Учебное Пособие Электрические системы и сети

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Федеральное государственное автономное образовательное
учреждение высшего образования
САНКТ-ПЕТЕРБУРГСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
АЭРОКОСМИЧЕСКОГО ПРИБОРОСТРОЕНИЯ
О. Я. Солёная, С. В. Солёный
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И СЕТИ
Учебное пособие
Санкт-Петербург
2022
УДК 621.316(075)
ББК 31.27я73
С60
Рецензенты:
доктор технических наук, профессор С. А. Сериков;
кандидат технических наук А. И. Савельев
Утверждено
редакционно-издательским советом университета
в качестве учебного пособия
Протокол № 4 от 27 июня 2022 г.
С60
Солёная, О. Я.
Электрические системы и сети: учеб. пособие / О. Я. Солёная, С. В. Солёный. – СПб.: ГУАП, 2022. – 79 с.
ISBN 978-5-8088-1745-6
Содержит теоретические сведения и методику расчета режимов
работы электрической системы, в которой раскрыты основные практические вопросы по решению задач определения параметров электрической сети в различных режимах ее функционирования; задание
к выполнению расчетно-графической работы и исходные данные
параметров электрической сети; приложение со справочными материалами о технических данных электрооборудования.
Предназначено для студентов очной и заочной форм обучения высших учебных заведений, обучающихся по направлениям подготовки
13.03.02 «Электроэнергетика и электротехника», 13.04.02 «Электроэнергетика и электротехника», 13.05.02 «Специальные электромеханические системы», изучающих курс «Электрические системы и сети».
Подготовлено к публикации кафедрой электромеханики и робототехники по рекомендации методической комиссии института инновационных технологий в электромеханике и робототехнике ГУАП.
УДК 621.316(075)
ББК 31.27я73
ISBN 978-5-8088-1745-6
© Санкт-Петербургский государственный
университет аэрокосмического
приборостроения, 2022
ПЕРЕЧЕНЬ ИСПОЛЬЗУЕМЫХ СОКРАЩЕНИЙ
АРВ – устройство автоматического регулирования возбуждения.
АТ – автотрансформатор.
ВЛЭП – воздушная линия электропередачи.
ИП – источник питания.
ИРМ – источник реактивной мощности.
КПД – коэффициент полезного действия.
КТЗ – коэффициент технологических затрат.
КУ – компенсирующая установка.
КЭ – качество электроэнергии.
ЛР – линейный регулятор.
ЛЭП – линия электропередачи.
ОРУ – открытое распределительное устройство.
ПБВ – устройство переключения без возбуждения.
ППС – потребительская подстанция.
ПС – подстанция.
РПН – устройство регулирования напряжения под нагрузкой.
РГР – расчетно-графическая работа.
СГ – синхронный генератор.
СК – синхронный компенсатор.
УН – узел нагрузки.
УП – узловая подстанция.
УР – установившийся режим.
ЦП – центр питания.
ЭЭС – электроэнергетическая система.
3
ВВЕДЕНИЕ
На сегодняшний день в большинстве стран мира идет процесс
преобразования действующих структур электроэнергетики с целью
повышения экономичности ее функционирования при сохранении
надежности электроснабжения на достаточно высоком уровне. Процесс реструктуризации в электроэнергетике сопровождается:
– ростом количества субъектов рынка за счет разделения интегрированных субъектов, появления таких субъектов как поставщики электроэнергии;
– выводом потребителей на оптовый рынок;
– стиранием границы между оптовым рынком и потребительским;
– устранением ограничений на право взаимодействия между
субъектами рынка;
– обеспечением свободного обращения всех субъектов к электрическим сетям.
Эффективность энергетики складывается с:
– экономической эффективности, которая при наличии множества субъектов сводится к условиям балансирования их интересов
и должна привести к минимальной общественной стоимости электроэнергии. Мировой опыт показывает, что обеспечение этой закономерности определяется главным образом путем конкуренции
на рынке;
– управляемость (установление правил, нормативов, законов
поведения системы) и реагирование на исполнительные механизмы, которые реализуют те или иные законы;
– надежность, которая рассматривается в двух аспектах: надежность электроснабжения, надежность организации самой системы.
