40964

Электрические сети

Лекция

Коммуникация, связь, радиоэлектроника и цифровые приборы

Энергетической системой называют совокупность электрических станций, электрических и тепловых сетей и потребителей электрической и тепловой энергии, объединенных между собой и связанных общностью режима.

Русский

2013-10-22

15.55 MB

134 чел.

Электроэнергетика часть 1 – Электрические сети

Лекции для специальности «Электрические станции», 3 курс

Вихарев Александр Павлович, кафедра ЭЭС

Литература

1). Конспект лекций

2). Герасименко А. А., Федин В. Т. «Передача и распределение электрической энергии». Учебное пособие, 2006 г.

3). Идельчик В. И. «Электрические системы и сети», 1989 г.

4). Вычегжанин А. В., Черепанова Г. А. «Проектирование сетевого района». Учебно-методическое пособие.

5).  Вычегжанин А. В., Черепанова Г. А. «Установившиеся режимы электрических сетей в примерах и задачах». Киров, 2009

6). Справочник по проектированию электроэнергетических систем, С. С. Рокотян, И. П. Шапиро, 1985 г.

Общие положения

Понятие электрической и электроэнергетической системы

Энергетическая система

Энергетической системой называют совокупность электрических станций, электрических и тепловых сетей и потребителей электрической и тепловой энергии, объединенных между собой и связанных общностью режима.

Электроэнергетическая система (ЭЭС) – совокупность электрических частей электрических станций, электрических сетей и потребителей электроэнергии, связанных непрерывностью процесса производства, распределения и потребления электроэнергии.

Электрическая сеть – совокупность электроустановок для передачи и распределения электроэнергии, состоящая из ЛЭП и подстанций.

Линии электропередачи (ЛЭП) – электроустановки для передачи электрической энергии.

Структура электроэнергетической системы:

Современная структура

1). Генерирующие компании (ТГК и ОГК)

2). Федеральные электрические сети (ФСК) – межсистемные ЛЭП

3). Региональные электрические сети (РСК), которые объединяются в МРСК (межрегиональные)

4). Системный оператор (диспетчерское управление) – РДУ

5). Энергосбыт

Преимущества объединения электроэнергетических систем:

1). Увеличивается надежность работы каждой из систем

2). Использование несовпадения максимумов нагрузки

3). Меньшие резервы активной мощности

4). Позволяет осуществлять совместную работу тепловых и гидравлических станций

5). Использование генерирующих агрегатов большой единичной мощности

Классификация электрических сетей:

По нескольким признакам:

1). По роду тока:

а). постоянного

б). переменного

2). По величине номинального напряжения:

а). низкого напряжения (до 1 кВ)

б). высокого напряжения (до 330 кВ)

в). сверхвысокого напряжения (до 1000 кВ)

д). ультравысокого напряжения (выше 1000 кВ)

3). По характеру потребителей:

а). промышленные

б). городские

в). сельские

4). По конфигурации:

а). замкнутые

б). разомкнутые

5). По выполняемым функциям:

а).системообразующие сети. Напряжения 330, 500, 750, 1150 кВ. Осуществляют формирование объединенной энергосистемы России, соединяя между собой мощные электростанции и обеспечивая их функционирование как единого целого

б). питающие сети – для распределения электроэнергии от шин электрических станций и от подстанций системообразующей сети. Напряжения 35, 110, 150, 220 кВ

в). распределительные сети – распределяют электроэнергию от шин подстанций питающей сети к потребителям. Напряжения 6, 10, 35 кВ.

6). По режиму работы нейтрали:

а). с глухозаземленной нейтралью

б). с изолированной нейтралью

в). с эффективно заземленной нейтралью

Номинальные напряжения электрических сетей

Номинальное напряжение электрической сети – такое напряжение, на которое эта сеть рассчитана в условиях нормальной работы. Работа с номинальным напряжением – наиболее эффективна.

Различают номинальные напряжения источников, сети и потребителей. У источников номинальное напряжение на 5-10% выше, чем у потребителей и сетей – для того, чтобы компенсировать падение напряжения при передаче от источников к потребителю.

Существует стандартный ряд напряжений, кВ:

(3); 6; 10; (20); 35; 110; (150); 220; 330; 500; 750; 1150

В скобках – не рекомендуемые значения.

Характеристики и параметры ЭЭС

Схемы замещения ЛЭП

При расчетах установившихся режимов ЭЭС используются математические модели ЛЭП,  трансформаторов и других элементов. Эти модели называются схемами замещения.

Для ЛЭП относительно небольшой длины – до 400 км, используются схемы замещения с сосредоточенными параметрами.

Воздушные ЛЭП напряжением 110 кВ и выше длиной до 400 км при расчетах установившихся режимов представляются П-образной схемы замещения.

и  – активное и реактивное сопротивление линии соответственно

и  – активная и реактивная проводимость линии соответственно

Активное сопротивление линии обусловлено потерями мощности и энергии на нагрев проводов.

– погонное сопротивление,

Приводятся в справочниках при

Реактивное сопротивление обусловлено магнитными потоками взаимной индукции фазных проводов

- для

– радиус провода

– среднее геометрическое расстояние между фазными проводами,

Если фазы ЛЭП расщеплены, то вместо .

Расщепление фаз выполняется для увеличения эквивалентной поверхности проводов, что необходимо для уменьшения интенсивности коронного разряда.

Минимальные допустимые сечения проводов:

Uном

не бывает короны

70 мм2

240 мм2

600 мм2

Например 500 кВ:

И при расщеплении фаз:

Активная проводимость обусловлена двумя видами потерь активной мощности:

– потери от тока утечки через изоляцию

– потери на коронный разряд. Так как для изоляции проводов ЛЭП используются материалы с высокой изоляционной способностью, то потери от токов утечки малы и ими можно пренебречь. Если на ЛЭП применяются провода с минимально допустимыми или бо́льшими сечениями, то потери от коронного разряда также малы и ими можно пренебречь (для линий напряжением 110-220 кВ).

Реактивная проводимость (емкостная). Обусловлена емкостями между фазными проводами и между проводами и землей.

 

При выполнении расчетов линий 110-220 кВ используется упрощенная схема замещения

Во второй схеме вместо ветвей с проводимостями учитывается реактивная зарядная мощность, генерируемая емкостью линии. Верхние индексы «н» и «к» означают начало и конец линии и эти мощности равны половине всей зарядной мощности:

Icемкостной ток

Для ВЛ 35 кВ и ниже не учитывают зарядную мощность:

Кабельные ЛЭП представляются также П-образной схемой замещения

Т.к. для КЛ Dср примерно в 100 раз меньше, чем для ВЛ, реактивное сопротивление кабеля становится малым по сравнению с активным и его не учитывают.

Несмотря на то, что емкостная проводимость КЛ больше, чем ВЛ, но для КЛ напряжением 6-10 кВ зарядная мощность Qс все равно будет незначительной, поэтому ее можно не учитывать.

Для КЛ 6-10 кВ

Схемы замещения трансформаторов и автотрансформаторов

Двухобмоточные трансформаторы


Г-образная схема замещения

– ток намагничивания

Прежде чем выполнять расчеты схемы замещения необходимо привести ее параметры к одному напряжению, при этом электромагнитные связи заменяются электрическими.

Приводят обычно к высшему напряжению. Пересчет сопротивлений обмоток:

– сопротивление обмотки низшего напряжения, приведенное к высшему:

Активное и реактивное сопротивление схемы замещения трансформатора представляют собой сумму сопротивлений: сопротивление обмотки высшего напряжения и сопротивление обмотки низшего напряжения, приведенного к высшему:

;   

Ветвь сопротивлений – продольная, а ветвь проводимостей – поперечная. Активная проводимость обусловлена потерями активной мощности в стали от тока намагничивания, реактивная – магнитным потоком взаимоиндукции в обмотках трансформатора.

В расчетах электрических сетей используется упрощенная схема:

– потери холостого хода

Каждый трансформатор имеет т.н. паспорт – табличка, который включает следующие данные:

1). Номинальная мощность

Sном [кВ·А, МВ·А]

2). Номинальное напряжение

UВ ном, UН ном  [кВ]


3). Опыты

Iх,%; ΔPх [кВт] – ток ХХ и потери ХХ

uк,%; ΔPк [кВт] – напряжение КЗ и потери КЗ

Параметры ветви намагничивания схемы замещения трансформатора определяются по результатам опыта ХХ. Вторичная обмотка размыкается, а на первичную подается номинальное напряжение. При этом измеряются потери активной мощности ΔPх и ток холостого хода Iх,%.

;   

Чтобы выразить ΔQх через паспотрные данные, поступают следующим образом: делают допущение

Сопротивление в схеме замещения трансформатора определяется по результатам опыта КЗ. Замыкается накоротко вторичная обмотка и на первичную подается такое напряжение, чтобы ток в обмотках был номинальным. Измеряются потери ΔPх и напряжение на первичной обмотке uк,%.

Для определения реактивного сопротивления пренебрегают активным:

Трехобмоточные трансформаторы

Применяются на электростанциях и подстанциях для связи трех напряжений.

 


У трехобмоточного трансформатора обмотки связаны электромагнитным полем.

Схема замещения:

Опыт ХХ не отличается от опыта ХХ для двухобмоточного трансформатора.

Три опыта КЗ:

1). В-Н. обмотка НН закорачивается, обмотка СН разомкнута, а на обмотку ВН подается такое напряжение, чтобы токи в обмотках ВН и НН были равны номинальному:

ΔPкВН; uкВН,%

2). В-С. закорачивается обмотка СН, обмотка НН разомкнута, а на обмотку ВН подается такое напряжение, чтобы токи в обмотках ВН и СН были равны номинальному:

ΔPкВС; uкВС,%

3). С-Н. Закорачивается обмотка НН, обмотка ВН – разомкнута, а на обмотку СН подается такое напряжение, чтобы ток в обмотках НН и СН был равен номинальному:

ΔPкСН; uкСН,%

Т.к. в результате опыта КЗ ΔPк и uк,% получены на пару обмоток, а нам необходимо их иметь на каждую обмотку в отдельности, то полученные результаты пересчитываются по формулам:

Аналогично – и для uк,%:

По найденным значениям ΔPк и uк,% по вышеприведенным формулам рассчитываются сопротивления для схемы замещения трехобмоточного трансформатора.

uкВН,%;   ΔPкВН

uкВС,%;   ΔPкВС

uкСН,%;   ΔPкСН

И остальные – как для двухобмоточного. В настоящее время трехобмоточные трансформаторы выпускаются с одинаковыми номинальными мощностями обмоток.

Автотрансформаторы

Используются на электрических станциях и подстанциях для связи трех напряжений

 

Особенность автотрансформатора в том, что между последовательной и общей обмоткой связь как через электромагнитное поле, так и гальваническая, а между ними и обмоткой НН – только через поле.

Номинальной мощностью АТ называется мощность, которую он может принять из сети ВН или передать в эту сеть при номинальных условиях работы.

 

Последовательная обмотка рассчитана на типовую мощность

– коэффициент выгодности

Обмотка НН – также на мощность, меньшую номинальной:

Для АТ 220-330 кВ:

Вывод: таким образом, через автотрансформатор можно передать мощность, бо́льшую той, на которую выполнены его обмотки, за счет этого АТ более выгоден, чем трехобмоточный трансформатор аналогичной мощности и напряжения.

Схема замещения АТ – как и для трехобмоточных трансформаторов (см. выше).

