Навигация

 

 Меню раздела

Краткая характеристика развития электрических сетей и систем
Цели и задачи проектирования
Исходные положения проектирования электрических сетей и систем
Краткая характеристика задачи проектирования
Определение потребления электроэнергии
Прогнозирование режимов электропотребления
Средневзвешенный за сутки коэффициент мощности
Выбор источников энергии
Планирование баланса реактивных мощностей в электрической системе
Вопросы организации управления электрическими системами
Построение схем электрических сетей
Краткие сведения о конструктивном исполнении электрической сети
Выбор номинального напряжения электрической сети
Схемы понижающих подстанций
Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанции
Указания по выбору вариантов электроснабжения
Баланс реактивной мощности
Общие замечания о технико-экономическом анализе
Капиталовложения и их оценка
Определение потерь мощности и энергии
Годовые эксплуатационные расходы
Приведенные затраты
Учет надежности при проектировании электрических систем и сетей
Показатели надежности и их нормирование
Выбор рационального резерва мощности в электрической системе
Определение ущерба от перерывов электроснабжения
Технико-экономический расчет
Выбор конструкции и сечения проводов электрической сети
Определение капитальных затрат на сооружение сети
Определение годовых эксплуатационных расходов электрической сети
Определение приведенных затрат электрической сети
Краткие сведения о составлении смет
Технико-экономические показатели рекомендуемого варианта
Схема замещения и параметры сети
Приведение нагрузок к высшему напряжению и составление расчетной схемы
Определение потоков мощности в сети
Расчет напряжений
Выбор ответвлений трансформаторов
Регулирование напряжения при помощи трансформаторов с РПН
Регулирование напряжения с помощью автотрансформаторов
Регулирование напряжения при помощи перераспределения потоков
Определение мощности компенсирующих устройств
Выбор ответвлений трансформаторов
Выбор дополнительных средств регулирования напряжения
Оформление результатов электрических расчетов
Расчет потокораспределения мощностей и напряжения
Уравнения узловых напряжений
Обращенная форма уравнений узловых напряжений
Определение коэффициентов уравнений узловых напряжений
Решение уравнений узловых напряжений методом итерации
Метод коэффициентов распределения
Расчет методом контурных уравнений
Расчет методом преобразования сети
Метод обобщенных контурных уравнений
Общая характеристика матричных методов расчета
Выполнение расчетов электрических режимов на ЭВМ
Проектирование средств повышения экономичности
Основные мероприятия по увеличению пропускной способности
Естественное и экономичное распределение мощностей в замкнутых сетях
Выбор параметров трансформаторов с продольно-поперечным регулированием
Применение продольной компенсации в замкнутых сетях
Общий подход к компенсации реактивной мощности в электрической системе
Компенсация реактивных нагрузок в распределительных сетях
Компенсация реактивных нагрузок в питающих сложно замкнутых электрических сетях
Учет особенностей протяженных электропередач при проэктировании
Оптимальное соотношение капиталовложений
Учет емкостных токов линий электропередачи
Выбор основных параметров линии электропередачи
Проектирование механической части воздушных линий
Изыскания трасс воздушных линий
Выбор материала и типа опор
Определение удельных нагрузок
Определение критических пролетов
Систематический расчет проводов и тросов
Выбор и расчет грозозащитного троса
Расчет проводов и тросов в аварийных режимах
Расстановка опор по профилю трассы
Расчет переходов через инженерные сооружения
Расчет монтажных стрел провеса
Защита проводов и тросов от вибрации
Элементы проектирования криогенных систем электропередач
Задачи проектирования
Конструктивное исполнение криогенных линий электропередачи
Определение технико-экономических характеристик криогенных линий
Собственный расход мощности и энергии в криогенных линиях
Расчет и оптимизация конструктивных параметров криогенных линий
Обеспечение надежности работы криогенных линий
Пропускная способность криогенных электропередач
Электрические схемы криогенных электропередач
