Электроэнергетическая система, электрическая сеть, их назначение

1) Электроэнергетическая система, электрическая сеть, их назначение.

Совокупность электростанций, линий электропередач, подстанций и тепловых сетей, связанных в одно целое общностью режима и непрерывностью процесса производства и распределения электрической и тепловой энергии называется энергетической системой(энергосистемой).

        Часть энергетической системы, состоящая из генераторов, распределительных устройств, повысительных и понизительных подстанций, линии энергетической сети и приемников электроэнергии, называется электроэнергетической системы (ЭЭС).

Электрическими сетями называются части электроэнергетической системы, состоящие из подстанций и линий электропередачи постоянного и переменного тока различных напряжений. Электрическая сеть служит для передачи и распределения электрической энергии от места ее производства к местам потребления. Важными характерными свойствами ЭЭС являются: одновременность процессов производства, распределения и потребления электрической энергии (выработка электрической энергии жестко определяется ее потреблением и наоборот);преобразование и передача энергии происходит с потерями энергии во всех элементах ЭЭС; повышенная опасность электрического тока для окружающей среды и обслуживающего персонала; многообразие функциональных систем и устройств, которые осуществляют технологию производства электроэнергии и др.

Необходимо своевременно развивать ЭЭС, ее рост должен опережать рост потребления энергии.

2) Классификация электрических сетей.

Классификация электрических сетей может осуществляться: по роду тока, по номинальному напряжению, конфигурации схемы сети, по выполняемым функциям, по характеру потребителя, по конструктивному выполнению, по режиму работы нейтрали, по категории надежности потребителей.

По роду тока различают сети переменного и постоянного тока: ЛЭП постоянного тока применяются для дальнего транспорта электрической энергии и связи электрических сетей с разными номинальными частотами или с различными подходами к регулированию при одной номинальной частоте. В России ЛЭП постоянного тока почти не используется. Для связи с другими странами применяют вставки из линий постоянного тока.

По величине номинального напряжения сети подразделяются:на сети низкого напряжения (НН) – до 1000 В;среднего напряжения (СН) – 3…35 кВ;высокого напряжения (ВН) – 110…220 кВ;сверхвысокого напряжения (СВН) – 330-750 кВ;ультравысокого напряжения (УВН) – свыше 1000 кВ.

По конфигурации электрические сети различают:1. Разомкнутые;2. Разомкнутые резервированные;3. Замкнутые.

Разомкнутыми называют такие сети, которые питаются от одного пункта и передают электрическую энергию к потребителю только в одного направлении. Разомкнутые сети бывают магистральными, радиальными и радиально-магистральными (разветвленными). В разомкнутых резервированных сетях при нарушении питания по одной из ЛЭП вручную или автоматически включается резервная перемычка, по которой восстанавливается электроснабжение отключенных потребителей. Замкнутыми называют сети, питающие потребителей по меньшей мере с двух сторон. Замкнутыми сетями называются сети, имеющие контуры (циклы), образованные ЛЭП и трансформаторами.

По выполняемым функциям различают: Системообразующие сети; Питающие сети; Распределительные сети. Системообразующие сети напряжением 330-1150 кВ осуществляют функции формирования объединенных энергосистем, объединяя мощные электрические станции и обеспечивая их функционирование как единого объекта управления, и, одновременно обеспечивают передачу электрической энергии от мощных электрических станций. Питающие сети предназначены для передачи электрической энергии от ПС (подстанций) системообразующей сети и частично от шин 110-220 кВ электрических станций к центрам питания (ЦП) распределительных сетей – районным ПС. Распределительная сеть предназначена для передачи электрической энергии на небольшие расстояния от шин низшего “U” районных ПС к промышленным, городским, сельским потребителям.

По месту расположения и характеру потребителя различают сети: Промышленные; Городские; Сельские; Электрифицированных железных дорог; Магистральных нефте- и газопроводов.

По конструктивному выполнению различаютсети: Воздушные;Кабельные; Токопроводы промышленных предприятий;Проводки внутри зданий и сооружений.

По режиму работы нейтрали сети делятся: на сети с изолированной нейтралью;на сети с компенсированной нейтралью;на сети с эффективно – заземленной нейтралью;на сети с глухозаземленной нейтралью.

Режим работы нейтрали определяется способом соединения нейтрали с землей.

По категории надежности электроприемников: электроприемники I ,II, III категории.

3) Классификация электрических сетей по выполняемым функциям. Системообразующие, питающие, распределительные сети.

По выполняемым функциям различают: Системообразующие сети; Питающие сети; Распределительные сети. Системообразующие сети напряжением 330-1150 кВ осуществляют функции формирования объединенных энергосистем, объединяя мощные электрические станции и обеспечивая их функционирование как единого объекта управления, и, одновременно обеспечивают передачу электрической энергии от мощных электрических станций. Эти сети осуществляют системные связи, т.е. связи очень большой длины между энергосистемами, а также характеризуются большим радиусом охвата и значительными нагрузками. Сети выполняются по сложнозамкнутым многоконтурным схемам с несколькими ИП (источниками питания). Их  режимом управляет диспетчер объединенного диспетчерского управления (ОДУ). В ОДУ входят несколько районных энергосистем – районных энергетических управлений (РЭУ).

Питающие сети предназначены для передачи электрической энергии от ПС (подстанций) системообразующей сети и частично от шин 110-220 кВ электрических станций к центрам питания (ЦП) распределительных сетей – районным ПС. Питающие сети обычно замкнутые. Напряжение этих сетей ранее было 110-220 кВ. По мере роста нагрузок, мощности электрических станций и протяженности электрических сетей увеличивается напряжение этих сетей. В последнее время напряжение питающих сетей иногда бывает 330-500 кВ. Сети 110-220 кВ обычно административно подчиняются РЭУ. Их режимом управляет диспетчер РЭУ.

Распределительная сеть предназначена для передачи электрической энергии на небольшие расстояния от шин низшего “U” районных ПС к промышленным, городским, сельским потребителям. Такие распределительные сети обычно разомкнутые или работают в разомкнутом режиме. Различают распределительные сети высокого (Uном>1кВ) и низкого (U<1кВ) напряжения.

4) Объединенные энергосистемы, их преимущества.

Отдельные энергетические системы, имеющие общий режим работы и общее диспетчерское управление, связываются между собой электрическими сетями, и это объединение их называется объединенной энергетической системой (ОЭС).ОЭС могут охватывать значительные территории и даже всю страну. Преимущества ОЭС:1)Уменьшение величины суммарного резерва мощности. 2)Наилучшее использование мощности ГЭС одной или нескольких электроэнергетических систем и повышения их экономичности.3)Снижение суммарного максимума нагрузки объединяемых электроэнергетических систем.4)Взаимопомощь систем в случае неодинаковых сезонных изменений мощности электрических станций и в частности ГЭС.5)Облегчение работы систем при ремонтах и авариях.

Высшим уровнем в административно- хозяйственной структуре управления электроэнергетической отраслью России является - Российское акционерное общество «Единая энергетическая система России» (РАО «ЕЭС России»).

В настоящее время в состав ЕЭС входят шесть ОЭС (Центра, Северо-Запада, Средней Волги, Северного Кавказа, Урала и Сибири) из семи (ОЭС Востока пока работает отдельно от ЕЭС). Эти ОЭС, в свою очередь, включают 64 РЭС из общего числа 74.

5) Обозначения основных элементов электрической сети на однолинейных схемах (ЛЭП, силовых трансформаторов, проводов кабельных линий, …).

Наименование	Букв. обозначение	Условное обозначение
Генератор переменного тока	G
Линия проводки (ЛЭП)		______
Двухобмоточный трансформатор	Т
Трансформатор с расщепленной обмоткой	Т
Трехобмоточный трансформатор	Т
Автотрансформатор	АТ
Выключатель	Q
Разъединитель	QS
Сборные шины с присоединениями
Короткозамыкатель
Предохранитель	F
Батарея конденсаторов
Двигатель переменного тока	М

6) Режимы и параметры системы и сети.

Состояние системы в любой момент времени или на некотором интервале времени называется режимом системы.

