WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 | 2 || 4 |

2/1

1

1

0,997

1

1

0,624

0,883

0,567

0,262

В таблице 3 сценарии соответствуют различным категориям гидроэлектростанций с точки зрения КЭ, предложенным во второй главе.

Электрическое воздействие искажений КЭ на срок службы изоляции у мощных гидрогенераторов напряжением выше 13,8 кВ выражается в ионизационном старении. Для анализа влияния на данный вид старения изоляции искажений КЭ на основании единого подхода была получена искомая зависимость при номинальном напряжении:

, (12)

где 1 - срок службы изоляции при значениях ПКЭ, равных нулю;

2 - срок службы изоляции при наличии искажений КЭ;

Результат расчета ионизационного старения на примере гидрогенераторов станций всех трех категорий показал, что значимо старение усиливаться не будет при условии равенства напряжения номинальному. Однако, в ряде случаев гидроэлектростанции работают при напряжении, на 10% превышающем номинальное. В этих режимах при анализе срока службы изоляции гидрогенераторов необходимо учитывать ионизационное старение.

Таким образом, в третьем разделе показано, что искажения КЭ приводят к существенному сокращению срока службы изоляции в гидрогенераторах, трансформаторах за счет теплового старения. Полученный результат хорошо согласуется с ретроспективной информацией о повреждаемости электротехнического оборудования, установленного на тяговых подстанциях в сетях Байкальской железной дороги, глубиной 10 лет и экспериментальными измерения-ми ПКЭ в тех же сетях. Результаты сравнения количества повреждений силового оборудования с мощностью искажений, характеризующих несинусоидальность напряжения, приведены на рисунке 2.

а) Оборудование 110-220 кВ б) Оборудование 27,5 кВ

Рисунок 2 – Зависимость повреждаемости оборудования от значения ПКЭ

Здесь - относительная мощность искажений КЭ, Nповр – количество повреждений силового оборудования, зафиксированное на подстанции, № под – номер подстанции, для которой проводится анализ.

Из рисунка видно, что количество повреждений силового оборудования и уровень искажений КЭ являются коррелированными величинами. Коэффициент корреляции для оборудования 110-220 кВ равен 0,76, а для оборудования 27,5 кВ без учета статистического выброса (подстанция №5) 0,65. Это подтверждает то, что искажения КЭ приводят к увеличению числа повреждений силового оборудования, то есть приводит к ускоренному старению изоляции.

Важным результатом является то, что для анализа повреждаемости силового оборудования, вызванной искажениями КЭ, необходимо использовать не ПКЭ, установленные ГОСТом 13109-97, а введенную в работе относительную мощность искажений, так как именно она коррелируется с количеством повреждений.

На основании изложенного в третьей главе сделан следующий вывод: искажения КЭ приводят к снижению срока службы изоляции, как следствие уменьшается срок межремонтного обслуживания и снижается экономическая эффективность функционирования основного оборудования электростанции.

В главе 4 уточнена модель отказа электротехнического оборудования за счет учета искажений КЭ, а так же введен критерий эффективности функционирования гидроэлектростанции.

На любой элемент электрической станции воздействует целый ряд факторов (внезапных и условно постоянных), которые могут привести как к внезапному отказу, так и к постепенному износу. Поэтому для анализа надежности силового оборудования гидроэлектростанций можно использовать гамма-распределение, частным случаем которого является сочетание двух законов распределения вероятностей: показательного и нормального. Искажения КЭ могут приводить к сокращению срока службы изоляции, то есть влиять на показатель надежности - время безотказной работы элементов электрической станции. Рассчитав сокращение срока службы изоляции силового оборудования гидроэлектростанции, обусловленное искажениями КЭ, можно уточнить модель интенсивности отказов элемента, которая имеет вид:

, (13)

где Т – среднее время безотказной работы;

Ф – функция Лапласа;

Т – среднеквадратическое отклонение времени безотказной работы;

Т – среднее значение сокращения срока службы, обусловленное искажениями КЭ (определено в третьей главе работы).

Интенсивность отказов, описанная таким образом, непостоянна во времени, а имеет два участка: на первом она уменьшается, что описывает процесс приработки, а затем начинает возрастать, что соответствует постепенному износу. Искажения же КЭ приводят к увеличению интенсивности отказов в течение всего времени эксплуатации. Интенсивность отказов – основной показатель оценки надежности элементов электрических сетей и гидроэлектростанций. Таким образом, искажения КЭ приводят к снижению надежности функционирования как отдельных элементов гидроэлектростанции, так и к снижению надежности выдачи электроэнергии с ее шин.