Паспортные данные. Из-за того, что обмотки АТ выполнены на разную мощность, ΔPк получаются приведенные к разным мощностям:

Если есть индекс «Н», то приведены к мощности обмотки НН, поэтому прежде чем выполнять расчеты, необходимо провести потери КЗ к номинальной мощности АТ:


Трансформаторы с расщепленной обмоткой

Являются разновидностью трехобмоточных трансформаторов.

Обмотка НН выполнена из двух частей, расположенных симметрично по отношению к обмотке ВН. Напряжения обеих частей одинаковы, а мощность каждой – часть номинальной мощности трансформатора. Схема замещения аналогична схеме замещения трехобмоточного тр-ра:

Достоинства: большое сопротивление току КЗ между ветвями, что дает возможность ограничивать ток КЗ на стороне НН. Используется на ПС и ЭС. Подключаются к разным секциям шин или генераторам.

Статические характеристики потребителей электроэнергии

Потребители различаются по характеру: промышленные предприятия, жилые дома, коммунально-бытовые предприятия, сельскохозяйственные потребители.

Самый распространенный потребитель – асинхронный двигатель.

Рассмотрим характерный для ЭЭС нашей страны состав потребителей:

1). Мелкие асинхронные двигатели      – 34%

2). Крупные асинхронные двигатели      – 14%

3). Освещение       – 25%

4). Выпрямители и инверторы, печи и нагревательные приборы  – 10%

5). Синхронные двигатели       – 10%

6). Потери мощности в сетях       – 17÷19%

Важнейшей характеристикой потребителей является их активная и реактивная мощность.

Статическими характеристиками потребителей называют зависимости активной и реактивной мощности от напряжения и частоты при медленном изменении параметров режима:

Pн = f(U)

Qн = f(U)

Pн = f(f)

Qн = f(f)

Динамическими характеристиками будут называться те же зависимости, но при быстром изменении параметров режима.

Чтобы получить точные статические характеристики необходимо проводить сложные и длительные испытания. В тех случаях, когда невозможно иметь реальные статические характеристики, в расчетах используются обобщенные типовые статические характеристики, которые получены расчетным путем для вышеперечисленного состава потребителей.

, ,  – приведенные величины, в относительных единицах. За базисное значение принимается значение в предыдущем режиме.

Представление нагрузок в расчетах установившихся режимов электрических сетей

Все элементы электрической сети можно разделить на пассивные и активные.

Пассивные – ЛЭП, трансформаторы; в расчетах установившихся режимов задаются сопротивлениями.

Активные элементы – потребители (нагрузки) и генераторы.

Потребители представляются следующим образом:

1). Постоянным по величине электрическим током

Такое представление используется при расчетах распределительных сетей низкого напряжения (до 1000 В), а также городских, сельских и промышленных сетей напряжением менее 35 кВ.

Уравнения, описывающие установившиеся режимы, являются линейными.

2). Постоянная по величине мощность

Применяется при расчетах питающих сетей.

В этом случае неизвестным является напряжение в узлах сети. Это означает, что в узле задается нелинейный источник тока. Поэтому уравнения будут нелинейными.

3). Постоянные проводимости или сопротивления

 

 

 

Заданы статические характеристики в виде квадратичных функций:

;  

Такой способ задания используется при расчетах электромагнитных переходных процессах.

4). Статические характеристики

Pн = f(U)

Qн = f(U)

Наиболее точный способ задания, но приводит к усложнению расчетов.

Применяется при расчетах послеаварийных режимов.

5). Случайным током

Используется в сетях с большой долей электротяговой нагрузки.

Представление генераторов при расчетах установившихся режимов ЭЭС

Генераторы при расчетах установившихся режимов электрических сетей представляется в виде источников питания.


1). Постоянная по величине активная и реактивная мощность

;   

Как нагрузка, но с противоположным знаком.

Не совсем отвечает реальности, т.к. активную мощность генератора можно поддерживать постоянной, а реактивную – нет.

2). Постоянная активная мощность и постоянный модуль напряжения

Более точный способ.

3). Постоянное по модулю и фазе напряжение

Балансирующий источник питания.

Потери мощности и энергии в элементах электроэнергетических сетей

При передаче электроэнергии от источников к потребителям часть энергии расходуется на нагрев проводов и создание электромагнитных полей. Этот расход и принято называть потерями. Это расход электроэнергии на ее доставку.

Потери мощности в ЛЭП

Активная и реактивная мощность

Из формул видно, что потери активной и реактивной мощности зависят от активных и реактивных мощностей в линии. Потери ΔP и ΔQ обратно пропорциональны квадрату напряжения линии. Кроме того, на ЛЭП имеют место потери активной мощности на коронный разряд и ЛЭП является генератором зарядной мощности Qс.

Потери мощности в трансформаторах

Четыре вида потерь мощности в тр-рах:

1). Потери активной мощности в обмотках. Расходуются на нагрев проводов

2). Потери активной мощности холостого хода. На создание вихревых токов в сердечнике и перемагничивание.

– постоянная величина

3). Потери реактивной мощности в обмотках, расходуются на создание потоков  рассеяния.

4). Потери реактивной мощности при холостом ходе. Расходуются на создание намагничивающей мощности.

Если параллельно включены k трансформаторов, то потери ХХ увеличиваются в k раз, а потери в обмотках уменьшаются в k раз.

;   

Потери электроэнергии в элементах электрических сетей

W – активная электроэнергия

ΔW – потери электроэнергии

Если постоянная во времени мощность

ΔWP·t


Метод расчета потерь электроэнергии по графикам нагрузок элементов сети

Графиком нагрузки называется зависимость активной или реактивной мощности, проходящей по электрической сети от времени. Бывают суточные и годовые. Это плавная линия, но для расчета ее заменяют ступенчатой.

Лето: tз = 200 сут

Зима: tл = 165 сут

Весь год делится на два больших периода: осенне-зимний и весенне-летний. Соответственно, минимальное и максимальное значение.

Характеристики графиков:

1). Минимальная и максимальная мощность

2). Среднесуточная мощность:

3). Время наибольшей нагрузки Tнб

Чаще всего годовой график строится по продолжительности по суточным графикам. Продолжительность года – 8760 часов.

Порядок расчета потерь электроэнергии

1).

Pi, Qi – мощности на i-й ступени

r – активное сопротивление, элемента, для которого ведется расчет

2).

Δti – длительность ступени

3).

n – число ступеней в графике

Преимущества:

1). Высокая точность (при условии, что имеются реальные графики)

Недостатки:

1). Реальные графики имеют большое число ступеней (каждый час или 30 минут), поэтому ручной расчет трудоемкий

2). Не для всех элементов имеются реальные графики

Метод расчета по времени наибольших потерь

Этот метод основывается на двух понятиях:

Время использования наибольшей нагрузки Tнбmax)

Временем использования наибольшей нагрузки называется время, в течение которого потребитель, работая с наибольшей мощностью, возьмет из сети такое же количество электроэнергии как и при работе по реальному графику (см. рис.); определяется из условия равенства площадей ступенчатой фигуры (Wгод) и прямоугольника 01230.

Время наибольших потерь – время, в течение которого потребитель, работая с наибольшими потерями активной мощности, вызывает такие же потери электроэнергии, как и при работе по реальному графику.

– время наибольших потерь

Определяется из условия равенства площади ступенчатой фигуры и площади прямоугольника 01230. Для расчета за год используется эмпирическая формула:

– за год, T = 8760

Еще можно определить по графикам

Порядок расчета данным методом:

1). Время наибольшей нагрузки Тнб – дано в справочниках для разных потребителей

2). Время наибольших потерь  определяется по формуле или графикам

3). Потери мощности в элементе ЭЭС  

4). Потери энергии:


Преимущества:

1). Простота

Недостатки:

1). Низкая точность

Формулы для расчета потерь электроэнергии в нескольких параллельно работающих трансформаторах методом графика нагрузки:

k – число параллельно работающих тр-ров

Методом времени наибольших потерь:

T – число часов в году

Расчет параметров установившихся режимов в ЛЭП

Задача расчета режима в электрической сети.

Токи и напряжения – параметры режима

Токи в ветвях, напряжения в узлах, потоки мощности. Определение этих параметров и составляет задачу расчета режима.

Исходные данные для расчета являются:

1). Схема электрических соединений сети

2). Сопротивления и проводимости элементов сети

3). Мощности потребителей (нагрузок)

4). Напряжения в отдельных узлах

Расчет параметров режима представляет собой сложную задачу, т.к. реальные сети имеют очень большое число ветвей и узлов.

На практике применяют два метода расчета:

1). Метод систематизированного подбора

2). Метод последовательных приближений

Расчет режима ЛЭП при заданном токе и напряжении на нагрузке

Известны:

– напряжение на нагрузке;  – ток нагрузки

Сопротивления линий , , проводимость

Необходимо определить  – напряжение на источнике,  – ток источника,  – ток в линии, потери в линии.

Будем использовать фазные напряжения и фазные токи. Применяются законы Ома и Кирхгофа. Расчет производится от конца линии к источнику.

Зарядный ток в конце

1).

2). Первый закон Кирхгофа:

3).

4).

5).

6).

Для лучшего понимания – векторная диаграмма.

Векторная диаграмма строится на комплексной плоскости по записанным формулам.

Отложим заданные величины:

Построим

Построим

Затем

Из диаграммы видно, что для линии под нагрузкой напряжение в конце линии меньше, чем напряжение в конце.

Рассмотрим векторную диаграмму линии при холостом ходе (IН = 0)

Из диаграммы видно, что для линии при ХХ напряжение в конце линии больше, чем в начале.

Расчет режима ЛЭП при заданной мощности нагрузки

Рассмотрим два случая

I). Известны мощность нагрузки  и напряжение нагрузки , а также сопротивления линии. Необходимо определить , , , , потери мощности. Используем линейные напряжения и фазные токи. Расчет ведется от конца линии к началу на основании законов Кирхгофа и Ома.

1).

2).    

3).

4).

5).

6).

7).

II). Задана мощность потребителя или нагрузки  и напряжение на источнике . Известны сопротивление и проводимость. Нужно определить напряжение , мощность ,  , , потери мощности.

Будем использовать линейное напряжение и фазный ток.

Решать задачу как в предыдущем случае невозможно, т.к. неизвестно .

Метод последовательных приближений (метод итерации)

Каждое приближение состоит из двух этапов. На первом этапе принимается, что напряжение в конце (узел 2) равно номинальному и выполняется расчет потоков мощности от конца линии к началу.

На втором этапе – расчет уточненного значения  по заданному напряжению , и потоку мощности, рассчитанному на первом этапе.

I этап

1). ;

2).    

3).

4).

5).

6).

II этап

Так как потоки мощности на первом этапе рассчитаны приближенно, то и  рассчитано с некоторой погрешностью. Но эта погрешность не велика, т.к. в питающих сетях напряжение поддерживается с помощью устройств регулирования.

При ручном расчете выполняется одна итерация, при расчете на компьютере – пять-шесть итераций.

Падение и потеря напряжения в ЛЭП

Среди параметров, которые характеризуют режимы ЛЭП имеются такие из них, как падение и потеря напряжения.

Падением напряжения в ЛЭП называется векторная (геометрическая) разность между напряжениями начала и конца линии.

Это падение напряжения, комплексное число, имеет действительную и мнимую части.

BC – действительная часть падения напряжения (продольная составляющая падения напряжения), .

AC – мнимая часть падения напряжения (поперечная составляющая падения напряжения), .

