1.3. Электроэнергетика

1. Показатели качества электроэнергии.

2. Защита воздушных и кабельных линий.

Воздушные и кабельные линии электропередачи, имея большую протяженность, подвержены повреждениям в большей степени, чем другое электрическое оборудование. Особенно это относится к воздушным линиям, которые подвержены повреждениям от грозовых ударов, гололеда, сильного ветра, загрязнения изоляторов и т. п. Кабельные линии, проложенные в земле, могут повреждаться из-за ухудшенных условий охлаждения, коррозии оболочек кабеля, осадки почвы, а также при земляных работах.

Указанные выше, а также другие причины повреждений могут вызывать короткие замыкания фаз между собой и на землю. Поэтому для быстрого отключения поврежденных линий они должны быть оборудованы релейной защитой, действующей на отключение.

При этом в электрических сетях, работающих с заземленными нулевыми точками трансформаторов, должна действовать на отключение как защита от междуфазных, так и от однофазных к. з., а в сети, работающей с изолированными нулевыми точками трансформаторов, только защита от междуфазных к. з.

Замыкание на землю одной фазы в сети, работающей с изолированными нулевыми точками трансформаторов, не вызывает нарушения работы потребителей электрической энергии (см. гл. 1 и § 8-11). Поэтому защита от замыканий па землю с действием на отключение в этих сетях, как правило, не применяется, но для ускорения отыскания места повреждения устанавливается защита с действием на сигнал.

Защиты линий отличаются многообразием и определяются главным образом схемой работы линии, напряжением сети и ответственностью питаемых потребителей [Л. 5, 7, 41].

Для защиты линий с односторонним питанием применяются: максимальная токовая защита, токовая отсечка, токовая поперечная дифференциальная защита параллельных линий, направленная токовая поперечная дифференциальная защита параллельных линий.

Для защиты линий с двусторонним питанием, кроме указанных выше защит, применяются: максимальная направленная защита, направленная отсечка, продольная дифференциальная защита, дистанционная защита, высокочастотная защита.

Максимальная токовая защита и токовые отсечки подробно рассмотрены в гл. 7. Принципы действия других защит, применяемых для защиты линий электропередачи, рассмотрены в гл. 8.

Максимальная токовая защита используется главным образом для защиты радиальных линий с односторонним питанием. В кольцевой сети, в сети с двусторонним питанием и особенно в сложных сетях с несколькими источниками питания максимальная токовая защита в большинстве случаев не может обеспечить селективного действия.

3. Основные требования к электроэнергетическим системам.

Электроэнергетическая система — электрическая часть энергосистемы и питающиеся от неё приёмники электрической энергии, объединённые общностью процесса производства, передачи, распределения и потребления электрической энергии.

В любом режиме (режим – это состояние системы, в котором происходят те или иные процессы, характеризуемые параметрами режима – ток, напряжение, ЭДС, частота, мощности; два крайних режима – х.х. и к.з., переходный, установившейся), в системе должны быть обеспечены требования нормативного характера:

- удовлетворительное качество энергии (напряжение, частота, косинус ф – основные показатели качества);

- достаточная надежность электроснабжения без перерывов и снижения качества;

- высокая экономичность, т.е. снабжение потребителей энергией при удовлетворительном качестве, достаточной надежности, возможно меньших средств на ее производство, передачу и распределение.

4. Релейная защита синхронных и асинхронных двигателей.

5. Распределительные сети силовой и осветительной нагрузки.

В предыдущем разделе рассмотрены системы передачи ЭЭ, одна из функций которых заключается в доставке энергии к центрам питания (районам) распределительных сетей. В качестве таких центров рассматриваются подстанции со вторичным напряжением 6-110 кВ, а так же шины генераторного напряжения ТЭЦ. Назначение распределительных сетей – доставка электроэнергии непосрсдственно потребителям напряжением 6—10 кВ, распределение электроэнергии между подстанциями б—110/0,38—35 кВ района элсктропотрсбления, сбор мощ­ности, производимой небольшими станциями (теплофикационными и гидравли­ческими), мощности которых составляют десятки, иногда сотни мегаватт.

Непрерывный рост во времени этих мощностей приводит к постоянному увеличе­нию номинального напряжения распределительных сетей. Так, еще до недавнего времени распределительные функции возлагались главным образом на сети 6—35 кВ электро­снабжения отдельных групп потребителей. Назначение сетей 110 кВ заключалось в пере­даче (без промежуточных отборов) этих потоков до зон (территорий) их распределения.

На современном этапе электрификации, развития хозяйственно-экономической деятельности, сопровождающегося увеличением охвата этих тер­риторий и количества крупных энергоемких предприятий, распределительные функции возлагаются на питающие сети 110 кВ, а в некоторых ЭЭС перешли к разветвленным линиям электропередачи 220 кВ. Кроме того, рост мощностей, по­требляемых промышленными предприятиями, крупными городами, приводит к необходимости применения глубокого ввода линий 110—220 кВ, т. е. максималь­ного приближения повышенных напряжений к узлам, районам электропотребле­ния. (Выбор номинального напряжения рассматривается в разд. 12.5). Поэтому необходимо отметить условность деления системы передачи и распределения ЭЭ на системообразующие, протяженные сети (системы передачи ЭЭ) и системы распределения ЭЭ по их номинальному напряжению.

Итак, систему распределения ЭЭ составляют сети напряжением 6—150 (220) кВ, включающие в себя две-три ступени (уровня) напряжения с трансформациями 110 (150)/35/6—10 кВ или 220/35/6—10 кВ. Уровень среднего напряжения (СН) соответству­ет сетям напряжениям 110—150 (220) кВ, питающимся от сетей высшего напряжения (ВН) 330—750 кВ системы передачи ЭЭ через трансформацию ВН/СН. Уровень низше­го напряжения представлен сетями напряжением 6—35 кВ, питающимися от сетей СН с трансформацией СН/НН 110—150 (220)/6—35 кВ, или напрямую от сетей ВН с транс­формацией ВН/НН с напряжениями 220—330/6—35 кВ. Низковольтные сети 0,22—0,66 кВ также относятся к низшему уровню, образующемуся в результате дополнительной трансформации 6—35/0,22—0,66 кВ.

Возможности распределительных сетей по величине передаваемой мощности и дальности электропередачи отражают данные табл. 1.1. Так, распределительные сети СН передают мощности в десятки мегаватт, сети НН доставляют мощности по­требителям от нескольких сотен киловатт до нескольких мегаватт. Низковольтные или потребительские сети питают непосредственно аппараты промышленного или бытового назначения. Нагрузки, питаемые этими сетями 0,22—0,38 кВ (за исключе­нием промышленных) имеют мощности от долей киловатт до нескольких киловатт, в промышленных сетях 0,38—0,66 кВ передаваемая мощность составляет от не­скольких десятков и реже до нескольких сотен киловатт.

Электрические сети системы распределения ЭЭ специфичны по структуре (составу), конфигурации и электрическим режимам и поэтому выделены в от­дельный класс напряжением до 150 (220) кВ.

Структура сети определяется их назначением. В частности, сети СН 110—220 кВ, выполняемые, за редким исключением, воздушными линиями, соединены авто­трансформаторной связью, содержат крупные подстанции районного значения и мо­гут объединять электростанции небольшой мощности. Сети НН 0,38—35 кВ, рассчи­танные на распределение и доставку ЭЭ значительно меньших мощностей, в опреде­ленной мере отражают отраслевую принадлежность и могут быть выполнены как воз­душными, так и кабельными. Так, сети 35 кВ внешнего электроснабжения промыш­ленных предприятий и городов, сельской электрификации 0,38—35 кВ выполняются воздушными линиями; городские сети 0,38—10 кВ, сети внутреннего электроснабже­ния промышленных предприятий преимущественно кабельные.

Во многом режимная специфика распределительных сетей определяется их конфигурацией. Конфигурация схемы сети зависит от взаимного расположения центров питания, приемных подстанций и от требований обеспечения надежности (резервирования) электроснабжения (см. разд. 12.4).

Распределительные сети могут выполняться разомкнутыми и замкнутыми. При разомкнутой конфигурации — в виде радиальной (рис. 1.11, о) и магистральной (рис. 1.11,6) схем с одним центром питания (ЦП). При магистральной конфигурации сети затрачивается меньше проводников и коммутационной аппаратуры, чем при радиаль­ном ее исполнении. Кроме того, по причине меньшей суммарной протяженности ВЛ уменьшается расход опор, изоляторов, линейной арматуры и др. Поэтому магистраль­ные сети дешевле радиальных. Однако они менее надежны, потому что отключение головного участка выводит из работы все электроприемники, получающие питание по данной магистрали. Вместе с тем магистральные сети, выполненные шинопроводами, обеспечивают высокую надежность [10, 19].

Распределительные сети СН 110—220 кВ снабжают электроэнергией боль­шие районы электропотребления, поэтому выполняются преимущественно резер­вированными, например, в виде радиально-магистральных схем с одним центром питания (рис. 1.12). Причем нерезервированные разомкнутые -схемы следует рас­сматривать как первую очередь сооружения (развития) резервированной сети — при возможности их резервирования по сети СН или НН.