Режим определяется показателями, которые называются параметрами режима. К их числу относятся:

1)частота,

2)активная и реактивная мощность в элементах системы,

3)напряжение в различных точках сети и у потребителей,

4)величины токов,

5)величины углов расхождения векторов ЭДС и напряжения.

Различают три основных вида режимов электроэнергетических систем:

1. Нормальный установившейся режим, применительно к которому проектируется электрическая сеть и определяются ее технико–экономические характеристики;

2. Послеаварийный установившийся режим, наступающий после аварийного отключения какого – либо элемента сети или ряда элементов (в этом режиме система, и, соответственно, сеть могут работать с несколько ухудшенными технико–экономическими характеристиками);

3. Переходный режим, во время которого система переходит из одного состояния к другому.

Различают параметры режима и параметры сети.

                Параметры режима электрической сети связаны между собой определенными зависимостями, в которые входят некоторые коэффициенты, зависящие от физических свойств элементов сети, от способа соединения этих элементов между собой, а также от некоторых допущений расчетного характера.

К ним относятся полное сопротивление, активное и реактивное сопротивление, проводимости элементов, собственная и взаимная проводимости, коэффициент трансформации, коэффициент усиления.

Ряд параметров сети зависит от характера  изменений ее режима, т.е. является нелинейной системой. Однако во многих практических задачах параметры сети можно полагать не изменяющимися и считать сеть линейной.

Другой вид нелинейности сети обусловлен характером соотношений между параметрами ее режима. Нелинейность такого вида надо учитывать.

7) Устойчивость системы электроснабжения.

Электрическую сеть рассматривают применительно к неизменному режиму системы, но в действительности такого режима не существует, и говоря об установившемся режиме имеют в виду режим малых возмущений. Отклонения параметров режима, происходит около некоторого устойчивого состояния.

Система должна быть устойчива при этих малых возмущениях. Иначе говоря, она должна обладать статической устойчивостью.

Аварийные переходные процессы возникают при резких аварийных изменениях режима, например, при к.з. элементов системы и последующем их отключении, при изменении схемы электрических соединений элементов системы.

Большие возмущения в системе при аварийных переходных процессах приводят к значительным отклонениям параметров режима к большим возмущениям, устойчивость по отношению к которым определяют как динамическую.

При этом под динамической устойчивостью понимают способность системы восстанавливать после больших возмущений свое состояние, практически близкое к исходному.

Необходимо учитывать изменения параметров режима, которые возникают при 1)увеличении передаваемых мощностей, 2)росте нагрузок и 3)изменении схемы электрических соединений в результате повреждений в сети.

8) Схемы замещения сети. Назначение. Продольные и поперечные ветви схем замещения.

Электрическая сеть состоит из разных элементов имеющих каждый свое назначение и конструктивное выполнение. Каждый из участков электрической сети характеризуется одинаковым набором параметров (r, x, g, b, K_t ).

 r – активное сопротивление, Ом; x – реактивное сопротивление, Ом;g – активная проводимость, См;b – реактивная проводимость, См;K_t – коэффициент трансформации.

Для количественного определения свойств элементов электрической сети составляется схема замещения. На ней указывают все параметры, определяющие состояние электрической сети. Схемы замещения сети составляются из схем замещения отдельных элементов, они отличаются от принципиальных схем соединения этих элементов.

Схема замещения сети составляется для выполнения расчетов рабочих режимов. Каждый элемент сети в ней может отражаться несколькими подэлементами.

При характеристике симметричных рабочих режимов схемы замещения составляются на одну фазу трехфазной сети, общей является нейтраль цепи.

Потери активной мощности отражаются активными сопротивлениями (r) или проводимостями (g). Потери реактивной мощности отражаются реактивными (индуктивными) сопротивлениями или проводимостями. Генерация реактивной мощности отражается отрицательными реактивными емкостными сопротивлениями или проводимостями.

Различают продольные и поперечные ветви схем замещения. Продольными называются ветви, по которым проходит ток нагрузки. Потери мощности в этих ветвях определяются нагрузочным током.

Поперечными называются ветви, которые включены на полное напряжение (непосредственно соединены с нейтралью схемы). Потери мощности в этих ветвях определяются подведенным напряжением.

Особо отражается на схемах замещения явление трансформации. Это относится к сетям, состоящим из участков разных номинальных напряжений и рассматриваемых вместе.

Элемент трансформации отражает факт изменения параметров режима - напряжений и токов. Значения полной мощности при этом не изменяются (потери в трансформаторах отражаются другими элементами схемы).

Особыми являются и элементы, отражающие работу потребителей и пунктов питания. Они отражают факт потребления и генерации мощности, их представляют активными элементами схемы – нагрузками. При этом генерация мощности рассматривается как отрицательная нагрузка. Совокупность нагрузок определяет режим сет

9. Основные конструкции линий электрических сетей

10. Перечислите основные элементы ВЛ и их назначение.

Воздушные линии электропередач (ВЛ) предназначены для передачи электроэнергии на расстояние по проводам. Основными конструктивными элементами ВЛ являются провода, тросы, опоры, изоляторы и линейная арматура. Провода служат для передачи электроэнергии. В верхней части опор над проводами для защиты ВЛ от грозовых перенапряжений монтируют грозозащитные тросы.

Опоры поддерживают провода и тросы на определенной высоте над уровнем земли или воды. Изоляторы изолируют провода от опоры. С помощью линейной арматуры провода закрепляются на изоляторах, а изоляторы на опорах.

Наибольшее распространение получили одно- и двухцепные ВЛ. Одна цепь трехфазной ВЛ состоит из проводов разных фаз. Две цепи могут располагаться на одних и тех же опорах.

На работу конструктивной части ВЛ оказывают воздействие механические нагрузки от собственного веса проводов и тросов, от гололедных образований на проводах, тросах и опорах, от давления ветра, а также из-за изменений температуры воздуха. На повреждаемость ВЛ влияет и загрязнение воздуха.

11. Основные конструкции опор и маркировка проводов ВЛ

Опоры разделяют по:

1)материалу

    - деревянные

    - металлические

    - железо-бетоные

2)назначению

    -анкерные(угловые, концевые, перекрестные)

    -промежуточные

3)количеству цепей

     - одноцепные

     -двуцепные

     -многоцепные

4)способу закрепления в грунте

     -непосредственно в грунт

     -на фундамент

Маркировка проводов:

М-состоящий из одной или скрученный из нескольких медных проволок.

А-состоящий из одной или нескольких алюминиевых проволок.

АС-состоящий из сердечника, сплетенного из оцинкованных стальных проволок и    намотки алюминиевых проволок.

ПСО и ПС-провода, изготовленные из стали однопроволочный и многопроволочный.

АСКС-провод марки АС, но межпроволочное пространство стального сердечника, включая его наружную поверхность, заполнено нейтральной смазкой повышенной нагревостойкости.

АСКП-провод марки АС, но межпроволочное пространство всего провода, за исключением наружной поверхности, заполнено нейтральной смазкой повышенной нагревостойкости.

АСУ-сталеалюминиевыепровода с усиленным стальным сердечником.

АСО-сталеалюминиевые провода с облегченным стальным сердечником.

АСУС-сталеалюминиевые провода с особо усиленным стальным сердечником.

12. Назовите основные элементы КЛ и их назначение.

    Кабелем называют многопроволочный провод или несколько скрученных вместе взаимно изолированных проводов (жил) при выполнении в общей герметической оболочке. Поверх оболочки могут быть наложены защитные покровы. Силовые кабели предназначены для прокладки в земле, под водой, на открытом воздухе и внутри помещений.

    Линейные устройства современных кабельных линий состоят из трёх основных частей: кабеля, кабельной арматуры и кабельных сооружений.

Кабельная арматура представляет собой оборудование, при помощи которого соединяют концы строительных длин кабелей, обеспечивают ответвление кабелей и оконечную их разделку. Кабельные сооружения представляют собой устройства для установки и монтажа кабельной арматуры; устройства и приспособления для прокладки и крепления кабеля; кабельные опоры, на которых располагают кабельные ящики, а также кабельные шкафы.