Надежность в первом аспекте обеспечивается, как правило, резервированием и диспетчеризацией.
Отмеченные существенные свойства электроэнергетики находятся в значительной зависимости от количества субъектов на энергетическом рынке и отношений между ними. Чем больше субъектов
и меньше ограничений в отношениях между ними, тем выше степень этих свойств.
Обеспечение надежности электроснабжения и ее качества требует проведения ряда мероприятий, которые зависят от структуры электрической сети и режима. При планировании проведения
ретрофита устаревших элементов электроэнергетических систем
(ЭЭС), их развития с ростом количества и мощностей электроприемников, при проектировании технических систем для обеспече4
ния надёжного функционирования и грамотного управления режимами необходимо решать ряд технико-экономических задач,
которые имеют аналитический и расчетный характер.
Задачи электроэнергетики достаточно многообразны, что обусловлено:
1) сложной структурой и масштабами ЭЭС;
2) высокой скоростью и взаимосвязью процессов, протекающих
в различных элементах системы в нормальных и аварийных режимах;
3) необходимостью обеспечения надежной работы при различных режимах работы системы.
Содержание дисциплины охватывает круг вопросов, связанных
с изучением физики процессов, протекающих в электроэнергетических системах в процессе генерации, распределения и потребления электроэнергии, особенностях построения схем электрической
сети различной конфигурации и управления их режимами работы, обеспечением бесперебойного и надежного электроснабжения
потребителей.
Цель преподавания дисциплины заключается в формировании
у студентов знаний в области теории и принципов построения
электрической сети, получении практических навыков создания
рациональных схем электроснабжения, способности участвовать
в проектировании электрических систем и их компонентов, а также в эксплуатации электроэнергетических и электромеханических
систем и комплексов.
5
ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ
Физическая природа электричества рассматривается в двух
аспектах: корпускулярном (молекулярном) – в виде потока частиц
(электроны, дырки и т. д.) и волновом – в виде электромагнитного поля, образующегося при этом явлении и имеющего различные
проявления в электроэнергетике.
Передача электроэнергии рассматривается главным образом
в ее волновом аспекте. Ведь линии электропередачи (ЛЭП) не
транспортируют электричество, как каналы транспортируют воду;
они являются волноводами, которые заставляют энергию электромагнитного поля следовать по определенному пути.
По сути такое же явление происходит при передаче направленного «пучка» или «луча» при использовании сверхвысоких частот
(света, лазера, рентгеновских лучей), но пока при низком КПД,
особенно в приемно-передающих установках. Волновод оказывается относительно простым средством передачи энергии при волнах
малой длины, которые передают энергию в больших количествах.
Возможности этого процесса главным образом ограничиваются
характеристиками приемных установок. При этом ЛЭП являются
наиболее эффективными волноводами [1].
В настоящее время широко применяется трехфазная система
переменного тока, поскольку в ней используется всего три провода
и в ней легко создаются вращающие поля. В случае аварии работа
трехфазной сети зависит от режимов нейтрали токоведущих частей
электрооборудования (точка соединения трех фаз в звезде).
Электромагнитное поле состоит из двух полей: электрического
поля (характеризуется вектором напряженности Е), магнитного
поля (характеризуется индукцией В). Существование этих двух
полей необходимо для передачи электрической энергии. Всякий
процесс энергетического преобразования невозможен без действия
одного из этих полей.
Для удобства анализа процессов различают:
– активную энергию (понимают электрическую энергию)
в электрических сетях, которая выполняет работу и преобразуется
у потребителей в различных устройствах в механическую, химическую, тепловую;
– реактивную энергию, которая имеет термин «мнимая энергия», поскольку не выполняет работу. Однако реактивная энергия
вызывает дополнительные расходы на производство и передачу
электрической энергии.
6
Реактивная энергия связана с существованием электрического
и магнитного полей, по сути своей – с волновым аспектом.
На языке физики следовало бы сказать, что электрическая и
магнитная энергия энергии связаны с «эластичными» деформациями характеристического пространства электрического поля и
поля магнитного.
Если потенциал (напряжение) и ток непрерывно меняются,
то происходит постоянный обмен энергией между электрически
и магнитным полями, с одной стороны, и источником энергии,
с другой стороны.
