Схемы замещения и установившиеся режимы электрических сетей

Схемы замещения и установившиеся режимы электрических сетей

Pages:   |

1

| 2 |

-- [ Страница 1 ] --

С. С. Ананичева

А. Л. Мызин

СХЕМЫ ЗАМЕЩЕНИЯ
И УСТАНОВИВШИЕСЯ РЕЖИМЫ
ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

0

Министерство образования и науки Российской Федерации

Уральский федеральный университет

имени первого Президента России Б. Н. Ельцина

С. С. Ананичева

А. Л. Мызин

СХЕМЫ ЗАМЕЩЕНИЯ И УСТАНОВИВШИЕСЯ РЕЖИМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ Допущено Учебно-методическим объединением в области энергетического и электротехнического образования в качестве учебного пособия для студентов вузов по направлению 140200 — «Электроэнергетика»

Научный редактор доц., канд. техн. наук С.Н. Шелюг Екатеринбург УрФУ УДК 621. ББК 31. С Рецензенты: кафедра АСЭС Свердловского инженерно-педагогического института;

канд. техн. наук Л. И. Мардер (Институт теплофизики УрО АН СССР) Авторы: С. С. Ананичева, А. Л. Мызин С 44 Схемы замещения и установившиеся режимы электрических сетей:

учебное пособие / С. С. Ананичева, А. Л. Мызин; 6-е изд., испр. Екатеринбург: УрФУ. 2012.

80 с.

ISBN Рассмотрены основные вопросы, относящиеся к первой части дисциплины «Электрические системы и сети». Даны схемы замещения основных электрических сетей: линий электропередачи и трансформаторов и показано определение их параметров. Приведены способы представления графиков электрических нагрузок и определения потерь мощности и энергии в электрических сетях. Показаны методы расчета электрического режима разомкнутых электрических сетей. Все разделы снабжены контрольными вопросами и иллюстрациями. Приведены примеры расчетов.

Пособие предназначено для студентов, обучающихся по программе 140400.62 бакалавров по направлению «Электроэнергетика и электротехника».

Библиогр. 5 назв. Рис. 55. Табл. 4.

УДК 621. ББК 31. Уральский политехнический ISBN институт им. С.М.Кирова, Уральский государственный технический университет, Уральский государственный технический университет, Уральский государственный технический университет, Уральский государственный технический университет, УрФУ,

ВВЕДЕНИЕ Настоящее пособие разработано авторами с учетом многолетнего опыта преподавания дисциплины «Электрические системы и сети» в УГТУ на кафедре «Автоматизированные электрические системы» и посвящено вопросам, изучаемым в первой части дисциплины.

Перестройка учебного процесса в сторону усиления роли самостоятельной работы требует разработки учебных пособий, включающих численные примеры, позволяющие детально разобраться в изучаемом материале самостоятельно, и контрольные вопросы для самопроверки. Пособие отвечает перечисленным требованиям и поэтому может быть использовано студентами как дневного, так и заочного обучения.

Для хорошего освоения материала данного пособия требуются знания разделов ранее изучаемых дисциплин: теоретические основы электротехники, электрические машины, высшая математика, физика. В процессе изучения дисциплины студенты должны получить практику в решении задач и выполнить цикл лабораторных работ.

1. ЭНЕРГОСИСТЕМЫ. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ, ИХ ЭЛЕМЕНТЫ. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМ 1.1. Определение энергетической и электрической систем Согласно ПУЭ, I.22, «энергетической системой называется совокупность электростанций, линий электропередачи, подстанций и тепловых сетей, связанных в одно целое общностью режима и непрерывностью процесса производства и распределения электрической и тепловой энергии».

Согласно ПУЭ, I.23, «электрической системой называется часть энергосистемы, состоящая из генераторов, распределительных устройств, сетей... и электроприемников».

Полный технологический цикл энергосистемы (рис. 1.1) включает добычу, транспортировку на склад и приготовление топлива, сжигание его в котле — преобразование химической энергии топлива в тепловую энергию пара. Пар вращает турбину, тепловая энергия переходит в механическую, которая приводит в движение генератор. В статорной обмотке генератора возникает электрический ток за счет вращающегося магнитного поля ротора. После генератора электрическая мощность поступает в трансформатор, где происходит преобразование ее параметров.

Все элементы технологической схемы производства электроэнергии являются элементами энергосистемы. Элементы технологической схемы делятся на два вида: передающие — транспортер, паропровод, вал, линия электропередачи; преобразующие — котел, турбина, генератор, трансформатор.

Правила устройства электроустановок, 9-е изд. М.: Энергоатомиздат, 1997.

Внимательно прочитать I.13, I.21—I.2-11, II.52, IV.24 — IV.211 ПУЭ, содержащие определения основных элементов энергосистем.

ЛЭП ЛЭП Рис. 1.1. Технологическая схема производства и распределения электроэнергии 1.2. Элементы энергосистем и их характеристика Электростанция — элемент энергосистемы, предназначенный для преобразования химической энергии топлива в тепловую и электрическую, состоит из топливного склада, котельного и турбинного агрегатов, генератора и распределительных устройств. На электростанции имеется большое хозяйство собственных нужд, служащее для обеспечения нормального технологического цикла.

По особенностям технологического процесса производства электроэнергии и используемым видам топлива электростанции подразделяются на конденсационные (КЭС), теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), атомные (АЭС), гидростанции (ГЭС), гидроаккумулирующие (ГАЭС), газотурбинные (ГТС).

К КЭС обычно относятся электростанции, потребляющие органическое топливо (уголь, газ, мазут, торф, сланец), турбины которых работают по конденсационному циклу, когда практически весь пар, вырабатываемый парогенератором, конденсируется и его энергия преобразуется в механическую энергию вала турбины, а затем и в электрическую.

На ТЭЦ значительная часть тепловой энергии передается по трубам потребителям и используется непосредственно в технологических процессах. И лишь часть тепловой энергии преобразуется в электрическую. На ТЭЦ для этого устанавливают турбоагрегаты двух типов: теплофикационные и противодавления.

АЭС используют энергию ядерного горючего, также преобразующегося в тепловую энергию пара. АЭС могут использоваться как КЭС и как ТЭЦ, соответственно они обозначаются АКЭС и АТЭЦ.

ГАЭС предназначены для выравнивания графика нагрузки энергосистемы (рис. 1.2). По принципу работы они являются такими ГЭС, которые днем, в часы максимального электропотребления системы, генерируют электрическую энергию за счет сработки воды в водохранилище, а ночью, в часы минимума электропотребления, работают как потребители электрической энергии — насосы, закачивающие воду обратно в водохра- p нилище. За счет этого снижается величина необходимой установленной генерирующей мощности в ЭЭС, а также улучшаются условия использования других электростанций, особенно АЭС, не допускающих резких изменений своей загрузки.

газообразного топлива в механическую и Рис. 1.2. График нагрузки энергосистемы затем электрическую энергию. Изготавли- без ГАЭС (1) и с ГАЭС (2) ваются также парогазовые установки (ПГУ), работающие по смешанному циклу.

Разнообразны так называемые нетрадиционные типы электрогенерирующих станций. К ним относятся электростанции с магнитогидродинамическими (МГД) генераторами, приливные электростанции (ПЭС), ветровые, гелиоустановки и т. д. Как в настоящее время, так и в обозримом будущем эти типы электростанций не будут иметь существенной роли в энергобалансе страны.

Подстанция (ПУЭ, IV.25) — электроустановка, служащая для преобразования и распределения электроэнергии и состоящая из трансформаторов, распределительных устройств, аккумуляторных батарей, устройств управления и собственных нужд.

Распределительным пунктом называется (ПУЭ, IV.211) устройство, предназначенное для распределения электроэнергии на одном напряжении без преобразования и трансформации.

Воздушной линией электропередачи (ЛЭП) называется устройство для передачи и распределения электроэнергии на большие расстояния по проводам, расположенным на открытом воздухе.

Объединение элементов в единую схему, работающую синхронно в общем режиме, образует энергосистему.

1.3. Технологические особенности энергосистем Основные особенности энергосистем следующие.

Электроэнергия практически не аккумулируется. Производство, преобразование, распределение и потребление происходят одновременно и практически мгновенно. Поэтому все элементы энергосистемы взаимосвязаны единством режима. В энергосистеме в каждый момент времени установившегося режима сохраняется баланс по активной и реактивной мощности. Невозможно произвести электроэнергию не имея потребителя –– сколько выработано электроэнергии в данный момент, столько ее и отдано потребителю за вычетом потерь. Ремонты, аварии и т. д. приводят к снижению количества электроэнергии, выдаваемой потребителю (при отсутствии резерва), и, как следствие, к недоиспользованию установленного оборудования энергосистемы.

Относительная быстрота протекания процессов (переходных): волновые процессы — (10–3–10–6) с, отключения и включения — 10–1 с, короткие замыкания — (10–1–1) с, качания — (1–10) с. Высокие скорости протекания переходных процессов в энергосистемах обусловливают необходимость использования автоматики в широких пределах, вплоть до полной автоматизации процесса производства и потребления электроэнергии, и исключение возможности вмешательства персонала.

Энергосистема связана со всеми отраслями промышленности и транспорта, характеризующимися большим разнообразием приемников электроэнергии.

Развитие энергетики должно опережать рост потребления электроэнергии, иначе невозможно создание резервов мощности. Энергетика должна развиваться равномерно, без диспропорций отдельных элементов.