13. Маркировка силовых трансформаторов

Каждый трансформатор имеет условное буквенное обозначение, которое содержит следующие данные в следующем порядке:

1.      Число фаз (для однофазных – О, для трехфазных – Т);

2.      Вид охлаждения  –         С – естественное воздушное (при открытом исполнении),

СЗ – естественное воздушное (при защищенном исполнении),

СГ – естественное воздушное (при герметизированном исполнении),

СД – естественное воздушное (с принудительной циркуляцией воздуха),

М – естественное масляное,

Д – масляное охлаждение с дутьем и естественной циркуляцией масла,

ДЦ – масляное охлаждение с дутьем и принудительной циркуляцией масла через воздушные охладители,

НДЦ – то же с направленным потоком масла,

Ц – масляно-водяное охлаждение с принудительной циркуляцией масла,

НЦ – масляно-водяное охлаждение с направленным потоком масла;

3.      Число обмоток, работающих на различные сети (если оно больше двух):

для трехобмоточного трансформатора Т,

для трансформатора  с расщепленными обмотками Р (после числа фаз);

4.      Буква Н в обозначении при выполнении одной из обмоток с устройством РПН;

5.      Буква А на первом месте для обозначения автотрансформатора.

За буквенным обозначением указывается номинальная мощность, кВА; класс напряжения обмотки (ВН); климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150–69 и ГОСТ 15543–70.

14. Схема замещения ВЛ 110-220 кВ длиной 300-350 км.

Для проведения расчетов принимают упрощенные схемы замещения линии, а именно: П-образную схему замещения, состоящую из последовательно соединенных активного (r_л) и реактивного (x_л) сопротивлений. Активная (g_л) и реактивная (емкостная) (b_л) проводимости включены в начале и конце линии по 1/2.

П – образная схема замещения ЛЭП напряжением 110-220 кВ длиной до 300-350 км

Для большинства расчетов в сетях 110-220 кВ ЛЭП представляется более простой схемой замещения.

15. Определение параметров схем замещения ЛЭП 110-220 кВ

Для проведения расчетов принимают упрощенные схемы замещения линии, а именно: П-образную схему замещения, состоящую из последовательно соединенных активного (r_л) и реактивного (x_л) сопротивлений. Активная (g_л) и реактивная (емкостная) (b_л) проводимости включены в начале и конце линии по 1/2.

П-образная схема замещения характерна для воздушных ЛЭП напряжением
110-220 кВ длиной до 300-350 км.

Активное сопр. определяется по формуле
,Реактивное сопротивление определяется:,

Удельные индуктивные сопротивления фаз ВЛ в общем случае различны (об этом уже говорилось).

При расчетах симметричных режимов используют средние значения x_о :

,где r_пр - радиус провода, см;Д_ср - среднегеометрическое расстояние между фазами,  , ГдеД_ав, Д_вс, Д_са - расстояния между проводами соответствующих фаз А, В, С.

16. Схемы замещения линий электропередач ВЛ 35 кВ и менее.

Для воздушных линий напряжением 35 кВ и ниже емкостную мощность (Q_C) можно не учитывать, тогда схема замещения примет следующий вид:

Для проведения расчетов принимают упрощенные схемы замещения линии, а именно: П-образную схему замещения, состоящую из последовательно соединенных активного (r_л) и реактивного (x_л) сопротивлений. Реактивная (емкостная) (b_л) проводимость включен в начале и конце линии по 1/2.

17. Схема замещения КЛ 110 кВ.

Кабельные линии электропередачи представляют такой же П-образной схемой замещения как и ВЛ.

Удельные активные и реактивные сопротивления r₀, х₀ определяют по справочным таблицам, так же как и для ВЛ.

Из выражения для х₀ и в₀

видно, что х₀ уменьшается, а в₀ растет при сближении разных проводов.

Для кабельных линий расстояние между проводами фаз значительно меньше, чем для ВЛ и Х₀ очень мало.

При расчетах режимов КЛ (кабельных линий) напряжением 10кВ и ниже можно учитывать только активное сопротивление.

Емкостный ток и Q_с в кабельных линиях больше чем в ВЛ. В кабельных линиях (КЛ) высокого напряжения учитывают Q_с, причем удельную емкостную мощность Q_c0 кВАр/км можно определить по таблицам в справочниках.

Активную проводимость (g_л )учитывают для кабелей 110 кВ и выше.

Удельные параметры кабелей х₀, а также Q_с0 приведенные в справочных таблицах ориентировочны, более точно их можно определить по заводским характеристикам кабелей.

18. Линия электропередачи как элемент электрической сети

Передача электрической энергии по линиям обусловлена распространением электромагнитного поля в проводах и окружающим их пространстве. При действии переменного напряжения возникают переменное магнитное поле вокруг проводов и переменное электростатическое поле между фазными проводами и между каждым из проводов и землей.

Возникновение переменного электрического поля приводит к появлению токов смещения (зарядных токов), величины которых зависят от свойств диэлектрика и от разности потенциалов между проводом и землей, а для трехфазной линии также и между фазными проводами. Зарядные токи, накладываясь на нагрузочный ток, определяют постепенное изменение тока вдоль длины линии. Электромагнитное поле характеризуется напряженностью, также изменяющейся вдоль длины линии. Это приводит к наведению эдс самоиндукции и взаимоиндукции, неравных для различных элементов длины линии. Неравенство этих эдс определяет сложный закон изменения напряжения по линии и изменение токов смещения (зарядных токов) вдоль длины линии.

Погонные  параметры линий

Погонное активное сопротивление r_о  при частоте 50 Гц и обычно применяемых сечениях алюминиевых или медных проводов и жил кабелей можно принять равным погонному омическому сопротивлению. Явление поверхностного эффекта начинает заметно сказываться только при сечениях порядка 500 мм².

Для сталеалюминиевых проводов явление поверхностного эффекта также незначительно и может не учитываться.

Значительное влияние на активное сопротивление оказывает температура материала проводников, которая зависит от  температуры окружающей среды и тока нагрузки.

Погонные (удельные) реактивные (индуктивные) сопротивления фаз линий в общем случае получаются разными. Они определяются взаимным расположением фаз и геометрическими параметрами. При расчетах симметрических рабочих режимов пользуются средними значениями (независимо от транспозиции фаз линии).

19. Явление короны в линиях электропередач. В воздушных линиях (ВЛ) напряжением 110 кВ и выше при определенных условиях напряженность электрического поля на поверхности провода возрастает и становится больше критической. Воздух вокруг провода интенсивно ионизируется, образуя свечение - корону. Короне соответствуют потери активной мощности. Наиболее радикальными средствами уменьшения потерь мощности на корону является увеличение диаметра провода, для линий высокого напряжения (330 кВ и выше) использование расщепления проводов. Иногда можно использовать так называемый системный способ уменьшения потерь мощности на корону. Диспетчер уменьшает напряжение в линии до определенной величины. В связи с этим задаются наименьшие допустимые сечения по короне:

110 кВ - 70 мм² (сейчас рекомендуется использовать сечение 95 мм²);

150 кВ - 120 мм²;

220 кВ - 240 мм².

Коронирование проводов приводит:

-к снижению КПД,

-к усиленному окислению поверхности проводов,

-к появлению радиопомех.

При расчете установившихся режимов сетей до 220 кВ активная проводимость практически не учитывается.

В сетях с   при определении потерь мощности при расчете оптимальных режимов, необходимо учитывать потери на корону.

20. Зарядная мощность линии.

Емкость воздушной линии переменного тока практически не влияет на передаваемую мощность, однако через нее протекает так называемый зарядный ток, который создает зарядную мощность линии и приводит к дополнительному нагреву проводов, т.е. увеличивает потери энергии в линии и снижает ее КПД. Кроме того, этот ток приводит к нежелательному повышению напряжения в промежуточных точках линии и к целому ряду других отрицательных последствий. Поэтому возникает необходимость в компенсации зарядной мощности линии, для чего используются специальные устройства — реакторы, которые, в конечном счете, приводят к увеличению стоимости линии. Однако следует отметить, что необходимость в компенсации зарядной мощности линии, как правило, возникает лишь для линий сверхвысоких напряжений — 330 кВ и выше.

