МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН

Алматинский университет энергетики и связи

 

 

С.Е. Соколов, В.Н. Сажин, Н.А. Генбач

 ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ  СЕТИ И СИСТЕМЫ 

 Учебное пособие

                                                

      

                              

Алматы 2010

 

УДК 621. 311.

ББК 31.279 + 31я7я73

С 59 Электрические сети и системы

Учебное пособие / С.Е. Соколов, В.Н. Сажин, Н.А. Генбач.

АУЭС. Алматы, 2010.- 73 с.

 

ISBN 9965-850-33-Х

 

 

Даются общие понятия об электрических системах и электрических сетях. Рассмотрены конструкции воздушных и кабельных линий. Описаны характеристики и параметры элементов электрической сети. Изложены расчеты рабочих режимов разомкнутых и простых замкнутых электрических сетей. Рассмотрены режимы работы электрических систем, а также вопросы качества электрической энергии и регулирования напряжения.

        Учебное пособие предназначено для студентов и магистрантов, обучающихся по специальности «Электроэнергетика».

       Ил.34,  библиогр.- 6 назв.                                        

 

 

                                                                                  ББК 31.279 + 31я7я73  

 

 

 

        РЕЦЕНЗЕНТЫ: канд. техн. наук, проф. кафедры «Электроэнергетика» Каз. АТК Р.С. Абжанов.

Канд. техн. наук, доц. кафедры «Электрические станции, сети и системы» АУЭС К.К. Тохтибакиев.

  

Печатается по плану издания Министерства образования и науки РК на 2010 г.

 

 

ISBN 9965-850-33-Х 

        

 

     ©  НАО «Алматинский университет энергетики и связи», 2010 г    

                      

                                                   Введение

 

Электрическая энергия является наиболее универсальным видом энергии. Она очень просто и экономично может быть преобразована в другие виды энергии – тепловую, механическую, световую т.д. Электрическая энергия находит значительное применение в устройствах автоматики, электроники и т.п., без которых невозможны современные аппараты и технические сооружения. Поэтому в настоящее время электрическая энергия широко используется во всех отраслях хозяйственной деятельности нашей республики.

Вопросы составления энергетического баланса, определения перспектив развития отдельных районов и использования сырьевых ресурсов, выбора мощности и месторасположения электростанций, размещения крупных энергоемких предприятий, объединения энергосистем не могут быть решены без учета электрических сетей. При этом нельзя выбирать отдельно наивыгоднейшие параметры электростанций, электрических сетей и т.п. Эти вопросы необходимо решать комплексно с учетом взаимного влияния  таким образом, чтобы было обеспечено наиболее эффективное и рациональное использование имеющихся энергетических ресурсов. Только после этого можно вести рабочее проектирование отдельных элементов электрических систем: электростанций, электрических сетей различных напряжений, устройств защиты и автоматики и т.п.

       Линии электропередачи и оборудование электростанций и подстанций в период их работы могут повреждаться под влиянием различных воздействий, например атмосферных. В результате может возникать нарушение электроснабжения потребителей. При объединении электростанций на параллельную работу необходимо учитывать предельные значения мощностей, которые могут быть переданы по этим линиям. В случае превышения предельных значений может быть нарушена устойчивость параллельной работы электростанций, что приведет к нарушению электроснабжения потребителей.

      Таким образом, с условиями работы электрических сетей связаны условия работы всех объектов, входящих в электрические системы и, в частности, электростанций. Условиями работы сетей определяются требования ко всем устройствам зашиты и автоматики, а также требования к устройствам грозозащиты и защиты от коммутационных перенапряжений.

 

1 Общие понятия об электроэнергетических системах и электрических сетях

 

1.1 Электрическая сеть как часть электроэнергетической системы

 

 Под электроэнергетической, или электрической системой, обычно понимают электрическую часть энергетической системы. При этом под энергетической системой понимают совокупность всех звеньев цепочки получения, преобразования, распределения и использования всех видов энергии. Таким образом, энергетическая система состоит из источников энергоресурсов, котлов, турбин, генераторов, бойлеров, линий электропередачи, трансформаторов и потребителей электрической энергии.

Электроэнергетическая система производит, преобразует, распределяет и потребляет исключительно электрическую энергию. Обеспечивает объединение электростанций между собой, которые с помощью линий электропередачи связываются с потребителями электроэнергии. При этом получаются существенные технико-экономические преимущества:

 - возможность увеличения единичной мощности генераторов и электростанций. Это снижает стоимость 1 кВт установленной мощности;

- значительное повышение надежности электроснабжения потребителей;

- повышение экономичности работы различных типов электростанций. При этом обеспечиваются наиболее эффективное использование мощности ГЭС и более экономичные режимы работы ТЭС;

- снижение необходимой резервной мощности на электростанциях.

Электрические сети – это элементы электроэнергетической системы, предназначенные  для передачи и распределения электрической энергии. Они состоят из линий электропередачи, подстанций, распределительных и переключательных пунктов.

    

1.2 Классификация электрических сетей

 

Электрические сети целесообразно классифицировать по ряду показателей, основными из которых являются: конструктивное исполнение, род тока, номинальное напряжение, назначение сети, конфигурация схемы сети.

По конструктивному исполнению различают воздушные, кабельные линии и внутренние проводки. Воздушной называется линия, выполненная неизолированными проводами, которые с помощью изоляторов подвешиваются над землей на опорах.

 Кабелем называется система проводов, изолированных взаимно и от окружающей среды. Линии, выполненные кабелем, или кабельные линии, обычно прокладываются в земле. Это имеет свои преимущества – безопасность, сокращение территории, необходимой для отчуждения, но и свои недостатки – большая стоимость, затрудненность эксплуатации и устранения повреждений, сложность изготовления.

 

 

 Внутренние проводки выполняются изолированными проводами, прокладываемыми на изоляторах или в трубах по стенам и потолкам зданий или внутри стен, а также специальными шинопроводами.

По роду тока различаются сети переменного и постоянного тока. Основные сети переменного тока имеют трехфазное исполнение.

Сети постоянного тока выполняются в настоящее время относительно редко, для сетей промышленных предприятий (например, в цехах электролиза, на алюминиевых заводах).

По напряжению электрические сети можно разделить на низковольтные (до 1000 В) и высоковольтные (выше 1000 В).

По назначению разделяются сети на питающие и распределительные. Питающей линией называется линия, питающая распределительный пункт или подстанцию от центра питания без распределения электроэнергии по ее длине. Распределительной линией считается линия, питающая ряд трансформаторных подстанций или вводы к электроустановкам потребителей.

 По конфигурации схемы сети различаются на разомкнутые и замкнутые. К разомкнутым относятся сети, образованные линиями, нагрузки которых могут получать электроэнергию только с одной стороны (см.рисунок 1.1). Замкнутыми сетями называются такие сети, по которым возможно осуществить электроснабжение потребителей не менее, чем с двух сторон (см.рисунок 1.2 а,б).

Рисунок 1.1

 

                                              Рисунок 1.2

 

 

       1.3 Требования,  предъявляемые к электрическим сетям

 

Электрические сети должны обеспечивать надежное электроснабжение потребителей и требуемое количество электроэнергии. При этом работа сетей должна соответствовать требованиям наибольшей экономичности. Это относится и к условиям проектирования, и к условиям эксплуатации. Можно выделить пять основных требований к сетям:

  

        Надежность работы. Вопрос о надежности электроснабжения потребителей возникает в связи с тем, что практически все элементы сети с течением времени повреждаются. Повреждения могут происходить  при повышении грозовой деятельности, усиленных ветровых воздействиях, тяжелых гололедных образованиях и т.п. Повышение надежности электроснабжения может обеспечиваться не только снижением повреждаемости и резервированием элементов сети, но и другими способами, которые могут оказаться более оправданными экономически. Для осуществления надежного электроснабжения, кроме резервирования, необходимы надежно действующие устройства релейной защиты и автоматики: АПВ – автоматического повторного включения, АРВ – автоматического включения резерва, АЧР – автоматической частотной разгрузки и др.

Качество электроэнергии. Каждый потребитель должен получать качественную электроэнергию. Это определяется основными показателями качества энергии: уровнем напряжения; уровнем частоты; симметрией трехфазного напряжения и формой кривой напряжения.

         Качество электроэнергии в современных протяженных электрических сетях с большим количеством электроприемников зависит от многих условий работы сети. Оно оказывается практически различным в разных местах сети, но может регулироваться  применением специальных устройств.

Экономичность. Чтобы сеть была экономичной, необходим выбор наиболее целесообразных конфигураций схем сети, напряжений сечений проводов и т.д. Поэтому намечается ряд вариантов, которые сравниваются между собой по установленному критерию, называемому “приведенные затраты”. Этот критерий учитывает потери энергии, капитальные вложения и ущерб. Вариант, у которого приведенные затраты минимальные, является оптимальным.

Безопасность и удобство эксплуатации. Для обеспечения безопасности персонала согласно Правилам технической эксплуатации (ПТЭ) применяют заземления, ограждения, сигнализацию, специальную одежду и другие приспособления.

Кроме обеспечения безопасности, должно быть предусмотрено также удобство эксплуатации: удобство различного рода переключений, подхода к ремонтируемому оборудованию, достаточного прохода для осмотров и т.д.

Возможность дальнейшего развития. Электрическая сеть вследствие увеличения нагрузок, а также непрерывного появления новых потребителей все время находится в состоянии развития и реконструкции. Заменяются, реконструируются линии и трансформаторные подстанции. Необходимо так проектировать электрическую сеть, чтобы была возможность дальнейшего расширения без коренного переустройства сети.

 

1.4  Задачи расчетов электрических сетей

 

В процессе эксплуатации электрических сетей, а также при их проектировании требуется выполнение ряда расчетов. Цели этих расчетов определяются характером решаемых задач. Так в ряде случаев для существующей сети

 

определяются параметры режима основных ее элементов. При этом определяются напряжение в узловых точках сети, токи и мощности в линиях и трансформаторах. Аналогичные расчеты выполняются и при проектировании электрической сети.

          Расчеты, проводимые при определении электрических характеристик сети, обычно называются электрическими, а расчеты, необходимые для определения механических конструктивных характеристик, - механическими.

          Кроме того, приходится проводить проверку элементов сети на нагрев и выполнять дополнительные расчеты. Это расчеты токов короткого замыкания, оптимизация режимов, проверка статической и динамической устойчивости, а также расчеты перенапряжений, которые могут возникать в электрической сети.

При изучении работы электрической сети любых типов необходимо рассматривать не только электрические процессы, происходящие непосредственно в сетях, но и затрагивать в той или иной мере процессы во всей электроэнергетической системе.

        Состояние системы (сети) в любой момент времени или практически на некотором интервале времени называется режимом системы (сети). Режим определяется показателями, которые называются параметрами режима. К их числу относятся: частота, активная и реактивная мощности в элементах системы и напряжения у потребителей и в различных точках сети, величины токов и углов расхождения векторов э.д.с. и напряжения.

Различают три основных вида режимов электрических систем:

- нормальный установившийся режим, применительно к которому проектируется электрическая сеть и определяются ее технико-экономические характеристики;

- 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);

 - переходный режим, во время которого система переходит из одного состояния в другое.  

 

2 Основные сведения о конструкции электрических сетей

        

       2.1 Конструктивные элементы воздушных линий электропередачи

 

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

Опоры поддерживают провода и тросы на определенной высоте над уровнем земли или воды. Изоляторы предназначены для изоляции провода от опоры. Линейная арматура предназначена для крепления провода к изоляторам и изоляторов к опорам.

Наибольшее распространение получили одно- и двухцепные ВЛ. Одна цепь трехфазной ВЛ состоит из проводов разных фаз.  Две цепи могут располагаться  на одной опоре.

 

2.1.1  Провода ВЛ и грозозащитные тросы.       

          На воздушных линиях применяются неизолированные провода. Наибольшее распространение получили алюминиевые, сталеалюминиевые провода, а также из сплавов алюминия – АН, АЖ. Грозозащитные тросы, как правило, изготавливаются из стали. Кроме защиты ВЛ от грозовых перенапряжений, тросы используются для организации высокочастотных каналов связи. Такие тросы выполняются сталеалюминиевыми.

          На рисунке 2.1 представлены конструкции проводов ВЛ. Однопроволочный провод состоит из одной круглой проволоки. Такие провода дешевле многопроволочных, однако они имеют меньшую механическую прочность. Многопроволочные провода из одного металла  (см.рисунок 2.1б) состоят из нескольких свитых между собой проволок. При увеличении сечения растет количество проволок. В многопроволочных проводах из двух металлов - сталеалюминиевых проводах (см. рисунок 2.1 в)   – внутренние проволоки (сердечник провода) выполняются из стали, а верхние - из алюминия.                     

Стальной сердечник предназначен для увеличения механической прочности. Алюминий служит токопроводящей частью провода.

Алюминиевые однопроволочные провода вообще не выпускаются из-за их низкой прочности. Многопроволочные алюминиевые провода обычно применяются в распределительных сетях до 35 кВ, а в сетях с более высоким напряжением применяются сталеалюминиевые провода. Выпускаются алюминиевые провода марок А и АКП.

 

 

 

 

 

 

 

                          

                              а)                 б)                            в)

           

          Рисунок 2.1 -  Конструкции проводов воздушных линий

         

Стальной сердечник предназначен для увеличения механической прочности. Алюминий служит токопроводящей частью провода.

Алюминиевые однопроволочные провода вообще не выпускаются из-за их низкой прочности. Многопроволочные алюминиевые провода обычно применяются в распределительных сетях до 35 кВ, а в сетях с более высоким напряжением применяются сталеалюминиевые провода. Выпускаются алюминиевые провода марок А и АКП.

