Некоммерческое акционерное общество

АЛМАТИНСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ЭНЕРГЕТИКИ И СВЯЗИ

Кафедра электри­ческих станций, сетей и систем

 

 

 

 

ЭКСПЛУАТАЦИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ И СИСТЕМ

Методические указания и задания к выполнению расчетно-графических работ

(для магистрантов профильной магистратуры специальности 6М071800-Электроэнергетика)

 

 

 

Алматы 2011

    СОСТАВИТЕЛИ: С.Е. Соколов, Е.Г. Михалкова. Эксплуатация электрических сетей и систем. Методические указания и задания выполнению расчетно-графическим работам (для магистрантов специальности 6М071800 - Электроэнергетика). - Алматы: НАО АУЭС, 2011.-16с. 

 

Дисциплина «Эксплуатация электрических сетей и систем» включает в себя основные разделы организации эксплуатации электрических сетей и систем.

Методические указания предназначены для выполнения расчетно-графических работ и содержат: цель и задачи, объем и содержание работы.

 

Табл.4, библиогр.- 8 назв.

 

Рецензент: канд. техн. наук, профессор Бекмагамбетова К.Х.

 

Печатается по плану издания НАО Алматинского университета энергетики и связи на 2011 г.

 

   ©НАО «Алматинский университет  энергетики и связи», 2011 г.

 

Введение

Предметом изучения курса «Эксплуатация электрических сетей и систем» являются проблемы, связанные с эксплуатацией электрических систем на всех иерархических уровнях управления энергетикой, включая методы совершенствования эксплуатации на основе применения автоматизированного управления и специальных устройств на базе микропроцессорной техники; эксплуатации больших систем и сложного технического оборудования. 

В курсе рассматриваются: методы управления энергообъектами, ликвидации повреждений и ненормальных режимов в энергосистеме; основные проблемы в сфере эксплуатации основного и вспомогательного электрооборудования энергосистем и оперативного управления ими; основные  методы прогнозирования и управления режимами; навыки  действия диспетчера энергосистемы по ведению режима и действиях в аварийных ситуациях; закрепление, расширение и углубление знаний по эксплуатации электрических сетей и систем.

Поэтому рассматриваемые вопросы, электрических сетей и систем, влияющих на надежность работы в целом, подготовки их  к вводу в эксплуатацию, особенности эксплуатации в различных режимах работы, а также ремонтные работы и устранение неисправностей являются весьма актуальными.

 

Цель и задачи работы

 

Целью расчетно-графических работ является развитие навыков самостоятельного решения задач по основным разделам курса, умение отвечать на поставленные вопросы, а также развитие навыков работы с технической литературой.

Расчетно-графические работы выполняются по вариантам, приведенным ниже.

 

1 Методические указания

        

Для выполнения расчетно-графических работ необходимо освоить теоретический курс согласно учебной программе и перечню литературы. Задания и вопросы, которые необходимо проработать, приведены в настоящем методическом указании.

Расчетно-графические работы выполняются в виде пояснительной записки объемом 10-15 страниц машинописного текста и сопровождается схемами, графиками, рисунками, таблицами.

Пояснительная записка должна иметь титульный лист, введение, необходимый текстовой и цифровой информативный материал, список литературы и содержание.  Выполненная работа должна отвечать требованиям ГОСТов, норм, современным системам обозначения единиц системе измерений и стандарта ФС РК 10352-1910-У-е-002-2003.  

 

2 Задания к расчетно-графическим работам

 

Выполнение расчетно-графических работ способствует улучшению и закреплению знаний, полученных магистрантами при изучении данной дисциплины, позволяет изучить аспекты эксплуатации оборудования электрических сетей и систем. В работу входят две расчетно-графические работы, каждая состоит из задачи и развернутого изложения  теоритечиского вопроса.

Исходные данные для выполнения расчетно-графических работ представлены в таблицах, и каждый магистрант определяет свой вариант в зависимости от учебного года изучения данной дисциплины по двум признакам - по последней цифре шифра зачетной книжки и первой букве своей фамилии.

Согласно таблице 1 по последней цифре (шифра зачетной книжки) с учетом учебного года изучения данной дисциплины, устанавливается номер варианта выполнения расчетно-графической работы. Определение номера варианта теоретического вопроса осуществляется по последней цифре зачетной книжки не зависимо от года обучения.

Задание для РГР выбираются по таблице 2 и 4 согласно варианту, представленному в таблице 1.

