы подстанций и линии электропередачи. Данные элементы в любом аналитическом или синтетическом программном продукте представляются своими математическими моделями. Из всего множества моделей в общем случае можно выделить два основных вида, используемых при решении поставленных задач:

1) Общепринятая графическая модель электрической схемы энергосистемы (включая силовые трансформаторы и ЛЭП);

2) Специализированные модели расчетных схем, описывающие схему электрической сети энергосистемы на уровне требований применяемых математических методов и конкретных технологических задач.

Задачи повышения энергоэффективности систем электроснабжения различных объектов требуют выполнения мероприятий, нередко связанных с инженерными расчетами. Инженерные расчеты в области энергосбережения являются трудоемким процессом. Принимая во внимание сложность и высокую стоимость выполнения таких работ, необходимость и полезность энергосберегающих мероприятий не всегда являются очевидными для руководства предприятий, организаций и учреждений.

Большая часть принимаемых решений строго регламентирована законами, руководящими указаниями и другими нормативными документами. Это дает возможность автоматизировать решения многих частных и комплексных задач, в том числе задач по повышению энергоэффективности эксплуатирующихся силовых трансформаторов.

На трансформаторных подстанциях устанавливаются, как правило, два силовых трансформатора. В зависимости от суммарной нагрузки подстанции в ненагруженные часы выгодно отключать один трансформатор. Такой режим работы следует считать мероприятием по энергосбережению, так как коэффициент полезного действия оставшегося в работе трансформатора приближается к максимальному значению.

Оптимальную нагрузку трансформатора S ОПТ, отвечающую максимально возможному коэффициенту полезного действия, можно найти по формуле :

где S НОМ - номинальная мощность трансформатора, кВ∙А; ΔP ХХ - потери холостого хода, кВт; ΔP КЗ - потери короткого замыкания, кВт.

Отношение оптимальной нагрузки трансформатора и его номинальной мощности является оптимальным коэффициентом загрузки трансформатора k З:

При пользовании формулами (1) и (2) коэффициент загрузки трансформаторов получается достаточно низким (в пределах 0,45÷0,55), так как трансформаторы выпускаются с соотношением потерь холостого хода и короткого замыкания в диапазоне 3,3÷5,0. Обычно в проектной практике пользуются максимальными значениями нагрузки, по которым определяется и загрузка трансформаторов. Коэффициент загрузки оказывается значительно ниже оптимального значения, поэтому находящиеся в настоящее время в эксплуатации силовые трансформаторы имеют низкую загрузку и многие из них работают в неоптимальном режиме.

Потери мощности в силовом трансформаторе определяют по формуле :

где U - фактическое напряжение на выводах обмотки высшего напряжения трансформатора, кВ; U НОМ - номинальное напряжение обмотки высшего напряжения, кВ.

Потери электроэнергии в силовом трансформаторе зависят от времени включения трансформатора, формы графика электрических нагрузок и определяются по формуле:

где Т ГОД - количество часов работы трансформатора в году, ч; τ - время наибольших потерь, определяемое по фактическому графику нагрузки или через справочное значение количества часов использования максимальной нагрузки, ч.

Минимум потерь энергии в трансформаторе в течение года будет при равенстве потерь энергии холостого хода и энергии короткого замыкания. Нагрузку трансформатора, учитывающую показатели графика электрической нагрузки Т ГОД, τ и отвечающую минимуму потерь электроэнергии можно найти с учетом (4) при U=U НОМ:

Проведены сравнительные расчеты по формулам (1) и (5) с учетом средних значений продолжительности использования максимума нагрузки в промышленности . Расчеты показали, что понижающие трансформаторы требуют более высокой загрузки, чем они имеют на практике.

В некоторых случаях может оказаться целесообразным отключение части трансформаторов, работающих на общую нагрузку S Н. Определим экономически выгодную нагрузку S ЭК,Δ P при работе, в пределах которой достигается максимально выгодная загрузка трансформаторов. При изменении нагрузки от нуля до S ЭК,Δ P целесообразна работа одного трансформатора, при нагрузке свыше S ЭК,Δ P , экономически выгодна работа двух трансформаторов. Нагрузка S ЭК,Δ P , при которой целесообразно отключать один из трансформаторов и обусловленная равенством потерь мощности при работе одного и двух трансформаторов определяется по формуле:

Нагрузку S ЭК,Δ W , обусловленную равенством потерь электроэнергии при работе одного и двух трансформаторов, предлагается, по аналогии с (6), определять с учетом времени включения трансформатора и формы графика электрических нагрузок по формуле:

На рисунке согласно уравнениям (3) и (4) представлены зависимости потерь мощности и электроэнергии в силовых трансформаторах двухтрансформаторной подстанции от мощности нагрузки на шинах низшего напряжения S Н.

Рис. - Определение экономической мощности трансформаторов по критериям

минимума потерь мощности и электроэнергии: ΔP 1 , ΔW 1 - потери мощности и энергии при работе одного трансформатора; ΔP 2 , ΔW 2 - потери мощности и энергии при работе двух трансформаторов.

Анализ зависимостей ΔP(S Н) и ΔW(S Н) показывает смещение экономической мощности в сторону ее увеличения при учете времени включения трансформатора и фактического графика электрических нагрузок. При расчетах S ЭК,Δ W по (7) увеличивается интервал экономической мощности. В этом случае увеличивается продолжительность работы подстанции с одним трансформатором при неравномерном графике нагрузки. Экономия достигается за счет отсутствия потерь холостого хода отключенного трансформатора.

Влияние фактического напряжения U на выводах трансформатора на потери мощности и энергии отражают формулы (3) и (4). С целью снижения потерь целесообразно установить такой режим трансформатора, при котором напряжение на обмотках высшего напряжения не будет превышать номинальное значение. Существенное снижение напряжения также недопустимо, поскольку может не обеспечить требования ГОСТ по отклонению напряжения у потребителя. Снижение напряжения на подстанциях приводит также к увеличению потерь электроэнергии в линиях электропередачи.

Следует отметить, что в рамках жизненного цикла силового трансформатора наблюдаются изменения магнитных свойств электротехнической стали и рост потерь холостого хода ΔP ХХ. При расчетах потерь электроэнергии в силовых трансформаторах рекомендуется использовать фактические значения потерь холостого хода, полученные путем измерений в условиях эксплуатации. Это в первую очередь относится к группам силовым трансформаторам, находящимся в длительной эксплуатации. Последние исследования показывают, что для силовых трансформаторов со сроком эксплуатации более двадцати лет паспортные потери холостого хода ΔP ХХ.ПАСП при расчетах должны быть увеличены на 1,75% за каждый год эксплуатации сверх 20 лет :

где T СЛ - срок эксплуатации трансформатора, лет.

Тогда с учетом (2), (4), (5) и (8) оптимальный коэффициент длительной загрузки силового трансформатора, находящегося в эксплуатации более 20 лет, должен определяться по формуле:

Очевидно, что отключение по экономическим соображениям части трансформаторов не должно отражаться на надежности электроснабжения потребителей. С этой целью выводимые из работы трансформаторы должны сопровождаться устройствами автоматического ввода резерва. Целесообразно автоматизировать операции отключения и включения трансформаторов. Для сокращения числа оперативных переключений частота вывода трансформаторов в резерв не должна превышать 2-3 раз в сутки. Кроме того, загрузка трансформаторов, определяемая по формулам (7) и (9) не должна превышать допустимые значения . Исходя из соотношения показателей экономичности и надежности, рассматриваемые в настоящей статье подходы, являются весьма актуальными для подстанций, имеющих сезонные колебания нагрузки.

Приведенные в настоящей статье положения по оптимизации режимов работы трансформаторов реализованы в виде программного обеспечения . Веб-сервис «Онлайн Электрик» позволяет руководителям предприятий и учреждений достаточно оперативно оценивать технико-экономические показатели мероприятий по повышению энергоэффективности работы трансформаторного оборудования и устанавливать их целесообразность, а энергоаудиторам - качественно дополнять и обосновывать энергетические паспорта зданий и сооружений в сокращенные сроки.

Реализация энергосберегающих мероприятий на трансформаторном оборудовании посредством ресурсов «Онлайн Электрик» имеет целый ряд преимуществ по сравнению с классическим решением подобных задач «вручную» или на программном обеспечении, устанавливаемом на персональных компьютерах, а именно:

1) не нужно приобретать и устанавливать прикладные программы на компьютер;

2) имеется возможность подключения к системе из любой точки планеты;

3) пользователю нет необходимости отслеживать и постоянно обновлять версии программного обеспечения;

4) отчеты с предоставлением используемых формул позволяют убедиться в достоверности расчетов.

Список используемых источников

1. Киреева, Э.А. Полный справочник по электрооборудованию и электротехнике (с примерами расчетов): справочное издание / Э.А. Киреева, С.Н. Шерстнев; под общ.ред. С.Н. Шерстнева.- 2-е изд., стер.- М.-: Кнорус, 2013.- 864 с.

2. Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д. Л. Файбисовича. - 4-е изд., перераб. и доп. - М. : ЭНАС, 2012. - 376 с. : ил.

3. ГОСТ 14209-97. Руководство по нагрузке силовых масляных трансформаторов.- Введ. 2002.01.01.- Минск, 1998.

4. Коротков, А.В. Методы оценки и прогнозирования энергетической эффективности электротехнических комплексов городских распределительных сетей [Электронный ресурс]: автореф. дис. … канд. техн. наук: 05.09.03 / Коротков А.В.; Санкт-Петербургский государственный политехнический университет. - Электрон. текстовые дан. (1 файл: 283 Кб). - Санкт-Петербург, 2013. - Загл. с титул. экрана. - Электронная версия печатной публикации. - Свободный доступ из сети Интернет (чтение, печать, копирование). - Текстовый файл. - Adobe Acrobat Reader 7.0. - .

5. Онлайн Электрик: Интерактивные расчеты систем электроснабжения. - 2008 [Электронный ресурс]. Доступ для зарегистрированных пользователей. Дата обновления: 08.02.2015. - URL: http://www.online-electric.ru (дата обращения: 08.02.2015).

  • Специальность ВАК РФ05.14.02
  • Количество страниц 132

1. Обзор методов оптимизации установившихся режимов работы электрических сетей

1.1. Методы оптимизации в электроэнергетике

1.2. Обзор литературы по математическим методам оптимизации

1.3. Современнное состояние методов оптимизации энергосистем

1.3.1. Моделирование объектов с помощью нейронных сетей

1.3.2. Использование нейронных сетей в электроэнергетике

2. Методические основы оптимизации установившихся режимов электроэнергетической системы

2.1. Оптимизация режима радиальной электрической сети.

2.2. Оптимизация установившихся режимов замкнутых сетей.

2.2.1. Влияние неоднородности на потери мощности в замкнутых сетях.

2.2.2. Физическая сущность дополнительных потерь в неоднородных сетях.

2.2.3. Влияние трансформаторов, входящих в замкнутый контур, на потери мощности.

2.3. Установившиеся режимы работы замкнутых сетей с линиями разных классов напряжений.

2.4. Выводы по главе

3. Оптимизация установившихся режимов сложных электрических сетей

3.1. Оптимизация уровня напряжений электропередачи

3.1.1. Вычисление оптимальной величины напряжения

3.1.2. Расчет оптимальной величины напряжения на линии электропередачи Финча -Адис-Аббеба

3.2. Оптимальное распределение реактивных мощностей в радиальных сетях.