Сталеалюминиевые провода наиболее широко применяются на ВЛ. Проводимость стального сердечника не учитывается, а за электрическое сопротивление принимается сопротивление алюминиевой части. Выпускаются сталеалюминиевые провода марок АС, АСКС, АСКП, АСК.

В обозначение марки провода вводится сечение алюминиевой части провода и сечение стального сердечника, например АС 120/19 или АСКС 150/34.

 

       2.1.2 Опоры ВЛ.

Опоры ВЛ делятся на анкерные и промежуточные. Эти опоры различаются способом подвески проводов. Промежуточные опоры служат для поддержания провода с помощью поддерживающих гирлянд изоляторов. Анкерные опоры предназначены  для натяжения проводов. Расстояние между промежуточными опорами называется промежуточным пролетом или просто пролетом, а расстояние между анкерными опорами – анкерным пролетом.

Анкерные опоры предназначены для жесткого закрепления проводов в особо ответственных точках ВЛ: на пересечениях важных инженерных сооружений ( например, железных и автомобильных дорог), на концах ВЛ и на концах прямых ее участков. Анкерные опоры значительно сложнее и дороже промежуточных, и поэтому их число на каждой линии должно быть минимальным.

В точках поворота линии устанавливают угловые опоры Они могут быть анкерного или промежуточного типа.

На ВЛ применяются специальные опоры следующих типов: транспозиционные – для изменения порядка расположения проводов на опорах; ответвительные – для выполнения ответвлений от основной линии; переходные – для пересечения рек, ущелей и т.д.

 

 

По материалу опоры делятся на деревянные, металлические и железобетонные.

          Деревянные опоры применяются на ВЛ до 110 кВ включительно в основном в районах, богатых лесными ресурсами. Недостаток деревянных опор – подверженность древесины гниению и вследствие этого небольшой срок службы.

         Металлические опоры (стальные)  применяются на ВЛ 35 кВ и выше, обладают высокой механической прочностью и большим сроком службы (см.рисунок 2.2). Однако они требуют большого количества металла и регулярной окраски.

 

                                   

                                     а)                             б)

 

                 а – напряжением 220 кВ; б- 330 кВ ( размеры в метрах)          

 

  Рисунок 2.2 - Промежуточные металлические опоры двухцепных линий

                   

         Железобетонные опоры (см.рисунок 2.3) применяются  для всех классов напряжений до 500 кВ включительно, долговечней деревянных, отсутствует коррозия деталей, просты в эксплуатации и поэтому получили широкое распространение. Они имеют меньшую стоимость, но обладают большой массой и относительной хрупкостью поверхности бетона, а также малую прочность на поперечный изгиб.

 

                             

                                    а)                  б)                   в)  

 

           а - напряжением 35 кВ; б – 110 кВ; в – 220 кВ (размеры в метрах)

  

     Рисунок 2.3 - Промежуточные железобетонные опоры одноцепных   линий

                                   

2.1.3  Изоляторы и линейная арматура.

Изоляторы изготавливаются из фарфора или закаленного стекла и бывают двух видов: штыревые – для линий до 1 кВ и 6 –35 кВ; на линиях 35 кВ они применяются редко – только для малых сечений; подвесные  - для линий 35 кВ и выше. Подвесные изоляторы собираются в подддерживающие провод гирлянды на промежуточных опорах, а натяжные  гирлянды – на анкерных опорах.

                          

                       

                                    а)                                  б)

 

                       а - напряжением до 1 кВ; б - напряжением 10 кВ

       

                Рисунок 2.4 - Штыревые фарфоровые изоляторы                     

           

   В подвесных гирляндах провод только поддерживается с помощью зажимов, в натяжных – закрепляется наглухо. Натяжные гирлянды находятся в более тяжелых условиях, чем подддерживающие. Поэтому на линиях до 110 кВ число изоляторов принимается на один больше.       

       

                                        

                                      а)                                      б)

                     

          Рисунок 2. 5 - Подвесные изоляторы  ПФ (а) и ПС (б)

 

В последнее время в эксплуатации широко применяются длинностержневые изоляторы на основе высокопрочных стержней из стеклопластика с полимерным защитным покрытием (см. рисунок 2.6).

 

                        

 

а) – с тарелками из этиленпропиленовых мономеров; б – с развитой поверхностью

             из кремнийорганической резины; в) – с фторопластовым  защитным покрытием                  стержня    и фторопластовыми тарелками

                     

                    Рисунок 2.6 – Полимерные изоляторы       

 

Современный полимерный изолятор представляет собой комбинированную конструкцию, части которой выполняют свои определенные функции. В качестве несущего компонента изолятора применяется однонаправленный стеклопластиковый стержень. Он состоит из десятков тысяч тончайших стеклянных волокон, соединенных вместе полимерным связующим составом и обладающих высокой механической прочностью. Для увеличения длины пути утечки тока по поверхности изолятора с целью обеспечения его надежной работы в условиях загрязненной атмосферы к стеклопластиковому стержню прикрепляются изолирующие тарелки. Тарелки закрепляются на оболочке, защи-

 

 

щающей несущий стеклопластиковый стержень от всех видов коррозии, атмосферных и химических воздействий. Металлические оконцеватели, армируе

мые на концах несущего стержня изолятора, обеспечивают необходимую прочность и надежность изолятора. Такие изоляторы позволяют заменить целые гирлянды на ВЛ соответствующих классов напряжения и, таким образом, обеспечить надежность ВЛ. Масса полимерных изоляторов в 5 – 20 раз меньше массы соответствующих гирлянд тарелочных изоляторов. Это обеспечивает преимущества таких изоляторов при транспортировании, монтаже и эксплуатации ВЛ.

 

2.2 Основные сведения о конструкции кабелей

          

Силовые кабели состоят из одной или нескольких токоведущих жил, отделенных друг от друга и от земли изоляцией. Поверх изоляции для ее предохранения от влаги, кислот и механических повреждений накладывают защитную оболочку и стальную ленточную броню с защитными покровами. Токоведущие жилы, как правило, изготавливаются из алюминия как однопроволочными  (сечением до 16 мм² ), так и многопроволочными.

Изоляция выполняется из специальной пропитанной минеральным маслом кабельной бумаги, накладываемой в виде лент на токоведущие жилы. При прокладке кабелей на вертикальных и крутонаклонных трассах возможно перемещение пропитывающего состава вдоль кабеля. Поэтому для таких трасс изготавливаются кабели с обедненно-пропитанной изоляцией и с нестекающим пропитывающим составом. Изготавливаются также кабели с резиновой или полиэтиленовой изоляцией.

Защитные оболочки, накладываемые поверх изоляции для ее предохранения от влаги и воздуха, бывают свинцовыми, алюминиевыми или поливинилхлоридными. Рекомендуется широко использовать кабели в алюминиевой оболочке. Кабели в свинцовой оболочке предусмотрены для прокладки под водой, в угольных и сланцевых шахтах, в особо опасных коррозионно- активных средах. В остальных случаях выбор кабелей в свинцовой оболочке необходимо специально технически обосновать.

Свинцовые, алюминиевые или поливинилхлоридные оболочки надо защитить от механических повреждений. Для этого на оболочку накладывают броню из стальных лент или проволок. Алюминиевая оболочка и стальная броня в свою очередь подлежат защите от коррозии и  химического воздействия. Для этого между оболочкой и броней, а также поверх брони накладывают внутренний и внешний защитные покровы. Внутренний защитный покров (или подушка под броней) – это джутовая прослойка из хлопчатобумажной пропитанной пряжи или из кабельной сульфатной бумаги. Поверх этой бумаги накладывают еще две поливинилхлоридные ленты.  Наружный защитный покров  также из джута, пропитанного антикоррозийным составом. Для прокладки в туннелях и других местах, опасных в пожарном отношении, применяют специальные кабели с негорючими защитными покровами.

 

 

На рисунке 2.7 показан трехжильный кабель 1 – 10 кВ с бумажной изоляцией.

                                        

 

 

 

 

                                              

 

1 – алюминиевые токоведущие жилы; 2 – бумага, пропитанная   маслом (фазная изоляция ); 3- джутовые заполнители; 4 – бумага, пропитанная маслом (поясная изоляция); 5 – свинцовая или алюминиевая оболочка; 6 – прослойка из джута; 7 – стальная ленточная броня; 8 -  джутовый покров.   

            

    Рисунок 2.7 -Устройство трехжильного кабеля напряжением 1-10 кВ                                  с секторными жилами

 

Марки кабелей состоят из начальных букв слов, характеризующих их конструкцию. Первая буква А соответствует алюминиевым жилам. Оболочки кабелей обозначаются буквами: А – алюминиевая, С – свинцовая, В – поливинилхлоридная, Н – резиновая, наиритовая; П – полиэтиленовая; кабели с отдельно освинцованными жилами маркируются буквой О. Обозначения марок кабелей с различными бронированными защитными покровами отмечаются следующими буквами: Б – стальные ленты, П – плоские стальные оцинкованные проволоки, К -  такие же проволоки, но круглые.

Рядом с маркой кабеля обычно указывают число и сечение токоведущих жил кабеля. Например,  ААБ 3х120 означает: кабель с алюминиевыми жилами  в алюминиевой оболочке, бронированный стальными лентами, с тремя жилами сечением 120 мм².

 

 

В последнее время широко применяются в эксплуатации кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена (см. рисунок 2.8).

                                               

  

 

 

                                

 

  1 – токопроводящая жила; 2 – изоляция из сшитого полиэтилена; 3 – поясная изоляция; 4 – скрепляющая лента из нетканного полотна; 5 – поясная изоляция из полиэтилена; 6 – броня из двух стальных лент; 7 – битум; 8 – обмотка из полиэтилентерефталатной пленки; 9 – оболочка из полиэтилена.

 

  Рисунок 2.8 – Конструкция кабеля с изоляцией из сшитого полиэтилена

 

В настоящее время в промышленно развитых странах Европы и Америки практически 100% рынка силовых кабелей занимают кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена. Переход от кабелей с бумажной пропитанной изоляцией к кабелям с изоляцией из сшитого полиэтилена, связан со всё возрастающими требованиями эксплуатирующих организаций к техническим параметрам кабелей. В этом отношении преимущества этих кабелей очевидны.

Рассмотрим некоторые из них:

- высокая пропускная способность;

- малый вес, меньший диаметр и радиус изгиба;

        - низкая повреждаемость;

 - полиэтиленовая изоляция обладает малой плотностью, малыми значениями относительной диэлектрической проницаемости и коэффициента диэлектрических потерь;

 - прокладка на сложных трассах;

 - монтаж без использования специального оборудования;

 - значительное снижение себестоимости прокладки.

         Своими уникальными свойствами кабели с изоляцией из сшитого полиэтилена обязаны применяемому изоляционному материалу. Полиэтилен в настоящее время является одним из наиболее применяемых изоляционных материалов при производстве кабелей. Но изначально термопластичному полиэтилену присущи серьезные недостатки, главным из которых является резкое

ухудшение механических свойств при температурах, близких к температуре плавления. Решением этой проблемы стало применение сшитого полиэтилена. 

 

3 Характеристики и параметры элементов электрической сети

 

       3.1 Схемы замещения, параметры воздушных и кабельных линий

     

В большинстве случаев можно считать, что параметры линии электропередачи (активное и реактивное сопротивление, активная и емкостная проводимости) равномерно распределены по ее длине. Для линий сравнительно небольшой длины распределенность параметров можно не учитывать и использовать рассредоточенные параметры: активное и реактивное сопротивление линии R и Х, и реактивную проводимости G и В.

         Воздушные линии электропередачи напряжением 110 кВ и выше длиной до 300-400 км обычно представляются  П – образной схемой замещения.

                 

                                              Рисунок 3.1

 

Активное сопротивление проводов и кабелей определяется материалом токоведущих жил и их сечениями. Погонное активное сопротивление (на 1 км длинны) для голых проводов и кабелей при температуре +20°С определяется

                                                 r=  (3.1)             

        где r - удельное сопротивление материала проводника ();

       F - сечение провода, мм.

       Активное сопротивление линии, длиной l определяется

                            

                                               R=r×l .  

            

Активное сопротивление проводов и кабелей при частоте 50 Гц примерно равно омическому сопротивлению. При этом не учитывается влияние поверхностного эффекта. Пренебрегают также тем влиянием, которое оказывают на величину активного сопротивления колебания температуры проводника, и используют в расчетах величины этих сопротивлений при средних температурах (+20°С).

Реактивное сопротивление. Переменный ток, проходя по линии, образует вокруг проводников переменное магнитное поле, которое наводит в про-

 

воднике электродвижущую силу (э.д.с.) обратного направления – э.д.с. самоиндукции. При данном токе в проводе и отсутствии активного сопротивления в нем э.д.с. самоиндукции полностью уравновешивает приложенное напряжение

                    

                                           I×w×L=U

 

где L – коэффициент самоиндукции провода.

Сопротивление току, обусловленное противодействием э.д.с. самоиндукции, называется индуктивным сопротивлением. Соседние провода трехфазной линии, являющиеся обратными проводами для тока рассматриваемого провода, в свою очередь наводят в нем э.д.с. согласно с основным током направления, что уменьшает э.д.с. самоиндукции и соответственно реактивное сопротивление. Поэтому, чем дальше друг от друга расположены фазные провода линии, тем влияние соседних проводов будет меньше, а поток рассеяния между проводами и, следовательно, индуктивное сопротивление линии – больше.

         На индуктивное сопротивление оказывают влияние также диаметр провода, магнитная проницаемость провода и частота переменного тока.

