Примечание. Если индуктивное сопротивление какой-либо обмотки отрицательно, в дальнейших расчётах его не учитывают.

Nbsp;

Электроэнергетические системы и сети

1.1. Характеристики систем передачи и распределения электроэнергии

Передачи

Электроэнергетической системой называется электрическая часть энергосистемы и питающиеся от нее приемники электрической энергии, объединенные общностью процесса производства, передачи, распределения и потребления электрической энергии.

В настоящее время в составе 6 объединенных энергосистем работает параллельно 74 районных систем.

Электроэнергетической сетью называется совокупность электроустановок для передачи и распределения электрической энергии, состоящая из подстанций, распределительных устройств, токопроводов, воздушных и кабельных линий электропередачи, работающих на определенной территории.

Подстанцией называется электроустановка, служащая для преобразования и распределения электроэнергии и состоящая из трансформаторов или других преобразователей энергии, распределительных устройств до и выше 1000 В, аккумуляторной батареи устройств управления и вспомогательных сооружений.

Распределительным устройством называется электроустановка, служащая для приема и распределения электроэнергии и содержащая коммутационные аппараты, сборные и соединительные шины, вспомогательные устройства (компрессорные, аккумуляторные и др.), а также устройства защиты, автоматики и измерительные приборы.

Линией электропередачи (ЛЭП) любого напряжения (воздушной или кабельной) называется электроустановка, предназначенная для передачи электрической энергии на одном и том же напряжении без трансформации.

Рис. 1. Передача и распределение электрической энергии

По ряду признаков электрические сети подразделяются на большое количество разновидностей, для которых применяются различные методы расчета, монтажа и эксплуатации.

Электрические сети делятся:

1. По напряжению:

а) до 1 кВ;

б) выше 1 кВ.

2. По уровню номинального напряжения:

а) сети низкого (напряжения (до 1 кВ);

б) сети среднего напряжения (выше 1 кВ и до 35 кВ включительно);

в) сети высокого напряжения (110 ... 220 кВ);

г) сети сверхвысокого напряжения (330 ... 750 кВ);

д) сети ультравысокого напряжения (выше 1000 кВ)

3. По степени подвижности:

а) передвижные (допускают многократное изменение трассы, свертывание и развертывание) - сети до 1 кВ;

б) стационарные сети (имеют неизменяемую трассу и конструкцию):

· временные - для питания объектов, работающих непродолжительно (несколько лет);

· постоянные - большинство электрических сетей, работающих в течение десятилетий.

· 4. По назначению:

· а) сети до 1 кВ: осветительные; силовые; смешанные; специальные (сети управления и сигнализации).

· б) сети выше 1 кВ: местные, обслуживающие небольшие районы, радиусом действия 15... 30 км, напряжением до 35 кВ включительно; районные, охватывающие большие районы и связывающие электростанции электрической системы между собой и с центрами нагрузок, напряжением 110 кВ и выше.

· 5. По роду тока и числу проводов:

· а) линии постоянного тока: однопроводные, двухпроводные, трехпроводные (+, -, 0);

· б) линии переменного тока: однофазные (одно- и двухпроводные), трехфазные (трех- и четырехпроводные), неполнофазные (две фазы и нуль).

· 6. По режиму работы нейтрали: с эффективно заземленной нейтралью (сети выше 1 кВ), с глухозаземленной нейтралью (сети до и выше 1 кВ), с изолированной нейтралью (сети до и выше 1 кВ).

· 7. По схеме электрических соединений:

· а) разомкнутые (нерезервированные):

·

· Рис.2. Схемы разомкнутых сетей: а) радиальные (нагрузка только на конце линии); б) магистральные (нагрузка присоединена к линии в разных местах). б) замкнутые (резервированные).

· б) замкунутые:

·

· Рис.3. Схемы замкнутых сетей: а) сеть с двухсторонним питанием; б) кольцевая сеть; в) двойная магистральная линия; г) сложнозамкнутая сеть (для питания ответственных потребителей по двум и более направлениям).

 

· 8. По конструкции: электропроводки (силовые и осветительные ), токопроводы - для передачи электроэнергии в больших количествах на небольшие расстояния, воздушные линии - для передачи электроэнергии на большие расстояния, кабельные линии - для передачи электроэнергии на далекие расстояния в случаях, когда сооружение ВЛ невозможно.

· К электрическим сетям предъявляются следующие требования: надежность, живучесть и экономичность.

· Надежность - основное техническое требование, под которым понимается свойство сети выполнять свое назначение в пределах заданного времени и условий работы, обеспечивая электроприемники электроэнергией в необходимом количестве и надлежащего качества.

· Необходимое количество электроэнергии определяется мощностью и режимом работы электроприемников. Качество электроэнергии зависит от параметров сети и определяется ГОСТ 13109-97, в которых приведены допустимые отклонения напряжения на зажимах электроприемников: электродвигатели -5% ... +10%; лампы рабочего освещения промышленных предприятий и общественных зданий, прожекторы наружногоюсвещения -2,5%...+5%; лампы освещения жилых зданий, аварийного и наружного освещения, прочие электроприемники ±5%.

· Надежность обеспечивается:

· 1. применением схемы сети, учитывающей ответственность электроприемников;

· 2. выбором соответствующих марок проводов и кабелей;

· 3. тщательным расчетом сечений проводов и кабелей по нагреву, допустимой потере напряжения и механической прочности и расчетом устройств регулирования напряжения;

· 4. соблюдением технологии электромонтажных работ;

· 5. своевременным и качественным выполнением правил технической эксплуатации.

· Живучесть электрической сети - это свойство выполнять свое назначение в условиях разрушающих воздействий в том числе и в боевой обстановке при воздействиях средств поражения противника.

· Живучесть достигается:

· 1. использованием конструкций, которые наименее подвержены разрушению при воздействии поражающих факторов оружия противника;

· 2. специальной защитой сети от поражающих факторов;

· 3. четкой организацией ремонтно-восстановительных работ. Живучесть - основное тактическое требование.

· Экономичность — это минимум затрат на сооружение и эксплуатацию сети при условии выполнения требований надежности и живучести.

· Экономичность обеспечивается:

· 1. применением типовых серийно выпускаемых и стандартных конструкций;

· 2. унификацией материалов и оборудования;

· 3. применением недефицитньгх и недорогих материалов;

· 4. возможностью дальнейшего развития, расширения и усовершенствования в процессе эксплуатации.