Определение параметров рефрижераторных станций криогенных линий
Технико-экономические показатели криогенных линий электропередачи
Определение условий совместной экономичной работы
Потери энергии в проводниках при глубоком охлаждении


Выбор источников энергии

Развитие энергетики основывается на использовании энергетических ресурсов, известных ранее и вновь открываемых. Проблемы выбора первичных энергоресурсов и путей наиболее эффективного их применения рассматриваются в плане перспективных энергетических балансов. Например, электроэнергию, которую будут вырабатывать гидроэлектростанции районов Сибири и тепловые электростанции Казахстана и Сибири на дешевых углях, целесообразно передавать по высоковольтным линиям на Урал. Тогда дешевая электроэнергия, переданная на Урал из Сибири и Казахстана, позволит уменьшить подачу к нему нефти из Татарии и газа из Средней Азии и направить их в западные районы страны, где они будут использованы более рационально. Нефть и газ заменят там дорогое местное топливо, а на Урале они вытеснили бы энергию, получаемую из дешевых углей Экибастуза в Казахстане или Канского и Ачинского месторождений в Сибири. Иначе говоря, ценными видами топлива — нефтью и газом — лучше заменить дорогие топлива на западе, а не дешевые на востоке. Электроэнергия, передаваемая из Сибири и Казахстана на Урал, позволяет направить наиболее выгодно потоки топлива.
Построение энергетического баланса только одного района без связи с другими районами, произвольное использование энергоресурсов в настоящее время недопустимо. С каждым днем становятся теснее энергетические связи между экономическими районами и энергосистемами. Энергобалансы СССР и Единой энергетической системы должны строиться как единые для всей страны, но на базе разработок перспективных планов и балансов экономических районов.
При перспективном проектировании развития энергосистемы выбор источников энергии должен основываться на возможной структуре топливного баланса, возможном размере получения видов топлива, дефицитных в данном районе, и возможности использования местных энергоресурсов (гидроресурсов, сланцев).
Электростанции энергосистемы выбираются из условия необходимости удовлетворения потребителей как по мощности, так и по энергии. Условие выбора установленной мощности электростанций состоит в достижении достаточной надежности энергоснабжения при минимальных единовременных и годовых эксплуатационных затрат. Выбор установленной мощности электростанций еще не обеспечивает ни достаточной надежности электроснабжения, ни минимума затрат. Эти показатели в большой степени зависят от структуры энергосистемы.
При покрытии графиков нагрузки энергосистемы наибольшие трудности встречаются в режимах максимальных и минимальных нагрузок. Для обеспечения электроснабжения в этих режимах электростанции энергосистемы должны иметь достаточную маневренность. На рис. 1.9 показаны возможные варианты покрытия графика нагрузки энергосистемы. В зависимости от обеспеченности ГЭС водой пиковую часть графика нагрузки покрывают ГЭС или тепловые электростанции. При недостатке воды на ГЭС (например, в зимнее время) в базисной части графика работают ТЭЦ с нагрузкой, определяемой тепловыми потребителями, и нерегулируемые ГЭС (рис. 1.9, а). Пиковая часть покрывается регулируемыми ГЭС и КЭС; атомные электростанции в максимумы нагрузки также работают на полную мощность. При избытке воды на ГЭС, например в период паводка, электрических станций и схемы электрических сетей. Приведенные траты на развитие энергосистемы зависят от вида сооружав: электростанций, их размещения и от экономических показателей используемого топлива. Для обеспечения надежности, помимо требуемой величины резерва, необходимы достаточно высокие маневренные качества агрегатов и электростанций, предназначенных для выполнения функций оперативного резерва в базисной части графика располагают ТЭЦ по пару и все ГЭС, которые работают с полной мощностью по водотоку (рис. 1.9,6). В этом случае пиковую часть покрывают газотурбинные электростанции совместно с КЭС. Возможны также и другие варианты покрытия графиков нагрузки в зависимости от сочетания и мощности электростанций различных типов в энергосистеме.