Рис. 1.11. Разомкнутая нерезервированная конфигурация ( а — радиальная; б — магистральная

Двойная радиально-магистральная сеть за счет дублирования линии (на од­них или разных опорах) обеспечивает резервирование питания потребителей (рис. 1.12). Эта схема характеризуется равномерной загрузкой обеих линий, что соот­ветствует минимуму потерь, не вызывает увеличения токов короткого замыкания в смежных участках сети, позволяет осуществлять четкое ведение режима работы. Технико-экономические исследования и анализ области применения такой конфигурации показывает, что ее применение (как правило, на двухцепных опо­рах) эффективнее при небольших расстояниях от потребителей до ЦП и при вы­соких уровнях нагрузки, например, для электроснабжения промышленных пред­приятий и отдельных районов городов на напряжении 110 кВ [6, 20] (см. разд. 11.5). Преимуществами разомкнутых сетей является простая конфигурация схе­мы, низкая стоимость, минимальные затраты проводникового металла и оборудо­вания. Отсутствие перегрузок в аварийных режимах позволяет вести расчет и вы­бирать сечения проводов только по нормальному режиму работы [21].

Две радиальные нерезервированные сети (рис. 1.13), питающиеся от одного центра, при развитии за счет подключения новых участков, удлиняющих магист­рали (показано пунктиром), могут быть преобразованы в замкнутую сеть кольце­вой конфигурации (петлевая схема) или в сеть с двумя источниками питания (рис. 1.14, а), что позволяет резервировать питание потребителей.

Рис. 1.12. Радиально-магистральная резервированная конфигурация схемы сети

Достоинством радиально-магистральной и кольцевой схем является незави­симость потокораспределения от потоков сети ВН, отсутствие влияния токов ко­ротких замыканий в прилегающих сетях, возможность присоединения подстанций по простейшим схемам (см. разд. 11.3).

Широкое применение находят замкнутая одинарная или двойная сеть, опи­рающаяся на два ЦП (сеть с двусторонним питанием), что позволяет охватить значительную территорию между двумя источниками (рис. 1.14, 6). Одинарная сеть от двух ЦП может быть образована в результате развития (показано пункти­ром) магистральных участков, подключенных к разным источникам (рис. 1.14, а). Данная конфигурация применяется в сетях ПО кВ для электрификации сельской местности, а также в распределительных сетях 220 кВ, обеспечивая с наименьши-ми затратами максимальный охват территории. Возможности данной конфигура­ции ограничиваются пропускной способностью головных участков, т. с. при от­ключении одного из них необходимо обеспечить электроснабжение всех подстан­ций сети; в зависимости от мощности трансформаторов ограничено количество подстанций. Двойная конфигурация (рис. 1.14, б) обладает большей пропускной способностью, применяется в сетях 110 кВ систем электроснабжения городов (см. разд. 11.5), а также в сетях 110—220 кВ для электроснабжения протяженных по­требителей — электрифицируемых железных дорог и трубопроводов [6, 20].

Рис. 1.13. Замкнутая кольцевая конфигурация сети с одним центром питания

Рис. 1.14. Конфигурация сети с двусторонним питанием: а — одинарная; б—двойная

Присоединение новых подстанций в ближайших пунктах с целью снижения суммарной длины линии по сравнению с присоединением по кратчайшему к источни­ку пути приводит к созданию сложно-замкнутых (многоконтурных) конфигураций, обладающих высокой надежностью электроснабжения (рис. 1.15). Расчет анализ ре­жимов, защита замкнутых сетей, управление ими — задачи более сложные, чем для разомкнутых сетей. Сложно-замкнутые сети дороже радиально-магистральных; их использование выгодно только при большой стоимости перерывов электроснабжения, например, в системах электроснабжения больших городов.

Рис.1.15. Сложно-замкнутая конфигурация сети

Рис. 1.16. Сложно-замкнутая конфигурация сети двух номинальных напряжений

При развитии такой системы в результате наложения сети более высокого но­минального напряжения сеть СН преобразуется в двухступенчатую 220/110 кВ с авто­трансформаторной связью (рис. 1.16). Распределительные сети СН ПО—220 кВ, как правило, многоконтурные: возможна параллельная работа участков сетей одного на­пряжения и сетей различных классов напряжения, осуществляемая через связующие автотрансформаторы с РПН, и поэтому они сильно связаны электрически, имеют об­щий режим. По топологическим свойствам, составу, режимной взаимосвязанности се­ти 110—220 кВ близки к системообразующим сетям 330—750 кВ. Наряду с повыше­нием надежности электроснабжения такая конфигурация системы распределения ЭЭ сопровождается (с большей вероятностью) неэкономичным потокораспределением при параллельной работе сетей как одного, так и разных напряжений и повышенным уровнем токов короткого замыкания, что вызывает необходимость секционирования (деления) сети в нормальных режимах. Основы оптимизации электрических режимов систем передачи и распределения ЭЭ рассматриваются в главе 13.

Распределительные сети НН 0,38-35 кВ выполняют преимущественно разомкнутой и магистральной конфигурации получают питание одного (рис 1.11—1.13) или двух центров (рис. 1.14—1.16). В отдельных слу­чаях эти сети сооружаются как замкнутые (рис. 1.13, 1.14, а), но эксплуатируемые в разомкнутом режиме (например, в городских сетях). В этих схемах при наруше­нии питания по одной из линий включается резервный участок - перемычка (показан пунктирной линией), который в нормальном режиме разомкнут. При этом электроснабжение осуществляется через резервный участок до восстановления

поврежденной ЛЭП.

Главная особенность распределительных сетей НН — их массовость. Коли­чество трансформаторных пунктов, участков сетей достигает в пределах сетевого предприятия несколько сотен. Поэтому в этих сетях для изменения, улучшения режима напряжения используют простые недорогие устройства: трансформаторы без автоматического регулирования и преимущественно нерегулируемые конден­саторные батареи. Задача регулирования напряжения возлагается на ЦП сетей. Вопросы регулирования напряжения рассматриваются в главе 10.

Распределительные сети НН и особенно сети 0,38—10 кВ, сильно разветв­ленные, характеризуются большой суммарной протяженностью. Для уменьшения отрицательного влияния перетоков реактивной мощности, вызванных низким значением естественного коэффициента мощности основной массы потребителей, экономически целесообразна высокая или полная ее компенсация с помощью конденсаторных батарей.

Схемное построение и функционирование распределительных сетей опре­деляется требуемой надежностью электроснабжения, отраслевой принадлежно­стью, характером потребителей.

Сети электрического освещения подразделяются на питающие, распределительные и групповые.

Питающая осветительная сеть – сеть от распределительного устройства подстанции или ответвления от воздушных линий электропередачи до вводного устройства (ВУ), вводно-распределительного устройства (ВРУ), главного распределительного щита (ГРЩ).

Распределительная сеть – сеть от ВУ, ВРУ, ГРЩ до распределительных пунктов, щитков и пунктов питания освещения.

Групповая сеть – сеть от щитков до светильников, штепсельных розеток и других электроприемников.

Питание электрического освещения осуществляется, как правило, совместно с силовыми электроприемниками от общих трехфазных силовых трансформаторов с глухозаземленной нейтралью и номинальным напряжением на низкой стороне равным 400/230 В. Номинальное напряжение в таких сетях составляет 380/220 В.

Питание осветительной установки может производиться как от отдельных осветительных трансформаторов, так и от общих, совмещенных трансформаторов, питающих одновременно и силовую нагрузку. Отдельные осветительные трансформаторы устанавливают редко, когда силовые трансформаторы питают такую нагрузку, как сварочные аппараты или крупные двигатели, при включении которых резко изменяется напряжение.

Групповой щиток – устройство, в котором установлены аппараты защиты и коммутационные аппараты (или только аппараты защиты) для отдельных групп светильников, штепсельных розеток и стационарных электроприемников.

От распределительных щитов подстанций, питание осветительных сетей производится самостоятельными отдельными линиями. Каждый из них питает один или несколько групповых щитов в зависимости от их мощности и взаимного расположения. При питании магистралью трех и более (групповых) щитков их следует применять с аппаратами управления на вводе. В зданиях без естественного света вводные аппараты рекомендуется устанавливать на каждом из групповых щитков освещения, исключая те случаи, когда каждый щиток питается самостоятельной линией.

6. Технико-экономические расчеты в системах электроснабжения.

7. Расчет режима линии электропередачи с равномерно распределенной нагрузкой.

8. Релейная защита синхронных генераторов.

9. Источники и потребители реактивной мощности в электрических системах. Компенсация реактивной мощности.

Реактивная мощность – составляющая полной мощности, которая в зависимости от параметров, схемы и режима работы электрической сети вызывает дополнительные потери активной электрической энергии и ухудшение показателей качества электрической энергии.

Реактивная электрическая энергия – вызванная электромагнитной несбалансированностью электроустановок технологически вредная циркуляция электрической энергии между источниками электроснабжения и приемниками переменного электрического тока.

Основными потребителями реактивной мощности в электрических системах являются трансформаторы, воздушные электрические линии, асинхронные двигатели, вентильные преобразователи, индукционные электропечи, сварочные агрегаты и другие нагрузки.

Реактивная мощность может генерироваться не только генераторами, но и компенсирующими устройствами-конденсаторами, синхронными компенсаторами или статистическими источниками реактивной мощности (ИРМ), которые можно установить на подстанциях электрической сети.