Любому потребителю система выдает каждое мгновение:
– активную мощность, преобразующую энергию, для которой
создана установка;
– мощность емкостного характера QС, наличие которой необходимо в установке для обмена энергией между потребителем и
устройствами для его питания;
– магнитную мощность Qµ (намагничивающую мощность), которая также необходима потребителю – создавая, например, намагничивающее поле трансформатора, вращающее поле двигателя.
Эта мощность может быть вредной (поля различных «потоков рассеяния»).
Таким образом, потребитель и источник обмениваются реактивной энергией через поле магнитной индукции.
Наиболее простой схемой замещения является схема, состоящая из активного сопротивления R, индуктивности L, емкости C,
которые включены параллельно на прикладываемое напряжение U.
Если напряжение сети синусоидально и имеет постоянный модуль
напряжения U0 (U = U0сosωt), то
P=
U02
(1 + cos 2ωt),
2R
U2 ⋅ C ⋅ ω
Qc =
− 0
sin 2ωt,
2
=
Qµ
U02
sin 2ωt.
2⋅ L⋅ω
В общем случае, когда мгновенные значения мощности QC и Qµ
равны по модулю (учтите, что имеют противоположный знак), то
происходит непосредственный обмен энергией между электрическим и магнитным полями (потребителя).
7
В общем случае, когда эти мощности имеют различные модули,
сеть должна транспортировать дополнительную реактивную мощность Q = Qµ – QC, направление транспортировки (знак) зависти от
того, у какой мощности больше модуль.
Принято говорить, что потребитель, которому передается реактивная мощность, потребляет реактивную энергию, если Q > 0
и выдает реактивную энергию, если Q < 0. Большая часть потребителей нуждается в реактивной мощности, поскольку они функционируют благодаря магнитному полю.
Условно принято делить потребителей по характеру использования реактивной мощности (Q) на две группы: источники Q
и потребители Q. Постоянно происходит обмен реактивной энергией между магнитным и электрическим полем. Таким образом:
– к источникам реактивной мощности относят тех потребителей, которые в первую четверть периода генерируют реактивную
мощность, вторую четверть – потребляют, третью четверть – снова
генерируют, четвертую – снова потребляют;
– к потребителям реактивной мощности относят тех потребителей, которые в первую четверть периода потребляют реактивную
мощность, вторую четверть – генерируют, третью четверть – снова
потребляют, четвертую – снова генерируют;
– между источниками и потребителями реактивной мощности
постоянно происходит обмен реактивной энергией [2].
Процесс уменьшения количества передаваемой реактивной
мощности по ЛЭП происходит за счет ее выработки устройствами,
установленными непосредственно у потребителей электрической
энергии, и называется компенсацией реактивной мощности.
Устройства, которые устанавливаются у потребителей для создания реактивной мощности, называются компенсирующими.
8
1. РЕЖИМЫ РАБОТЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Электроэнергетическая система (ЭЭС) – совокупность установок и устройств, которые связаны общностью режима для непрерывного процесса производства, передачи, распределения и потребления электрической и тепловой энергии. В состав ЭЭС входят:
– электрические станции (котлы, турбины, генераторы, трансформаторы);
– электрические сети (подстанции и линии электропередач)
и потребители электрической энергии;
– тепловые сети и потребители тепловой энергии (рис. 1.1) [3].
Электрическая система – электрическая часть электроэнергетической системы, содержит совокупность элементов, которые вырабатывают, преобразуют, передают, распределяют и потребляют
электрическую энергию.
Режим электрической системы определяет ее состояние в произвольный момент времени или в некотором интервале времени.
Установившийся режим – состояние энергосистемы, при котором ток на любом участке схемы и напряжение на шинах остаются постоянными достаточно длительное время, при этом режим
должен быть симметричным для любой фазы трехфазной системы
переменного тока.
Нормальный режим – режим, применительно к которому проектируется электрическая система и задаются заводом-изготовителем технико-экономические характеристики каждому электрооборудованию схемы электрической сети.
Переходный режим – состояние системы, во время которого она
переходит от одного режима к другому.
Послеаварийный режим – представляет собой установившийся
режим работы сети, наступающий после аварийного отключения
какого-либо элемента или ряда элементов энергосистемы.