Каждой из электростанций в энергосистеме стремятся выделить ту долю суммарного графика нагрузки, при которой получается наибольший экономический эффект в энергосистеме в целом.
Обычно замыкающим типом электростанций служат КЭС, поэтому первой задачей выбора структуры энергосистемы является экономическое обоснование электростанций других типов — ТЭЦ и ГЭС. Мощность ТЭЦ, как известно, определяется тепловыми потребителями, а ГЭС — водотоком и мощностью энергосистемы. Так, например, при проектировании одной ГЭС в Латвийской энергосистеме ее мощность была определена 120 МВт. В процессе проектирования Объединенной энергосистемы Севе-ро-Запада была выявлена возможность и экономическая целесообразность увеличения мощности этой ГЭС по крайней мере до 600 МВт без существенного увеличения капиталовложений.
При проектировании энергетических систем необходимо считаться со значительной величиной технического минимума нагрузки для мощных КЭС. Эксплуатация блоков 300 МВт с параметрами пара 240 ат и 565° С выявила значительные трудности в осуществлении переменных режимов. Пуск блока из холодного состояния выполняется за 8 ч 30 мин. В зависимости от участия КЭС в регулировании нагрузки энергосистемы может быть получена кратковременная пиковая мощность на паротурбинных блоках. В нашей стране и за рубежом в этом направлении ведутся поиски. Исследования в ЦКТИ показали возможность повышения располагаемой мощности крупных блоков на 8—12% путем временного отключения одного или двух подогревателей высокого давления, а также временного повышения давления в котлоагрегате. Таким образом, в некоторой мере покрывать пики нагрузок могут паротурбинные КЭС высоких параметров.
Из тепловых электростанций наиболее маневренными, пригодными для покрытия пиков, являются газотурбинные установки. В зависимости от сложности тепловой схемы и мощности агрегатов время пуска газотурбинной установки составляет от 3 до 30 мин, а паротурбинных агрегатов — несколько часов.
С точки зрения маневренных качеств и возможностей участия в регулировании графика нагрузки энергосистем представляют интерес парогазовые установки. В СССР основное внимание уделяется парогазовым установкам с высоконапорными парогенераторами. В США используются схемы парогазовых установок со сбросом отработавших в газовой турбине газов в паровой котел.

Парогазовые установки обоих типов обладают лучшей маневренностью, чем паросиловые установки; на первой в СССР парогазовой установке пуск осуществлялся за 1 ч 20 мин.
В некоторых странах (Швейцария, Австрия, Италия) для снятия пиков применяются насосно-аккумулирующие станции. Агрегаты этих станций в часы провалов, когда в системе имеется свободная мощность, работают в режиме насосов — закачивают воду в верхний бьеф ГЭС, а затем в часы пик отдают запасенную энергию, работая в генераторном режиме. Таким образом, насосно-аккумулирующие станции выравнивают суточный график и создают более спокойный режим для тепловых электростанций.
Поиск оптимального варианта развития энергосистемы производится путем технико-экономического сравнения вариантов развития и структуры энергосистемы. Сравниваемые варианты развития генерирующих мощностей должны формироваться из наиболее совершенных для проектируемой энергосистемы типов электростанций. В настоящее время этот поиск облегчается благодаря применению ЭВМ и включает следующие вопросы нахождения состава электростанций: размещение их по территории района, определение вида используемого топлива, выбор установленной мощности и типов агрегатов. Приводятся также соображения о динамике развития электростанций различных типов.