3.3. Оптимальное распределение активной мощности между параллельно работающими станциями

3.3.1. Оптимальное распределение активной мощности в электрической сети

3.3.2. Оптимизация распределения активной нагрузки между гидроэлектростанциями Эфиопии

3.4. Оптимизация режимов в сетях сложной конфигурации

3.4.1. Модификация путем объединения в один процесс расчет установившегося режима и его оптимизацию

3.4.2. Оптимальное распределение потоков реактивной мощности сложно-замкнутых сетях

3.5. Выводы по главе

4. Оптимизация установившихся режимов электроэнергетической системы Эфиопии

4.3. Исследование оптимальных режимов 86 4.3.1 Оптимизация режима по реактивной мощности

4.4. Выводы по главе

Рекомендованный список диссертаций

  • Применение управляемых шунтирующих реакторов для оптимизации режимов работы энергосистемы Монголии 2003 год, кандидат технических наук Равжиндамба Давааням

  • 2003 год, кандидат технических наук Малафеев, Алексей Вячеславович

  • Эффективность применения управляемых шунтирующих реакторов в системе электропередачи Египта и по длинным линиям между Конго и Египтом 2008 год, кандидат технических наук Мостафа Мохамед Дардеер Ахмед

  • Оптимизация режимов энергосистемы Северо-Запада на основе применения фазорегулирующих устройств 2007 год, кандидат технических наук Фролов, Олег Валерьевич

  • Управление компенсацией реактивной мощности промышленных узлов нагрузки 2001 год, кандидат технических наук Кирилина, Ольга Ивановна

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Оптимизация установившихся режимов работы энергосистемы Эфиопии по напряжению и реактивной мощности»

Оптимизация режима работы электроэнергетической системы в самом общем виде означает минимизацию затрат на выработку, передачу и распределение электроэнергии. При оптимизации энергоресурсов системы необходимо определить общие характеристики самой системы. В нашем случае это энергосистема Эфиопии, поэтому приведем вначале общие сведения о стране и ее электроэнергетической системе.

Эфиопия - крупное государство в северо-восточной Африке, которое граничит на севере и западе с Суданом, на востоке с Сомалийской демократической республикой и республикой Джибути, на юге с Кенией (см. рис.1.). Площадь Эфиопии составляет 1130 тыс. кв. км. По данным Центральной Статистической Организации население Эфиопии -58 млн. чел.

TheGahb.s^l Burkina / "

Gain.-Biss"aui ""Л /

Guine"ai rrTLil.L. . i у-\ \ "-4 £ Э-""" Nigeria / i, S i erra Lpone;-, riWOK>a? S dS" / "S т X- "lCoas

Liberia, \ /СамеД roon \

Рис.1. Географическое положение Эфиопии. Эфиопия расположена в наиболее высокой части восточной Африки, 40% ее территории отличается чрезвычайным разнообразием рельефа и природных условий. Высокогорья здесь соседствуют с глубокими тектоническими впадинами, что обуславливает резко выраженную контрастность природных ландшафтов. Больше половины территории страны занимают горы, не случайно Эфиопию называют "Африканским Тибетом". Остальная часть равнины: плато Огаден на Юго-востоке, Данакильская пустыня на Северо-востоке и низменность на крайнем Западе в бассейне реки Баро. Самая высокая вершина Эфиопии гора Рас-Дашэн (4 623 м. над уровнем моря), самое низкое место - Данакильскоя впадина (113 м. ниже уровня моря).

Хотя южная граница Эфиопии почти доходит до экватора, а вся страна в целом расположена в субэкваториальном поясе, ее климат благодаря горному рельефу очень разнообразен. В районе Данакильский пустыни, считающейся одним из самых жарких мест на земле, среднегодовая температура 25°С. На горных хребтах нередки заморозки и выпадает снег. В горах велики и суточные колебания температуры от 0° ночью и до +30°С днем.

В Эфиопии самое большое поголовье скота на Африканском Континенте. Около 90% населения страны занято в сельском хозяйстве. Доход государства составил 1190.2 млн. долларов США в 1996/97 году. Основные продукты сельскохозяйственного производства: зерно(маис) -1.711 тонн; сахарный тростник - 1.700 тонн; ячмень - 1.236 тонн; пшеница -1.180 тонн; картофель -350 тонн; пшено - 233 и кофе - 198 тонн.

Важнейшей экономической задачей правительства страны является удвоение ВНП на душу населения, который сегодня составляет 468 долларов США в год (данные 1999 года), в 1993 году этот показатель составлял 100 долларов.

Copyright © Rand McNally & Company or its licensors. All rights reserved, http://www.randmcnally.com

Рис.2. Подробная карта Эфиопии. Правительство Эфиопии, понимая важность развития инфраструктуры и привлечения капиталовложений в страну, приступило к реализации программ развития инфраструктуры в области транспорта, телекоммуникаций и энергоснабжения (см. рис.2.). В Эфиопии имеется в избытке достаточно многочисленная и недорогая рабочая сила.

Наиболее сложной государственной проблемой является вода. До 85% нильской воды состоит из Голубого Нила, берущего свое начало в высокогорных районах Эфиопии, остальная его часть начинается в холмах Бурунди, и прежде, чем достичь Египта протекает через район суданских болот. Хотя Египет находится в нижнем течении Нила, он использует львиную долю его воды. До сих пор египетская вода находилась в относительной безопасности, т.к. африканские соседи Египта были менее экономически развиты, раздираемы гражданскими войнами и поэтому слишком слабы для того, чтобы контролировать нильские истоки. Такое положение вещей уходит в прошлое, после окончания гражданской войны началось активное экономическое развитие Эфиопии. Ее население, численность которого уже такая же, как и в Египте, быстро растет. Сотни малых дамб, главным образом для орошения, строятся сейчас в Эфиопии, и планируется соорудить 4 плотины, две из них на Ниле. Как планируется, эти плотины не окажут существенного воздействия на мощность водного потока, ибо они предназначены для производства энергии, а не для ирригационных систем.

Население голодает в районах, страдающих от засухи. Эфиопия должна эффективно использовать воду, чтобы решить проблему голода. В отличие от гидроэнергетических проектов ирригационные проекты малы и не оказывают сильного воздействия на водный поток. Эти проекты относятся к внутренним программам. Однако это не означает, что они не имеют никакого отношения к Египту. Правительство Эфиопии тщательно управляет и контролирует осуществление этих программ.

Электроэнергетика Эфиопии представлена в основном гидроэлектростанциями. В настоящее время в Эфиопии действуют пять больших и пять мелких гидроэлектростанций. Крупнейшая ГЭС страны -"Мелка-Вакана" на реке Вабе (около города Додола) мощностью 152 Мвт (4*38 Мвт), ГЭС Кока на реке Аваш (около города Кока) мощностью 43,2 Мвт (3*14,4 Мвт), ГЭС Финча мощностью 100 Мвт (3*33,3 Мвт), ГЭС Аваш! и АвашН мощностью 64 Мвт (4*16 Мвт) и другие. Расположение основных электростанций показано на рис.3. Общая установленная мощность всех электростанций страны около 400 Мвт.

J Аваш, r . \ l Dawa

Addis ftbak/- и. к / ■о \ / r7~~

Jirria М-ВаканаЛ f ^

Рис.3. Расположение основных гидроэлектростанций.

Существующие в стране линии электропередачи невелики (общая протяженность около 1500 км.) Напряжение линий электропередачи 45, 132 и 230 кВ. В стране существует государственная объединенная энергосистема, в которую входят четыре электростанции. Она обслуживает нужды столицы и прилегающих населенных пунктов. Остальные провинции страны снабжаются электроэнергией от изолированных ГЭС и небольших дизельных электростанций.

Поскольку в стране существует большое число рек, намечена разработка схемы дальнейшего развития электроэнергетики Эфиопии с выбором первоочередных ГЭС. К 2000 году в стране будет построена еще одна крупная ГЭС на реке Гилгелгибе, которая будет снабжать западную часть страны на напряжении 230 кВ.

В настоящее время в столице Эфиопии Аддис-Абебе расположены восемь подстанций в различных районах. Среди существующих подстанций наиболее крупные подстанции имеют трансформаторы мощностью 22 МВА, а самые маленькие подстанции имеют трансформаторы мощностью 4 МВА. В результате значительного прироста городского населения возникает проблема электроснабжения городов. Решение этой проблемы предусматривает реконструкцию существующих и создание новых городских подстанций и распределительных сетей. В 1993 году в стране произведено 1,386,956 тыс. кВт*ч. электроэнергии.

Возвращаясь к проблеме оптимизации, отметим, что входящие в энергосистему гидроэлектростанции работают по графикам, определяемым водным режимом рек и межгосударственными соглашениями. Поэтому в работе рассматривается оптимизация режима работы электрической сети. При заданной выработке активной мощности, решаем задачу оптимизации распределения реактивной мощности. В замкнутой электрической сети выбираем коэффициенты трансформации и уровни напряжений, отвечающие оптимальному распределению реактивной мощности и минимуму потерь. Решению этих актуальных вопросов и посвящена настоящая диссертационная работа.

В первой главе работы сделан обзор литературы по математическим и техническим вопросам оптимизации. В этом разделе сделана попытка систематизации общего списка литературы по рассматриваемому вопросу по разделам. В работе отмечается, что в практике используются программные средства, позволяющие проводить оптимизационные расчеты в сложных схемах. Рассмотрены перспективные методы моделирования и оптимизации электрических режимов с помощью искусственных нейронных сетей. Однако, учитывая экономические возможности Эфиопии, основной акцент в работе сделан на простейшие методики оптимизации электрических режимов.

Вторая глава посвящена рассмотрению методических вопросов оптимального распределения потоков мощности в разомкнутых и замкнутых сетях. Понимание причин возникновения дополнительных потерь мощности в сетях позволяет правильно решить задачу оптимизации. Отмечается, что причинами дополнительных потерь мощности в сетях являются потоки реактивной мощности и неэкономичное распределение нагрузки между электростанциями. Уравнительные потоки реактивной мощности возникают в замкнутых сетях из-за неуравновешенных коэффициентов трансформации и неоднородности сетей. Отдельно анализируется оптимальный выбор уровня рабочего напряжения в передающих и распределительных сетях. Для радиальных сетей получены выражения для определения величины мощности компенсирующий устройств, отвечающих минимуму потерь.

Третья глава посвящена исследованию методов оптимизации режимов электрических сетей как для простых, так и для сложных схем. Проведено сопоставление для простейшей электропередачи метода приведенного градиента и ручной оптимизации. Получено аналитическое выражение для оптимального распределения активной мощности с учетом потерь в сети с двухсторонним питанием. Отмечается, что в условиях рыночных отношений в энергетике, для энергоснабжающих организаций целесообразно проводит оптимизацию финансовых затрат на приобретение и передачу электроэнергии, а не по минимуму затрат на условное топливо.

Четвертый раздел диссертационной работы посвящен созданию модели энергосистемы Эфиопии и проведению в ней исследований по экономичности режимов работы. При упрощении схемы эквивалентировались мелкие нагрузочные узлы. Для оптимизации использовалась упрощенная схема. В этой главе на основе предложенной методики были сделаны расчеты по оптимизации распределения активной мощности между параллельно работающими гидростанциями. Затем определяется оптимальный уровень напряжений в линиях электропередачи и оптимальное распределение потоков реактивной мощности.

В заключении отмечены основные выводы по диссертационной работе.

Диссертация включает введение, четыре главы и заключение, изложенные на 115 страницах. Содержит 17 рисунков, 33 таблиц, список литературы из 131 наименований. Общий объем работы 134 страниц.