Зарядная мощность приводит к дополнительному нагреву жил кабеля, вынуждая снижать полезную передаваемую мощность и ограничивать длину кабеля. В особенности это относится к высоковольтным кабельным линиям (110—500 кВ). Поэтому кабельные линии переменного тока не могут быть использованы для передачи электроэнергии на достаточно большие расстояния.

В кабельной линии постоянного тока зарядная мощность отсутствует и не создает дополнительного нагрева кабеля. Поэтому кабельные линии постоянного тока могут сооружаться достаточно длинными (100—200 км, возможно и больше) и использоваться для решения задач, которые невозможно решить иными путями, например для пересечения больших водных пространств (морских проливов), ввода больших мощностей в центры крупных городов и др.

21. Применение транспозиции проводов. Индуктивные сопротивления фазных проводов ВЛ будут одинаковыми, если они расположены по вершинам равностороннего треугольника, и будут отличаться друг от друга, если фазные провода подвешиваются в горизонтальной плоскости. Чтобы избежать нежелательной несимметрии применяют транспозицию проводов, которая заключается в том, что в нескольких точках линии фазные провода на опорах меняются местами. При этом каждый провод поочередно занимает все три возможные положения при примерно одинаковой протяженности. Благодаря транспозиции, эдс, наводимые в фазных проводах выравниваются и индуктивные сопротивления становятся одинаковыми.

 рис.1 Цикл транспозиции проводов одоноцепной линии.

22. Расчет режима ЛЭП при заданном токе нагрузки и напряжении в конце линии.

Будем считать, что режим конца линии задан фазным напряжением U_ф=сonst и отстающим током нагрузки I₂. Также заданы Z₁₂=r₁₂+jx₁₂, в_12.

Необходимо определить 1) напряжение в начале линии – U₁,2) ток в продольной части – I₁₂, 3) потери мощности  - DS₁₂  4) ток в начале линии – I₁.

 

Расчет состоит в определении неизвестных токов и напряжений, последовательно от конца линии к началу.

Емкостный ток в конце линии 1-2, по закону Ома:

Ток в продольной части линии 1-2, по первому закону Кирхгофа:I₁₂=I₂+I^к_с12:  (2)

Напряжение в начале линии по закону Ома:U_1ф=U_2ф+I₁₂´Z₁₂: (3)

Емкостный ток в начале линии:

Ток в начале линии по первому закону Кирхгофа:

Потери мощности в линии (в трех фазах):DS₁₂=3I²₁₂´Z₁₂: (6)

23. Построение векторной диаграммы токов и напряжений по расчету режима ЛЭП при заданном токе нагрузки и напряжении в конце линии.

Вначале строим известные U_2ф и I₂.

Полагаем что U_2ф=U_2ф, т.е. напряжение U_2ф направлено по действительной оси.

Емкостный ток  опережает на 90^о напряжение U_2ф. Ток I₁₂ соединяет начало первого и конец второго суммируеммых векторов в правой части урав.(2) [I₁₂=I₂+]

Затем строим отдельно два слагаемых в правой части (3) [U_1ф=U_2ф+I₁₂´Z₁₂].                             

I₁₂´Z₁₂=I₁₂´r₁₂+I₁₂´jx₁₂    (7)

Вектор I₁₂´r₁₂ êê I₁₂, вектор I₁₂´jx₁₂ опережает на 90^о ток I₁₂

Напряжение U_1ф соединяет начало и конец суммируемых векторов U_2ф, I₁₂´r₁₂, I₁₂´jx₁₂.

Ток  опережает U_1ф на 90^о.

I₁ соответствует (5) I₁=I₁₂+

В линии с нагрузкой напряжение в конце линии по модулю меньше, чем в начале U_2ф<U_1ф.

24. Построение векторной диаграммы токов и напряжений по расчету режима ЛЭП при заданном напряжении в конце линии в режиме холостого хода.

Вначале строим известные U_2ф и I₂.

Полагаем что U_2ф=U_2ф, т.е. напряжение U_2ф направлено по действительной оси.

В линии на холостом ходу (I₂=0), течет только емкостной ток, т.к. в соответствии с формулой I₁₂=I₂+I^к_с12 (2)        I₁₂=I^к_с12

Емкостный ток  опережает на 90^о напряжение U_2ф.

Затем строим отдельно два слагаемых в правой части (3) [U_1ф=U_2ф+I₁₂´Z₁₂], учитывая, что I₁₂=I^к_с12.                             

I₁₂´Z₁₂=I₁₂´r₁₂+I₁₂´jx₁₂    (7)

Вектор I₁₂´r₁₂ êê I₁₂, вектор I₁₂´jx₁₂ опережает на 90^о ток I₁₂

Напряжение U_1ф соединяет начало и конец суммируемых векторов U_2ф, I₁₂´r₁₂, I₁₂´jx₁₂.

Ток  опережает U_1ф на 90^о.

I₁ соответствует (5) I₁=I₁₂+

В этом случае напряжение в конце линии повышается U_2ф>U_1ф

Векторная диаграмма для такой линии:

25. Расчет режима ЛЭП при заданной мощности нагрузки
и напряжении в конце линии

При подаче энергии по линии от начала к ее концу имеют место потери реактивной мощности.. При передаче энергии  имеют место и потери активной мощности, расходуемой на нагревание проводов. Поэтому в схеме замещения следует различать полную мощность до сопротивления Z₁₂(r₁₂+jx₁₂), S^н₁₂ и после него S^к₁₂.

Задано напряжение в конце линии U₂=сonst. Известна мощность нагрузки S₂, напряжение U₂, сопротивление и проводимость линии Z₁₂=r₁₂+jx₁₂, в₁₂.

 

Необходимо определить напряжение U₁, мощности в конце и в начале продольной части линии S^к₁₂, S^н₁₂, потери мощности DS₁₂, мощность в начале линии S₁. Для проверки ограничений по нагреву иногда определяют ток в линии I₁₂.

Будем использовать мощности трех фаз и линейные напряжения.

Зарядная (емкостная) мощность трех фаз в конце линии:

–jQ^к_с12=3I^*к_с12´U_2ф=

Мощность в конце продольной части линии по I закону Кирхгофа:

S^к₁₂=S₂ – jQ^к_с12

Потери мощности в линии:

DS₁₂=3I²₁₂Z₁₂=

Ток в начале и в конце продольной ветви линии одинаков.

Мощность в начале продольной ветви линии больше, чем мощность в конце, на величину потерь мощности в линии, т.е.   S^н₁₂=S^к₁₂+DS₁₂

Линейное напряжение в начале линии по закону Ома равно:

U₁=U₂+I₁₂Z₁₂=U₂+

Емкостная мощность в начале линии:

-jQ^н_c12=

Мощность в начале линии:

S₁=S^н₁₂ – jQ^н_с12

 

                       Под влиянием зарядной мощности Q_с реактивная мощность нагрузки Q₂ в конце, схема замещения уменьшается. Аналогичное явление имеет место и в начале схемы замещения, где реактивная мощность Q_с уменьшает реактивную мощность в начале линии.

26. Расчет режима ЛЭП при заданной мощности нагрузки
и напряжении в начале линии: использование нелинейного
уравнения узловых напряжений

     Задано напряжение в начале линии.

Схема замещения:

 

U₁=сonst. Известны S₂, U₁ ,Z₁₂=r₁₂+jx₁₂, в₁₂.

Необходимо определить U₂, S^к₁₂, S^н₁₂, DS₁₂, S₁

Т.к. U₂ неизвестно, то невозможно определить последовательно от конца линии к началу определить неизвестные токи и напряжения по I закону Кирхгофа и закону Ома.

Нелинейное уравнение узловых напряжений для узла 2 имеет вид:

Y₂₂U₂+Y₁₂U₁=I₂(U)=S^*₂/U^*₂

Это уравнение можно решить и найти неизвестное напряжение U₂, а затем найти все мощности по выражениям:

Но можно осуществить приближенный расчет в два этапа.

27. Расчет режима ЛЭП при заданной мощности нагрузки
и напряжении в начале линии: использование приближенного
расчета в два этапа

     Задано напряжение в начале линии.

Схема замещения:

 

U₁=сonst. Известны S₂, U₁ ,Z₁₂=r₁₂+jx₁₂, в₁₂.