Потерей напряжения называется алгебраическая разность напряжений в начале и конце линии.

BD – разность векторов (если  повернуть на угол ).

Проанализируем как будут меняться падения и потери напряжения в зависимости от параметров линии (сопротивлений).

Зависимость погонных сопротивлений от сечения провода

Для распределительных сетей, где где используются малые сечения проводов, угол, поперечная составляющая падения напряжения мала, а потеря напряжения практически равна продольной составляющей падения напряжения.

Таким образом, в распределительных сетях и питающих сетях напряжением до 110 кВ включительно при расчетах режимов можно пренебречь поперечной составляющей падения напряжения, а продольную составляющую считать равной потере напряжения и расчет выполнять по потере напряжения.

Для питающих сетей угол  значительный, поперечной составляющей пренебрегать нельзя, поэтому в расчетах питающих сетей напряжением 220 кВ и выше необходимо учитывать как продольную, так и поперечную составляющую и расчет вести по падению напряжения.

Если будут известны данные в начале линии (P, Q, U), то в формулах изменяются только индексы

Метод систематизированного подбора при расчете режима ЛЭП

В том случае, когда потребитель задается статическими характеристиками по напряжению в случае ручного расчета целесообразно использовать метод систематизированного подбора.

Известно напряжение источника питания , сопротивление линии r, x, проводимость линии b. Определить потоки мощности в начале и конце , , потери мощности в линии.

Для решения задачи методом систематизированного подбора для начала задаемся начальным значением напряжения : в разных пределах. Например, 0,9 от

1).

2). По статическим характеристикам определяем  и

3).

4).

5).

6).

7).

8).

9).

Если бы в результате первого этапа напряжение  совпало бы с заданным напряжением , то расчет можно было прекратить, а все параметры соответствовали бы искомым параметрам режима. Но вероятность такого «попадания» очень мала, поэтому расчеты повторяются еще два раза для  и . Затем по результатам этих расчетов строятся зависимости (графики).

По графику находим  и по  вычисляем остальные параметры.

Расчет установившегося режима разомкнутых электрических сетей

Разомкнутой электрической сетью называют такую сеть, в которой все потребители питаются с одной стороны по одной ветви.

Два характерных случая

Расчет сети при заданных мощностях потребителей и напряжениях в конечной точке.

Задано: мощности потребителей, напряжение в точке n, сопротивления всех линий и проводимости. Необходимо определить напряжения во всех узлах, потоки мощности в ветвях, мощность, поступающую в сеть.

Расчет n линий сводится к n раз повторяющимся расчетам одной линии. А расчет ЛЭП при заданной мощности и напряжению в конце описан в предыдущей теме.

Расчет с конца сети от узла n к источнику питания (узел 1). Пользуемся законом Ома и первым законом Кирхгофа.

Определяются ; ; ; ; ; ;

Аналогично выполняются расчеты остальных линий. В результате за один проход определяются все исходные величины.

Расчет разомкнутой сети при заданных мощностях нагрузок и напряжений источников питания.

Такой случай является более частым. На источнике питания задается модуль и фаза напряжения. Переменными являются активная и реактивная мощность. Такой узел называется базисным (балансирующим) узлом.

Известные величины: мощности всех потребителей, напряжение на источнике питания, сопротивления всех линий, проводимости линий. Требуется определить: напряжения во всех узлах, потоки мощности в линиях, потери мощности в линиях и мощность, поступающую в сеть.

Так как в этом случае напряжение  неизвестно, то расчет выполняем методом последовательных приближений (итераций).

Каждое приближений состоит из двух этапов. На первом этапе принимается допущение, что напряжения во всех узлах, кроме первого, равны номинальному. Затем производится потоков мощности и потерь мощности от конечной точки сети к источнику питания.

I этап первой итерации

1).

2).

3).

4).

5).

6).

Аналогично расчет остальных линий:

На втором этапе определяются действительные напряжения в узлах по заданному напряжению на источнике питания  и рассчитанным потокам мощностей в линиях.

II этап

Снова повторяется I этап, но во всех узлах, кроме 1, вместо номинального напряжения подставляются напряжение, рассчитанное на II этапе, и так далее до достижения заданной точности.

При ручном расчете ограничиваются одним приближением, если расчет на компьютере – 5-10 итераций.

Но даже одно приближение дает довольно точный результат, т.к. в питающих сетях с помощью средств регулирования напряжение поддерживается близким к номинальному.

Расчет сети с различными номинальными напряжениями

Расчет сети с различными номинальными напряжениями можно выполнять двумя способами.

Первый способ – приведение сети к общему базисному напряжению (обычно к высшему, либо к тому, на котором работают наибольшее число потребителей сети). При этом составляется схема замещения сети, в которой электромагнитные связи в трансформаторах заменяются электрическими.

Данная схема приведена к одному напряжению.

Сопротивления элементов, которые не работают на базовом напряжении, необходимо привести.

nтр – коэффициент трансформации

Затем выполняется расчет сети на одном номинальном напряжении.

Недостаток метода: в результате расчета получаем получаем напряжения во всех узлах, приведенные к базисному.

Этот метод рекомендуется использовать при расчете переходных процессов.

Второй метод: метод с учетом идеальных трансформаторов (с учетом коэффициентов трансформации).

В этом метода тоже составляется схема замещения, но в ней указываются идеальные трансформаторы.

Расчет ведется в два этапа. На первом этапе определяются потоки мощностей как в сетях с одним номинальным напряжением. При этом расчет потерь мощности ведется по номинальным напряжениям.

На втором этапе определяются напряжения в узлах по мощностям, рассчитанных на первом этапе и напряжению источника питания с учетом коэффициентов трансформации.

Такой метод рекомендуется применять для расчета установившихся режимов электрических сетей. Во всех узлах будут действительные напряжения.

Допущения при расчетах разомкнутых сетей напряжением 35 кВ и ниже

1). Не учитывается зарядная мощность ВЛ, так как она мала

, как правило

2). Для КЛ не учитываются реактивные сопротивления

3). При расчетах установившихся режимов не учитываются потери ХХ трансформаторов

4). При расчетах установившихся режимов не учитываются потери мощности в линиях и обмотках трансформаторов и расчет ведется только по мощностям потребителей.

5). Не учитывается сдвиг по фазе между напряжениями в начале и конце линии. Следовательно, не учитывается поперечная составляющая падения напряжения, а расчет ведется по потере напряжения.

6). Расчет установившихся режимов ведется по номинальным напряжениям


Расчетные нагрузки подстанций

Даже для такой простой сети схема замещения получилась относительно сложной. Поэтому для упрощения вводится понятие расчетная нагрузка подстанции. Она включает в себя: мощность потребителя этой подстанции, потери мощности в обмотках трансформаторов, потери холостого хода трансформаторов, а также зарядные мощности линий, подходящих и отходящих от шин подстанции.

Введение расчетных нагрузок приводит к определенной погрешности расчета, т.к. они вычисляются до того, как рассчитаны действительные напряжения, т.е. по номинальным напряжениям.


Расчет установившихся режимов замкнутых электрических сетей

Классификация и преимущества замкнутых электрических сетей

Замкнутые сети делятся на простые замкнутые и сложные замкнутые.

Простой замкнутой сетью называется такая сеть, в которой каждый потребитель получает питание только с одной стороны, т.е. по одной ветви.

Сложная замкнутая сеть – это такая сеть, в которой имеется хотя бы один потребитель, получающий электроснабжение по трем ветвям.

Простую замкнутую сеть можно заменить сетью с двухсторонним питанием, при условии, что напряжения источников питания будут одинаковые.

Преимущества:

1). Высокая надежность

2). Гибкость – возможность реализации различным режимов работы

3). Вследствие естественного перераспределения потоков мощности в замкнутой сети потери мощности получаются меньше

4). Возможность развития сети без коренной реконструкции

Недостатки:

1). Более сложная эксплуатация

2). Более дорогая за счет дополнительных линий

3). Сложнее расчеты

Расчет сети с двусторонним питанием

Расчет сети с двусторонним питанием является общим случаем расчета простой замкнутой сети.


Схема замещения сети с двусторонним питанием

, ,  – расчетные нагрузки подстанций.

Расчет осуществляется в несколько этапов.

На первом этапе определяются мощности на головных участках сети.

Головными участками называется такие линии, которые отходят непосредственно от источников питания.

На первом этапе делаются следующие допущения:

1). Напряжения во всех узлах кроме A и B принимаются одинаковыми и равными номинальному.

2). Потери мощности в линиях не учитываются.

Известно: напряжение источников питания , ; расчетные мощности потребителей; сопротивления линий; проводимости линий.

Расчет потоков мощности на головных участках выполняется по «уравнениям моментов»:

;   n – количество подстанций

На втором этапе расчета определяем потоки мощности на оставшихся участках. Задаемся условно положительными направлениями потоков мощности.

По первому закону Кирхгофа для потоков мощности, для узла 2, 3

Затем определяется точка потокораздела сети. Точкой потокораздела называется такой узел сети, к которому мощности подтекают с двух сторон.

На следующем этапе расчета сеть с двусторонним питанием «разрезается» по точке потокораздела и представляется в виде двух сетей с односторонним питанием.

Важно разделить потоки мощности  и  так чтобы потоки мощности в обеих частях сети не изменится по сравнению с первоначальными:

На следующих этапах выполняется расчет каждой из сетей с односторонним питанием методом последовательных приближений по заданному напряжению источников питания и мощностям потребителей, причем с учетом потерь в линии.

Может быть случай, когда в сети две точки потокораздела: одна по активной мощности и одна по реактивной.

В этом случае сначала определяются потери активной и реактивной мощности между точками потокораздела:

Затем исходная сеть представляется в виде двух сетей с односторонним питанием.

Частные случаи сети с двусторонним питанием

1). Замкнутая однородная электрическая сеть.

Однородной электрической сетью называется такая, для всех участков которой выполняется соотношение: . Для того, чтобы указанное условие выполнялось, сечение проводов на участках сети должно быть примерно одинаковая и расположение проводов на опорах тоже одинаковое.

Однородная сеть – идеальная сеть, реальные сети неоднородны, но сети до 110 кВ включительно можно приблизительно считать однородными.

Для однородной замкнутой сети ранее рассмотренные формулы упрощаются:

Эти формулы проще за счет того, что расчет ведется только по активному сопротивлению и не нужно выполнять операции с комплексными числами.

;   

2). Однородная замкнутая сеть с постоянным сечением проводов

Расчет можно вести вести не по сопротивлениям, а по длинам линий

3). Замкнутая кабельная сеть

Для КЛ реактивное сопротивление не учитывается: . Следовательно, кабельную сеть можно считать однородной, поэтому для нее справедливы формулы первого случая.

Метод расщепления схемы электрической сети

Из предыдущего параграфа следует, что в однородной сети потокораспределения активных и реактивных мощностей не зависят друг от друга. Поэтому для однородной сети при ручном расчете можно использовать метод расщепления схемы сети.

Метод заключается в том, что исходная схема замещения сети, содержащая активные, реактивные сопротивления и полные нагрузки, расщепляется на две схемы.

По первой схеме определяется потокораспределение реактивных мощностей, по второй – активных. Потом эти схемы «накладываются» друг на друга, при этом получается потокораспределение мощностей.

Метод расщепления строго применим только для однородных сетей, для неоднородных сетей имеется погрешность и эта погрешность будет тем больше, чем больше степень неоднородности.