· И. И. Мещеряков

·

· Передача и распределение электрической энергии

·

 

 

 

1.2. Определение погонных электрических параметров линии

(лекция)

 

1. Погонное активное сопротивление

2. Погонное индуктивное сопротивление

3. Погонная емкостная проводимость

4. Погонная активная проводимость

Активное сопротивление проводов определяется их материалом и сечениями. Погонное активное сопротивление (сопротивление одного километра провода) при 20º С равно

, Ом/км,                                     (3.1)

Где  – удельное сопротивление при температуре 20º С, Ом·мм²/км;

 – сечение провода, мм²;

 – число проводов в фазе при расщеплении (при  кВ ; при  кВ ;  кВ ;  кВ ;  кВ ).

Для алюминиевых и сталеалюминиевых проводов  ом·мм²/км. В качестве сечения  принимают поперечное сечение алюминиевой части провода (табл. 2.2).

Погонное активное сопротивление провода зависит от его температуры

, Ом/км                     (3.2)

где  – температурный коэффициент сопротивления ( =0,004 1/град);

 – температура провода, ̊С.

В установившемся режиме нагрева температура провода определяется из уравнения теплового баланса. Уравнение теплового баланса для одного метра провода имеет вид:

,                       (3.3)

где  – нагрев провода электрическим током, Вт/м;

 – нагрев провода солнечной радиацией, Вт/м;

 – коэффициент теплоотдачи лучеиспусканием, Вт/(м·град);

 – коэффициент теплоотдачи конвекцией, Вт/(м·град);

 – температура воздуха, ̊С.

Нагрев провода электрическим током определяется величиной потерь активной мощности в проводе

,                                             (3.4)

где  – фазный ток, А.

Поглощаемое проводом тепло от солнечной радиации на длине 1 м равно

,                                                 (3.5)

где  – коэффициент поглощения (для витых окисленных проводов

);

 – количество тепла, обусловленное суммарной радиацией, Вт/см²;

 – диаметр провода, мм².

Коэффициент теплоотдачи лучеиспусканием приближённо определяется по формуле

.                      (3.6)

Коэффициент теплоотдачи конвекцией при нормальном атмосферном давлении равен

,                                        (3.7)

где  – скорость ветра, м/с.

При подстановке (3.2), (3.4) – (3.7) в (3.3) температура провода  определяется решением квадратного уравнения

 

.

Территория г. Ростова на Дону характеризуется следующими климатическими условиями:

· зима =7 м/с, =  23 ̊С, ≈0;

· лето =4 м/с, = ̊С, =0,045 Вт/см².

Зависимости температуры провода и его сопротивления от климатических условий и нагрузки показаны на рис. 3.1.

 

а)	б)

Рис. 3.1. Влияние нагрузки на параметры ВЛ 750 кВ

с проводами 4×АС-500/64:

а – температура провода;

б – активное погонное сопротивление провода

Активное сопротивление токоведущих жил кабельных линий, приводимое в справочниках, определено для постоянного тока при температуре . Увеличение активного сопротивления токоведущих жил сечением 150 - 240 мм² при переменном токе от поверхностного эффекта учитывается умножением на поправочный коэффициент ( для трехжильных кабелей с поясной изоляцией ). В значительной мере активное сопротивление жилы зависит от температуры её нагрева:

,                                                       (2.3)

где - активное сопротивление жилы переменному току при температуре  Ом/м;

- температура жилы, .

Активная проводимость кабеля может быть определена через ёмкостную проводимость (В) и тангенс угла диэлектрических потерь . Значение  приводится в справочниках, как правило, при температуре . При увеличении температуры значения  существенно увеличивается. При изменении температуры изоляции  в диапазоне  изменяется следующим образом:

,                                                        (2.4)

где - коэффициент, зависящий от типа диэлектрика, конструкции и состояния изоляции.

Увеличение   по отношению к  показано на рис. 2.2.

Рис.3.2. Увеличение диэлектрических потерь при росте температуры

 

Если принять, что диэлектрические потери условно относятся к поверхности жилы, то температура жилы  может быть определена из уравнения теплового баланса. Для упрощения вида уравнения теплового баланса используем линейную аппроксимацию зависимости (2.4), для изоляционных конструкций, показанных на рис. 2.2.

 

,                                                       (2.5)

где - коэффициенты .

Линейная аппроксимация (2.5) имеет остаточную дисперсию 0,223 и удовлетворяет критерию Фишера при 95 процентном уровне значимости.

Для трёхжильного кабеля 6(10) кВ с секторными жилами и с поясной изоляцией уравнение теплового баланса с учётом (2.3) и (2.5) имеет вид:

 

                                              (2.6)

Здесь

,

,

,

,

где  - температура окружающей среды, ;

- нагрузочные потери мощности при температуре ;

 - потери в изоляции при температуре ;

 - суммарное термическое сопротивление по отношению к жиле кабеля;  - суммарное термическое сопротивление по отношению к изоляции кабеля;

I- ток, протекающей по жиле кабеля, А;  -зарядная мощность кабеля, вар/м;

- термические сопротивления изоляции, защитных покровов и окружающей среды, .

Термические сопротивления изоляции, защитного покрова и окружающей среды при прокладке одиночного кабеля в земляной траншее определяются следующим образом:

,

,

,

где - удельные термические сопротивления изоляции, защитного покрова, грунта, ;

- радиус дуги сектора жилы, мм;

толщина фазной и поясной изоляции, мм; - внешний диаметр кабеля, мм;

-диаметр кабеля под защитным покровом, мм;

Н-глубина прокладки кабеля, мм.

Формулы для расчёта  при других способах прокладки приведены в электротехнических справочниках.

Значения термических сопротивлений для составления теплового баланса кабеля СБ 6(10) кВ показаны на рис. 2.3 – 2.5.

Рис. 3.3. Термическое сопротивление кабельной изоляции с вязким составом

при =6 °С·м/Вт

Рис. 3.4. Термическое сопротивление джутового защитного

покрова кабеля при =6 °С·м/Вт

Рис. 3.5. Термическое сопротивление грунта при =1,2 °С·м/Вт

для кабеля сечением , напряжением

Уравнение (2.6) при допустимом превышении  температуры жилы  над заданной температурой окружающей среды  позволяет определить ток :

,                                     (2.7)

где .