1.4. Преимущества объединения электростанций При объединении электростанций в энергосистему достигается [1]:

снижение суммарного резерва мощности;

уменьшение суммарного максимума нагрузки;

взаимопомощь в случае неодинаковых сезонных изменений мощностей электростанций;

взаимопомощь в случае неодинаковых сезонных изменений нагрузок потребителей;

взаимопомощь при ремонтах;

улучшение использования мощностей каждой электростанции;

повышение надежности электроснабжения потребителей;

возможность увеличения единичной мощности агрегатов и электростанций;

возможность единого центра управления;

улучшение условий автоматизации процесса производства и распределения электроэнергии.

1.5. Электроустановки. Номинальные данные установок Электроустановки (ПУЭ, I.13) — установки, в которых производится, преобразуется, распределяется и потребляется электроэнергия. Они разделяются на электроустановки напряжением до 1000 В и свыше 1000 В.

Номинальными (ПУЭ, I.124) током, напряжением, мощностью, коэффициентом мощности и т. д. электроустановки являются паспортные данные (практически это данные, при которых работа электроустановки наиболее экономична).

1.5.1. Номинальные напряжения Шкала номинальных линий напряжений в киловольтах электроустановок трехфазного переменного тока частотой 50 Гц приведена в табл. 1.

Шкалы номинальных напряжений генераторов и вторичных обмоток трансформаторов выбраны выше на 5—10 % номинальных напряжений потребителей, линий электропередачи, первичных обмоток трансформаторов с целью облегчения поддержания номинального напряжения у потребителей.

Шкала номинальных напряжений электроустановок, кВ Электроприемники Рассмотрим передачу электроэнергии от генератора (Г) через повышающий трансформатор (Т1), линию электропередачи (ЛЭП), понижающий трансформатор (Т2) к шинам потребителя (П) (рис. 1.3) и диаграмму напряжений электропередачи.

Рис. 1.3. Схема электропередачи (а) и диаграмма напряжений электропередачи (б) За базу отсчета принято номинальное напряжение потребителя ( н ), тогда номинальное напряжение генератора н 1,05 н, вторичной обмотки транст форматора н 1,05 н. С помощью рационально выбранных номинальных напряжений и коэффициентов трансформации удается компенсировать падение напряжения в электропередаче ( Т, ЛЭП, Т ) и поддерживать у потребителя номинальное напряжение [3].

Максимально допустимые рабочие напряжения превышают номинальные на 15 %( н 220 кВ), на 10 % (220 н 500 кВ) и на 5 % ( н 500 кВ).

Шкала максимальных напряжений, кВ: 3,6; 6,9; 11,5; 23; 40,5; 126; 172;

252; 525; 787; 1207,5.

Номинальный коэффициент трансформации — отношение номинальных напряжений обмоток трансформатора — Просмотрите сведения о трансформаторах, приведенные в электротехнических справочниках, и определите пределы и ступени регулирования коэффициентов трансформации.

1.5.2. Номинальные мощности Номинальные мощности указываются для генераторов и трансформаторов, причем для турбогенераторов задаются активные мощности ( Н, кВт), для гидрогенераторов и трансформаторов — полные мощности ( Н, кВА). Шкала номинальных мощностей показана ниже. Старую шкалу имеют трансформаторы, выпущенные до 1961 года. Новая шкала построена так, чтобы существовали мощности, кратные десяти. Некоторые исключения наблюдаются для мощностей, указанных в скобках.

маторы, Для гидрогенераторов нет стандартной шкалы мощностей, так как они изготовляются индивидуально с учетом особенностей водного стока конкретной ГЭС.

Познакомьтесь с ГОСТ 9680—77 на номинальные мощности трансформаторов [5, с. 233].

Просмотрите главу 6.1 в [5], содержащую сведения о выпускаемых промышленностью турбо- и гидрогенераторах.

1.5.3. Номинальный коэффициент мощности Задается для генераторов и электродвигателей. Показывает, какая предельная реактивная мощность допустима при номинальной активной (полной) мощности и номинальном напряжении установки. В случае отклонения одних параметров режима от номинальных соответственно корректируются другие допустимые параметры, что регламентируется правилами технической эксплуатации электроустановок (ПТЭ).

1.6. Классификация электрических сетей энергосистем Современные электроэнергетические системы включают электрические сети различной конфигурации –– от весьма сложных многоконтурных до разомкнутых радиальных сетей, объединенных для совместной работы. Электрические сети принято классифицировать по конфигурации, функциональному назначению, классу напряжения и т. д. Прежде всего, классификация электрических сетей производится по виду тока на сети постоянного и переменного тока. В настоящее время подавляющее число основных сетей выполнено в трехфазном исполнении на переменном токе. На постоянном токе работают отдельные линии электропередачи. Область применения постоянного тока должна быть обоснована экономически.

Классификация сетей по номинальному напряжению предусматривает их деление на низковольтные с номинальным напряжением 1000 В и ниже и высоковольтные с номинальным напряжением выше 1000 В. Так различают сети напряжением 6, 10, 35, 110, 220 кВ, а также сети повышенного напряжения 330, 500, 750, 1150 кВ, причем последние условно относят к сетям сверхвысоких напряжений. Условность такой классификации объясняется тенденцией к сооружению сетей все более высоких классов напряжений [1, 4].

По функциональному назначению электрические сети делятся на питающие и распределительные, системообразующие, районные и местные сети.

Питающие сети предназначены для передачи мощности от электростанций и крупных подстанций системы к центрам питания потребителей (центрам районов). Распределительные сети служат для распределения мощности от центральных, узловых подстанций системы между отдельными потребителями электрической энергии.

Системообразующие сети предназначены для соединения между собой крупных источников электроэнергии (электростанций) и больших энергорайонов системы, а также для связи между электроэнергетическими системами.

Последние называются межсистемными связями (МСС). Системообразующие сети обычно выполняются линиями высоких и сверхвысоких напряжений ( ном 220 кВ).

Районные электрические сети служат для питания подстанций района энергосистемы и связывают крупные узловые питающие подстанции с более мелкими распределительными. Такие сети, как правило, выполняются на номинальных напряжениях до 220 кВ включительно. Следует отметить, что в последнее время наблюдаются тенденции к повышению классов напряжений районных электрических сетей, которые часто рассматриваются как распределительные.

Местные электрические сети служат для питания потребителей от районных подстанций и выполняются на номинальные напряжения 35 кВ и ниже.

Следует отметить, что такая классификация электрических сетей является условной, так как в ряде случаев распределительные сети относят к системообразующим, местные к распределительным и наоборот.

Кроме указанных видов электрических сетей имеются сильно развитые сети электроснабжения промышленных предприятий и бытовых потребителей с номинальным напряжением 10 кВ и ниже.

По конфигурации электрические сети делятся на сложнозамкнутые, состоящие из нескольких замкнутых контуров, и разомкнутые. Сложнозамкнутыми сетями обычно являются системообразующие и распределительные сети.

Характерными частными случаями замкнутых сетей являются отдельные электропередачи с двумя источниками питания и кольцевые сети. Кольцевая сеть может рассматриваться как частный случай сети с двухсторонним питанием при одинаковых напряжениях по концам передачи:. Разомкнутые сети могут быть разветвленными или радиальными. Разомкнутыми обычно выполняются сети электроснабжения предприятий, городские, местные сети и отдельные участки распределительных и системообразующих сетей.

На рис. 1.5 показана схема района электрической системы. На ней приведены примеры системообразующей электрической сети номинальным напряжением 500 кВ (ВЛ500), районной сети номинальным напряжением 220 кВ (ВЛ220) и местной сети номинальным напряжением 10 кВ (ВЛ10). Сеть ВЛявляется питающей по отношению к распределительным сетям ВЛ220 и ВЛ10. По своей конфигурации сеть ВЛ500 является сложнозамкнутой, сеть ВЛ220 — кольцевой, а сеть ВЛ10 — разомкнутой радиальной.

Для выполнения расчетов электрических режимов удобно не изображать схемы электрических соединений подстанций, а представлять сеть в виде графа, отображающего конфигурацию сети. В графе ветви представляют линии электропередачи, а узлы — шины подстанций. На рис. 1.6 изображены различные типы конфигураций электрических сетей.

1. Дать определение энергетической системы, электрической системы и их элементов.

2. Назвать основные типы электростанций. Что является наиболее характерным для них?

3. Каковы основные технологические особенности энергосистем?

4. В чем преимущества объединения электростанций в энергосистему?

5. Назвать шкалу номинальных напряжений электроприемников и ЛЭП.

6. Как и почему различаются номинальные напряжения одного класса первичных и вторичных обмоток трансформаторов, а также потребителей?

7. Почему для турбогенераторов задаются активные, а для гидрогенераторов и трансформаторов полные номинальные мощности?

8. Как расшифровывается маркировка турбогенераторов ТВФ-100-2; ТГВ-300; ТВВ-800-2?

Рис. 1.5. Пример электрической схемы района энергосистемы а – сложнозамкнутая; б – с двухсторонним питанием; в – кольцевая;

г – разомкнутая радиальная; д – разомкнутая разветвленная 9. По какому принципу разработана шкала номинальных мощностей трансформаторов?

10. Как классифицируются схемы электрических сетей по функциональному значению?