       Величина погонного индуктивного сопротивления линии определяется

                          х= w×(4,6×lg + 0,5m)×10                                    (3.2)

 где  w = 314 - угловая частота при 50 Гц;

         D - среднегеометрическое расстояние между проводами;

          r - радиус провода.

          Для проводов из цветного металла (μ=1) при промышленной частоте 50 Гц формула (4.2) примет вид

                               х= 0,144×lg + 0,016 .                                      (3.3)

Среднегеометрическое расстояние между проводами одноцепной трехфазной линии

                                D=

 

        где D, D, D - расстояние между проводами отдельных фаз.

          При расположении проводов по вариантам равностороннего треугольника все провода находятся на одинаковом расстоянии относительно друг друга, и среднегеометрическое расстояние D=D (см.рисунок 3.2).

       При горизонтальном расположении проводов (см.рисунок 3.3).

      

                           

                         

  

                                          Рисунок 3.2

 

                      

        

                                            Рисунок 3.3

 

         На линиях 330 кВ и выше применяются расщепленные провода. На таких линиях каждая фаза имеет не один, а несколько проводов. Это приводит к увеличению радиуса фазы, который определяется по выражению

                           

                                                                                                     (3.4)

 

где  - радиус отдельных проводов, входящих в расщепленную фазу линии;

             n - число проводов в одной фазе;

             а - расстояние между проводами в фазе.

        Индуктивное сопротивление линии с расщепленными проводами

            

                            .

 Для линии длиной l индуктивное сопротивление

                     

                                             .

          

         Активная проводимость линий обусловлена потерями активной мощности от токов утечки через изоляцию и от электрической короны на проводах.

         Потери электрической энергии от токов утечки через изоляцию возникают при включении линии электропередачи под напряжение. Эти потери незначительны в кабельных и очень малы в воздушных линиях, значит и небольшая активная проводимость.

Потери на корону более значительны. Они связаны с ионизацией воздуха около проводов и возникают, когда напряженность электрического поля у поверхности провода превышает электрическую прочность воздуха. В этом слу-

 

чае на поверхности провода образуются электрические разряды. Из-за неровностей верхнего повива многопроволочных проводов, загрязнений и заусениц разряды появляются вначале только в отдельных точках провода. Это так называемая местная корона провода. По мере повышения напряжения корона распространяется на большую поверхность провода и в конечном счете охватывает провод целиком по всей его длине, т.е. возникает общая корона.

 Кроме потерь электроэнергии, корона вызывает коррозию проводов, арматуры гирлянд изоляторов, оказывает мешающее воздействие на работу высокочастотных каналов связи линий электропередачи и вызывает высокочастотные помехи в проводных линиях связи и радиопомехи.

 Если утечкой в линиях пренебречь, то активная проводимость, обусловленная короной определяется

 

                                                                                            (3.5)

   

 где      - потери мощности на корону, кВт/км;

                   U - номинальное напряжение.

Основными мерами по снижению потерь на корону является увеличение сечений проводов, расщепление или применение полых проводов.

Реактивная проводимость обусловлена наличием емкости между проводами и землей и имеет емкостной характер. Она определяется известным выражением.

 

                                             b=w×С

 

 где  С - рабочая емкость линии, Ф/км.

 Рабочая емкость линии зависит от диаметра проводов, их взаимного расположения, расстояния между ними и диэлектрической проницаемости среды.

 В практических расчетах электрических сетей рабочую емкость трехфазной воздушной линии с одним проводом на фазу определяют по формуле

 

                                         С=.                                                    (3.6)

        

       При частоте переменного тока 50 Гц

      

                                           b=.                                                     (3.7)

 

Емкостная проводимость всей линии

 

                                              B = b×l.

 

 Зарядный ток линии. Под действием приложенного к линии переменного напряжения в емкости линии возникает переменное электрическое поле и возникает реактивный ток.  Этот ток называется емкостным или зарядным током линии.

                   

                                    I×b=U×b=b.                                                     (3.8)

          Зная емкостной ток линии, легко определить емкостную или зарядную мощность линии.

 

                          Q_b= ×U×I×b= ×U××b= U×b                                (3.9)

 

 где  U – рабочее линейное напряжение, кВ.

Кабельные линии электропередачи представляются такой же П-образной схемой замещения, что и воздушные линии. Погонные активные и реактивные сопротивления r и x определяют по справочным таблицам, так же как и для воздушных. Из выражений (3.3) и (3.7) видно, что х уменьшается, b растет при сближении фазных проводов. Для кабельных линий расстояние между фазами значительно меньше, чем для воздушных и х очень мало. При расчетах режимов для кабельных сетей напряжением 10 кВ и ниже можно учитывать только активное сопротивление. Емкостной ток и зарядная мощность в кабельных линиях больше, чем в воздушных. В кабельных линиях высокого напряжения учитывают Q. Активную проводимость G учитывают для кабелей 110 кВ и выше.

 

                                                                                   

3.2 Схемы замещения, параметры трансформаторов и  

автотрансформаторов

 

 Двухобмоточные трансформаторы обычно имеют Г-образную схему замещения (см.рисунок 3.4)

 

                         

                                         Рисунок 3.4

 

К числу основных параметров трансформаторов относятся: потери короткого замыкания , потери холостого хода , напряжение короткого замыкания  и ток холостого хода i. Эти данные позволяют определить все сопротивления и проводимости схемы замещения трансформатора.

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

 Активная мощность, потребляемая трансформатором в опыте короткого замыкания, практически целиком расходуется на нагрев его обмоток. Потери в стали при этом очень малы из-за маленького приложенного напряжения. Поэтому можно считать, что в опыте короткого замыкания

                        

                               

 

        откуда                                                                                 (3.10)

 

          Напряжение короткого замыкания U складывается из двух составляющих: падения напряжения в активном и индуктивном сопротивлениях от тока, протекающего в режиме короткого замыкания. Причем в современных крупных трансформаторах первая составляющая намного меньше, чем вторая, так как R<<Х. Пренебрегая падением напряжения в активном сопротивлении трансформатора, можно считать

           

                              (3.11)

 

     откуда             

                               (3.12)

            

Проводимости G и B схемы замещения трансформатора определяются по результатам опыта холостого хода, в котором при разомкнутой вторичной обмотке к первичной обмотке подводится номинальное напряжение. Как следует из схемы замещения трансформатора, ток и соответствующая мощность, потребляемая трансформатором в этом режиме, определяются параметрами цепи намагничивания. Следовательно,

 

                                        

 

                                         

 

   откуда                         (3.13)

                                               (3.14)

           Намагничивающая мощность  обычно принимается равной полной мощности холостого хода трансформатора S ввиду малости потерь активной мощности DР в сравнении с DQ.

 Мощность S в относительных единицах равна току холостого хода в процентах, который указывается в паспортных данных трансформаторов

 

            

Трехобмоточные трансформаторы представляются схемой замещения в виде трехлучевой звезды (см.рисунок 3.5) 

                      

                                      Рисунок 3.5

 

Современные трехобмоточные трансформаторы выполняются с соотношением мощностей обмоток 100/100/100%, т.е. каждая из обмоток расчитана на передачу всей мощности.

Активные сопротивления лучей звезды в схеме замещения трехобмоточного трансформатора определяют по общему сопротивлению трансформатора.

При равенстве мощностей обмоток

 

                                   R=R=R=0,5R.

 

 

           

 Общее сопротивление трансформатора R определяют по формуле (3.10), в которую подставляют DР максимальные потери мощности короткого замыкания при номинальной нагрузке обмотки НН, обозначенные в паспортных данных трансформатора.

Для трехобмоточных трансформаторов напряжения короткого замыкания даются заводами для каждой пары обмоток в процентах от номинального U, U, U.

         Согласно эквивалентной схеме замещения лучей трансформатора при одной из обмоток, остающейся разомкнутой,  можно записать

 

                                                                                  (3.15)

 

Решив совместно эти уравнения относительно U, U,U, найдем

                       

                                                            (3.16)

 

Подставив эти значения в выражение (3.12), получим индуктивное сопротивление каждой обмотки трансформатора.

Проводимости не зависят от числа обмоток в трансформаторе и определяются так же как и для двухобмоточного.

Трансформаторы с расщепленными обмотками. Для того чтобы сделать возможным присоединение к одному трансформатору двух и более генераторов или независимых нагрузок одного или разных (соседних классов) напряжений на приемных подстанциях, современные трансформаторы высокого напряжения изготавливаются с обмотками низкого напряжения, расщепленными на две (или более) ветви.

Применение трансформаторов с расщепленными обмотками для раздельного питания секций распределительного устройства от обмоток НН позволит снизить мощность короткого замыкания на шинах секций почти в два раза без установки сдвоенных токоограниченных реакторов.

Автотрансформаторы так же, как и трансформаторы характеризуются номинальными напряжениями и номинальной мощностью. Под номинальной мощностью автотрансформатора понимается предельная мощность, которая может быть передана через автотрансформатор на стороне высшего напряжения

 

                                     S=×I×U.

 

        

На рисунке 3.6 приведена схема соединения обмоток одной фазы автотрансформатора

                   

                                     Рисунок 3.6

     

 Из схемы видно, что часть обмотки высшего напряжения ВСО, заключенная между точками С и О, является обмоткой среднего напряжения U и называется общей обмоткой, а другая ее часть ВС – последовательной обмоткой. Таким образом, у автотрансформаторов обмотка среднего напряжения является частью обмотки высшего напряжения, т.е. эти обмотки связаны между собой электрически, а обмотка низшего напряжения U имеет магнитную связь с ними.

Для характеристики автотрансформаторов введено понятие типовой мощности, на которую рассчитывается последовательная обмотка.

                

                                 .                                                (3.17)

 

Умножим и разделим это выражение на U, получим

              

                                                               (3.18)

    где a=1 -  - коэффициент выгодности автотрансформатора.

В понижающем автотрансформаторе ток в общей обмотке равен разности токов обмоток высшего и среднего напряжений, т.е.

 

                                         I=II.

 

Поэтому эта обмотка рассчитывается на ток, меньший номинального тока автотрансформатора, протекающего на высшей обмотке. Расчетная мощность этой обмотки меньше номинальной мощности автотрансформатора и равна его типовой мощности. Обмотка низшего напряжения рассчитывается также на передачу типовой мощности.

Таким образом, конструкция автотрансформаторов делает возможной передачу через автотрансформатор мощности больше той, на которую рассчи-

 

тываются его обмотки. Благодаря этому, понижающие автотрансформаторы оказываются дешевле трехобмоточных трансформаторов равной номинальной мощности, характеризуются меньшим расходом активных материалов на их изготовление и, как следствие, меньшими потерями активной мощности.

 

Схема замещения автотрансформатора так же как и у трехобмоточного в виде трехлучевой звезды. При соотношении мощностей обмоток автотрансформатора 100/100/50% активные сопротивления лучей определяются

                           

                                   R=R,       R=2R=2R.

          

Индуктивные сопротивления определяются так же, как и для трехобмоточных трансформаторов.

        

3.3 Определение потерь мощности и энергии в линиях

 

При передаче электрической энергии во всех звеньях электрических сетей имеются потери активной мощности и энергии. Эти потери возникают как в воздушных и кабельных линиях, так и в трансформаторах понижающих и повышающих подстанций.

          Потери активной мощности на участке трехфазной линии с активным сопротивлением R составляют

                                    

                                                                                                  (3.19)

    

где  I – ток нагрузки.

Если выразить ток через мощность, то получим

                  

                                         I=.   

 

 Подставим значение тока в (3.19), получим

 

                         .                         (3.20)      

Аналогично получим потери реактивной мощности

                                    

                                       .                                                  (3.21)

          Потери активной энергии в сети можно определить, умножив потери активной мощности на время работы сети с данной нагрузкой. Однако нагрузка потребителей колеблется в течение суток и времени года, поэтому изменяется и размер величины потерь мощности.

        Таким образом, определение потерь энергии для каждой линии должно быть произведено путем суммирования (интегрирования) значений потерь мощности за бесконечно малые элементы времени, т.е.

                                              

                                          ,   

или, подставляя значение DР из формулы (6.2), получаем

                                    

                            

 

 где S – полная мощность, передаваемая по линии и представляющая собой функцию от времени t.

 

     Рисунок 3.7 - Годовой график нагрузки по продолжительности.

 

    Рисунок 3.8 - Ступенчатый график нагрузки по продолжительности.

 

Эту функцию обычно изображают в виде графика по продолжительности (см.рисунок 3.8). Этот график показывает продолжительность работы сети с данной нагрузкой (кривая 1). При неизменном коэффициенте мощности нагрузки площадь, ограниченная этой кривой, показывает в некотором масштабе количество энергии, передаваемое по сети в течение года и выражается формулой

 

                              А=

 

 где cos - средний коэффициент мощности, принимаемый приближенно постоянным в течение года.

 Если кривую 1 графика (см.рисунок 3.7) перестроить в квадратичную кривую 2, выражающую функцию S=f(t), то потери легко определяются в некотором масштабе по площади, ограниченной этой кривой

 

                                            DА=

Из этого следует, что для определения потерь электроэнергии достаточно измерить площадь, ограниченную кривой 2. Практически это можно сделать приближенно, заменив график нагрузки по продолжительности ступенчатым графиком с достаточно малыми отрезками времени t, t, … t и соответствующими значениями нагрузок S, S, … S (см.рисунок 3.8). Тогда потери энергии определяются суммированием величин

        

               .                           (3.22)

 

В это выражение можно ввести величину             

                           ,

 

тогда

                                       .                                             (3.23)

            

         Величина S носит название среднеквадратичной мощности, а метод определения потерь мощности по формуле (3.23) называется методом определения потерь по среднеквадратичной мощности.