Согласно правилам устройства электроустановок для кабелей 6 кВ с бумажной изоляцией с вязкой пропиткой и с нестекающей массой , для кабелей 10кВ - . При улучшении качества изоляции кабелей, допустимая температура нагрева кабелей 6 кВ с бумажной изоляцией с вязкой пропиткой повышается до , 10 кВ - до . При расчёте допустимого тока  принимается равной . Результаты расчёта допустимой плотности тока  приведены на рис. 2.6. Учёт в (2.7) диэлектрических потерь приводит к снижению  на 0,3-1,4% по отношению к , вычисленному без их учёта.

При заданной температуре окружающей среды  и некотором значении тока токоведущей жилы I уравнение (2.6) может быть использовано для определения :

,                                      (2.8)

где ; .

 

Рис. 3.6. Допустимая плотность тока кабеля СБ 6 кВ, проложенного в земле, при  и =

 

Если не учитывать увеличение нагрева, обусловленное диэлектрическими потерями, для кабелей 6(10) кВ, то выражения (2.7), (2.8) принимают следующий вид:

 

,                                                           (2.9)

.                                                                     (2.10)

 

Ток I в (2.10) представим в следующем виде:

,                                                                                          (2.11)

где  - ток кабеля в долях допустимого тока по нагреву.

Подставив (2.11) и (2.9) в (2.10) и учитывая, что , получим

 

.                                      (2.12)

 

Погонное индуктивное сопротивление фазы линии при транспозиции проводов в общем случае равно

, Ом/км,        (3.8)

где  – среднегеометрическое расстояние между фазами, см;

 – эквивалентный радиус провода, см;

– число проводов в фазе линии.

Среднегеометрическое расстояние между фазами равно

 ,

где , ,  – расстояния между фазами А, В, С соответственно, см.

Данные для расчёта  определяются по чертежу опоры или по табл. 3.2.

 

 

Таблица 3.2. – Усреднённые значения

, кВ	35	110	150	220	330	500	750
, м	3,5	5,0	6,5	8,0	11,0	14,0	19,5

 

Эквивалентный радиус провода (рис. 3.2) зависит от числа проводов в фазе, радиуса провода  (см) и расстояния между соседними проводами  (40 – 60 см)

где  – радиус расщепления.

 

Рис.3.2. Определение радиуса конструкции расщеплённой фазы

 

Для некоторых значений  эквивалентный радиус  равен:

при

при

при

У кабельных линий с их малыми расстояниями между токоведущими жилами (на два порядка меньше, чем в ВЛ) индуктивное сопротивление значительно ( в 3 – 5 раз) меньше, чем у воздушных. Погонное сопротивление  КЛ определяют по заводским измерениям, приводимым в справочниках.

Индуктивное сопротивление имеет две составляющие: внешнее и внутреннее. Внешнее определяется внешним магнитным потоком, образованным вокруг проводов, зависящим от  и . Внутреннее индуктивное сопротивление определяется внутренним потоком, замыкающимся в проводах. Для стальных проводов внутреннее сопротивление зависит от протекающего тока.

В табл. 3.2 приведены средние значения погонных индуктивных сопротивлений для ВЛ и КЛ разных номинальных напряжений, а на рис. 3.3 показаны зависимости погонных сопротивлений от сечения алюминиевой части провода ВЛ.

Рис. 3.3. Зависимость сопротивлений от изменения сечений провода ВЛ

 

Погонная активная проводимость воздушной линии в основном определяется величиной погонных потерь активной мощности на корону  (кВт/км) и напряжением на линии. При номинальном напряжении  (кВ) активная проводимость воздушной линии равна

 , См/км.                                  (3.9)

 

Таблица 3.2. – Средние значения погонных реактивных сопротивлений линий

Характеристика линии	, Ом/км
КЛ напряжением до 1000 В	0,06
То же 6(10) кВ	0,08
То же 35 кВ	0,125
То же 110 кВ (маслонаполненные)	0,175
Изолированные провода внутренней проводки	0,22
ВЛ напряжением до 1000 В	0,31
То же 6(10) кВ	0,38
То же 35 – 110 кВ	0,40
То же 220 кВ	0,41
То же 500 кВ с тремя проводами в фазе	0,29

 

Значения потерь мощности  существенно зависят от погодных условий (табл. 3.3).

Погонная ёмкостная проводимость, обусловленная ёмкостями (рис. 3.4) между фазами, фазными проводами (жилами) и землёй, зависит от геометрических размеров и взаимного расположения фазных проводов (жил). В схеме замещения ЛЭП используется расчётная ёмкость плеча эквивалентной звезды, полученной при преобразовании треугольника проводимостей  в звезду.

Средняя погонная ёмкостная проводимость ВЛ (рис. 3.5) равна

, См/км.                                    (3.10)

 

Таблица 3.3. – Погонные потери активной мощности на корону проводов при номинальном напряжении

Номинальное напряжение, кВ	Число и сечение проводов в фазе	Погонные потери на корону, кВт/км
		при хорошей погоде	при изморози
110	1×АС 120/19	0,013	0,69
220	1×АС 300/39	0,3	16,5
330	2× АС 400/93	0,8	33,5
500	3× АС 400/93	2,4	79,2
750	5×240/56	3,9	115,0

 

Рис.3.4. Ёмкости трёхфазных ЛЭП:

а – воздушной линии; б – кабельной линии; в – преобразование треугольника ёмкостей в звезду

 

 

Рис. 3.5. Зависимость ёмкостной проводимости от изменения сечений провода ВЛ

 

При расщеплении проводов фаз активное и индуктивное сопротивления уменьшаются, а ёмкостная проводимость возрастает. Основным фактором, определяющим изменение этих параметров, является число проводов в фазе (рис. 3.6).

Ёмкостная проводимость КЛ зависит от конструкции кабеля и указывается заводом-изготовителем.

Активная проводимость КЛ определяется в основном потерями активной мощности в изоляции (диэлектрические потери). Диэлектрические потери характеризуются тангенсом угла диэлектрических потерь , принимаемым по данным завода-изготовителя. Активная проводимость КЛ вычисляется по её ёмкостной проводимости

 

.                                                    (3.11)

Значение  находится в интервале 0,003 – 0,006.