Похожие диссертационные работы по специальности «Электростанции и электроэнергетические системы», 05.14.02 шифр ВАК

  • Разработка и применение математических моделей для расчета установившихся и динамических режимов ЭЭС, содержащих устройства управляемой поперечной компенсации 2006 год, кандидат технических наук Ебадиан Махмуд

  • Улучшение режимных характеристик электроэнергетической системы (Бангладеш) осуществлением управляющих воздействий 2001 год, кандидат технических наук Ислам Мд. Нурул

  • Исследование режимов работы, обоснование путей развития и повышения эффективности Тюменской энергосистемы 2000 год, кандидат технических наук Васильев, Виктор Алексеевич

  • Режимы и устойчивость межсистемной транзитной электропередачи 330 кВ Кольская АЭС - Ленэнерго с управляемыми устройствами компенсации реактивной мощности 2008 год, кандидат технических наук Смирнов, Владимир Александрович

  • Совершенствование методов и средств управления режимами электроэнергетических систем на основе элементов гибких электропередач (FACTS) 2009 год, доктор технических наук Ситников, Владимир Федорович

Заключение диссертации по теме «Электростанции и электроэнергетические системы», Лемма Берека Г/Мескел

3.5. Выводы по главе

1. В разделе 3.1 рассмотрена методика оптимизации уровня напряжения в линии электропередачи и показано, что для слабозагруженных линий 220 кВ потери на корону и нагрев сопоставимы. Приведенные в 3.1.2. графики показывают, что для линии Финча - Адис- Аббеба оптимальным является напряжение 225-230 кВ.

2. Исследовано и получено выражение для расчета оптимального распределения реактивных мощностей в радиальных схемах (3.10).

3. В работе проанализированы условия оптимального распределения активной мощности в электрических сетях и получено выражение (3.12) для расчета оптимальных значений мощности в сетях с простой конфигурацией.

4. Проведено сопоставление предложенного метода оптимизации распределения активной мощности с методом нелинейного программирования и показано, что разработанная упрощенная методика дает вполне хорошие результаты.

5. В разделе 3.3.2. вычислены оптимальные значения потоков активной мощности, с учетом потерь в линиях, для энергосистемы Эфиопии для трех уровней потребляемой мощности.

6. В разделе 3.4 проведен анализ и сопоставление методик оптимизации распределения реактивных мощностей в сложных электрических сетях.

Глава 4. Оптимизация установившихся режимов электроэнергетической системы Эфиопии

На основе рассмотренных ранее методов оптимизации в настоящей главе в качестве примера проведем оптимизацию режима для энергосистемы Эфиопии. Поскольку Эфиопия относится к категории бедных стран, то использование программ комплексной оптимизации, например «спайдер» концерна ABB, невозможно по причине высокой стоимости необходимого оборудования и программного обеспечения. Работа в условиях ограниченных материальных ресурсов, выдвигает на первый план задачу повышения экономичности работы энергосистемы. Снижение потерь мощности и энергии дает дополнительные ресурсы для развития промышленности и сельского хозяйства. При общей установленной мощности электростанций 400 МВт снижение потерь на 1015% сулит значительную выгоду, а как отмечалось выше экономия может быть и больше.

Общую методику оптимизации режима энергосистемы, предлагаемую в диссертации, можно описать следующим образом:

1. нахождение оптимального распределения активной мощности между электростанциями с учетом потерь линиях основной сети;

2. выбор оптимального уровня напряжений и распределения реактивной мощности между электростанциями;

3. процедуры дооптимизации, т.е. оптимальное регулирование напряжений и реактивной мощности в распределительной сети.

4.1. Составление расчетной схемы энергосистемы Эфиопии

В процессе выполнения практической части работы нам пришлось столкнуться со сложностями получения данных по энергосистеме. За основную принята схема, полученная от Эфиопской энергетической корпорации, которая приведена на рис. 4.1. На схеме приведены основные сети напряжением от 15 до 230 кВ. Моделирование линий электропередачи осуществлялось на основе п-образной схемы замещения. Параметры схем замещения принимались по данным энергетической корпорации «Характеристики линий электропередачи высокого напряжения в ЭС Эфиопии» (приложение 1.). Следует обратить внимание на двухцепную линию от ГЭС М-Вакана до подстанции Кока длиной 164 км и напряжением 230 кВ, зарядная мощность этой линии составляет 53 МВАр. Для обеспечения нормальной работы системы на подстанциях установлены шунтирующие реакторы. Примерно такие же параметры имеет линия Финча - Маркое, а линия Маркое - Бахидар имеет длину 195 км, очевидно, что на этих линиях так же необходима установка реакторов. В рассматриваемой таблице приведены данные по 100 линиям напряжением 230, 132, 66 и 45 кВ. Данные по нагрузкам были взяты из таблицы «Пиковая и средние значения нагрузок основных районных подстанций» (приложение 2.). Для определения расчетного значения реактивной нагрузки принималось среднее значение coscp =0.9. По имеющимся данным была получена модель энергосистемы Эфиопии, схема которой приведена на рис.4.2. Параметры схемы замещения даны в таблице (приложение 3.).

Для полученной модели были произведены серии расчетов установившихся режимов работы энергосистемы Эфиопии. Поскольку данных по режимам работы реальной энергосистемы получить не удалось, то рассматривались режимы, отвечающие допустимым значениям перетоков мощности и уровням напряжений в узловых точках сети. cohbou.iu

Рис.4.1. Схема энергосистемы Эфиопии оо l>->

Оценка эффективности предлагаемых мероприятий оценивалась по снижению величины потерь мощности. Отдельно рассматривались потери для каждого класса напряжений и отдельно в трансформаторах и линиях. Пример таблицы потерь приведен на рис. 4.3.

4.2. Построение эквивалентных схем для энергосистемы Эфиопии

На основе расчетной схемы была построена эквивалентная модель для которой и определялось оптимальное распределение активной мощности между электростанциями. Для получения эквивалента в схеме были выбраны эквивалентируемые, сохраняемые и узлы примыкания. Произведен расчет режима для исходной схемы. Эквивалентирование выполнялось таким образом, чтобы режим сохраняемых узлов не менялся. Эквивалентирование выполнялось раздельно для мощностей генерации и нагрузки. В узлах примыкания, к оставшейся без изменения части схемы, подключаются эквивалентные нагрузки или генерация. Вариант промежуточного эквивалента схемы приведен на рис. 4.4.

Рис.4.3. Таблица потерь.

Рис.4.4. Промежуточный эквивалент схемы энергосистемы Эфиопии

Затем процедура эквивалентирования была повторена еще раз и окончательный вид эквивалентной схемы показан на рис. 4.5. Следует отметить, что потери эквивалентируемых узлов включались в мощность нагрузки и поэтому данная схема может использоваться для расчета оптимального распределения мощности между станциями.

Рис. 4.5. Эквивалентная схема энергосистемы Эфиопии.

Для этой схемы и решалась задача оптимального распределения мощности, как методом линейного программирования, так и по (3.12).

4.3. Исследование оптимальных режимов

В качестве примера оптимизации рассмотрим первый режим работы энергосистем с суммарной нагрузкой 200 МВт. Распределение мощностей между станциями, отвечающее оптимальному режиму для этого варианта нагрузки приведено на рис.4.6. Загрузка станций соответствует результатам, полученным в разделе 3.3.2,

ОПТ Р=200 Si=65.7 S2=74.7 S3=31.5 S4=28.2 AP=4.48 МВт

Соответствующие этому режиму потери показаны в табл.4.1.

Заключение

1. Рассмотрены различные режимы работы замкнутой электрической сети и показано, что существуют две физические причины возникновения дополнительных потерь мощности - это неоднородность сопротивлений схемы замещения и несбалансированные коэффициенты трансформации.

2. В работе подробно исследована физическая сущность дополнительных потерь, вследствие неоднородности сети, и показано, что из-за несбалансированных составляющих падение напряжения в контуре появляются уравнительная ЭДС и ток, являющиеся причиной увеличения потерь.

3. С помощью классического исследования на экстремум подтверждено, что минимуму потерь замкнутых сетей, отвечает распределение по активным сопротивлениям.

4. Исследованы и объяснены причины неравномерного распределения мощностей по параллельно работающим линиям электропередачи разных классов напряжения.

5. В работе проанализированы условия оптимального распределения активной мощности в электрических сетях и получено выражение (3.12) для расчета оптимальных значений мощности в сетях с простой конфигурацией.

6. Проведено сопоставление предложенного метода оптимизации распределения активной мощности с методом нелинейного программирования и показано, что разработанная упрощенная методика дает вполне хорошие результаты.

7. Правильность методических положений работы и полученных результатов подтверждены многократными расчетами установившихся режимов для энергосистемы Эфиопии, выполненые с помощью программы РАСТР.

8. Показано, что среди множества реализуемых режимов оптимальный имеет наименьшие потери активной мощности в сети, причем в других режимах потери могут быть больше на 20-30%.

9. Целесообразность оптимизации режима по реактивной мощности подтверждена результатами расчетов, представленных в разделе 4.3.1.

10.Результаты расчетов режимов, выполненные с помощью программы РАСТР и приведенные в главе 4 подтверждают справедливость выводов предыдущих разделов работы.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Лемма Берека Г/Мескел, 2002 год

1. Александров О.И., Бабкевич Г.Г. Оперативные алгоритмы расчета потокораспределения в сложной ЭЭС. Электронное моделирование. 1992,- 14, N6. С.66-70.

2. Аммар Бен Салем. Комплексная оптимизация развития объединенной энергосистемы стран Союза Арабского Магриба. Автореф. дисс. канд. эконом, наук, С-Петербург. 1994.

3. Анализ и управление установившимися состояниями электроэнергетических систем. /Н.А. Мурашко, Ю.А. Орхозин, JI.A. Крумм и др. Новосибирск: Наука. Сиб. Отд, 1987.

4. Андерсон П., Фуад А. Управление энергосистемами и устойчивость:/ Пер. с англ. под ред. Я.Н. Лугинского. М.: Энергия, 1980.

5. Аоки М. Введение в методы оптимизации. М.: Наука, 1977.

6. Арзамасцев Д.А. Введение в многоцелевую оптимизацию энергосистем. Свердловск: Изд. УПИ, 1984.

7. Арзамасцев Д.А. и др. АСУ и оптимизация режимов энергосистем: Учеб. Пособие. -М.: Высш. Шк.,1983.

8. Арзамасцев Д.А. и др. Модели оптимзации развития энергосистем: Учебник. М.: Высш. Шк., 1987.

9. Ашманов С.А. Линейное программирование: Учеб. Пособие. -М.: Высш. Шк., 1981

10. Ашманов С.А., Тихонов А.В. Теория оптимизации в задачах и упражнениях. -М.: Высш. Шк., 1981.

11. Баринов В.А., Совалов С.А. Режимы энергосистем: Методы анализа и управления. -М.: Энергоатомиздат. 1990.

12. Баркан Я.Д. Автоматизация режимов по напряжению и реактивной мощности: Из опыта Латвглавэнерго. М.: Энергоатомиздат, 1984.

13. Бондаренко А.Ф., Морозов Ф.Я., Окин А.А., Семенов В.А. Концепция оперативно-диспетчерского управления ЕЭС России в рыночных условиях. Сборник статей «Проблемы диспетчерского и автоматического управления». М.: Издательство МЭИ, 1997.

14. Вариационное исчисление и оптимальное управление: Учебник/под ред. В.С.Зарубина -М.: Изд-во МГТУ им. Н.Э. Баумана, 1999.

15. Васильев В.П. Численные методы решения экстремальных задач. -М.: Наука, 1980.

16. Васильков Ю.Н., Василькова Н.Н., Компьютерные технологии вычислений в математическом моделировании: Учебн. Пособие. -М.: Финансы и статистика, 1999.

17. Веников В.А. и др. Оптимизация режимов электростанций и энергосистем: Учебник.- М.: Энергоатомиздат, 1990.

18. Веников В.А. Переходные электромеханические процессы в электрических системах: Учебник для электроэнергетич. спец. вузов. Изд. 4-е. М.: Высшая школа, 1985.