Этот метод приближенного определения потерь обладает рядом неудобств и применим только при наличии графика нагрузки. Поэтому более распространен так называемый метод определения потерь по времени максимальных потерь, который значительно упрощает расчеты.

 Для годового графика нагрузки по продолжительности (кривая 1- рисунок 3.7) можно найти такое время Т, в течение которого по линии, работающей

 

с максимальной нагрузкой S, передавалось бы такое же количество энергии, какое передается по ней в действительности в течение года при изменяющейся нагрузке S=f(t).

 

 

При неизменном коэффициенте мощности это условие может быть записано следующим образом

             

                   ,                              (3.24)

   отсюда

                                  .                                                                (3.25)

 

Величина Т называется  временем использования максимальной нагрузки.

Зная годовое количество энергии А, передаваемое по линии, и максимальную активную нагрузку Р, из формулы (3.24) можно определить время использования максимальной нагрузки

                       

                                 .                                                 (3.26)

          

 Для каждого потребителя характерна своя величина времени использования максимальной нагрузки. При расчетах эту величину принимают на основании статистических и справочных данных.

Величину времени использования максимальной нагрузки надо знать, чтобы определять потери электроэнергии. Для этого пользуются величиной t - временем максимальных потерь, т.е. временем, в течение которого линия, работая с неизменной максимальной нагрузкой, имеет потери электроэнергии, равные действительным годовым потерям электроэнергии при работе по годовому графику нагрузки. Заменяя площадь, ограниченную кривой 2 (см.рисунок 3.7), площадью прямоугольника со сторонами t и S, получаем

                             .                                              (3.27)

        

Отсюда получаем время максимальных потерь

                     

                                   .                                                                 (3.28)

 

Практически величину t получают из времени Т, так как между ними существует определенная зависимость.

Как видно из формул (3.25) и (3.28), t и Т зависят от характера изменения графика нагрузки, т.е. от функции S=f(t), находящейся в этих формулах

под знаком интеграла. Для нахождения зависимости t от Т можно проинтегри-

 

ровать ряд графиков нагрузки, имеющих различные величины Т для различных потребителей, и то же сделать с квадратичными кривыми S= f(t) этих же графиков, и затем, пользуясь формулами (3.25) и (3.28), установить зависимости t и Т для различных значений cosj. Результаты расчетов представлены на рисунке 3.9 в виде семейства кривых. Этими кривыми можно пользоваться для определения потерь энергии методом времени максимальных потерь.

                                 

                                          Рисунок 3.9

        

Порядок расчета следующий. Зная активное сопротивление рассматриваемой линии R, максимальную нагрузку S, cosj и время использования максимальной нагрузки для данной категории потребителей по кривой (см.рисунок 3.9) для заданного cosjи известного Т, находим время максимальных потерь t. Далее определяем потери электроэнергии.                  

                                     .                                                (3.29)

Если по рассматриваемому участку линии передается  мощность к различным потребителям Р, Р,Р и т.д., то при определении потерь следует принимать среднюю величину времени использования максимальной нагрузки, определяемую с учетом суммарной величины передаваемой энергии.

        .           (3.30)

Для графиков пиковой формы величина t определяется по эмпирической формуле

                           .                                              (3.31)

      

 3.4  Потери мощности и энергии в трансформаторах

 

Потери мощности через трансформатор всегда связаны с потерями мощности в активном и реактивном сопротивлениях его обмоток и потерями, связанными с намагничиванием стали. Потери, возникающие в обмотках, зависят от протекающего по ним тока. Потери, идущие на намагничивание, определяются приложенным напряжением и могут быть приняты неизменными и равными потерям холостого хода.

В двухобмоточных трансформаторах потери мощности определяются как

            

                  ,                                      (3.32)

                

                 .                                      (3.33)

В тех случаях, когда напряжение U неизвестно, принимают его равным номинальному напряжению трансформатора, к которому приведены его сопротивления R и X.

         При параллельной работе n одинаковых трансформаторов их эквивалентное сопротивление уменьшается в n раз, а потери на намагничивание увеличиваются в n раз.

                           

                                ,                                  (3.34)

                                  

                                .                                (3.35)

             

Потери мощности могут быть найдены непосредственно по каталожным параметрам трансформаторов без предварительного вычисления сопротивлений r и х. Поскольку потери короткого замыкания  определяются при номинальном токе трансформатора

              

                                           =3,

        а при любом другом токе, потери активной мощности в обмотках

                  

                                          ,

то справедлива зависимость

                 

                                    .

        

        Значит при одном трансформаторе

                        

                                      ,                                         (3.36)

    

  а при параллельной работе n одинаковых трансформаторов

                   

                               .                                  (3.37)

 Подставив значение реактивного сопротивления (3.12) в (3.35), получим

                

                              .                                      (3.38)

           

Из (3.38) следует, что при S=S напряжение короткого замыкания U численно равно потере реактивной мощности в обмотках трансформатора, выраженной в долях от его номинальной мощности.

В трехобмоточных трансформаторах и автотрансформаторах потери активной мощности определяются суммированием потерь мощности в каждой из обмоток

               

                                       (3.39)

 

где S, S, S - соответственно мощности, протекающие по обмоткам высшего, среднего и низшего напряжений.

      Потери реактивной мощности определяются

                

                  .                (3.40)

        

Потери энергии в трансформаторах определяют следующим образом:

                                        

                           .                              (3.41)

 

 для трехобмоточных и автотрансформаторов

             .        (3.42)

 

4 Расчет рабочих режимов разомкнутых и простых замкнутых           электрических сетей

 

4.1 Задача расчета режима сети, основные допущения

 

          Основную задачу расчета режима сети составляет определение параметров режима. Как уже указывалось, к таким параметрам относятся: токи на участках сети, активные и реактивные мощности, напряжение в узлах сети, частота и др.

           Исходными данными для расчета служат: расчетные мощности нагрузок, заданные величины напряжения в отдельных точках, схема электрических соединений сети, характеризующая взаимную связь ее элементов и другие величины.

 Основным методом для электрического расчета сети является метод последовательных приближений (итераций), который предусматривает постепенный переход от более грубых ответов на поставленную задачу к более точным решениям. Первое приближение (нулевая итерация) при этом может быть получено на основании тех или иных представлений о возможных значениях искомых величин. Применительно к электрическим сетям в качестве первого приближения принимают равенство напряжений во всех точках сети номинальному напряжению. Это позволяет определить токи нагрузок и остальные параметры режима сети, в том числе и напряжения на зажимах нагрузки. Найденные напряжения являются уже вторым приближением к истинному решению. На основании этого можно снова найти токи и продолжать выполнять расчеты до тех пор, пока результаты последующих приближений не будут с заданной точностью отличаться от результатов предыдущих.

Практически при проведении расчетов электрических сетей можно ограничится второй и первой итерациями. К числу таких расчетов относятся расчеты сетей 35 кВ и ниже, а в ряде случаев – проектные расчеты сетей напряжением 110 и 220 кВ. При анализе режимов сетей 35 кВ и ниже ограничиваются первым приближением. Связано это с тем, что требования потребителей к качеству напряжения определяет необходимость обеспечивать для всех точек таких сетей напряжения, мало отличающихся от номинальных, которые принимаются при расчетах первого приближения. Получаемая при этом ошибка лежит в пределах точности расчета. Ошибка, получаемая при ограничении расчетов сетей 110 и 220 кВ вторым приближением, также оказывается в пределах точности расчета.

     

4.2 Расчет линии с нагрузкой на конце по потере напряжения

 

Рассмотрим простейшую линию трехфазного тока с симметричной нагрузкой на конце (см.рисунок 4.1).

Рисунок 4.1

        

          Нагрузка задана либо током I и cosj при фазном напряжении U на конце линии, либо мощностью S = P + jQ.

          Расчет проводится с помощью векторной диаграммы токов и напряжений для одной фазы линии, что допускается, так как нагрузка во всех фазах симметрична.

Рисунок 4.2 - Векторная диаграмма линии с нагрузкой на конце

 

Известны ток нагрузки I, cosj и напряжение U. Необходимо определить U. По действительной оси откладываем вектор заданного напряжения в конце линии U (ОА). Из начала координат откладываем вектор тока I под углом j. Его активная составляющая направлена по действительной оси I, а реактивная составляющая -jI- по мнимой оси в отрицательном направлении. Таким образом, при принятом расположении вектора напряжения и тока на векторной диаграмме знак минус у мнимой части комплекса тока характеризует индуктивный (отстающий) ток нагрузки потребителя.

Далее из точки А откладываем параллельно вектору тока I вектор падения напряжения в активном сопротивлении линии IR (АВ) и под углом 90 к нему в сторону опережения – вектор падения напряжения в реактивном сопротивлении IX (ВС). Соединив точку А с точкой С, получим вектор полного па-

 

дения напряжения в рассматриваемой линии IZ (АС). Чтобы найти напряжение U, соединим точку С с началом координат, получаем вектор фазного напряжения в начале линии U (ОС).

 Падение напряжения в линии

 

                                      IZ =

 

       может быть разложено на составляющие:

а) продольную DU = АD

 б) поперечную d U = DC

               

 т.е. IZ = DU + jd U.

          

         Определим эти составляющие. Для этого опустим перпендикуляры из точек В и С на действительную и мнимую оси. В результате получим отрезки:

                           

                        АЕ = IRcosj; ED = BF = IXsinj;

                             CF = IXcosj;      BE = DF = IRsinj.

 

Отсюда продольная составляющая

     

             DU = AD = AE + ED = IRcosj + IXsinj = IR + IX,                   (4.1)

             d U = DC = CF - DF = IXcosj - IRsinj = IX + IR.                    (4.2)

 

Напряжение в начале линии

               

                                         = U + DU + jdU,

а модуль напряжения

                  

                                   U = .                                      (4.3)

 

В результате построения диаграммы выше был получен вектор полного падения напряжения в линии. Следует отметить, что под падением напряжения понимают геометрическую разность потенциалов между началом и концом линии.

При расчете сетей 35 кВ и ниже обычно вводятся упрощения, заключающиеся в том, что напряжение в начале линии определяют не по падению напряжения, а по потере напряжения. Под потерей напряжения понимают алгебраическую разность абсолютных значений напряжений в начале и в конце линии.

         Для определения потери напряжения на диаграмме совместим отрезок ОС с осью действительных величин (отрезок О).

 

      Отрезок         А = О - ОА = U - U представляет собой потерю напряжения.

Так как для сетей 35 кВ и ниже углы между U и U очень малы, а значит мал  и отрезок D, то можно считать, что потеря напряжения приблизительно равна продольной составляющей падения напряжения

 

                       АD » A » DU» IRcosj + IXsinj     .                                (4.4)

 

Потеря линейного напряжения

                           

                     DU = DU = I(Rcosj + Xsinj)     .                                  (4.5)

          

Векторная диаграмма линейных напряжений будет выглядеть аналогично диаграмме фазных напряжений.

При задании нагрузки активной и реактивной мощностью Р+jQ величина потери напряжения определяется следующим образом

Так как I= Icosj =  и I= Isinj = ,  то, подставив эти значения в (4.5), получим

                      

               DU = (IRcosj + IXsinj) = ,

 

или              

                        DU = .                                                                    (4.6)

            

        Часто при расчетах напряжение у потребителей бывает неизвестно, то вместо действительного в конце линии можно принимать номинальное напряжение

        

                                           DU = .                                                 (4.7)

          

         При расчетах сети с несколькими нагрузками величина потери напряжения определяется как сумма потерь напряжений на всех участках сети

                  

                            DU =      .                                                 (4.8)

  

 

4.3 Расчеты режима разомкнутых электрических сетей

 

При расчете режима сетей 110 – 220 кВ можно выделить два характерных расчетных случая: расчет сети по заданному напряжению в конце линии (или расчет по данным конца) и расчет, в котором заданным является напряжение в начале линии (расчет по данным начала).

На рисунке 4.3 представлена расчетная схема разомкнутой сети с n нагрузками (а) и ее схема замещения (б).

                                              Рисунок 4.3

 

Рассмотрим случай расчета по данным конца. Исходными данными являются: напряжение в конце линии U, расчетные мощности нагрузок, а также параметры сети. Расчет ведется от конца линии. По известному напряжению U определяются потери мощности на последнем участке линии n

 

                                                                                            (4.9)

Находим мощность в начале участка n

                  

                                           (4.10)

 

 где Q - зарядная мощность на участке n.

 

          Мощность в конце участка (n-1) по балансу мощности в узле (n-1) определяется

 

                         .                           (4.11)

           

 Падение напряжения на концевом участке n определяется

        

         D= DU+ jdU=  + j.                    (4.12)

 По известному напряжению U и падению напряжения на участке n определяется напряжение в узле n-1 U

 

                        = + D= U+ DU+ jdU                                     (4.13)

 

или модуль напряжения

 

                            U=.                                              (4.14)

           

         Определением напряжения  закачивается расчет режима концевого участка сети. При этом оказываются известными все необходимые данные для расчета следующего участка. Расчет участка n-1 выполняется по тем же формулам, что и для участка n. Аналогично ведутся расчеты для всех остальных участков. Окончанием расчета является определение мощности  и напряжения .

В расчетах сети по данным начала, в которых известной величиной является напряжение в точке питания , используется метод последовательных приближений, причем расчеты выполняются в два этапа.

В качестве первого приближения (на первом этапе расчета) принимается, что напряжения во всех узлах равны номинальному напряжению сети. При этом условии находится распределение мощностей в сети.