Для анализа влияния искажений КЭ на надежность выдачи мощности с шин гидроэлектростанции был произведен расчет времени безотказной работы станции, в первом случае, с использованием существующей модели отказа элементов, во втором – с помощью уточненной модели, при значениях ПКЭ, измеренных на шинах Зейской ГЭС (таблица 1), для случая полного погашения станции. Результаты такого расчета приведены в таблице 4.

Таблица 4 – Результаты расчета параметров надежности Зейской ГЭС

Без учета искажений КЭ

С учетом искажений КЭ

Разница результатов, %

Расчетное время безотказной работы системы, лет

53,3

35

34,3

Как видно из таблицы 4, наличие искажений КЭ приводит к снижению структурной надежности выдачи электроэнергии с шин гидроэлектростанции. Надежность выдачи мощности для Зейской ГЭС при искажениях КЭ на уровне нормально допустимых ГОСТом 13109-97 значениях снизилась на 34,3%. Важным является то, что влияние заметно уже при значениях ПКЭ, допустимых ГОСТом 13109 – 97. Все это говорит о необходимости учета КЭ при рассмотрении вопросов надежности гидроэлектростанций.

Для доказательства методик расчета дополнительных потерь электроэнергии, срока службы изоляции и снижения показателей надежности при наличии искажений КЭ проведен натурный эксперимент. Измеренную температуру в статоре гидроагрегата сравнили с расчетным значением при учете искажений КЭ и без него. Результаты такого сравнения приведены на рисунке 3.

Рисунок 3 – Зависимость температуры статора от нагрузки

Из рисунка 3 видно, что зависимость температуры обмотки статора от выдаваемой гидрогенератором мощности, полученная расчетным путем без учета искажений КЭ, проходит по нижнему краю облака замеров, что говорит о наличии погрешности. При учете дополнительных потерь электроэнергии данная зависимость хорошо согласуется с результатами замера температуры. Погрешность по отношению к результатам замера температуры статора без учета КЭ равняется 6,52%, а при его учете - 1,95%. Таким образом доказано, что предложенная методика расчета дополнительных потерь корректна. Такой подход косвенно подтверждает и выражения для расчета сокращения срока службы изоляции гидрогенератора, а следовательно, и уточненной модели определения интенсивности отказов основного оборудования гидроэлектростанции при наличии искажений КЭ.

В работе показано, что искажения КЭ приводят к возникновению технических проблем при функционировании гидроэлектростанции, но связать их между собой и увязать с экономическими последствиями такого влияния сложно. Для описания такой связи предложено ввести комплексный критерий эффективности функционирования гидроэлектростанции. Его физический смысл представлен на рисунке 4.

Рисунок 4 - Влияние технических показателей работы электростанции на комплексный критерий эффективности

Искажения КЭ оказывают влияние на работу измерительного комплекса электроэнергии, электротехнического оборудования, систему управления работой гидроэлектростанции, релейную защиту и автоматику. Это в свою очередь приводит к появлению целого ряда негативных последствий на электрической станции: недостоверности в учете электроэнергии, дополнительным потерям мощности в электротехническом оборудовании станции, сокращению срока службы изоляции, возникновению отказов оборудования. Данные негативные последствия искажений КЭ не являются чисто техническими, они приводят к экономическим ущербам для станции: увеличению эксплуатационных издержек, снижению прибыли в случае недоотпуска электроэнергии, штрафным санкциям системного оператора в случае не обеспечения запаса по мощности. Таким образом, для анализа эффективности функционирования гидроэлектростанции необходим критерий, объединяющий в себе техническую составляющую проблем, обусловленных искажениями КЭ, с экономическими последствиями работы в условиях низкого КЭ.

С учетом назначения электростанции таким критерием эффективности может быть величина, отражающая долю выдачи электроэнергии с ее шин по отношению к необходимой для рассматриваемых режимных условий системы, с учетом КЭ:

, (14)

где - математическое ожидание измеренной электроэнергии системой коммерческого учета в период времени (0, t), выданной с шин электростанции, ;

- математическое ожидание результирующей погрешности системы учета электроэнергии, в том числе и вызванной искажениями КЭ, ;

- математическое ожидание недоотпущенной электроэнергии вследствие снижения надежности в период времени (0, t),.