 

Таблица 1 – Номера вариантов для РГР

Учебный год

Первая буква фамилии

А,Д

В,Г,Я

Б,Е,Э

Ж,З,Л

К,И,Ю

М,Р,Н

П,Т,Ш

О,Р,У

С,Ч,Ф

Х,Ц,Щ

четный

6

4

8

7

9

10

3

2

5

6

нечетный

5

6

7

8

10

1

2

3

4

9

 

 

3 Расчетно-графическая работа №1

 

На понижающей подстанции установлены два двухобмоточных трансформатора типа (тип и мощность трансформаторов выбираются согласно  таблице 2 по варианту) с параметрами, соответствующими данным трансформаторам. В течение времени  ∆t1 ч/год нагрузка подстанции на шинах 10 кВ максимальна Р1 МВт. В течение времени ∆t2 =8760-∆t1 ч/год нагрузка подстанции минимальна:  (см. рисунок 1). Нагрузка характеризуется коэффициентом мощности cosφ=0,9, который принимают неизменным в течение года.

Определить потери электроэнергии на трансформаторных подстанциях в двух случаях:

а) параллельная работа трансформаторов в течение всего года;

б) отключение одного из трансформаторов в режиме минимальной нагрузки.

 

Таблица 2 – Исходные данные для РГР №1

 

 

Номер варианта

 

 

Тип  и мощность трансформатора

Параметры трансформатора

 

 

Время максимальной нагрузки t1, ч/год

 

 

Коэффициент мощности cosφ

 

 

Коэффициент

отношения максимальной нагрузки к минимальной

αр

 

 

Потери короткого замыкания  ∆Рк, кВт

 

Потери холостого хода  ∆Рхх, кВт

1

ТД Н -16000/110

85

19

2200

0,9

0,3

2

ТРДН-25000/110

120

27

3000

0,9

0,25

3

ТРДН-40000/110

172

36

2500

0,9

0,2

4

ТРДЦН-63000/110

260

59

3000

0,85

0,3

5

ТРДЦН-80000/110

310

70

5000

0,9

0,2

6

ТРДЦН-125000/110

400

100

4500

0,9

0,35

7

ТДЦ-200000/110

550

170

5500

0,85

0,4

8

ТДЦ-400000/110

900

320

4000

0,85

0,3

9

ТРДН-250000/110

640

200

5300

0,9

0,3

10

ТДЦ-80000

 

310

70

3500

0,85

0,2


Выяснить, при каких значениях αр  экономически целесообразно отключение одного из трансформаторов при минимальной нагрузке (случай Б).

При решении задачи принять, что коэффициент попадания максимума нагрузки подстанции в максимум нагрузки энергосистемы kм=1, а значение αр меняется в диапазоне 0,3-0,6.

 

Рисунок 1 - Условный двухступенчатый график

активной нагрузки подстанции

 

3.1 Методические указания

 

Потери электроэнергии в трансформаторах складываются из потерь в обмотках («в меди»), зависящих от нагрузки (), и потерь в магнитопроводе («в стали»), принимаемых условно-постоянными ():

 

                                                  (3.1)

 

Рассмотрим случай А, когда оба трансформатора включены параллельно в течение всего года. Потери ЭЭ на нагрев обмоток на каждой () ступени графика нагрузки определяем по известному выражению

 

                     (3.2)

 

где  - потери в меди при нагрузке  

      - число параллельно работающих трансформаторов;

       - номинальная мощность трансформатора.

         Тогда годовые потери электроэнергии на нагрев обмоток в случае А составят

 

                               (3.3)

 

С учетом (3.2) и того, что из (3.3) получим

               (3.4)

 

         Выражение перед квадратной скобкой представляет собой потери мощности на нагрев обмоток в режиме наибольшей нагрузки подстанции, т.е. . Следовательно, выражение в квадратных скобках есть не что иное, как время наибольших потерь мощности:

 

                (3.5)

 

         Теперь рассмотрим случай Б, когда в течение времени  работают два трансформатора, а в течение времени  - один. В соответствии с выражением (4.3), где индекс А заменен на Б, имеем

 

         (3.6)

 

         При этом

 

.                (3.7)

 

Потери электроэнергии в стали трансформаторов в случае Б:

 

.       (3.8)

 

         В (3.8) выражение в квадратных скобках представляет собой эквивалентное время включения двух трансформаторов в режиме использования Б:

 

 ч/год.

 

         При этом

 

, тыс. кВт·ч/год.

