Потери и энергии в электрических сетях

ЛЕКЦИЯ 2
2 ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ СИСТЕМА: СТРУКТУРА,
ОСНОВНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ, ФУНКЦИИ
2.1 Основные типы электрических станций
Главные свойства системы
Энергетическая система (ЭС), от которой питаются
промышленные предприятия и населенные пункты,
включает в себя электроэнергетическую систему (ЭЭС),
системы тепло -, газо - и водоснабжения. Главными
элементами ЭС являются электрические станции
различных типов. Основной тип – тепловая электрическая
станция (ТЭС).
Вырабатываемый в парогенераторе пар
направляется на турбину, которая является
первичным двигателем для синхронного генератора
(СГ), вырабатывающего электрическую энергию.
Кроме паровых турбин, применяются газовые
турбины. Раскаленный газ от сжигаемого топлива
направляется непосредственно на турбину (в этом
случае парогенератор – очень сложное устройство –
не нужен).
На гидростанциях (ГЭС) турбина приводится во
вращение потоком воды.
На атомных электростанциях (АЭС) тепловую
энергию получают от атомного реактора и
используют для выработки пара, направляемого на
паровую турбину.
Часть электростанций вырабатывают для внешнего
потребителя не только электрическую, но и тепловую
энергию (ТЭЦ, АТЭЦ).
ЭЭС
–
это
совокупность
взаимосвязанных
элементов, предназначенных для производства,
преобразования и потребления электрической
энергии. К основным элементам ЭЭС относятся
генераторы,
трансформаторы,
выключатели,
всевозможное вспомогательное оборудование, а
также устройства управления и регулирования.
Элементы ЭЭС связаны единством происходящих в
них процессов.
Изменение режима работы любого элемента
системы влияет на режимы работы всех остальных
элементов.
В одних случаях указанное влияние может быть
незначительным и им можно пренебречь, а в других –
влияние может быть весьма значительно.
Указанная взаимосвязь элементов объясняется тем, что все
СГ системы в нормальном режиме работают параллельно
и синхронно, т. е. с одной частотой (в нашей стране
принята стандартная частота 50 Гц.). Таким образом, они
составляют единый комплекс, как бы единый
эквивалентный генератор.
Для поддержания в системе стабильной частоты должен
соблюдаться баланс мощности, т. е. генерируемая
мощность должна быть равна потребляемой.
ЛЭП 110 кВ
ЛЭП 110 кВ
ЛЭП 110 кВ
ЛЭП 110 кВ
10,5 кВ
6,3 кВ
10,5 кВ
ЛЭП 16 кВ
ТЭС
ТЭЦ
10/0,4 кВ
0,4/0,23 кВ
Сеть
380/220 В
Сеть 380/200 В
ЛЭП 110 кВ
ЛЭП 110 кВ
Сеть 35 кВ
27,5 кВ
Контактная сеть
Сеть 10,5 кВ
27,5 кВ
Контактная сеть
РП
При существенном нарушении указанного баланса в
системе будет изменяться частота, но при нормальном
состоянии всех элементов системы такое изменение будет
ограниченным по величине и времени.
Приведем примеры. При внезапном включении мощного
потребителя (например, дуговой сталеплавильной печи
мощностью 100 тыс. кВт.) генерируемую мощность
невозможно мгновенно изменить – ведь для этого надо
изменить режим работы станций. Поэтому частота начнет
снижаться. Но в это время управляющие и регулирующие
устройства дадут команду на соответствующие станции –
увеличить выработку энергии. При выполнении команды
частота придет в норму. При изменении баланса
мощности в другую сторону (например, выключение той
же печи) частота начнет повышаться.
Будет дана команда на снижение выработки мощности, и
частота стабилизируется, придет в норму.
Описанные процессы – это нормальные переходные
процессы. Но бывают случаи, когда происходят крупные
аварии и даже катастрофы. Об этом – в специальной
лекции.
Типичная схема электрической системы приведена на
рисунке 1. Схема приведена в однолинейном
изображении, т. е. под одной линией имеются в виду три
фазы.
Ниже приводятся краткие сведения об основных
элементах системы.
2.2 Синхронный генератор
Везде в мире применяется только этот тип генератора.
Изложим принцип его работы.
Ротор генератора, на котором уложена обмотка
возбуждения, приводится во вращение от турбины.
Обмотка возбуждения через щетки и контактные кольца
питается от источника постоянного тока (машина –
генератор постоянного тока или статический кремниевый