Компенсирующие устройства — элемент электрической сети. Условно их разделяют на устройства: а) для компенсации реактивной мощности, потребляемой нагрузками и в элементах сети (поперечно включаемые батареи конденсаторов, синхронные компенсаторы, синхронные двигатели и тому подобные устройства), б) для компенсации реактивных параметров линий (продольно включаемые батареи конденсаторов, поперечно включаемые реакторы и т.д.)

Синхронные двигатели

Являются элементами «пассивной» компенсации реактивной мощности, иными словами, при использовании некоторого количества синхронных двигателей вместо асинхронных потребляемая из сети реактивная мощность уменьшается, что уменьшает и расходы на компенсацию, но с другой стороны, увеличивает расходы на содержание и обслуживание синхронных электродвигателей.

Синхронный компенсатор (СК) представляет собой синхронный двигатель облегчённой конструкции, предназначенный для работы на холостом ходу. При работе в режиме перевозбуждения СК является генератором реактивной мощности. Наибольшая мощность СК в режиме перевозбуждения называется его номинальной мощностью. При работе в режиме недовозбуждения СК является потребителем реактивной мощности. По конструктивным условиям СК обычно не может потреблять из сети такую же реактивную мощность, которую он может генерировать. Изменение тока возбуждения СК обычно автоматизируется. При работе СК из сети потребляется активная мощность порядка 2-4%.

Конденсаторные установки

(другие названия: батарея статических конденсаторов «БСК», устройство компенсации реактивной мощности «УКРМ»)

Электроустановка, предназначенная для компенсации реактивной мощности. Конструктивно представляет собой конденсаторы (разг. «банки»), обычно соединенные по схеме треугольник и разделенные на несколько ступеней с разной емкостью, и устройство управления ими. Устройство управления чаще всего способно автоматически поддерживать заданный коэффициент мощности на нужном уровне переключением числа включенных в сеть «банок».

Дополнительно конденсаторная установка может содержать в себе фильтры высших гармоник.

Для безопасного обслуживания каждый конденсатор установки снабжается разрядным контуром для снятия остаточного заряда при отключении от сети.

10. Компоновка, выбор напряжения и выполнение распределительных сетей силовой и осветительной нагрузки.

ВЫБОР КОНФИГУРАЦИИ И НОМИНАЛЬНОГО НАПРЯЖЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

На первом этапе проектирования электрической сети разрабатывается ряд возможных конфигураций (топологий сети). На последующих этапах выбираются параметры сети для намеченных конфигураций и производится их технико-экономическое сравнение. Конфигурация сети, ее протяженность, число цепей линий на каждом из участков непосредственно влияют на выбор номинального напряжения. Другой важнейший фактор при выборе напряжения — это предпола­гаемые нагрузки на участках сети.

Варианты конфигураций сети формируются, исходя из двух основных тре­бований: общая длина сети должна быть как можно меньше; должны быть обес­печены требования надежности электроснабжения потребителей, изложенные в параграфе 12.4. Примеры формирования конфигурации сети для электроснабже­ния потребителей 1, 2, 3 от источника питания ИП приведены на рис. 12.6.

Для выбора номинального напряжения каждой из линий, кроме ее длины, необходимо знать мощность, которая будет передаваться по ней в нормальном режиме. С этой целью находят приближенное потокораспределение в каждом из вариантов сети без учета потерь мощности. В разомкнутых сетях это делается простым суммированием мощностей на каждом из участков. В замкнутой сети для нахождения потокораспределения необходимо знать сопротивления участков, которые неизвестны, т. к. еще не выбраны площади сечения проводов. Поэтому при ручных расчетах используют метод контурных уравнений для однородной се­ти, который позволяет найти потоки мощности только по длинам участков без знания номинальных напряжений и площади сечений проводов. При расчетах на ЭВМ приближенное потокораспределение можно найти по программам расчета установившихся режимов, приняв номинальное напряжение сети заведомо завы­шенным, например, 500 или 750 кВ, чтобы потери мощности не искажали потокораспределение, а удельные сопротивления всех линии средневзвешенными, на­пример.

Рис. 12.6. Варианты конфигурации сети:

а — расположение источника питания и потребителей;

5 — разомкнутая сеть с одноцепными линиями; в — разомкнутая

сеть с частично двухцепными линиями; г — замкнутая сеть

При выбранном номинальном напряжении выполняют новые расчеты пото­ков мощности, по которым определяют площади сечения проводов. Расчеты вы­полняют для режима наибольших нагрузок и наиболее тяжелых послеаварийных режимов. Если в послеаварийных режимах напряжения в удаленных от источни­ков питания узлах оказываются ниже 0,9 выбранного номинального напряжения, то необходимо уточнить конфигурацию сети, число цепей на отдельных участках сети или принятое номинальное напряжение.

При построении конфигурации сети необходимо обеспечивать возможность выдачи всей мощности электростанций в послеаварийных режимах, т. е. преду­сматривать выдачу мощности в сеть не менее чем по двум линиям. В одном и том же контуре замкнутой сети целесообразно применять одно номинальное напря­жение, иногда — два, но не более. Если по результатам расчетов потоков мощно­сти отдельные участки сети загружены слабо и, следовательно, для них потребу­ется выбирать напряжение существенно ниже, чем для других участков, то это свидетельствует о неудачном выборе конфигурации сети.

Международная электротехническая комиссия (МЭК) рекомендует к при­менению следующие номинальные напряжения электрических сетей выше 1000 В Для систем с частотой 50 Гц, кВ: 3,0; 3,3; 6,0; 6,6; 10; 11; 20; 22; 33; 35; 66; 69; 110; 45; 132; 138; 220; 230. При более высоких напряжениях рекомендуются наи­большие рабочие напряжения электрооборудования, кВ: 363; 420; 525; 765; 1200.

На территории стран СНГ функционируют электрические сети, соответствую­щие ГОСТ 721-77 со следующими номинальными междуфазными напряжениями, кВ: (3); 6; 10; 20; 35; 110; (150); 220; 330; 500; 750; 1150. Напряжения, указанные в скобках не рекомендуются для вновь проектируемых сетей. Как видно, приведенная шка­ла номинальных напряжений соответствует рекомендациям МЭК.

Каждое номинальное напряжение имеет свою экономически целесообраз­ную область применения. Так, напряжение 6 кВ имеется о распределительных се­тях городов и промышленных предприятий, 10 кВ предназначено для распределе­ния электроэнергии в городах, сельской местности и на территории промышлен­ных предприятий. Напряжение 20 кВ может быть эффективным в сельской мест­ности К сетям 35 и 110 кВ через соответствующие центры питания подключают­ся распределительные сети 6—10 кВ.

Электрические сети напряжением 110 кВ используются для внешнего элек­троснабжения городов, промышленных предприятий, компрессорных станций га­зопроводов, тяговых подстанций электрифицированных железных дорог и др. Они также наряду с более высокими напряжениями применяются для выдачи мощности от электростанций и подстанций.

Исследования показали, что при напряжении выше 110 кВ в одном географиче­ском районе использовать всю шкалу номинальных напряжений нецелесообразно. Поэтому обычно стремятся применять одну из систем напряжений: 110—220—500— 1500 кВ или ПО (150)—330—750 кВ. Сочетания напряжений из указанных систем вынужденно должны применяться для стыковки сетей, относящихся к различным гео­графическим районам. В зависимости от плотности нагрузок может оказываться целе­сообразным исключение какой-либо ступени напряжения.

Итак, в конкретном географическом районе возможны следующие системы напряжений, кВ:

0,38 — 6(10) — 35 — 110 — 220 — 500 — 1150; 0,38 — 6(10) — 35 — НО — 330 — 750; 0,38 — 20 — ПО — 220 — 500 — 1150; 0,38 — 20— 110 — 330 — 750; 0,38 — 6(10) — 110 — 220 — 500 — 1150; 0,38 — 6(10) — ПО — 500 — 1150; 0,38 — 6(10) — ПО — 330 — 750.

Как уже отмечалось, наивыгоднейшее напряжение линии электропередачи зависит от передаваемой мощности, длины линии и числа цепей.

С ледует, однако, отметить, что при конкретном проектировании инженер весьма ограничен в выборе номинального напряжения. Электрическая сеть, как правило, не проектируется «с нуля». Она представляет собой динамически разви­вающийся объект. Поэтому проектирование сводится к развитию сети, когда ее новые отдельные участки необходимо привязать к уже существующей сети. В этих условиях номинальное напряжение новых участков во многом предопре­делено напряжениями, уже имеющимися в данном географическом районе. Тем не менее, для предварительной оценки целесообразного напряжения оказывается весьма полезным знание его зависимости от дальности передачи и передаваемой мощности на одну цепь:

Приведем одну из известных эмпирических формул, которая позволяет сде­лать такую оценку 16]:

(12.39)

где Р - в МВт, L — в км.

Данная формула рекомендуется для определения номинальных напряжении

от 35 до 1150 кВ.

Наряду с эмпирическими формулами в [6] для предварительного выбора напряжения рекомендуется использовать экономические области номинальных напряжений, приведенные на рис. 12.7. Эти области были построены с примене­нием формулы приведенных затрат

где 3_Л и 3_ПС — приведенные затраты в линию и подстанцию.