19. Веников В.А., Головицын Б.И., Лисеев М.С. Исследование некоторых алгоритмов управления стационарными режимами электроэнергетических систем. Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт, 1973 №4, с.3-16.

20. Веников В.А., Жуков Л.А., Поспелов Г.Е. Электрические системы: Режимы работы электрических сетей и систем. М.: Высш. Шк., 1975.

21. Веников В.А., Идельчик В.И., Лисеев М.С. «Регулирование напряжения в электроэнергетических системах.» М.: Энергоатомиздат, 1985.

22. Веников В.А., Литкенс И.В. Математические основы автоматического управления режимами электросистем.-М.: Высшая школа, 1964.

23. Волков Г.А. Оптимизация надежности электроэнергетических систем. -М.: Наука. 1986.

24. Воропай Н.И. Упрощение математических моделей динамики электроэнергетических систем. Новосибирск: Наука. Сиб. Отд, 1981.

25. Габасов Р., Кириллова Ф.М. Методы оптимизации. Минск.: Изд-во БГУ, 1975.

26. Галушкин А. Современные направления развития нейрокомпьтерных технологий в России./ Открытые системы. 1997, №4.

27. Гамм А.З., Герасимов Л.Н., Голуб И.И., и др. Оценивание состояния в электроэнергетике. -М.: Наука, 1983.

28. Гамм А.З., Крумм Л.А. Методы оптимизации режима сложных электроэнергетических систем при случайном характере исходной информации. Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. 1972, №1. с.46-60

29. Герасимов С.Е., Горюнов Ю.П., Евдокунин Г.А., Иванов С.А. «Численные и аналитические методы анализа режимов электрических систем. Учебное пособие.» Л.: издательство ЛПИ, 1986.

30. Герасимов С.Е., Лемма Берека, Сендажи А. Оптимизация распределения нагрузки между электростанциями. Материалы научной конференции студентов и аспирантов. С-Пб.: Издательство С-ПбГТУ, 1999.

31. Герасимов С.Е., Лемма Берека. Методы оптимизация режимов распределительных сетей. Формирование технической политики инновационных наукоемких технологий. 14-16 июня 2001 г., С-Пб.: Издательство С-ПбГТУ, с.51-54.

32. Герасимов С.Е., Лемма Берека. Оптимизация режима радиальной электрической сети. Материалы Всероссийской научно-технической конференции: «Фундаментальные исследования в технических университетах» 8-10 июня 2000 г., С-Пб.: Издательство С-ПбГТУ, с.127.

33. Герасимов С.Е., Лемма Берека. Проектирование системы электроснабжения столицы Эфиопии Адисс-Абебба. Современные научные школы: Перспективы развития. Материалы научной конференции студентов и аспирантов. С-Пб.: Издательство С-ПбГТУ, 1998.

34. Герасимов С.Е., Меркурьев А.Г. Регулирование напряжения в распределительных сетях. С-Пб., С-3 филиал АО «ГВЦ Энергетики» 1997.

35. Гилл Ф., Мюррей У., Райт М. Практическая оптимизация. -М.: Мир, 1985.

36. Горбань А.Н. Обучение нейронных сетей. М.": изд. СССР-США СП "ParaGraph", 1990. 160 с.

37. Горбань А.Н., Россиев Д.А. Нейронные сети на персональном компьютере. Новосибирск: Наука, 1996.

38. Горнштейн В.М. Методы оптимизации режимов энергосистем. М.: Энергоиздат, 1981.

39. Гуссейнов Ф.Г. Упрощение расчетных схем электрических систем. -М.: Энергия, 1978.

40. Дальние электропередачи 750 кВ: Сборник статей / Под ред. А.М.Некрасова и С.С. Рокотяна, М.: Энергия, 1975.

41. Дубицкий Г.А. Советчик диспетчера для быстрой коррекции режима

42. ОЭЭС по активной мощности / Советчики диспетчера по оперативной коррекции режимов работы ЭЭС. Иркутск, 1984.

43. Дьяков А.Ф., Окин А.А., Семенов В.А. Диспетчерское управление мощными энергообьединениями. -М.: Издательство МЭИ, 1996.

44. Жданов П.С. Вопросы устойчивости электрических систем. -М.: Энергия. 1979.

45. Железко Ю.С. «Компенсация реактивной мощности в сложных электрических системах.» М.г Энергоатомиздат, 1981.

46. Железко Ю.С. «Компенсация реактивной мощности и повышение качества электроэнергии.» М.: Энергоатомиздат, 1985.

47. Идельчик В.И. «Электрические системы и сети.» М.: Энергоатомиздат, 1989.

48. Идельчик В.И. «Расчеты установившихя режимов электрических сетей. Под редакцией Веникова В.А.» М.: Энергия, 1977.

49. Каменский М.Д. Электрические системы. Госэнергоиздат. 1952.

50. Конюховский П.В. Математические методы исследования операций в экономике.-СПб.: Издательство Питер,2000.

51. Короткевич A.M. совершенствование методов оптимизации режимов энергосистемы по напряжению и реактивной мощности. Автореф. дисс. канд. техн. наук, Минск. 2000.

52. Крумм Л.А. Методы приведенного градиента при управлении электроэнергетическими системами. Новосибирск: Наука, 1977.

53. Лебедев С.А., Жданов П.С., Городский Д.А., Кантор P.M. Устойчивость электрических систем. М.: Госэнергоиздат, 1940.

54. Лебедева Л.М. Методы и алгоритмы оптимизации расчетных режимов при оценке надежности сложных электроэнергетических систем. Автореф. дисс. канд. техн. наук, Иркутск, 1998.

55. Левинштейн М.Л., Щербачев О.В. Статическая устойчивость электрических систем. Учебное пособие, СПб.: СПбГТУ, 1994.

56. Лисеев М.С. К задаче автоматизации регулирования режимов электрической системы по напряжению и реактивной мощности. -Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт, 1973 №2, с.91-98.

57. Лисеев М.С. Применение методов математического программирования к решению задач оперативного управления режимами электрических систем по напряжению и реактивной мощности. Изв. вузов. Энергетика, 1973 №8, с. 12-16.

58. Лисеев М.С., Эль-Саях С. Метод расчета наивыгоднейшего распределения реактивных мощностей в районных сетях. Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт, 1979 №5, с.80-86.

59. Мельников Н.А. Реактивная мощность в электрических сетях. -М.: Энергия, 1975.

60. Мельников Н.А. Электрические сети и системы. -М.: Энергия, 1975.

61. Моисеев Н.Н., Иванилов Ю.П., Столярова Е.М. Методы оптимизации. -М.: Наука. Гл.ред. ф-м.л., 1978.

62. Нейман Л.Р., Демирчан К.С. Теоретические основы электротехники. Т.1;т.2.-Л.: Энергоиздат, 1981.

63. Неклепаев Б.Н., Крючков И.П. «Электрическая часть станций и подстанций. Справочные материалы для курсового и дипломного проектирования: Учебное пособие для ВУЗов.»-М.: Энергоатомиздат, 1984.

64. Новгородцев А.Б. 30 лекций по теории электрических цепей: Учебник для вузов. СПб.: Политехника, 1995.

65. Оптимальные режимы работы энергосистем: Сб. научн. Трудов/ВНИИЭ. -М.: Энергоатомиздат. 1985.

66. Петренко Л.И. Электрические сети и системы. Киев: Вища школа, 1981.

67. Петров Ю.П. Вариационные методы теории оптимального управления.-Л.: Энергия. 1977.

68. Петров Ю.П. Три очерка по истории оптимизации и оптимального управления.- СПб.: ООП НИИХ, 1998.

69. Поляк Б.Т. Введение в оптимизацию. -М.: Наука, 1983.

70. Поспелов Г.Е., Сыч Н.М. Потери мощности и энергии в электрических сетях. М.: Энергоиздат, 1981.

71. Поспелов Г.Е., Сыч Н.М., Федин В.Т. Компенсирующие и регулирующие устройства в электрических системах. Л.: Энергоатомиздат, 1983.

72. Поспелов Г.Е., Федин В.Т. Электрические системы и сети: Проектирование. Мн.: Выш. Шк., 1988.

73. Проектирование линий электропередачи сверхвысокого напряжения/ Под ред. Г.Н. Александрова. СПб.: Энергоатомиздат, Сант-Петербургское отделение, 1993.

74. Расчеты и анализ режимов, программирование и оптимизация работы сети. Под редакцией / В.А. Веникова. М., 1974.

75. Рейклейтис Г., Рейвиндран А., Рэгсдел К, Оптимизация в технике: -М.: Мир, 1986.

76. Рокотян И.С., Федоров Д.А. «Применение методов математического программирования для выбора оптимальной конфигурации сети» .М.: Высш. Шк., 1999.

77. Рябокрис И.Ф. Компенсация реактивной мощности в электрических сетях. -Киев: Укр. ВИНИТИ, 1976.

78. Системы: декомпозиция, оптимизация и управление/ Сост. М. Сингх, А. Титли; М.: Машиностроение, 1986.

79. Совалов С.А., Семенов В.А. Противоаварийное управление в энергосистемах. -М.: Энергоатомиздат, 1988.

80. Солдаткина JI.А. «Электрические сети и системы.» М.: Энергия, 1978.

81. Справочник по проектированию электроэнергетических систем / В.В. Ершевич, А.Н. Зейлигер, Г.А. Илларионов и др.; Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. М.: Энергоатомиздат, 1985.

82. Справочник по электрическим установкам высокого напряжения / Под ред. И.А. Баумштейна, С.А. Бажанова. М.: Энергоатомиздат, 1989.

83. Статические компенсаторы для регулирования реактивной мощности. Под. ред. P.M. Матура. М.: Энергоатомиздат, 1987.

84. Строев В.А., Рокотян И.С. «Методы математической оптимизации в задачах электроснабжения» М.: Высш. Шк., 1998.

85. Тарасов В. И. Особенности алгоритмической и программной реализации методов минимизации при решении уравнений установившихся режимов электроэнергетических систем. Журнал "Электричество ", 2/1997 год.

86. Терехов В.А., Ефимов Д.В., Тюкин И.Ю., Антонов В.Н. Нейросетевые системы управления. С-Пб.: Изд-во С-Пб Университета, 1999.

87. Турчак Л.И. Основы численных методов: Учебное пособие.М.: Гл. ред. Ф-М.Л.,1987.

88. Уоссермен Ф. Нейрокомпьютерная техника: Теория и практика./ Пер. с англ. М.: Мир, 1992.

89. Фазылов Х.Ф., Юлдашев Х.Ю. Оптимизация режимов электроэнергетических систем. -Ташкент.: ФАН. 1987.

90. Ханина Е.П. Оптимизация режимов работы ЭЭС с учетом особенностей рыночной экономики. Автореф. дисс. канд. техн. наук, Новосибирск, 1997.

91. Холмский В.Г. Расчет и методы оптимизации режимов электрических сетей (специальные вопросы). Учебное пособие. -М: Высш. Шк. 1975.

92. Цыпкин Я.З. Адаптация и обучение в автоматических системах. -М.: Наука, 1968.

93. Черненко П.А., Прихно B.J1. Оценка состояния и оптимизация по напряжению и реактивной мощности электроэнергетической системы. Техническая термодинамика, 1980, №5. с. 80-85. 96.Черноруцкий И.Г. Методы оптимизации: Учеб. Пособие. - СПб.:

94. Изд-во СПбГТУ, 1998. 97.Электрические системы и сети в примерах и иллюстрациях: Учеб.

95. Пособие. Под редакцией В.А. Строева,- М.: Высш. Шк., 1999. 98.Электрические системы. Под ред. В.А.Веникова. М.: Высш. Шк.1972.