11. Как классифицируются схемы электрических сетей по конфигурации?

2. СХЕМЫ ЗАМЕЩЕНИЯ И ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ (ЛЭП) Под схемой замещения элемента электрической сети трехфазного переменного тока частотой 50 Гц понимается совокупность фазных сопротивлений и проводимостей, позволяющая достаточно точно моделировать этот элемент при расчете установившихся режимов электрических сетей, т. е. при определении напряжений в начале и конце элемента, протекающих в элементе токов, а также потерь мощностей в элементе [2].

Под электрическими параметрами элемента понимаются значения сопротивлений и проводимостей в его схеме замещения.

2.1. Параметры схемы замещения воздушной ЛЭП Активное сопротивление воздушной линии обусловлено нагревом проводов вследствие протекания электрического тока. Для сталеалюминевых проводов, являющихся основными для воздушных ЛЭП, активное сопротивление определяется главным образом алюминиевой частью. Активное сопротивление зависит от материала проводника, его длины и сечения и измеряется в [Ом]:

где — удельное сопротивление проводника, Ом·мм2/км; — длина линии, км;

— сечение, мм2.

Для сталеалюминевых проводов (обозначение марки провода — АС), выполненных в виде стального многопроволочного сердечника и многопроволочной алюминиевой оболочки, из-за поверхностного эффекта и разницы в удельных сопротивлениях стали и алюминия практически весь ток протекает по алюминиевым проводникам. Если учесть также, что ток протекает по отдельным проводникам, навитым вокруг сердечника и имеющим длину на 3—4 % больше длины провода, то расчетное удельное сопротивление сталеалюминевого провода, отнесенное к единице его длины, составит = 31,5 Ом·мм2/км.

Обозначение выпускаемых сталеалюминевых проводов содержит сечение алюминиевой оболочки (в числителе) и стального сердечника (в знаменателе), например АС150/24. Обычно в электрических расчетах представляет интерес только сечение алюминиевой оболочки, поэтому знаменатель в обозначении часто опускают. Промышленностью выпускаются многопроволочные провода следующих стандартных сечений, мм2: 25, 35, 50, 70, 95, 120, 150, 185, 240, 300, 330, 400, 450, 500, 600, 650, 700, 750, 800, 1000. Здесь и далее под сечением провода подразумевается сечение его алюминиевой оболочки.

Познакомьтесь в электротехнических справочниках или справочниках по строительству линий электропередачи с конструкциями проводов и тросов ВЛ. Прочитайте сведения из § 7.1 справочника по проектированию ЭЭС [5], обратив внимание на правила расшифровки обозначений проводов, диапазоны сечений, применяемых для ВЛ различных номинальных напряжений.

Обычно в справочных материалах приводится удельное (погонное) сопротивление линии для стандартных сечений, Ом/км, тогда эквивалентное сопротивление э определяется как, Ом:

где — число параллельных линий электропередачи. Справочные значения приводятся для температуры окружающей среды 20°С. Активное сопротивление зависит от температуры, но при расчетах эта зависимость обычно не учитывается (принимаются табличные значения удельного активного сопротивления), за исключением случаев, когда ЛЭП работает в экстремальных условиях.

Зависимость от температуры имеет вид Индуктивное сопротивление воздушной ЛЭП определяется индуктивностью фаз ЛЭП по отношению к земле и взаимоиндукцией между фазами и, следовательно, зависит от взаимного расположения фаз, расстояния между фазами транспозиция проводов (рис. 2.1). Рис. 2.1. Транспозиция проводов Расположение проводов ЛЭП на опоре может быть горизонтальным или треугольным (рис. 2.2).

Рис. 2.2. Расположение проводов воздушных ЛЭП на опорах:

Индуктивное сопротивление фазы одноцепной транспонированной линии с проводами из цветных металлов (медь, алюминий, сталеалюминий) подсчитывается с учетом взаимодействия фаз по соотношению где ср — среднегеометрическое расстояние между фазами, м; э — эквивалентный радиус фазы, м; — число проводов в фазе. Для линий, у которых каждая фаза имеет только один провод, э, — радиус провода.

При значительном номинальном напряжении ном воздушной линии (ВЛ) напряженность электрического поля вокруг проводов может превысить критическую кр, соответствующую электрической прочности воздуха. Тогда вокруг провода возникает тлеющий электрический разряд (корона), на поддержание которого расходуется электрическая энергия. Известно, что при прочих равных условиях напряженность поля тем больше, чем больше его неравномерность. Для предотвращения или уменьшения последствий появления короны неравномерность поля вокруг фазы снижают, применяя расщепление фазы на два (при ном = 330 кВ), три (при ном = 500 кВ) и более (при больших номинальных напряжениях ВЛ) проводов. Для таких ВЛ в расчетных формулах используется эквивалентный радиус фазы э, подсчитываемый по формуле ниях габаритов линии, сечений проводов и степени расщепления проводов.

Минимальные расстояния между соседними фазами (горизонтальное расположение фаз) приведены ниже:

Обратите внимание на приведенные в [5, с. 272, 278] сведения о среднегеометрических расстояниях между фазами ВЛ.

Для двухцепных ЛЭП, когда две трехфазные системы проводов (две цепи ВЛ) подвешиваются на общих опорах, индуктивное сопротивление подсчитывается с учетом взаимоиндукции между цепями (см. рис. 2.2, в).

подсчитывается по соотношению (2.4).

Эквивалентное реактивное сопротивление воздушной линии подсчитывается по соотношению, Ом:

где — длина линии; — число параллельных линий.

Активная проводимость. Для снижения или устранения напряженности электрического поля помимо расщепления проводов ограничивается минимально допустимое сечение провода (110 кВ — 70 мм2, 150 кВ — 120 мм2, 220 кВ — 240 мм2). Тем не менее, при некоторых условиях (неблагоприятных атмосферных) корона может возникать. В справочной литературе [5, табл. 7.7] приводятся данные по максимальным и минимальным удельным (на 1 км длины ВЛ) потерям активной мощности ( к.о ) на корону. По этой величине определяется удельная активная проводимость ВЛ, См/км:

Эквивалентная активная проводимость параллельных ВЛ длиной определяется по формуле Для воздушных линий погонные потери активной мощности на корону существенно зависят от погодных условий и напряжения, поэтому активная погонная проводимость является переменным и нелинейным параметром. В большинстве случаев более целесообразно непосредственно учитывать полные потери на корону к линии электропередачи в виде дополнительной нагрузки.

Познакомьтесь с табл. 7.7 в [5] и проследите, как изменяются потери на корону ВЛ в зависимости от влияющих факторов.

Емкостная проводимость линии определяется токами смещения за счет электростатического поля линии (между фазами и по отношению к земле). Эта проводимость создает так называемый зарядный, или емкостный, ток, вектор которого опережает на 90° вектор напряжения линии. Величина удельной емкостной проводимости, См/км, а эквивалентная емкостная проводимость Емкостная проводимость воздушных линий электропередачи слабо зависит от конструктивных особенностей ЛЭП и имеет значение от 2,55·10–6 до 2,8·10–6 См/км для ВЛ 110—220 кВ и от 3,4·10–6 до 4,2·10–6 См/км для ВЛ 330— 750 кВ. Значения удельных проводимостей приводятся в справочной литературе [5, табл. 7.6].

2.2. Схемы замещения воздушной линии При расчете режима работы электрической сети воздушная трехфазная линия переменного тока напряжением 500 кВ и длиной до 300 км может быть представлена схемой замещения с сосредоточенными параметрами П-образного или Т-образного вида (рис. 2.4).

Рис. 2.4. Схемы замещения воздушной линии электропередачи:

Для расчета режимов электрической сети, как правило, используется Побразная схема замещения сети, параметры схемы замещения вычисляются для одной фазы. При расчетах режима удобно схемы замещения представлять в виде, показанном на рис. 2.5.

Рис. 2.5. Схема замещения элемента электрической сети Зачастую при расчетах установившихся режимов активная проводимость ЛЭП не учитывается, так как принятые меры борьбы с короной достаточно эффективны и, следовательно, потери на корону достаточно малы [4]. Тогда схема замещения имеет вид, показанный на рис. 2.6.

Рис. 2.6. Упрощенные схемы замещения воздушной линии:

Иногда удобно схему замещения ЛЭП показывать без емкостных шунтов, заменив их генерацией реактивной мощности:

Для линий 35 кВ и ниже емкостную генерацию линии (зарядную мощность) можно не учитывать, и тогда схема замещения (рис. 2.7) выполняется только в виде сопротивления л. Для ВЛ 110 кВ обычно г 10 % полной мощности, передаваемой по линии; для передачи ЛЭП 220 кВ г достигает Рис. 2.7. Схема замещения воздушных линий внимание на порядок величин зарядной мощности 2.3. Схемы замещения и параметры кабельных ЛЭП Кабельные линии электропередачи представляются такой же П-образной схемой замещения, что и воздушные ЛЭП.

Удельные активные и реактивные сопротивления и определяются по справочным данным, так же как и для воздушных линий. Из (2.4) и (2.11) видно, что при сближении фаз уменьшается, а растет. Для кабельных линий расстояния между фазами значительно меньше, чем для воздушных линий и, соответственно, очень мало, а –– велико.

Удельные параметры кабельных линий, приведенные в справочниках, ориентировочны и для расчетов следует пользоваться заводскими данными.