Необходимо определить U₂, S^к₁₂, S^н₁₂, DS₁₂, S₁

1 этап:

Предположим, что U₂=U_ном (7) и определим потоки и потери мощности аналогично выражениям (1)-(4), используя (7) получим:

2 этап:

Определим напряжение U₂ по закону Ома, используя поток мощности S^н₁₂, найденный на 1 этапе. Для этого используем закон Ома в виде:

 (7),

но выразим ток I₁₂ через S^н₁₂ и U₁:

Потоки мощности на 1 этапе определены приближенно, поскольку в формулах вместо U₂ использовали U_ном.

Соответственно напряжение U₂ на 2 этапе также определено приближенно, т.к. в последней формуле для U₂ используется приближенное значение S^н₁₂, определенное на 1 этапе.

28. Падение и потеря напряжения в линии. Продольная и
поперечная составляющие падения напряжения

Различие в напряжениях U_2ф и U_1ф в П-образной схеме определяется падением напряжения на сопротивлении Z₁₂  (Z₁₂+jx₁₂), вызванным током I₁₂. Определяется это падением напряжения как сумма вектора I₁₂r₁₂, совпадающего по фазе с вектором I₁₂ и вектора I₁₂´jx₁₂, опережающего вектор I₁₂ на 90^о.

Падение напряжения – геометрическая (векторная) разность между комплексами напряжений начала и конца линий.

На рис. падение напряжения это вектор , т.е.

разность комплексных значений по концам линий, используется для характеристики режима линии.

Продольной составляющей падения напряжения DU^к₁₂ называют проекцию падения напряжения на действительную ось или на напряжение U₂, DU^к₁₂=АС. Индекс “к” означает , что U^к₁₂ – проекция на напряжение конца линии U₂.

Поперечная составляющая падения напряжения dU^к₁₂ – это проекция падения напряжения на мнимую ось, jdU^к₁₂=СВ. Т. о. U₁-U₂=´I₁₂´Z₁₂=DU^к₁₂+jdU^к₁₂.

Величина dU^к₁₂ определяет сдвиг вектора напряжения в начале линии (U₁) на угол d по отношению к вектору напряжения в ее конце (U₂).

Если поперечная составляющая dU^к₁₂ мала (например, в сетях U_ном £ 110кВ), то можно приближенно считать, что потеря напряжения равна продольной составляющей падения напряжения.

Потеря напряжения является показателем изменения относительных условий работы потребителей в начале и в конце линии.

30. 31. Схема замещения двухобмоточного трансформатора. Определение параметров сх.замещ. 2-х обмоточного трансф-а

Влияние трансформаторов на режим работы системы учитывается с помощью схемы замещения (Г-образной).

Рис.7.1. Г-образная схема замещения двухобмоточного трансформатора

где rТ=r1+rI2 – сумма активного сопротивления первичной обмотки и приведенного к ней (к первичной) активного сопротивления вторичной обмотки;

хТ=х1+хI2 – сумма индуктивного сопротивления рассеяния первичной обмотки и приведенного к ней (к первичной) индуктивного сопротивления вторичной обмотки.

rТ и хТ называют активным и индуктивным сопротивлениями трансформатора.

Проводимости gТ и вТ, определяют активную и реактивную слагающие намагничивающего тока трансформатора Im.

В схему включен идеальный трансформатор, не имеющий сопротивлений и магнитных потоков рассеяния. Соотношение напряжений на его зажимах постоянно и определяется коэффициентом трансформации реального трансформатора в режиме холостого хода.

Обычно идеальный трансформатор в схемах замещения опускается, и расчеты выполняются к приведенным величинам вторичного напряжения UI2 и тока II2 (см. рис.2 упрощенная схема замещения).

 

где DРхх+jDQхх – потери мощности в стали или потери х.х.

32. Опыт короткого замыкания для двухобмоточного трансформатора.

Активное и индуктивное сопротивление одной фазы трансформатора могут быть экспериментально определены из опыта короткого замыкания (к.з.). Этот опыт состоит в том, что вторичная обмотка трансформатора замыкается накоротко, а к первичной подводится такое напряжение, при котором токи в обеих обмотках трансформатора имеют номинальное значение. Это напряжение называется напряжением короткого замыкания (U_к).

 

Активная мощность, потребляемая трансформатором в опыте к.з., целиком расходуется на нагрев его обмоток. Потери в стали при этом ничтожны из-за малости приложенного напряжения (U_к£U_ном). Поэтому можно считать, что в опыте к.з.:

DR_кз=3I²_номr_Т=;    S=´U´I;     I=;

откуда

Напряжение короткого замыкания (U_к) складывается из двух составляющих: Первая составляющая – падение напряжения в активном и вторая составляющая – в индуктивном сопротивлениях от тока, протекающего в режиме к.з. В крупных трансформаторах r_Т<<x_Т.

Пренебрегая падением напряжения в активном сопротивлении можно считать:

U_к%»U_r%=;       U_ф=;

откуда  х_Т=;

х_Т=

х_Т – в Ом, при U_ном – кВ, S_ном – МВА.

33. Опыт холостого хода для двухобмоточного трансформатора.

Проводимости ветви намагничивания определяются результатами опыта х.х. В этом опыте размыкается вторичная обмотка, а к первичной подводится номинальное напряжение. Ток в продольной части схемы замещения равен нулю, а к поперечной приложено Uном. Трансформатор потребляет в этом режиме только мощность, равную потерям холостого хода.

Как следует из схемы замещения, ток и мощность, потребляемые трансформатором в этом режиме, определяются параметрами цепи намагничивания:

DR_хх»U²_ном´g_Т

DQ_xx»U²_ном´в_Т, откуда

g_Т=;    в_Т=.

Намагничивающая мощность DQ_хх обычно принимается равной полной мощности х.х. трансформатора S_хх в виду малости потерь активной мощности DR_хх в сравнении с DQ_хх.

DQ_хх»S_хх»I_m или I_xx.

Мощность S_хх в относительных единицах равна току холостого хода в процентах, который указывается в каталожных данных.

I_m=

Для каждого трансформатора известны следующие параметры (каталожные данные) к ним относятся:

·          Потери  к.з.  DР_к.з., [кВт];

·          Потери  х.х.  DР_хх, [кВт];

·          Напряжение  короткого замыкания U_к, %;

·          Ток  холостого хода   I_xx=I_m, %.

34. Параллельная работа n одинаковых двухобмоточных трансформаторов.

При êêработе “n” одинаковых трансформаторов их эквивалентное сопротивление уменьшается ¯ в “n” раз, тогда как потери на намагничивание увеличиваются ­ в “n” раз.

При этом:                               DР_Т»

DQ_Т»

Потери мощности могут быть найдены по каталожным параметрам трансформаторов без предварительного вычисления сопротивлений r_Т и х_Т.

35. Схема замещения трехобмоточного трансформатора.

Условное обозначение:

Имеет три обмотки, связывает сети трех напряжений. Обмотки между собой имеют электромагнитную связь.

Схема замещения трехобмоточного трансформатора: Трехобмоточный трансформатор можно представить в виде схемы замещения (Г-образной):

 

Схему замещения можно отобразить в упрощенном виде, где идеальные трансформаторы отсутствуют и сопротивления представлены в виде комплексных значений:

где r₁, r₂, r₃ – активные сопротивления трех обмоток трансформатора, приведенные к напряжению первичной обмотки; х₁, х₂, х₃ – условные индуктивности рассеяния обмоток, также приведенные к напряжению первичной обмотки.

36. Определение параметров схемы замещения трехобмоточного трансформатора.

Параметры цепи намагничивания 3-х обмоточных трансформаторов определяется аналогично двухобмоточным.

Если в опытах к.з. при замыкании одной обмотки и отсутствии нагрузки у другой, замерить напряжение к.з. U_к(1-2), U_к(1-3), U_к(2-3) и потери мощности, то по формулам, полученным выше, можно определить суммарные сопротивления двух последовательно включенных лучей схемы замещения 3-х обмоточного трансформатора. При замыкании накоротко обмотки 2 и включения трансформатора под напряжение через обмотку 1 можно найти:r₁₂=r₁+r₂=

x₁₂=x₁+x₂=

Другие опыты к.з. позволяют аналогично определить суммарные сопротивления:

(15)

Из систем уравнений (14) и (15) следует, что:

Значения напряжений к.з. U_к(1-2), U_к(1-3), U_к(2-3) нормированы и приводятся в каталожных данных.