          В соответствии с обозначениями на рисунке 4.3 расчет ведется в следующей последовательности. Определяются потери мощности на концевом участке сети

                                

                           DP=,     

                                                                                                                    (4.15)

                           DQ=.                                              

Далее определяется мощность  в начале этого участка в соответствии с (4.10). По балансу мощности в узле (n-1) определяется мощность в конце участка n-1 по (4.11). Аналогично ведется расчет и для всех остальных участков сети. Расчет продолжается до тех пор, пока не определится .

На следующем этапе расчета определяются напряжения в узлах нагрузки во втором приближении. Исходными данными для расчета являются: напряжение и найденные в предыдущем этапе расчета мощности в конце каждого из участков. Для головного участка сети

                          

                                   =  - D     ,                                                 (4.16)

 

  где D - падение напряжения на головном участке сети.

 

                                    =  - DU - jdU                                             (4.17)

         

  или в раскрытой форме

 

                  = U -  - .                                 (4.18)

        

Модуль напряжения в точке 1

 

                             U = .                                               (4.19)

 

Аналогично определяются напряжения в других узловых точках сети.

                                  

       4.4 Расчеты режимов кольцевых сетей

 

Наиболее простой замкнутой сетью является кольцевая сеть. Она имеет один замкнутый контур (рисунок 4.4 а). В качестве питательного пункта может быть либо электростанция, либо шины подстанции системы. Если такую сеть разрезать по источнику питания и развернуть, то она будет иметь вид как линии с двусторонним питанием, у которой напряжения по концам равны по величине и по фазе (см.рисунок 4.4 б).

                                          Рисунок 4.4     

 Для расчета сети возьмем схему, приведенную на рисунке 4.5. Здесь мощности ,, - расчетные нагрузки подстанций. Направление потоков мощности на участках сети принято условно. Действительное направление определяется в результате расчета.

             

                                         Рисунок 4.5

 

Исходными данными для расчета сети являются напряжение в центре питания, мощности нагрузок, параметры сети.

Так как напряжения в узлах нагрузки неизвестны, то расчет должен выполняться с помощью метода последовательных приближений.

Так же как и при расчете разомкнутых сетей принимают условие равенства напряжений вдоль линии. Это напряжение принимают равным номинальному. При этих допущениях ток на участках сети определяется

 

                                              .

 

 Условие равенства напряжений по концам линии означает равенство нулю падения напряжения в схеме (см.рисунок 4.5).

На основании второго закона Кирхгофа запишем

 

       ++-=0

или

 

                         ++-=0      .                                         (4.20)

            

Выразим входящие в это уравнение мощности 2,3 и 4 участков линии через мощность  и известные мощности нагрузок , ,.

При неучете потерь мощности можно записать

 

                                   +=++,

 откуда

 

                                    =++-.                                                  (4.21)

          

 На основании первого закона Кирхгофа

 

                                     =-,                                                     (4.22)

 

                                     =--.                                                         (4.23)

           

Подставим (4.21 – 4.23) в исходное уравнение (4.20) и после преобразований получим

 

            (+++)-(++)-(+)-=0

 

       откуда с учетом обозначений на схеме

 

                       ==                                   (4.24)

        

        Аналогично можно получить

 

                         ==.                                    (4.25)

        

 В общем случае при n нагрузках на кольцевой сети

 

                                                                                 (4.26)

где  и  - сопротивления от точки m, в которой включена некоторая промежуточная нагрузка , до точек питания А и В соответственно.

После определения мощностей, протекающих по головным участкам сети, определяются мощности на остальных участках с помощью закона Кирхгофа. На этом заканчивается первый этап расчета режима этой линии. На втором этапе определяются потери мощности и напряжения в узловых точках сети. Допустим, что в результате первого этапа расчета найдено распределение мощностей, как показано на рисунке 4.6 а.

 

           

                                                   Рисунок 4.6

 

 К точке 2 мощность поступает с двух сторон. Эта точка называется точкой потокораздела и на рисунке отличается зачерненным треугольником.

          Для расчета напряжений в узловых точках условно разрежем схему (см.рисунок 4.6 а) по точке потокораздела (см.рисунок 4.6 б).

Получим схему, состоящую из двух независимых частей, каждая из которых характеризует разомкнутую сеть с заданными нагрузками и напряжениями U=U на шинах общего источника питания. Следовательно, дальнейший расчет кольцевой сети должен проводиться так же, как для разомкнутых сетей по данным начала. Для сетей 110-220 кВ учитываются потери мощности и определяются напряжения в узловых точках. Для сетей 35 кВ и ниже напряжения рассчитываются без учета потерь мощности.

В ряде случаев оказывается, что после первого этапа расчета могут быть две точки потокораздела: одна по активной, другая по реактивной мощности (см.рисунок 4.7а).

           

                                               Рисунок 4.7

 

Точка 2 – точка потокораздела для активной мощности, а точка 3 – для реактивной мощности. В этом случае кольцевая сеть также условно разрезается по точкам потокораздела и представляется двумя разомкнутыми линиями (см.рисунок 4.7 б).

В этом случае определяются потери мощности на участке между точками потокораздела

 

                                         DР=,

                                         DQ=.

  Нагрузку в точке 2 принимаем равной

 

=Р+ jQ=P+ j(Q+DQ),

   в точке 3

=Р+ jQ= P+ DP+ jQ.

 

Далее расчет ведем как для двух разомкнутых линий.

При выполнении предварительных расчетов, т.е. когда неизвестны сечения проводов, задаются условием равенства сечения проводов на всех участках сети. В этом случае отношение =const и расчет можно проводить по длине участков. При этом формулы (4.26) будут иметь вид.

 

                                                                                            (4.27)

                                               

 4.5 Расчеты режима линий с двусторонним питанием при различающихся напряжениях источников питания

 

Линия с двусторонним питанием при различающихся напряжениях по концам относится к числу электрических цепей с независимыми источниками мощности. Для расчета таких линий используется принцип наложения.

На рисунке 4.8 приведена исходная схема линии с двусторонним питанием (а) при U¹U, а также две схемы, полученные в соответствии с принципом наложения (б,в). При этом в напряжении на шинах В выделены две составляющие, одна из которых равна напряжению на шинах А, т.е.

                  

                                 = +D                                                   (4.28)

 

 

                                                 Рисунок 4.8

 

         Токи в исходной схеме рассматриваются как результат суммирования двух систем токов, одна из которых определяется действием напряжений = при DЕ = 0 (см.рисунок 4.8б), а другая возникает под действием дополнительной э.д.с DЕ при == 0 см.рисунок 4.8в). Приведенные схемы позволяют выполнить точные расчеты режима исходной схемы.

         Если предположить для схемы рисунка 4.8 б, что напряжение в точке 1 и 2 равно номинальному, то для расчета этой схемы можно использовать формулы, полученные для кольцевой сети. При расчете схемы рисунка 4.8в нагрузки узловых точек 1 и 2 можно исключить из схемы (токи в ветвях не потекут), а в линии будет протекать только уравнительный ток, вызванный действием подключенной DЕ

               

                        ==.                                   (4.29)

 

         В результате наложения двух расчетов получаем мощности на головных участках линии

 

                           ,

                           .

 

         В общем случае при n нагрузках с учетом (4.29) эти формулы могут быть записаны в виде

                 

                             ,                                        (4.30)

                           .                                (4.31)

             

Дальнейший расчет заключается в определении точки потокораздела и в определении напряжений в узловых точках, так же как и в кольцевых сетях.

                                                              

4.6  Расчет сложно-замкнутых сетей методом преобразования сети

 

В ряде случаев при проектировании, а также при эксплуатации сетей небольшой сложности возникает необходимость проведения одноразовых расчетов без применения ПЭВМ, одним из распространенных способов ручного счета – последовательное упрощение схемы сложной сети по методу преобразования сети.

Сущность метода преобразования заключается в том, что заданную сложную сеть путем постепенных преобразований приводят к линии с двусторонним питанием, в которой распределение мощностей находят уже известным методом. Затем, после определения линейных мощностей на каждом участке преобразованной схемы, с помощью последовательных обратных преобразований находят действительное распределение мощностей в исходной схеме сети.

         Эквивалентирование параллельных линии на любых участках замкнутой сети возможно только в том случае, если на этих линиях нет присоединенных нагрузок. Для участка замкнутой сети с двумя параллельными линиями (см.рисунок 4.9)

                  

                             =+;    .

                  

                                          Рисунок 4.9

 

          Если в схеме существуют промежуточные нагрузки, то эквивалентирование осуществить нельзя. Для этого делают так называемый перенос нагрузок в другие точки сети. При этом режим сети до переноса и после должен оставаться неизменным.

Вывод зависимостей, определяющих величины переменных нагрузок, можно сделать для общего случая, когда между точками сети, в которые требуется перенести нагрузку, имеется несколько потребителей энергии (см.рисунок 4.10).

 

 

Рисунок 4.10

 

Рассматривая сеть как линию с двусторонним питанием и принимая напряжения во всех узлах одинаковыми по величине и фазе в соответствии с (4.26), определим мощности, вытекающие из точек А и В

                   

                          =,                                 (4.32)

                  

                          =.                                (4.33)

 

Если перенести нагрузку  в точки А и В, то схема участка сети примет вид (рисунок 4.10 б), а мощности  и  определяются

                

                 =,                                     (4.34)

                

                   =                          (4.35)

 

 где  ==0.

Так как применение нагрузок не должно менять режима сети, находящейся за границами рассматриваемого участка, то = и =. Приравнивая уравнения (4.32) и (4.34), а также (4.33) и (4.35), получим

 

                             = и =.

 

         Аналогично в общем случае для любой промежуточной нагрузки можно найти

                         

                                                                                              (4.36)

 

         Иногда при расчете сети требуется произвести преобразования треугольника в эквивалентную звезду и обратно (см.рисунок 4.11).

          

                                       Рисунок 4.11

          

 Сопротивления лучей эквивалентной звезды определяются

 

   =;  =;   =.          (4.37)

 

Обратные преобразования

                

                                                                     (4.38)

 

При развертывании преобразований схемы в исходную необходимо найти распределение мощностей на сторонах треугольника по полученному распределению мощностей в лучах эквивалентной звезды.

Примем условно, что в лучах звезды получено распределение мощностей в соответствии с рисунком 4.11. Мощности на сторонах треугольника получаем, исходя из равенства векторов падений напряжения на любой стороне треугольника и смежных ей лучах звезды.

Задавшись направлениями мощностей на сторонах треугольника и определив токи на участках по номинальному напряжению сети, получим

 

                               ,

 

откуда

                 

                                                                            (4.39)

 

Если результат получится с отрицательным знаком, то условно принятое направление мощности на этой стороне треугольника следует изменить на обратное.

   

        5 Рабочие режимы электрических систем      

 

5.1 Баланс    активных   мощностей   и  его   связь с регулированием  частоты

 

В энергосистеме в любой момент времени соблюдается баланс активных мощностей

 

                                   ∑Р_г = ∑Р_н + ∑∆Р_с

 

где ∑Р_г – суммарная мощность генераторов электрических станций;

     ∑Р_н  - мощность потребителей энергосистемы;

     ∑Р_н  - суммарные потери мощности в электрических сетях.  

 

         Если, например, уменьшить подачу энергоносителя (пара, воды) в турбину, то мощность ∑Р_г станет меньше, и при той же нагрузке потребителей ∑Р_н станет невозможным вращать двигатели с прежней скоростью. Они начнут тормозиться и в соответствии со статическими характеристиками нагрузки по частоте  P =  f (f) (см.рисунок 5.1) станут потреблять меньшую активную мощность. При этом наступит баланс активных мощностей при частоте f₁, которая меньше первоначальной частоты f_н.

                                

                                        Рисунок 5.1

 

         Таким образом, при любой частоте мощность, генерируемая электростанциями, равна потребляемой мощности. При этом номинальная частота в энергосистеме свидетельствует о том, что генерируемая мощность достаточна для покрытия нормальной потребности электроприемников. Пониженная частота по сравнению с номинальной указывает на дефицит генерируемой мощности, а повышенная – на избыток мощности электростанций. Отсюда следует, что отклонение частоты от номинальной может произойти при:

а) изменении мощности станций без изменения включенной мощности электроприемников; 

б) изменении мощности электроприемников и постоянстве генерируемой мощности;

в) одновременном несогласованном изменении нагрузки станций и потребителей.

Рассмотрим характер изменения частоты при резких нарушения баланса активных мощностей (см.рисунок 5.2)  Резкое снижение частоты происходит при внезапном выходе из строя генерирующей мощности и отсутствии резерва либо при аварийном отключении нагруженных межсистемных линий и разделение системы на несинхронные части с дефицитом мощности.

Пусть в начальный момент времени номинальной частоте в системе f_н соответствует нагрузка потребителей Р_1н, равная нагрузке всех генераторов Р_1г.

            

                                       Рисунок  5.2

 

Предположим, что все генераторы загружены полностью и резерв активной мощности в системе отсутствует. Пусть теперь по какой-то причине в момент времени t₁ (точка 1) возник дефицит активной генерируемой мощности, равный Р_2г – Р_1г (точка 3). Он приведет к нарушению баланса, и нагрузка потребителей по частотной статической характеристике будет стремиться восстановить его при пониженной частоте. Если бы мощность станций не зависела от частоты, то процесс пошел бы по кривой 1 – 2. Здесь плавное изменение нагрузки и потребителей объясняется инерцией системы. При достижении нагрузки потребителей Р_2н = Р_2г восстановился бы баланс при новой пониженной частоте f₂.