Технико-экономические расчеты в электрических сетях

Выполняются на стадии проектирования или реконструкции электрической сети.

Технико-экономические показатели

1). Капиталовложения (инвестиции) – это денежные средства, необходимые для сооружения электрических сетей, станций и других объектов электроэнергетики. Обозначаются буквой K:

– изыскательские работы и подготовка трассы, приобретение опор, проводов, арматуры и др., их транспортировка, монтажные и другие работы.

– подготовка территории, приобретение оборудования (трансформаторы, выключатели и т.п.), затраты на монтажные и другие работы).

При учебном проектировании капиталовложения рассчитываются по укрупненным показателям стоимости (УПС).

В реальном проектировании – по сметам.

2). Эксплуатационные расходы (издержки) – денежные средства, необходимые для эксплуатации электрооборудования сети в течении одного года:

Обычно объединяют по видам:

ИР – ремонт, ИО – обслуживание

ИΔW – компенсация потерь электроэнергии

ИР – поддержание оборудования в рабочем состоянии. Замена изоляторов, окрашивание металлических опор и кожухов оборудования. Исправление мелких повреждений и выполнение смазки.

ИО – зарплата обслуживающего персонала, транспорт, жилье.

– норматив отчислений на ремонт и обслуживание.

Для ВЛ 35 кВ и выше на стальных и железобетонных опорах

Для силового электрооборудования до 150 кВ включительно:

ВЛ 220 кВ и выше:

– стоимость 1 кВт·ч потерь электроэнергии

– потери электроэнергии в сети

– себестоимость

W – электроэнергия, переданная потребителям по сети за год.

Технико-экономическое сравнение вариантов

Проектирование любого объекта электроэнергетики выполняется в несколько этапов

1). Намечается несколько конкурентоспособных вариантов

2). Отбираются такие варианты, которые удовлетворяют техническим требованиям (надежность электроснабжения и качество электроэнергии)

3). Из оставшихся вариантов путем технико-экономического сравнения выбирается наилучший (оптимальный).

Выбор оптимального варианта – в сравнительной оценке К и И.

При социалистическом ведении хозяйства использовался критерий минимума приведенных затрат:

З – приведенные затраты

рН – нормативный коэффициент

В условиях рыночной экономики используется минимум дисконтированных издержек:

Tр – расчетный период, равный жизненному циклу проекта, который включает в себя период сооружения и эксплуатации объекта.

Tр = 22 года

t – текущий год

i – коэффициент дисконтирования

Вариант, у которого дисконтирование издержки меньше, признается оптимальным.

Если окажется, что сравниваемые варианты отличаются менее, чем на 5%, то такие варианты – равноценные и для выбора оптимального варианта исследуются дополнительные показатели и факторы.

Учет надежности при выборе варианта сети

Надежностью называется способность какого-либо объекта выполнять заданные функции сохраняя эксплуатационные показатели в пределах установленных нормативными документами.

Требования по надежности электроснабжения потребителей указаны в ПУЭ.

ПУЭ делит всех потребителей на три категории:

I категория – такие потребители, прекращение электроснабжения которых может повлечь опасность для жизни людей, повреждению дорогостоящего оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложных технологических процессов.

Требования: такие потребители должны снабжаться электроэнергией от двух независимых источников. Для сетей независимыми источниками могут быть системная подстанция, местная электрическая станция. Допускается рассматривать в качестве независимых источников системы или системы шин одной подстанции, но если они питаются от независимых источников. Перерыв в электроснабжении потребителей первой категории допускается на время работы автоматики для переключения источников (секунды, доли секунды).

Из числа потребителей первой категории выделяют особую группу потребителей.  Перерыв электроснабжения приводит к выходу из строя дорогостоящего оборудования, расстройству сложных технологических процессов. Они должны питаться от трех источников. Первые два – как и в предыдущем случае, должны иметь мощность, достаточную для снабжения потребителей полностью, а третий – достаточную для безаварийной остановки производства. В качестве третьего источника могут использоваться аккумуляторные батареи, дизель-генераторы или ИБП.

Ко второй категории относятся такие потребители, прекращение электроснабжения которых приводит к массовому недоотпуску продукции, к простою рабочих, механизмов, транспорта, а также к нарушению нормальной жизнедеятельности большого числа городских и сельских жителей. Это самая крупная категория. Электроснабжение рекомендуется от двух независимых резервирующих друг друга источников. Перерыв в электроснабжении таких потребителей допускается на время оперативных переключений с одного источника на другой (от получаса до нескольких часов).

К потребителям третьей категории относятся все не вошедшие в предыдущие две категории. Перерыв электроснабжения допускается, что замена или ремонт отказавшего элемента могут быть выполнены в течение суток.

Последствия от прекращения электроснабжения потребителей выражаются в виде экономического ущерба:

– недоотпуск электроэнергии из-за отказа оборудования;  – удельный ущерб на единицу недополученной электроэнергии. Определяется по результатам реально произошедших аварий.

– электроэнергия, полученная потребителем за год

– коэффициент вынужденного простоя – показывает вероятность прекращения электроснабжения рассматриваемого потребителя

Ущерб, рассчитанный по первой формуле включается в дисконтированные издержки:

Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанциях

Определяется степенью надежности снабжения потребителей. Если имеются потребители первой и второй категории, то устанавливают два трансформатора.

Установка одного трансформатора допускается в следующих случаях:

1). Как первый этап сооружения двухтрансформаторной подстанции

2). Для питания потребителей только третьей категории

3). Для питания потребителей второй категории, но при условии, что замена поврежденного трансформатора обеспечивается в установленные сроки и при условии технико-экономической целесообразности с учетом ущерба

Мощность трансформатора выбирают с учетом графиков нагрузки. Но есть упрощенная методика: по двум условиям (для двухтрансформаторной подстанции):

1). Условие нормальной работы:

– наибольшая мощность нагрузки

– количество трансформаторов

2). Условие аварийной работы: если один из трансформаторов выйдет из строя или будет выведен в ремонт, то оставшийся трансформатор должен обеспечить электроснабжение потребителей первой и второй категории. При этом учитывается перегрузочная способность трансформатора:

– нагрузка подстанции в аварийном режиме

;   – коэффициент, учитывающий долю I-й и II-й категории

– коэффициент перегрузки. Допускается перегрузка трансформаторов на 40% на время не более шести часов в течение пяти суток;

Из этих двух условий выбирается наибольшая мощность.

На однотрансформаторных подстанциях мощность выбирается исходя из наибольшей мощности нагрузки:

Выбор номинального напряжения линии электрической сети

Величина номинального напряжения ВЛ зависит от многих факторов, основными являются два: величина передаваемой по линии активной мощности; длина линии.

Определить величину Uном можно тремя способами:

1). По кривым равной экономичности, приводятся в справочной литературе

2). По таблицам пропускной способности и дальности ЛЭП (в справочной литературе)

3). По эмпирическим формулам

Для одноцепных ЛЭП:

Формула Стилла:

l – в км; P – в МВт;  Uрасч – в кВ

применяется при мощности до 60 МВт и длине до 250 км

При больших мощностях и расстояниях до 1000 км – формула Залесского:

Формула Илларионова:

,  подходит для любых значениях мощности и расстояния

Для двухцепных ВЛ:

Мощность P – на обе цепи

Полученные расчетные напряжения следует округлить до ближайшего стандартного.

Выбор сечения проводов ЛЭП по экономической плотности тока

Метод впервые приведен в 40-х годах

Рассмотрим как зависят составляющие затрат от сечения:

– удельные капиталовложения

a – составляющая, не зависящая от сечения,

b – составляющая, пропорциональная сечению

Экономическим сечением называется такое, которое соответствует минимуму приведенных затрат на строительство и эксплуатацию ЛЭП.

Для получения формулы:

Экономическая плотность тока

Это такая плотность тока, которая соответствует минимуму приведенных затрат на сооружение и эксплуатацию ЛЭП:

Экономическая плотность тока устанавливается ПУЭ в зависимости от нескольких факторов, основные: материал проводников, время использования наибольшей нагрузки. Для сталеалюминевых и алюминиевых проводов . Для медных меньшие значения.

Порядок выбора сечения методом экономической плотности тока:

1). Определяется полная мощность, передаваемая по линии

2). По значению мощности определяется ток в линии:

3). По таблицам из ПУЭ определяется экономическая плотность тока

4). Определяется экономическое сечение:

Полученное расчетное сечение округляется до ближайшего стандартного.
5). Проверки выбранных сечений:

1. По нагреву проводов в послеаварийных режимах. В качестве послеаварийных режимов рассматривается отключение одной из цепей двухцепных линий, а для кольцевых сетей – отключение каждого из головных участков:

,   – из справочника для каждого сечения

2. По допустимой потере напряжения. Проверка выполняется в нормальном и послеаварийном режиме:

– наибольшая потеря напряжения от источника питания до наиболее удаленного потребителя в сети одного номинального напряжения

3. Проверка по условиям коронного разряда:

Преимущества:

1). Простой метод

2). Учитывает не только капиталовложения, но и издержки от потерь электроэнергии

Недостатки (вызваны допущениями):

1). При выводе формул для  и  предполагалось, что капиталовложения в сооружение ЛЭП прямо пропорциональны сечению провода, но пропорциональность нарушается в связи с переходом на унифицированные опоры. Это вызвало погрешности при выборе сечения

2). При выводе  и  предполагалось, что зависимости затрат от сечения представляют собой непрерывные функции. На самом деле эти функции дискретные (т.к. сечения проводов только стандартные), а дифференцировать такие функции нельзя

3). При выводе  и  предполагалось, что наибольший ток в линии Iнб является постоянной величиной, а переменная величина – только сечения. Но в различных линиях токи будут разными по величине.

Все эти недостатки привели к ограничению области применения данного метода.

В настоящее время рекомендуется выбирать данным методом сечения КЛ выше 1 кВ и ВЛ напряжением 6-20 кВ.

Для ВЛ 35-750 кВ рекомендуется выбирать сечения методом экономических токовых интервалов.

Выбор сечения ВЛ по экономическим интервалам

Преимущества:

1). Отсутствие недостатков предыдущего

Суть метода – для всех стандартных сечений проводов строятся зависимости затрат на сооружение и эксплуатацию ЛЭП от наибольшего тока в линии.

Если , то наименьшие затраты будут при  , интервал  будет экономическим интервалом для сечения .

Если , то наименьшие затраты будут при  , данный интервал будет экономическим интервалом для сечения .

Если , то наименьшие затраты будут при  , данный интервал будет экономическим интервалом для сечения .

Результаты анализа графиков сведены в таблицы, приведенные в справочниках.

Порядок расчета методом экономических интервалов

1). Определяют наибольшую мощность по линии или сети на пятый год эксплуатации

2). Определяют номинальный ток

3). Определяют расчетную токовую нагрузку:

– учитывает изменение тока в линии по годам эксплуатации.

Для ЛЭП 110-220 кВ

– учитывает время использования наибольшей нагрузки

4). Обращаемся к справочным таблицам токовых интервалов и в зависимости от IР выбирают сечение

5). Проверка:

1. По нагреву в послеаварийном режиме

2. По допустимой потере напряжения

Выбор сечений проводов по допустимой потере напряжения в распредсетях

Потерей напряжения называется алгебраическая разность в начале и в конце линии.

Допустимая потеря напряжения в сети – это наибольшая потеря напряжения, при которой в результате регулирования напряжения отклонения напряжения на шинах потребителя не выходят за пределы установленных ГОСТом допустимых значений.

