CC BY
21
Евразийский Союз Ученых (ЕСУ) # 7 (16), 2015 | ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
113
Список литературы
1. Попов П.С., Мирзаянова Е.П., Ангелюк В.П. «Концептуальный подход в развитии колбасного производства на современном этапе» // Научно-технический журнал «ВЕСТНИК» № 4 (50) / СГТУ, Саратов 2010.
2. Попов П.С., Мирзаянова Е.П., Ангелюк В.П. «Разработка экономически эффективной технологии производства колбасных изделий нового поколения» // Материалы VI Саратовского салона изобретений, инноваций и инвестиций «Космос объединяет: инновации, инвестиции, модернизация» / Часть 2, СГ АУ, Саратов 2011
РАСЧЕТ СТОИМОСТИ ДОПОЛНИТЕЛЬНЫХ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЛИНИЯХ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ ОТ ВЛИЯНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ ПРОВОДОВ
Монгуш Чаяна Павловна
аспирантка энергетического института Омского государственного технического университета, г. Омск
АННОТАЦИЯ
В статье рассмотрена зависимость величины тока в линиях от температуры проводов. Сделан сравнительный расчет стоимости дополнительных потерь электроэнергии в линиях распределительных сетей от влияния температуры провода. Дана рекомендация при расчете потерь электроэнергии.
ABSTRACT
The article describes the dependence of the current in the line wires from the temperature. A comparative calculation of the cost of additional power losses in the lines of distribution networks from the influence of the temperature of the wire. Given the recommendation in the calculation of energy losses.
Ключевые слова: температура, потери энергии, тепловой баланс.
Keywords: temperature, energy loss, heat balance.
Электрическая энергия является единственным видом продукции, для перемещения которого от мест производства до мест потребления не используются другие ресурсы. Для этого расходуется часть самой передаваемой электроэнергии. Ток, протекая по проводам и трансформаторам, вызывает их бесполезный нагрев. Эти потери называют нагрузочными. В среднем потери достигают 10%
(бывает и больше) от всей передаваемой мощности и обходятся государству в миллионы рублей в год [4, с.155].
Цена продукции могла бы быть намного ниже для обычных потребителей, если бы свелись к минимуму потери электроэнергии в сетях.
В настоящее время тепловые расчеты линий производятся при допущении, что ток имеет постоянное значение, не зависящее от активного сопротивления, и, следовательно, от температуры провода. Основная цель статьи - сравнение стоимости потерь электроэнергии в линиях при токе, зависящем от температуры проводников, и при постоянном токе.
Уравнение теплового баланса провода в случае вынужденной конвекции может быть записано следующим образом [2, с. 148]:
Л^оС1 + а0внеш)= dпр [авын(®внеш — 0окр )+ЖпС0 (твнеш — To,\р ) — ^солн]
(1)
где: авын - коэффициент теплоотдачи вынужденной конвекцией;
еп - коэффициент черноты поверхности провода для инфракрасного излучения;
C0 = 5,6710-8 Вт/(м2К4) - постоянная излучения абсолютно черного тела;
©внеш и ©окр - температуры поверхности провода и окружающей среды в °С;
As - поглощательная способность поверхности провода для солнечного излучения;
qсолн - плотность потока солнечной радиации на провод; d^ - диаметр провода;
ЛР0’ - потери активной мощности в проводе на единицу длины при ©внеш = 0 °C, равные [3, с. 156]
лго =
12 г
1 — а! Го Su3
где I - ток в проводе.
Аппроксимированный ток
(2)
12(0) = A0 + B (3)
Потери электроэнергии в линиях при токе, зависящем от температуры провода, и при постоянном токе определяются по следующим формулам (4) и (5) [5, с. 446]
Аг0 Л0 + аАг0 Л02 + аАг0 Л00 окр + Аг0 0окр +аАг0 Л00 окр + аАг0 0 = d пр [ашн Л0 + ле„ (М 2 + 6Г;„ )Л02 + М i + 4Г„3„ )Л0+ М „)—А
2
окр
s q
+ Вг0 + аВг0Л0 + аВг0 0оКр =
солн ]
A2 (0 — 0„„ ) + Ai (0 — 0„„ )+ A = 0.
