Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ структуры потребления и распределения электроэнергииострове Кипр .10
1.1. Энергетическая ситуация по видам топлива 10
1.2. Потребление энергии по секторам деятельности 13
1.3. Структура производства электроэнергии
1.3.1. Базовые электростанции Республики Кипр 16
1.3.2. Виды топлива и производство электроэнергии 18
1.4. Аналитический обзор потребления электроэнергии по секторам деятельности 21
1.4.1. Жилой сектор 22
1.4.2. Третичный сектор 25
1.4.3. Промышленный сектор 26
Выводы по первой главе 28
2. Разработка мероприятий по улучшению снабжение потребителей теплом и электроэнергией для районов с жарким климатом на примере острова Кипр 29
2.1. Мероприятие по минимизации отключений сети 30
2.1.1. Системы диагностики и контроля сетевого электрооборудования 32
2.1.1а. Тепловизионный контроль электрооборудования 36
2.1.1б. Газохроматографический анализ проб масла 46
2.1.1в. Акустическое обследование оборудования 50
2.1.1г. Информационное обеспечение. Системы мониторинга оборудования с непрерывным контролем параметров и телемеханики 55
2.2. Мероприятие по минимизации потери электроэнергии и тепла у потребителя 59
Выводы по второй главе 65
3. Система электроснабжения городов и курортных зон острова Кипр
3.1. Система производства и передачи электроэнергии на острове Кипр 66
3.2. Методика и результаты расчетов токоограничивающих устройств для ЛЭП 132 кВ 72
3.2.1. Методика расчетов 72
3.2.2. Результаты расчетов 76
3.2.3. Адиабатическая обмотка 80
3.3. Роль тепловых насосов в электроснабжении Республики Кипр 84
Выводы по третьей главе 93
4. Разработка систем кондиционирования и отопления зданий на острове Кипр 95
4.1. Исходные данные для проведения расчетов 96
4.2. Постановка задачи. Возможность использование тепловых насосов 100
4.3. Расчет теплонасоснои установки с грунтовыми теплообменниками.. 103
4.3.1. Теплонасосная установка с горизонтальным грунтовым коллектором 104
4.3.2. Теплонасосная установка с вертикальным грунтовым коллектором 105
4.4. Эффективность использования тепловых насосов 108
Выводы по четвертой главе 112
Заключение 114
Литература .
- Структура производства электроэнергии
- Аналитический обзор потребления электроэнергии по секторам деятельности
- Газохроматографический анализ проб масла
- Роль тепловых насосов в электроснабжении Республики Кипр
Структура производства электроэнергии
В настоящее время, как на Кипре, так и в России и во всем мире, сложилась тенденция «старения» парка электрооборудования, в первую очередь – наиболее ответственного и дорогостоящего трансформаторного оборудования. Так, например, для высоковольтного маслонаполненного электрооборудования (МНЭО) по объектам «АНК» ситуация выглядит следующим образом. Относительное количество автотрансформаторов и шунтирующих реакторов, нормированный срок службы которых исчерпан, составляет от 18% до 45% в зависимости от класса напряжения, причм тенденция к «старению» оборудования продолжается [9]. По другим видам высоковольтного МНЭО ситуация аналогична: около половины парка оборудования работает сверх нормированного срока службы. И одной из возникших на современном этапе стратегических задач является оценка возможности продолжения эксплуатации оборудования по истечении нормированного срока его службы. Принятие оптимального решения в этом случае основывается на экономической целесообразности: стоимость замены оборудования – стоимость и достоверность результатов диагностического обследования, в том числе установка систем непрерывного контроля (мониторинга) – стоимость восстановительного (текущего или капитального) ремонта по результатам диагностического обследования – ущерб в результате отказа оборудования.
Ниже приведены (в нашем распоряжении имеются) результаты обследований более двухсот трансформаторов, изготовленных в разных странах Европы (Швеция, Бельгия, Англия и Италия) и установленных в разных городах и курортных зонах Республики Кипр. Почти 70% из обследованных трансформаторов имели наработку более 25 лет. Обобщнные результаты комплексных диагностических обследований показаны на рис. 2.1.
Как видно из диаграммы, 33% трансформаторов, из числа обследованных могут продолжать эксплуатироваться без каких либо ограничений. И всего лишь 3% должны быть заменены. Остальные трансформаторы требуют либо капитального ремонта (17%), либо относительно небольших и недорогостоящих восстановительных ремонтов (20%), либо просто учащнного контроля (27%) [1].