Существенную роль в энергетике начинают играть атомные электростанции. Помимо исходных обще энергетических условий, при решении вопросов строительства атомных электростанций учитываются также их эксплуатационная надежность, радиационная безопасность и экономическая эффективность. Опыт работы действующих атомных электростанций в нашей стране и за рубежом показал, что при выполнении всех известных в настоящее время технических и эксплуатационных мероприятий обеспечивается полная радиационная безопасность для населения (окружающего района и для обслуживающего персонала электростанций. По условиям обеспечения чистоты воздушного бассейна атомные электростанции имеют преимущества по сравнению с крупными тепловыми электростанциями, работающими на обычных видах топлива, так как они не выбрасывают в окружающую атмосферу сернистых соединений и углекислого газа. При работе атомной электростанции освобождаются значительные транспортные средства, отпадает необходимость сооружения больших складов топлива на электростанциях.
Удельная стоимость 1 установленного кВт на атомных электростанциях существенно выше, чем на обычных тепловых конденсационных электростанциях, а себестоимость 1 кВт-ч ниже вследствие меньшей величины топливной составляющей себестоимости электроэнергии на ядерном горючем, чем на обычном топливе. Поэтому уже в настоящее время строительство атомных электростанций целесообразно в ряде европейских районов страны.
Особое внимание должно быть обращено на три части графика: для пиковой части следует предусмотреть применение специальных пиковых установок (пиковые ГЭС, ГАЭС, ГТС), для полупиковой — установок, обеспечивающих возможность ежесуточных ночных остановов оборудования, а для базисной части — высокоэкономичных по расходу и стоимости топлива базисных электростанций.
Наивыгоднейшее развитие генерирующих мощностей энергосистемы следует производить в две очереди.
В первую очередь на основе оптимизации структуры ЕЭС и топливно-энергетического баланса страны по ЕЭС в целом и основным ОЭС определяются: структура топливного баланса электростанций, суммарная установленная мощность КЭС на различных видах топлива, состав и мощность наиболее крупных ГЭС, общая мощность специальных пиковых установок, оптимальные размеры перетоков энергии между объединенными энергосистемами. Стоимость топлива при этом включает прямые затраты на добычу и транспорт, учитывая те или иные ограничения по использованию отдельных видов топлива.
Во вторую очередь с учетом конкретных условий развития проектируемой ОЭС уточняются структура генерирующих мощностей по типам электростанций, их размещение, установленная мощность, динамика развития, типы устанавливаемого оборудования и режимы использования отдельных электростанций, а также структура топливо-потребления электростанций ОЭС. Затраты на топливо при этом рассчитываются по замыкающим затратам, определяемым при оптимизации топливно-энергетического баланса.
Уточним понятие замыкающих затрат, применяемое в задачах оптимизации топливно-энергетического баланса. Представив себе задачу производства определенного количества электроэнергии, будем иметь известный ряд различных видов топлива. При этом топливные ресурсы расположим в порядке увеличения затрат на их получение и транспорт. Конечно, в план использования выгоднее включить самое дешевое топливо. Но если его мало, то придется обратиться к более дорогому. Затраты на единицу самого дорогого топлива, включенного в оптимальный план, называются замыкающими. Если план производства электроэнергии увеличить, то придется использовать еще более дорогое топливо — увеличатся замыкающие затраты. Каждому плану производства электроэнергии соответствуют свои замыкающие затраты на топливо.
Очередность развития конденсационных станций и их размещение уточняются из соображений, связанных со стремлением получить минимум суммарных приведенных затрат в электростанции и в электрические сети энергосистемы.
В число рассматриваемых вариантов размещения электростанции должны входить варианты развития каждой отдельной установки до технически предельной мощности при условии, что мощность отдельной электростанции на каждом этапе не должна превышать 15—20% суммарной установленной мощности электростанций ОЭС.
Если при сравнении выявляются варианты, требующие по условиям баланса мощности системы более медленных темпов ввода мощностей на станциях, то должны учитываться «замораживание» капиталовложений и соответствующее ухудшение экономических показателей электростанций.
На КЭС единичную мощность агрегатов рекомендуется принимать максимально возможной из изготовляемых промышленностью для рассматриваемого вида топлива энергетических блоков, усиливая в случае необходимости связи за счет развития сетей.