Параметры системы – технико-экономические показатели, зависящие от изменения режима ее работы.
Тепловая
часть ЭЭС
Электрическая
часть ЭЭС
Электрические
сети
Потребители
электроэнергии
Электроэнергетическая система
Тепловые сети
Энергетическая система
Потребители
тепла
Рис. 1.1. Структурная схема энергетической системы
9
Выделяют параметры режима и параметры схемы замещения.
Параметры режима – напряжения в узлах системы, токи в элементах и на участках, углы расхождения векторов ЭДС и напряжений, а также активные, реактивные и полные мощности в сети.
Схема замещения – совокупность схем замещения отдельных
элементов сети, соединенных в той же последовательности, что
и реальная схема.
Параметры схемы замещения – сопротивления и проводимости
элементов схемы электрической сети.
Априори установившемуся режиму предшествует нормальный
или послеаварийный режим. В результате этих изменений устойчивости системы токи, напряжения и мощности в элементах электрической сети принимаются неизменными.
Электрические сети классифицируются по ряду признаков.
По назначению различают: системообразующие, питающие и
распределительные сети, служащие для передачи и распределения
электрической энергии от главных понизительных подстанций до
электроприемников (городских, промышленных, сельскохозяйственных и других потребителей).
По уровню напряжения питания электрические сети делятся на
две группы: низковольтные (до 1 кВ) и высоковольтные (выше 1 кВ).
Межсистемные связи – линии передачи, связывающие электрические системы. Они характеризуются своим назначением,
протяженностью и параметрами, к которым относится род тока и
значение напряжения.
Разделение межсистемных связей по назначению может быть
сделано всегда только условно. Так, с известным приближением
выделяют магистральные и маневренные (реверсивные) межсистемные связи, причем последние в свою очередь подразделяются
на сильные и слабые.
Магистральные межсистемные электропередачи служат для
передачи мощных потоков энергии от размещенной в одной системе опорной электростанции, или группы генераторов электростанции, или группы электростанций в какую-либо другую систему,
называемую в этом случае приемной системой. Если в разное время
суток и года условия баланса мощности в системах могут изменяться, то и потоки мощности по межсистемным связям могут менять
свое направление на обратное: из приемной системы в передающую
систему. Такие передачи обычно называют реверсивными межсистемными связями. Реверсивность таких электропередач зависит
от режима связанных систем.
10
Маневренные связи разделяются на сильные и слабые. Под
сильными связями понимают соединение систем линиями передачи, имеющими пропускную способность, соизмеримую с мощностью объединяемых систем. Под слабыми связями понимают соединения систем линиями электропередачи, имеющими пропускную способность меньше 5% мощности каждой соединяемой части
системы.
Помимо ЛЭП в комплекс электрической сети входят электрические подстанции (ПС) – электроустановки, служащие для преобразования и (или) распределения электроэнергии и состоящие из
трансформаторов или других преобразователей энергии, распределительных устройств, устройств управления и вспомогательных
сооружений [2].
Оборудование трансформаторных подстанций может быть размещено на открытых распределительных устройствах (ОРУ) и в закрытых помещениях – закрытые (комплектные) распределительные
устройства (ЗРУ, КРУ).
В зависимости от преобладания той или иной функции подстанции бывают трансформаторными, преобразовательными или
распределительными. Трансформаторные подстанции, в свою очередь, подразделяются на повышающие, понижающие и районные.
Повышающие трансформаторные подстанции (ТП) (сооружаемые обычно при электростанциях) преобразуют напряжение, вырабатываемое генераторами, в более высокое напряжение (одного
или нескольких значений), необходимое для передачи электроэнергии по линиям электропередачи.
Понижающие ТП преобразуют первичное напряжение электрической сети в более низкое вторичное напряжение. В зависимости
от назначения такие ТП подразделяются на районные, главные
понизительные и местные (цеховые комплектные ТП).
Районные ТП получают питание от высоковольтных ЛЭП,
преобразовывают и передают на местные и цеховые подстанции,
на которых в дальнейшем осуществляется понижение напряжения
до 400 или 230 В и распределение электроэнергии между низковольтными потребителями [2].