Задавшись двумя смежными номинальными напряжениями U_1НОM и U_2НОМ можно записать уравнение

Подставляя в него различные длины линии L и вычисляя мощность Р, мож­но построить кривые с координатами Р и L (рис. 12.7). Каждая из кривых здесь соответствует равенству приведенных затрат при смежных напряжениях для раз-яичных сочетаний Р и L, а зоны между кривыми — есть экономические области соответствующих номинальных напряжений. Например, при известных мощности Р = 600 МВт и длине L = 400 км попадаем в зону выше кривой 2, соответствую­щей равной экономичности напряжений 500 и 220 кВ. Следовательно, выгоднее рассматривать напряжение 500 кВ. Если же Р = 200 МВт и L = 400 км, то лучшим должно считаться напряжение 220 кВ.

Более подробно теоретическое обоснование выбора номинального напря­жения изложено в [8, 24,69].

В заключение заметим, что окончательный выбор напряжения электриче­ской сети должен производиться на основании технико-экономического сравне­ния вариантов по одному из критериев, приведенных в параграфе 12.3.

11. Источники и потребители реактивной мощности в электрических системах.

12. Активная и реактивная мощность электроэнергетических систем. Баланс мощности. Регулирующий эффект нагрузки.

32. Баланс мощности энергосистемы

Система показателей, характеризующая соответствие суммы значений нагрузки энергосистемы и потребной резервной мощности величине располагаемой мощности энергосистемы

44. Регулирующий эффект нагрузки электроэнергетической системы по напряжению Регулирующий эффект нагрузки по напряжению	Изменение активной или реактивной нагрузки электроэнергетической системы при изменении напряжения, препятствующее данному возмущению
45. Регулирующий эффект нагрузки электроэнергетической системы по частоте Регулирующий эффект нагрузки по частоте	Изменение активной или реактивной нагрузки электроэнергетической системы при изменении частоты, препятствующее данному возмущению

13. Электрическая система. Структура. Свойства. Схема замещения.

Электроэнергетическая (электрическая) система (ЭЭС) (рис. 1.1) — совокупность электрической части электростанций, электрических сетей (сетей электропередач) и потребителей электроэнергии (электроприемников), а также устройств управления, регулирования и защиты, объединенных в одно целое общ­ностью режима и непрерывностью (одновременностью) процессов производства, передачи и потребления электрической энергии.

Энергетическая система (энергосистема) — объединение электростанций, электрических и тепловых сетей (ТС) и ряда установок и устройств для производ­ства, передачи, распределения и потребления электрической и тепловой энергии (рис. 1.1). Установки и устройства: источники энергии — паровые котлы (ПК) или гидротехнические сооружения (ГТС), турбины (Т), генераторы (Г), нагрузки — потребители электрические (ЭН) и тепловые (ПТ) и др.

Более широким понятием, чем электрическая сеть, является понятие «.сис­тема электроснабжения». Она объединяет в себе все электроустановки, предна­значенные для обеспечения потребителей электрической энергией. Из рис. 1.1 яс­но, что система электроснабжения эквивалентна (с учетом ЭП) электрической части энергетической системы — электроэнергетической системе.

Электрическая сеть или эквивалентная ей система передачи и распределе­ния электрической энергии, являющаяся частью электроэнергетической системы (рис. 1.1), должна удовлетворять ряду требований [5, 6]: обеспечивать надежное, а в отдельных случаях — бесперебойное электроснабжение, устойчивость работы, питать потребители электроэнергией нормированного качества, удовлетворять условиям экономичности сооружения, эксплуатации и развития (расширения), безопасности и удобства эксплуатации, учитывать возможность выполнения ре­лейной защиты, режимной и противоаварийной автоматики.

В настоящее время производство, передача электроэнергии во всех странах мира осуществляется преимущественно на трехфазном переменном токе 50 Гц или 60 Гц. Это объясняется следующими причинами. Основными потребителями являются электропривода различных механизмов, для которых применяют про­стые и надежные трехфазные асинхронные двигатели. Вращающееся электромаг­нитное поле — естественное свойство трехфазной системы. Производство элек­троэнергии технически возможно как генераторами переменного тока, так и по­стоянного тока, рабочее напряжение которых ограничено по конструктивным соображениям до 30 кВ. Для обеспечения экономичности передачи электроэнергии на дальние расстояния необходимо напряжение, значительно превышающее но­минальное напряжение генераторов. Непосредственная трансформация постоян­ного тока невозможна. Поэтому повышение напряжения при токах в несколько тысяч ампер возможно только с помощью явления электромагнитной индукции и трансформаторов, что создает возможность для последующей эффективной пере­дачи электроэнергии переменным током. Потребление электроэнергии произво­дится на относительно низком напряжения — сотни, тысячи вольт. Поэтому на приемном конце электропередачи необходимо снова использовать трансформа­торные устройства. Переменный ток выявил свои преимущества после изобрете­ния трансформатора. По этим двум причинам цепочка: производство, передача и потребление осуществляется, как правило, на переменном токе [7].

Доставка ЭЭ от электростанции к электроприемникам в общем случае осуще­ствляется сетями различного класса номинального напряжения, т. е. выводы генера­торов на электростанциях и электроприемников разделяют сети нескольких ступе­ней трансформации. На рис. 1.2 представлена принципиальная упрощенная схема передачи и распределения ЭЭ, охватывающая все ступени (классы) номинального напряжения. Условная схема отдельной электропередачи в направлении передачи энергии от электрической станции ЭС к электроприемникам ЭП имеет пять линий различного класса напряжения и пять подстанций (ПС1 — ПС5), ступеней транс­формации. Например, если подстанция ПС1 соединяет выводы генератора с ЛЭП 500кВ, то возможными напряжениями линий последующих ступеней будут 220 (330), ПО (150), 35, 10, 0,38 кВ. Чем ниже напряжение сети, тем больше количество линий она имеет и тем меньшая мощность передается по каждой из них.

Рис. 1.2. Условная схема системы передачи и распределения электроэнергии

Свойства линий электропередачи и электрических сетей переменного тока рассматриваются в дальнейшем. Приведем краткую характеристику электропере­дачи постоянного тока.

Для передачи электроэнергии постоянным током сооружаются преобразова­тельные подстанции — выпрямительная (ВПС) на питающем конце электропередачи, преобразующая после трансформации на высокое напряжение переменный ток в по­стоянный с незначительными пульсациями с последующей передачей энергии на рас­стояние, и инверторная (ИПС) на переменном конце с обратным преобразованием по­стоянного тока в переменный для трансформации на низкое напряжение [7].

Упрощенная схема, поясняющая состав главных элементов и общий прин­цип работы линии постоянного тока, дана на рис. 1.3. Для обеспечения работы преобразовательных подстанций необходима значительная реактивная мощность (примерно 50% от передаваемой активной). Эта мощность должна покрываться генераторами, имеющимися в системе, и источниками реактивной мощности (ИРМ), компенсирующими устройствами большой мощности, устанавливаемыми поблизости от преобразователей. Для сглаживания пульсаций тока и ограничения скорости возрастания его при повреждениях в линию включают реакторы.

Рис. 1.3. Принципиальная схема электропередачи постоянного тока

До настоящего времени не созданы удовлетворительной конструкции вы­ключатели постоянного тока высокого напряжения. Отключение линий постоян­ного тока (ЛПТ) производится закрытием вентилей ВПС. Поэтому электропере­дача постоянного тока имеет блоковую схему: ВПС— ЛПТ — ИПСбез присоеди­нения других ИПСв промежуточных пунктах линии. Техническая трудность осу­ществления разветвленных линий электропередачи постоянного тока вызвана также особенностями их режимного регулирования, обеспечения устойчивости, необходимостью локализации аварий и др. [2].

Энергия передается по воздушным или кабельным линиям постоянного тока высокого напряжения. Реактивные элементы линии не проявляют себя при посто­янном токе, а сопротивление линии ограничивается только омическим значением. Поэтому наибольшая мощность, передаваемая по ЛПТ, ограничена пропускной способностью преобразовательных подстанций и допустимым нагревом прово­дов, кабелей и других элементов.

Из ряда качеств ЛПТ выделим особое: по электропередаче постоянного тока возможно соединение ЭЭС с различной частотой, т. е. возможно выполнить не­синхронную связь различных систем и, в частности, передачу мощности от ГЭС при пониженных напоре и частоте, объединение маломощной системы с более мощной без замены оборудования по параметрам режима короткого замыкания.

Наличие двух подстанций (выпрямительной и инверторной) — дорогих и сложных в эксплуатации — сдерживает широкое применение линий постоянного тока. Применение постоянного тока для передачи электроэнергии может быть альтернативой переменному току для сверхдальних линий (от 1500 км и выше и передаче мощности свыше 2000 МВт). Электропередачи постоянного тока мень­шей протяженности применяются при решении технических задач формирования объединенных энергосистем, не решаемых с помощью электропередач перемен­ного тока (обеспечение устойчивости параллельной работы, несинхронная связь ЭЭС большой мощности, кабельные линии большой протяженности) [2, 7], а так­же в тех случаях, когда сооружение воздушных и кабельных линий ЛЭП пере­менного тока экономически нецелесообразно, например, для пересечения морско­го пространства.

Наиболее полно анализ проблем и сопоставление ЛЭП переменного и по­стоянного тока выполнены в [2, 3, 7].