В распределительных сетях сечения выбирают по потере напряжения, т.к. эти сети имеют особенности по сравнению с питающими:

1). Меньше возможностей для регулирования напряжения

2). В распредсетях применяются провода относительно небольших сечений

Чтобы выполнить условие (*) необходимо уменьшить активное сопротивление – с помощью увеличения сечения проводов.

Для такой сети нельзя выбрать сечение участков по допустимой потере напряжения однозначно. Для того, чтобы однозначно выбрать сечения, кроме приведенного условия (*) должны быть положены дополнительные условия. Такими условиями могут быть:

1). Условие постоянного сечения проводов на всех участках

2). Условие минимума активных потерь

3). Минимум расхода цветного металла на провода

Условие (*) запишем в виде равенства:

;   

При выборе сечения известны:

1). Мощности потребителей

2). Напряжение на источнике питания

3). Общая потеря напряжения (допустимая)

Рассмотрим выбор сечения по допустимой потере напряжения с дополнительным условием постоянства сечения на всех участках сети

I. . Применяется в городских сетях, удобно при монтаже сети.

1). На первом этапе задаются погонным реактивным сопротивлением

Для ВЛ принимают

Для КЛ 6-10 кВ

Для КЛ менее 1 кВ

2). Допустимая потеря напряжения на реактивном сопротивлении:

3). По известному значению общей допустимой потери напряжения определяют допустимую потерю напряжения на активном сопротивлении сети:

4). Определяют величину сечения

– удельная проводимость материала проводов

5). Полученное расчетное значение округляется до ближайшего стандартного; для него выписывается  ,  и выполняется проверка условия (*).

Если условие выполняется – то остается такое же сечение, если не выполняется – выбирается большее.

II. Рассмотрим выбор сечения по допустимой потере напряжения при дополнительном условии минимума потерь активной мощности. Соответствует постоянной плотности тока: .

Используется в сетях промышленных предприятий, где мощности потребителей велики, а расстояния между ними меньше.

В этом случае первые три этапа выполняются аналогично предыдущему случаю:

1). …

2). …

3). …

4). Определяется плотность тока

5). Определяется сечение участков:

6). Расчетные сечения округляются до ближайших стандартных, выписываются ,  и выполняется проверка условия (*).

III. Выбор сечений по допустимой потере напряжения, при дополнительном условии минимума расхода цветного металла на провода. Это целесообразно в сельских сетях, где мощности потребителей невелика, а расстояния – большие.

Первые три этапа – аналогично предыдущим случаям

1). …

2). …

3). …

4). Сечение на последнем участке сети:

– удельное сопротивление,

5). Сечения остальных участков определяются из соотношения:

6). Расчетные сечения округляются до стандартных; далее выписываются ,  и выполняется проверка условия (*).

Проверка сечения проводов по допустимой потере напряжения

Выполняется при выборе сечения питающих сетей методами экономической плотности тока и экономических интервалов.

Проверка выполняется для того, чтобы проверить, будет ли потребитель получать качественную электроэнергию:

Эта проверка производится для нормального и послеаварийного режима. В учебных расчетах : ;  

;   

Нормальный режим:

Для каждого участка определяем потери напряжения в %

– наиболее удаленный потребитель

Послеаварийные режимы:

1). Отключение цепи ВЛ A-1

2). Отключение ВЛ 1-2:

3). Отключение ВЛ 1-2:

Проверка сечения проводов по допустимому нагреву

Шестиградусное правило: если температура изоляция увеличивается на 6 ºC по сравнению с номинальной, срок ее службы сокращается в два раза.

Допустимая температура – такая наибольшая температура, при которой провод или кабель сохраняет свои электрические и механические свойства. Она зависит от материала проводника и типа изоляции. Для неизолированных проводов на открытом воздухе и внутри помещений tдоп = +70 ºC.

Для кабелей допустимая температура зависит от напряжения – чем выше номинальное напряжение, тем меньше допустимая температура.

Для КЛ 3-35 кВ tдоп = +50…+80 ºC

З физики известно, что изменение температуры проводника при нагревании током и охлаждении после отключения определяется показательной функцией.

– температура окружающей среды

Из графика видно, что некоторому длительно протекающему по проводнику току при заданных условиях охлаждения соответствует определенное значение температуры.

Допустимый ток – такой ток, при длительном протекании которого проводник нагревается до допустимой температуры.

Существуют формулы для определения допустимого тока, но на практике пользуются справочными таблицами.

– для ВЛ

– поправочный коэффициент на температуру окружающей среды

Для КЛ:

– поправочный коэффициент на число кабелей, проложенных в одной траншее

Условие проверки проводов по нагреву:

Послеаварийные режимы такие же, как и для проверки по потере напряжения.


Схемы электрических сетей

Требования в схемам электрических сетей

К схемам электрических сетей предъявляются следующие требования:

1). Схема должна быть надежной

2). Должна быть экономичной, т.е. соответствовать минимуму дисконтированных издержек на сооружение и эксплуатацию

3). Обеспечение потребителей качественной электроэнергией

4). Гибкость (приспособленность к разным режимам потребления электроэнергии)

5). Должна предусматривать рациональное сочетание вновь сооружаемых сетей с уже действующими

6). Должна обеспечивать приемлемый уровень токов короткого замыкания

7). Должна соответствовать экологическим требованиям

8). Возможность построения из унифицированных элементов

Классификация схем электрических сетей

Электрические сети чаще всего классифицируют по двум признакам:

1). Замкнутость:

-замкнутые: простые и сложные

-разомкнутые

2). Резервированность:

-резервированные

-нерезервированные

1). Разомкнутые нерезервированные:

-магистральные

-радиальные

-резервированные

Разветвленные – сочетают элементы магистральных и радиальных

Применяются для электроснабжения потребителей третьей, реже второй категории, т.к. обеспечивают малую надежность.

2). Разомкнутые резервированные сети

Выполняются в виде двухцепных или параллельных линий

-магистральные

-радиальные

-разветвленные

Применяются дл электроснабжения потребителей всех категорий.

3). Замкнутые

Любые замкнутые сеть – резервированные.

Простые замкнутые сети – кольцевые и сети с двусторонним питанием.

Используются для питания всех категорий потребителей. Но есть недостаток: сложность эксплуатации устройств релейной защиты и автоматика. Поэтому часто простые замкнутые сети работают в разомкнутом режиме.

Недостаток такого режима работы – прекращение электроснабжения потребителей при отказе линии. Для устранения этого недостатка применяется автоматический ввод резерва (АВР) и в случае аварии выключатель включается.

Способы присоединения подстанций в сети

По способу присоединения к сети существуют следующие разновидности подстанций:

1). Тупиковая – такая подстанция, дальше которой электроэнергия не передается.

2). Ответвительная подстанция – та, которая питается через ответвление от магистральной линии

Преимущество – экономия коммутационных аппаратов и уменьшение длины линии.

Недостаток в том, что менее удобная эксплуатация сети, т.к. при ремонте ответвления и этой подстанции приходится отключать магистральную линию.

3). Проходная подстанция. Выполняется путем захода на нее линии с двухсторонним питанием

Применяются в простых замкнутых сетях (кольцевых).

4). Узловая подстанция – к которой подходят три и более линии

5). Проходные и узловые подстанции, через которые осуществляются перетоки мощности, называют транзитными.


Типовые схемы подстанций

Типовыми схемами подстанции называются такие схемы, которые рекомендованы нормами технологического проектирования (НТП) для применения на вновь проектируемых подстанциях.

Первая группа типовых схем – упрощенные схемы. К ним относятся такие, где выключатели либо совсем отсутствуют, либо их число меньше числа присоединений.

Блок линия-трансформатор

Для электроснабжения потребителей третьей категории, схема 2 только для подстанций 35 кВ, 1 и 3 схемы – 35-220 кВ, для тупиковых подстанций.

Два блока с выключателем

Для снабжения потребителей всех категорий, для тупиковых и ответвительных подстанций на напряжении от 35 до 220 кВ.

Перемычка используется только для ремонта (ремонтная перемычка), в нормальном режиме отключена.

Схема «мостика»

Для электроснабжения потребителей всех категорий. Рекомендуется для проходных подстанций в кольцевой сети на напряжении 35-220 кВ.

Рекомендуется для потребителей всех категорий, на напряжении 110 кВ при отсутствии перспективы расширения. Для транзитных и узловых подстанций.

Четырехугольник (квадрат)

Для всех категорий, на тупиковых или транзитных подстанциях, при напряжении 220-750 кВ. Высокая надежность.

Расширенный четырехугольник

На узловых подстанциях при напряжении 220-750 кВ.

Одна секционированная система сборных шин

Для питания всех категорий потребителей для узловых и транзитных подстанций при числе линий до восьми при напряжении 35 кВ.


Рабочие режимы электрических систем

Баланс активной мощности и его связь с частотой

Особенностями электрической энергии являются быстрая скорость распространения и невозможность ее накопления в больших количествах. Поэтому в каждый момент времени в ЭЭС должен соблюдаться баланс активной мощности:

– суммарная генерируемая мощность

– суммарная мощность потребителей

– потери мощности

Критерием соблюдения баланса мощностей является соблюдение частоты переменного тока:

Нарушение баланса может произойти по следующим причинам:

1). Внезапное увеличение нагрузки сверх запланированного (например, в результате резкого похолодания)

2). Отказ генератора

3). Отключение межсистемной ЛЭП или автотрансформатора связи

– при нормальной работе

К поддержанию частоты в ЭЭС предъявляются жесткие требования, т.к. следствием больших отклонения частоты может явиться выход из строя оборудования ЭЭС и т.н. «развал энергосистемы».

Может наступить «лавина частоты» или «лавина напряжения».

Резерв активной мощности

Для того, чтобы не допустить развития процессов «лавины частоты» и «лавины напряжения» в каждой ЭЭС должен быть предусмотрен резерв активной мощности.

Под резервом активной мощности понимается превышение суммарной мощности генераторов над суммарной мощностью потребителей. Резерв по скорости введения в работу делят на «горячий» и «холодный».

«Горячий резерв» – уже работающие генераторы, но загруженные на полную мощность. Такой резерв можно быстро ввести в работу.

«Холодный резерв» – работоспособные генераторы, но в данный момент не находящиеся в работе. Для их ввода в работу необходимо длительное время.

Суммарный резерв активной мощности в ЭЭС складывается из следующих видов резерва:

1). Нагрузочный резерв

2). Ремонтный резерв

3). Аварийный резерв

Нагрузочный резерв – для поднятия случайных или непредвиденных увеличений нагрузки. Ремонтный резерв должен обеспечивать возможность проведения плановых ремонтов электрооборудования электростанций. Аварийный резерв предназначен для замены генерирующих агрегатов, выбывших из работы в результате аварии.

Общий объем резерва  должен составлять 10-15 процентов от суммарной потребляемой мощности.

Кроме резерва мощности на электрических станциях необходимо иметь резерв энергии – запас топлива (угля, мазута, газа на ТЭС и ТЭЦ), запас воды на ГЭС.

Баланс реактивной мощности и его связь с напряжением

Кроме баланса по активной мощности должен поддерживаться баланс реактивной мощности:

Критерием соблюдения баланса мощности является постоянство уровня напряжения.

Под уровнем напряжения понимается среднее значение напряжения на каждой ступени номинального напряжения.

Недостающую активную мощность можно «взять» только в соседних энергосистемах, где имеется ее избыток. В отличие от этого, недостающую реактивную мощность можно выработать внутри самой системы с помощью компенсирующих устройств.