Свойства электрической сети:
1. Электроэнергия как наиболее универсальный вид энергии:
– передается в значительных количествах на любые расстояния,
легко распределяется;
– с высоким КПД преобразуется в другие виды энергии – тепловую, механическую, световую, химическую и др.;
11
2. Непрерывность и одновременность процессов производства,
передачи, распределения и потребления электроэнергии.
Необходимо обеспечивать баланс мощностей – генерируемой и
потребляемой.
Баланс активных мощностей определяет, главным образом,
частоту в ЭЭС.
Баланс реактивных мощностей определяет, главным образом,
напряжение в узлах.
Нельзя исключить изменения балансов мощностей, поскольку:
– технологические процессы у потребителя сопровождаются во
времени различными значениями потребляемой энергии;
– перманентно происходят изменения конфигурации электрических систем – оперативные переключения;
– возникновение аварийных отключений в электрической сети.
Как следствие, возникает необходимость использования систем
управления режимами ЭЭС.
3. Быстротечность протекания процессов в ЭЭС обуславливает
необходимость использования автоматизированной системы противоаварийного управления.
4. Значительная технологическая зависимость функционирования и эффективной работы всех отраслей экономики страны от
бесперебойного питания потребителей. Как следствие, возникает
необходимость обеспечения достаточного уровня надежности электроснабжения.
5. Переменный режим нагрузки энергетических предприятий
в каждый момент времени с характерными трендами в суточном,
недельном, месячном и годовом разрезах. Изменения нагрузки обусловлены изменениями технологических процессов предприятий
во времени. Как следствие, возникает необходимость регулирования мощности электрических станций (проблема покрытия пиков
нагрузки).
6. Качество электрической энергии (КЭ), которое зависит как от
электроснабжающих организаций, так и от потребителей электрической энергии.
КЭ в месте ее производства не гарантирует ее качества в месте
потребления. На КЭ в наибольшей степени влияют потребители,
характеризуемые как нелинейные, с резкопеременной нагрузкой и
различным потреблением мощности по фазам. Нарушение КЭ приводит:
– к снижению надежности и экономичности работы электрических систем;
12
– к технико-экономическому ущербу, особенно у потребителей
электроэнергии.
7. Параллельная работа электрических станций на нагрузку
обеспечивает:
– надежность электроснабжения и оптимизирует резервирование мощностей (рациональное использование ресурсов);
– лучшее противостояние единичным нарушениям режима.
Негативные последствия:
– возникновение уравнительной мощности из-за неоднородности замкнутых электрических сетей, как результат – снижение
пропускной способности сети, увеличение потерь энергии при ее
транспортировке;
– влияние возмущений в одной части ЭЭС на режимы в других
частях;
– усложнение устройств управления и защиты (учет направлений мощности, изменение конфигурации, учет информации от соседних объектов).
Реализация возможностей объединения требует создания эффективной системы управления.
1.1. Особенности функционирования электрической сети
Производство электрической энергии обладает рядом особенностей, определяющих специфику управления и степень автоматизации энергетических объектов:
1. Территориальная разобщенность мест производства и мест потребления обусловливает необходимость создания надежных связей между узлами производства и потребления, которые создаются
электрическими сетями различных уровней напряжения.
2. Электрическая энергия не складируется и потребляется непрерывно, что вызывает необходимость поддержания баланса активной мощности − производимой и потребляемой. Для осуществления передачи электрической энергии с мест производства к местам потребления необходимо непрерывно поддерживать и баланс
реактивных мощностей.
3. Технико-экономическая эффективность параллельной работы питающих генераторов и трансформаторов, обеспечивающая
надежность и бесперебойность электроснабжения потребителей.
4. Случайные изменения мощности нагрузки потребителей даже
при условии достаточно точного планирования и прогнозирования
13
изменений нагрузок в соответствии с планом работы и развития
предприятий.
5. Высокая концентрация мощностей на источниках питания
и довольно большая рассредоточенность нагрузок потребителей
при полной электрификации всей страны вызывает необходимость
создания протяженных ЛЭП и системообразующих сетей сверхвысокого напряжения переменного тока 750 кВ с перспективой дальнейшего повышения напряжения для дальних электропередач на
напряжении до 1150 кВ.
6. Высокая скорость протекания электромагнитных и электромеханических процессов при возмущениях и аварийных нарушениях режима работы электрической сети.