Значение потерь к.з. дается в таблицах. В первом случае активные сопротивления обмоток могут быть найдены в предположении, что эти сопротивления приведены к одной ступени трансформации, обратно пропорциональны номинальным мощностям соответствующих обмоток, и отвечающие наибольшим потерям мощности. Приводятся три значения потерь:  DR_кз(1-2), DR_кз(1-3), DR_кз(2-3).

37. Виды исполнений трехобмоточных трансформаторов.

Трехобмоточные  тр-ры имеют несколько исполнений. В одном из них каждая из обмоток тр-ра рассчитана на номинальную мощность. Есть возможность по любым двум обмоткам при отключенной третьей передавать полную номинальную мощность.

Соотношение мощностей обмоток у такого тр-ра 100/100/100%

Есть исполнение у новых трансформаторов, где соотношение мощностей  100/50/50%  100/67/33%т100/33/67%

50% или 67% или 33% соответствуют загрузке соответствующих обмоток на 50 или 67 или 33% от номинальной мощности тр-ра.

Выбор исполнения трехобмоточного тр-ра зависит от соотношения между мощностями нагрузок, питающихся от различных обмоток тр-ра.

Выбор исполнения трехобмоточного тр-ра зависит от соотношения между мощностями нагрузок, питающихся от различных обмоток тр-ра.

При исполнении тр-ров с соотношением мощностей обмоток 100/100/100% все его активные сопротивления (приведенные) равны: r₁=r₂=r₃=.

38. Схема замещения трансформатора с расщепленной обмоткой низшего напряжения.

Соединяет ветви двух напряжений.

НАПРИМЕР: 110/10,5/10,5кВ или (110-ВН; 10,5-НН1; 10,5-НН2).

Соединяет сети ВН и двух ближайших (одного класса) напряжений.

НАПРИМЕР: 110/10,5/6,3кВ (110-ВН; 10,5-НН1; 6,3-НН2). 

Типы: ТРДН, ТРДЦН.

Мощность каждой обмотки низшего напряжения составляет часть номинальной мощности (1/2 S_ном). Допускается любое распределение нагрузки между ветвями расщепленной обмотки (одна ветвь может быть полностью нагружена, а вторая отключена или обе ветви нагружены полностью).

Схема замещения трансформатора с расщепленной обмоткой низшего напряжения.

39. Опр-ие пар-ов сх. замещ. тр-ра с расщепленной обм.НН

Соединяет ветви 2-х U-ий.

Н-р: 110/10,5/10,5кВ или (110-ВН; 10,5-НН1; 10,5-НН2).

Мощн.каждой обм.НН составляет часть номин.мощн. (1/2 S_ном). Допускается люб. распред-ие нагрузки м/у ветвями расщепл.обм. (одна ветвь м.б. полностью нагружена, 2-ая откл-на или обе ветви нагружены полностью).

;                          ;

;    ;

Сх.замещ.тр-ра с расщеп. Обм. НН.

 

40. Обозначение автотрансформаторов. Схема соединения обмоток автотрансформатора.

Обозначение АТ:

Осн. отличие АТ и Т закл-ся в след-ем:

1.в тр-ре первич.обм.со вторич.обм. имеет только магн. связь;2.в АТ м/у обм-ми ОА ОС осуществляется эл. связь

Эл. связанные обм. АО и СО. Часть обмотки м/у выводами АО наз. послед-ой, а м/у выводами СО наз. общей.

                        Послед. и общ.обм. имеют м/у собой магн. и эл. связь. Обм. НН с 2мя др.обм. имеет только магн. связь.

                        В АТ часть мощности передается непосредственно без трансформации, ч/з эл. связь м/у послед-ой и общ. обм. АТ в каждой фазе имеет обм. ОА-ВН, состоящую из общ. обм. ОС-СН и послед-ой обм. АС. 3я обм. - третичная НН всегда соед-на треуг-ом и имеет тр-ную эл/магн. связь с обм. ОА (ВН), т.е. с общей (ОС) и послед-ной (АС).

41. Определение параметров схемы замещения автотрансформатора.

Для АТ справедлива сх. замещения трехобм. тр-ра.

 

Пар-ры ветви намагничивания опр-ся по ф-ам:

;                 .

Также как и для тр-ов реактивные сопр-ия м.б. найдены по выраж:

; ;       .

После вычисления по формулам:

;

                        При опр-ии актив. сопр-й все значения потерь КЗ (DР_КЗ) также должны быть приведены к ном. мощности АТ:

    и   ;

Тогда

;  ; .

И аналогично выражениям для Х1, Х2, Х3:

;  ;  .

                        Для вычисления потерь активной и реактивной мощностей в АТ можно выполнить расчет режима его схемы замещения. В последнем случае искомые величины определяются формулами:

;

и

42. Перечислите области применения двух- и трехобмоточных тр-ов и АТ.

АТ:Для снижения стоимости ПС и умен-ия потерь ЭЭ при трансформации в сетях U-ем 110кВ и выше применяют АТ вместо трех обмоточных (Т) тр-ов.

Трех обмоточные тр-ры –исп-ся на эл. станциях и ПС для питания распред-ых сетей с различ.номин. U-ми и позволяют достичь экономии в капитальных затратах за счет установки меньшего кол-ва тр-ов.

Двух, трех обмоточные силовые тр-ры:1.  В системах передачи и распред-ия электрической эн.2. В преобразовательных устр-ах для обеспечения нужной сх вкл-ия вентилей и согласования U-ий на входе и выходе преобразователя.3. В различ электротехнологических установках для технологических целей.

43. Показатели качества ЭЭ.

Осн. показатели качества ЭЭ нормируются ГОСТ 13109-99. ГОСТ устанавливает 11 осн.показателей качества ЭЭ (ПКЭ)

1.        Отклонение частоты df;

2.        Установившееся отклонение напряжения dU_у;

3.        Размах изменения напряжения dU_t;

4.        Дозу фликера (мерцания или колебания) P_t;

5.        Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения К_U;

6.        Коэффициент n-й гармонической составляющей напряжения К_U(n);

7.        Коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности К_2U;

8.        Коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности К_0U;

9.        Глубину и длительность провала напряжения dU_П, Dt_П;

10.     Импульсное напряжение U_ИМП;

11.     Коэффициент временного перенапряжения К_ПЕРU.

44. Влияние качества ЭЭ на работу эл. аппаратов.

Качество ЭЭ хар-ся опр-ми показателями. Осн. явл-ся частота переем. тока f и U. Качество ЭЭ влияет на работу эл.приемников и на работу эл. аппаратов, присоед-ых к эл. сетям. Электромагн.влияние обусловливается ув-ем потерь активной мощности и ростом потребления активной и реактивной мощностей. Технологич- влияние f на число оборотов электродвигателей и на  производительность механизмов.

Пониженная f  в ЭС влияет на срок службы оборуд, содержащего элементы со сталью, за счет ув-ия тока намагничивания в таких аппаратах и доп. нагрева стальных элементов.

Изменение U оказывает неблагоприятное влияние на работу осветительных ламп и асинхронных двигателей, которые составляют значительную часть всех электроприемников в энергосистеме.

При ув-ии U световой поток заметно повышается, но значительно ум-ся срок службы ламп. Снижение U в сети эн.системы может явиться причиной массового останова асинхр. двигателей и может привести к возникновению тяжелой системной аварии.

45. Графики нагрузок.

Хар-кой нагрузки явл-ся величина потребляемой актив. и реакт. мощности. Хар-ка потребителей по потребляемой мощности будет полной, когда известна вся совокупность  возможных значений мощности необходимой данным потребителям. Эта хар-ка даётся графиками нагрузки, кот. представляют собой плавные, ломаные или ступенчатые кривые, построенные в прямоугольных  осях координат (по оси ординат откладываются мощности нагрузки, а по оси абсцисс- время, в течение кот. рассм. её изменение).