 

 

а)

б)

Рис. 3.6. Влияние расщепления фаз на параметры ВЛ

 

 

1.3. Схема замещения линии и их параметры

Линия электропередачи – это элемент электрической сети с распределёнными параметрами (рис. 3.7).

Рис. 3.7. Линия с распределёнными параметрами

 

Величину  называют коэффициентом распространения волны,  – коэффициентом затухания,  – коэффициентом фазы. Комплексная величина  называется волновым сопротивлением.

 

Схема замещения линии в виде четырёхполюсника (рис. 3.8) с постоянными , , , ,

 

Рис. 3.8. Моделирование линии четырёхполюсником

 

В расчётах линия может быть представлена как четырёхполюсником, так и П-образной схемой замещения (рис. 3.9), параметрами которой являются продольное сопротивление  и поперечная проводимость , разделённая поровну и включённая на входе и выходе схемы замещения.

Рис. 3.9. П-образная схема замещения линии

 

Зависимости параметров П-образной схемы от её длины показаны на рис. 3.10, на котором точное значение определено по (3.18), (3.19), а приближённое – по (3.20), (3.21). Из рис. 3.10. видно, что применение формул (3.20), (3.21) допустимо при длине ВЛ не более 250 – 300 км. При большей протяжённости ЛЭП необходимо в (3.20), (3.21) вводить поправочные коэффициенты (табл. 3.4) или переходить к определения параметров П-образной схемы замещения по (3.18), (3.19)

 

а)	б)
в)	г)

Рис.3.10. Параметры П-образной схемы замещения:

      а - активное сопротивление; б – индуктивное сопротивление;

      в) – активная проводимость; г – ёмкостная проводимость.

 

Схема замещения длинной линии может быть представлена в виде нескольких каскадно включённых П-образных схем, соответствующих участку линии длиной 250 – 300 км.

 

Таблица 3.4. – Параметры схем замещения ЛЭП

Длина линии	Расчётные формулы	Примечание
ВЛ до 300 км, КЛ до 50 км
ВЛ до 1000 км, КЛ свыше 50 км
ВЛ свыше 1000 км	или ; ; ; .

 

При проектировании электрических сетей до выбора сечений проводов (жил) предварительные расчёты режимов могут быть выполнены при представлении ЛЭП только индуктивным сопротивлением. В этом случае для расчёта  используется среднее значение погонного сопротивления  (см. табл. 3.2). Такое допущение основано на слабой зависимости  от сечения провода (жилы) (см. рис. 3.3).

 

 

 

1.4. Параметры схем замещения трансформаторов

В практических расчётах используется Г-образная схема замещения. Сопротивления двухобмоточного трёхфазного трансформатора определяется по формуле:

, Ом , Ом

(3.1)   (3.2)

где DР_К – потери мощности короткого замыкания, кВт;

U_{B ном} – номинальное напряжение высшей обмотки, кВ;

S_ном –номинальная мощность трехфазного трансформатора, МВ·А;

U_К – напряжение короткого замыкания, %.

Проводимости трансформатора равны

                         ,

                         ,

где DР_Х – потери мощности холостого хода, кВт;

I_Х – ток холостого хода, %.

Трёхобмоточные трансформаторы и автотрансформаторы представляются схемой замещения в виде трёхлучевой звезды. Сопротивления ветвей звезды ( В, С. Н) определяются по (2.1, 2.2) при следующих значениях DР_К, U_К, вычисленных по паспортным данным:

где  DР_{КЗ В-С}, DР_{КЗ В-Н}, DР_{КЗ С-Н} – потери мощности короткого замыкания для пар обмоток, кВт;

U_{КЗ В-С}, U_{КЗ В-Н}, U_{КЗ С-Н} – напряжения короткого замыкания для пар обмоток.

Для трансформаторов, имеющих различные номинальные мощности отдельных обмоток U_К и DР_К приводятся к мощности обмотки высшего напряжения. Приведение U_К выполняется пропорционально отношению номинальных мощностей обмоток, приведение DР_К – пропорционально квадрату этого отношения.

Если паспортные данные оборудования содержат одно из трёх значений потерь короткого замыкания, то расчёт активных сопротивлений выполняется с использованием «сквозного активного сопротивления» с последующим его разделением по ветвям схемы замещения в пропорциях, определяемых отношениями номинальных мощностей обмоток, представленных в таблице 2.2.

Сквозное активное сопротивление определяется по формуле:

где DР_К – потери короткого замыкания при номинальной нагрузке обмотки высшего напряжения, кВт.

 

Таблица 3.2. – Соотношение мощностей и активных сопротивлений трёхобмоточного трансформатора

Мощность обмоток трансформатора по отношению к номинальной, %			Активное сопротивление, Ом
SВ	SС	SН	RТ В	RТ С	RТ Н
100	100	100	0,5Rскв	0,5Rскв	0,5Rскв
100	67	100	0,5 Rскв	0,75 Rскв	0,5 Rскв
100	100	67	0,5 Rскв	0,5 Rскв	0,75 Rскв
100	67	67	0,55 Rскв	0,82 Rскв	0,82 Rскв
100	100	50	0,5 Rскв	0,5 Rскв	Rскв
100	50	50	0,5 Rскв	Rскв	Rскв
100	100	33	0,5 Rскв	0,5 Rскв	1,5 Rскв

Активные сопротивления трансформатора с расщепленной обмоткой определяются для каждой обмотки отдельно в соответствии с паспортными данными по формуле:

,

.

 

Генераторы в схеме замещения задаются постоянной генерируемой мощностью. Источники реактивной мощности задаются постоянной генерируемой мощностью. Батареи конденсаторов – проводимостью.

Нагрузки представляются постоянной мощностью или статическими характеристиками нагрузками по напряжению.

 

 

 

 

1.5. Параметры схем замещения автотрансформатора

(интернет)

Автотрансформаторы, как правило, устанавливаются на мощных узловых подстанциях районных сетей и предназначены для связи сетей двух номинальных напряжений. От шин среднего напряжения таких подстанций, обычно, получают электроэнергию целые районы с большим числом потребителей. Изображение автотрансформатора в принципиальной электрической схеме сети при наличии устройства РПН (регулирование напряжения под нагрузкой) представлено на рис. 6.