При расчетах режимов для кабельных сетей напряжением 10 кВ и выше учитываются только активные сопротивления кабелей.

Емкостной ток и генерация реактивной мощности в кабельных линиях больше, чем в воздушных того же класса номинального напряжения, поэтому в кабельных линиях 35 кВ и выше следует учитывать емкостную проводимость.

Активная проводимость кабельных линий обусловлена потерями в изоляции и учитывается при номинальных напряжениях 110 кВ и выше.

1. Что такое схема замещения элемента электрической системы?

2. Расшифровать следующие обозначения проводов ВЛ: AC-120/19; AC-500/64; A-70; АСАС-50/8. Указать, для ВЛ каких номинальных напряжений могут применяться данные провода.

3. Для чего применяется расщепление проводов ВЛ?

4. Как зависит число расщеплений фазы от номинального напряжения ВЛ?

5. Вывести формулу эквивалентного радиуса фазы для ВЛ 750 кВ (провода расположены по углам квадрата стороной а).

6. Изобразить расположение проводов и фаз ВЛ 500 кВ.

7. Как изменятся сопротивления и проводимости ВЛ, если параллельно ей построили еще одну такую же цепь? А если к двум существующим построили дополнительно третью?

8. Почему П-образная схема замещения ЛЭП обычно предпочтительнее Т-образной?

9. Для ВЛ каких номинальных напряжений можно не учитывать емкостную проводимость в схеме замещения? Почему?

10. Каковы минимально допустимые сечения ВЛ разных номинальных напряжений?

11. От чего зависит величина потерь мощности (энергии) на корону?

12. Как соотносятся погонные параметры воздушных и кабельных линий?

3. СХЕМЫ ЗАМЕЩЕНИЯ И ПАРАМЕТРЫ ТРАНСФОРМАТОРОВ И АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ 3.1. Типы трансформаторов На подстанциях электроэнергетических систем применяются двух- и трехобмоточные трансформаторы и автотрансформаторы (рис. 3.1). Трансформаторы выполняются трехфазными или однофазными. В последнем случае три однофазных трансформатора на подстанциях составляют одну трехфазную группу. Однофазные трансформаторы, предназначенные для трехфазных электрических систем, применяются при большой мощности трансформаторов (трехфазная номинальная мощность не менее 400 МВА), т. е. при наибольшем, восьмом, габарите, когда они по размерам становятся негабаритным грузом для перевозки по железной дороге. Включение однофазных автотрансформаторов в трехфазную группу условно изображено на рис. 3.2.

а –- двухобмоточных; б – двухобмоточных с расщепленной вторичной обмоткой;

Рис. 3.2. Трехфазная группа однофазных автотрансформаторов Внимательно рассмотрите маркировку трансформаторов, показанную в [5, рис. 6.3]. Познакомьтесь с понятием «габарит трансформатора», а также со схемами и группами соединений трансформаторов по табл. 6.6 и 6.7 [5].

3.2. Параметры и схема замещения двухобмоточного трансформатора Все параметры двухобмоточного трансформатора (схема замещения показана на рис. 3.3), как правило, приводятся к высшему напряжению [5]. В каталоге двухобмоточного трансформатора указываются: н — номинальная мощность трансформатора, кВА; в.н, н.н –– номинальные напряжения обмоток, кВ; к % — напряжение короткого замыкания в процентах от номинального высшего напряжения; к.з — потери короткого замыкания, кВт; х.х % — ток холостого хода в процентах от номинального тока обмотки высшего напряжения; х.х — потери холостого хода, кВт.

Активное и индуктивное сопротивления трансформатора обусловлены соответственно нагревом обмоток и наличием поля рассеяния и определяются для одной фазы из опыта короткого замыкания (рис. 3.4). При проведении опыта к.з. вторичная обмотка замыкается накоротко, а к первичной подводится такое напряжение, чтобы по ней протекал номинальный ток н. При этом замеряются потери активной мощности в трех фазах трансформатора к.з и напряжение к, подводимое к первичной обмотке.

двухобмоточного трансформатора Потери активной мощности (трехфазные) можно выразить через ток фазы и активное сопротивление фазы трансформатора т :

отсюда Выражение т через каталожные параметры трансформатора, Ом:

где н — номинальное линейное (обычно высшее) напряжение обмотки, к которой приводится сопротивление; н — номинальная трехфазная мощность трансформатора.

Напряжение короткого замыкания к, кВ, складывается из падения напряжения на активном и реактивном сопротивлениях при протекании номинального тока (см. рис. 3.4).

здесь, как и в последующих формулах, рассматривается линейное (междуфазное) напряжение.

У современных крупных трансформаторов ( н 1 МВА) активное сопротивление существенно меньше реактивного:

и по каталожным данным, Ом:

двухобмоточного трансформатора мощности х.х.

Потери активной мощности можно выразить через активную проводимость:

отсюда, См:

Все параметры (3.6) входят в каталожные.

допущение х.х, тогда тогда, См:

трансформатора и используют схему зах.х х.х мещения с постоянными потерями в шунте трансформатора, эти потери при- Рис. 3.6. Схема замещения двухобмоточного нимаются равными потерям холостого трансформатора с постоянными потерями хода. Схема замещения имеет вид, показанный на рис. 3.6.

Здесь х.х н т — напряжение на выводах низшего напряжения трансформатора, приведенное к стороне высшего напряжения, Для того чтобы при расчетах параметров электрических систем c использованием как уже введенных, так и последующих формул не возникало путаницы в единицах измерения, рекомендуется выражать электрические величины в следующих единицах:

мощности, потери мощности — МВА, МВт, Мвар;

напряжения, потери напряжения — кВ;

сопротивления — Ом.

Тогда ни в одной из формул не возникает необходимости использовать переводные коэффициенты.

Так как результаты опытов к.з. и х.х. однофазных трансформаторов относятся к одной фазе, то эквивалентные сопротивления и проводимости трехфазных групп подсчитываются на основе номинальных и паспортных данных однофазных трансформаторов по следующим формулам:

где — линейное номинальное напряжение.

Используя аналогию со схемой замещения ВЛ, получить формулы определения эквивалентных сопротивлений и проводимостей схемы замещения подстанции, состоящей из параллельно соединенных одинаковых двухобмоточных трансформаторов.

3.3. Параметры и схемы замещения трехобмоточных Трехобмоточные трансформаторы могут иметь три типа исполнения, которые различаются cooтношением номинальных мощностей обмоток ( в.н, с.н, н.н ). Промышленностью выпускаются трехобмоточные трансформаторы со следующими соотношениями мощностей:

Выбор того или иного исполнения зависит от величины мощностей, которые протекают по обмоткам (рис. 3.7).

Рис. 3.7. Направления потоков мощностей в трехобмоточном трансформаторе В каталоге трехобмоточного трансформатора указываются: н, кВА; в.н, с.н, н.н, кВ; к.з, кВт; к.з,в.н, к.з,с.н, к.з,н.н, %; х.х, кВт; х.х, %. Здесь показаны результаты замеров напряжений короткого замыкания в трех опытах, проведенных для каждой пары обмоток. Зачастую потери короткого замыкания приводятся для того опыта, в котором они имеют максимальное значение. Этот опыт соответствует номинальным мощностям обеих обмоток, равным н трансформатора.

Рис. 3.8. Схема замещения трехобмоточного трансформатора Схема замещения трехобмоточного трансформатора приведена на рис. 3.8.

Сопротивления обмоток среднего с, с и низшего н, н напряжения приведены к стороне высшего напряжения через коэффициент трансформации:

Потери холостого хода х.х и намагничивающий реактивный ток х.х даются в каталоге и представляются в схеме замещения проводимостями т и т так же, как и у двухобмоточного трансформатора. Шунт может быть приведен к напряжению любой из обмоток, однако обычно он приводится к ступени высшего напряжения. Проводимости т и т определяются по тем же формулам, что для двухобмоточного трансформатора.

Активные сопротивления обмоток находятся исходя из опыта короткого замыкания: к одной из обмоток подводится такое напряжение к.з, чтобы в ней протекал номинальный ток, вторая обмотка замкнута накоротко, третья — разомкнута. Если номинальные мощности обмоток равны, то равны и их приведенные сопротивления в н. Тогда Если у одной из обмоток номинальная мощность меньше, т. е. н н 1,5, то ее приведенное активное сопротивление соответственно 0,667 н Индуктивные сопротивления определяются из трех опытов к.з. (В.С, В.Н, С.Н), для них даются к.з,в.с, к.з,в.н, к.з,с.н и затем решаются уравнения (для 100/100/100):

Из этих уравнений находим после чего в, и определяются так же, как для двухобмоточных трансс н форматоров:

3.4. Схема замещения и параметры автотрансформатора.