График нагрузки, хар-щий изменение мощности, потребляемой за одни сутки, наз. суточным  графиком.

 В графиках имеются некоторые общие количественные показатели. К ним относятся наибольшее (Р_нб) и наименьшее (Р_нм) значения мощности нагрузки. Суточные графики одного потребителя в различные времена года отличаются друг от друга. Поэтому для представления о потреблении мощности  пользуются суточными графиками для трёх характерных периодов работы потребителей: зимнего, летнего и весенне-осеннего. Соответственно различают наибольшую и наименьшую нагрузки для этих периодов. Суточные графики для отмеченных периодов и их число суток в году, позволяют получить годовые нагрузки.

Также широко используются  годовые графики по продолжительности  нагрузки.

1.Суточный график. 2.Годовой график

Эти графики представляют собой диаграммы постепенно убывающих значений мощности, каждому из которых соответствует время, в течение которого данная мощность в продолжение года требуется потребителю.

Другим важным графиком считается (3)  годовой график максимумов нагрузки.

 Для такого графика характерен спад в летние месяцы из-за осветительной нагрузки и возрастание к концу года из-за присоединения  новых потребителей.

Суточный и годовой графики позволяют определить энергию, получаемую потребителем, соответственно, за сутки и за год.  

При известной мощности нагрузки Р_н получаемая потребителем энергия за малый промежуток времени.

DW= P_Н*Dt

Графики нагрузок удобно характеризовать временем использования наибольшей нагрузки Т_нб .Этим показателем опр-ся время, в теч. кот. потребитель, работая с наиб. нагрузкой, получил бы из сети то же кол-во эн, что и при работе по действительному графику.

Та же площадь, при неизменной нагрузке, равной наибольшей мощности м.б. вычислена:         W=P_НБ*Т_НБ

46.  Категории надежности потребителей.

В соответствии с ПУЭ все электроприемники по требуемой степени надежности разделены на три категории.

К I категории относятся электроприемники, нарушения электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству, повреждения дорогостоящего основного оборудования, массовый брак продукции, расстройства сложного технологического процесса, нарушения функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства.

Для потребителей с 1 категорией надежности электроснабжения необходимо осуществить энергоснабжение от двух независимых источников питания. При аварии на одном источнике питание, электроснабжение потребителя будет осуществляться по второму источнику. При этом для электроприемников 1 категории надежности допускается прекращение подачи электроэнергии при отключении одного источника питания только на время не превышающее автоматический переход на энергоснабжение потребителя по второму источнику питания.

                        Электроприемники IIкатегории – электроприемники, перерыв электроснабжения которых связан с массовым недоотпуском продукции, простоем рабочих, механизмов и промышленного транспорта, нарушения нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей.

Энергоснабжение электроприемников 2 категории надежности электроснабжения необходимо осуществлять от двух независимых источников питания. При нарушении энергоснабжения от одного источника питания, допустимо временное отсутствие энергоснабжения на время переключения на резервный источник оперативным персоналом потребителя или же выездной бригадой электросетей.

Электроприемники III категории – все остальные электроприемники. Электроснабжение этих электроприемников может выполняться от одного источника питания при условии, что перерыв электроснабжения, необходимый для ремонта или замены поврежденного элемента сети, не превышает суток.

47. Методы регулирования напряжения.

Регулированием напряжения называют процесс изменения уровней напряжения в характерных точках электрической системы с помощью специальных технических средств. В частности, вначале использовалось регулирование напряжения в центрах питания распределительных сетей – на районных подстанциях, где изменением коэффициента трансформации поддерживалось напряжением у потребителей при изменении режима их работы. Регулирование напряжения вначале применялось также непосредственно у потребителей и на энергетических объектах (электростанциях, подстанциях).

Локальное регулирование напряжений может быть централизованным, т.е. проводиться в центре питания (ЦП), и местным, т.е. проводиться непосредственно у потребителя.

Местное регулирование напряжения можно подразделить на групповое и индивидуальное. Групповое регулирование осуществляется для группы потребителей, а индивидуальное – в основном в специальных цехах.

В централизованном регулировании напряжения можно выделить три подтипа: стабилизация напряжения; двухступенчатое регулирование напряжения; встречное регулирование напряжения.

Стабилизация применяется для потребителей с практически неизменной нагрузкой, например для трехсменных предприятий, где уровень напряжения необходимо поддерживать постоянным. Суточный график нагрузки таких потребителе

Для потребителей с ярко выраженной двухступенчатостью графика нагрузки, например для односменных предприятий, применяют двухступенчатое регулирование напряжения. При этом поддерживаются два уровня напряжения в течении суток нагрузки , осуществляется так называемое встречное регулирование. Для каждого значения нагрузки будут иметь свое значение и потери напряжения, следовательно, и само напряжение будет изменяться с изменением нагрузки. Чтобы отклонения напряжения не выходили за рамки допустимых значений, надо регулировать напряжение, например от тока нагрузки.

На электростанцияхрегулирование напряжения производится на генераторах и повышающих трансформаторах.

       Повышающие трансформаторы на ЭС также являются вспомогательным средством для регулирования напряжения.

Трансформаторы мощностью до 250 МВА напряжением 110 и 220 кВ имеют устройство регулирования напряжения типа ПБВ (переключение без возбуждения, то есть с отключением от сети).

На понижающих ПС основным средством регулирования напряжения являются трансформаторы с высшим напряжением 35-220 кВ. Они могут комплектоваться двумя типами переключающих устройств: РПН и БПВ.

48.  Встречное регулирование напряжения.

Для подробного рассмотрения встречного регулирования напряжения используем схему замещения, показанную на рис.2,а, где трансформатор представлен как два элемента – сопротивление трансформатора и идеальный трансформатор. На рис.2,а, приняты следующие обозначения:

U₁ – напряжение на шинах центра питания;

U_2в – напряжение на шинах первичного напряжения (ВН) районной пс;

U_2н – напряжение на шинах вторичного напряжения (НН) районной пс;

U₃ – напряжение у потребителей.

Напряжение на шинах ВН районной ПС U_2в=U₁-ΔU₁₂

Напряжения на шинах ВН и НН отличаются на величину потерь напряжения в трансформаторе ΔU_т, и, кроме того, в идеальном трансформаторе напряжение понижается в соответствии с коэффициентом трансформации.

На рис 2,б представлены графики изменения напряжения для двух режимов: наименьших и наибольших нагрузок. При этом по оси ординат отложены значения отклонений напряжения в % номинального. Процентные отклонения имеются в виду для всех V и ΔU на поле этого рисунка.

Из рис.2,б (штриховые линии) видно, что если n_Т=1, то в режиме наименьших нагрузок напряжения у потребителей будут выше, а в режиме наибольших нагрузок – ниже допустимого значения (т.е. отклонения U больше допустимых). При этом приемники электроэнергии, присоединенные к сети НН (например, в точках А и В), будут работать в недоступных условиях.

Меняя коэффициент трансформатора районной ПС n_Т, изменяем U_2н, т.е. регулируем напряжение (сплошная линия на рис.2,б).

В режиме наименьших нагрузок уменьшают напряжение U_2н до величины, как можно более близкой к U_ном. В этом режиме выбирают такое наибольшее стандартное значение n_Т. чтобы выполнялось следующее условие:     U_2н.нм≥U_ном.

В режиме наибольших нагрузок увеличивают напряжение U_2н до величины, наиболее близкой к 1,05 – 1,1U_ном. В этом режиме выбирают такое наибольшее стандартное значение n_Т, чтобы выполнялось следующее условие:

U_2н.нб≥(1,05÷1,1)U_ном.

Таким образом, напряжение на зажимах потребителей, как удаленных от центра питания – в точке В, так и близлежащих – в точке А, вводится в допустимые пределы. При таком регулировании в режимах наибольших и наименьших нагрузок напряжение соответственно повышается и понижается. Поэтому такое регулирование называют встречным.

49.  Понятие расчетной нагрузки.

Возможность упрощения расчетной схемы посмотрим на примере (рис.4).