Потребители реактивной мощности

Основными потребителями реактивной мощности в системах являются: трансформаторы, ВЛ, асинхронные двигатели, индукционные электрические печи, вентильные преобразователи, сварочные агрегаты.

– для напряжений 110-150 кВ

При меньшем напряжении

При большем напряжении

Выработка реактивной мощности на электрических станциях

Основными источниками реактивной мощности являются генераторы ЭС. Они вырабатывают примерно 60% всей реактивной мощности. Еще 20% генерируют воздушные ЛЭП и оставшиеся 20% -компенсирующие устройства. Синхронные генераторы обеспечивают баланс. Изменение реактивной мощности достигается путем изменения тока возбуждения.


Схема замещения генератора в установившемся режиме

Три режима работы генератора:

1). Номинальный:

Перегрева обмотки ротора и статора не будет

Выделим допустимые области работы ротора и статора по нагреву

, отсюда ограничение

Ток ротора пропорционален ЭДС генератора, поэтому чтобы не было перегрева обмотки ротора вектор  не должен выходить за пределы окружности, описанной .

Отрезок AC пропорционален мнимой составляющей тока генератора, следовательно, она пропорциональная реактивной мощности. Вектор BC пропорционален активной составляющей тока генератора, следовательно, активной мощности генератора.

2). ,

Отрезок AC1 получился больше, чем AC. Следовательно, генератор вырабатывает больше реактивной мощности. Но BC1 меньше, чем BC. Следовательно, меньше активная мощность.

3). ,

Отрезок AC2 получился меньше, чем AC. Следовательно, генератор вырабатывает меньше реактивной мощности. Но B2C2 больше, чем BC. Следовательно, больше активная мощность.

Возможность увеличения выработки реактивной мощности за счет уменьшения активной мощности допустима только в случае избытка активной, т.е. в режиме минимальных нагрузок.

Проведенный анализ показывает, что увеличить вырабатываемую реактивную мощность можно лишь за счет уменьшения активной мощности. Увеличение реактивной мощности генератора в режиме наибольших нагрузок за счет уменьшения активной мощности экономически нецелесообразно. Эффективнее вырабатывать реактивную мощность с помощью компенсирующих устройств.

Компенсация реактивной мощности

Это выработка или потребление реактивной мощности с помощью компенсирующих устройств (КУ).

Цели компенсации:

1). Поддержание баланса по реактивной мощности  в энергосистеме

2). Снижение потерь активной мощности

3). Регулирование напряжения путем изменения потерь напряжения в элементах сети

– без КУ

Таким образом, реактивную мощность  не нужно передавать по линии, линия разгружается от этой мощности.

;   

;   

Компенсирующие устройства следует устанавливать как можно ближе к потребителю

– с КУ;  

Компенсирующие устройства

В качества компенсирующих устройств в ЭЭС используются:

1). Синхронные компенсаторы (СК)

2). Батареи конденсаторов (БСК)

3). Реакторы

4). Статические источники реактивной мощности (ИРМ)

Батареи статических конденсаторов

1). Включение параллельно нагрузке – поперечная компенсация, батарея называется шпунтовая

2). Включение в рассечку линии для уменьшения реактивного сопротивления линии – продольная компенсация, а БСК называется установкой продольной компенсации (УПК)

3).

Конденсаторы в шпунтовой батарее могут включаться параллельно и последовательно

Конденсаторы выпускаются в однофазном и трехфазном исполнении на номинальное напряжение от 220 В дл 10,5 кВ. В трехфазных сетях конденсаторы могут соединяться в звезду или треугольник

Батареи конденсаторов бывают регулируемые и нерегулируемые. В нерегулируемых количество конденсаторов постоянно. В регулируемой батарее количество конденсаторов может меняться – вручную или автоматически. Защита БК осуществляется плавкими предохранителями.

Основные технико-экономические преимущества батарей конденсаторов по сравнению с другими компенсирующими устройствами:

1). Возможность применения как на высоком, так и на низком напряжении

2). Малые потери активной мощности,

3). Недостатки:

1). Зависимость вырабатываемой мощности от напряжения

2). Невозможность потребления реактивной мощности

3). Ступенчатость регулирования

4). Чувствительность к искажениям формы кривой питающего напряжения

Эксплуатационные преимущества батарей конденсаторов:

1). Простота эксплуатации

2). Простота производства, монтажа (малая масса, отсутствие фундамента)

3). Возможность установки в любом сухом помещении

Недостатки:

1). Малый срок службы (8-10 лет)

2). Невысокая электрическая прочность изоляции

Синхронные компенсаторы (СК)

Это синхронный двигатель, работающий без нагрузки на валу.

– обратная ЭДС СК

– напряжение сети в точке подключения СК

;   

Из формулы видно, что мощность СК зависит от соотношения напряжения  и . ЭДС  можно изменять изменением тока возбуждения. И в зависимости от соотношения  и  синхронный компенсатор может работать в двух режимах:

(увеличение тока возбуждения) – режим перевозбуждения, при этом он вырабатывает реактивную мощность, ток имеет емкостной характер.

Проиллюстрируем с помощью векторной диаграммы:

Если изменяя ток возбуждения добиться соотношения:

Если  – недовозбуждение, при этом СК будет потреблять реактивную мощность, а ток будет носить индуктивный характер.

 

Номинальная мощность СК указывается для режима перевозбуждения.

Преимущества:

1). Возможность потребления и выработки реактивной мощности

2). Возможность плавного регулирования

3). Возможность увеличения выработки реактивной мощности при снижении напряжения (положительный регулирующий эффект)

Недостатки:

1). Высокая стоимость

2). Сложное обслуживание.

Шунтирующие реакторы

Это статическое электромагнитное устройство, предназначенное для использования его индуктивности. Может только потреблять реактивную мощность.

Используются на напряжении от 35 до 750 кВ и могут подключаться к линии или шинам распределительного устройства.

Статические источники реактивной мощности (ИРМ)

Они предназначены для плавной генерации и потребления реактивной мощности и представляют собой последовательно или параллельно включенные батарею конденсаторов и регулируемый реактор.

УУ – устройство управления, выполнен с помощью тиристоров.

Качество электрической энергии

Показатели качества электрической энергии

Качество электрической энергии характеризуется показателями, определяющим степень соответствия напряжения и частоты в сети их нормированным значениям.

Действующий в настоящее время ГОСТ-13109-97 устанавливает требования к качеству электроэнергии в сетях переменного тока. Основными показателями качества являются:

1). Установившееся отклонение напряжения

2). Размах изменения напряжения

3). Доза фликера

4). Коэффициент несинусоидальности кривой напряжения

5). Коэффициент n-ной гармонической составляющей напряжения

6). Коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности

7). Коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности

8). Отклонение частоты

9). Длительность провала напряжения

10). Импульсное напряжение

11). Коэффициент временного перенапряжения

Отклонение частоты – разность между действительным значением частоты и ее номинальным значением в данный момент времени. Отклонение частоты является общесетевым показателем:

Отклонение частоты: нормальное допустимые и предельно допустимые (нормально ±0,1 Гц, максимально допустимые ±0,2 Гц). В послеаварийных режимах работы энергосистемы допускается отклонение от +0,5 до -1,0 Гц общей продолжительностью не более 90 часов за год.

Установившееся отклонение напряжения  – это разность между действительным значением напряжения и номинальным.

Это локальный показатель.

Нормально допустимое и максимально допустимые значения:

До 1 кВ – нормальное ±5%, максимальное ±10%

В остальных сетях – такие же

Размах изменения напряжения – это разность между амплитудным или действующим значением напряжения до и после одиночного изменения напряжения.

и в – значения следующих друг за другом экстремумов огибающей амплитудных значений напряжения. Предельно допустимое значение размаха в сетях 0,4 кВ ±10% от номинального напряжения.

Доза фликера. Фликер – субъективное восприятие человеком колебаний светового потока искусственных источников освещения вызванным изменением напряжения.

Доза фликера – мера воздействия фликера за установленное время. Определяется с помощью фликерметра. Кратковременная – до 1,38; длительная – до 1.

Коэффициент обратной последовательности напряжений. Это показатель качества, определяющий несимметрию напряжения.

По обратной последовательности:

– действующее значение обратной последовательности напряжений.

Нормальное значение – не более 2%; максимальное – не более 4%

Коэффициент нулевой последовательности:

– действующее значение напряжений нулевой последовательности.

Нормальное значение – не более 2%; максимальное – не более 4%.

Коэффициент несинусоидальности кривой напряжения. Определяет соответствие кривой напряжения синусоиде:

– действующее значение i-й составляющей напряжения; N – порядок последней учитываемой гармонической составляющей (до 40-й).

Напряжение Норм.  Макс.

До 1 кВ  8%  12%

6-20 кВ  5%  8%

35 кВ  4%  6%

110 кВ и выше 2%  3%

Коэффициент N-гармонической составляющей напряжения. По результатам измерений определяют значение коэффициента каждой гармоники по формуле:

Затем вычисляют значение коэффициента:

Нормируется, значения приведены в ПУЭ

Длительность провала напряжения

Провал напряжения – внезапное понижение напряжения ниже 0,9Uном, за которым следует восстановление до первоначального значения.

В сетях до 20 кВ – до 30 с

Импульсное напряжение – резкое изменение напряжения, за которым следует восстановление напряжение, за которым следует восстановление напряжения до первоначального уровня за промежуток времени до нескольких миллисекунд.

– напряжение импульса

– напряжение амплитуды импульса

– длительность импульса

Допустимые значения приведены в ГОСТ.

Коэффициент временного перенапряжения Kпер U. Эта величина, равная отношению максимального значения огибающей амплитудных значений напряжений за время существования временного перенапряжения к амплитуде номинального напряжения.


Регулирование напряжения

Поддержание напряжения у потребителей при минимуме затрат.

Разновидности регулирования:

-централизованное (в центре питания)

-местное (у потребителей):

-индивидуальное

-групповое

Централизованное:

1). Стабилизация

2). Двухступенчатое

3). Встречное регулирование

Стабилизация напряжения применяется в том случае, если нагрузка в течение суток не меняется.

Двухступенчатое регулирование – если в течение определенного времени напряжение поддерживается постоянным.

Встречное – когда нагрузка в течение суток меняется. Это самый типичный случай.

Встречное регулирование напряжения

Рассмотрим два режима работы сети. Первый – режим минимальных нагрузок, второй – максимальных нагрузок.

Из диаграммы видно, что при отсутствии регулирования напряжение у потребителя как в режиме минимальных, так и максимальных нагрузок выходит за пределы допустимых значений, поэтому требуют регулирование напряжения.

Устройство РПН позволяет изменять число витков первичной обмотки.

В режиме минимальных нагрузок напряжение уменьшают до значения, близкого к номинальному: .

В режиме максимальных нагрузок изменяют коэффициент трансформации увеличивают до 1,05 номинального: .

Указанные требования определены в ПУЭ.

Регулирование напряжения на электрических станциях

На электростанциях регулировать напряжение можно изменением тока возбуждения генераторов. Не меняя выработку активной мощности можно изменять напряжение в пределах ±0,05UГ ном. Этого недостаточно, поэтому регулирование напряжения в сети с помощью генераторов является вспомогательным средством. Но в некоторых случаях это средство может быть единственным. При этом применяется встречное регулирование.