Однако снижение частоты и отсутствие резерва генерирующей мощности будут приводить к уменьшению мощности всех тепловых станций по кривой 3 – 4, причем кривая 3 – 4 более крутая, чем 1 – 2, из-за большого статического напора у механизмов собственных нужд электростанций. Поэтому разность между потребляемой и генерируемой мощностями будет увеличиваться, что приведет к дальнейшему снижению частоты по кривой 1 – 5. При достижении критической частоты f_к мощность тепловых станций снижается до нуля и частота резко падает (кривые 4 – 6 и 5 – 7). Возникает процесс лавины частоты. При этом двигатели и генераторы, оставшиеся в работе, резко затормаживаются. Двигатели начинают потреблять повышенную реактивную мощность, а генераторы не могут ее выдавать из-за снижения скорости вращения и уменьшения э.д.с. Происходит резкое понижение напряжения в сети.     

  

     

 

 

 5.2 Регулирование частоты в электрических системах

 

В нормальном режиме энергосистемы регулированию подлежат в основном отклонения частоты, обусловленные изменением состава и мощности потребителей. Эти изменения мощности в течении суток составляют 20–50%.

 Для регулирования частоты турбины электростанций снабжают регуляторами скорости. Регулировочная способность турбины определяется характеристикой скорости. На рисунке 5.3 показана статическая характеристика регулятора скорости.

                      

                                    Рисунок 5.3

 

Принцип регулирования заключается в том, что при изменении частоты мощность турбины соответственно изменяется так, чтобы восстановить прежнюю частоту. Так, например, при снижении частоты с f_н до f₁ происходит автоматический набор нагрузки с Р_о до Р₁. При дальнейшем снижении частоты мощность генератора будет расти до тех пор, пока не станет равной номинальной Р_ном.

 

5.2.1 Первичное регулирование частоты.

Рассмотрим процесс регулирования частоты, построив на одном графике характеристику регулятора скорости турбины Р = f(f) и частотную статическую характеристику активной нагрузки потребителей Р_н = f(f)(см.рисунок 5.2).

           

                       Рисунок 5.4                                     Рисунок 5.5

 

         При номинальной частоте f_н в точке (О) мощность нагрузки равна мощности генераторов: Р_н = Р_г. Пусть по какой-то причине (например, из-за уменьшения нагрузки одной из станций) частота уменьшилась на ∆f₁ и стала равной f₁. Тогда по статической характеристике Р_н мощность нагрузки уменьшится на величину  ∆Р_н, а мощность генераторов увеличится на ∆Р_г, и общий дефицит мощности составит

          

                                    ∆Р = ∆Р_г + ∆Р_н .

 

Процесс изменения мощностей генераторов и потребителей при отклонении частоты, стремящийся сохранить прежнее значение частоты, называют первичным регулированием.  Отсюда следует важный практический вывод: при снижении частоты о полном дефиците мощностей нельзя судить только по увеличению мощности генераторов. Следует учитывать также изменение нагрузки потребителей по статическим характеристикам.

Если в момент снижения частоты на генераторах отсутствует резерв мощности, то такое же уменьшение генерирующей мощности                                         ∆Р приведет к большему снижению частоты ∆f₂ (рисунок 5.5). При полном использовании мощности станций первичное регулирование частоты происходит только за счет изменения мощности потребителей.

 

5.2.2 Вторичное регулирование частоты.

При выполнении регуляторов скорости турбин со статическими характеристиками первичное регулирование частоты не обеспечивает поддержание  номинальной частоты в системе. Поэтому дополнительно применяют вторичное регулирование. Оно заключается в смещении характеристик регуляторов скорости турбин параллельно самим себе. Вторичное регулирование может осуществляться вручную или автоматически.

Рассмотрим совместный процесс первичного и вторичного регулирования частоты (см.рисунок 5.6).

 

 

                       

                                    Рисунок 5.6

 

            Известны усредненная характеристика регуляторов скорости генераторов системы Р_го  и статическая характеристика  нагрузки Р_но. В точке О соблюдается баланс активных мощностей при частоте f_н. Если отсутствуют первичные регуляторы скорости, то при росте нагрузки потребителей мощность генераторов Р_г остается неизменной и частота снизится до f₁, а характеристика нагрузки переместится в точку 1 и займет положение Р_н.

При включенных регуляторах скорости генераторы наберут часть нагрузки, и пересечение характеристик  Р_го и Р_н окажется в точке 2, а частота станет  f₂, причем  f₁ < f₂  < f_н. При включении регуляторов вторичного регулирования характеристика генераторов Р_го  будет смещаться до тех пор, пока частота не станет равной номинальной f_н (точка 3, характеристика Р_го^'). В результате весь прирост нагрузки ∆Р примут на себя генераторы станций.

Для выполнения вторичного регулирования частоты в системе обычно выделяют одну или несколько станций, а все остальные  поддерживают постоянную нагрузку и участвуют только в процессе первичного регулирования частоты.

 

5.3 Регулирование частоты в послеаварийных режимах

 

Послеаварийный режим, связанный со значительным отклонением частоты, может создаться в основном по следующим причинам:

          а) при отключении части генерирующей мощности и возникновении дефицита активной мощности во всей энергосистеме;

б) из-за аварийного отключения нагруженных межсистемных линий электропередачи или ряда системообразующих линий, когда часть системы отделяется с дефицитом генерирующей мощности;

в) при отключении части генераторов одной из систем объединения, нарушении из-за этого устойчивости оставшихся в работе генераторов и последующим отключении межсистемных или системообразующих линий.

Если отключившаяся в результате аварии мощность генераторов больше, чем был резерв на всех станциях системы, то частота не восстановится до номинальной. При значительном дефиците мощности снижение частоты будет большим, что может вызвать лавину частоты. Для ее предотвращения должны быть приняты автоматические быстродействующие меры.

         Восстановление частоты осуществляется путем автоматической частотной разгрузки (АЧР), при которой отключается часть потребителей. Это преднамеренное отключение части потребителей позволяет сохранить в работе генерирующие мощности и электроснабжение большинства нагрузок.

         Рассмотрим процесс изменения частоты при действии АЧР (см.рисунок 5.7).

                        

                                           Рисунок 5.7

 

         Здесь Р_гс – частотная характеристика генерирующей части системы, а Р_н  - статическая характеристика нагрузки. Пусть энергосистема работала без резерва с нагрузкой Р_гсо и частота была равна номинальной - f_н. Этот режим характеризуется точкой «а», в которой Р_гсо = Р_н. Предположим, что в результате аварии отключилась генерирующая мощность ∆Р_г. Тогда характеристика генерирующей части системы сместится в положение Р_гс1, и частота в соответствии со статической характеристикой нагрузки снизится до f₁ (точка б). Для подъема частоты до номинальной надо отключить с помощью АЧР часть нагрузки: ∆Р_АЧР = ∆Р_г Это показано переносом статической характеристики нагрузки параллельно самой себе в положение Р_н1 (точка в). При таком отключении генерируемая мощность станет больше потребляемой, и частота будет восстанавливаться по прямой «вг». В точке г установиться номинальная частота при новой генерирующей и потребляемой мощностях.

Если от АЧР отключить нагрузку меньшую, чем отключенная генерирующая мощность (точка д), то частота повысится, но до номинальной не восстановится (точка е) и станет равной f₂.

Для предотвращения лавины частоты, которая наступает при частоте около 46 гц и ниже, восстановление частоты с помощью АЧР должно производиться при снижении частоты до 48 – 48,5 Гц и ниже.

Для того чтобы при снижении частоты не было лишних отключений, всю систему АЧР разбивают на две категории (АЧР I и АЧР II), каждая из которых выполняется в виде нескольких очередей. В АЧР I очереди отличаются одна от другой только уставками по частоте. Верхнюю уставку по частоте принимают не выше 48,5 Гц, а нижнюю – не ниже 46,5 Гц. Интервал между соседними очередями принимают около 0,1 Гц. Единая уставка по времени выполняется минимальной (0,1 – 0,15 сек). В АЧР II очереди отличаются только уставками по времени. Начальная уставка выбирается в пределах 5 –10 сек, а конечная – 60 – 70 сек. Интервал между соседними очередями принимается равным около 3 сек. Единая уставка по частоте для АЧР II должна быть равна верхней уставке АЧР I или несколько больше.

 При снижении частоты происходит отключение потребителей от 1-й очереди АЧР I. Если частота продолжает снижаться, то срабатывает 2-я очередь АЧР I с меньшей уставкой по частоте и т.д. Такая «самонастраивающаяся» система АЧР обеспечивает отключение мощности потребителей, равной возникшему дефициту мощности.

 Если после действия АЧР I частота не восстановиться, то с выдержками времени вступают в действие очереди АЧР II и дополнительно отключаются потребители. При этом АЧР II предотвращает «зависание» частоты. От АЧР II потребители будут также отключаться при медленном увеличении дефицита мощности при развитии аварии.

 Изменение частоты во времени при возникновении дефицита активной мощности и действия АЧР показано на рисунке 5.8.Точка О характеризует начальный момент времени, в который возник дефицит мощности. При этом происходит снижение частоты по кривой 0 – 1. Некоторая плавность изменения частоты объясняется инерцией системы. В точке 1 частота f₁ достигает уставки 1-й очереди АЧР I и происходит отключение некоторой части потребителей. Если при этом еще сохранился некоторый дефицит мощности, то будет происходить дальнейшее снижение частоты, но уже по более плавной кривой 1 – 2. В точке 2 при частоте f₂  происходит дополнительное отключение потребителей от 2-й очереди АЧР I.

                               

                    

                                      Рисунок 5.8

 

           При достаточно отключенной нагрузке мощность генераторов превысит мощности потребителей, частота будет повышаться (кривая 2 – 3). При одинаковой генерирующей и потребляемой  мощности частота может установиться между двумя соседними уставками АЧР (кривая 2 – 4). Происходит «зависание» частоты. Тогда через некоторое время в точке 4 срабатывает 1-я очередь АЧР II,  после чего частота повышается (кривая 4 – 5). Если частота еще не восстановилась, то срабатывает 2-я очередь АЧР II и т.д.

 Для быстрого включения потребителей после восстановления частоты применяют автоматическое повторное включение после АЧР (ЧАПВ). Его обычно настраивают на частоту 49,2 – 50 Гц, и включение потребителей производят ступенями с интервалом времени 5 сек. Так как в противном случае может опять наступить снижение частоты. Начальную уставку по времени ЧАПВ принимают 10 – 20 сек.

          К устройствам АЧР, как правило, подключают наименее ответственных потребителей. Однако они должны иметь достаточную мощность в любое время суток и года.

 

5.4 Баланс   реактивных   мощностей   и   его   связь

с регулированием напряжения

 

 В энергосистеме должен соблюдаться оперативных баланс реактивных мощностей

 

                     ∑Q_г + ∑Q_в +∑Q_к.у = ∑Q_п +∑∆Q_с                                      

 

  где ∑Q_г – реактивная мощность генераторов станций;

        ∑Q_в – зарядная мощность линий электропередачи;

        ∑Q_к.у- мощность компенсирующих устройств;

        ∑Q_п – реактивная мощность потребителей;

        ∑∆Q_с – потери реактивной мощности в электрических сетях.

 

                        

 

                 Рисунок 5.9                                             Рисунок 5.10

 

 

 Этот баланс постоянно сохраняется за счет изменения генерируемой мощности В соответствии со статическими характеристиками нагрузки по напряжению (см.рисунок 5.9).

 Условие баланса реактивной мощности непосредственно связано с величинами напряжений в электрической сети. Рассмотрим эту связь на примере схемы одного элемента сети (см.рисунок 5.10). Пусть в начальный момент времени имел место баланс реактивной мощности и напряжение в начале линии было U₁ , а в конце ее U₂ . Этим напряжениям по статическим характеристикам соответствовала нагрузка потребителей P_н + JQ_н.  Напряжение в конце линии можно определить

 

                                 U₂ = U₁ –

      

 Если за счет разгрузки источника реактивной мощности снизить напряжение U₁ до U₁^', то произойдет снижение напряжения в узле нагрузки U₂   до  U₂^'. При этом по статическим характеристикам мощность потребителей уменьшится до P_н^' + JQ_н^' (см.рисунок 5.9) и напряжение в конце линии 

 

                                  U₂^' = U₁^' –

 

Изменение напряжения U₂ произойдет из-за снижения напряжения в начале линии и изменения потери напряжения. Статические характеристики реактивной мощности значительно круче характеристик активной мощности. На каждый процент изменения напряжения происходит изменение активной мощности на 0,6–2%, а реактивной на 2-5%. Поэтому при снижении напряжения U₁ происходит снижение потери напряжения. В результате изменение U₂ будет меньше, чем изменение U₁

 

                                  U₂ – U₂^' < U₁ – U₁^'.

 

Таким образом, за счет изменения нагрузки потребителей в соответствии со статическими характеристиками происходит некоторое регулирование напряжения U₂. Этот процесс называется регулирующим эффектом нагрузки по напряжению. В результате такого регулирования новым значениям напряжений U₁^' и U₂^' будет соответствовать новое  условие баланса реактивной мощности.

Регулирующий эффект нагрузки будет проявляться только до некоторого критического напряжения U_кр. Если напряжение U₂ окажется ниже критического, то будет происходить обратное явление: снижение напряжения вызовет рост реактивной нагрузки потребителей, что приведет к росту потерь напряжения и  дальнейшему снижению напряжения U₂. Наступает лавина напряжения и происходит нарушение баланса реактивной мощности (см. рисунок 5.11). Здесь t₁- момент снижения напряжения до U_кр, а интервал времени t₂ – t₁ процесс развития лавины (несколько секунд). В результате лавины напряжения происходит нарушение устойчивости нагрузки, которое выражается в саморазгрузке потребителей. После их отключения напряжение восстанавливается.