Особенности автотрансформатора Схема замещения автотрансформав.н тора не отличается от схемы замещения трехобмоточного трансформатора. Особенностью автотрансформатора является наличие электрической связи обмоток Рассмотрим работу автотрансформатора при передаче мощности со стос.н в.н разомкнутой обмотке низшего напряжения показана на рис. 3.9. Для автотрансРис. 3.9. Схема токораспределения форматора при разомкнутой обмотке в обмотках автотрансформатора низшего напряжения передаваемые мощности обмоток высшего и среднего напряжений одинаковы и равны соответственно:

Эта мощность проходит от обмотки высшего к обмотке среднего напряжения и называется проходной пр при номинальных токах и напряжениях обмоток. В то же время это номинальная мощность обмоток в.н, с.н и автотрансформатора н При передаче н у обычного трансформатора обмотки В и С должны быть рассчитаны на номинальные токи и напряжения, т. е. на номинальные мощности. У автотрансформатора эти обмотки значительно легче. Обмотка 1—2 (последовательная) имеет число витков, определяемое не напряжением в.н, как у обычного трансформатора, а напряжением в.н с.н, и поэтому имеет уменьшенное число витков (при том же токе в.н ). Обмотка 0—1 (общая) имеет то же число витков, что и у трансформатора (соответствующее с.н ), но ее сечение меньше и определяется не током с.н, а током с.н общ. В результате мощности обмоток меньше мощностей обмоток трансформатора и составляют:

– для последовательной обмотки – для общей обмотки Учитывая, что где т –– типовая мощность трансформатора.

где в — коэффициент выгодности (в 1). Чем меньше в (чем ближе с.н к в.н ), тем выгоднее автотрансформатор. Вместо в иногда пишут в.

Третичная обмотка автотрансформатора иногда рассчитывается на типовую мощность:

но часто может иметь меньшую мощность н.н н, в.

Напряжения опытов к.з. в справочниках даются приведенными к номинальной мощности автотрансформатора. Поэтому индуктивные сопротивления определяются так же, как для трехобмоточных трансформаторов.

Если для автотрансформатора в паспортных данных приводится результат опыта короткого замыкания к.з,в.с, то активные сопротивления подсчитывав.

ются так же, как для трехобмоточных трансформаторов. При этом н Если приводится результат опыта в.н, т. е. к.з,в.н, то его необходимо сначала привести к номинальной мощности автотрансформатора, так как в опыте в.н через обмотки протекал номинальный ток н.н в.н, соответствующий параметрам обмотки низшего напряжения.

Приведение выполняется по формуле Для некоторых автотрансформаторов в паспортных данных указываются потери короткого замыкания для всех опытов: к.з,в.с, к.з,в.н, к.з,с.н. Для нахождения сопротивлений обмоток необходимо сначала привести результаты опытов к н по формулам а затем рассчитать потери короткого замыкания для каждой из обмоток по формулам, аналогичным (3.11):

Активные сопротивления обмоток в этом случае определяются по формуле Обмотки фаз высшего и среднего напряжения автотрансформатора обычно соединяются в звезду с глухим заземлением нейтрали. Необходимость заземления нейтрали автотрансформатора обусловлена опасностью пробоя изоляции на стороне среднего напряжения при однофазном коротком замыкании на стороне высшего напряжения.

На рис. 3.10 показано, что при работе с изолированной нейтралью при однофазном коротком замыкании на стороне высшего напряжения вследствие электрической связи между обмотками высшего и среднего напряжения на здоровых фазах общей обмотки возникает напряжение, которое больше линейного, что недопустимо для изоляции.

Поэтому автотрансформаторы применяют лишь в электрических сетях с глухо заземленной нейтралью, т. е. в сетях напряжением 110 кВ и выше, а сами автотрансформаторы изготовляют с высшим номинальным напряжением не менее 150 кВ и средним — не менее 110 кВ.

Обмотка низшего напряжения автотрансформатора соединяется треугольником для компенсации токов высших гармоник, возникающих из-за электрической связи между высшим и средним напряжением. По этой причине автотрансформаторы применяют для подстанций, имеющих шины не менее трех разных напряжений.

Рис. 3.10. Векторные диаграммы напряжений автотрансформатора с заземленной нейтралью (а) и без заземленной нейтрали (б) Для интересующихся можно рекомендовать книги, в которых хорошо изложены расчет и работа трансформаторов и автотрансформаторов: Залышкин М Д. Выбор трансформаторов в энергетических системах. М.: ГЭИ, 1960. 95 с.; Васютинский С. Б. Вопросы теории и расчета трансформаторов.

М.: Энергия, 1970. 432 с.

1. Какие существуют габариты трансформаторов? Для какой цели выпускают однофазные трансформаторы?

2. Что такое трехфазная группа трансформаторов?

3. Какие бывают схемы и группы соединений силовых трансформаторов?

4. Изобразить схему замещения двухобмоточного трансформатора. Чему соответствуют сопротивления и проводимости схемы замещения?

5. Как проводятся опыты х.х. и к.з. двухобмоточного трансформатора?

6. Какие принимаются допущения при расчете параметров схемы замещения трансформатора?

7. Изобразить схемы замещения трехобмоточных трансформатора и автотрансформатора.

8. Какие типы трехобмоточных трансформаторов, различающиеся соотношением номинальных мощностей обмоток, выпускаются промышленностью?

9. Что такое проходная мощность автотрансформатора?

10. Как называются обмотки автотрансформаторов?

11. Каковы особенности представления паспортных данных автотрансформаторов? К каким особенностям в расчете параметров схемы замещения они приводят?

12. Почему автотрансформаторы выполняют с тремя номинальными напряжениями?

13. В сетях каких напряжений применяются автотрансформаторы? Почему?

4. ГРАФИКИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ НАГРУЗОК 4.1. Основные понятия о графиках нагрузок Особенностью продукции электростанций — электрической и тепловой энергии — является практическая невозможность ее складирования. Потребление и производство одновременны, т. е. в каждый момент времени мощность всех источников равна мощности всех нагрузок плюс потери в сетях. Потребление энергии отдельным потребителем в каждый момент времени — величина случайная, однако в целом по предприятию, району, энергосистеме оно подчиняется определенным статистическим закономерностям и поэтому может быть предсказано с некоторой степенью достоверности. Знание этих закономерностей необходимо для планирования энергетического производства: определения резерва, проектирования энергообъектов и сетей, определения потребной мощности, экономичного и надежного электроснабжения [1, 3, 4]. Основной такой закономерностью, определяющей в каждый момент времени величину потребления электроэнергии, является график нагрузки, т.е. функция мощности от времени, который представляется в виде формулы, таблицы, чертежа.

Наиболее распространен графический способ представления (рис. 4.1). Обычно непрерывный график при его практическом использовании заменяется ступенчатым; на достаточно малом отрезке времени считается, что const.

Как правило, интересуются графиками активной мощности. При этом полагают известным и неизменным во времени коэффициент мощности cos.

Рис. 4.1. Непрерывный (1) и ступенчатый (2) графики нагрузки Функционально различают графики эксплуатационные и проектные. Эксплуатационные графики строятся в ходе эксплуатации по фактическим показаниям приборов через определенные промежутки времени. Так на электростанциях ежесуточно составляется фактический график, графики всех электростанций суммируются для получения обобщенного графика энергосистемы. Изменение нагрузки, как энергосистем, так и отдельных потребителей, происходит циклически, в соответствии с циклическим характером производства, жизни людей и космических процессов. Поэтому целесообразно выделять графики, соответствующие периодам этих процессов, а именно суточные, недельные, по месяцам, сезонам и годам. Анализ этих графиков позволяет изучить динамику развития и прогнозировать нагрузку. Такие же графики строятся и для потребителей: промышленных предприятий, транспорта, быта, сельскохозяйственных нагрузок. Это дает возможность получить типовые нормативные графики для разного рода потребителей (рис. 4.2). Типовые графики позволяют создать методики проектирования и расчета по ним нагрузок [5]. Проектные графики строятся при планировании развития энергосистем и их районов, подстанций и т.д., часто с использованием типовых (нормативных) графиков, отражающих реальные эксплуатационные графики.

односменного (а) и двухсменного (б) предприятий, коммунальной нагрузки (в) 4.2. Суточный график и его характеристики Суточный график нагрузки (выработки) показан на рис. 4.3. Площадь, ограниченная ступенчатой кривой, соответствует суточной выработке электроэнергии (электростанций) или суточному потреблению (нагрузка) Эсут. Так как суточный график является лишь частным случаем циклического графика с периодом = 24 ч, то его основные показатели определяются так же, как для других графиков. Ниже записаны соответствующие формулы для общего случая графика с периодом.

где — число ступеней графика.

Если энергию Э равномерно распределить по часам, то можно найти среднюю мощность Если считать, что эту же энергию нужно выработать (потребить) с максимальной мощностью max, то произойдет это за max часов.

или при ступенчатом графике где max — число часов использования максимума нагрузки. max обычно меньше и указывает на недоиспользованные возможности. Отношение max к называется коэффициентом заполнения графика з, Суточные графики нагрузок для каждого из дней года отличаются друг от друга вследствие колебаний нагрузки, вызванных отличием дней недели, недель и месяцев года. Поэтому для года можно построить 365 различных суточных графиков. Однако зачастую при решении инженерных задач бывает достаточно четырех графиков: для зимы, лета, осени и весны. В некоторых случаях ограничиваются даже двумя графиками: для зимы и лета (для средней полосы России продолжительность лета 152, зимы 213 суток).

Наибольшая нагрузка в течение суток называется суточным максимумом max, наибольшая в году — годовым максимумом. Не следует путать max с уст — установленной мощностью оборудования на станциях, выбираемой с учетом резервной мощности. Величине уст соответствует уст — коэффициент использования установленной мощности, Отношение к за сутки определяет коэффициент неравномерности графика, Коэффициент показывает использование мощности max, т. е. сбросы и пики нагрузки в течение суток, и является важной характеристикой графика.