Средства регулирования напряжения на понижающих подстанциях

Основным средством являются трансформаторы, автотрансформаторы и линейные регулировочные трансформаторы.

Два типа устройств регулирования трансформаторов и автотрансформаторов:

ПБВ – переключение без возбуждения

РПН – регулирование под нагрузкой

Трансформаторы с ПБВ

Имеют ответвления от обмотки ВН (4 ответвления).

Для регулирования трансформатор должен быть отключен от сети, поэтому его переключают два раза в год (при смене сезона) и невозможно осуществить встречное регулирование напряжения.

С ПБВ трансформаторы выпускаются трансформаторы малой мощности.

Трансформаторы с РПН

Такие трансформаторы имеют специальное переключающее устройство, большое число ступеней и большой диапазон: ±16Uном, число ответвлений ±9.

Условное обозначение:

Провес переключения:

Две часть обмотки ВН:

а) – нерегулируемая

б) – регулируемая, с ответвлениями

На ответвлениях 1 и 2 намотка согласная с нерегулируемой, на 3 и 4 – встречно.

Регулирующее устройство состоит из подвижных контактов К3 и К4; К1 и К2 - контактор, Р – реактор.

С помощью РПН можно менять ответвления и коэффициент трансформации под нагрузкой в течении суток, выполняя требования встречного регулирования.

Линейные регулировочные трансформаторы (линейные регуляторы, ЛР)

Предназначены для регулирования в отдельных линиях или группы линий

.

Состоит из двух частей: последовательный трансформатор 2 и питающий трансформатор 1. 3 – первичная обмотка питающего трансформатора, 4 – вторичная обмотка; 5 - переключающее устройство, 6 – первичная обмотка, 7 – вторичная обмотка, ВН – обмотка силового трансформатора.

В зависимости от того, к каким фазам подключена первичная обмотка питающего трансформатора получаются разные виды регулирования. Если обмотка 3 подключается к фазам AC, то результирующая ЭДС изменяется по модулю и такое регулирование - продольное. Если обмотка питающего трансформатора будет подключена к фазам BC? То дополнительная ЭДС изменяться по фазе, и такое регулирование называется поперечным. Если к фазам AB, то результирующая ЭДС будет меняться как по модулю, так и по фазе – это продольно-поперечное регулирование.

Регулирование напряжения автотрансформаторов

У автотрансформаторов устройство РПН устанавливается на линейном конце обмотки СН. Таким образом, с помощью РПН регулировать напряжение можно на шинах СН, а на шинах НН напряжение не регулируется. Если необходимо его регулировать, то последовательно с обмоткой НН устанавливается регулировочный трансформатор. Такой вариант дешевле, час АТ с двумя РПН.

Расчет регулирования напряжения на питающих подстанциях

Двухобмоточные трансформаторы с РПН

Нужно выполнить проверку необходимости регулировки. Для режима максимальных нагрузок и минимальных нагрузок.

1).

Если условия выполняются, регулировать напряжение не нужно, а устройство РПН будет установлено на основное (нулевое) ответвление. Если не выполняются – необходимо регулировать.

2). Напряжение ответвления

3).  [кВ]

4).

m – ступень РПН

5). Действительное напряжение на шинах НН:

Трехобмоточные трансформаторы с РПН

У трехобмоточных трансформаторов на обмотке ВН устанавливается РПН, а на обмотке СН – ПБВ.

1). Выбирают ответвление РПН для режима максимальных и минимальных нагрузок как двухобмоточный с обмотками ВН и НН.

2). Выбирают одно желаемое напряжение ответвления со стороны СН, обеспечивающее заданное напряжение как в режиме максимальных, так и минимальных нагрузок:

и  – напряжения стандартных ответвлений устройства РПН для режима максимума и минимума.

3). Определяют напряжения одной ступени регулирования ПБВ

[кВ]

4). Выбирается ближайшее стандартное ответвление ПБВ на стороне СН:

5). Действительное напряжение на шинах СН:

Автотрансформаторы с РПН

Расчет регулирования сводятся к расчету линейного регулятора

1).

2).

3). Выбираем ближайшее стандартное ответвление и определяем действительное напряжение на шинах НН:

m число ступеней ЛР

Регулирование напряжения изменением сопротивления сети

Изменить величину активного сопротивления можно только путем изменения сечения проводов линии. Такое возможно только на этапе проектирования сети.

Лучше воздействовать на реактивное сопротивление. Для изменения реактивного сопротивления в линию включают батарею конденсаторов:

Для УПК отношение емкостного сопротивления БК к индуктивному сопротивлению ЛЭП называется процентом компенсации:

Регулирование напряжения изменением реактивной мощности

Можно изменять мощность.

Уменьшать активную мощность нецелесообразно, для изменения реактивной мощности можно использовать компенсирующие устройства (батареи конденсаторов, синхронные компенсаторы, статические ИРМ).

Для выработки реактивной мощности синхронный компенсатор СК работает в режиме перевозбуждения, его ток носит емкостной характер:

При работе СК в режиме перевозбуждения напряжение на шинах U2 увеличивается.

Работа СК в режиме недовозбуждения: .

При работе СК в режиме недовозбуждения напряжение на шинах U2 уменьшается.

Батарея конденсаторов. Только генерирует реактивную мощность, поэтому с ее помощью напряжение можно только увеличивать. Векторная диаграмма такая же, как для СК в режиме перевозбуждения.

Способы и средства регулирования напряжения

Способ регулирования – отражает принцип и отвечает на вопрос, как осуществляется регулирование напряжения.

Средства – это устройства, реализующие тот или иной способ

Способ регулирования

Средства регулирования

1. Изменение коэффициента трансформации

РПН, ПБВ

2. Изменение тока возбуждения генераторов ЭС

АРВ генераторов

3. Изменение реактивного сопротивления линии

УПК

4. Изменение потоков реактивной мощности

БК, СК, ИРМ, реакторы

Основным средством регулирования напряжения в ЭЭС являются устройства РПН силовых трансформаторов. Остальные средства можно считать вспомогательными. Но устройство РПН дорогое, поэтому применяется на трансформаторах большой мощности начиная с напряжения 35 кВ.

Регулирование частоты вращения турбин

Частота переменного тока в системе определяется балансом по активной мощности и чтобы рассмотреть возможность регулирования частоты необходимо рассматривать характеристики паровых и гидравлических турбин.

Статические характеристики регулирования турбины

 

Если нагрузка увеличивается (), то характеристика пойдет ниже.

Обычно турбины имеют автоматические регуляторы скорости вращения, которые изменяют пропуск энергоносителя через турбину в зависимости от частоты вращения. Это первичные регуляторы частоты, а процесс регулирования называется первичным регулированием. Это регулятор Уатта.

Регуляторы скорости турбин могут иметь астатическую или статическую характеристику.

Если после изменения нагрузки и окончания переходного процесса регулятор восстанавливает первоначальную частоту, то такое регулирование называется астатическим.

Если при изменении нагрузки и окончания переходного процесса устанавливается новая, отличная от первоначальной частота, то регулирование называется статическим.

Коэффициент статизма:

Реальные регуляторы имеют статическую характеристику, .

Чтобы добиться подъема частоты до первоначального значения применяется вторичное регулирование. В процессе вторичного регулирования осуществляется изменение мощности турбины в зависимости от частоты переменного тока. Осуществляется либо автоматически, либо персоналом по приборам. На характеристике это выглядит как перенос характеристики параллельно самой себе.

Регулирующий эффект нагрузки по частоте

Изменение частоты зависит не только от того, насколько произошло нарушение баланса по активной мощности, но и от характера нагрузки.

Существуют две группы потребителей. К первой группе относятся такие, у которых потребляемая мощность не зависит от частоты (нагревательные приборы, лампы накаливания). Вторая группа – это те устройства, к которых потребляемая мощность зависит от частоты (электродвигатели). Потребители второй группы при уменьшении частоты снижают мощность и сглаживают снижение частоты.

Изменение потребляемой активной мощности при изменении частоты называется регулирующим эффектом нагрузки по частоте и оценивается коэффициентом:

, определяется в результате специальных испытаний; . Показывает, на сколько процентов изменяется потребление активной мощности при изменении частоты на один процент.

Регулирование частоты в электрической системе

Для регулирования частоты выделяется одна электрическая станция, которая называется балансирующей по частоте.

– обобщенная статическая характеристика на турбинах станции, балансирующей по частоте.  – то же для остальных станций системы.

Сначала была частота , поддерживается баланс: . Предположим, что произошло увеличение мощности потребителей на величину . В первый момент мощность распределится:

, частота . Затем регуляторы ЭС увеличат пропуск энергоносителя. Произойдет параллельный перенос характеристики в точку 3':

Если одной ЭС мало, выделяют две станции.

Регулирование частоты в аварийных режимах

Аварийные режимы:

1). Отказ генератора

2). Внезапное увеличение нагрузки сверх предусмотренной

3). Отказ (отключение) межсистемной ЛЭП или автотрансформатора связи

В тех случаях, когда резерв активной мощности в ЭЭС исчерпан, а частота так и не достигла номинального значения, в действие вступает автоматика частотной разгрузки (АЧР). Она предназначена для быстрого восстановления баланса по активной мощности путем отключения части наименее ответственных потребителей. Устройства АЧР могут отключать 30-40% мощности, потребляемой энергосистемой.

АЧР – дискретная система, делится на две категории: АЧР-1 и АЧР-2.

АЧР-1 предназначена для недопущения значительного снижения частоты в первые моменты аварии. Действует без выдержки времени, выполняется в виде нескольких очередей (частей) с разными уставками по частоте. Диапазон уставок по частоте 48,5÷46,5 Гц.

АЧР-2 предназначена для подъема частоты после действия АЧР-1. Выполнена в виде нескольких очередей с одной уставкой по частоте и разными уставками по времени.


Экономичность рабочих режимов электрических сетей

Способы уменьшения потерь мощности в электрических сетях

Основными способами уменьшения потерь мощности в ЭЭС являются:

1). Регулирование уровня напряжения в сети

2). Снижение неоднородности сети

3). Размыкание замкнутых контуров

4). Оптимальное распределение реактивной мощности между ее источниками

Под уровнем напряжения в электрической сети понимают его среднее значение в сети одной ступени номинального напряжения.

При повышении уровня напряжения снижаются нагрузочные потери в элементах сети, причем при увеличении его на 1 процент потери снижаются на два процента, но увеличиваются потери холостого хода, тоже на два процента. Но т.к. нагрузочные потери значительно превосходят потери ХХ, то в целом потери снижаются.

При повышении уровня напряжения улучшаются и другие показатели работы сети – снижаются потери реактивной мощности; увеличивается генерация зарядной мощности; увеличивается пропускная способность ЛЭП. Но увеличиваются потери на коронный разряд. Таким образом, поддержание рабочего напряжения сети на предельно допустимом уровне рационально с точки зрения потерь мощности и электроэнергии.

Снижение влияния неоднородности в замкнутых сетях

Распределение активных и реактивных мощностей, определенное по схеме замещения с активными и реактивными сопротивлениями, называется естественным.

Распределение активных и реактивных мощностей в сети, соответствующее минимуму потерь активной мощности, называется экономическим.

Режим, при котором выдерживаются технические ограничения, а потери активной мощности в сети минимальные, называется экономическим режимом.

Доказано, что экономическому потокораспределению соответствует распределение активных и реактивных мощностей, которое имеет место в схеме замещения только с активными сопротивлениями. В однородной сети естественное потокораспределение и экономическое распределение потоков мощности совпадают.