96. Электрические системы. Электрические расчеты, программирование и оптимизация режимов. Под ред. В.А.Веникова. М.: Высш. Шк.1973.

97. Электропередачи 1150 кВ: Сб. ст.: В 2-х кн./Под ред. Г.А.Илларионова, B.C. Ляшенко. М.: Энергоатомиздат, 1992.

98. A.A.El-Keib, Х.Ма. Application of artificial neural net-works in voltage stability assessment. IEEE Trans, on Power Systems, vol.10, N4,Nov. 1995.

99. Aboreshaid S. , Billinton R., Fotuhi-Firuzabad M. Probabilistic Transient Stability Studies Using the Method of Bisection. IEEE Transaction on power System, Vol.11, No.4,November 1996.

100. D.J.Sobajic and oth. Real-time security monitoring of electrical power systems using parallel associative memory. IEEE.90 (2929-2932).

101. Dy Liacco Т.Е. Real-time computer control of power systems. -Proc. IEEE, 1974.

102. Grantham W. J. and Vincent T.L., Modern control systems analysis and design, John Wiley & Sons, Inc. New York, 1993.

103. H.C.Chang and oth. Neural networks based selforganizing Fuzzy Controller for transient Stability of Multi machine Power Systems. IEEE Trans, on Energy Conversion, vol.10, N2, June, 1995.

104. J.Plettner-Maraliani. Optimisation of the combination of power units in smoll electric grids. Annual report, vol 62, 1999 of the Institute of Power System and Economics, RWTH Aachen, Germany, -p.75.

105. Kamwa I., Farzaneh M. Data translation and order reduction for turbine-generator models used in network studies. IEEE Transaction on Energy Conversion.Vol.12, No.2,June 1997.-C.118-126.

106. Kuo В. C., Automatic control systems, Printice-Hall, Inc. New Jersey, 1987.

107. L.H.Jeng and oth. Damping of torsional Oscillations in a parallel AC/DC System using an artificial neural network tuned supplemental subsynchronous damping controller. Proc. Natl. Sci. Connc. Roc(A), vol.20, N2, 1996 (174-184).

108. Lewis F. L., and Syrmos V. L. Optimal control . John Wiley, New York, 1995.

109. Lof P.-A. On static analysis of long-term voltage stability in electric power system/ Royal Ins. Of Technology/ -Stockholm, 1995.

110. M.A.El-Sharkawi and oth. Localization of WindingShorts Using Fuzzi fied Neural networks. IEEE Trans, on Energy Conversion, vol.10, N1, March, 1995.

111. M.E.Aggoune and oth. Artificial neural networks for power system static security assessment. ISCAS.89 (490-494).

112. M.La Scala, M.Trovato, F.Torelli. A neural network based mehtod for voltage security monitoring. IEEE Trans, on Power Systems, vol.11, N3, Aug. 1996.

113. Marzio Leonardo. A new utility-user interface for a qualified energy consumption. Pattern Recogn. 1995. - 28, N10 - p. 1507-1515.

114. Ogata K., Modern control engineering, Prentice-Hall. 1970.

115. R.Fischl and oth. Screening power system contingencies using a back-propagation trained multiperceptron. ISCAS.89 (486-489).

116. R.I.Thomas and oth. On-line security screening using an artificial neural network. IEEE.90 (2921-2924).

117. S.R.Chaudhry and oth. An artificial neural network Method for the identification of Saturated Turbogenerator Parameters dased on a coupled Finite-Element/State-Space Computational algorinhm. IEEE Trans, on Energy Conversion, vol.10, N4, Dec. 1995.

118. Sakural Kyoko, Nishimura Kazuo, Hayashi Hideki. A practical method based on structured neural networks to optimize power system operation. Proc. Int. Jt Conf. Neural Networks, nagoya, Oct. 25-29, 1993: IJCNN"93 Nagoya. Vol.1. - Nagoya, 1993, p.873.

119. Santoso N. Iwan, Tan Owen T. Neural net based real-time control of capacitors installed on distribution systems. IEEE Trans. Power. Deliv. 1990 5, N1. - p.266-272.

120. Takuldar S.M. Computer aided dispatch for electric power.- Proc. IEEE, 1981.

121. Y.Zhang and oth. Artificial neural network power system Stabilizers in Multi-Machine Power System Snviroment. IEEE Trans, on Energy Conversion, vol.10, N1, March, 1995.

122. Flatabo "Application of Optimization techniques to study power system network performance". CIGRE SC 38 Reports, issue 174, 1997.

123. G.L. Torres, Quintana, V.H. "Optimal Power Flow by a Nonlinear Complementarity Method". IEEE Power Engineering Review, 2000.

124. H.G. Kwanti, A.K. Pasrija, and L.Y. Bahar, "Static bifurcations in electric power networks: Loss of steady-state stability and voltage collapse," IEEE Trans, on Circuits and Systems, vol.CAS-33, pp.981 - 991, Oct. 1986.

125. M.E.Aggoune. An artificial neural net based method for power system state estimation. Proc. Int. Jt Conf. Neural Networks, Nagoya, Oct. 25-29, 1993: IJCNN"93 Nagoya. Vol.2. Nagoya, 1993. - p. 1523-1526.

Обратите внимание, представленные выше научные тексты размещены для ознакомления и получены посредством распознавания оригинальных текстов диссертаций (OCR). В связи с чем, в них могут содержаться ошибки, связанные с несовершенством алгоритмов распознавания. В PDF файлах диссертаций и авторефератов, которые мы доставляем, подобных ошибок нет.

Экономия электроэнергии. При этом передача электроэнергии происходит по воздушным сетям линиям электропередачи с напряжением 35 110 150 220 кВ и до 1150 кВ по шкале номинальных напряжений которая утверждена ГОСТом. Пример принципиальной схемы передачи и распределения электроэнергии в электрических сетях показан на рис. Пример принципиальной схемы передачи и распределения электроэнергии в электрических сетях...


Поделитесь работой в социальных сетях

Если эта работа Вам не подошла внизу страницы есть список похожих работ. Так же Вы можете воспользоваться кнопкой поиск


ЭКСПЛУАТАЦИЯ и ремонт ОБОРУДОВАНИЯ (5 курс)

ЛЕКЦИЯ №15

Оптимизация режимов работы электрооборудования

Учебные вопросы:

2. Выбор электрооборудования по экономическим критериям.

3. Экономия электроэнергии.

1. Оптимизация системы электроснабжения.

Совокупность электроустановок, которые предназначены для обеспечения электрической энергией различных потребителей, называется системой электроснабжения.

Система электроснабжения это комплекс инженерного оборудования и сооружений, которыми являются распределительные сети, трансформаторные подстанции, электрооборудование (системы наружного освещения, станки, насосы и др.).

Потребителями электрической энергии обычно являются электроприемник (агрегат, аппарат, или механизм, который предназначен для преобразования электрической энергии в другой вид энергии), либо группа электроприемников.

Вырабатываемая электростанциями электрическая энергия поступает к потребителям через систему взаимосвязанных передающих, распределяющих и преобразующих электроустановок. При этом передача электроэнергии происходит по воздушным сетям (линиям электропередачи) с напряжением 35, 110, 150, 220 кВ и до 1150 кВ по шкале номинальных напряжений, которая утверждена ГОСТом. Пример принципиальной схемы передачи и распределения электроэнергии в электрических сетях показан на рис. 1.

Рис. 1. Пример принципиальной схемы передачи и распределения

электроэнергии в электрических сетях

ТП -трансформаторные подстанции; Г1,Г2 -генераторы;

РП -распределительный пункт

Необходимо отметить, что электрическая энергия, которая вырабатывается генераторами электростанции, обычно имеющими номинальное напряжение 10-15 кВ, далее поступает в трансформаторы, где ее напряжение повышается обычно до 220 кВ. После этого эта электрическая энергия поступает на сборные шины открытой подстанции этой электростанции. Затем, при помощи ЛЭП, обычно напряжением 220 кВ, электрическая энергия поступает на шины 220 кВ понижающей подстанции, которая может быть связана с помощью ЛЭП также и с другими электростанциями.

На понижающей подстанции с помощью трансформаторов напряжение электрической энергии обычно понижается с 220 кВ до 6 или 10 кВ, причем с этим напряжением электрическая энергия поступает к распределительному пункту.

От распределительного пункта электрическая энергия поступает к подстанциям с силовыми трансформаторами, которые понижают напряжение обычно до 380 или 220 В, а далее эта электроэнергия поступает к потребителям.

Полная электрическая мощность, активная электрическая мощность и реактивная электрическая мощность. Полная электрическая мощность представляет собой максимальную мощность электрического тока, которая может быть использована потребителем электроэнергии. Активная электрическая мощность это мощность, отдаваемая при подключении к источнику тока (источнику электроэнергии) нагрузки, имеющей активное (омическое) сопротивление.

Электрическое сопротивление, например, электрической цепи равно отношению напряжения (U), приложенного к этой цепи, к току (I), протекающему по этой цепи. При большом сопротивлении электрической цепи, прилагаемое к ней напряжение будет большим, а ток маленьким, а при малом сопротивлении электрической цепи, прилагаемое к ней напряжение будет маленьким, а ток большим.

Если нагрузка имеет только активное сопротивление (лампы накаливания, нагревательные приборы), то активная мощность будет равна полной мощности. Полная мощность непосредственно связана с активной и реактивной мощностями. Полная электрическая мощность равна:

S=U х I х cоs f.

Коэффициент активной мощности (cоs f) представляет собою отношение активной мощности к полной мощности.

Чем больше индуктивность или емкость включенного в электрическую сеть потребителя, тем большая доля полной мощности приходится на ее реактивную составляющую. С увеличением индуктивности или емкости нагрузки коэффициент активной мощности уменьшается и величина фактически используемой активной мощности снижается.

Приведем пример расчета коэффициента активной мощности (cоs f).

cоs f = Р (активная мощность в Вт) / S (полная мощность в В . А).

Например, cоs f= 16000 Вт/ 20000 В . А = 0,8.

Обычно значение cоs f указано в технических характеристиках конкретного потребителя электрической энергии.

Непроизводительные потери электроэнергии и мероприятия по сокращению этих потерь. Работа системы электроснабжения связана с наличием непроизводительных потерь электроэнергии, причем в ряде случаев эти потери составляют 10-20 %. В связи с постоянным ростом тарифов на электроэнергию целесообразен для потребителей выбор технологий, устройств или оборудования, которые позволят снизить эти потери.

Следует отметить, что поставщику электроэнергии не важно, что часть активной мощности преобразуется у потребителя в реактивную мощность и поэтому процент эффективного использования потребителем электроэнергии этой электроэнергии существенно уменьшается. Реактивная мощность (потери электроэнергии) наряду с активной мощностью учитывается поставщиками электроэнергии и следовательно подлежит оплате по действующим тарифам, причем составляет значительную часть счета за электроэнергию (в ряде случаев эти потери составляют 10-20 %).

При эксплуатации электрооборудования обычно возникают у потребителей существенные потери активной мощности. Это происходит в результате использования потребителями электроэнергии в промышленности и сельском хозяйстве неэффективного по своей конструкции электрического оборудования, причем даже у лучших образцов этого оборудования, а именно электродвигателей насосов, вентиляторов и компрессоров, различных станков, сварочного оборудования и другого оборудования, имеющего высокую индуктивную или емкостную составляющию мощности (индуктивную или емкостную нагрузку) с низким соs f. Кроме того, например, при прямом пуске асинхронного электродвигателя, большой пусковой ток вызывает резкое снижение напряжения в электрической сети, что приводит к увеличению скольжения остальных работающих электродвигателей.