На основе суточных графиков отдельных цехов, предприятий, узлов, районов строятся совмещенные графики нагрузки энергосистем и их объединений.

4.3. Годовые графики и их характеристики Кроме суточных графиков нагрузки строятся, исследуются и обобщаются графики по неделям, месяцам, сезонам и годам. Так как суточные графики в этих циклах во многом похожи, то представляет интерес построить график, где по ординатам откладываются суточные максимумы.

В практике чаще всего используются годовые графики месячных максимумов и годовые по продолжительности. На рис. 4.4 показан график месячных максимумов за год. Из графика видно, что максимальная мощность за 31 декабря ( max ) может быть больше максимальной мощности за 1 января того же года ( max ), это объясняется приростом мощности п потребителей и электростанций за год. График месячных максимумов позволяет определить потребность в оборудовании на электростанциях и подстанциях в различные периоды года, т.

е. планировать ремонты оборудования энергосистем.

Рис. 4.4. Годовой график месячных максимумов нагрузок Кроме годового графика месячных максимумов строятся годовые графики по продолжительности, которые показывают продолжительность работы установки в течение года с различными нагрузками. Для построения годового графика по продолжительности необходимо иметь суточные графики нагрузки для всех характерных периодов года. Суточные графики нагрузки для зимы (а) и лета (б) показаны на рис. 4.5. Промежуточные расчеты графика по продолжительности сведены в табл. 2, а результаты построения изображены на рис. 4.6.

Построение годового графика по продолжительности Уровень нагрузки, Рис. 4.5. Суточные графики зимней (а) и летней (б) нагрузки Построение графика (см. рис. 4.6) начинается с определения продолжительности максимальной мощности нагрузки в течение года. Для этого определяется ее продолжительность в течение суток зимой (8 часов) и летом (0 часов) и умножается на число суток зимой и летом соответственно.

Таким образом, нагрузка продолжается в течение года 1704 ч. Процедура повторяется для всех значений нагрузки,,,. Для годового графика по продолжительности, так же как и для суточного, определяются Эгод, max, График по продолжительности может быть использован при техникоэкономических расчетах, например при определении суммарных потерь энергии за год в сети, определении суммарной выработки и потребления электроэнергии за год для планирования требуемых объемов топлива и т. д.

4.4. Назначение графиков нагрузки Графики нагрузок энергосистем используются при решении проектных и эксплуатационных задач с целью:

обеспечения бесперебойного, надежного и экономичного электроснабжения потребителей, благодаря возможности заблаговременного определения оптимального состава работающего оборудования в ожидаемых режимах;

определения ожидаемой выработки электростанций, потребности в различных видах топлива, воды. Особенно важно при комплексном использовании ГЭС;

планирования ремонтов оборудования электростанций, электрических сетей, потребителей;

выработки рекомендаций для проведения мероприятий по уплотнению графиков объединенных энергосистем (смещение перерывов, увеличение сменности, тарифные сетки, присоединение сезонных потребителей);

разработки типовых графиков для составления энергобалансов и определения необходимых генерирующих мощностей (активных и реактивных) в различных узлах системы.

4.5. Определение показателей суммарных нагрузок Проектирование развития электрических сетей энергосистем обычно ведется с учетом нагрузок, которые предполагается ввести через 5—7 лет. Как правило, на этот период известны типы механизмов и установленные мощности электродвигателей и других потребителей. Известны, кроме того, типовые графики нагрузки для каждого вида потребителей.

Исходя из этого, при определении расчетных показателей нагрузки узла сети рассчитывают присоединенную мощность.

Для двигателей где — КПД двигателей;

Далее определяется суммарная присоединенная мощность где — число потребителей узла сети.

где — коэффициент одновременности, показывающий среднее относительное число одновременно работающих потребителей в период максимума; з — коэффициент загрузки, показывающий отношение рабочей мощности потребителя к его присоединенной мощности; с — коэффициент спроса, Коэффициент спроса различен для разных отраслей промышленности:

При суммировании нескольких нагрузок, имеющих различные показатели (cos, max, 1, …, ), рекомендуется вычислять средневзвешенные величины cos ср.взв, maxср.взв по формулам Часто ставится задача определения максимальной нагрузки объединенной энергосистемы (ОЭС) по известным максимальным нагрузкам районных энергосистем (РЭС), РЭС — по известным максимальным нагрузкам энергорайонов (ЭР), ЭР — по таким же данным узлов сети (УС) и т. д., т. е. определения максимальной нагрузки системы по максимальным нагрузкам входящих в нее подНесовпадение по времени максимальных нагрузок систем max, подсистем с максимальной нагрузкой системы учитывается коэффициентом участия подсистемы в образовании максимума нагрузки системы где — нагрузка подсистемы в период максимума нагрузки системы. Тосmax гда Для желающих более углубленно познакомиться с расчетом графиков нагрузки энергосистем рекомендуется проработать метод обобщенных характеристик, изложенный в [5, с. 53—59].

4.6. Проблема покрытия суточного графика объединенной энергосистемы Графики нагрузок энергосистем отличаются большой неравномерностью в суточном, недельном и годовом разрезе. Это определяется климатическими, производственными и социальными факторами. В связи с этим возникает проблема обеспечения оптимальных в техническом и экономическом смыслах режимов покрытия нагрузки за счет разного рода станций и выбора структуры генерирующих мощностей на перспективу, параметров их оборудования и режимов работы.

Особые сложности представляет покрытие суточного графика. Они связаны с резкими изменениями мощности нагрузки, что обусловливает высокие требования к маневренности оборудования электростанций, т. е. способности резко увеличивать и снижать выдачу мощности [2].

Характерные графики нагрузки энергосистем для ЕЕЭС и ОЭС Сибири приведены на рис. 4.7, коэффициенты неравномерности соответственно 0,7 и 0,8. График нагрузки делится на три характерные зоны: пиковую (1), полупиковую (2), базовую (3). Из сравнения графиков видно, что электропотребление в ЕЕЭС более неравномерное, чем в Сибири. Базовая часть графика располагается ниже ночного минимума и покрывается тепловыми и атомными станциями и мощными блоками. Полупиковая часть расположена между ночным и дневным провалами, обеспечивает равномерную загрузку оборудования 1618 часов в сутки, требует резких сбросов нагрузки ночью и быстрого набора утром. Пиковая часть связана с работой оборудования в течение 34 часов дневного пика и 68 часов вечернего с двумя остановами в сутки.

Показатели суточных графиков по России:

Рис. 4.7. График нагрузок Единой Европейской энергосистемы (а) и ОЭС Сибири (б) Коэффициент неравномерности для западных районов России значительно ниже среднего по стране и составляет 0,55—0,62 (для Ленэнерго 0,52).

За десять лет снизился примерно на 20 %.

Для улучшения графика вводятся энергоемкие потребители-регуляторы, используются мероприятия по изменению графиков отдельных предприятий (изменение сменности, сдвиг перерыва, введение повышенного тарифа на нагрузку и ограничение потребителей в период максимума). Однако эти меры полностью проблемы не решают. Более того, наблюдается тенденция к разуплотнению графиков (увеличение бытовой нагрузки, сокращение рабочей недели).

Режимные трудности усугубляются тем, что в настоящее время структура генерирующих мощностей меняется в сторону снижения маневренности, это связано с вводом в эксплуатацию крупных блоков. Для покрытия пиков нагрузки энергосистем приходится привлекать к переменным режимам работы блоки мощностью 200—300 МВт на газомазуте, которые на это не рассчитаны. В отдельные дни электростанция мощностью уст = 18 ГВт выдает до 1,2—1,5 ГВт.

Около 50 % времени в году блоки эксплуатируются при нагрузках 40 % от номинальной мощности. При такой эксплуатации оборудования блоков снижается их экономичность. Снижение нагрузки энергосистем в воскресные дни приводит к необходимости отключения части блоков (20—25 раз в году), что в свою очередь повышает аварийность оборудования, так как велика вероятность отказа блока при пуске (до 0,4).

Исследования показали, что проблема покрытия графика нагрузки энергосистемы может быть решена только комплексно –– путем увеличения маневренности оборудования; сооружения пиковых электростанций; внедрения специальных блоков повышенной маневренности на газомазуте мощностью 500 МВт, использования газотурбинных станций; сооружения гидроаккумулирующих электростанций, введения режимных мероприятий, объединения энергосистем в единую ЭЭС РФ.

1. Каковы способы представления нагрузки как динамической характеристики?

2. Что такое типовые графики нагрузки? Какие графики используются в качестве типовых?

3. Каковы основные показатели графиков нагрузки? Разъяснить их смысл.

4. Как строится график нагрузки по продолжительности?

5. Назовите характерные показатели графиков нагрузок.

6. Как определяются показатели нагрузки узла сети по данным отдельных потребителей?

7. Как определяются показатели нагрузки системы по данным нагрузок подсистем?

8. Какие характерные зоны выделяют в графиках нагрузки?

5. ПОТЕРИ МОЩНОСТИ И ЭНЕРГИИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ Передача электроэнергии сопровождается потерями активной и реактивной мощности и энергии. Потерянная энергия расходуется на нагрев проводов ЛЭП, обмоток, корпуса и сердечников трансформаторов.