В дальнейшем рассматриваются системы передачи и распределения ЭЭ на переменном трехфазном токе. В большинстве случаев преимущество этой систе­мы передачи и распределения электроэнергии неоспоримы в электрических сетях по всему диапазону напряжений, начиная с низковольтных линий передачи 0,38 кВ и до ЛЭП сверхвысокого напряжения 1150 кВ, т. е. от обеспечения электро­энергией индивидуальных потребителей до межсистемных связей длиной до 2000 км и более. Прогресс в технике передачи переменным током заключается в инже­нерном освоении и совершенствовании существующих линий, в глубоких науч­ных исследованиях и конструкторских разработках создаваемых линий электро­передачи, в дальнейшем увеличении параметров по напряжению, передаваемой мощности и дальности передачи электрической энергии.

Результаты исследований, накопленный опыт проектирования и эксплуатации электропередач переменного тока позволяют рекомендовать некоторые целесообраз­ные соотношения между указанными параметрами, приведенными в табл. 1.1.

Представленные в табл. 1.1 линии электропередачи образуют сети всех классов напряжений. Известны различные классификации линий и сетей по классам напряже­ний [8—11]. По наиболее распространенной из них, сложившейся в последние 25—30 лет, в зависимости от протяженности, величины передаваемой мощности, номинально­го напряжения и назначения электрические сети подразделяются на протяженные (дальние), системообразующие, питающие и распределительные.

Вместе с тем, в соответствии с этапами транспорта ЭЭ от электростанции к потребителям (рис. 1.2), выделим ЛЭП, формирующие систему передачи энергии, и ЛЭП, составляющих систему распределения энергии.

Экономически целесообразные параметры линий электропередачи переменного тока

Напряжение, Кв	Наибольшая передавае­мая мощность, МВт	Наибольшее расстояние передачи, км
0 38	0.05—0,15	0,5—1,0
10	2,0—3,0	10—15
35	5—10	30—50
НО	25—50	50—150
150	40—70	100—200
220	100—200	150—250
330	200—300	300—400
500	700—900	800—1200
750	1800—2200	1000—1500
1150	4000—6000	2000—3000

К первой системе — системе передачи ЭЭ — отнесены внутрисистемные и межсистемные линии, включая протяженные (дальние) линии, напряжением 330—750 кВ. Эти линии являются системообразующими и, в соответствии с их главной функцией, передают электроэнергию от систем с ее избытком к системам с дефицитом энергии, от источников к центрам распределения, питания распреде­лительных сетей. Ко второй системе — системе распределения ЭЭ — отнесем ли­нии 6—110 (220) кВ, основное назначение которых заключаются в распределении ЭЭ между крупными районами распределения (сетевыми районами) и непосред­ственной доставке ЭЭ потребителям. К этой системе относится также низко­вольтная сеть. Такая классификация отличается от традиционной и отражает на­значение дальних ЛЭП и существенно изменившейся, на наш взгляд, в последние годы роли так называемых питающих сетей 110, а в ряде случаев 220 кВ. Эти ли­нии по причине значительной разветвленное™, вызванной появлением вдоль ли­нии новых районов и подстанций электропотребления, все в большей степени вы­полняют функции распределения ЭЭ, а также связи (объединения) местных срав­нительно небольших источников и крупных узлов нагрузки на значительной тер­ритории потребления энергии.

Характеристики систем передачи и распределения электроэнергии рассмот­рим в разд. 1.4 и 1.5.

Важной и неотъемлемой частью системы передачи и распределения ЭЭ яв­ляются различные устройства автоматики и регулирования, краткая характери­стика которых приводится ниже.

14. Возможности первичного и вторичного регулирования частоты тока в электрических схемах.

Регулирование частоты в энергосистеме — процесс поддержания частоты переменного тока в энергосистеме в допустимых пределах. Частота является одним из важнейших показателей качества электрической энергии и важнейшим параметром режима энергосистемы. Частота в энергосистеме определяется балансом вырабатываемой и потребляемой активной мощности. При нарушении баланса мощности частота изменяется. Если частота в энергосистеме снижается, то необходимо увеличить вырабатываемую на электростанциях активную мощность для восстановления нормального значения частоты. В соответствии с ГОСТ 13109-97 частота должна находиться в пределах 50,0±0,2 Гц не менее 95 % времени суток, не выходя за предельно допустимые 50,0±0,4 Гц.

Утвержденные Электроэнергетическим советом СНГ в 2007 г. «Правила и рекомендации по регулированию частоты и перетоков» устанавливают более жесткие нормы и более высокие требования к качеству регулирования частоты и перетоков активной мощности энергосистемами. В частности, должно обеспечиваться удержание текущей частоты в пределах 50±0,05 Гц (нормальный уровень) и в пределах 50±0,2 Гц (допустимый уровень) с восстановлением нормального уровня частоты и заданных суммарных внешних перетоков мощности областей регулирования за время не более 15 минут для согласования отклонений частоты с планируемыми запасами пропускной способности транзитных сетей ЕЭС в нормальных условиях. Таким образом, требования к регулированию частоты в ЕЭС России в настоящее время соответствуют стандартам UCTE.

Выделяют три взаимосвязанных вида регулирования частоты:

первичное регулирование частоты (которое, в свою очередь, подразделяется на общее первичное регулирование частоты (ОПРЧ) и нормированное первичное регулирование частоты (НПРЧ);

вторичное регулирование частоты

третичное регулирование частоты.

Системный оператор допускает участие энергоблоков и электростанций одновременно во всех видах регулирования при условии выполнения требований по каждому виду регулирования независимо от одновременности участия в других видах регулирования [1].

Мощность различных электроприёмников по-разному зависит от частоты. Если мощность, потребляемая активной нагрузкой (лампы накаливания и т. д.), от частоты практически не зависит, то мощность реактивной нагрузки существенно зависит от частоты. В целом мощность комплексной нагрузки в энергосистеме уменьшается при снижении частоты, что облегчает задачу регулирования.

Нормированное первичное регулирование частоты и автоматическое вторичное регулирование частоты и перетоков мощности являются разновидностями услуг по обеспечению системной надежности на рынке системных услуг в электроэнергетике.

Первичное регулирование частоты

Первичное регулирование частоты осуществляется автоматическими регуляторами частоты вращения (АРЧВ) турбин (в некоторых источниках используется термин «автоматический регулятор скорости» (АРС)). При изменении частоты вращения турбины такие регуляторы осуществляют воздействие на регулирующие органы турбины (регулирующие клапаны у паровой турбины или направляющий аппарат у гидротурбины), изменяя подачу энергоносителя. При повышении частоты вращения регулятор уменьшает впуск энергоносителя в турбину, а при снижении частоты — увеличивает.

Назначение первичного регулирования заключается в удержании частоты в допустимых пределах при нарушении баланса активной мощности. При этом частота до номинального значения не восстанавливается, что обусловлено статизмом регуляторов.

[править]

Общее первичное регулирование частоты

Общее первичное регулирование частоты должно осуществляться всеми электростанциями в меру имеющихся возможностей. В настоящее время в России ТЭЦ, работающие по теплофикационному режиму в ОПРЧ не участвуют. На АЭС ОПРЧ реализовано на втором блоке Ростовской АЭС, готовится реализация ОПРЧ на четвертом блоке Калининской АЭС (пуск блока до конца 2011г).

[править]

Нормированное первичное регулирование частоты

Нормированное первичное регулирование частоты — организованная часть первичного регулирования, осуществляемая выделенными для этих целей электростанциями, на которых размещены первичные резервы и обеспечено их эффективное использование.

[править]

Вторичное регулирование частоты

Вторичное регулирование частоты — процесс восстановления планового баланса мощности путём использования вторичной регулирующей мощности для компенсации возникшего небаланса, ликвидации перегрузки транзитных связей, восстановления частоты и использованных при первичном регулировании резервов первичной регулирующей мощности. Вторичное регулирование может осуществляться автоматически или по командам диспетчера.

Вторичное регулирование начинается после действия первичного и предназначено для восстановления номинальной частоты и плановых перетоков мощности между энергосистемами в энергообъединении.

[править]

Третичное регулирование частоты

Третичное регулирование используется для восстановления резервов первичного и вторичного регулирования и для оказания взаимопомощи энергосистемам при неспособности отдельных энергосистем в составе ОЭС самостоятельно обеспечить вторичное регулирование.

[править]

Мониторинг участия электростанций и отдельных энергоблоков в регулировании частоты

В связи с тем, что участие в ОПРЧ является обязательным для всех электростанций, а другие виды регулирования частоты являются оплачиваемой услугой, необходимо осуществлять мониторинг участия электростанций в регулировании.

15. Возможности регулирования напряжения в электрических системах.

Способы и средства регулирования напряжения в электрических сетях

Регулирование напряжения в электрических сетях сложно осуществлять, изменяя:

а) напряжение генераторов электростанций;

б) коэффициент трансформации трансформаторов и автотрансформаторов;

в) параметры питающей сети;

г) величину реактивной мощности, протекающей по сети. Применением перечисленных способов обеспечивается централизованное регулирование напряжения, однако последние три из них могут быть применены и для местного регулирования.

Рассмотрим, подробнее способы регулирования напряжения, применяемые в электрических сетях.

Регулирование напряжений в сетях генераторами эл. станций.