            

                   

 

                                Рисунок 5.11

 

 Для узлов со смешанным характером потребителей критическое напряжение составляет 0,8 – 0,75 номинального напряжения сети. Лавина напряжения может наступить как во всей энергосистеме, так и в отдельных узлах, в которых возникает дефицит реактивной мощности. Для предотвращения лавины напряжения применяют специальные меры.

                                               

 5.5 Источники реактивной мощности в электрических сетях

 

 Кроме генераторов, источниками реактивной мощности могут быть и другие устройства, располагаемые на подстанциях или непосредственно у потребителей электроэнергии.

 К числу таких устройств относятся синхронные компенсаторы – вращающиеся машины с явнополюсным ротором, на котором располагается обмотка возбуждения. Режим синхронного компенсатора подобен режиму синхронного двигателя, который работает в режиме холостого хода.

                                       

                                                  Рисунок 5.12              

На рисунке 5.12 представлена схема замещения и векторная диаграмма синхронного компенсатора, на основании которой ток синхронного компенсатора определяется

 

                                                I_с.к =

 

а следовательно, мощность на его зажимах

 

                            S_с.к = Q_с.к = √3U_с.кI_с.к =                                 (5.1)

 

 Выражение (5.1) показывает, что величина и знак мощности синхронного компенсатора зависят от соотношения между э.д.с. компенсатора и напряжением в точке включения его в сеть. Электродвижущая сила определяется величиной тока возбуждения, причем росту тока возбуждения соответствует увеличение э.д.с.

Для тока возбуждения можно принять такое значение, при котором E_q = U_с.к. В этом случае мощность синхронного компенсатора Q_с.к = 0. При некотором увеличении тока компенсатор выдаст определенную реактивную мощность Q_с.к > 0. Такой режим синхронного компенсатора называется режимом самовозбуждения. Уменьшая ток возбуждения, можно получить режим недовозбуждения, в котором E_q < U_с.к и Q_с.к < 0. Поскольку перевод синхронного компенсатора из одного режима в другой, а также изменение его мощности достигается соответствующим изменением тока возбуждения, то управление режимом компенсатора осуществляется плавно, без скачков как при ручном, так и при автоматическом регулировании.

 Номинальная мощность синхронного компенсатора указывается для режима перевозбуждения, в котором компенсатор выдает в сеть реактивную мощность. В режиме недовозбуждения компенсатор потребляет реактивную мощность из сети. Предельная мощность его при этом определяется

                    

                              Q_{с.к(ндв)} =  -                                                             (5.2 )

 

Реактивное сопротивление компенсаторов в относительных единицах Х_d = 1,7-2,0%, поэтому, считая в качестве базисных величин номинальную мощность и номинальное напряжение компенсатора получим

 

                             Q_{с.к(ндв)} ≈  

 

Синхронный компенсатор, работающий в режиме перевозбуждения, способен увеличивать выдаваемую в сеть реактивную мощность при понижении напряжения в сети. Выражение (5.1) показывает, что это увеличение будет большим в том случае, когда при снижении напряжения U_с.к одновременно возрастает э.д.с. E_q. Такой эффект имеет место при автоматическом регулировании тока возбуждения компенсатора. Указанная особенность синхронных компенсаторов, называемая иногда положительным регулирующим эффектом, позволяет при их применении существенно улучшить характеристики режима электрической сети и системы в целом.

На рисунке 5.13 показана схема концевого участка сети. На шинах потребителя включена батарея статических конденсаторов с реактивным сопротивлением Х_к, мощность которой определяется

 

                                          Q_к =   (5.3)

 

           Векторная диаграмма, построенная для этой схемы (рисунок 8.3) показывает, что под влиянием батареи конденсаторов реактивная мощность в линии при неизменной мощности нагрузки уменьшается.  

  

           

            Рисунок 5.13                                              Рисунок 5.14

 

 Батарея конденсаторов в отличии от синхронного компенсатора может только выдавать реактивную мощность. Другой отличительной особенностью батареи конденсаторов является резкая зависимость выдаваемой реактивной мощности от напряжения в точке включения батареи в сеть. Формула (5.3)  показывает, что снижение этого напряжения приводит к уменьшению Q_к. Следовательно, в отличие от синхронного компенсатора батарея конденсаторов характеризуется отрицательным регулирующим эффектом. Изменить степень уменьшения мощности батареи при резком снижении напряжения или даже достичь некоторого положительного регулирующего эффекта можно путем уменьшения сопротивления Х_к. Это можно достичь  включением дополнительных конденсаторов. Резкое изменение мощности батареи может быть также достигнуто при так называемой форсировке батареи, осуществляемой с помощью переключений, которые приводят к росту напряжения на отдельных конденсаторах. Например, переключая в треугольник трехфазную батарею статических конденсаторов (см.рисунок 8.4), соединенных по схеме можно увеличить напряжение на каждой фазе батареи в  раз.

    

         

                                          Рисунок 5.15

 

6  Качество электроэнергии и регулирование напряжения

        в электрических сетях

 

6.1 Влияние качества электроэнергии на работу электроприемников и  электроаппаратов

          

Качество электроэнергии характеризуется определенными показателями, относящимися к частоте переменного тока и режиму напряжений. Качество электроэнергии влияет на работу электроприемников, а также на работу электрических аппаратов, присоединенным к электрическим сетям. Все электроприемники и аппараты характеризуются определенными номинальными параметрами (f, U,I и т.д.). Обычно предполагается, что работа при этих параметрах является наиболее целесообразной с технической и экономической точек зрения. В настоящее время очень много электроприемников (прокатные станы, дуговые сталеплавильные печи, выпрямительные установки, электрифицированный транспорт, электролиз) с резкопеременными нагрузками либо неравномерностью их распределения по фазам и наличием несинусоидальных токов и напряжений. Все это приводит к нарушению качества электроэнергии.

        

 6.2 Показатели качества электроэнергии

 

 Показатели качества электроэнергии подразделяются на две группы: основные и дополнительные. Основные показатели определяют свойства электроэнергии, характеризующие ее качество.

К основным показателям качества электроэнергии, для которых установлены допустимые значения относятся: отклонение частоты, отклонение напряжения, колебание напряжения, коэффициент g-й гармонической составляющей, коэффициент обратной последовательности напряжений, коэффициент нулевой последовательности напряжений.

Отклонение частоты – это разность между действительным и номинальным значением частоты.

 

                                                 Df = f – f .

 

Отклонение частоты одинаково для всей энергосистемы, так как значение частоты в данный момент времени определяется частотой вращения генераторов. В нормальных установившихся режимах все генераторы имеют синхронную частоту. Поэтому отклонение частоты – это общесистемный показатель качества электроэнергии.

 В реальных режимах электрических сетей напряжения в узловых точках всегда отличаются от номинальных. Поэтому показатели качества напряжения имеют разные значения в различных точках электрической сети.

Отклонение напряжения – это разность между действительным значением напряжения и его номинальным значением

 

                                      δU_у = U - U,

          

 или в процентах от номинального

                                               

                          δU_у = .                                                              (6.1)

Колебание напряжения – это разность между наибольшим и наименьшим значением напряжения, в % от номинального

                     

                             ΔU_t%=.                                             (6.2)

Коэффициент обратной последовательности напряжения – это показатель качества, определяющий несимметрию напряжений %

 

                                 (6.3)

 

 где U - действующее значение напряжения обратной последовательности основной частоты трехфазной системы напряжений.

Аналогично определяется коэффициент нулевой последовательности напряжений K трехфазной четырехпроводной системы. Коэффициент K определяется аналогично (6.3), только вместо U используется действующее значение нулевой последовательности основной частоты U.

        Коэффициент несинусоидальности кривой напряжений

 

                                   , 

 где U - действующее значение g-й гармонической составляющей напряжения,

       g - порядок гармонической составляющей напряжения;

        n – порядок последней из учитываемых гармонических составляющих напряжения.

 

 Допустимые значения показателей качества электроэнергии:

                                                                                  

 

                                                                         

                                                                           Нормальное    Максимальное

 

Установившееся отклонение напряжения, %              ± 5                       ±10

Коэффициент несинусоидальности, % не

более, в электрической сети напряжением

         до 1 кв                                                                        8                          12

         6-20 кВ                                                                       5                            8

        35 кВ                                                                           4                            6

        110 кВ и выше                                                            2                            3

Коэффициент обратной последовательности

напряжений, %, не более                                                   2                            4

Коэффициент нулевой последовательности

напряжений, %, не более                                                   2                            4

Отклонение  частоты, Гц                                                 ±0,2                       ±0,4     

         

 6.3 Задача регулирования напряжения в электрических сетях

 

Для обеспечения требований, предъявляемых к качеству напряжения электроприемниками и электроаппаратами, значения напряжений в каждой точке электрической сети должны находиться в определенных допустимых пределах.  Практический допустимый режим напряжений без применения специальных регулирующих устройств может быть обеспечен только при условии, что суммарные потери напряжения в сети относительно небольшие. Это имеет место в электрических сетях небольшой длины с малым числом промежуточных трансформаций.

Современные электрические системы характеризуются многоступенчатой трансформацией и большой длиной линии различных напряжений. Суммарная величина потерь напряжения при передаче электроэнергии от источников до потребителей получается большой. При изменении значений нагрузок от наименьших до наибольших суммарные потери напряжения также изменяются. В результате на зажимах электроприемников имеет место изменение напряжения в значительных пределах, превышающих допустимые. В этих условиях нельзя обеспечить требуемое качество напряжения без применения специальных регулирующих устройств.

Задачей регулирования напряжения является намеренное изменение режима напряжений в отдельных пунктах сети по заранее заданным законам. Более надежным и экономичным является автоматическое регулирование напряжения. Законы регулирования напряжения должны устанавливаться из условий обеспечения наиболее экономичной совместной источников реактивной мощности, электрических сетей и присоединенных к ним электроприемников. Выбор исходных положений для регулирования напряжения во многом зависит от местных условий, типа сети, состава электроприемников и т.п.

         Задачи регулирования напряжения по разному решаются в условиях проектирования и эксплуатации электрических сетей.

В процессе проектирования электрических сетей выбираются средства регулирования, регулировочные диапазоны, ступени регулирования, места установки соответствующих устройств, системы автоматического регулирования.

Задачи регулирования напряжения в процессе эксплуатации электрических сетей связаны с наиболее полным и  экономичным использованием имеющихся средств. В связи с текущим изменением условий работы электрической сети (изменением нагрузок, оборудования сети, ее параметров и схемы соединений) требуется проводить соответствующие мероприятия по улучшению режима напряжений. К ним относятся: изменение коэффициентов трансформации у нерегулируемых под нагрузкой трансформаторов, дополнительная автоматизация уже имеющихся устройств, изменение уставок автоматических  регуляторов напряжения и применяемых систем автоматического регулирования напряжения и т.п. Иногда требуется и проведение реконструкции сети.

        

 6.4  Способы изменения и регулирования напряжения в сети

 

 Рассмотрим на примере распределительной сети, присоединенной к шинам центра питания (ЦП), какие способы изменения и регулирования напряжения могут быть применены для обеспечения технически допустимых отклонений напряжений у электроприемников. Величина этих отклонений зависит от многих факторов: режима напряжений в центре питания, потери напряжения в элементах сети, наличия в этой сети дополнительных регулирующих устройств.

       На рисунке 6.1 представлена схема распределительной сети

 

                                        Рисунок 6.1

          

 Для данной схемы запишем выражение, связывающее отклонение напряжения V на шинах ЦП и отклонение напряжения у электроприемника ЭП.

                                                                               (6.4)

 

 где V и V - текущие значения отклонения от номинального напряжения;

                -    сумма значений потерь напряжения в n элементах сети (линиях, трансформаторах), включенных последовательно между ЦП и ЭП.

                   

                                    =                                (6.5)

 где     -       сумма добавок напряжения, получаемых за счет выбора различных коэффициентов трансформации у m включенных последовательно на участке ЦП-ЭП нерегулируемых и регулируемых трансформаторов или автотрансформаторов;

        Р и Q -    соответственно активная и реактивная мощности на участке “к” сети;

                R и Х - активное и реактивное сопротивление к-го элемента сети.

Формула (6.4) справедлива как для максимального, так и для минимального режимов

                            ,                                        (6.6 а)

                             .                                        (6.6 б)

 

Вычитая (6.6 б) из (6.6 а) получим выражение для возможного диапазона отклонений напряжений на шинах ЭП в рассматриваемых условиях

           

  .     (6.7)

 

Из анализа приведенных формул видно, что для обеспечения некоторых заранее заданных значений отклонений напряжения у ЭП могут быть использованы следующие способы:

 а) изменение режима напряжений или регулирование напряжения на шинах ЦП;

 б) изменение значения потери напряжения в отдельных элементах сети (линиях, трансформаторах) или на нескольких участках сети одновременно;

 в) изменение коэффициента трансформации нерегулируемых и регулируемых под нагрузкой трансформаторов и автотрансформаторов, включенных на участках сети ЦП-ЭП. При этом изменяются величины соответствующих добавок напряжения.

 Регулирование напряжения на ЦП обычно приводит к изменению режима напряжений во всей присоединенной к ЦП сети. Поэтому данный способ регулирования называют централизованным регулированием напряжения. Все остальные способы относятся к так называемому местному регулированию напряжения, приводящему к изменению режима напряжений в ограниченной части  распределительной сети. Местное регулирование напряжения можно подразделить на групповое и индивидуальное. Групповое регулирование осуществляется для группы потребителей, а индивидуальное – в основном в специальных целях.