Следует отметить, что имеются и потребители электроэнергии (например, лампы накаливания, нагревательные приборы), которые не имеют потерь активной мощности, а имеют только активную нагрузку с соs f=1.

Примеры соs f у различного электрооборудования.

Асинхронные электродвигатели - соs f=0,8.

Асинхронные электродвигатели при неполной загрузке (частом холостом ходе) - соs f=0,5.

Сварочные трансформаторы - соs f=0,4.

Мероприятия по сокращению непроизводительных потерь электроэнергии необходимы следующие:

  1. Выявление мест наибольшего значения потерь электроэнергии у потребителей.
  2. Анализ причин повышенных потерь электроэнергии в этих местах.
  3. Определение путей уменьшения этих потерь.
  4. Выполнение необходимых мероприятий для сокращения непроизводительных потерь электроэнергии.

Компенсация реактивной мощности. Необходима компенсация, причем выполняемая самими заинтересованными в этом потребителями, реактивной мощности ими у себя, что гарантированно позволит им повысить процент использования активной мощности, а значит снижать свои потери и соответственно снижать потребление энергоносителей.

Для улучшения качества работы электрической сети применяются, как нерегулируемые устройства компенсации реактивной мощности, так и регулируемые устройства компенсации реактивной мощности, причем у каждого устройства (УКРМ) имеются свои сферы применения.

Нерегулируемые устройства компенсации реактивной мощности.

К нерегулируемым устройствам компенсации реактивной мощности относятся следующие устройства:

БСК (батареи статических конденсаторов);

Реакторы;

ФКУ (фильтрокомпенсирующие устройства);

УПК (устройства продольной компенсации).

Регулируемые устройства компенсации реактивной мощности.

К регулируемым устройствам компенсации реактивной мощности относятся следующие устройства:

УБСК (УФКУ) – управляемые батареи статических конденсаторов или управляемые фильтрокомпенсирующие устройства;

ТУР (тиристорные управляемые регуляторы);

СТК (статические тиристорные компенсаторы);

Активные фильтры (статические компенсаторы реактивной мощности с возможностью фильтрации высших гармонических составляющих тока.

Необходимо отметить, что основным нормативным показателем поддержания в электросети, причем как в целом в электросети, так и в ее отдельных узлах нагрузки, баланса активной мощности, является частота переменного тока и уровень напряжения, симметрия фаз. Поэтому необходимо применение дополнительного источника (устройства компенсации реактивной мощности), который будет осуществлять периодические накопления электроэнергии с последующим возвратом ее в сеть.

БСК (батареи статических конденсаторов). Следует отметить, что их применение приводит к появлению в электрической сети высших гармонических составляющих (ВГС), в результате чего могут возникать резонансные явления на одной из частот ВГС, что сокращает срок службы батареи статических конденсаторов. Поэтому их применение в электрических сетях, где имеются электрические приемники с нелинейными характеристиками неэффективно. Их целесообразно применять для индивидуальной компенсации реактивной мощности электроприемников, которые значительно удалены от электропитания. Подключаются параллельно нагрузке.

Реакторы. Эти устройства обычно применяются для компенсации емкостной (зарядовой) реактивной мощности в высоковольтной линии при передаче электроэнергии на большие расстояния и представляют интерес только для МРСК и. т. д.

ФКУ (фильтрокомпенсирующие устройства). Эти устройства представляют собой усовершенствованные БСК (батареи статических конденсаторов), благодаря дополнительному включению в схему реактора, который включен последовательно батарее статических конденсаторов. При этом реактор выполняет функцию настройки колебательного контура «БСК – реактор – внешняя сеть» на заданную частоту и функцию ограничения токов включения. Эти функции позволяет использовать ФКУ в электрических сетях с высоким содержанием ВГС (высших гармонических составляющих), причем осуществлять фильтрацию ВГС в электросети. Подключаются параллельно нагрузке.

УПК (устройства продольной компенсации). Эти устройства отличаются схемой установки, а именно тем, что конденсаторные батареи подключаются последовательно нагрузке, а не параллельно, как во всех остальных устройствах. Эти устройства используются в основном на ЛЭП, причем использование их экономически эффективно только на вновь сооружаемых объектах. Подключаются последовательно нагрузке.

УБСК (УФКУ) – управляемые батареи статических конденсаторов или управляемые фильтрокомпенсирующие устройства имеющие несколько ступеней регулирования. Эти устройства перспективны для использования в паре с автономными генерирующими установками (ДГУ и т. д.). Необходимо отметить, что их отличие состоит в том, что управляемые конденсаторные установки более эффективны при наличии переменной нагрузки. Если нагрузка, например, изменяется в течение суток, то оптимальный режим может поддерживаться с помощью этих устройств. Подключаются параллельно нагрузке.

ТУР (тиристорные управляемые регуляторы) и СТК (статические тиристорные компенсаторы). Эти устройства обычно используются там, где имеются жесткие требования к стабильности напряжения и его качеству, например, на городских и тяговых подстанциях. При этом тиристорные управляемые регуляторы генерируют индуктивную составляющую, а статические тиристорные компенсаторы индуктивную и емкостную составляющие. Недостатком этих устройств является их высокая стоимость. Подключаются параллельно нагрузке.

Активные фильтры (статические компенсаторы реактивной мощности с возможностью фильтрации высших гармонических составляющих тока). Они обладают свойствами такими же, как и у всех ранее описанных устройств. Эти устройства перспективны для использования. Подключаются параллельно нагрузке.

Технические средства компенсации реактивной мощности у электрооборудования потребителей обычно включают в себя соответствующее электрооборудование, в том числе позволяющее и снизить несимметрию фаз. В качестве основных способов коммутации в устройствах компенсации реактивной мощности обычно применяются устройства управляемые реле (управляемые конденсаторные установки) и управляемые тиристорами (управляемые конденсаторные установки).

Применение тиристорного управления обеспечивает высокое быстродействие работы КУ, отсутствие бросков тока в момент коммутации, и уменьшает старение конденсаторов.

Коммутация конденсаторов в управляемых конденсаторных установках обычно происходит в момент нулевого напряжения.

Пример дефектов трехфазного напряжения, связанных с высокой реактивной мощностью у электрооборудования потребителя электроэнергии показан на рис. 2.

Рис. 2. Пример дефектов трехфазного напряжения, связанных с высокой реактивной мощностью у электрооборудования потребителя электроэнергии

Необходимо отметить, что при выборе мест установки конденсаторных установок необходимо стремиться к подключению их под общий коммутационный аппарат с электроприемником потребителя электрической энергии, чтобы избежать дополнительных затрат на дополнительный аппарат.

В конденсаторных установках необходимо наличие фильтров высших гармоник (снижающих помехи и защищающих конденсаторы).

Реактивная мощность, которая может быть скомпенсирована, соответствует той мощности, которая указана в паспорте установки, а также должен быть указан шаг компенсации (минимальная величина приращения, на которую изменяется емкость включенных конденсаторов).

Следует отметить, что конденсаторные установки необходимо ставить при эксплуатации на обслуживание, например, силами местных электриков предприятия (это электрооборудование обычно находится в их зоне ответственности), что несколько снизит их экономическую эффективность.

Необходимо также отметить, что конкретные технические решения по внедрению конденсаторных установок для компенсации реактивной мощности можно разрабатывать и реализовывать исходя из анализа конкретных технических заданий.

Частотно-регулируемый электропривод. Как уже отмечалось, значительной эффективности при организации энергоснабжения на современном инновационном уровне можно достичь при использовании энергосберегающего регулируемого электропривода с преобразователями частоты. При этом на асинхронных низковольтных либо синхронных высоковольтных двигателях расход энергии сокращается до 50 %. Возможно регулирование скорости двигателя как в диапазоне от близкой к нулю до номинальной, так и выше номинальной. Увеличивается срок службы двигателя и приводного механизма, достигается мягкий, программируемый пуск двигателя. Улучшается технологический процесс и качество продукции, появляется возможность автоматизации и управления от АСУ ТП, сокращаются трудозатраты при эксплуатации привода и др.

К областям применения подобных приводов относятся:

насосы (от подкачек до магистральных);

компрессоры, воздуходувки, вентиляторы систем охлаждения, тягодутьевые вентиляторы котлов;

рольганги, конвейеры, транспортеры и другие транспортировочные устройства;

дробильное оборудование, мешалки, экструдеры;

центрифуги различных типов;

линии производства металлического листа, пленки, картона, бумаги и др.;

буровое оборудование (от насосного до спускоподъемного); устройства откачки нефти из скважин (станки-качалки, погружные насосы и др.);

краны (от тельферов до мостовых);

металлообрабатывающие станки, пилы, прессы и другое технологическое оборудование.

В качестве примера приведем использование преобразователя частоты на приводе водозаборной станции. В этом случае до 50 % сокращается расход электроэнергии за счет автоматического поддержания необходимого давления воды при изменении объема потребления, в 2 — 3 раза увеличивается срок службы двигателя, приводного механизма и электрокоммутационных устройств благодаря исключению пусковых перегрузок по току, гидравлических ударов при пуске электродвигателя. Увеличивается срок службы трубопроводов, сокращается расход воды из-за уменьшения потерь при избыточном давлении, сокращаются трудозатраты при эксплуатации в связи с увеличением межремонтных периодов электропривода.

Повышение эффективности и надежности энергоснабжения при использовании тиристорных преобразователей частоты для синхронных высоковольтных электродвигателей объясняется следующими причинами:

один преобразователь может быть использован для поочередного или группового пуска нескольких электроприводных агрегатов с синхронными двигателями;

пуск двигателя осуществляется плавно с токами меньше номинального значения, что не приводит к перегреву поверхности ротора, ударным механическим воздействиям на обмотки статора. Вследствие этого обеспечивается значительное увеличение ресурса двигателя;

отсутствие ограничений по числу частотных пусков электроприводного агрегата с синхронным двигателем от тиристорного преобразователя частоты. Экспериментально подтверждена возможность 15 пусков в течение одного часа серийных двигателей и более 2 000 пусков в течение одного года без какого-либо ремонта ротора или статора;

остановка электроприводного агрегата за счет рекуперативного электрического торможения обеспечивает возврат электроэнергии в питающую сеть;

реализация режима стационарной точной синхронизации электроприводного агрегата с питающей сетью гарантирует надежное переключение двигателя в сеть без бросков тока и механических ударов;

снижение требований к высоковольтной линии, питающей предприятие, поскольку при пуске очередного электроприводного агрегата не происходит посадки напряжения в линии (пусковой ток в 5 —10 раз меньше по сравнению с реакторным);

мощность тиристорного преобразователя частоты, используемого для пуска разгруженного двигателя, составляет 20... 30 % номинальной мощности электроприводного агрегата, что предопределяет высокие технико-экономические показатели.

Эффективность использования тиристорных преобразователей частоты в составе частотно-регулируемого электропривода с синхронными двигателями определяется не только перечисленными выше факторами, но и значительной экономией электроэнергии и расширением технологических возможностей, особенно в тех случаях, когда требуется большой диапазон регулирования частоты вращения электроприводного агрегата.

Целесообразен для потребителей выбор этих устройств, которые позволят снизить потери электроэнергии, которые в ряде случаев составляют до 20 %.

2. Выбор электрооборудования по экономическим критериям

Одним из способов повышения надежности работы электрооборудования является его правильный выбор. При выборе электрооборудования электроприводов необходимо учитывать: мощность необходимую для привода рабочей машины; исполнение электродвигателя; модификацию электродвигателя; устройство защиты электродвигателя.

В связи с массовостью применения электроприводов даже незначительные погрешности выбора, в конечном счете, приводят к огромному суммарному ущербу.