Потери активной мощности связаны с необходимостью установки дополнительной мощности генераторов и дополнительными расходами топлива, следовательно, дополнительными затратами на компенсацию потерь. Потери активной мощности в электрических сетях составляют от 2 до 6 % мощности нагрузок.

Потери реактивной мощности в элементах электрических сетей приводят к возрастанию потерь активной мощности, обусловливают установку дополнительных компенсирующих устройств, что также связано с дополнительными затратами. Потери реактивной мощности в электрических системах в несколько раз больше потерь активной мощности, это объясняется соотношением активных и реактивных сопротивлений элементов электрических систем ( ).

Величина потерь реактивной мощности в элементах электрических систем составляет от 6 до 12 % мощности нагрузок [5].

Уровень потерь как активной, так и реактивной мощности зависит от класса напряжения сети и уменьшается с увеличением класса напряжения [1, 3, 4].

5.1. Потери мощности в участке сети Рассмотрим участок сети, схема замещения которого показана на рис. 5.1.

Обозначения, принятые на рисунке, следующее: — сопротивление, — проводимости схемы замещения, которые считаем заданными;

с учетом того, что получаем где, = 1, 2 — потери мощности в шунтах схемы замещения.

Потери мощности в шунтах (5.2) не зависят от токов (потоков), передаваемых через участок сети, поэтому называются постоянными потерями.

На основании первого закона Кирхгофа для узлов 1 и 2 можно записать Напротив, потери мощности в сопротивлении пропорциональны квадрату тока (потока), поэтому они называются переменными потерями. Для их определения используются следующие соотношения:

переменных потерь мощности может быть представлено в различных формах, например Следует обратить внимание, что потери мощности могут быть определены по данным как начала, так и конца участка — важно использовать напряжения и потоки мощности для одной и той же точки участка («к» или «н»).

Для связи потоков и потерь можно использовать следующие выражения:

5.2. Потери мощности в линии электропередачи Линия электропередачи имеет схему замещения, как на рис. 5.1, где Активные потери в шунтах ш определяются потерями на корону, а реактивная составляющая ш определяется емкостной генерацией линии. Обычно для расчетов потери активной мощности на корону в ЛЭП принимают равными средним удельным потерям кор.ср и определяют из справочников [5, табл.

7.7]. С учетом числа параллельных линий и длины ЛЭП потери в шунтах Переменную составляющую потерь мощности можно определить по введенным ранее формулам (5.5).

В приближенных расчетах, когда неизвестны точные значения напряжений в узлах электрической сети, потери мощности можно определять по приближенным (средним) значениям напряжений.

5.3. Потери мощности в трансформаторах Схема замещения двухобмоточного трансформатора отличается от схемы замещения рис. 5.1 только тем, что = 0, поэтому введенные ранее выражения для вычисления потерь также справедливы для трансформаторов.

Для приближенных расчетов постоянную составляющую потерь в трансформаторе (потери в стали ст ст ст ) можно считать равной потерям холостого хода. При этом предполагается, что напряжение на трансформаторе примерно равно номинальному.

Для подстанции с параллельными трансформаторами эквивалентные потери Если учитывать отклонение напряжения от номинального, то следует записать Переменная составляющая активных потерь в параллельно включенных трансформаторах (потери в меди) в соответствии с (5.4) может быть определена по формуле Учитывая, что для двухобмоточных трансформаторов получаем При определении потерь мощности в трехобмоточных трансформаторах и автотрансформаторах следует учитывать загрузку каждой из обмоток трансформаторов и потери короткого замыкания каждой из обмоток:

где — число трансформаторов; в, с, н — потоки мощности по обмоткам высшего, среднего и низшего напряжения соответственно; к.з, к.з, к.з — потери короткого замыкания обмоток; ном — номинальная мощность трансформатора.

5.4. Потери энергии в элементах электрических сетей Величина потерь электроэнергии зависит от потерь мощности и времени работы сети. Рассмотрим передачу мощности через трансформатор (рис. 5.2).

Если нагрузка участка сети остается постоянной в течение времени, то выделившиеся потери энергии Э можно определить как произведение и :

В реальных случаях нагрузки потребителей не остаются постоянными, а меняются в соответствии с графиком нагрузки (рис. 5.3, а). Тогда переменная составляющая потерь активной мощности для каждого момента времени определяется в зависимости от квадрата мощности нагрузки (потока через сопротивление ):

На рис. 5.3, а показан график нагрузки в процентах от max, на рис. 5.3, б — график квадратичной нагрузки в процентах от max, на рис. 5.3, в — график потерь активной мощности в процентах от max.

Заметим, что конфигурация графиков 5.3, б, в совпадает, если не учитывать изменение напряжения при изменении нагрузки. Площадь под кривой представляет собой потери энергии за время :

или При переходе от непрерывного графика к ступенчатому потери энергии, выделившиеся в сопротивлении за время, определяются как Кроме переменных потерь активной мощности, обусловливающих потери энергии Э на участке сети (см. рис. 5.2), выделяются активные потери в шунте Эш, не зависящие от графика нагрузки и постоянные в течение всего времени работы :

Суммарные потери электроэнергии в сети (см. рис. 5.2) за время 5.5. Определение потерь электроэнергии по времени максимальных потерь Определение потерь электроэнергии по графикам нагрузок не всегда удается выполнить вследствие отсутствия таких графиков. Кроме того, определение потерь энергии по графикам связано с необходимостью многократного расчета потерь мощности. Если не требуется высокая точность оценки потерь электроэнергии, то пользуются временем максимальных потерь для определения потерь энергии.

Для определения числа часов максимальных потерь проведем анализ графика потерь активной мощности (см. рис. 5.3, в) и графика нагрузок (см.

рис. 5.3, а). На рисунках обозначена максимальная нагрузка max ( max при cos const) и соответствующие ей максимальные потери активной мощности max.

По графику нагрузки можно найти число часов максимальной мощности:

Число часов максимальных потерь соответствует времени, за которое при работе с максимальной нагрузкой потери в сопротивлении выделяются такие же, как и при работе с нагрузкой, меняющейся по графику за все время работы. Таким образом, или отсюда Следовательно, можно определить при наличии графика нагрузки или графика потерь активной мощности.

При отсутствии графиков нагрузок го-, ч довые значения и max обычно задаются для типовых графиков потребителей (освещение, промышленная нагрузка при одной, двух и трех сменах и т. д.). Зная и max, можно определить потери энергии и энер- гию без использования графиков нагрузки.

Более того, обычно задают только max, а 2000 cos = кривым (рис. 5.4) при учете cos, либо по 0 2000 4000 эмпирической формуле (5.24) для некоторо- Рис. 5.4. Время максимальных потерь го среднего cos :

Разница между значениями, определенными по кривым и вычисленным как указано выше, невелика, поэтому обычно пользуются формулой (5.24).

При расчете сети с несколькими ( ) узлами нагрузки, имеющими различные графики, определение потерь электроэнергии может быть выполнено по средневзвешенному числу часов максимальных потерь ср.вз, где 5.6. Особенности расчета потерь энергии в линиях электропередачи Потери энергии в линиях электропередачи состоят из двух составляющих:

Эш — потерь энергии в шунтах, обусловленных потерями на корону, постоянными в течение всего времени работы линии:

Э — потерь энергии в сопротивлении, определяемых потерями активной мощности, зависящими от нагрузки:

Тогда суммарные потери энергии Здесь равно 24 часам или 8760 часам соответственно для суток и года.

Число часов максимальных потерь для суток определяется по суточному графику, для года — по графику нагрузки, построенному по продолжительности, кривым (см. рис. 5.4) или соотношению (5.24).

5.7. Особенности определения потерь энергии Для параллельно включенных двухобмоточных трансформаторов потери энергии Э включают потери в шунте Эш и потери энергии в активных сопротивлениях двухобмоточных трансформаторов:

В трехобмоточных трансформаторах могут быть различны у разных обмоток, тогда 5.8. Примеры решения задач по определению потерь электроэнергии З а д а ч а № 1. На подстанции установлено два трансформатора ТРДЦН63000/220, которые питаются по двум воздушным линиям сечением АС400 и длиной 100 км. Нагрузка подстанции в максимальном режиме 100 МВт, cos = 0,9. График нагрузки в относительных единицах приведен в табл. 3.

Определить потери электроэнергии за сутки и к.п.д. передачи по энергии.

Схема замещения сети показана на рис. 5.5.

Параметры схемы замещения сети определены с использованием [1].

1. Линия (участок 12), для сечения АС400:

Параметры трансформатора ТРДЦН63000/220:

Потери электроэнергии за сутки складываются из двух составляющих.

Первая –– это потери в поперечных элементах сети (шунтах), практически не зависящие от параметров режима сети и считающиеся постоянными. Вторая составляющая –– это потери в продольных элементах сети, сильно зависящие от передаваемой по ним мощности и, следовательно, являющиеся переменными. Таким образом: Эсут Эпост Эпер.

Постоянные потери можно представить следующим образом:

где шл кор. –– потери активной мощности в шунтах линии, МВт;

шт хх –– потери активной мощности в шунтах трансформатора, МВт.

Переменные потери электроэнергии можно представить в виде:

где сут max, max –– максимальная мощность за сутки, отн. ед. или МВт; –– мощность потребителя на интервале времени графика нагрузки, отн. ед. или МВт; –– количество интервалов постоянства мощности на грапрод фике нагрузки потребителя; max –– потери активной мощности в продольных элементах сети в максимальном режиме (режиме максимальных нагрузок), МВт.