выпрямитель).
Через полюса ротора создается постоянное во времени
магнитное поле, вращающееся вместе с ротором.
Пересекая контуры обмотки, уложенной на неподвижной
части генератора – статоре, магнитное поле, в
соответствии с принципом электромагнитной индукции,
наводит в обмотке ЭДС.
Обычно на статоре укладываются три обмотки,
сдвинутые в пространстве по окружности на
120 градусов одна относительно другой. В этом случае
наводится система ЭДС – трехфазная. При подключении
к трехфазной обмотке статора нагрузки в ней возникает
соответствующий ток нагрузки. Так осуществляется
преобразование механической энергии турбины в
электрическую энергию.
Рисунок 2 - Схема синхронного генератора
Конструктивная
схема
шестиполюсного
СГ
представлена на рис. 2. Показаны сечения обмоток одной
фазы (три обмотки, соединенные последовательно). В
показанные на рисунке свободные пазы укладываются
обмотки двух других фаз. Фазы соединяются в звезду или
треугольник.
2.3 Трансформатор
Трансформатор – это статическое электромагнитное
устройство, предназначенное для преобразования одной
системы тока и напряжения в другую систему. Поток
электрической энергии, проходя через трансформатор,
уменьшается на величину потерь в нем (для мощных
трансформаторов – это доли процента от передаваемой
мощности).
Повышающий трансформатор устанавливается после
генератора в начале линии электропередач (ЛЭП),
понижающий – в конце.
В Ставрополе, в конце ЛЭП, на приемных городских
подстанциях напряжение через понижающие
трансформаторы понижаются до напряжений 110, 35,
10 кВ, и энергия распределяется по промышленным
предприятиям и жилым районам.
Чем бльший поток мощности передается и чем
больше длина передачи – тем более высокое
напряжение приходится применять. Необходимость
понижения напряжения объясняется следующими
факторами. Поясним это на примере.
В Ставрополе, от городских районных подстанций
распределять энергию по десяткам промышленных
предприятий и жилых районов – при напряжении 110 кВ –
затруднительно из-за того, что слишком много городской
территории будет занято полосами отчуждения под опоры
ЛЭП (чем больше напряжение, тем шире полоса
отчуждения). Подавать энергию под высоким
напряжением непосредственно в цеха опасно для людей.
В нашей стране в ЭЭС принята трехфазная система
переменного синусоидального тока при частоте 50 Гц.
При напряжениях 110 кВ и выше нейтраль эффективно
заземлена заземлена; при напряжениях 6,10,35 кВ
нейтраль изолирована от земли. В первом случае
уровень изоляции всех элементов ЭЭС можно
выбирать в раз меньше, чем во втором.
Но зато в первом случае выше уровень токов коротких
замыканий, из-за чего приходится выбирать более мощные
выключатели,
ставить
в
некоторых
случаях
токоограничивающие ре
2.4 Выключатели
Выключатели – это коммутирующие аппараты,
предназначенные
для
включения
–
отключения
электрических нагрузок в нормальных и аварийных
режимах. Коммутация происходит в течение нескольких
сотых долей секунды. При затягивании во времени
отключения токов коротких замыканий могут не
выдержать, перегореть обмотки электрических машин,
трансформаторов, провода воздушных ЛЭП, кабельные
линии (у кабелей раньше всего загорится изоляция).
Таким образом, выключатели (воздушные, масляные,
элегазовые, вакуумные) – очень ответственные аппараты.
Объединение множества электрических станций,
синхронных генераторов на параллельную работу – в
систему – повышает надежность электроснабжения,
позволяет выравнивать график нагрузки в целом системы
за счет так называемого широтного эффекта
(дополнительные потоки мощности направляются в те
части ЭЭС, где в данный момент имеет место пик
нагрузки, а пик этот перемещается за счет разных часовых
поясов). В системе легче преодолевать аварии
(взаимопомощь разных станций).
I2max
I2,А2
0
τ
t,ч
8760
 Основание этого прямоугольника
называется временем максимальных потерь
или временем потерь и обозначается буквой
τ. Время потерь – это то условное время, за
которое максимальный ток нагрузки Imax,
протекая по линии, создал бы потери
энергии, равные действительным потерям за
год.