7. Высокая насыщенность машинами, аппаратами и механизмами всего процесса. Человек управляет и контролирует режим работы и состояние работы электроэнергетических объектов.
Указанные особенности электроэнергетического производства
обусловливают необходимость непрерывного и централизованного
управления режимом работы всех энергетических объектов, участвующих в производстве и распределении электрической энергии.
Такое управление называется диспетчерским.
Диспетчерская служба строится на иерархическом принципе
соподчинения оперативного персонала ЭС снизу вверх. Первую
ступень управления образует дежурный персонал электростанций, диспетчерский персонал предприятий электрических и тепловых сетей и персонал крупных подстанций. На этой ступени
происходит непосредственное управление технологическим процессом производства, распределения и реализации электрической
энергии.
Второй ступенью является диспетчерская служба ЭС, которой
при оперативном управлении режимом работы энергосистемы подчиняется весь оперативный персонал первой ступени.
Третью ступень образует объединенное диспетчерское управление, оперативно управляющее режимом работы межсистемных
связей с диспетчерского пункта.
Эффективное электроснабжение потребителей с учетом перечисленных особенностей электроэнергетики возможно только на
основе автоматизации управления процессом производства и распределения электроэнергии, которая обеспечивается комплексом
автоматических средств защиты элементов ЭЭС.
14
При проектировании развития генерирующих мощностей энергосистемы решаются следующие задачи:
– определение суммарной потребности в генерирующей мощности с учетом возможности получения (или выдачи) мощности и
электроэнергии с оптового рынка;
– выбор оптимальной структуры вновь вводимой мощности и
определение потребности в ней с учетом рекомендаций по расширению и реконструкции и техническому перевооружению действующих электростанций;
– предварительный выбор местоположения, основных параметров (типа, единичной мощности и количества энергоблоков) и очередности строительства (расширения, реконструкции, технического перевооружения) электростанций;
– определение перспективных режимов работы электростанций
(суточные, сезонные и годовые режимы работы) с учетом маневренных характеристик оборудования; определение потребности
в топливе, рекомендации по видам топлива; определение ориентировочного объема инвестиций и потребности в основном оборудовании [1].
Выбор схем и основных параметров электрической сети
Электрические сети являются составными частями электроэнергетической постоянно развивающейся динамической системы.
Изменения в электрических сетях могут быть связаны как с оперативными переключениями в схемах функционирующих сетей, так
и с необходимостью подключения к ним новых потребителей.
При проектировании системы электроснабжения необходимо
учитывать множество различных факторов:
– режим работы в экстремальных условиях – температура наружного воздуха, образование стенки гололёда, ветровая нагрузка
и другие климатические условия;
– режим потребления в разное время года – количество дней отопительного сезона, количество светлого времени дня в году;
– удаленность от источника питания, ландшафт местности
и, как следствие, возможность обслуживания в аварийных ситуациях;
– наличие потребителей различных категорий надежности и
потребность в электроэнергии в течение суток каждого потребителя и т. д.
15
При проектировании электрических сетей следует отдавать приоритет следующим факторам:
– увеличение пропускной способности действующих ЛЭП с использованием всех возможных технических решений;
– использование трасс физически и морально устаревших линий
для сооружения ЛЭП более высоких напряжений;
– сооружение новой подстанции при условии получения заметных технических и экономических преимуществ по сравнению
с реконструкцией действующей;
– использование более высокого напряжения при близких показателях вариантов; сооружение подстанций закрытого типа, прокладка кабельных линий взамен воздушных;
– использование двухцепных (многоцепных) ВЛЭП.
Выбор схемы и параметров основных электрических сетей энергосистем производится: по планируемым потокам мощности, которые характеризуются средними условиями нахождения основного
оборудования электростанций в плановом и аварийном ремонтах;
по расчетным максимальным потокам мощности, которые характеризуются неблагоприятными сочетаниями нахождения в плановом и послеаварийном ремонтах основного оборудования электростанции.
Планируемые потоки мощности между ЭЭС обусловлены:
– совмещением максимумов нагрузок рассматриваемых частей
энергосистем;
– экономической эффективностью передачи электроэнергии
взамен транспорта топлива из одной части энергосистемы в другую
или целесообразностью использования энергии и мощности крупных ГЭС, расположенных в одной ЭЭС, в переменной части графика нагрузки другой ЭЭС;
– несоответствием ввода мощности крупных энергоблоков на
электростанциях росту максимума нагрузки ЭЭС [2].
Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России
с электропередачами большой пропускной способности на дальние
расстояния и предотвращения возможного развития аварий при
их отключении приняты максимально допустимые значения относительных дефицитов мощности при нормальной схеме и в нормальных режимах работы, которые зависят от мощности нагрузки
в приемных частях ЭЭС. В соответствии с требованиями по предотвращению каскадного развития аварий принято, что относительный дефицит мощности в приемных энергосистемах не должен
превышать 5–10% от их максимальной нагрузки.
16
Для каждого предлагаемого к сооружению электросетевого объекта выполняется обоснование технико-экономической эффективности. Процесс технико-экономического обоснования электросетевых объектов характеризуется следующими основными этапами:
определение технической необходимости сооружения; выбор технических решений; оценка экономической эффективности отобранных решений.
Нормы качества электрической энергии определяет межгосударственный стандарт [3]. Показатели качества являются уровнями
электромагнитной совместимости для кондуктивных электромагнитных помех в системах электроснабжения общего назначения.
При соблюдении указанных норм обеспечивается электромагнитная совместимость электрических сетей систем электроснабжения
общего назначения и электрических сетей потребителей электрической энергии (приемников электрической энергии).
Кондуктивная электромагнитная помеха в системе электроснабжения – помеха, распространяющаяся по элементам электрической сети. Это понятие произошло от латинского слова condUctor,
которое в переводе на русский язык означает «проводник».
Стандарт регламентирует следующие показатели качества электроэнергии (ПКЭ):
– установившееся отклонение напряжения δUy;
– размах изменения напряжения δUt;
– доза фликера Pt;
– коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения KU;
– коэффициент n-ой гармонической составляющей напряжения
KU(n);
– коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности K2U;
– коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности K0U;
– отклонение частоты Δƒ;
– длительность провала напряжения Δtn;
м импульсное напряжение Uимп;
– коэффициент временного перенапряжения KперU.
При определении значений некоторых ПКЭ стандартом вводятся
следующие вспомогательные параметры электрической энергии:
– интервал между изменениями напряжения Δti,i+1;
– глубина провала напряжения δUn;
17
– частота появления провалов напряжения Fn;
– длительность импульса по уровню 0,5 его амплитуды Δtимп0,5;
– длительность временного перенапряжения ΔtперU.
В табл. 1.1 приведены свойства электрической энергии, характеризующие их показатели и наиболее вероятные виновники ухудшения КЭ.
Таблица 1.1
Свойства электрической энергии, показатели
и наиболее вероятные виновники ухудшения КЭ
Свойства
электрической
энергии
Показатель КЭ
Наиболее
вероятные виновники
ухудшения КЭ
Отклонение
напряжения
Установившееся отклонение
напряжения δU
Энергоснабжающая
компания
Колебания
напряжения
Размах изменения напряжения δUt .
Доза фликера Pt
ЭП с переменной
нагрузкой
Несинусоидальность напряжения
ЭП с нелинейной
Коэффициент искажения
нагрузкой
синусоидальности кривой
напряжения KU.
Коэффициент n-ой гармонической составляющей напряжения KU(n)
Несимметрия
трехфазной
системы
напряжений
Коэффициент несимметрии
напряжений по обратной
последовательности K2U.
Коэффициент несимметрии
напряжений по нулевой
последовательности K0U
ЭП с несимметричной
нагрузкой
Отклонение
частоты
Отклонение частоты Δƒ
Энергоснабжающая
компания
Провал
напряжения
Длительность провала напряжения Δtn
Импульс
напряжения
Импульсное напряжение Uимп
Временное
Коэффициент временного
перенапряжение перенапряжения KперU
18
1.2. Причины появления аварийных ситуаций
в электрических сетях
1.2.1. Вибрация проводов воздушных ЛЭП
Воздушной линией электропередач называется устройство для
передачи электроэнергии по проводам, расположенным на открытом воздухе и прикрепленным с помощью изоляторов и арматуры
к опорам, кронштейнам или стойками на инженерных сооружениях (мостах, путепроводах и т.д.).
