Лекции эл. сети для спец. ЭС Вихарев
.docЭлектроэнергетика часть 1 – Электрические сети
Лекции для специальности «Электрические станции», 3 курс
Вихарев Александр Павлович, кафедра ЭЭС
Литература
1). Конспект лекций
2). Герасименко А. А., Федин В. Т. «Передача и распределение электрической энергии». Учебное пособие, 2006 г.
3). Идельчик В. И. «Электрические системы и сети», 1989 г.
4). Вычегжанин А. В., Черепанова Г. А. «Проектирование сетевого района». Учебно-методическое пособие.
5). Вычегжанин А. В., Черепанова Г. А. «Установившиеся режимы электрических сетей в примерах и задачах». Киров, 2009
6). Справочник по проектированию электроэнергетических систем, С. С. Рокотян, И. П. Шапиро, 1985 г.
Общие положения
Понятие электрической и электроэнергетической системы
Энергетическая система
Энергетической системой называют совокупность электрических станций, электрических и тепловых сетей и потребителей электрической и тепловой энергии, объединенных между собой и связанных общностью режима.
Электроэнергетическая система (ЭЭС) – совокупность электрических частей электрических станций, электрических сетей и потребителей электроэнергии, связанных непрерывностью процесса производства, распределения и потребления электроэнергии.
Электрическая сеть – совокупность электроустановок для передачи и распределения электроэнергии, состоящая из ЛЭП и подстанций.
Линии электропередачи (ЛЭП) – электроустановки для передачи электрической энергии.
Структура электроэнергетической системы:
Современная структура
1). Генерирующие компании (ТГК и ОГК)
2). Федеральные электрические сети (ФСК) – межсистемные ЛЭП
3). Региональные электрические сети (РСК), которые объединяются в МРСК (межрегиональные)
4). Системный оператор (диспетчерское управление) – РДУ
5). Энергосбыт
Преимущества объединения электроэнергетических систем:
1). Увеличивается надежность работы каждой из систем
2). Использование несовпадения максимумов нагрузки
3). Меньшие резервы активной мощности
4). Позволяет осуществлять совместную работу тепловых и гидравлических станций
5). Использование генерирующих агрегатов большой единичной мощности
Классификация электрических сетей:
По нескольким признакам:
1). По роду тока:
а). постоянного
б). переменного
2). По величине номинального напряжения:
а). низкого напряжения (до 1 кВ)
б). высокого напряжения (до 330 кВ)
в). сверхвысокого напряжения (до 1000 кВ)
д). ультравысокого напряжения (выше 1000 кВ)
3). По характеру потребителей:
а). промышленные
б). городские
в). сельские
4). По конфигурации:
а). замкнутые
б). разомкнутые
5). По выполняемым функциям:
а).системообразующие сети. Напряжения 330, 500, 750, 1150 кВ. Осуществляют формирование объединенной энергосистемы России, соединяя между собой мощные электростанции и обеспечивая их функционирование как единого целого
б). питающие сети – для распределения электроэнергии от шин электрических станций и от подстанций системообразующей сети. Напряжения 35, 110, 150, 220 кВ
в). распределительные сети – распределяют электроэнергию от шин подстанций питающей сети к потребителям. Напряжения 6, 10, 35 кВ.
6). По режиму работы нейтрали:
а). с глухозаземленной нейтралью
б). с изолированной нейтралью
в). с эффективно заземленной нейтралью
Номинальные напряжения электрических сетей
Номинальное напряжение электрической сети – такое напряжение, на которое эта сеть рассчитана в условиях нормальной работы. Работа с номинальным напряжением – наиболее эффективна.
Различают номинальные напряжения источников, сети и потребителей. У источников номинальное напряжение на 5-10% выше, чем у потребителей и сетей – для того, чтобы компенсировать падение напряжения при передаче от источников к потребителю.
Существует стандартный ряд напряжений, кВ:
(3); 6; 10; (20); 35; 110; (150); 220; 330; 500; 750; 1150
В скобках – не рекомендуемые значения.
Характеристики и параметры ЭЭС
Схемы замещения ЛЭП
При расчетах установившихся режимов ЭЭС используются математические модели ЛЭП, трансформаторов и других элементов. Эти модели называются схемами замещения.
Для ЛЭП относительно небольшой длины – до 400 км, используются схемы замещения с сосредоточенными параметрами.
Воздушные ЛЭП напряжением 110 кВ и выше длиной до 400 км при расчетах установившихся режимов представляются П-образной схемы замещения.