Генераторы электростанций энергетических систем работают на общую электрическую сеть и поэтому режим их работы подчинен общим требованиям, предъявляемым к электрическим системам. Так, например, исходя из условия обеспечения расчетного уровня напряжения в узловых точках электрических сетей, электростанциям наряду с заданием по выработке активной мощности задаются также графики генерации реактивной мощности: максимальной — в утренний и вечерний максимумы активной нагрузки и минимальной—в ночное время.

Генераторы, работающие в блоках с повышающими трансформаторами, не имеют непосредственной связи с распределительными сетями генераторного напряжения, а нагрузка собственных нужд, как правило, питается через трансформаторы с регулированием напряжения под нагрузкой. Поэтому широкое изменение генерации реактивной мощности ими и связанное с этим значительное изменение напряжения на зажимах генераторов не вызывают особых затруднений. Обычно на блочных генераторах используют полный возможный предел изменения напряжения в соответствии с ПТЭ:от —5% до +10% UН.

На генераторах, работающих на шины генераторного напряжения с присоединенной к ним распределительной сетью, напряжение регулируется в меньших пределах, так как глубокое изменение напряжения оказалось бы неприемлемым для потребителей. При регулировании реактивной мощности на этих генераторах по заданному графику нагрузки системы уровень напряжения на шинах, необходимый для нормальной работы потребителей, достигается изменением коэффициента трансформации трансформаторов с РПН, связывающих генераторы с сетью ВН.

В тех случаях, когда трансформаторы связи генераторов с сетью ВН не имеют РПН, регулирование напряжения на шинах генераторного напряжения производится изменением возбуждения генераторов, с одновременным (автоматическим) изменением их реактивной мощности. Регулирование — встречное и осуществляется по суточному графику напряжения, задаваемому диспетчером электрических сетей.

Регулирование напряжения изменением коэффициента трансформации трансформаторов, изменением параметров сети, изменением величины реактивной мощности.

Городские и сельские распределительные сети напряжением б—10 кВ, как правило, оборудованы трансформаторами небольшой мощности (до 400—630 кВ А), у которых коэффициент трансформации в пределах ±5% изменяется переключением ответвлений обмотки ВН при отключенном от сети трансформаторе, т. е. без возбуждения трансформатора (ПБВ). Поэтому коэффициент трансформации этих трансформаторов изменяют только либо при изменении схемы электроснабжения, либо при переходе от сезонных максимальных нагрузок к минимальным и наоборот, т. е. осуществляется сезонное регулирование. Суточное регулирование напряжения в этих сетях возлагается на ЦП. Надлежащий коэффициент трансформации на длительный сезонный период выбирают, исходя из уровня напряжения на шинах ЦП и потери напряжения в распределительной сети.

Для обеспечения централизованного суточного регулирования напряжения на подстанциях, питающих распределительные сети, устанавливают трансформаторы с РПН, переключение ответвлений у которых производится без перерыва электроснабжения потребителей. Трансформаторы снабжаются аппаратурой автоматического регулирования — регуляторами напряжения, которые входят в комплектную поставку.

Встроенные регулировочные устройства в трансформаторах напряжением 35—330 кВ размещаются в нейтрали обмоток ВН. Диапазон регулирования напряжения ± 12% или ±16% номинального напряжения, ступенями по 1,5 или 1,78%. Трехобмоточные трансформаторы 110 и 220 кВ изготовляются с РПН только на обмотке ВН, а обмотка СН имеет ответвления для изменения коэффициента трансформации ±2 - 2,5%, переключаемые без возбуждения трансформатора (ПБВ

В качестве примера на рис. 10-1 приведена схема регулирования напряжения для трансформатора 110 кВ с диапазоном регулирования ±16% номинального напряжения.

Обмотка ВН трансформатора состоит из нерегулируемой части обмотки Аb, ступени грубой регулировки bс и регулировочной обмотки de из 9 ступеней. Каждая ступень регулировочной обмотки содержит 1,78% витков общего числа витков обмотки Ас. Ступень грубого регулирования по числу витков равноценна регулировочной обмотке

В положении, изображенном на схеме (рис. 10-1), трансформатор работает на втором ответвлении, т е. с высоким коэффициентом трансформации: кроме нерегулируемой части обмотки, включены ступень грубой регулировки и 8 ступеней регулировочной обмотки. Избиратель нечетных ступеней находится в положении 1, током не обтекается и готов к переходу на новую ступень. При получении команды снизить коэффициент трансформации (движение избирателей по стрелкам) избиратель начинает переход со ступени 1 на ступень 3. Одновременно контактор получает импульс на подготовку к переключению с К2 на К1, аккумулируя энергию в пружине. После перехода избирателя в положение 3 пружина почти мгновенно (?0,15 с) перебрасывает контактор с К2 на К1. Ток нагрузки в процессе переключения контактора проходит через активное сопротивление R2, а витки 2—3 регулируемой обмотки замыкаются через R2 + R1.

В новом положении избиратель четных ступеней без тока и готов к переходу на другую ступень, а контактор к переходу на К2.

При дальнейшем снижении коэффициента трансформации процесс протекает аналогично описанному, пока избиратели не достигнут положений 9 и 10. В этом состоянии трансформатор будет работать с основным коэффициентом трансформации (т.е. на ответвлении ± 0%). Затем в процессе дальнейшего снижения коэффициента трансформации избиратель нечетных ступеней с 9 перейдет в положение 1, контактор в положение К1, а переключатель замкнет контакты 11—12. Ступень грубого регулирования из работы будет исключена, а вся регулировочная обмотка de будет подключена непосредственно к нерегулируемой части Аb. После этого следует новое прохождение каждого избирателя в означенном на рисунке направлении до полного исключения из работы витков регулировочной обмотки (ответвление —16%).

При увеличении коэффициента трансформации переключения будут идти в обратном порядке.

Трехобмоточные автотрансформаторы 220—330 кВ выпускаются со встроенными устройствами РПН для регулирования напряжения на стороне СН в линии. Диапазон регулирования ±12% ступенями не более 2% UН.

На рис. 10-2 приведена схема регулирования для одной фазы трехфазного автотрансформатора 330/110 кВ.

Переключение ответвлений происходит в следующем порядке. При переходе со ступени а на ступень b сначала размыкается рабочий контакт 1, затем вспомогательный контакт 2 (ток нагрузки протекает через левое сопротивление R), далее замыкается дугогасительный контакт 3?, образуя мост (уравнительный ток протекает через оба сопротивления R и R'), и вслед за этим размыкается дугогасительный контакт 3, переводя ток нагрузки на правое плечо; после замыкаются последовательно контакты 2' и /', чем и создается новое рабочее положение. Переход с ответвления b на ответвление а происходит в аналогичном порядке.

Изменение коэффициента трансформации между ВН и СН переключением ответвлений в линии СН не изменяет соотношения напряжений между обмотками ВН и НН. Поэтому автотрансформаторы такой конструкции имеют большие эксплуатационные преимущества перед автотрансформаторами с регулированием напряжения в нейтрали общей обмотки. В последнем случае, как известно, при переключении ответвлений происходит одновременное изменение числа витков обмоток ВН и СН, что приводит к изменению соотношения напряжений между обмотками ВН и НН: при увеличении напряжения на обмотке СН напряжение на обмотке НН уменьшается и, наоборот, при снижении напряжения обмотки СН напряжение обмотки НН увеличивается. Это приводит к невозможности присоединения нагрузки к обмотке НН без установки последовательно с ней линейного регулировочного автотрансформатора даже при совпадении графиков нагрузок на обмотках СН и НН.

Линейные регулировочные автотрансформаторы мощностью 16—100 MB -А напряжением 6—35 кВ, а также 63—125 MB-A 110 кВ предназначаются для установки последовательно с нерегулируемыми обмотками трансформаторов, а также непосредственно в линиях электропередачи.

На рис. 10-3 дана схема одной фазы линейного трехфазного регулировочного автотрансформатора 10—35 кВ типа ЛТДН с реверсированием регулировочной обмотки. Диапазон регулирования линейных автотрансформаторов ±15% UН.

От регулировочной автотрансформаторной обмотки AT через Избиратели ступеней И1 и И2 питается обмотка возбуждения В последовательного трансформатора ПТр. В последовательной обмотке этого трансформатора, включенной в рассечку линии, наводится добавочная э д с , величина которой зависит от положения избирателей на регулировочной обмотке, а направление —от положения переключателя ее реверсирования ПР.

В положении, данном на рис. 10-3, отрегулированное напряжение выше подведенного. Ток, питающий обмотку возбуждения последовательного трансформатора, проходит через ветви реактора Р в противоположных направлениях, вследствие чего результирующий магнитный потока реакторе очень мал и его сопротивление незначительно.

При снижении напряжения в линии контактор К1 кратковременно прерывает цепь избирателя И1 и последний переходит на одну ступень в направлении контакта 9. Вслед за этим аналогично происходит переход избирателя И2 на тот же контакт. В процессе перехода избирателей обмотка возбуждения питается через одну ветвь реактора Р, а витки между соседними ступенями регулировочной обмотки замыкаются через последовательно включенные обе ветви реактора Р.

После достижения последней ступени 9 (что соответствует регулированию ± 0% UН) переключатель реверса ПР переходит в положение 3, а избиратели, вращаясь по кругу, в положение 1. Направление э. д. с. в последовательной обмотке изменится на обратное, и процесс дальнейшего снижения напряжения будет протекать, как описано выше, с переходом избирателей от контакта 1 к контакту 9.