 

Автотрансформатор (АТ) имеет последовательную обмотку (П), общую (О) и обмотку низшего напряжения (Н).

 

Обмотки последовательная и общая электрически соединены друг с другом и пронизываются общим магнитным потоком, тогда как обмотка низшего напряжения связана с ними только магнитной связью, что отражено на рис. 6.

 

 а)    б)

Рис. 6. Автотрансформатор.

 

а) изображение автотрансформатора в электрических схемах;

 

б)схема соединения обмоток автотрансформатора

 

Автотрансформаторы характеризуются двумя значениями мощности: номинальная– это предельная мощность, которая может быть передана со стороны высшего напряжения (  ), типовая – мощность последовательной обмотки (  ). Расчётная мощность общей обмотки также равна типовой мощности, а обмотка низшего напряжения рассчитывается на мощность меньшую или равную типовой. Связь между номинальной и типовой мощностью АТ определяется выражением

где a– коэффициент выгодности автотрансформатора:

Чем меньше коэффициент выгодности, тем автотрансформатор более экономичен по сравнению с трёхобмоточным трансформатором. В электрических сетях с

При расчёте электрических сетей автотрансформаторы учитываются схемами замещения (рис. 7). Полная схема замещения автотрансформатора имеет вид трёхлучевой звезды, где – активные сопротивления соответствующих обмоток высшего, среднего и низшего напряжений учитывают потери активной мощности на нагрев обмоток; – соответственно индуктивные сопротивления обмоток учитывают индуктивную мощность на потоки рассеяния.

 

Рис. 7. Полная схема замещения автотрансформатора

Намагничивающая ветвь подключается со стороны питающей обмотки, при этом – активная проводимость обусловлена потерями активной мощности на нагрев магнитопровода, а – реактивная проводимость определяет магнитный поток взаимоиндукции обмоток.

Все параметры схемы замещения приведены к номинальному напряжению обмотки высшего напряжения. Для расчёта действительных значений напряжений и токов в обмотках среднего и низшего напряжений в схему включаются идеальные трансформаторы (трансформаторы без потерь мощности), которые учитывают коэффициент трансформации в режиме холостого хода.

Автотрансформаторы характеризуются следующими каталожными данными [1, 2, 3]:

–номинальная мощность, МВА; – номинальные линейные напряжения соответственно обмоток высшего (ВН), среднего (СН), низшего (НН) напряжения, кВ, т.к. параметры схемы замещения отнесены к напряжению обмотки ВН, то в дальнейших расчётах , напряжения заданы при холостом ходе трансформатора; – максимальное число положительных и отрицательных по отношению к основному выводу обмотки ВН регулировочных ответвлений, – относительное значение изменения напряжения в процентах от , приходящееся на одно ответвление;

–суммарные потери короткого замыкания для двух обмоток, кВт; – напряжения короткого замыкания, %. – потери холостого хода, кВт; – ток холостого хода, %.

Для АТ проводят три опыта короткого замыкания, в каждом участвуют две обмотки. Например, при коротком замыкании на выводах обмотки СН, разомкнутой обмотке НН и подключении к источнику выводов обмотки ВН замеряются значения и при протекании по обмоткам ВН и СН номинальных токов. Следовательно, величины и отнесены к автотрансформатора. Если в опыте короткого замыкания участвует обмотка низшего напряжения, по обмоткам протекают токи, соответствующие номинальной мощности обмотки НН, т.е. типовой мощности автотрансформатора. Следовательно и – отнесены к типовой мощности, поэтому указанные величины приводят к номинальной мощности АТ;

Используя каталожные данные автотрансформатора, проводят расчёт параметров схемы замещения.

При определении активных сопротивлений возможны два случая:

1. В справочных данных приведены три величины потерь короткого замыкания (кз):

.

Здесь – потери к.з., отнесённые к номинальной мощности АТ;

–потери кз, отнесённые к типовой мощности АТ; a– коэффициент выгодности.

Потери короткого замыкания в каждой обмотке автотрансформатора рассчитываются:

Затем вычисляют активные сопротивления схемы замещения:

(1)

2. В справочных данных приведено одно значение потерь короткого замыкания . По нему определяют суммарное активное сопротивление двух обмоток:

Мощность обмотки высшего напряжения равна номинальной мощности автотрансформатора, а мощность обмотки низшего напряжения составляет от неё не более 50%. При наличии магнитной связи активные сопротивления в схеме замещения обратно пропорциональны мощностям соответствующих обмоток:

а для обмотки НН

Для расчёта индуктивных сопротивлений используют напряжения короткого замыкания. Заданные в каталожных данных напряжения и предварительно должны быть приведены к номинальной мощности АТ.

и .

Примечание. Если в справочниках [1, 3] напряжения отнесены к номинальной мощности, пересчёта делать не следует.

Суммарные реактивные сопротивления пар обмоток рассчитываются по формулам:

, (2)

а индуктивное сопротивление каждой обмотки находится из следующих выражений:

Примечание. Если индуктивное сопротивление какой-либо обмотки отрицательно, в дальнейших расчётах его не учитывают.

Проводимости и схемы замещения вычисляются по результатам опыта холостого хода (х.х). Потребляемая в этом опыте мощность определяется параметрами цепи намагничивания:

откуда

(3)

Намагничивающая мощность и ток хх в % равны. Так как , следовательно,

(4)

Для АТ сиспользуют упрощенные схемы замещения. В таких схемах отсутствуют идеальные трансформаторы, а ветвь намагничивания учитывается потребляемой мощностью (рис. 8).

Рис. 8. Упрощенная схема замещения АТ

В схеме электрической сети промышленного района, рассчитываемой в курсовой работе, автотрансформаторы установлены на узловых подстанциях 1 и 2 и служат для связи сетей двух номинальных напряжений. Так как , то в расчётную схему сети они вводятся упрощенной схемой замещения.

Если на подстанции установлено два и более АТ, то для упрощенной схемы замещения (см. рис. 8) определяют эквивалентные параметры

,

где n– количество АТ, установленных на подстанции.

Если обмотка НН автотрансформатора не нагружена (п/ст 1), её в схеме замещения не учитывают. Схема замещения упрощается и принимает вид (рис. 9).