и
– активное и реактивное сопротивление
линии соответственно
и
– активная и реактивная проводимость
линии соответственно
Активное сопротивление линии обусловлено потерями мощности и энергии на нагрев проводов.
– погонное сопротивление,
Приводятся в справочниках при
Реактивное сопротивление обусловлено магнитными потоками взаимной индукции фазных проводов
- для
– радиус провода
– среднее геометрическое расстояние
между фазными проводами,
Если фазы ЛЭП расщеплены, то вместо
.
Расщепление фаз выполняется для увеличения эквивалентной поверхности проводов, что необходимо для уменьшения интенсивности коронного разряда.
Минимальные допустимые сечения проводов:
Uном
не
бывает короны
70
мм2
240
мм2
600
мм2
Например 500 кВ:
И при расщеплении фаз:
Активная проводимость обусловлена двумя видами потерь активной мощности:
– потери от тока утечки через изоляцию
– потери на коронный разряд. Так как для изоляции проводов ЛЭП используются материалы с высокой изоляционной способностью, то потери от токов утечки малы и ими можно пренебречь. Если на ЛЭП применяются провода с минимально допустимыми или бо́льшими сечениями, то потери от коронного разряда также малы и ими можно пренебречь (для линий напряжением 110-220 кВ).
Реактивная проводимость (емкостная). Обусловлена емкостями между фазными проводами и между проводами и землей.
При выполнении расчетов линий 110-220 кВ используется упрощенная схема замещения
Во второй схеме вместо ветвей с проводимостями учитывается реактивная зарядная мощность, генерируемая емкостью линии. Верхние индексы «н» и «к» означают начало и конец линии и эти мощности равны половине всей зарядной мощности:
Ic – емкостной ток
Для ВЛ 35 кВ и ниже не учитывают зарядную мощность:
Кабельные ЛЭП представляются также П-образной схемой замещения
Т.к. для КЛ Dср примерно в 100 раз меньше, чем для ВЛ, реактивное сопротивление кабеля становится малым по сравнению с активным и его не учитывают.
Несмотря на то, что емкостная проводимость КЛ больше, чем ВЛ, но для КЛ напряжением 6-10 кВ зарядная мощность Qс все равно будет незначительной, поэтому ее можно не учитывать.
Для КЛ 6-10 кВ
Схемы замещения трансформаторов и автотрансформаторов
Двухобмоточные трансформаторы
Г-образная схема замещения
– ток намагничивания
Прежде чем выполнять расчеты схемы замещения необходимо привести ее параметры к одному напряжению, при этом электромагнитные связи заменяются электрическими.
Приводят обычно к высшему напряжению. Пересчет сопротивлений обмоток:
– сопротивление обмотки низшего
напряжения, приведенное к высшему:
Активное и реактивное сопротивление схемы замещения трансформатора представляют собой сумму сопротивлений: сопротивление обмотки высшего напряжения и сопротивление обмотки низшего напряжения, приведенного к высшему:
;
Ветвь сопротивлений – продольная, а ветвь проводимостей – поперечная. Активная проводимость обусловлена потерями активной мощности в стали от тока намагничивания, реактивная – магнитным потоком взаимоиндукции в обмотках трансформатора.
В расчетах электрических сетей используется упрощенная схема:
– потери холостого хода
Каждый трансформатор имеет т.н. паспорт – табличка, который включает следующие данные:
1). Номинальная мощность
Sном [кВ·А, МВ·А]
2). Номинальное напряжение
UВ ном, UН ном [кВ]
3). Опыты
Iх,%; ΔPх [кВт] – ток ХХ и потери ХХ
uк,%; ΔPк [кВт] – напряжение КЗ и потери КЗ
Параметры ветви намагничивания схемы замещения трансформатора определяются по результатам опыта ХХ. Вторичная обмотка размыкается, а на первичную подается номинальное напряжение. При этом измеряются потери активной мощности ΔPх и ток холостого хода Iх,%.
;
Чтобы выразить ΔQх через паспотрные данные, поступают следующим образом: делают допущение
Сопротивление в схеме замещения трансформатора определяется по результатам опыта КЗ. Замыкается накоротко вторичная обмотка и на первичную подается такое напряжение, чтобы ток в обмотках был номинальным. Измеряются потери ΔPх и напряжение на первичной обмотке uк,%.
Для определения реактивного сопротивления
пренебрегают активным:
Трехобмоточные трансформаторы
Применяются на электростанциях и подстанциях для связи трех напряжений.
У трехобмоточного трансформатора обмотки связаны электромагнитным полем.
Схема замещения:
Опыт ХХ не отличается от опыта ХХ для двухобмоточного трансформатора.