Таким образом, для того чтобы определить суточные потери электроэнергии в сети необходимо рассчитать потери мощности в элементах электрической сети в режиме максимальной нагрузки.

Для расчета этого режима необходимо задать начальные приближения напряжений в узлах сети: = 220 кВ; = 210 кВ. Поскольку ветвь 33 является идеальным трансформатором, то 100 48,43 МВА.

Итак, получены следующие суммарные потери:

Отсюда потери электроэнергии в сети:

Определение к.п.д. передачи по энергии. В общем виде к.п.д. передачи по энергии можно определить по следующей формуле:

где Эполез –– потребляемая нагрузкой за сутки полезная электроэнергия, МВтч, Эполез max max ; max –– число часов использования максимальной нагрузки.

Для определения суточного потребления электроэнергии нагрузкой необходимо определить max, которое вычисляется по следующей формуле:

тогда к.п.д. передачи по энергии З а д а ч а № 2. Для электрической сети, рассмотренной в задаче № 1, определить потери энергии за год и к.п.д. по энергии, если задан годовой график нагрузки по продолжительности. График нагрузки приведен в табл. 4.

Решение При решении задачи № 1 определены потери мощности в данной сети в максимальном режиме: max = 1,54 МВт; ш = 0,464 МВт.

Аналогично расчету суточных потерь электроэнергии годовые потери можно представить следующим образом:

где Эпост ш 8760 0,464 8760 4065,64 МВт; Эпер max год, а год может быть найдено на основе годового графика по продолжительности год тогда Эпер 1,54 3843 5918,22 МВтч.

Следовательно, Эгод 4065,64 5918,22 9983,86 МВтч.

К.п.д. передачи по энергии:

З а д а ч а № 3. Для электрической сети, рассмотренной в задаче № 1, определить годовые потери электроэнергии и к.п.д. по энергии, если задано годовое число использования максимальной нагрузки, равное max = 4500 ч.

Решение При решении задачи № 1 были получены потери мощности в сети в макпрод симальном режиме: max = 1,54 МВт; ш = 0,464 МВт.

По аналогии с задачей № 2, можно записать:

Эгод Эпост Эпер ;

Эпост ш 8760 0,464 8760 4065,64 МВтч.

Однако переменные потери Эпер max год в данном случае найти, также как в задачах № 1 и 2, нельзя, поскольку не задан график нагрузки электрической сети. В данном случае используется определение год по эмпирической формуле:

1. Записать все возможные соотношения для связи токов, потоков, потерь мощности для отдельных элементов и всей схемы замещения в целом, изображенных на рис. 5.1.

2. По каким приближенным формулам удобно определять потери активной мощности в трансформаторах?

3. В чем существо приближенного метода определения годовых потерь энергии?

4. Что такое время использования максимальной нагрузки?

5. Что такое время максимальных потерь?

6. Суточный график мощности, протекающей по сопротивлению, следующий: в течение часов мощность равна 0,5 и в течение следующих 12 часов мощность равна 1. Определить

6. РАСЧЕТ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМОВ РАЗОМКНУТЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ Целью расчета установившегося режима электроэнергетической системы и отдельных ее районов является вычисление параметров этого режима и сопоставление их с допустимыми значениями. Области допустимых значений параметров установившегося режима определяются в соответствии с требованиями ГОСТ 1310997 на качество электроэнергии на шинах потребителей [3, 5]. При расчете установившегося режима определяются: потоки мощности по концам продольных ветвей сети и в шунтах; токи во всех ветвях и шунтах; напряжения всех узлов сети.

В дальнейшем, если отсутствуют специальные оговорки, речь будет идти о трехфазной (полной, активной и реактивной ) мощности сети, фазном токе и линейном напряжении. Причем выражение соответствует активно-индуктивному характеру полной мощности.

Использование линейного напряжения в качестве базового для расчета режима удобно для сопоставления со шкалой номинальных напряжений сети, указанных в ГОСТ 721—77 как линейные (междуфазные) напряжения.

Рассмотрение параметров установившегося режима начинается с анализа векторных диаграмм токов и напряжений.

6.1. Векторные диаграммы токов и напряжений участка сети Построение векторной диаграммы произведено для воздушной линии без промежуточных отборов мощности, представленной П-образной схемой замещения (рис. 6.1); поперечные элементы схемы замещения сети не содержат активных проводимостей, т. е. предполагается отсутствие потерь мощности на корону.

Начало и конец участка на схеме обозначены точками «н» и «к» в соответствии с положительным направлением тока в сопротивлении, линейные напряжения точек 1 и 2 соответственно и, фазные токи в шунтах ш и ш, ток нагрузки. Существенным условием построения векторной диаграммы является предположение о характере нагрузки в узле 2 ( ). Состав потребителей реальных узлов комплексной нагрузки в большинстве случаев может быть представлен активным н и индуктивным н сопротивлением, т.е. соответствует выражению. Это означает, что ток нагрузки отстает от напряжения в узле, угол сдвига между током и фазным напряжением определяется соотношением между н и н ( и ).

Сориентируем оси комплексной плоскости для изображения синхронно вращающихся векторов параметров электрического режима так, чтобы вещественная ось совмещалась с вектором напряжения конца передачи, т. е. (см.

рис. 6.2). Ток в шунте определяется следующим образом:

т. е. опережает вектор Рис. 6.2. Векторная диаграмма токов и напряжений участка сети В соответствии с первым законом Кирхгофа Напряжение в начале участка сети определится как напряжение в конце участка плюс падение напряжения в сопротивлении :

Учитывая разложение вектора тока на активную а и реактивную р составcos, р sin, можно записать ставляющая падения напряжения, направленная перпендикулярно вектору.

На рис. 6.2 продольная составляющая к изображается отрезком, а попек речная — отрезком. Обе составляющие получены по данным конца передачи. Итак, если где –– угол вектора по отношению к вектору.

Угол и модуль вектора напряжения начала передачи определяются из формул:

Введенные понятия и соотношения проиллюстрированы рис. 6.2. Чтобы закончить построение векторной диаграммы, надо получить вектор тока ш, шунта. Он опережает вектор Ток в начале участка равен ш. Он отстает от вектора Обычно нагрузка в конце электропередачи задается не в виде тока, а в виде лучить выражения для продольной и поперечной составляющих падения напряжения через мощности:

Векторная диаграмма позволяет анализировать различные режимы работы линии электропередачи. В частности, из векторной диаграммы хорошо видно, что при активно-емкостном характере мощности нагрузки напряжение в конце участка может оказаться выше, чем в начале (рис. 6.3).

Выполнить самостоятельно.

при емкостном характере нагрузки При анализе режимов работы ЛЭП используются два понятия: падение напряжения и потеря напряжения. Падение напряжения — это векторная разность напряжения по концам участка сети (на векторной диаграмме рис. 6.2 изображается отрезком ), а потеря напряжения — разность модулей Векторные диаграммы могут быть построены и при известных параметрах начала передачи (рис. 6.5), т. е. при совмещении с вещественной осью напряжения. В этом случае взаимное расположение векторов не изменяется, единственное отличие заключается в порядке построения векторов (,, ш,, определяются из треугольника 0.

нию Рис. 6.5. Векторная диаграмма токов и напряжений участка сети Выполнив разложение вектора падения напряжения на активном и индуктивном сопротивлениях участка сети и спроектировав его на оси комплексной плоскости, нетрудно получить выражения для продольной н и поперечной н составляющих вектора падения напряжения по данным начала участка.

Выражения н, н через токи будут иметь такие же формулы, как и ранее, т. е.

Аналогичные выражения через мощности следующие:

6.2. Векторная диаграмма токов и напряжений Рассмотрим радиальную сеть с двумя узлами нагрузки (рис. 6.6). Построение векторной диаграммы, как и в предыдущем случае (см. § 6.1), начнем с конца передачи (точка 3), т. е.

ла 3 совпадает с вещественной осью Получить самостоятельно.

строим вектор опережающим на угол 90. Тогда Рис. 6.7. Векторная диаграмма токов и напряжений разветвленной сети Затем выполним следующую операцию: повернем оси координат на угол, тогда новая ось ( ) совпадает с вектором и дальнейшее построение векторной диаграммы будем производить в новых осях.

Ток шунта ш опережает на угол 90° и равен ток в линии 12 определится по первому закону Кирхгофа как с учетом того, что ток нагрузки отстает от Модуль напряжения определится как вектор опережает вектор Абсолютный угол напряжения в начале передачи по отношению к заравен, и тогда в исходных осях комплексной плосданному кости Совершенно аналогично можно построить векторные диаграммы для сети любой конфигурации при учете токораспределения в ветвях схемы.

6.3. Расчет установившегося режима разомкнутой Как уже упоминалось выше, целью расчета установившегося режима является определение мощностей и токов во всех ветвях сети, напряжений во всех узлах и потерь мощности в продольных и поперечных ветвях электрической схемы [1, 2, 4].

Алгоритм расчета разомкнутой сети зависит от того, какие параметры режима заданы в качестве исходных и какие следует определить в процессе расчета режима. Возможны три случая:

расчет установившегося режима по параметрам конца передачи;

расчет режима по параметрам начала передачи;

расчет режима по заданным значениям нагрузок и напряжению балансирующего узла.

Pages:   |

1

| 2 |