Рис. 9. Упрощенная эквивалентная схема замещения при отсутствии нагрузки на обмотке НН автотрансформатора

 

 

 

1.6. Графики нагрузки

(интернет)

При проектировании систем электроснабжения выполняется ряд расчетов, результаты которых позволяют выбрать оборудование подстанций, сечение и материал проводников, наиболее экономичные способы передачи электроэнергии, конфигурацию сети и т.п. Определение расчетных электрических нагрузок и учет изменения их во времени в этом случае является исходным материалом для всего последующего проектирования. При проектировании и эксплуатации электрических сетей промышленных предприятий приходится иметь дело с различными видами их нагрузок: по активной мощности P, по реактивной мощности Q и по току.

Кривая изменения активной, реактивной и токовой нагрузки во времени, называется графиком нагрузкипо активной, реактивной мощностям и току соответственно.

Графики нагрузок дают возможность определить некоторые показатели, необходимые при расчетах нагрузок, и более рационально выполнить систему электроснабжения.

Назначение и классификация графиков нагрузок

Электрическая нагрузка характеризует потребление электрической энергии отдельными приемниками, группой приемников в цехе, цехом и заводом в целом. При проектировании и эксплуатации систем электроснабжения промышленных предприятий основными являются три вида нагрузок:

а) активная мощность P;

б) реактивная мощность Q;

в) ток I.

В расчетах систем электроснабжения промышленных предприятий используются следующие значения электрических нагрузок:

а) средняя нагрузка за наиболее загруженную смену – для определения расчетной нагрузки и расхода электроэнергии;

б) расчетный получасовой максимум активной и реактивной мощности – для выбора элементов систем электроснабжения по нагреву, отклонению напряжения и экономическим соображениям;

в) пиковый ток – для определения колебаний напряжения, выбора устройств защиты и их уставок.

Электрическая нагрузка может наблюдаться визуально по измерительным приборам. Регистрировать изменения нагрузки во времени можно самопишущим прибором (рис.1). В условиях эксплуатации изменение нагрузки по активной и реактивной мощности во времени записывают, как правило, в виде ступенчатой кривой, по показаниям счётчиков активной и реактивной энергии, снятым через одинаковые интервалы времени t_и (рис. 2).

Рис.1. График нагрузок по записи регистрирующих приборов Рис.2. График нагрузки по показаниям

счетчика активной энергии

Графики нагрузок подразделяют на индивидуальные и групповые.

Индивидуальные графики (p(t), q(t), i(t)), необходимы для определения нагрузок мощных приемников электроэнергии (электрические печи, преобразовательные агрегаты главных приводов прокатных станов и др.).

При проектировании систем электроснабжения промышленных предприятий используются, как правило, групповые графики нагрузок (от графиков нагрузок нескольких приемников электроэнергии до графиков предприятия в целом). Графики нагрузок всего промышленного предприятия дают возможность определить потребление активной и реактивной энергии предприятием, правильно и рационально выбрать питающие предприятие источники тока, а также выполнить наиболее рациональную схему электроснабжения.

По продолжительности различают суточные и годовые графики нагрузок предприятия. Каждая отрасль промышленности имеет свой характерный график нагрузок, определяемый технологическим процессом производства. Групповой график нагрузок слагается из индивидуальных графиков нагрузок приемников, входящих в данную группу. Степень регулярности групповых графиков определяется типами индивидуальных графиков и взаимосвязью нагрузок отдельных приёмников по технологическому режиму работы.

Основные коэффициенты, применяемые при расчете электрических нагрузок

Коэффициент использования – основной показатель для расчета нагрузки – это отношение средней активной мощности отдельного приемника (или группы их) к её номинальному значению.

(1)

Значения коэффициента использования должны быть отнесены к тому же периоду времени (циклу, году, смене), к которому отнесены мощности, на основе которых этот коэффициент вычисляется.

Рис.3. Индивидуальный график активных нагрузок

 

Для графика активных нагрузок (рис.3) средний коэффициент использования активной мощности приемника за смену может быть определен из выражения (2):

(2)

где Э_а – энергия, потребляемая приемником за смену; Э_а,возм – энергия, которая могла бы быть потреблена приемником за смену при номинальной загрузке его в течение всей смены.

Коэффициентом включения приемникаk_В–называется отношение продолжительности включения приемника в цикле t_В ко всей продолжительности цикла t_ц. Время включения приемника за цикл складывается из времени работы t_ри времени холостого хода t_х:

(3)

Коэффициентом включения группы приемников, или групповым коэффициентом включения K_В, называется средневзвешенное (по номинальной активной мощности) значение коэффициентов включения всех приемников, входящих в группу, определяемое по формуле:

(4)

Коэффициентом загрузкиk_з,априемникапо активной мощности называется отношение фактически потребляемой им средней активной мощности P_С,В (за время включения t_В в течение времени цикла t_ц) к его номинальной мощности:

(5)

Групповым коэффициентом загрузкипо активной мощности называется отношение группового коэффициента использования к групповому коэффициенту включения:

(6)

Коэффициентом формыиндивидуального или группового графика нагрузок называется отношение среднеквадратичного тока (или среднеквадратичной полной мощности) приёмника или группы приёмников за определенный период времени к среднему значению его за тот же период времени:

(7)

Коэффициентом максимумаактивной мощности называется отношение расчетной активной мощности к средней нагрузке за исследуемый период времени. Исследуемый период времени принимается равным продолжительности наиболее загруженной смены.

(8)

Коэффициентом спроса по активной мощности называется отношение расчетной (в условиях проектирования) или потребляемой P_n (в условиях эксплуатации) активной мощности к номинальной (установленной) активной мощности группы приемников:

(9)

Коэффициентом заполнения графика нагрузок –называется отношение средней активной мощности к максимальной за исследуемый период времени (обычно P_M=P(30)). Исследуемый период времени принимается равным продолжительности наиболее загруженной смены.

(10)

Коэффициентом разновременности максимума активных нагрузокназывается отношение суммарного расчётного максимума активной мощности узла системы электроснабжения к сумме расчётных максимумов активной мощности отдельных групп приемников, входящих в данный узел системы электроснабжения. Этот коэффициент характеризует смещение максимума нагрузок отдельных групп приемников во времени, что вызывает снижение суммарного максимума узла по сравнению с суммой максимумов отдельных групп.