Предложенный в работе комплексный критерий эффективности функционирования гидроэлектростанции характеризует всю совокупность факторов, влияющих на недоотпуск электроэнергии относительно ее требуемого количества и качества по существующему режиму.

Поэтому, рассчитав данный критерий для определенной гидроэлектростанции при различных уровнях искажения КЭ и при разной нагрузке, можно получить границы ее эффективного функционирования.

Реализация предложенного критерия показана на примере Зейской ГЭС - рисунок 5.

Рисунок 5 – Значение критерия эффективности работы гидроэлектростанции при различной нагрузке и уровне искажений КЭ

На рисунке 5 сценарии соответствуют различным категориям гидроэлектростанции с точки зрения КЭ, предложенным во второй главе. Мощность станции, требуемая по условиям режима, варьирует от минимальной до установленной, что соответствует диапазону, в котором работает гидроэлектростанция.

Из представленного рисунка хорошо видно, что увеличение уровня искажений КЭ приводит к снижению критерия эффективности функционирования гидроэлектростанции. Чем выше нагрузка, тем больше снижается данный критерий. Отсюда можно сделать вывод, что наибольшая эффективность функционирования станции существует при минимальном уровне искажений и при нагрузке, меньше максимальной.

Представленная зависимость (рисунок 5), качественно характеризует влияние искажений КЭ на функционирование гидроэлектростанции. Однако, для решения задач по увеличению эффективности функционирования гидроэлектростанции нужна количественная оценка. Такой количественной оценкой является денежный эквивалент критерия эффективности (14), выраженного в виде ущерба:

, (15)

где У – суммарный ущерб, обусловленный влияющими факторами;

З – затраты, вызванные недоотпуском и недоучетом электроэнергии;

W – выработка электроэнергии за требуемый период времени,.

На основании выражения (15) построены зоны ущербов на гидроэлектростанции, вызванных искажениями КЭ, соответствующие различной эффективности функционирования - рисунок 6.

Рисунок 6 – Зоны, характеризующие эффективность функционирования гидроэлектростанции при наличии искажений КЭ

Первую зону можно условно назвать зоной эффективного функционирования ГЭС, здесь влияние искажений КЭ минимально и не приводит к заметным экономическим последствиям. Если станция работает в данной зоне, то принимать какие - либо меры по нормализации КЭ нет необходимости, однако проводить эпизодический контроль ПКЭ нужно, чтобы исключить возможность перехода во вторую зону.

Вторая – зона экономических ущербов для гидроэлектростанции. Это зона, в которой появляются негативные последствия, обусловленные искажениями КЭ: снижение срока службы основного оборудования, недоучет электроэнергии, а в период максимальной загрузки станции и увеличение вероятности недоотпуска электроэнергии. Внешних, видимых проявлений, которые эксплуатирующим персоналом станции будут отнесены к искажениям КЭ, в этой зоне может не быть, однако снижение экономической эффективности уже заметно. В данной зоне целесообразно проводить мероприятия по нормализации КЭ. Кроме того, необходим постоянный мониторинг уровней искажения КЭ.

Третью зону можно условно назвать зоной отказов. Влияние искажений КЭ на эффективность функционирования гидроэлектростанции в ней велико, и проводить мероприятия по улучшению КЭ просто необходимо, так же как необходимо проводить мониторинг КЭ.

В заключении систематизированы и обобщены результаты, полученные при работе над диссертацией:

- разработана методика расчета погрешности измерительных трансформаторов тока и напряжения при наличии искажений КЭ, позволяющая выделить долю погрешности, вносимую искажениями КЭ;

- показано, что наиболее чувствительным к искажениям КЭ элементом измерительных комплексов является емкостной трансформатор напряжения, из за того, что такие трансформаторы настраиваются на промышленную частоту;

- доказано, что искажения КЭ могут приводить к появлению отрицательной результирующей погрешности в работе систем технического и коммерческого учета электроэнергии;

- разработаны методики расчета дополнительных потерь электроэнергии в гидрогенераторах и других элементах электростанции, вызванных искажениями КЭ. Данные методики позволяют анализировать структуру потерь в электрических машинах, что выгодно отличает их от существующих подходов, так как позволяет более детально оценивать дополнительные местные нагревы;

Pages:     | 1 | 2 || 4 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»