Рис. 4 а

В этой схеме к шинам подстанции 1, на которой установлен трансформатор Т1, подходят две линии районной эл.сети.

                        На рис. 4б показана схема замещения, характеризующая распределение мощностей в ветвях, связанных с узловой точкой 1.

 Рис. 4 б

                        В этой схеме суммарная мощность, приходящая от линии к узлу 1 (проходящая по сопротивлениям ) равна:

, причем мощность  отличается от мощности нагрузки на величину потерь в обмотках трансформатора (в сопротивлении Z_т) и его потерь холостого хода, т.е.. Если перед расчетом режима всей сети предварительно определить мощность (S_рас1), то она отразит влияние и емкостной проводимости (зарядной мощности линий) и потерь мощности в трансформаторе на режим ветвей расчетной схемы, примыкающей к т.1 и на режим всей рассчитываемой сети. В этом случае схема замещения упрощается и принимает вид (рис. 4в).

Рис. 4 в

- называется расчетной мощностью подстанции.

50. Балансы мощностей в электроэнергетической системе.

Передача электроэнергии по ЛЭП электромагнитными волнами осуществляется практически мгновенно.Это приводит к тому, что производство, распределение и потребление электроэнергии происходит одновременно. Поэтому в энергосистеме должен иметь баланс выдаваемой и потребляемой мощности:

 

где  Pг - активная мощность, которая вырабатывается генераторами электростанций за вычетом мощности, расходуемой на собственные нужды электростанций;

Рп - суммарная потребляемая активная мощность, которая складывается из мощности нагрузок  Рн и потерь мощности  ∆Р;

Qг - реактивная мощность, которая вырабатывается генераторами электростанций за вычетом мощности, расходуемой на собственные нужды электростанций, а также реактивная мощность дополнительных источников реактивной мощности;

Qп - суммарная потребляемая реактивная мощность, которая складывается из мощности нагрузок  Qн и потерь мощности ∆Q .

Потери активной мощности включают в себя потери мощности  воздушных и кабельных ЛЭП, электромагнитных аппаратов и устройств управления режимами системы.

При неизменном составе нагрузок активная и реактивная мощность, потребляемая системой, является функцией частоты и напряжения на шинах потребителей. Баланс мощности в системе отвечает некоторым определенным значениям частоты и напряжения.

Количественную оценку изменения величин, входящих в уравнение баланса, можно выполнить по статическим характеристикам нагрузки (потребителей) Pп и Qп.

Статические характеристики представляют собой зависимости потребляемой активной и реактивной мощностей от частоты и напряжения (Pп = F (U), Pп = F (f), Qп = F (U) и Qп = F (f) ) при таких малых их изменениях, что каждый новый режим может считаться установившимся. Они приведены на рис.

 

Из анализа баланса мощностей в энергосистеме следует, что для регулирования напряжения нужно воздействовать, в первую очередь, на реактивную мощность, а для регулирования частоты нужно изменять активную мощность.

Поэтому в задачу регулирования режима входят подразделы:

•     регулирование активной мощности и частоты в энергосистеме;

•     регулирование реактивной мощности и напряжения в энергосистеме.

51. Компенсация реактивной мощности. Основные современные типы КУ.

Компенсация реактивной мощности применяется для следующих целей:

•     для выполнения баланса реактивной мощности;

•     для снижения потерь мощности и электроэнергии;

•     для регулирования напряжения.

При использовании КУ необходимо учитывать ограничения их мощности по техническим и режимным требованиям. Мощность КУ должна удовлетворять:

•     необходимому резерву мощности в узлах нагрузки;

•     располагаемой реактивной мощности на ЭС;

•     отклонению напряжения на шинах потребителей;

•     пропускной способности ЛЭП.

Для уменьшения перетоков реактивной мощности по ЛЭП и трансформаторам КУ должны размещаться вблизи мест потребления реактивной мощности. При этом элементы сети разгружаются по реактивной мощности. Это приводит к уменьшению потерь мощности и напряжения.

В отличие от активной мощности реактивная мощность может генерироваться не только генераторами электростанций, но и устройствами, которые называются компенсирующими (КУ). Эти устройства располагают в непосредственной близости от потребителей. К ним относятся:

•     синхронные компенсаторы (СК);

•     батареи конденсаторов (БК);

•     статические источники реактивной мощности (СТК или ИРМ).

Синхронный компенсатор – это синхронный двигатель, который работает в режиме холостого хода, то есть практически без активной нагрузки на валу. Таким образом, СК загружен только реактивным током.

Схема замещения СК:

Достоинства СК:

•     возможность увеличения генерируемой мощности при снижении напряжения в сети за счет регулирования тока возбуждения;

•     возможность плавного и автоматического регулирования реактивной мощности.

Батареи конденсаторов применяются:

•     для генерации реактивной мощности в узлах сети – поперечная компенсация. Батареи конденсаторов называют шунтовыми (ШБК);

•     для уменьшения индуктивного сопротивления ЛЭП – продольная компенсация.

Батареи конденсаторов называют устройствами продольной компенсации (УПК).

52. Задачи расчета электрических сетей. Расчетные режимы.

Исходными данными для расчета режимов служат:

1.  Схема электрических соединений сети, характеризующая взаимную связь ее элементов.

2.  Сопротивления и проводимости  элементов.

3.  Расчетные мощности нагрузок.

4.  Значения напряжений в отдельных точках сети.

И иногда

5.  Заданные диспетчерским графиком мощности, поступающие от источников питания.

Практическое применение нашли два основных метода расчета:

1. Систематизированного подбора,

2.  Последовательных приближений (итерационный способ решения).

                        Первый эффективен в простых случаях, второй - основной для расчета сетей. Он предусматривает постепенный переход от более грубых ответов к более точным.

                        Первое приближение (нулевая итерация) может быть просто задано на основании представлений о возможных значениях искомых величин.

                        В качестве первого приближения обычно принимают предположение о равенстве напряжений во всех точках сети номинальному напряжению ее элементов.

                        Введение такого предположения позволяет определить мощность нагрузки по формуле:

; (1)

I_i - ток нагрузки; S^*_i - мощность нагрузки.

                        Токи нагрузок и остальные параметры режима сети и в том числе напряжения на зажимах нагрузки.

                        Последние являются уже вторым приближением к истинному решению. Основываясь на нем можно вновь с помощью формулы (1) найти токи и продолжать расчеты до тех пор, пока результаты последующих приближений не будут с заданной точностью отличатся от результатов предыдущих.

                        Практика показывает, что во многих случаях можно ограничиться решениями, полученными при второй и первой итерациях.

53. Статические характеристики мощности. Задачи регулирования параметров режима.

Количественную оценку изменения величин, входящих в уравнение баланса, можно выполнить по статическим характеристикам нагрузки (потребителей) Pп и Qп.

Статические характеристики представляют собой зависимости потребляемой активной и реактивной мощностей от частоты и напряжения (Pп = F (U), Pп = F (f), Qп = F (U) и Qп = F (f) ) при таких малых их изменениях, что каждый новый режим может считаться установившимся. Они приведены на рис.

 

Из анализа баланса мощностей в энергосистеме следует, что для регулирования напряжения нужно воздействовать, в первую очередь, на реактивную мощность, а для регулирования частоты нужно изменять активную мощность.

Поэтому в задачу регулирования режима входят подразделы:

•     регулирование активной мощности и частоты в энергосистеме;

•     регулирование реактивной мощности и напряжения в энергосистеме.

Такое разделение объясняется и физикой процесса производства электроэнергии. Частота тока определяется частотой вращения синхронных машин, которая зависит от соотношения вращающего и тормозного моментов на валу агрегата турбина-генератор. Для изменения их соотношения нужно изменить (увеличить или уменьшить) впуск энергоносителя в турбину. При этом изменяется выработка активной мощности, частота вращения синхронных машин и, как следствие, частота тока в энергосистеме.

Кроме того следует учитывать, что

•     к изменению частоты в энергосистеме предъявляются более жесткие требования, чем к изменению напряжения;

•     для каждой электростанции задается оптимальный график работы;

кроме генераторов существуют дополнительные источники реактивной мощности, которые можно устанавливать в местах более близких к потребителям.