 

         Потери мощности в обмотках трансформаторов при наибольшей нагрузке

 

 кВт,

 

а при наименьшей нагрузке

 

.                                                      (3.9)

 

         Удельные затраты на компенсацию потерь () определяем по [5] кривой 3 рисунка 10.1, по значениям  и  Значение  при  ч/год равно 2,85 уе (кВт·ч) а  при  ч/год – 2,9 уе/(кВт·ч).

         Суммарные затраты на компенсацию потерь вычисляем по выражению

 

                (3.10)

 

         Результаты определения составляющих потерь электроэнергии и затрат на них компенсацию следует свести в таблицу 3,  где

 

                 (3.11)

 

Таблица 3 -  Результаты расчета потерь электроэнергии и затрат на их компенсацию

Вариант

ч/год

уе/

(кВт·ч)

тыс.

кВт·ч/

год

тыс.

кВт·ч/

год

тыс.

кВт·ч/

год

уе/год

уе/год

уе/год

%

0,3

А

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Б

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0,4

А

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Б

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0,5

А

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Б

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0.6

А

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Б

 

 

 

 

 

 

 

 

 

        

На рисунке 2 показаны зависимости суммарных потерь ЭЭ и их составляющих от соотношения минимальной и максимальной нагрузок (). Их анализ показывает, что при параллельной работе двух трансформаторов в течение года (случай А) нагрузочные потери меньше, чем в случае Б (). Обратное соотношение характеризует потери ЭЭ в стали трансформаторов (). Эти обстоятельства имеют следствием то, что зависимости суммарных потерь ЭЭ имеют точку пересечения при значении . При  и наоборот.

Аналогичный характер имеют зависимости суммарных затрат на компенсацию потерь и их составляющих, показанные на рисунке 3. Вместе с тем значение , соответствующее точке пересечения зависимостей  и  от , несколько отличается от определенного по рисунку 2 10.3, что объясняется различием значений удельных затрат  и  для случаев А и Б.

 

Рисунок 2 – Зависимость суммарных годовых потерь электроэнергии в трансформаторах подстанции от соотношения их минимальной и максимальной  нагрузки

Рисунок 3 – Зависимость суммарных приведенных затрат на компенсацию потерь мощности и электроэнергии в трансформаторах подстанции от соотношения их минимальной и максимальной нагрузки

 

В соответствии с критерием минимума приведенных затрат при  экономически целесообразно отключение одного трансформатора в режиме минимальной нагрузки  а при , т.е. при более плотных графиках нагрузки, выгоднее использовать вариант параллельной работы трансформаторов в течение года.

 

4 Расчетно-графическая работа  №2

 

При работе под проводами воздушной линии необходимо определить напряженность электрического поля на высоте h=2 м от земли на разных расстояниях от оси линии заданного напряжения в середине промежуточного пролета. Линия имеет горизонтальное расположение проводов с расстоянием между ними d, фазы- расщепленные, состоящие из n проводов заданной марки с шагом расщепления a=40см. горизонтальные тросы изолированы от опор, т.е. влияние их на электрическое поле проводов не учитываем. Исходные данные для решения задачи приведены в таблице 4.

 

Таблица 4 – Исходные данные для РГР №2

Номер варианта

Марка провода

Напряжение ВЛ, кВ

Количество расщеплений в фазе, n

1

АСО-500

500

4

2

АСО-500

500

3

3

АСО-300

500

3

4

АСО-500

750

5

5

АСО-600

750

6

6

АС-240

220

1

7

АС-240

220

1

8

АС-95

110

1

9

АС-120

110

1

10

АСО-300

500

1

 

 

4.1 Методические указания

 

В различных точках пространства, вблизи электроустановок промышленной частоты, напряженность электрического поля имеет разные значения. Оно зависит от  ряда факторов: номинального напряжения электроустановки; расстояния между точкой, в которой определяется напряженность электрического поля и токоведущими частями; высоты размещения над землей токоведущих частей и интересующей нас точки и т. д.

Напряженность может быть измерена с помощью специальных приборов, а в некоторых случаях вблизи воздушных линий электропередачи определяется расчетом.

Предварительно определяется емкость фазы относительно земли

 

                              (4.1)

 

где -радиус провода, мм;

       -расстояние между осями соседних проводов линии, м;

      -средняя высота подвеса проводов над поверхностью земли, м:

 

                                 (4.2)

 

где- высота крепления провода на опоре, м;

      -стрела провеса провода;

      -габарит линии, м.

Теперь по уравнению находится напряженность поля в интересующих точках.