(4)
114
Евразийский Союз Ученых (ЕСУ) # 7 (16), 2015 | ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
Здесь введены следующие обозначения:
f12
Л = *и С
— А© 2 + 6T А©. + 6T2
д окр д окр
V 7
а—гп
nd
пр
A1 = а + 4s C0
1 вын п 0
С _ 8 , 3 „Л (—г0 + 2оАг0 © + аВг0)
T3 - — А© 3 - 3 T А© 2 I--—— окр
окр 35 д 5 окр д , nd
пр
A= fCA0lf 3 +T 1_ АДо^_ (—-<>©о,р, + а—г0©2охр + Bvq + аВу0©оКр)
5 V 7 д окр) л nd,_
A2 (©внеш - ©окр У + А1 (©внеш — ©окр )+ А0 = 0
Здесь введены следующие обозначения:
А2 = S пС 0
А1 = авын + 4s пС 0
? С
А = ~п 0
12 Д©2 + 6T А© + 6T2
п д окр д окр
V 7 )
^ T3___8 А©3 — 3 T А©21 — аАр0
1 окр 35 А©д ^ 1 окрА©д 1
V
5
nd
пр
s С А©3 f 3
5
7
А©д + Tокр
АЧсолн АР0 (l + а©окр )
n
Td
пр
(4.1)
(4.2)
(4.3) (5)
(5.1)
(5.2)
(5.3)
V
Расчеты в [5, с. 447] производятся для провода типа АС со следующими данными: худ = 0,326 Ом/км; R0^ = 0,1321 Ом/км; Ьуд = 0,00000352 См/км; пк = 1; 1к = 1000 м; U0 = 6300 В; = 400 В, Pн = 550000 Вт; Qн = 400000 вар. Qra= 100000 вар;и=380 В; руд = 0,0035 Вт/вар; а= 0,00435 1/ °С. 0о.к, 0о.т =10; 1доп = 70000 А; 0жд = 65 °С; 0мд = 44 °С; 0о.к.н =15 °С; 0о.т.н =20 °С; 0тд = 85 °С; Sk^ = 0,6335 [2, с. 121].
Зависимость потерь в линиях построится в диапазоне температур от -40 до +90 °C. Верхняя граница соот-
ветствует предельно допустимой температуре эксплуатации неизолированных проводов, а для линий с повышенной пропускной способностью до +210, 240.
Рассчитаем потери от влияния температуры проводников при различных режимах. В таблице 1 приведены различные режимы, которые получены варьированием длины линии 1к, мощности нагрузки Рн, Q^ мощности батареи статических конденсаторов Qra; коэффициентов статических характеристик (пологие, средние, крутые).
Таблица 1
Режимы при различных характеристиках
1 Пологие, 1к = 4000 м 10 Пологие, коэффициент мощности 0,8
2 Средние, 1к = 4000 м 11 Пологие, коэффициент мощности 0,9
3 Крутые, 1к = 4000 м 12 Средние, мощность БСК 0
4 Средние, 1к = 100 м 13 Средние, мощность БСК 300000 вар
5 Пологие, 1к = 1000 м 14 Средние, мощность БСК 400000 вар
6 Средние, 1к = 1000 м 15 Линия с повышенной пропускной способностью, пологие, 1к = 4000 м
7 Крутые, 1к = 1000 м 16 Линия с повышенной пропускной способностью, средние, 1к = 4000 м
8 Пологие, коэфф. мощности 0,6 17 Линия с повышенной пропускной способностью, крутые, 1к = 4000 м
9 Пологие, коэфф. мощности 0,7
Потери активной мощности на единицу длины провода равны [2, с. 149]
АР = АР0'(1 + а©) • 10—3
(6)
где АР0’- потери активной мощности в проводе на единицу длины при 0 = 0 °С, 0 - температуры поверхности провода и окружающей среды в °C, l - длина линии, м.