Анализ опыта эксплуатации высоковольтного МНЭО показывает, что в результате несвоевременного выявления дефектов оборудования увеличивается вероятность развития тяжлых последствий. При этом возрастает объм и длительность проводимых ремонтных работ на энергообъектах.
Предупреждение возникновения серьзных техногенных аварий и катастроф обусловливает необходимость применения более достоверных диагностических решений и обоснованного прогноза работоспособности ответственных конструкций и оборудования.
В создавшихся условиях стратегической линией развития электротехники и электроэнергетики является разработка эффективных диагностических систем - средств и методов диагностики, позволяющих подтверждать работоспособность оборудования (бездефектное состояние) или обнаруживать повреждения на ранней стадии их развития (рабочее состояние) и, в конечном счте, оценивать остаточный срок службы.
В настоящее время комплексные диагностические обследования вс шире используются для оценки состояния силовых трансформаторов, автотрансформаторов и шунтирующих реакторов, определения характера и уровня развития дефектов систем и узлов этих электрических машин. Такие обследования позволяют не только выявить развивающиеся дефекты, оценить уровень их опасности, но и обосновать необходимость, объем и сроки проведения капитальных ремонтов.
МНЭО относится к дорогостоящим и ответственным элементам систем электроснабжения. Электрические, тепловые, механические и другие виды воздействий на оборудование приводят к протеканию необратимых процессов - химических реакций с образованием химических соединений, приводящих к изменению физико-химических и механических свойств материалов - к их старению. Диагностика состояния высоковольтного МНЭО основана на установлении взаимосвязи между регистрируемыми изменениями физико-химических, электрических, механических и других свойств элементов конструкции высоковольтного МНЭО и параметрами его наджности, в частности и остаточным сроком службы. Главенствующими задачами диагностирования являются [19, 20]: определение технического состояния электрооборудования в условиях изменяющихся эксплуатационных воздействий; выявление вида и степени опасности дефекта; прогнозирование остаточного ресурса или срока службы.
Эти задачи достаточно обширны и требуют конкретизации в зависимости от вида оборудования и его места в электроснабжении региона. Система технического диагностирования представляет собой совокупность объекта и средств, необходимых для проведения диагностирования (контроля) по правилам, установленным в нормативно-технической документации.
Аналитический обзор потребления электроэнергии по секторам деятельности
Важным условием эффективного ухода за крупным парком трансформаторов является наличие необходимого информационного обеспечения системы обследования состояния трансформаторов. Результаты обследования и слежения за изменением состояния каждого конкретного трансформатора должны фиксироваться в базе данных, входящей в информационную систему. В задачи информационной системы входят сбор и обработка результатов испытаний и измерений, проводимых согласно нормам испытаний и другим директивным документам, результатов технического обслуживания и ремонтов, анализа отказов и других аспектов эксплуатации трансформаторного оборудования, необходимых для оценки технического состояния.
По мнению специалистов [60] база данных такой системы должна содержать следующую информацию: а) перечень объектов, на которых установлено оборудование; б) паспортные данные оборудования; в) особенности конструкции (тип и особенности устройств РПН, конструкция и размещение обмоток, конструкция магнитопровода и размещение шунтов, конструкция прессовки обмоток, количество адсорберов и их размещение, конструкция системы охлаждения и данные по маслонасосам, способ защиты масла от окисления и т.д.); г) характеристики режимов работы трансформаторного оборудования; д) описания аварий и отказов в процессе эксплуатации; е) причины и объемы ремонтов, включая данные о замене и модернизации отдельных элементов; ж) работы по обслуживанию трансформаторного масла и по его замене; з) результаты испытаний и измерений, включая результаты комплексных обследований с оценкой технического состояния и рекомендации по дальнейшей эксплуатации.
База данных должна пополняться оперативно по мере поступления информации и капитально ревизоваться ежегодно. В информационной системе должны быть блоки выявления дефектов, оценки технического состояния, принятия решения и выдачи рекомендаций [33]. Кроме того, современные технические средства и информационные технологии позволяют осуществлять диагностику оборудования также путм постоянного контроля и оценки состояния оборудования в режиме реального времени. Примером может служить система управления мониторинга и диагностики трансформаторного оборудования (СУМТО) [33,61], разработанная в [62]. Она выполняет: I) измерение и отображение параметров трансформаторов (Т), автотрансформаторов (АТ) и реакторов (Р) в нормальных и аварийных режимах; II) управление системами охлаждения; III) дистанционное управление РПН; IV) прогнозирование состояния Т, АТ и Р по аналитическим моделям; V) передачу информации в АСУ ТП подстанции; VI) создание архивов за время эксплуатации оборудования.