В настоящее время предлагаемые методики выбора электрооборудования предписывают строго рассчитывать их энергетические параметры. При этом особенности рабочих машин и условий эксплуатации учитываются приближенно. Это было оправдано на первом этапе развития электрификации, но сейчас, при возросших требованиях к электроприводу, требуется учитывать большое число факторов и связей.

Предлагаемая методика оптимального комплектования электроприводов может быть использована для выбора не регулируемых по частоте вращения асинхронных электродвигателей серии "4А" и аппаратуры управления ими. Кроме этого электродвигатели не должны иметь особых требований к пуску и торможению. Эта методика не заменяет рекомендации по выбору электрооборудования, предложенные в книгах:

Мартыненко И. Н., Тищенко Л. Н. Курсовое и дипломное проектирование по комплексной электрификации и автоматизации.-М.:Колос, 1978.

Проектирование комплексной электрификации/Под ред. Л. Г.Прищеп.-М:Колос 1983.

Система ППРЭсх.-М.:Агропромиздат, 1987.

А дополняет их за счет учета более широкого круга факторов.

17.2. Методика оптимального комплектования электроприводов

Методика оптимального комплектования электроприводов состоит из следующих этапов: подготовка исходных данных; выбор мощности электродвигателя; выбор частоты вращения электродвигателя; выбор модификации электродвигателя по пусковому моменту и скольжению; проверка устойчивости пуска и перегрузочной способности; выбор устройства защиты; выбор передаточного устройства.

Рассмотрим более подробно все эти этапы.

17.2.1. Подготовка исходных данных

Для оптимизации электропривода нам необходимо собрать следующие сведения: условия использования; дестабилизирующие воздействия; условия электроснабжения; уровень технической эксплуатации;

Условия использования включают в себя: назначение; эквивалентную мощность рабочей машины, кВт; частоту вращения вала рабочей машины, n, об/мин; пусковой, номинальный и максимальный моменты, Нм; занятость в течение суток, tс, час; занятость в течение года, m, месяц; номинально допустимый простой при отказе электропривода, tд, час.; технологический ущерб, выраженный в долях от стоимости капитального ремонта электродвигателя, v, о. е.;

Дестабилизирующие воздействия включают в себя: условия эксплуатации (по классификации ВИЭСХ - легкие, нормальные, тяжелые); климатические условия; интенсивность отказов, l, год-1; структуру аварийных ситуаций, a1, о. е.; увлажнение и агрессивное воздействие среды, aу; неполнофазный режим, aн; перегрузку, aп; затормаживание ротора, aт; прочие ситуации, aпр.

Условия электроснабжения должны включать в себя следующие данные: мощность трансформатора трансформаторной подстанции, Sтр, кВА; длину и марку проводов линии низкого напряжения, L[км], q [мм2]; напряжение на зажимах электродвигателей, U, В.

Данные о уровне технической эксплуатации должны содержать следующие сведения: периодичность и затраты на обслуживание; затраты на капитальный ремонт; время восстановления работоспособности электропривода после отказа, tв, час.

Лучше всего подготовку данных представить в виде таблицы (см. таблицу 17.1).

Таблица 17.1.

Параметры методики

Составляющие параметров

1.Условия использо-вания

Назна-чение

Экви-валент- ная мощ-ность рабочей машины, кВт

Частота враще-ния вала рабочей машины, n, об/мин

Момент: а)пуско-вой; б)номи-нальный;

в)мак-сималь-ный, Нм

Заня-тость в течение суток, tс, час.

Заня-тость в течение года, m, месяц.

Номи-нально допусти-мый прос-той при отказе электро-привода, tд, час.

Техноло-гический ущерб выраженный в долях от стомости капиталь-ного ремонта электро-двигателя, v,о. е.

2.Дестабилизирую-щие воз-действия

Условия эксплу-атации: а) легкие;

б) нор-мальные; в)тяже - лые

Клима-тичес-кие условия

Интен-сив-ность отказов, l, год-1

Структура аварийных ситуаций a1, о. е.

Увлаж-нение и агрес-сивное воздей-ствие среды, aу, о. е.

Непол-нофазный режим, aн

Пере-грузка, aп

Затор-маживание ротора, aт

Прочие ситуации, aпр

3.Условия электро-снабжения

Мощность трансформатора, ТП, Sтр, кВА

Длина и марка проводов линии электропередач, L[км], q[мм2]

Напряжение на зажимах элект родвигателей, U, В.

4.Уровень техничес-кой эксп - луатации

Периодичность и затраты на об-служивание

Затраты на капитальный ремонт

Время восстановления работоспособности электропривода после отказа, tв, час.

17.2.2. Выбор мощности электродвигателя

Для этого необходимо определить коэффициент нагрузки электродвигателя "b’". Его определяют, учитывая занятость "m" и технологический ущерб "v" по номограммам, приведенным на рисунке 17.1. (см. рис.20.а. Ерошенко Г. П. Курсовое и дипломное проектирование по эксплуатации электрооборудования /1/).

Примечание: в лекциях приведены качественные номограммы. Для расчетов необходимо пользоваться номограммами приведенными в / 1 /.

Определив коэффициент нагрузки "b" по формуле определяют расчетную мощность: Рр=Р/b , и по таблице 17.2 с учетом условий эксплуатации выбирают такой электродвигатель, интервал оптимальных нагрузок которого включает расчетную мощность Рр. Если из-за малых значений tc и v окажется, что Р < Рн, то допустимую перегрузку следует проверить по фактической температуре окружающей среды.

Рисунок 17.1 - Номограмма для определения коэффициента нагрузки электродвигателя

Таблица 17.2 - Оптимальные интервалы нагрузок электродвигателей серии 4А

Номинальная мощность, кВт

Интервал нагрузок в зависимости от условий эксплуатации, кВт

Легкие

Нормальные

Тяжелые

0,60.....1,10

0,50.....1,00

0,45.....0,95

1,11.....1,50

1,01.....1,40

0,96.....1,30

1,51.....2,20

1,41.....1,95

1,31.....1,90

2,21.....3,00

1,96.....2,70

1,91.....2,60

3,10.....4,00

2,71.....3,70

2,61.....3,50

4,10.....5,50

3,71.....5,20

3,51.....5,00

5,60.....7,50

5,21.....6,30

5,01.....6,00

11,0

7,51....11,0

6,31....10,00

6,01.....9,20

15,0

11,10....15,0

10,10....13,50

9,21....12,50

18,5

15,10....18,5

13,60....17,00

12,51....16,00

22,0

18,60....22,0

17,10....20,00

16,01....19,00

17.2.3. Выбор электродвигателя по условиям окружающей среды

Нам необходимо определить допустимую относительную стоимость К’д электродвигателя специального исполнения (сельскохозяйственного, химостойкого и т. п.) Ее определяют по номограмме приведенной на рисунке 17.2.

Для этого необходимо знать интенсивность отказов "l", долю отказов из-за увлажнения “aу", технологический ущерб "v". Далее необходимо найти прейскурантную стоимость "Кс" электродвигателя специализированного исполнения и вычислить фактическую относительную стоимость:

Кдф=Кс/Ко,

где Ко - стоимость электродвигателя основного исполнения IP44 такой же мощности.

Если фактическая относительная стоимость меньше допустимой, т. е. если Кдф < К’д, то целесообразно выбрать электродвигатель специализированного исполнения. В противном случае следует остановиться на электродвигателе основного исполнения, так как удорожание из-за применения электродвигателя специализированного исполнения не компенсируется достигаемым снижением затрат на его капитальный ремонт за нормативный срок службы.

Рисунок 17.2 - Номограмма для определения допустимой относительной стоимости электродвигателя специального исполнения

17.2.4. Выбор устройства защиты

Нам необходимо определить целесообразность использования того или иного вида защиты электрооборудования. Для этого необходимо определить допустимую относительную стоимость устройства защиты "Кз*". Ее определяют по рисунку 17.3 (или см. рис.20.в./1/). При чем необходимо учесть интенсивность отказов "l", технологический ущерб "v" и ожидаемую добротность защиты Рз, т. е. долю устраняемых отказов. Эти данные можно выбрать из таблицы 17.3. (или см. таблицу 4.7./1/).

Рисунок 17.3 - Номограмма для определения допустимой относительной стоимости устройства защиты

Таблица 17.3 - Характеристика сельскохозяйственных машин по возможным технологическим ущербам и аварийным ситуациям

Рабочая машина

aпр

Дробильные и режущие: дробилки, жернова, измельчители, корнерезки и т. п.

0,35

0,30

0,20

0,10

0,20

0,25

0,30

0,20

0,20

0,20

0,10

0,25

Смешивающие и разделяющие: сортировки, триеры, кормосмесители, грануляторы.

0,30

0,25

0,20

0,10

0,20

0,20

0,15

0,30

0,20

0,20

0,25

0,20

Транспортирующие с ручной загрузкой-разгрузкой.

0,40

0,25

0,10

0,10

0,10

0,10

0,40

0,30

0,30

0,10

0,10

0,40

Вентиляционные установки

0,25

0,15

0,30

0,20

0,30

0,30

0,10

0,20

0,10

0,20

0,30

Насосные установки водоснабжения

0,25

0,25

0,45

0,45

0,15

0,15

0,15

0,15

0,25

0,25

Оборудование доильных установок и молочных залов

0,30

0,10

0,15

0,10

0,50

0,15

Прочие рабочие машины

0,30

0,20

0,20

0,20

0,10

0,30

Примечание: В числителе - для животноводства, в знаменателе - для растениеводства; для поточных линий технологический ущерб 1,5...2,5 раза больше чем указанный в таблице.

После этого находят по прейскуранту стоимость "Кз" принимаемой защиты и ее фактическое значение:

Кзф*=Кз/Кд,

где Кд - стоимость выбранного электродвигателя.

Если фактическая стоимость защиты меньше ее допустимой стоимости, то устройство проходит по технико-экономическому критерию т. е.

Кзф*<Кз’

В противном случае целесообразно выбрать другое, менее дорогое устройство защиты. Так, например, УВТЗ в целом не эффективны в электроприводах мощностью менее 4 кВт, при технологическом ущербе v<2 и интенсивности аварийных ситуаций l<0,1, хотя они уменьшают число отказов почти в два раза.

17.3. Пример рационального выбора электрооборудования

Нам необходимо проверить комплектование электропривода вакуумного насоса (РВН-40/350) доильной установки.

Исходные данные.

Условия использования: Р=2,3кВт; n=1450 об/мин.

Занятость в течение суток: tс=8час.

Занятость в течение года: m=6 мес.

Допустимый простой: tд=1 час.

Технологический ущерб в долях от стоимости капитального ремонта электродвигателя: v=5 о. е.(определяется по табл.2.)

Дестабилизирующие воздействия (в сумме все дестабилизирующие воздействия равны 1):

Условия эксплуатации - нормальные;

Интенсивность отказов - l=0,3, см. табл.2.;

Увлажнение и агрессивное воздействие среды - aу=0,1, см. табл.2.;

Неполнофазный режим - aн=0,15, см. табл.2.;

Затормаживание ротора - aт=0,5, см. табл.2.;

Прочие ситуации - aпр=0,15, см. табл.2.;

Перегрузка - aп=0,1, см. табл.2.;

Условия электроснабжения: Sтр=160 кВА; L=0,25 км; q=35мм2;

U=380/220 В.

Техническая эксплуатация - по системе ППР и ТО.

Время восстановления работоспособности - tв=6 час.

Выбор мощности электродвигателя. Зная значения tс, m и v по рис.1. находим коэффициент нагрузки электродвигателя "b", b=0,618. Тогда расчетная мощность: Рр=Р/b=2,3/0,618=3,72 кВт.