– естественное потокораспределение

– экономическое потокораспределение

В неоднородной сети естественное и экономическое распределение потоков мощности не совпадают. Наличие неоднородности вызывает протекание контурного уравнительного потока мощности:

Снижения неоднородности можно добиться следующим образом:

1). Снижение неоднородности параметров сети

2). Компенсацией контурного уравнительного потока мощности.

Снижение неоднородности параметров осуществляется двумя способами:

1). Изменение сечения проводов (сложный способ)

2). Включение в линию УПК

Компенсацию контурного уравнительного потоками также выполняется двумя способами:

1). Создание потока мощности, компенсирующего контурный поток путем введения в неоднородный контур добавочных ЭДС за счет линейных регуляторов

2). Размыкание замкнутых контуров в сети и устранение пути уравнительного потока мощности. Но недостатком является  снижение надежности, поэтому надо сначала решить, допустимо ли размыкание замкнутого контура с точки зрения надежности. Кроме того, нужно выявить место размыкания.

Оптимальное распределение реактивной мощности между ее источниками

Это наименее эффективный способ. Его малое влияние обусловлено следующими причинами:

1). В режиме максимальных нагрузок резервы реактивной мощности малы

2). Передача реактивной мощности по сети связана с увеличением потерь напряжения, а также потерь активной и реактивной мощности.

Организационные и технические мероприятия по уменьшению потерь активной мощности

Организационные – те мероприятия, которые не требуют дополнительных капиталовложений, а технические – требуют капиталовложений.

Организационные:

1). Сокращение продолжительности ремонта основного оборудования электростанций и подстанций. Этого можно добиться улучшением организации работ и совмещением ремонта последовательно включенных элементов

2). Снижение расходов электроэнергии на собственные нужды электростанций и подстанций

3). Использование генераторов электростанций в режиме синхронных компенсаторов. В этом случае генерируется реактивная мощность, поддерживая положительный баланс.

Технические мероприятия:

1). Установка компенсирующих устройств

2). Установка на подстанциях дополнительных или замена перегруженных трансформаторов

3). Ввод в работу трансформаторов с РПН или линейных регуляторов напряжения


Экономически целесообразный режим работы трансформаторов

На подстанциях, от которых питаются потребители первой и второй категории, устанавливаются два трансформатора. Они могут работать в различных режимах: режим раздельной работы и режим параллельной работы.

При раздельном режиме каждый из трансформаторов работает на свою выделенную нагрузку, секционный выключатель (СВ) на стороне НН отключен.

Режим параллельной работы – выключатели на ВН и НН включены, трансформаторы работают на общую нагрузку.

При раздельной работе уменьшается ток КЗ. Недостаток – неодинаковая загрузка трансформаторов.

При параллельной работе – наоборот: загрузка трансформаторов пропорциональна их мощности.

С экономической точки зрения наиболее рациональным является параллельный режим работы, особенно если они однотипные. Трансформаторы разных типов и мощностей не всегда можно включать на параллельную работу. Для параллельной работы необходимо выполнение нескольких условий:

1). Соотношение мощностей не более 1:3

2). Группы соединений обмоток должны быть одинаковыми

3). Напряжение КЗ должно различаться не более чем на 10%

4). Напряжения ответвлений РПН должны отличаться не более чем на 0,5%

Для выявления экономически целесообразного режима работы трансформаторов построим зависимости потерь активной мощности от передаваемой мощности:

Если мощность, проходящая через тр-р будет находиться в интервале от 0 до , минимум потерь активной мощности будет иметь место при работе одного трансформатора.

Если , то наименьшие потери при работе двух трансформаторов.

Если , то наиболее выгодна работа трех трансформаторов.

Для одинаковых трансформаторов:

Для двухтрансформаторных подстанций:

Если в режиме минимальных нагрузок мощность подстанции  будет меньше или равна , то для уменьшения потерь мощности целесообразно отключить один из параллельно работающих трансформаторов.

При этом если от подстанции питаются потребители первой категории, то при отключении одного из трансформаторов должно быть предусмотрено АВР.

Линии электропередачи сверхвысокого напряжения (ЛЭП СВН)

ЛЭП СВН называют линии напряжением от 330 до 1000 кВ. Эти линии выполняют функции межсистемных связей. Они характеризуются большой длиной (500 км и более) и большой передаваемой мощностью (500 МВ·А).

Целесообразность сооружения таких линий определяется в результате сравнения двух вариантов:

1). Строительство электростанции вблизи месторождения топлива и передача электроэнергии потребителям по ЛЭП СВН

2). Строительство электростанции вблизи потребителя и перевозка топлива по железной дороге

Особенности ЛЭП СВН:

1). Необходимость при расчетах режимов учитывать распределенность параметров и волновой характер передачи электроэнергии

2). Необходимость применения специальных устройств и мероприятий для управления режимом ЛЭП СВН и увеличения пропускной способности.

Учет распределенности параметров

Длина волны:

Для ЛЭП СВН необходимо учитывать распределенность параметров по длине линии.

Линия разбивается на малые элементы длины dl

и каждый из этих элементов представляется в виде П-образной схемы замещения.

Напряжение и ток вдоль линии СВН не остаются постоянными.

Передача энергии по линии связана с распространением бегущих волн тока и напряжения, каждую из которых представляют в виде двух волн – прямой и обратной. В реальных линиях передача энергии сопровождается ее потерями, поэтому амплитуда этих волн затухает:

1, 2, 3 – результирующие волны для различных моментов времени.

Режим линии с распределенными параметрами описывается дифференциальными уравнениями, решив которые можно получить формулы для напряжения и тока для точки, отстоящей на расстоянии x от конца линии.

, , ,  – комплексные постоянные интегрирования.

– коэффициент затухания; показывает затухание на единицу длины волны тока или напряжения при распространении вдоль линии:

.

– коэффициент изменения фазы; характеризует поворот вектора напряжения или тока на единицу длины при распространении вдоль линии:

.

Основными характеристиками бегущей волны является фазовая скорость и длина:

Длиной волны называется расстояние между двумя точками на линии, фаза которых различается на 360°.

Преобразовав записанные ранее уравнения можно получить выражения, связывающие напряжения и токи в начале и конце линии:

– волновое сопротивление линии

– коэффициент распространения волны на единицу длины:

; почти активный характер.

Волновая длина линии:

– характеризует изменение фазы напряжения или тока от конца к началу.

Зависимость напряжения от длины линии

Распределение напряжения вдоль линии зависит от передаваемой мощности.

Натуральная мощность – мощность, протекающая по ЛЭП, в том случае, когда сопротивление нагрузки в конце линии равно волновому сопротивлению линии.

Для упрощения расчета вводится понятие «линия без потерь». Это такая ЛЭП, для которой .

– действительное число

– чисто активная

Примем ряд допущений (упрощений):

1). Будем рассматривать линию без потерь

2). Напряжение в конце – действительное число, равное номинальному

3). Будем считать длину линии равной длине волны:  (6000 км)

4). По линии передается только активная мощность

С учетом этих допущений запишем выражение для напряжения в точке, отстоящей на расстоянии x от конца:

1). , в этом случае конец вектора напряжения при движении от конца линии к началу будет описывать окружность.

2). , конец вектора напряжения при движении от конца линии к началу будет описывать эллипс, вытянутый вдоль мнимой оси, в точках ¼ и ¾ линии напряжение увеличивается.

3). , конец вектора напряжения при движении от конца линии к началу будет описывать эллипс, вытянутый вдоль действительной оси.

Если принять, что неизменным будет напряжение в начале линии, , то напряжение вдоль линии меняется так:

1).

2).

3).

Для ЛЭП СВН характерен переменный режим передачи мощности, что приводит к изменению напряжения вдоль линии. Поэтому на них устанавливают различные компенсирующие устройства, с помощью которых выравнивают напряжение вдоль линии.

Зависимость пропускной способности ЛЭП СВН от длины линии

Пропускная способность – наибольшая мощность, которая может передаваться с учетом существующих технических ограничений.

Для ЛЭП СВН:

0

0

1 – для линии без потерь

2 – для линии с потерями

С точки зрения передачи наибольшей мощности наиболее выгодным являются линии длиной 3 и 6 тыс. км. Физически при таких длинах получается резонанс между индуктивным и емкостным сопротивлением – они равны.

В реальных линиях потери имеют место, поэтому можно передавать не бесконечную мощность.

Для увеличения пропускной способности ЛЭП СВН их можно «настроить» на длину 3 или 6 тыс. км. Включают емкости и индуктивности.

Повышение пропускной способности ЛЭП СВН

Электропередачей называется совокупность электроустановок для передачи электроэнергии от генератора до потребителей.

Активные сопротивление не учитываем

Построим диаграмму напряжений:

Рассмотрим ΔOBC и ΔABC:

;   

;    – если пренебречь потерями

a – устойчивый режим работы, т.к.

b – неустойчивый режим работы, т.к.

Увеличение пропускной способности:

1). Увеличение  (ЭДС генератора), в номинальном режиме поддерживается на постоянном уровне. Чтобы поддерживать уровень ЭДС при КЗ разработаны АРВ (автоматическое регулирование возбуждения)

2). Воздействие на напряжение . Напряжение в конце необходимо регулировать так, чтобы оно не снижалось.

3). Воздействие на суммарное сопротивление электропередачи: . Его нужно уменьшать. Сопротивления генераторов и трансформаторов уменьшаются в процессе «эволюции» этих электрических машин путем совершенствования конструкции и улучшения свойств стали. Индуктивное сопротивление ЛЭП можно уменьшить следующими способами: применение УПК; расщепление проводов (2 провода в фазе – 25%, 3 провода – 30%).

Если ЛЭП выполнена в виде двух параллельных линий, то электропередача может быть выполнена по двум схемам: блочная (генератор-трансформатор-линия) и связанная , ЛЭП разбивается на участки посредством промежуточных подстанций и переключательных пунктов.

PAGE  45


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

49631. Разработка комплекта технологической документации обработки детали на металлорежущих станках 142.6 KB
  В данной работе произведен анализ конструкции детали на технологичность выбор заготовки определен тип производства последовательность технологических операций рассчитаны оптимальные припуски на механическую обработку выбрано оборудование режущий и измерительный инструмент выбраны приспособления. Содержание Введение 4 1 Назначение и конструкция детали 5 2 Анализ конструкции детали на технологичность 7 3 Определение типа производства 8 4 Выбор заготовки 9 5 Техникоэкономическое обоснование выбора заготовки 10 5. 4 Выбор...
49634. Методичні вказівки. Мікропроцесорні пристрої 1.01 MB
  Варіанти завдань до курсового проекту № варіанта Зміст завдання Спроектувати мікропроцесорну систему керування пасажирським ліфтом Спроектувати мікропроцесорну систему регулювання температури Спроектувати мікропроцесорну систему контролю та індикації температури Спроектувати мікропроцесорну систему контролю й обліку споживаної електроенергії Спроектувати мікропроцесорну систему контролю й облік витрати води Спроектувати мікропроцесорну систему контролю й обліку витрати теплоносія Спроектувати мікропроцесорну систему...
49637. 36-квартирный 9-этажный 1-секционный жилой дом для посемейного заселения и постоянного проживания 736.5 KB
  Любое здание как искусственно созданная среда оказывает этическое и эстетическое воздействие на человека. Организация внутреннего пространства должна соответствовать этическим требованиям общества. Внешний облик здания, его интерьеры должны формироваться по законам архитектурной композиции.