Три опыта КЗ:
1). В-Н. обмотка НН закорачивается, обмотка СН разомкнута, а на обмотку ВН подается такое напряжение, чтобы токи в обмотках ВН и НН были равны номинальному:
ΔPкВН; uкВН,%
2). В-С. закорачивается обмотка СН, обмотка НН разомкнута, а на обмотку ВН подается такое напряжение, чтобы токи в обмотках ВН и СН были равны номинальному:
ΔPкВС; uкВС,%
3). С-Н. Закорачивается обмотка НН, обмотка ВН – разомкнута, а на обмотку СН подается такое напряжение, чтобы ток в обмотках НН и СН был равен номинальному:
ΔPкСН; uкСН,%
Т.к. в результате опыта КЗ ΔPк и uк,% получены на пару обмоток, а нам необходимо их иметь на каждую обмотку в отдельности, то полученные результаты пересчитываются по формулам:
Аналогично – и для uк,%:
По найденным значениям ΔPк и uк,% по вышеприведенным формулам рассчитываются сопротивления для схемы замещения трехобмоточного трансформатора.
uкВН,%; ΔPкВН
uкВС,%; ΔPкВС
uкСН,%; ΔPкСН
И остальные – как для двухобмоточного. В настоящее время трехобмоточные трансформаторы выпускаются с одинаковыми номинальными мощностями обмоток.
Автотрансформаторы
Используются на электрических станциях и подстанциях для связи трех напряжений
Особенность автотрансформатора в том, что между последовательной и общей обмоткой связь как через электромагнитное поле, так и гальваническая, а между ними и обмоткой НН – только через поле.
Номинальной мощностью АТ называется мощность, которую он может принять из сети ВН или передать в эту сеть при номинальных условиях работы.
Последовательная обмотка рассчитана на типовую мощность
– коэффициент выгодности
Обмотка НН – также на мощность, меньшую
номинальной:
Для АТ 220-330 кВ:
Вывод: таким образом, через автотрансформатор можно передать мощность, бо́льшую той, на которую выполнены его обмотки, за счет этого АТ более выгоден, чем трехобмоточный трансформатор аналогичной мощности и напряжения.
Схема замещения АТ – как и для трехобмоточных трансформаторов (см. выше).
Паспортные данные. Из-за того, что обмотки АТ выполнены на разную мощность, ΔPк получаются приведенные к разным мощностям:
Если есть индекс «Н», то приведены к мощности обмотки НН, поэтому прежде чем выполнять расчеты, необходимо провести потери КЗ к номинальной мощности АТ:
Трансформаторы с расщепленной обмоткой
Являются разновидностью трехобмоточных трансформаторов.
Обмотка НН выполнена из двух частей, расположенных симметрично по отношению к обмотке ВН. Напряжения обеих частей одинаковы, а мощность каждой – часть номинальной мощности трансформатора. Схема замещения аналогична схеме замещения трехобмоточного тр-ра:
Достоинства: большое сопротивление току КЗ между ветвями, что дает возможность ограничивать ток КЗ на стороне НН. Используется на ПС и ЭС. Подключаются к разным секциям шин или генераторам.
Статические характеристики потребителей электроэнергии
Потребители различаются по характеру: промышленные предприятия, жилые дома, коммунально-бытовые предприятия, сельскохозяйственные потребители.
Самый распространенный потребитель – асинхронный двигатель.
Рассмотрим характерный для ЭЭС нашей страны состав потребителей:
1). Мелкие асинхронные двигатели – 34%
2). Крупные асинхронные двигатели – 14%
3). Освещение – 25%
4). Выпрямители и инверторы, печи и нагревательные приборы – 10%
5). Синхронные двигатели – 10%
6). Потери мощности в сетях – 17÷19%
Важнейшей характеристикой потребителей является их активная и реактивная мощность.
Статическими характеристиками потребителей называют зависимости активной и реактивной мощности от напряжения и частоты при медленном изменении параметров режима:
Pн = f(U)
Qн = f(U)
Pн = f(f)
Qн = f(f)
Динамическими характеристиками будут называться те же зависимости, но при быстром изменении параметров режима.
Чтобы получить точные статические характеристики необходимо проводить сложные и длительные испытания. В тех случаях, когда невозможно иметь реальные статические характеристики, в расчетах используются обобщенные типовые статические характеристики, которые получены расчетным путем для вышеперечисленного состава потребителей.
,
,
– приведенные величины, в относительных
единицах. За базисное значение принимается
значение в предыдущем режиме.