Единичная мощность агрегатов электростанций обосновывается сравнением экономии, обусловленной укрупнением агрегатов, и тех дополнительных затрат, которые появляются в связи с повышением аварийного резерва системы. Обычно полагают, что мощность агрегата не должна быть больше 5% мощности системы. При этом необходимо учесть возможное влияние развития проектируемой энергосистемы и объединения ее с другими системами.
Параметры крупных гидроузлов и динамика строительства (сроки ввода очередей и т. д.) выбираются, исходя из рассмотрения конкурирующих вариантов установленной мощности и сроков ввода агрегатов ГЭС, с учетом влияния на другие отрасли народного хозяйства и условия окружающего района. В таком сопоставлении учитывается динамика освоения установленной мощности ГЭС по условиям строительства и использования в графике нагрузки энергосистемы.
Мощность и состав пиковых и маневренных электростанции выбираются с учетом тепловой экономичности этих установок и влияния их на режим системы.
Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) развиваются с учетом задач теплоснабжения городов, промышленных узлов и отдельных потребителей тепла.
Для определения генерирующей мощности и потоков мощности, которыми данная система обменивается с другими объединениями, составляются балансы энергии и мощности энергосистем. Балансы мощности составляются для годового максимума нагрузки.
Потребляемая мощность, или расходная часть баланса мощности, состоит из собственной нагрузки системы — регулярного максимума, потоков мощности в другие объединения, вероятного превышения нагрузки сверх регулярного максимума за счет случайных (нерегулярных) колебаний. Сюда же включается и необходимый резерв мощности (ремонтный и аварийный).
Приходная часть баланса мощности (покрытие нагрузки) включает располагаемую мощность электростанций и потоки мощности, идущие из других систем. Потоки обмена мощностью с другими системами устанавливаются на основе баланса мощности более крупного энерго-объединения, в которое входит проектируемая система. Баланс мощности должен быть таким, чтобы дефицит или избыток не превышал 1—2% максимума нагрузки.
Предназначенный для проведения плановых текущих и капитальных ремонтов оборудования ремонтный резерв определяется исходя из сроков ремонтов для различных типов основного оборудования.
Аварийный резерв мощности устанавливается на основе экономически оправданной надежности энергоснабжения с учетом затрат на резервную мощность и ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям. Иногда расчетная надежность электроснабжения принимается равной 0,999. Мощность электростанций, учитываемая в балансе, принимается равной сумме их установленных мощностей за вычетом трех составляющих:
1)            мощности агрегатов, не освоенной к моменту прохождения максимума (головные образцы нового оборудования, первые агрегаты вновь вводимых в расчетном году электростанций, на которых в течение расчетного года вводится более одного агрегата);
2)            потерь мощности электростанций из-за ограничений по выдаче мощности, отсутствия тепловых нагрузок (для турбин с противодавлением) или увеличенного отбора пара;
3)            мощности ГЭС, которая не может быть использована в графике., нагрузки системы (с учетом выполнения резервных функций) в условиях расчетного маловодного года (периода).
В расходную часть баланса энергии включаются выработка электроэнергии всеми электростанциями и получение энергии от других энергосистем. Выработка ГЭС учитывается в балансе по среднемноголетней величине.
Для конденсационных электростанций и ТЭЦ число часов использования среднегодовой мощности обычно принимается равным 7500, а для атомных станций — 6800.
Чтобы определить среднегодовую мощность тепловой электростанции, к располагаемой мощности станции на начало расчетного года добавляется 1/3 прироста мощности в течение расчетного года, учитываемого в балансе мощности.
При определении расчетных нагрузок и пропускной способности электрических сетей находят величину перетоков в основном планируемом режиме при наиболее вероятном состоянии основного оборудования электростанции, когда суммарная мощность и размещение агрегатов, находящихся в послеаварийном ремонте, соответствуют математическому ожиданию аварийного простоя, и величину предельных расчетных перетоков, появляющихся при различных неблагоприятных сочетаниях послеаварийного ремонта оборудования на электростанциях.