         Нагрузка потребителей меняется не только в течение суток, но и в течение всего года. Например, наибольшая нагрузка в течение года бывает в период осенне-зимнего максимума, наименьшая – в летний период. В этом случае имеет место так называемое встречное регулирование напряжения. Оно заключается в изменении напряжения в зависимости не только от суточных, то также и от сезонных изменений нагрузки в течение года. Предусматривает поддержание повышенного напряжения на шинах электрических станций в период наибольшей нагрузки и его снижение до номинального в период наименьшей нагрузки.   

 В режиме наибольших нагрузок напряжение увеличивают до значения

                           

                                         U=1,05U,                                              (6.8)

 

а в режиме наименьших нагрузок

                            

                                         U=1,0U.                                                            (6.9)

                                                                                      

 6.5 Регулирование напряжения изменением коэффициентов      трансформации трансформаторов и автотрансформаторов

 

Трансформаторы и автотрансформаторы, кроме основных ответвлений, имеют еще и дополнительные регулировочные ответвления. Изменяя эти ответвления, можно изменить коэффициент трансформации (в пределах 10–20 %).

По конструктивному исполнению различают трансформаторы двух типов: с переключением регулировочных ответвлений без возбуждения, т.е. с отключением от сети (трансформаторы с ПБВ); с переключением регулировочных ответвлений под нагрузкой (трансформаторы с РПН). Регулировочные ответвления выполняются на стороне высшего напряжения трансформатора. При этом облегчается переключающее устройство.

В настоящее время все трансформаторы 35 кВ и выше имеют устройства РПН. Чтобы переключить регулировочное ответвление в трансформаторе с ПБВ, его необходимо отключить от сети. Такие переключения производятся редко только при сезонном изменений нагрузок.

Трансформаторы с ПБВ изготовляются с основным и некоторыми дополнительными ответвлениями. Основное ответвление имеет напряжение, равное номинальному напряжению сети, к которой присоединяются данные трансформаторы (6, 10 кВ). При основном ответвлении коэффициент трансформации трансформатора называется номинальным. При использовании четырех дополнительных ответвлений коэффициент трансформации отличается от номинального на +5; +2,5; -2,5 и –5%.

Трансформаторы со встроенным устройством РПН отличаются от трансформаторов с ПБВ наличием специального переключающего устройства, а также увеличенным числом ступеней регулировочных ответвлений и величиной диапазона регулирования. Например, для трансформаторов с номинальным напряжением основного ответвления обмотки ВН на 115 кВ предусматриваются диапазоны регулирования ±16% при ±9 ступенях регулирования по 1,78% каждая.

На рисунке 6.2 представлена принципиальная схема трансформатора с РПН. Обмотка ВН этого трансформатора состоит из двух частей – нерегулируемой “а” и регулируемой “б”.

                                           Рисунок 6.2

 

 На регулируемой части имеется ряд ответвлений к неподвижным контактам 1-4. Ответвления 1-2 соответствуют части витков, включенных согласно с витками основной обмотки. При включении ответвлений 1-2 коэффициент трансформации трансформатора увеличивается. Ответвления 3-4 соответствуют части витков, соединенных встречно по отношению к виткам основной обмотки. Их включение уменьшает коэффициент трансформации, так как компенсирует действие части витков основной обмотки. Основным выводом обмотки ВН трансформатора является точка 0. Число витков, действующих согласно и встречно с витками основной обмотки, может быть неодинаковым.

На регулируемой части “б” обмотки имеется переключающее устройство, состоящее из подвижных контактов “в” и “г”,  контакторов К1 и К2 и реактора Р. Середина обмотки реактора соединена с нерегулируемой частью обмотки “а” трансформатора. В переменном режиме ток нагрузки обмотки ВН распределяется поровну между половинами обмотки реактора. Поэтому магнитный поток маленький и потеря напряжения в реакторе небольшая.

Допустим, что требуется переключить устройство РПН с ответвления 2 на 1. При этом отключают контактор К1, переводят подвижный контакт “в” на контакт ответвления 1 и опять включают контакт К1. Таким образом, секция 1-2 обмотки оказывается замкнутой на обмотку реактора Р. Значительная индуктивность реактора ограничивает уравнительный ток, который возникает в результате наличия напряжения на секции 1-2 обмотки. После этого отключают контактор К2, переводят подвижный контакт на контакт ответвления 1 и включают контактор К2.

Реактор и все неподвижные и подвижные контакты, переключающие устройства размещают в баке трансформатора. Контакторы помещают в отдельном стальном кожухе, залитом маслом и укрепленном снаружи бака трансформатора. Такая конструкция облегчает проведение ревизии контактов и смену масла.

При реконструкции существующих сетей, в которых имеются трансформаторы без регулировки под нагрузкой, используют так называемые линейные регулировочные трансформаторы (ЛР). Для регулирования напряжения они включаются последовательно с нерегулируемым трансформатором (рисунок 6.3 а). Для регулирования напряжения на отходящих линиях линейные регуляторы включаются непосредственно в линию (рисунок 6.3б).

 

                                                Рисунок 6.3

     

 Автотрансформаторы 220 кВ и выше выпускаются с РПН, встроенным на линейном конце обмотки среднего напряжения. В этом случае можно изменить под нагрузкой коэффициент трансформации  только для обмоток высшего и среднего напряжения. Если требуется одновременно изменить под нагрузкой коэффициент трансформации между обмотками высшего и низшего напряжений, то необходимо установить дополнительно линейный регулятор последовательно с обмоткой низшего напряжения автотрансформатора. По экономическим соображениям такое решение оказывается более целесообразным, чем изготовление автотрансформаторовс двумя встроенными устройствами РПН.

 

6.6 Регулирование напряжения изменением параметров сети

 

Напряжение у потребителей зависит от величины потери напряжения в сети, которое в свою очередь зависит от параметров сети. В питающих сетях, где х>r, потеря напряжения в значительной степени определяется реактивным сопротивлением линии, которое мало зависит от сечения. Изменение реактивного сопротивления применяют для регулирования напряжения. Потеря напряжения в сети определяется выражением

                               

                                 .

          Чтобы изменить реактивное сопротивление необходимо включить в линию конденсаторы. При этом потеря напряжения в линии

   

                               .                                                (6.10)

          Последовательное включение конденсаторов в линию называют продольной компенсацией. Установка продольной компенсации (УПК) дает возможность компенсировать индуктивное сопротивление и уменьшить потерю напряжения в линии (см. рисунок 6.4).

 

Рисунок 6.4

 

На рисунке 6.4 б представлена векторная диаграмма токов и напряжений линии с УПК. Вектор падения напряжения на конденсаторе U= jIX (отрезок сс) сдвинут по фазе на 180 относительно вектора падения напряжения на индуктивном сопротивлении линии U= jIX (отрезок вс). Соответственно этому потеря напряжения в линии  определяется отрезком аd (вместо аd в линии без конденсаторов).

Таким образом, последовательно включенные в линию конденсаторы компенсируют часть ее индуктивного сопротивления и тем самым уменьшают реактивную составляющую потери напряжения в линии.

Для УПК отношение емкостного сопротивления конденсаторов к индуктивному сопротивлению линии, выраженное в процентах, называется степенью компенсаци

                       

                                    .                                                          (6.11)

          

На практике применяют частичную компенсацию (С<100%) реактивного сопротивления линии. Полная или избыточная компенсация (С>100%) в распределительных сетях обычно не применяется, так как это связано с возможностью появления в сети перенапряжений.

Применение УПК позволяет улучшить режимы напряжений в сетях. Наиболее эффективно применение УПК для снижения отклонений напряжения на перегруженных радиальных линиях.

                        

 6.7 Регулирование напряжения изменением потоков реактивной            мощности

 

Реактивная мощность может вырабатываться не только генераторами станций, но и другими источниками реактивной мощности, компенсирующими устройствами КУ, в качестве которых могут использоваться батареи конденсаторов, синхронные компенсаторы (двигатели).

Мощность КУ для установки в сети определяется специальными технико-экономическими расчетами с учетом баланса реактивной мощности в соответствующем узле электрической системы. Установка КУ позволяет улучшить режим напряжения в сети и у потребителей электроэнергии.

На рисунке 6.5а  представлена упрощенная схема электрической сети, состоящей из линии с сопротивлениями R и X. В конце линии параллельно нагрузке включена неуправляемая батарея конденсаторов БК, генерирующая реактивную мощность jQ. При включении БК по линии передается меньшая реактивная мощность, равная Q-Q, что приводит к снижению потери напряжения и изменению режима напряжений в данной сети.

         Потеря напряжения в линии при установке БК определяется

 

                       .                                                       (5.12)               

                                       Рисунок 6.5

 

 

 

 На рисунках 6.5 б,в приведены векторные диаграммы напряжений и мощностей соответственно для режимов максимальных и минимальных нагрузок.

 Из диаграммы видно, что в режимах максимальных нагрузок при наличии БК уменьшается величина падения напряжения в сети (равная геометрической разности отрезков ос и оа при отсутствии БК и отрезков ос и оа при наличии БК). Таким образом, при некотором заданном напряжении U в начале линии при наличии БК улучшается режим напряжений в конце линии.

В режимах малых нагрузок резко уменьшаются размеры треугольника падений напряжения аbс, соответствующего мощности нагрузки. В то же время размеры треугольника падения напряжения cde, соответствующего мощности БК, остаются практически неизменными. В этих режимах напряжение  в конце линии может превышать напряжение U, что иногда может оказаться нежелательным или недопустимым.

Отсюда следует, что возможно и целесообразно автоматически изменять мощность БК в целях регулирования напряжения в сети.

Аналогичное изменение режима напряжений в сети имеет место в случае использования в качестве компенсирующего устройства синхронных компенсаторов (двигателей). В режиме перевозбуждения СК генерирует реактивную мощность jQ, а в режиме перевозбуждения потребляет jQ. Это свойство синхронных компенсаторов может быть использовано как для повышения, так и для снижения напряжения на шинах нагрузки при неизменной величине напряжения в начале линии.

Влияние СК на режим напряжений в сети показано на рисунке 6.5в,г. При этом условно принято, что мощность КУ в режиме максимальных нагрузок равна мощности БК, т.е. jQ= jQ. В режиме малых нагрузок СК потребляет реактивную мощность jQ (см.рисунок 6.5г).

           

                                     Список литературы

 

1. Блок  В.М. Электрические сети и системы.- М.: Высшая школа, 1986.-430 с.

2. Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов.- М.: Энергоатомиздат, 1989.- 592 с.

3. Электрические  системы: Электрические сети./ Под.ред. В.А. Веникова.—М.: Высшая школа, 1997.- 427 с.

4. Электрические системы и сети в примерах и иллюстрациях: Учеб. пособие для электроэнерг. спец.  Под.ред. В.А. Строева.– М.: Высш. шк., 1999.- 350 с.

5. Евдокунин Г.А. Электрические системы и сети: Учебное пособие для студентов электроэнергетических спец. вузов. – СПб: Издательство Сизова М.П., 2001.- 685 с.

6. Герасименко А.А. Передача и распределение электроэнергии: Учеб. пособие. – Ростов-на Дону: Феникс, 2006.- 615 с.

                                      Содержание

Введение          

1 Общие понятия об электроэнергетических системах и электрических  сетях          

1 1.1 1.1 Электрическая сеть как часть электроэнергетической системы                       

1.2 Классификация электрических сетей                                                                  

1.3 Требования, предъявляемые к электричеким сетям                                           

1.4 Задачи расчетов электрических сетей                                                                  

2  Основные сведения о конструкции электрических сетей                                    

2.1 Конструктивные элементы воздушных линий электропередачи                      

2.2 Основные сведения о конструкции кабелей                                                      

3 Характеристики  и параметры элементов электрической сети                           

3.1 Схемы замещения, параметры воздушных и кабельных линий                      

3.2 Схемы замещения, параметры трансформаторов и автотрансформаторов    

3.3 Определение потерь мощности и энергии в линиях                                            

3.4 Потери мощности и энергии в трансформаторах                                              

4 Расчеты рабочих режимов разомкнутых и простых замкнутых  элеэлектрических сетей              

 4.1 Задачи расчета режима сети, основные допущения                                         

 4.2 Расчет линии с нагрузкой на конце по потере напряжения                             

 4.3 Расчеты режима разомкнутых электрических сетей                                        

 4.4 Расчеты режима кольцевых сетей                                                                      

 4.5 Расчеты режима линий с двухсторонним питанием при различающихся

 напряжениях источников питания                                                                            

 4.6 Расчет сложно-замкнутых сетей методом преобразования сети                     

 5 Рабочие режимы электрических систем                                                                

 5.1 Баланс активных мощностей и его связь с регулированием частоты             

 5.2 Регулирование частоты в электрических системах                                          

 5.3 Регулирование частоты в послеаварийных режимах                                       

 5.4 Баланс реактивных мощностей и его связь с регулированием напряжения  

 5.5 Источники реактивной мощности в электрических сетях                               

 6 Качество электроэнергии и регулирование напряжения в   электрических сетях        

  6.1 Влияние качества электроэнергии на работу электроприемников и   электроаппаратов

  6.2 Показатели качества электроэнергии                                                               

  6.3 Задача регулирования напряжения в электрических сетях                           

  6.4 Способы изменения и регулирования напряжения в сети                               

  6.5 Регулирование напряжения изменением коэффициента трансформации

 трансформаторов и автотрансформаторов                                                               

  6.6 Регулирование напряжения изменение параметров сети                                 

  6.7   Регулирование напряжения изменением потоков реактивной мощности    

  Список литературы