 

 

 

 

1.7. Характеристика задачи расчета и анализа установившихся режимов электрических сетей

При проектировании и эксплуатации электрических сетей необходимо оценивать условия, в которых будут работать потребители и оборудование электрической сети. Такие оценки дают возможность предусмотреть меры для обеспечения требуемого качества электро­энергии, а также установить допустимость предполагаемого режима сети для ее оборудования. Кроме того, расчеты, выполняемые при такого рода оценках, позволяют найти оптимальные условия для производства и передачи требуемого количества электроэнергии, т.е. осуществить так называемую "оптимизацию режима" электрической сети или энергетической системы в целом.

Определение параметров режима составляет задачу расчета устано­вившегося режима сети. Исходными данными для расчета служат схема электрических соединений сети, характеризующая взаимную связь ее элементов, сопротивления и проводимости этих элементов, известные расчетные мощности нагрузок и заданные значения напряжения в отдельных точках, а иногда также и заданные, диспетчерским графиком мощности, поступающие от ряда источников питания.

 

1.8. Расчеты режимов разомкнутых электрических сетей

(интернет)

 

 

 

 

 

1.9. Расчеты режимов простых замкнутых сетей

Известными величинами при выполнении данного расчета являются напряжение в точке питания и мощности нагрузки. Поскольку напряжение и мощности заданы для разных точек сети, расчет должен выполняться с помощью последовательных приближений. В качестве первого приближения принимают равенство напряжений вдоль линий номинальному напряжению линий. При этом токи, протекающие по отдельным участкам схемы, равны

1.10. Методы решения уравнений узловых напряжений

 

1.11. Уравнения состояния электрической сети

Для электрических цепей более высокого порядка (n > 2), включающих

емкостей и индуктивностей, переходные процессы исследуются путем составления и решения системы уравнений состояния. При этом предполагается, что цепь состоит из набора канонических ветвей и имеет место независимость всех переменных состояния друг от друга. Как было отмечено ранее, под переменными состояния понимают напряжения на емкостях и токи в индуктивностях . Общий путь расчета в этом методе основан на составлении дифференциальных уравнений первого порядка относительно переменных состояния , записанных в нормальной форме Коши

Коэффициенты в правых частях уравнений состояния определяются структурой цепи и параметрами ее элементов, а функции учитывают влияние внешних независимых источников энергии на скорость изменения каждой переменной состояния. Переменные состояния однозначно определяют запас энергии цепи в любой момент времени, а, следовательно, через эти переменные однозначно определяются остальные токи и напряжения.

Для линейных цепей система уравнений состояния также линейна, и ее обычно записывают в матричной форме

(3.30)

где X - вектор переменных состояния; A - квадратная матрица; F(t) - вектор входных воздействий.

Эта система полностью определяет поведение цепи в переходном режиме. Формирование системы уравнений (3.30) основано на известных дифференциальных соотношениях (3.21), из которых непосредственно записываются производные от переменных состояния

Если выразить правые части этих соотношений как функции всех переменных состояния и внешних источников воздействий, то это позволит сформировать систему уравнений (3.30). Для этой цели можно использовать законы Кирхгофа или метод наложения.

 

1.12. Критерий и алгоритм оценивания состояния

 

 

1.13. Потери мощности и энергии в элементах электрических сетей

 

 

1.14. Метод средних суток для расчета потерь электроэнергии в 35-110 кВ

 

Определение нагрузочных потерь по методу характерных

режимов производят по формуле

                                                n

           ДЕЛЬТА W = SUM ДЕЛЬТА P t

                               н i=1                 i i

где:

ДЕЛЬТА P - нагрузочные потери мощности в сети в i-м режиме

       i

продолжительностью t часов;

               i

n - число режимов.

Нагрузки узлов сети принимаются по данным контрольных измерений. Перед расчетом потерь должна быть проведена балансировка нагрузок узлов с суммарной нагрузкой сети. Для периодов, в которых контрольные измерения нагрузок узлов не проводились, нагрузки должны быть получены с помощью расчета, исходя из известной суммарной нагрузки сети. При оперативных расчетах нагрузки узлов получают с помощью телеизмерений.

 

1.15. Метод средних нагрузок для расчета потерь электроэнергии в сетях 6-35 кВ

Нагрузочные потери электроэнергии за рассматриваемый период времени

находят по формуле: W=PcpT где P — потери активной мощности при средних нагрузках сети. Условиях эксплуатации средние нагрузки находятся на основании из рений активного Wa и реактивного Wp электропотребления: Р=Wa/T Q=WP/T Приближенно, а также при перспективных расчетах, когда измерить W Wp невозможно, они могут быть определены по формулам PCP=PНБ+PНМ /2                                                                                QCP=QНБ+QНМ /2                                                                                             где РНб, QHб — мощности в режиме наибольших нагрузок;                           Рнм, QHM -мощности режиме наименьших нагрузок за период времени Т Таким образом, для определения теперь энергии необходимо составить схему со средними нагрузками, найти потокораспределение, а по нему — средние потери мощности. позволяет оценить базовую составляющую потерь электроэнергии. Вместе с тем, характер графиков нагрузки отдельных узлов может быть различным, что будет отражаться на потоках мощности по ветвям схемы личных режимах и, соответственно, на потерях электроэнергии. Для учета l обстоятельства в формулу потерь энергии вводят коэффициент формы графика нагрузки [31,63]: Этот коэффициент связывают со временем использования наибольшей на-I ТНБ: W=PTK2Ф Для участков разомкнутой сети ТнБ для активной или полной мощности может быть определено как средневзвешенное на основании известного времени наибольшей нагрузки каждого из узлов ТНБ, который питается по данному участку сети

 

1.16. Основные показатели качества электроэнергии

 

 

 

 

1.17. Связь балансов мощностей с частотой и напряжением

 

 

1.18. Регулирование частоты в ЭЭС

 

 

 

 

1.19. Регулирование напряжение в ЭЭС

Для регулирования напряжения используют следующие средства:

- генераторы Г электростанций, и синхронные компенсаторы СК путем регулирования тока возбуждения;

 - Т, AT, за счет изменения их коэффициентов трансформации;

- батареи конденсаторов БК путем их полного или частичного включения или отключения, либо за счет регу­лирования их мощности;

- шунтирующие реакторы путем их включения или отключения, в том числе управляемые реакторы УР путем регулирования их мощности без отключения от сети;

 - статические тиристорные компенсаторы СТК, имеющие в общем случае регулировочный диапазон как в режиме генерации, так и в режиме потребления реактивной мощности.

