25. Метод экономических интервалов нагрузки.

Применяется для выбора сечений сетей 35-750 кВ. Для принятых на данном номинальном напряжении стандартных сечений проводов рассчитывают приведенные затраты З1км в зависимости от наибольшего тока линии (рис. 6.3).

Из рис. видно, что в интервале I наиболее экономично сечение F1 (т.е. З1км для этого сечения меньше, чем для других сечений), в интервале II – сечение F2, а интервале III – сечение F3.

При использовании экономических интервалов тока необходимо уточнение понятия наибольшего тока линии. Сечения проводов надо выбирать по расчетной токовой нагрузке линии Iр, которая определяется по выражению:

,

где

Iнб – ток в линии на пятый год ее эксплуатации в нормальном режиме, определяемый для линий питающей и распределительной сетей из расчета режима, соответствующего максимуму нагрузки энергосистемы;

ai – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии;

aт – коэффициент, учитывающий число часов использования наибольшей нагрузки линии Тнб и коэффициент ее попадания в максимум энергосистемы км.

Экономические интервалы токов находятся для сечений, которые равны минимально допустимым по условиям короны или больше них. Поэтому проверять по условиям короны надо только воздушные линии 110 кВ и выше, прокладываемые по трассам с отметками выше 1500 м над уровнем моря.

Проверять по допустимым потерям и отклонениям напряжения сечения воздушных линий 35 кВ и выше не надо, так как повышение уровня напряжения путем увеличения сечения проводов таких линий экономически нецелесообразно.

Сечения проводов воздушных линий необходимо проверить по допустимому нагреву в послеаварийном режиме.

26. Выбор сечений проводов по допустимой потере напряжения.

Метод применяется для выбора сечений в распределительных сетях, где очень важным является фактор потерь напряжения, т.к. способы регулирования напряжения в таких сетях весьма ограничены.

Допустимая потеря напряжения ∆Uдоп – это такая потери напряжения, при которой отклонения напряжения на зажимах электроприемников не выходят за пределы предусмотренных ГОСТ технически допустимых значений. Формула для определения потери напряжения в распределительных сетях:

.

Из рис. видно, что удельное реактивное сопротивление линии хо мало зависит от сечения. В распределительных сетях его значение для воздушных линий хо≈0,4 Ом/км, для КЛ 6-10 кВ хо≈0,09 Ом/км, для КЛ Uном<1кВ хо≈0,06Ом/км.

Порядок выбора сечения по допустимой потере напряжения следующий.

1. Подставляя в формулу значения нагрузок P, Q, длину линии L, ∆Uдоп, среднее значение хо, находят значение R.

2. Зная R, находят ro = R/L.

3. По справочным данным находят стандартное сечение, соответствующее рассчитанному ro.

4. Далее выполняют проверки по нагреву в нормальном и послеаварийном режимах и по механической прочности.

27. Статические характеристики регуляторов турбин. Первичное регулирование частоты.

В нормальном режиме энергосистемы регулированию подлежат в основном отклонения частоты, обусловленные изменением состава и мощности потребителей. Эти изменения мощности в течение суток составляют 20—50 %. Весьма важно знать максимальную скорость изменения нагрузки. В современных энергосистемах она достигает 1,5% в минуту и 5—15% в час.

Рис. 3.7. Характеристики регулятора скорости: а — астатическая; б — статическая.

Для регулирования частоты турбины электростанций снабжают регуляторами скорости. Регулировочная способность турбин определяется характеристиками регуляторов скорости. Характеристики бывают астатические (рис. 3.7, а) и статические (рис. 3.7. б).

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 (см. рис. 3.7, б) происходит автоматический набор нагрузки с Р₀ до Р₁. При дальнейшем снижении частоты мощность генератора будет расти до тех пор, пока не станет равной номинальной.

Наклон характеристики выражают крутизной. С увеличением крутизны статическая характеристика превращается в астатическую. При малейшем отклонении частоты турбины с астатическими характеристиками могут набирать сразу номинальную нагрузку, что обеспечивает быстрое регулирование. Однако при параллельной работе нескольких генераторов астатические характеристики непригодны, так как не обеспечивают однозначного устойчивого распределения нагрузки между станциями. Поэтому в энергосистемах применяют, как правило, турбины со статическими характеристиками.

Рис, 3,8, Первичное регулирование Рис. 3.9. Первичное регулирование

частоты при наличии резерва частоты при отсутствии

на генераторах. резерва мощности.

Рассмотрим теперь процесс регулирования частоты, построив на одном чертеже характеристику регулятора скорости турбины Р_г =φ(f) и частотную статическую характеристику активной нагрузки потребителей Р_н = φ(f) (рис. 3.8). С допустимым приближением их можно считать прямыми линиями. При номинальной частоте fн в точке О мощность нагрузки равна мощности генераторов: Р_н⁼P_Г. Пусть теперь по какой-то причине (например, из-за уменьшения нагрузки одной из станцией) частота уменьшилась на ∆f1 •и стала равной f1 Тогда по статической характеристике Рн мощность нагрузки уменьшится на величину ∆Р_н, а мощность генераторов увеличится на ∆ Р_г, и общий дефицит мощности определится отрезком ∆Р=∆Р_г+∆Р_н .Процесс изменения мощностей генераторов и потребителей при отклонении частоты, стремящийся сохранить прежнее значение частоты, называют первичным регулированием. Из рис. 3.8 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 генерируемой мощности ∆Р приведет к большему снижению частоты ∆f₂ (рис. 3.9). При полном использовании мощности станций _ первичное регулирование частоты происходит только за счет изменения мощности потребителей.

Изменение частоты в процессе первичного регулирования зависит от крутизны частотных характеристик турбин и нагрузки. Под, крутизной характеристики понимают отношение процентного изменения мощности к процентному изменению частоты.