Представление нагрузок в расчетах установившихся режимов электрических сетей
Все элементы электрической сети можно разделить на пассивные и активные.
Пассивные – ЛЭП, трансформаторы; в расчетах установившихся режимов задаются сопротивлениями.
Активные элементы – потребители (нагрузки) и генераторы.
Потребители представляются следующим образом:
1). Постоянным по величине электрическим током
Такое представление используется при расчетах распределительных сетей низкого напряжения (до 1000 В), а также городских, сельских и промышленных сетей напряжением менее 35 кВ.
Уравнения, описывающие установившиеся режимы, являются линейными.
2). Постоянная по величине мощность
Применяется при расчетах питающих сетей.
В этом случае неизвестным является напряжение в узлах сети. Это означает, что в узле задается нелинейный источник тока. Поэтому уравнения будут нелинейными.
3). Постоянные проводимости или сопротивления
Заданы статические характеристики в виде квадратичных функций:
;
Такой способ задания используется при расчетах электромагнитных переходных процессах.
4). Статические характеристики
Pн = f(U)
Qн = f(U)
Наиболее точный способ задания, но приводит к усложнению расчетов.
Применяется при расчетах послеаварийных режимов.
5). Случайным током
Используется в сетях с большой долей электротяговой нагрузки.
Представление генераторов при расчетах установившихся режимов ЭЭС
Генераторы при расчетах установившихся режимов электрических сетей представляется в виде источников питания.
1). Постоянная по величине активная и реактивная мощность
;
Как нагрузка, но с противоположным знаком.
Не совсем отвечает реальности, т.к. активную мощность генератора можно поддерживать постоянной, а реактивную – нет.
2). Постоянная активная мощность и постоянный модуль напряжения
Более точный способ.
3). Постоянное по модулю и фазе напряжение
Балансирующий источник питания.
Потери мощности и энергии в элементах электроэнергетических сетей
При передаче электроэнергии от источников к потребителям часть энергии расходуется на нагрев проводов и создание электромагнитных полей. Этот расход и принято называть потерями. Это расход электроэнергии на ее доставку.
Потери мощности в ЛЭП
Активная и реактивная мощность
Из формул видно, что потери активной и реактивной мощности зависят от активных и реактивных мощностей в линии. Потери ΔP и ΔQ обратно пропорциональны квадрату напряжения линии. Кроме того, на ЛЭП имеют место потери активной мощности на коронный разряд и ЛЭП является генератором зарядной мощности Qс.
Потери мощности в трансформаторах
Четыре вида потерь мощности в тр-рах:
1). Потери активной мощности в обмотках. Расходуются на нагрев проводов
2). Потери активной мощности холостого хода. На создание вихревых токов в сердечнике и перемагничивание.
– постоянная величина
3). Потери реактивной мощности в обмотках, расходуются на создание потоков рассеяния.
4). Потери реактивной мощности при холостом ходе. Расходуются на создание намагничивающей мощности.
Если параллельно включены k трансформаторов, то потери ХХ увеличиваются в k раз, а потери в обмотках уменьшаются в k раз.
;
Потери электроэнергии в элементах электрических сетей
W – активная электроэнергия
ΔW – потери электроэнергии
Если постоянная во времени мощность
ΔW=ΔP·t
Метод расчета потерь электроэнергии по графикам нагрузок элементов сети
Графиком нагрузки называется зависимость активной или реактивной мощности, проходящей по электрической сети от времени. Бывают суточные и годовые. Это плавная линия, но для расчета ее заменяют ступенчатой.
Лето:
tз = 200 сут
Зима: tл = 165 сут
Весь год делится на два больших периода: осенне-зимний и весенне-летний. Соответственно, минимальное и максимальное значение.
Характеристики графиков:
1). Минимальная и максимальная мощность
2). Среднесуточная мощность:
3). Время наибольшей нагрузки Tнб
Чаще всего годовой график строится по продолжительности по суточным графикам. Продолжительность года – 8760 часов.
Порядок расчета потерь электроэнергии
1).
Pi, Qi – мощности на i-й ступени
r – активное сопротивление, элемента, для которого ведется расчет
2).
Δti – длительность ступени
3).
n – число ступеней в графике
Преимущества:
1). Высокая точность (при условии, что имеются реальные графики)
Недостатки:
1). Реальные графики имеют большое число ступеней (каждый час или 30 минут), поэтому ручной расчет трудоемкий
2). Не для всех элементов имеются реальные графики
Метод расчета по времени наибольших потерь
Этот метод основывается на двух понятиях:
Время использования наибольшей нагрузки Tнб (Тmax)