 Потери активной мощности в элементах сети со­стоят из нагрузочных и потерь холостого хода. В линиях 35—220 кВ потери холо­стого хода на корону незначительны, поэтому следует поддерживать максимально возможные значения напряжения.

 

В линиях 330—750 кВ общие потери активной мощности ∆PЛ=∆PН(Uном/U)2+∆PК(U /Uном)n,

где ∆PН, ∆PК — соответственно нагрузочные потери и потери на корону при Uном;

n — показатель, характеризующий состояние погоды, 0 < n <10.

 

Отсюда видно, что с повышением напряжения нагрузочные потери умень­шаются, а потери на корону возрастают. на рис. ∆P2Н соответствуют большей нагрузке, чем ∆P1Н.

Потери на корону ∆PК1 соответствуют плохой погоде. Например, при малой нагрузке линии и плохой погоде получим суммарные потери ∆Р1|, соответствующие оптимальному напряжению Uoпm.Повышение напряжения в Т приводит к увеличению потерь ак­тивной мощности хх в сердечнике трансформатора, а нагрузочные потери обратно пропорциональны квадрату напряжения. Общая задача регулирования напряжения: ∆P=∆PН(U)+∆PК(U)→min при ограничениях U1мин≤Ui≤Uiмакс Ik ≤Ikдоп. Для решения этой задачи необходимо задей­ствовать средства воздействия на напряжение. К первой группе отнесем источники реактивной мощности (генераторы, СК, БК, шунти­рующие реакторы, СТК). Ко второй группе отнесем Т, АТ, вольто-добавочные Т. Они характеризуются коэф­фициентом трансформации, его изменение приводит к изменению напряжения в уз­лах сети. Обобщенное контурное уравнение: k=1∑ m SkZ*k=U02(1— k=1ПmkК) где Sk—мощность k-го участка; Zk— комплексно-сопряженое сопротив-е k-го участка. Таким образом задача выбора оптимального режима напряжений в узлах: ∆P(Q, k) →min при ограничениях U1мин≤Ui≤Uiмакс Ik ≤Ikдоп.

 

 

__________________________________________________________________________

 

Основным средством регулирования напряжения в центре питания (ЦП) распределительных электрических сетей (на линиях 6—20 кВ) являются транс­форматоры с высшим напряжением 220—35 кВ с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН). В качестве дополнительных средств могут использоваться компенсирующие устройства, установленные в распределительной сети или на шинах 6—20 кВ ЦП, а также некоторые другие средства (генераторы малых мест­ных электростанций, синхронные электродвигатели и др.). Диапазоны регулиро­вания напряжения на трансформаторах с РПН достаточно велики и, в зависимости от Uном и мощности трансформатора, составляют от 18 до 32 %.

Такие большие диапазоны регулирования позволяют осуществлять регули­рование напряжения в распределительных сетях практически независимо от ре­жима напряжений в системообразующей сети. Вместе с тем это регулирование должно обеспечить требуемое качество напряжения непосредственно у потреби­телей. В этих условиях режим напряжения в ЦП может выбираться исключитель­но по условию функционирования распределительной сети и подключенных к ней потребителей.

Выбор рационального принципа регулирования напряжения в ЦП зависит от характера графика нагрузки потребителей, подключенных к распределитель­ной сети. Можно выделить следующие наиболее характерные режимы электропо­требления:

1. Нагрузка в течение суток не изменяется или мало изменяется. В этом случае потери напряжения, зависящие от нагруз­ки сети, от шин ЦП до потребителей в течение суток не изменяются (или мало изменяются). Следовательно, для поддержания напряжения у потребителей, близ­кого к номинальному (или какому-то другому желаемому напряжению) в течение суток на шинах ЦП необходимо обеспечить неизменное напряжение. Такой режим регулирования называется режимом стабилизации напряженияв ЦП.

2. Нагрузка в течение суток изменяется вполне определенным, заранее из­вестным образом. Такая ситуация возникает, например, в случае подключения к распределительной сети промышленных предприятий, учреждений и т. п. с впол­не определенным суточным режимом работы. При этом потери на­пряжения от ЦП на каждой ступени суточного графика нагрузки до конкретного потребителя могут быть определены заранее. Поскольку конечная цель регулиро­вания напряжения остается прежней и заключается в обеспечении напряжения у потребителей в любом режиме, близкого к номинальному, то для каждой ступени суточного графика нагрузки в ЦП может быть определено требуемое напряжение. Таким образом, в данном случае регулирование напряжения на шинах ЦП можно осуществлять по времени суток.

3. Нагрузка в течение суток изменяется случайным образом. Данная ситуа­ция на практике встречается наиболее часто, когда нагрузка ЦП имеет смешанный характер со значительной долей коммунально-бытовой нагрузки. При этом потери напряжения от ЦП до какого-то потребителя, зависящие от нагрузки по элементам сети, также носят случайный характер. В таких случаях на шинах ЦП используют, принцип встречного (согласного) регулирования напряже­ния.Его сущность заключается в том, что с увеличением нагрузки для компенса­ции возникающих при этом дополнительных потерь напряжения в ЦП напряже­ние повышают, а при уменьшении нагрузки — снижают. При таком подходе вопрос заключается в выборе соответствующего напряжения в режиме наименьших нагрузок Iнм и наибольших нагрузок Iнб. Нижний предел выбираемо­го напряжения в каждом режиме нагрузки ограничивается допустимой потерей напряжения от ЦП до наиболее удаленного потребителя, а верхний предел — высшим допустимым напряжением у ближайшего потребителя. Если основная часть потребителей расположена от ЦП за относительно небольшим сопротивле­нием и нагрузка сети невелика, то потери напряжения будут небольшие.

 

 

 

 

 

1.20. Основные понятия об оптимизации режимов ЭЭС

 

1.21. Оптимизация распределения активной мощности в ЭЭС

 

1.22. Оптимизация режимов электрической сети

 

---

Дата добавления: 2018-05-12; просмотров: 523; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

---

---

Мы поможем в написании ваших работ!