 Потери энергии
W  3r  i dt  3rI
2
2
max

0t
 откуда время потерь
t
 i dt
2
W
0


2
2
3rI max
I max
(1)
 Время потерь находят из графика нагрузки.
Если графика нагрузки нет, время потерь
определяют в зависимости от времени
использования максимума по заранее
построенным кривым. На рисунке
приведена кривая τ = f(T), построенная для
сельских потребителей
при
среднем
cos
φ
.
ср
τ,4×10
3
8,76
8,0
7,0
6,0
5,0
4,0
3,0
2,0
1,0
0
1,0 2,0 3,04,05,06,07,08,08,76
Тmax4 ×103
 Можно также ввести понятие среднего
квадратичного тока Icр.кв, то есть такого
неизменного тока, который, протекая в
течение всего года по линии, вызывает
потери энергии, равные действительным.
 Пусть есть график продолжительности
квадрата тока в линии передачи. Средний
квадратичный ток равен высоте
прямоугольника с основанием t = 8760 ч и
площадью, равной площади, ограниченной
графиком и осями координат.

I2ср .кв
I2m ax
I2
t,ч
8760
Годовые потери энергии
t
W  3r  i dt  3I
2
2
ср .кв
8760
0
Отсюда средний квадратичный ток
t
 i dt
2
I ср.кв 
0
8760
(3)
 С другой стороны, из формулы (2)
е
i
dt

I

2
2
max

0
 поэтому
I ср.кв  I max

8760
(4)
 Для любого участка электрической линии
с нагрузкой на конце потери энергии
можно легко определить, если задан
график продолжительности тока
нагрузки. В этом случае строят график
продолжительности квадрата тока
нагрузки и определяют его площадь
планиметрированием или подсчетом по
миллиметровой сетке. Тогда
t
W  3r  i dt
2
0
(5)
 Если нагрузки выражены не через ток, а
через мощность, то, подставляя в
выражение (5) вместо тока его значение,
имеем:
2
t


p
r
2


W  3r   
dt  2
  p dt ,

U cos  0
0  3U cos  
t
(6)
 где р – активная мощность на участке
линии в данный момент; U – номинальное
напряжение сети; cos φ – коэффициент
мощности нагрузки.
 Если график нагрузки потребителей не
задан, а известна лишь максимальная
нагрузка и годовое число часов ее
использования Т, то, как указывалось
выше, время потерь τ находят по
кривым для данного Т.
 Время потерь вычисляются и по
эмпирическим формулам
2
Т max 

   0,124 
 8760
10000 

 Потери энергии равны
W  3 I
2
max
r . (7)
 Если ток заменить активной мощностью,
напряжением и коэффициентом мощности,
2
то
2
 Pmax

Pmax
 3r  2
W  
r

.
(8)
2

U cos 
3
U
cos



 Если известен средний квадратичный ток,
то потери энергии
2
2
 Pmax

Pmax
 3r  2
W  
r . (8)
2

U cos 
 3U cos 
 При нагрузке, равномерно
распределенной вдоль линии, потери
энергии в 3 раза меньше, чем в линии с
нагрузкой на конце.
 В трансформаторах мощность теряется в
проводах обмоток (потери в меди ΔРм) и в
стали сердечников на вихревые токи и
гистерезис (потери в стали или потери
холостого хода ΔРх).
 Потери в меди, как это следует из
закона Джоуля – Ленца, зависят от тока
нагрузки, будучи пропорциональны
квадрату его значения. Для
трехфазного трансформатора
Р м  3I rт ,
2
10
 где rт – активное сопротивление
обмоток одной фазы трансформатора
 При токе нагрузки, равном номинальному,
потери в меди так же будут
номинальными, равными потерям
короткого замыкания:
Рм.н.  3I r .
2
н т
11
 Разделив выражение 10 на 11, будем
иметь
2
2
Р м
3I rт  I   S 
 2       ,
Рм.н 3I н rт  I н   S н 
2
 откуда
 I
Р м  Р м.н 
 Iн

 S
  Рм.н 

 Sн
2

 .

(12)
 Потери в стали трансформаторов зависят
только от значения приложенного к
первичной обмотке напряжения, а так
как в подобных расчетах его считают
практически неизменным, то и потери
мощности в стали принимают
постоянными.
 Потери энергии в трансформаторе, так же
как и потери мощности, складываются из
потерь в меди и потерь в стали.
 Годовые потери энергии
W  3I
r   Px 8760, (13)
2
max т
 где τ – время потерь для данного графика
нагрузки трансформатора; Imax –
максимальный ток нагрузки
трансформатора.
 Используя уравнения 2 и 12, можно выразить
потери энергии в трансформаторе как
 S max
W  Р м.н 
 Sн
2

   Рх 8760. (14)

 Определять потери энергии в электрических
линиях и трансформаторах необходимо как при
проектировании электрических сетей, так и при
их эксплуатации. Однако в разветвленных
линиях с большим количеством ответвлений и
трансформаторных пунктов определять потери
энергии методами, приведенными выше, сложно
и громоздко. Поэтому разработаны упрощенные
методы, которые позволяют решать эту задачу с
меньшей затратой времени, хотя с меньшей
точностью.