По табл.2. для нормальных условий эксплуатации выбираем мощность электродвигателя, она находится в диапазоне 3,71....5,20 кВт. Этому интервалу соответствует электродвигатель мощностью 5,5 кВт.

Выбор частоты вращения электродвигателя. Так как частота вращения вала рабочей машины равна 1450 об/мин, то принимаем электродвигатель с частотой вращения поля статора 1500 об/мин.

Выбор модификации электродвигателя по пусковому моменту и скольжению. При выборе модификации электродвигателя по пусковому моменту и скольжению необходимо учитывать условия пуска электродвигателя и рабочей машины.

Проверка устойчивости пуска и перегрузочной способности. Так как мощность трансформатора больше мощности электродвигателя более чем в три раза и длина линии менее 300 м, то проверку на устойчивость при пуске производить не требуется. Почему мы сделали такой вывод, рассмотрим более подробно в следующей лекции, а сейчас ограничимся этим допущением.

Выбор электродвигателя по условиям окружающей среды. По рис.2. находим допустимую относительную стоимость электродвигателя специализированного исполнения (зная l, aу и v), она равна 1,18. Зная ее мы можем определить фактическую относительную стоимость:

Кдф*=Кс/Ко=77/70=1,1,

где Кс=77 у. е., стоимость электродвигателя 4А112М4У3сх;

Ко=70 у. е., стоимость электродвигателя 4А112М4У3.

В нашем случае Кдф*<Кд*, значит мы должны выбрать электродвигатель 4А112М4У3сх.

Выбор устройства защиты. По рис.3. находим допустимую относительную стоимость устройства защиты "Кз*", учитывая, что Рз=aн+aп+aпр и учитывая еще l и v. В нашем случае Кз*=1,1. Учитывая большой технологический ущерб (v=5), принимаем защиту УВТЗ и определяем Кзф*. Так как УВТЗ стоит 48у. е., а электродвигатель стоит 77у. е., тогда Кзф*=Кз/Кд=48/77=0,6. Так как Кзф*<Кз* (0,6<1,1) окончательно выбираем УВТЗ.

Выбор передаточного устройства. Так как большая доля аварийных ситуаций приходится на заклинивание (aт=0,5) насоса, то целесообразно предусмотреть соединение электродвигателя с рабочей машиной через предохранительную муфту или клиноременную передачу.

3. Экономия электроэнергии

Основные принципы экономии электроэнергии. Вопросы экономии электроэнергии приобретают в настоящее время особое значение. Следует отметить, что экономия электроэнергии не есть простое ограничение полезного ее потребления.

Экономия электроэнергии должна состоять:

Из уменьшения потерь электроэнергии;

Из снижения энергоемкости продукции.

Во всех случаях мероприятия по экономии электроэнергии необходимо рассматривать с народнохозяйственных позиций. Другими словами, следует внедрять только те мероприятия, которые окупятся не более чем за нормативный срок окупаемости, равный 6,6 года. Это означает, что дополнительные затраты на экономию электроэнергии оправданы, если экономия электроэнергии составляет не менее 100 кВт´ч в год в течение нормативного срока окупаемости.

Успешная работа по экономии электроэнергии связана с разработкой плана организационно-технических мероприятий.

Составление плана организационно-технических мероприятий .

Нам необходимо определиться в том, что относят к организационно-техническим мероприятиям:

К организационно-техническим мероприятиям условно относят те мероприятия, на осуществление которых не требуется сверхнормативных капитальных вложений или эксплуатационных издержек.

На следующем этапе определим цель составления этого плана.

Цель - выявление очагов потерь или нерационального использования электроэнергии и разработка конкретных эффективных способов наибольшей экономии электроэнергии.

Очаги потерь или нерационального использования электроэнергии выявляют путем анализа состояния эксплуатации электрооборудования и потребления электроэнергии. К известным способам экономии электроэнергии можно отнести: поддержание электрооборудования в исправном состоянии; выбор и поддержание оптимальных режимов работы оборудования; автоматизация технологических процессов; внедрение новой энергосберегающей техники и технологии.

Выявление очагов потерь или мест нерационального использования электроэнергии.

Одной из главных задач руководителя электротехнической службы хозяйства является рациональное использование электрической энергии, ее экономия при выполнении тех или иных технологических процессов. В это понятие входит и снижение потерь электрической энергии.

Выявить очаги потерь электроэнергии бывает довольно сложно. Однако существуют методы, упрощающие этот процесс. Среди них можно выделить: функционально-стоимостной анализ (ФСА); метод контрольных вопросов (МКВ).

Следует отметить, что правильно провести ФСА довольно сложно не подготовленному специалисту. Для его выполнения следует обращаться к специалистам - инженерам ФСА. Однако таких специалистов (к сожалению) в сельскохозяйственном производстве нет, их просто не готовили и не готовят. И другой аргумент, этот метод предпочтительнее применять для решения сложных, глобальных проблем. Поэтому более предпочтительным в таком случае будет использование метода контрольных вопросов (МКВ). Контрольные вопросы (КВ) могут изменяться пользователем и применяться в удобной для него форме.

Предлагаемый вашему вниманию КВ составлены из списков контрольных вопросов Эйлоарта, А. Ф. Осборна, ФСА и ТРИЗ (теории решения изобретательских задач). Данный вопросник состоит из четырех блоков вопросов. Первый блок вопросов направлен на выявление главной функции, которую выполняет электроэнергия в технологическом процессе и функций, обеспечивающих ее, учету возникающих нежелательных эффектов и традиционных средств их устранения. Часть вопросов ориентирована на формулировку идеального конечного результата (ИКР) и уходу от традиционных основ функционирования системы, использующей электрическую энергию. Второй блок позволяет анализировать взаимодействие электрической энергии с внешней средой, управляющей системой и на выявление ограничений и возможности свертывания. Третий блок направлен на анализ подсистем и их взаимосвязей. Четвертый блок направлен на анализ возможных неисправностей и уточнение ИКР.

При работе с предлагаемым вопросником необходимо ответы излагать в простой, доступной форме, без специальных терминов. Это вроде бы простое требование, однако, выполнить его очень сложно. А теперь рассмотрим этот вопросник.

Первый блок

1. Какова главная функция электроэнергии в данном технологическом процессе?

2. Что надо делать, чтобы выполнялась главная функция?

3. Какие проблемы возникают при этом?

4. Как обычно с ними можно бороться?

5. Какие и сколько функций выполняется с помощью электроэнергии в этом технологическом процессе, какие из них полезные, а какие вредные?

6. Нельзя ли часть функций выполняемых с помощью электроэнергии в этом технологическом процессе сократить?

7. Нельзя ли часть функций выполняемых с помощью электроэнергии в этом технологическом процессе увеличить?

8. Нельзя ли часть вредных функций выполняемых с помощью электроэнергии в этом технологическом процессе перевести в полезные и наоборот?

9. Что представляло бы собой идеальное выполнение главной функции?

10. Как иначе можно выполнить основную функцию?

11. Нельзя ли упростить технологический процесс, добиваясь не 100% полезного эффекта, а чуть меньше или больше?

12. Перечислите основные недостатки традиционных решений.

13. Постройте, если можно, механическую, электрическую, гидравлическую или иную модель функционирования или распределения потоков в технологическом процессе.

Второй блок

14. Что произойдет если убрать электроэнергию из технологического процесса и заменить ее другим видом энергии?

15. Что произойдет если заменить электроэнергию в технологическом процессе другим видом энергии?

16. Измените технологический процесс с точки зрения:

Скорости работы (быстрее или медленнее в 10, 100, 1000 раз);

Времени (средний цикл работы уменьшите до нуля, увеличьте до бесконечности);

Размеров (производительность технологического процесса очень большая или очень маленькая);

Стоимость единицы продукции или услуги (большая или маленькая).

17. Определите общепринятые ограничения и причины их возникновения.

18. В какой отрасли техники или другой деятельности наилучшим образом выполняется данная или похожая главная функция и нельзя ли позаимствовать одно из этих решений?

19. Можно ли упростить форму, усовершенствовать прочие элементы технологического процесса?

20. Можно ли заменить специальные “блоки” стандартными?

21. Какие дополнительные функции может выполнять электрическая энергия в технологическом процессе?

22. Можно ли изменить основу выполнения технологического процесса?

23. Можно ли уменьшить отходы или использовать их?

24. Сформулируйте задачу на конкурс “Преврати нерациональные расходы электроэнергии в доходы”.

Третий блок

25. Можно ли разделить технологический процесс на части?

26. Можно ли объединить несколько технологических процессов?

27. Можно ли “мягкие” связи сделать “жесткими” и наоборот?

28. Можно ли “неподвижные” блоки сделать ”подвижными” и наоборот?

29. Можно ли использовать работу оборудования на холостом ходу?

30. Можно ли перейти от периодического действия к непрерывному или наоборот?

31. Можно ли поменять последовательность операций в технологическом процессе если нет то почему?

32. Можно ли ввести или исключить предварительные операции?

33. Где в технологическом процессе заложены излишние запасы, нельзя ли их сократить?

34. Нельзя ли использовать более дешевые источники энергии?

Четвертый блок.

35. Определите и опишите альтернативные технологические процессы.

36. Какой из элементов технологического процесса наиболее энергоемкий, нельзя ли его отделить, снизить в нем потребление электроэнергии?

37. Какие факторы в процессе выполнения технологического процесса наиболее вредны?

38. Нельзя ли использовать их с пользой для дела?

39. Какое оборудование в технологическом процессе изнашивается в первую очередь?

40. Какие ошибки наиболее часто совершает обслуживающий персонал?

41. По каким причинам чаще всего нарушается технологический процесс?

42. Какая неисправность наиболее опасна для вашего технологического процесса?

43. Как предотвратить эту неисправность?

44. Какой технологический процесс, для получения продукции, вам наиболее подходит и почему?

45. Какую информацию о ходе технологического процесса вы бы тщательно скрывали от конкурентов?

46. Узнайте мнение о потреблении электроэнергии, данным технологическим процессом, совершенно не осведомленных людей.

47. В каком случае потребление электроэнергии в технологическом процессе отвечает идеальным нормам?

48. Какие вопросы еще не заданы? Задайте их сами и ответьте на них.

Представленный вопросник не является окончательным, его можно корректировать и дополнять. После небольшой корректировки его можно использовать для выявления очагов потерь любых видов энергии.

PAGE \* MERGEFORMAT 1

Другие похожие работы, которые могут вас заинтересовать.вшм>
13545. АНАЛИЗ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ЛАЗЕРОВ 612.93 KB
Параметры лазерного излучения Лазеры являются наиболее распространенными и наиболее перспективными квантовыми приборами. Обычно под лазерами понимают квантовые автогенераторы причем блок – схема практически любого такого генератора может быть представлена схемой рис. Рис 1 Такое возбуждение может быть импульсным непрерывным или комбинированным причем не только по времени возбуждения но и по способам; 31 и 32 зеркала образующие открытый резонатор УЭуправляющий элемент обычно расположенный внутри лазера и служащий для реализации того...
6088. ПОВЫШЕНИЕ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ 20.73 KB
Энергетические показатели электрооборудования Сигналом о неблагополучии а следовательно и необходимости обследования степени эффективности энергоснабжения на промышленном предприятии служит резкое отличие фактических удельных расходов энергии от нормативных показателей. В последнем случае доверительность резко повышается если использовать автоматизированные системы учета и контроля за потреблением электроэнергии а именно каналы связи с автоматизированным рабочим местом АРМ контроля расхода электроэнергии. имеется связь между...
20318. Моделирование статических режимов работы элементов автономной ветродизельной электроэнергетической системы 76.31 KB
1 Обоснование целесообразности применения ветродизельных электроэнергетических систем для электроснабжения автономного потребителя }
Похожие публикации