Л1 — линия регулируемого напряжения, Л2 — линия отрегулированного напряжения

Повышение напряжения в линии идет обратным порядком.

Установка линейных регулировочных автотрансформаторов (РТ) 35—110 кВ непосредственно в линиях передачи позволяет обеспечить дополнительно к местному централизованное регулирование напряжения для групп потребителей, присоединенных к этим линиям. Установка РТ целесообразна в начале линий, так как в этих случаях будет обеспечена передача энергии при более высоком уровне напряжения.

16. Уравнения установившегося режима электрической системы. Критерий устойчивости.

Установившийся- постоянный во времени параметр. Они хар-ся изменением параметров режима.

Установившийся режим:

- устойчивый(в реальных сетях не возможен),

-неустойчивый.

В устойч. реж. при изменении параметров система сама переходит в другое устойчивое состояние при измененных параметрах режима, удовлетворяющих условиямнормального функционирования эл/приемников.

Усл сущ-я уст реж: режим, который должен выполняться после возмущения и последующего ПП для своего осуществления требует баланса мощностей.

Следует учитывать изменения активной мощности, вырабатываемой генератором, влияет главным образом на изменение частоты системе, оказывая небольшое влияние на напряжение.

Изменение реактивной мощности, выдаваемой устройствами, генерирующими ее, влияет на изменение напряжения в системе. Необходимость баланса активной и реактивной мощностей приводит к правилу:

Для возможности существования установившегося режима, нужно чтобы графически представленные зависимости мощности генератора и мощности приемника от какого-то из параметров режима пересекалися между собой, то есть имели общую точку. Зависимости реактивной мощности так же должны иметь хотя бы 1 общую точку при том же значении данного параметра режима.

Устойчивость электрической системы

устойчивость электроэнергетической системы, способность электрической системы (См. Электрические системы) (ЭС) восстанавливать исходное (или практически близкое к нему) состояние (режим) после какого-либо его возмущения, проявляющегося в отклонении значений параметров режима ЭС от исходных (начальных) значений. В ЭС источниками электрической энергии обычно являются синхронные генераторы (См. Синхронный генератор), связанные между собой электрически общей сетью, причём роторы всех генераторов вращаются синхронно; такой режим, называется нормальным, установившимся, должен быть устойчив, т. е. ЭС должна возвращаться в исходное (или практически близкое к нему) состояние всякий раз после отклонений от установившегося режима. Отклонения могут быть связаны, например, с изменением мощности нагрузки, короткими замыканиями (См. Короткое замыкание), отключениями линий электропередачи (См. Линия электропередачи) и т.п. Устойчивость системы, как правило, уменьшается при увеличении нагрузки (мощности, отдаваемой генераторами) и понижении напряжения (росте мощности потребителей, снижении возбуждения генераторов); для каждой ЭС могут быть определены некоторые предельные (критические) значения этих или связанных с ними величин, характеризующих предел устойчивости. Надёжное функционирование ЭС возможно, если обеспечен определённый запас устойчивости ЭС, т. е. если параметры режима работы и параметры самой ЭС достаточно отличаются от критических. Для обеспечения У. э. с. предусматривают ряд мероприятий, таких, как обеспечение должного запаса устойчивости при проектировании ЭС, использование автоматического регулирования возбуждения генераторов, применение противоаварийной автоматики и т.д.

При анализе У. э. с. различают статическую, динамическую и результирующую устойчивость. Статическая устойчивость характеризует У. э. с. при малых возмущениях, т. е. таких возмущениях, при которых исследуемая ЭС может рассматриваться как линейная. Изучение статической устойчивости проводится на основе общих методов, разработанных А. М. Ляпуновым для решения задач об устойчивости. В инженерной практике исследование У. э. с. иногда проводят упрощённо, ориентируясь на практические критерии устойчивости, определяющие её наличие или отсутствие при некоторых вытекающих из практики допущениях (например, о невозможности т. н. самораскачивания системы, о неизменности частоты электрического тока в системе и др.). При исследовании статической устойчивости применяют цифровые и аналоговые вычислительные машины.

Динамическая устойчивость определяет поведение ЭС после сильных возмущений, возникающих вследствие коротких замыканий, отключении линий электропередач и т. и. При анализе динамической устойчивости (система, как правило, рассматривается как нелинейная) возникает необходимость интегрировать нелинейные трансцендентные уравнения высоких порядков. Для этого применяют аналоговые вычислительные машины и т. н. расчётные модели переменного тока; наиболее часто создают специальные алгоритмы и программы, позволяющие производить расчёты на ЦВМ. Состоятельность составленных программ проверяется сопоставлением результатов расчётов с результатами экспериментов на реальной ЭС либо на физической (динамической) модели ЭС.

Результирующая устойчивость характеризует У. э. с. при нарушении синхронизма части работающих генераторов. Последующее восстановление нормального режима работы происходит при этом без отключения основных элементов ЭС. Расчёты результирующей устойчивости производятся весьма приближённо (из-за их сложности) и имеют целью выявить недопустимые воздействия на оборудование, а также найти комплекс мероприятий, ведущих к ликвидации асинхронного режима работы ЭС.

Статическая У. э. с. может быть повышена в основном использованием сильного регулирования (См. Сильное регулирование), динамическая – форсированием возбуждения генераторов, быстрым отключением аварийных участков, применением специальных устройств для торможения генераторов, отключением части генераторов и части нагрузки. Повышение результирующей устойчивости, обычно рассматриваемое как повышение живучести ЭС, достигается в первую очередь регулированием мощности, вырабатываемой выпавшими из синхронизма генераторами, и автоматическим отключением части потребителей (автоматической разгрузкой ЭС).

17. Методы анализа потерь электроэнергии в электроэнергетических системах.

9.1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОБЛЕМЫ РАСЧЕТА, АНАЛИЗА И СНИЖЕНИЯ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Электрическая сеть, предназначенная для передачи и распределения элек­трической энергии, как и любой другой технических объект, требует для своего функционирования определенных затрат энергии, которые выражаются в виде технологического расхода электроэнергии на ее передачу (рис. 9.1). Он состоит из затрат энергии на производственные нужды подстанций и технических потерь электроэнергии, связанных с физической сущностью процесса передачи электро­энергии. Качественный уровень построения и эксплуатации электрической сети характеризуется коэффициентом полезного действия:

(9.1)

где W_П — энергия, поступившая в сеть; W_Т.Р.— технологический расход ЭЭ на ее

передачу; W_C.H — расход электроэнергии на собственные нужды; ΔW — потери электроэнергии.

При финансовых расчетах между энергосистемой и потребителями важен анализ баланса энергии

где W_o — оплаченная потребителем электроэнергия; ΔW_K — так называемые коммерческие потери.

Коммерческие потери связаны с погрешностями (которые могут быть как положительными, так и отрицательными) многочисленных приборов учета элек­троэнергии на электростанциях, в сетях и у потребителей, возможной несвоевре­менной оплатой потребленной электроэнергии, а также возможными хищениями электроэнергии.

Заметим, что при анализе режима сети представляют интерес потери как ак­тивной, так и реактивной мощности. При переходе же к анализу потерь энергии важны только потери активной энергии. Расчет «реактивной энергии» практиче­ского значения не имеет.

В данной главе рассматриваются вопросы, связанные только с техническими по­терями. Оценку потерь обычно производят по процентам относительно отпущенной энергии. Возникает вопрос: а каковы должны быть потери электроэнергии? Конечно, их можно снизить, применив, например, на линиях провода с большей площадью сечения. Но это приведет к увеличению капитальных затрат. Поэтому при выборе путей рацио­нального построения электрической сети всегда в качестве конкурирующих выступают факторы капитальных затрат и стоимости потерь электроэнергии. Из сказанного следует, что не всегда целесообразно стремиться к снижению потерь, т.к. существует какой-то оптимальный (рациональный) уровень потерь, основанный на условиях конкретной

энергосистемы с учетом указанных факторов. В условиях же эксплуатации всегда нужно стремиться к снижению потерь, если оно не связано с дополнительными капитальными затратами.

Рис. 9.1. Структура расхода электроэнергии на ее передачу

Опыт работы энергосистем различных стран мира свидетельствует о том, что потери электроэнергии могут находиться в достаточно широких пределах (от 7 до 15%).

Задача рационализации уровня потерь важна из-за того, что они связаны с необходимостью дополнительной выработки электроэнергии на электростанциях, что, в свою очередь, требует дополнительных затрат топлива. Таким образом, по­тери электроэнергии напрямую связаны с дополнительным расходом топлива на тепловых электростанциях, являющихся замыкающим видом затрат электростан­ций в энергосистеме, и, следовательно, непосредственно влияют на экономиче­ские показатели функционирования энергосистем.

Иногда высказывается мнение: а нужно ли вообще выполнять расчеты по­терь электроэнергии? Ведь, казалось бы, их можно определить в виде разности показаний приборов учета электроэнергии на электростанциях и у потребителей. Однако такой подход к проблеме потерь электроэнергии неприемлем. Как уже отмечалось, приборы учета имеют погрешности, которые позволяют оценить по­тери лишь приближенно. Кроме того, приборы учета обычно не устанавливают на всем тракте передачи энергии от электростанции до потребителей. Поэтому не имеется возможности выявлять места (очаги) повышенных потерь, в том числе по сетям различных напряжений, и, как следствие, намечать эффективные меры по их снижению. При разработке таких мер, а тем более при проектировании сети, необходимо знать изменение потерь, которое, конечно же, может быть выявлено только расчетным путем.