Это трхуровневая иерархическая система, включающая в себя: 1. датчики, технологические защиты, измерительные системы и исполнительные устройства; 2. шкафы управления и мониторинга, осуществляющие первичную обработку сигналов датчиков и команд управления; 3. автоматизированное рабочее место оператора, обеспечивающее визуализацию параметров, сигналов срабатывания аварийной и предупредительной сигнализации, а также работу с архивами.
Прогнозирование состояния трансформаторов производится на основе контроля нескольких десятков параметров в соответствии с требованиями ГОСТ-ов, документами электроснабжающую компанию, рекомендациями СИГРЭ и результатами авторитетных исследований.
Для диагностики оборудования подстанции в целом необходимы системы мониторинга, охватывающие вс оборудования ПС: (1) измерительные трансформаторы тока и напряжения, (2) высоковольтные выключатели, (3) разъединители, отделители и короткозамыкатели, (4) цепи собственных нужд и вторичной коммутации, (5) контур заземления. В зависимости от типа контролируемого оборудования и от его значения в системе электроснабжения может быть применена соответствующая по своим функциональным возможностям система диагностики. Исходя из этого можно конкретизировать структурную схему системы диагностики и состав ее подсистем и произвести е технико-экономическое обоснование [63]. Результаты измерений контролируемых параметров в системе отображаются в удобном для использования виде и сохраняются для возможности сравнения и выявления тенденций изменения по времени. Кроме непосредственно измеряемых данных в систему вводятся сведения о предыдущих условиях эксплуатации. Данные непрерывного контроля являются оперативной базой для постановки диагноза, но учет прошлых режимов работы и ранее измеренных значений позволяют полнее оценить общее состояние трансформатора, прогнозировать процесс его ухудшения. Общими для систем непрерывного контроля является цель - выявление на ранней стадии развития опасных для трансформатора дефектов непосредственно во время работы. Также общим является наличие общей системы обработки, анализа и отображения в удобном для эксплуатационного персонала параметров состояния трансформатора. Различными являются комплексы чувствительных к дефектам датчиков, методы выявления опасного состояния узлов трансформатора [64].
К настоящему моменту широкий охват контролируемых параметров, наибольшую глубину проработки и опыт эксплуатации имеют три зарубежные системы непрерывного контроля: система TPAS (США), система компании Siemens (ФРГ) и система ABB Secheron (Швейцария). Разработки автоматизированных систем непрерывного контроля силовых трансформаторов проводятся также в России и странах СНГ. Большинство компании предлагают системы мониторинга высоковольтных трансформаторов, которые соответствуют основным международным требованиям [65] под эгидой таких организаций, как Международная электротехническая комиссия (МЭК) и СИГРЭ. В настоящее время наиболее полным считаются рекомендации института IEEE - «IEEE Guide for Application of Monitoring to Liquid – Immersed Transformers and Components». Предлагаемые системы в основном позволяют: а) анализировать параметры состояния основных подсистем трансформатора; б) оперативно создавать комплексное заключение о техническом состоянии трансформатора; в) оперативно изменять пороговые значения параметров состояния тревожного и аварийного уровней. Это может производиться дистанционно, с АРМ оператора, или на месте, с использованием пользовательского интерфейса системы [66].
Газохроматографический анализ проб масла
Для расчета собственных и взаимных индуктивностей использовались традиционные методы расчета. Расчет переходных процессов состоит из последовательного рассмотрения четырех режимов. а) Нормальный режим - установившийся режим работы сети, существовавший до момента возникновения КЗ. б) Режим нерегулируемого КЗ – промежуток времени от момента возникновения КЗ до начала размыкания выключателей. Этот режим содержит две части – промежуток времени от начала КЗ до момента подачи сигнала управляющей системой на размыкание выключателей (сигнал подается по достижении током сети заданного предельного значения JP) и время задержки срабатывания системы p – промежуток от момента подачи сигнала на размыкание до фактического начала размыкания выключателей (значение p определяется техническими характеристиками управляющей системы). Скорость изменения тока в этом режиме ограничивается только сопротивлением защищаемого участка сети (то есть - сопротивлением генератора Lg, Rg) и эквивалентным сопротивлением токоограничителя (сопротивлением токоограничителя при замкнутых выключателях Lэ). в) Режим размыкания выключателей. Длительность этого режима определяется характеристикой выключателя – зависимостью, которая описывает увеличение сопротивления плавкой вставки выключателя со временем. Характеристика может варьироваться путем изменения материала и размеров вставки. г) Режим ограничения тока - режим, установившийся после размыкания всех выключателей токоограничителя. Максимальная величина тока в этом режиме J0 определяется практически только индуктивностью обмотки токоограничителя. Поэтому, заданное значение J0 (наряду с величиной номинального тока JN) являются основными параметрами, определяющими весогабаритные характеристики токоограничителя. Принципиальная схема токоограничителя трансформаторного и автотрансформаторного типов приведены на рис.3.3. а. б.