I2 = 1,56174 • 0+3795,03.
АР = 3I2r0 (1 + а©) = 3 • (1,56174 • 24,201 + 3795,03) • 0,00141 • (1 + 0,00435 • 24,201) • 4000 10—3 = 71,676кВт.
Потери энергии связаны с потерями активной мощности соотношением [1, с. 156]
Т
АЖ = J АР • dt
0 , (7)
где Т - расчетный период, который чаще всего равен 1 году (8760 часов).
АЖ = АРт = 71,676 • 5000 = 358380кВт • ч.
Стоимость потерь энергии
И = С АЖ
И АЖ СэАп ’ (8)
где Сэ - тариф на электроэнергию. Сэ = 4 руб/кВт-ч.
Стоимость потерь энергии, где учитывается влияние температуры проводника
mW = 4 • 358380 = 1433520 руб.
Стоимость потерь энергии при постоянном токе
Евразийский Союз Ученых (ЕСУ) # 7 (16), 2015 | ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
115
AP = 312r0 (1 + о&)/ • 10 3 = 3 • 3795,03 • 0,00141 • (1 + 0,00435 • 24,42) •
• 4 10 3 = 71,0328кВт.
AW = APt = 71,0328 • 5000 = 355164кВт • ч.
Иш = 4 • 355164 = 1420656руб.
Для остальных режимов результаты расчета стоимости потерь энергии занесем в таблицы 2 и 3.
Таблица 2
Сравнительные результаты стоимости потерь энергии
№ Прямые I2=A0+B AP, Вт/м ^W, руб. АРпри пост.токе, Вт/м ^W, пост.т, руб. a mw, руб.
1 1,5617 0 + 3795,0321 5,9803 1435272 5,9194 1420656 14616
2 - 0,8924 0 + 3480,8600 5,3859 1292616 5,4198 1300752 -8136
3 - 2,4520 0 + 3234,8094 4,9384 1185216 5,0298 1207152 -21936
4 - 0,0484 0 + 3851,9408 6,0082 36049,2 6,0101 36060,6 -11
5 0,0912 0 + 3672,5735 5,7273 343638 5,7246 343476 162
6 - 0,4184 0 + 3744,1957 5,8541 351246 5,8384 350304 942
7 - 0,9037 0 + 3811,2805 5,9101 354606 5,9453 356718 -2112
8 0,5035 0 + 3372,1036 5,2663 1263912 5,2473 1259352 4560
9 0,9879 0 + 3546,6024 5,5620 1334880 5,5242 1325808 9072
10 1,5151 0 + 3772,4654 5,9424 1426176 5,8835 1412040 14136
11 2,0400 0 + 4067,3878 6,4349 1544376 6,3539 1524936 19440
12 - 1,4472 0 + 4053,9197 6,2752 1506048 6,3324 1519776 -13728
13 - 0,0033 0 + 2889,5499 4,4841 1076184 4,1749 1001976 74208
14 0,3332 0 + 2885,7812 4,4904 1077696 4,1701 1000824 76872
15 0,02573 0+ 3742,5035 0,4921 118104 0,4547 109128 8976
16 - 0,19044 0 + 3857,5067 0,5067 121608 0,4687 112488 9120
17 - 0,39863 0 + 3965,3571 0,5204 124896 0,4818 115632 9264
Таблица 3
Сравнительные результаты стоимости потерь энергии при температурах близких к максимально допустимой _____________________________________ температуре_______________________________________________
№ Прямые I2=A0+B АР, Вт/м ^W, руб. АРпри пост.токе, Вт/м ^W, пост.т, руб. a mw, руб.