В условиях эксплуатации выделяют отчетные (фактические за прошедший период) и плановые потерн, которые должны быть рассчитаны на перспективу с учетом ожидаемых режимов, намечаемых мер по их снижению и т. п. При этом потери электроэнергии могут определяться за месяц, квартал или год. При проек­тировании электрической сети представляют интерес, как правило, годовые поте­ри. Очевидно, что в проектных расчетах допустимо вычислять потери электро­энергии менее точно, чем в эксплуатационных расчетах, т.к. точность задания ис­ходной информации ниже. Вообще, информационная обеспеченность расчетов тесно связана с выбором соответствующих методов расчета.

Для выявления нерационально спроектированных участков сети необходи­мо изучать структуру потерь во всей системе передачи и распределения электро­энергии. Структурный анализ потерь производят путем их разделения по группам сетей: протяженные и межсистемные электропередачи, основные сети 110—750 кВ, распределительные сети 6—35 кВ, сети до 1000 В. Внутри каждой группы се­ти обычно разделяют по классам напряжений. В линиях и трансформаторах поте­ри разделяют на зависящие и не зависящие от нагрузки (потери холостого хода). Информация, получаемая в результате такого анализа, позволяет оценить удель­ный вес потерь энергии во всех звеньях системы. Накопление информации в ди­намике дает возможность намечать пути рационального снижения потерь. Ото­бранные пути в дальнейшем должны быть подвергнуты более детальному техни­ко-экономическому анализу и оценке их эффективности. После реализации наме­ченных путей выясняется фактическое их влияние на потери энергии.

Если бы режим работы сети, характеризующийся активными и реактивны­ми нагрузками потребителей и генераторов электростанций, а также напряжения­ми в узлах сети, оставался в течение времени t неизменным, то потери электро­энергии можно было бы вычислять предельно просто:

(9.2)

где ΔР — потери мощности при указанных параметрах режима.

Однако в действительности параметры режима сети постоянно изменяются, поэтому изменяются и потери мощности, причем изменения во многом носят ве­роятностный характер.

В любом случае расчет потерь электроэнергии наиболее просто вести для одного какого-то элемента сети (линии, трансформатора). При сложной сети (от системообразующей до распределительной) с многочисленными участками, когда на режим какого-то участка сети оказывают влияние режимы большого числа по­требителей, применяют специальные методы, базирующиеся, однако, на методах расчета для одного участка сети.

В линиях электропередачи и трансформаторах имеют место потери холо­стого хода и нагрузочные потери (рис. 9.1). Потери холостого хода не зависят от нагрузки участка сети и полагаются условно постоянными, хотя на них и оказы­вает влияние режим напряжений.

Потери энергии холостого хода в трансформаторах определяются по формуле:

где ΔP_X потери мощности холостого хода; Т_т — время работы трансформатора

в течение расчетного периода Т.

Если, например, расчетный период равен одному году, то принимают Т_Т= 8760 ч.

Потери энергии холостого хода в кабельных линиях высокого напряжения, вы­званные потерями активной мощности ΔР_ИЗ в изоляции, за время работы линии Т_КЛ

(9.4)

Потери энергии холостого хода в воздушных линиях преимущественно со­стоят из потерь на корону, а также потерь от токов утечки по изоляторам. Потери на корону зависят от площади сечения провода, рабочего напряжения, конструк­ции фазы и вида погоды (хорошая, сухой снег, влажная, изморозь). Потери энер­гии определяют на основании потерь мощности, которые находят эксперимен­тальным путем, с учетом продолжительности различных видов погоды в соответ­ствующем регионе. В табл. 9.1 по данным [62] приведены удельные потери мощ­ности на корону, а в табл. 9.2 — удельные потери электроэнергии для некоторых регионов, где регион 1 — области: Белгородская, Брянская, Московская, Смолен­ская; регион 2 — области: Ленинградская, Новгородская, Псковская; регион 3 — края: Алтайский, Красноярский, Приморский; области: Иркутская, Кемеровская, Новосибирская, Омская, Свердловская, Томская, Тюменская, Читинская.

Если площадь сечения фазы отличается от данных, приведенных в табл. 9.1 и 9.2, то потери мощности и энергии определяются по формулам:

(9.5)

где ΔР_Ктабл, ■ ΔW_Kтабл— табличные значения потерь мощности и энергии; F_T, F_факт — табличная и фактическая площадь сечения фазы.

Таблица 9.1

Удельные потери мощности на корону на линиях с типовыми

конструкциями фаз (на одну цепь)

Примечание: ст — стальные опоры; жб — железобетонные опоры.

Таблица 9.2

Удельные потери электроэнергии на корону (на одну цепь)

Номинальное напряжение линии, кВ	Число цепей	Число про­водов в фазе и площадь сечения про­вода, мм2	Удельные потери электроэнергии на коро­ну, кВтч/км в год, в регионе
			1	2	3
750	1	4x600	167,2	189,8	177,3
750	1	5x240	144,6	163,8	153,6
500	1	3x400	93,2	106,0	103,4
330	1	2x400	35,2	39,9	39,8
220 (ст)	1	1x300	13,3	14,8	15,3
220 (жб)	1	1x300	19,3	21,5	22,2
220 (ст)	2	1x300	24,7	27,5	28,5
220 (жб)	2	1x300	32,9	36,6	37,9
110 (ст)	1	1х120	0,72	0,80	0,85
110 (жб)	1	1х120	1,15	1,28	1,36
110(ст)	2	1х120	0,96	1,07	1,13
110(жб)	2	1х120	1,25	1,39	1,47

Примечание: ст — стальные опоры; жб — железобетонные опоры.

Если рабочее напряжение U отличается от номинального U_HOM, то данные, приведенные в табл. 9.1 и 9.2, находятся по формуле [62]:

(9.6)

где

(9.7)

В случаях, когда необходимо определить потери энергии помесячно (в ус­ловиях эксплуатации), то годовые потери, приведенные в табл. 9.2, рекомендуется относить по 1/10 на каждый из месяцев первого и четвертого кварталов и по 1/15 на каждый из месяцев второго и третьего кварталов.

На потери мощности от токов утечки по изоляции, которые находятся в пределах 0,5—1 мА, влияют степень загрязнения изоляторов, вид погоды и коли­чество опор на 1 км линии. В [62] рекомендуется пользоваться обобщенными данными, приведенными в табл. 9.3.

Таблица 9.3

Удельные потери мощности от токов утечки по изоляции воздушных линий

Вид погоды	Потери мощности от токов утечки, кВт/км, для ВЛ напряжением, кВ
	6	10	35	110	220	330	500	750
Хорошая (с влажностью ме­нее 90%), сухой, снег, изморозь,	0,011	0,017	0,035	0,055	0,069	0,103	0,156	0,235
Дождь, мокрый снег, роса, хо­рошая погода с влажностью 90% и более	0,094	0,153	0,324	0,510	0,637	0,953	1,440	2,160
Туман	0,154	0,255	0,543	0,850	1,061	1,587	2,400	3,600

С учетом продолжительности различных видов погоды в течение расчетно­го периода потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам характеризуют­ся данными, приведенными в табл. 9.4.

Таблица 9.4

Удельные потери электроэнергии от токов утечки по изоляторам

Номер региона	Удельные потери электроэнергии, тыс. кВтч/км в год, при напряжении, кВ
	6	10	35	11О	220	330	500	750
1	0,31	0,51	1,07	1,68	2,10	3,14	4.75	7,13
2	0,28	0,45	0,95	1,49	1,86	2,78	4,20	6,31
3	0,16	0,26	0,55	0,86	1,08	1,61	2,43	3,66

Если необходимо определить потери энергии помесячно, то за каждый ме­сяц можно принять 1/12 годовых потерь, приведенных в табл. 9.4.

Нагрузочные потери электроэнергии в элементе сети за время Т при неиз­менных активном сопротивлении R и напряжении U можно было бы определить по выражению:

(9.8)

где I, S — ток и мощность по элементу сети в момент времени t. Однако описать изменение параметров I²(t) и S²(t) аналитической функцией даже за сутки, а тем более за год, представляется весьма затруднительным. Поэтому при расчете на­грузочных потерь электроэнергии вынужденно прибегают к различным допуще­ниям и упрощениям, на базе которых и разрабатываются многочисленные методы расчета. Для практических расчетов на основе этих методов разработаны про­граммы на ЭВМ различного назначения.

В формуле (9.8) активное сопротивление воздушных линий обычно прини­мают из справочных данных по проводам при температуре воздуха t = 20°С. В отдельных случаях может оказаться полезным учет влияния фактиче­ской температуры окружающего воздуха и режима работы линии на активное со­противление. Как известно, температура провода зависит от температуры воздуха, значения тока, проходящего по проводнику, площади сечения проводника, сол­нечной радиации, скорости и направления ветра. Специальные исследования по­казали, что зависимость активного сопротивления провода R_П от температуры воздуха, токовой нагрузки и площади сечения проводника F может быть описана формулой [62]:

(9.9)

где R₂₀ — активное сопротивление провода 20°С; J — плотность тока, равная J = I/F, I — ток в проводе линии.