Схема включения токоограничителя: а) трансформаторного типа, б) автотрансформаторного типа.
Особенность токоограничителя автотрансформаторного типа состоит в том, что его обмотки связаны не только индуктивно, но и гальванически (см. схему на рис.3.3.б). Поэтому, естественнее считать, что такой токоограничитель имеет только одну обмотку, разделенную на несколько секций. В номинальном режиме ток секции L1 равен току сети J1 = Js, а токи короткозамкнутых секций, направлены противоположно Js (при этом, модуль тока через выключатель каждой из секций равен сумме модулей тока секции и тока сети). Это, как и в случае токоограничителя трансформаторного типа, обеспечивает низкое значение эквивалентной индуктивности Ьэ. В процессе размыкания выключателя, ток соответствующей секции меняет направление и далее растет до значения, равного току сети. В режиме ограничения тока все секции обмотки оказываются соединенными последовательно и все участвуют в формировании необходимой индуктивности Z0. В этом и состоит резерв экономии материала по сравнению с трансформаторной схемой, в которой величина L0 равна индуктивности только первичной обмотки. По условиям расчета, количество короткозамкнутых секций и, соответственно, количество выключателей может быть любым. Предполагается, что сигнал на размыкание подается управляющей системой одновременно на все выключатели. Однако, характеристики выключателей и время задержки их срабатывания p можно задавать различными. Такой подход позволяет определить влияние на переходный процесс естественного разброса технических характеристик выключателей. При наличии n секций, из которых секция 1 не содержит выключателя, а остальные (с номерами от i = 2 до n) короткозамкнуты, распределение токов определяется системой из n дифференциальных уравнений:
Из системы (3.1-3.3) видно, что значения R и L представляют собой активное сопротивление и индуктивность участка цепи, незамкнутого выключателями. Поэтому, в номинальном режиме: L = Lg+L13+LH и R = Rg +R1+RH. Значения Rvi, естественно, равны сопротивлениям замкнутых выключателей. При переходе к режиму нерегулируемого КЗ следует положить RH = 0 и LH=0. При размыкании выключателей значения RVl вычисляются в соответствии с заданной для них характеристикой. Момент полного размыкания устанавливается условием JVi 0,001-J.. После полного размыкания выключателя і, из системы (3.1-3.3) исключается уравнение, соответствующее секции, которую замыкал этот выключатель уравнение (3.3). С этого момента J,-=JS, а к значению L в уравнении (3.1) добавляется эквивалентная индуктивность секции i: L = L + Li3. После полного размыкания выключателя, напряжение на нем не может быть вычислено как произведение RVl J,, так как это соотношение становится неопределенностью вида 0. Поэтому используется соотношение:
Режим ограничения тока наступает после полного размыкания всех выключателей. К этому времени в системе (3.1-3.3) остается только первое уравнение, определяющее ток сети, которому равны токи всех секций обмотки.
Итоговые результаты проведенных расчетов сведены в таблицу 3.2, схемы и геометрические характеристики обмоток даны на рис.3.4. Всего представлено 4 варианта токоограничителей автотрансформаторного типа (от В№2 до В№5), использующих соответственно 1,2,3 и 4 выключателя. Данные варианта №1 приведены для сравнения и рассчитаны по программе, описанной в [76]. Ниже будут даны комментарии к В№1-4. Конструкция В№5 имеет особый характер, она будет рассмотрена в разделе «Адиабатическая обмотка».
Основным параметром, ограничивающим возможности выключателей взрывного типа, является допустимое напряжение размыкания. До сих пор они используются при действующих значениях напряжения размыкаемой цепи до 35 - 40 кВ. При этом известно, что максимальные напряжения в момент размыкания вдвое выше действующих значений. В соответствии с этими данными, все предложенные конструкции рассчитывались, исходя из условий: максимальное напряжение размыкания на выключателе не должно превышать 70 кВ, а действующее напряжение на выключателе в режиме ограничения тока должно быть не выше 35 кВ.