1 17,17914 0 + 41745,330 84,8762 20370288 81,1090 19466160 904128
2 -10,7086 0 + 41770,320 78,9658 18951792 80,9418 19426032 -474240
3 - 31,876 0 + 42052,520 75,5441 18130584 81,8448 19642752 -1512168
4 -0,5324 0 + 42371,350 82,5149 495089 82,6218 495730,8 -641
5 1,00364 0 + 40398,303 78,0691 4684146 77,8596 4671576 12570
6 -4,6024 0 + 41186,153 78,8146 4728876 79,7747 4786482 -57606
7 -9,9405 0 + 41924,091 79,4829 4768974 81,5329 4891974 -123000
8 6,042 0 + 40465,236 79,2630 19023120 78,0641 18735384 287736
9 10,8678 0 + 39012,622 76,7966 18431184 74,5752 17898048 533136
10 16,6661 0 + 41497,120 84,1286 20190864 80,4989 19319736 871128
11 20,400 0 + 40673,880 82,8790 19890960 78,5185 18844440 1046520
12 -14,472 0 + 40539,200 75,3750 18090000 78,1963 18767112 -677112
13 -0,0462 0 + 40453,700 77,9884 18717216 77,9920 18718080 -864
14 4,6648 0 + 40400,920 78,8223 18917352 77,8659 18687816 229536
15 7,7190 0 + 1122751,050 255,7122 61370928 136,4143 32739432 28631496
16 -57,132 0 + 1157252,010 263,0509 63132216 140,6061 33745464 29386752
17 -119,5900 0 + 1189607,130 269,7433 64738392 144,5372 34688928 30049464
Вывод
Потери энергии в сетях влияют на процентное соотношение издержек в конечной стоимости продуктов. Стоимость потерь электрической энергии в линиях распределительных сетей от температуры проводов и потери энергии при постоянном токе отличаются незначительно в таблице 2, так как при небольших температурах погрешности расчета потерь почти отсутствуют. Малая стоимость потерь наблюдается в режимах 4-7 из-за меньших потерь энергии и, следовательно, меньшей длины линии.
Поэтому в линиях, где учитывается температурная зависимость при длине линии с 1000 м, стоимость выше, чем в линиях при постоянном токе. Поэтому при расчете потерь энергии в электрических сетях рекомендуется учитывать температурную зависимость тока при длинах линии с 1000 м, а также в линиях с повышенной пропускной способностью.
Список литературы
1. Вязигин В.Л. Оборудование и электротехнические устройства систем электроснабжения. Омск: Изд-во ОмГТУ, 2007. - 232 с.
116
Евразийский Союз Ученых (ЕСУ) # 7 (16), 2015 | ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
2. Гиршин С.С., Горюнов В.Н., Кузнецов Е.А. Упрощение уравнений теплового баланса воздушных линий электропередачи в задачах расчета потерь энергии // Омский научный вестник. Омск: Изд-во ОмГТУ, 2013. № 1 (117). - с. 148-151.
3. Гиршин С.С., Усенко А.Н., Тимомеева А.И., Калу-сенко Е.О. Особенности моделирования электрических и тепловых режимов распределительных сетей в задачах расчета потерь электроэнергии// Энегре-тика и энергосбережение: Межвуз. Тематический сб. науч. трудов. Омск: Изд-во ОмГТУ, 2011. - С. 154-162.
4. Железко Ю.С., Артемьев А.В., Савченко О.В. Расчет, анализ и нормирование потерь электроэнергии в электрических сетях: Руководство для практических расчетов. М.: ну ЭНАС, 2002. - 280 с.
5. Mongush Ch.P. Research of dependence of the residual current in the lines distribution networks temperature wires //History, Problems and Prospects of Development of Modern Civilization. The XVI International Academic Congress. Tokyo, Tokyo University Press, 2015. №2. - с. 442-450.
МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ, ПРОИСХОДЯЩИХ В СИСТЕМЕ ТЕПЛОВЫХ РАСШИРЕНИЙ ПРИ ТЕМПЕРАТУРНОМ ПЕРЕКОСЕ ПО ФЛАНЦАМ КОРПУСА
ЦИЛИНДРА
Мурманский Борис Ефимович
Канд. техн. наук, доцент, кафедра «ТиД», УрФУ, г. Екатеринбург
Сосновский Андрей Юрьевич
Канд. техн. наук, ЗАО «ИЦ «Уралтехэнерго», г. Екатеринбург
Одним из проявлений затруднённых тепловых расширений паровых турбин является повышенная закрутка ригелей фундамента под выносными корпусами подшипников. В результате закручивания ригелей изменяются высотные положения вкладышей подшипников. В тех случаях, когда в корпусе среднего подшипника расположены два вкладыша, то при закручивании ригеля один вкладыш опустится, а другой поднимется. Это вызовет изменение опорных реакций валопровода и вибрационных характеристик опор, и может привести к появлению недопустимого уровня вибрации. Опыт эксплуатации показывает, что величина закрутки ригеля может значительно, более чем в два раза, превышать установленные нормативной документацией допустимые пределы. Так, например, на турбинах типа К-300-240 ХТЗ наблюдался поворот корпуса подшипника №2 и ригеля фундамента до 3,5 мм/м [1, с 83] при допускаемой величине 0,5 мм/м [2].
Закрутка ригеля определяется, в основном, величиной силы трения, возникающей на поверхностях сопряжения фундаментной рамы, жёстко закреплённой на ригеле, и корпуса подшипника, скользящего по ней. Фундаментная рама и корпус подшипника контактируют между собою по двум поверхностям: «верхняя плоскость фундаментной рамы - подошва корпуса подшипника» и «направляющие продольные шпонки - паз в подошве корпуса подшипника (далее «продольная шпонка - паз»).
Сила трения в паре «продольная шпонка-паз» зависит от нескольких причин. Одна из них - разворот корпуса подшипника, вследствие разности температур (температурного перекоса) на фланцах цилиндра турбины, сопряжённого с корпусом подшипника.
Рассмотрим механизм возникновения сил трения в паре «продольная шпонка-паз» при температурном перекосе на фланцах цилиндра. В результате неравномерного прогрева одна сторона цилиндра удлиняется больше другой. Это вызывает смещение относительно друг друга, в проекции на ось турбины, выполненных на лапах цилиндра элементов сочленения (т.н. «поперечных шпонок») с корпусом подшипников (поперечных пазов или выступов). Такое смещение приводит к несимметричной пере-
даче осевого усилия на корпус подшипника. Несимметричность усилий создаёт крутящий момент в горизонтальной плоскости, который стремится повернуть корпус подшипника. Повороту корпуса подшипника относительно фундаментной рамы препятствуют «продольные шпонки». В результате возникают дополнительные, не учитывавшиеся при проектировании фундамента, силы трения вызывающие дополнительную закрутку ригеля.
Инструкцией по эксплуатации большинства турбин разница температур фланцев слева и справа ограничена десятью градусами. В реальных условиях эта разница значительно больше. Так, на одной из электростанций, при проведении работ по нормализации тепловых расширений, авторами во время пуска была зафиксирована разность температур фланцев ЦВД турбины Т-100/120-130 ТМЗ в 70 градусов. Управлять разностью температур между фланцами достаточно сложно, и необходимость корректировки этого параметра значительно увеличивает время пусковых операций турбины, в связи с чем на электростанциях достаточно часто нарушаются эти требования инструкции.
Влияние температурного перекоса на работу системы тепловых расширений можно снизить увеличением зазоров в паре «продольная шпонка-паз». Первоначально, на турбинах, изготовленных до середины 60-х годов ХХ века, суммарный зазор в паре «продольная шпонка -паз» выполняли в диапазоне от 0,05 до 0,08 мм, что по принятой в то время классификации посадок соответствовало «ходовой» посадке. По опыту эксплуатации турбин 1 00 МВт и выше, на ряде турбин зазоры в этой паре были увеличены до 0,10...0,16 мм [3, с 152].
Необходимо отметить, что кроме величины зазора, на величину температурного перекоса, при которой возникает контакт в паре «продольная шпонка—паз», влияние оказывают и геометрические размеры цилиндра (в частности, расстояние между лапами) и сопряжённого с ним корпуса подшипников (длина корпуса). Так, например, с увеличением расстояния между лапами цилиндра, угол поворота корпуса подшипника вызванный разностью температур фланцев цилиндра, уменьшается.