При этом, поскольку напряженность поля требуется определить в середине пролета, высоту H принимают равной габариту линии, т. е. 8,65 м.

 

 

А, В, С-фазы (провода) линии; А/, В/, С/-зеркальное изображение фаз;

mА, mВ,  mК - кратчайшие расстояния от точки Р до фазы линий, nА, nВ,  nС- кратчайшие расстояния от точки Р до зеркальных изображений фаз.

 

Рисунок 4

 

Вначале определяется напряженность Е в точке Т, находящейся под средней фазой на высоте 2 м от земли (см. рисунок 5).

 

Рисунок 5 - Определение напряженности в точке Т

 

Для этой точки х=0 (см. рисунок 4), а отрезки m и n равны:

 

                              (4.3)

 

Коэффициенты  для этой точки Т будут:

 

 

 

                                        (4.4)

 

 

 

Подставив численные значения величин, входящих в выражение, получим значение напряженности электрического поля в точке Т:

 

 

Аналогичным путем определяется напряженность поля в других точках (при разных значениях х). Результаты расчета изображаются в виде кривой  на рисунке 6 на линии 500 кВ.

 

 

Рисунок 6 - Напряженность электрического поля, полученная расчетным путем на ВЛ-500 кВ

         5 Теоретические вопросы

 

Вариант 1

 

1.     Нагрузки электроэнергетической системы. Прогнозирование нагрузок. Управление нагрузками.

2.      Эксплуатация электрических систем. Лавина асинхроных режимов.

 

Вариант 2

 

1.     Эксплуатация силовых трансформаторов.

2.     Управление режимом напряжения распределительной сети.

 

Вариант 3

 

1.     Оперативная подготовка ремонтных работ и организация ремонта распределительной сети.

2.     Расход энергии на передачу.

 

Вариант 4

 

1.     Роль человеческого фактора в эксплуатации.

2.     Эксплуатация электрических систем. Лавина напряжения.

 

Вариант 5

 

1.     Эксплуатация распределительных устройств.

2.     Эксплуатация распределительных сетей. Управление компенсацией нейтрали в нормальном режиме.

 

Вариант 6

 

1.     Эксплуатация электрических систем. Лавина перегрузки и отключений линий электропередачи.

2.     Эксплуатация генераторов.

 

Вариант 7

 

1.     Эксплуатация электростанций. Надежность электроснабжения собственных нужд.

2.     Эксплуатация электрических систем. Лавина частоты.

 

Вариант 8

 

1.     Эксплуатация электрических систем. Ликвидация лавинных аварийных процессов.

2.     Эксплуатация распределительных сетей. Управление компенсацией нейтрали в нормальном режиме.

 

Вариант 9

 

1.     Эксплуатация распределительных сетей. Нессиметрия параметров напряжения распределительной электрической сети.

2.     Ремонт элементов электрической системы.

 

Вариант 10

 

1.     Надежность работы распределительных сетей.

2.     Эксплуатация электрических систем. Структура управления  энергосистемами.

 

Список литературы

1.     Мандрыкин С.А., Филатов А.А. Эксплуатация и ремонт электрооборудования станций и сетей. – М.: Энероатомиздат, 1983.-344 с.

2.Баркан Я.Д. Эксплуатация электрических систем: Учебное пособие.- М.: Высшая школа, 1990.-302 с.

3. Ерошенко Г.П., Коломиец А.П., Кондратьева Н.П. Эксплуатация электрооборудования: Учебное пособие.- М.: КолосС, 2005, -344 с.

4 Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей.-М.: Энергоатомиздат, 1989.

5. Электрические системы и сети в примерах и иллюстрациях / Под ред. В.А. Строева.-М.: Высшая школа, 1999.-352 с.

6. Долин П.А. Основы техники безопасности в электроустановках: Учебное пособие.- М.: Энергия, 1979.-408 с.

7. Электротехнический справочник.  / Под ред. Орлова И.Н. и др.  7-изд. Т3, кн1  - М.: Энергоатомиздат, 1988.

8. Объем и нормы испытания электрооборудования.-6-е изд.-М.: Издательство НЦ ЭНАС, 2000.-254 с.

 

Содержание

Введение

Цель и задачи работы

1 Методические указания

2Задание к расчетно-графическим работам

3 Расчетно-графическая работа №1

3.1 Методические указания

4 Расчетно-графическая работа №2  

4.1 Методические указания

5 Теоретические вопросы

Список литературы

3

3

3

4

4

6

9

10

13

15

 

 

Сводный план 2011 г., поз 69