Роль тепловых насосов в электроснабжении Республики Кипр
Рациональное использование топливно-энергетических ресурсов представляет собой одну из актуальных проблем. Одним из перспективных путей решения этой проблемы является применение новых энергосберегающих технологий и оборудования, использующих нетрадиционные источники энергии. Ниже будет рассматриваться эффективность теплоснабжения за счет использования тепловых насосов (ТН), а также технологические решения выработки холода. Сегодня производство холода повсеместно осуществляется в основном за счет электроэнергии. Это не всегда оправдано как с энергетической, так и с экономической точки зрения. Вместе с тем появляются технологии производства холода, использующие ярко выраженные вторичные топливно-энергетические ресурсы. Так, например, в Голландии существует несколько таких систем. Большинство из них аккумулируют тепло и холод в подземных водоносных слоях и снабжают теплом (зимой) и холодом (летом) одно или несколько зданий. Позже было принято решения об установке централизованной системы холодоснабжения. Ожидается, что она сможет поставлять 100 МВтч холода за счет холода со дна озера Ньюве-Мэр и холода, получаемого от охлаждающей установки. Обычные охлаждающие установки в зданиях имеют невысокий коэффициент преобразования энергии, около 2,5. В проектируемой системе центрального холодоснабжения для производства 36 МДж холода потребуется только 1 кВтч электроэнергии. Эта централизованная система холодоснабжения уменьшит выбросы СО2 на 75 %. Малоэтажное строительство сопровождается трудностями организации гарантированного теплоснабжения. Использование ТН имеет свои особенности при достижении эффективного теплоснабжения. Для ТН очень важен коэффициент трансформации теплоты, зависящий в основном от температурных параметров аккумулятора теплоты — грунта, воды и воздуха. В общем виде тепловой режим грунта формируется под действием трех основных факторов — падающей на поверхность солнечной радиации, температуры воздуха и потока тепла из земных недр [88].
При эксплуатации грунтового массива, находящегося в пределах зоны теплосбора/теплоотдачи, вследствие сезонного изменения параметров наружного климата, а также под воздействием эксплуатационных нагрузок на грунт, он меняет агрегатное состояние влаги в порах, оказывая заметное влияние на процесс распространения тепла.
Количество трансформируемого тепла, а, следовательно, и размер необходимой поверхности для расположения грунтового коллектора существенно зависит от теплофизических свойств грунта и климатических условий местности. Такие теплофизические свойства, как теплоемкость и теплопроводность, очень сильно зависят от состава и состояния грунта [95]. В этом отношении определяющим является доля воды, содержание минеральных составляющий, а также доля и размер пор, заполненных воздухом [96, 97]. Результаты приведены в таблицах 4.1 и 4.2 [98, 14].
Наряду с поисками и освоением традиционных источников, перспективным направлением является использование энергии, накапливаемой в водоемах, грунте, геотермальных источниках, технологических выбросах (воздух, вода, стоки и др.). Однако, температура этих источников довольно низкая (0-25С), и для эффективного их использования необходимо осуществить перенос этой энергии на более высокий температурный уровень (50-75С). Реализуется такое преобразование тепловыми насосами (TH), которые, по сути, являются парокомпрессионными холодильными машинами. Низкотемпературный источник (ИНТ) нагревает испаритель, в котором хладагент кипит при температуре -10С…+5С. Далее тепло, переданное хладагенту, переносится классическим парокомпрессионным циклом к конденсатору, откуда поступает к потребителю (ПВТ) на более высоком уровне [99].
Тепловые насосы используют в различных отраслях промышленности, жилом и общественном секторе. В настоящее время в мире эксплуатируется более 10 млн. тепловых насосов различной мощности: от десятков киловатт до мегаватт. Ежегодно парк ТН пополняется примерно на 1 млн. штук [100].
Тепловые насосы подразделяют по принципу действия (компрессорные, абсорбционные) и по типу цепи передачи «источник-потребитель тепла» [101]. Различают следующие тепловые насосы: воздух-воздух, воздух-вода, вода-воздух, вода-вода, грунт-воздух, грунт-вода, где первым указывается источник тепла. Однако перспективность применения тепловых насосов на Кипре окончательно еще не доказана. Для подключения теплового насоса к зданию, расположенному на острове [87], возникает необходимость снятия показаний температуры земляного покрова примерно до глубины 65 метров, с определением наличия или отсутствия грунтовых вод. Для этого была использована специальная буровая установка, оснащенная датчиками влажности и температуры. Результаты приведены в таблицах 4.3 и 4.4 [98].