ВЛЭП состоят из следующих элементов:
– провода – служат для передачи электроэнергии;
– грозозащитные тросы – для защиты от атмосферных перенапряжений;
– опоры – для подвески проводов и тросов на опоре;
– изоляторы – для отделения проводов от опоры;
– линейная арматура – для крепления проводов и тросов к изоляторам и опорам, а также для соединения проводов и тросов.
По конструктивному исполнению ВЛЭП могут быть однои двухцепными. Под понятием цепь обычно понимают три провода одной трехфазной ВЛ. Одноцепная ВЛ – на опорах расположены
три провода (фазы) и могут быть грозозащитные тросы. Двухцепная ВЛ – две цепи на опоре.
ВЛЭП по конструктивному исполнению характеризуются: материалом и сечением проводника, конструкцией фазы (с наличием
расщепления или без него), типом опоры, длиной пролета, типом
применяемых гирлянд изоляторов.
Причины повреждения ВЛЭП бывают:
– природные (ветер, гололед, перепад температур, грозы);
– технические (короткие замыкания – КЗ, внутренние перенапряжения, нарушение правил технической эксплуатации и т. д.)
воздействия.
Большая часть аварийных событий при работе ЛЭП обусловлена гололедными проявлениями. При подобных авариях возникают провисание и обрывы проводов, разрушение арматуры, поломки опор. Подобные аварии носят массовый характер и в масштабе
страны приносят значительный экономический ущерб.
Колебания провода на опоре вследствие порыва ветра с амплитудой, не превышающей 0,005 длины полуволны или двух диаметров
провода, называются вибрацией.
Опыт эксплуатации показывает, что вибрация проводов наблюдается чаще всего на ЛЭП, расположенных на открытой и ровной
19
местности. На участках ЛЭП в лесной и пересеченной местности
продолжительность и интенсивность вибраций значительно меньше. Вибрация проводов наблюдается, как правило, в пролетах длиной более 120 м и усиливается с увеличением пролетов.
Особенно опасна вибрация на переходах через реки и водные
пространства с пролетами длиной более 500 м. Опасность вибрации
заключается в обрывах отдельных проволок на участках их выхода
из зажимов. Эти обрывы происходят вследствие того, что переменные напряжения от периодических изгибов проволок в результате
вибрации накладываются на основные растягивающие напряжения в подвешенном проводе.
Опасность разрушения проводов зависит от так называемого
среднеэксплуатационного напряжения – при среднегодовой температуре и отсутствии дополнительных нагрузок.
1.2.2. Перенапряжения в электроустановках
Изоляция электрооборудования и ЛЭП подвергается воздействиям внутренних перенапряжений, возникающих при различных нарушениях нормального режима работы электрической сети.
Величина, форма и длительность этих перенапряжений определяются интенсивностью преобразования электромагнитной энергии
(L ⋅ i2)/2, накопленной в индуктивных элементах электрической
установки, в электростатическую энергию (C ⋅ U2)/2 емкостей.
Перенапряжениями считаются такие временные повышения
напряжения в электрической установке, которые превышают ее
наибольшее допустимое рабочее напряжение.
Внутренние перенапряжения разделяются на коммутационные
и резонансные. Первые (коммутационные) возникают вследствие
всякого рода замыканий или размыканий электрических цепей,
вторые (резонансные) − вследствие резонансных соотношений между индуктивностями и емкостями электрической установки.
К коммутационным относятся перенапряжения, возникающие:
а) при дуговых замыканиях на землю в сетях, работающих с изолированной нейтралью и с компенсацией емкостных токов замыкания на землю;
б) при появлениях и отключениях однофазных, двухфазных и
трехфазных коротких замыканий;
в) при включениях и отключениях несинхронно работающих
частей электрических установок;
г) при отключениях ненагруженных высоковольтных линий и
трансформаторов.
20
Уровни всех видов коммутационных перенапряжений, кроме
перенапряжений при дуговых замыканиях на землю, в значительной мере зависят от отключающей способности контактных систем
дугогасительных камер высоковольтных выключателей и разъединителей, которыми производятся включения или отключения.
Вероятность появления опасных коммутационных перенапряжений определяется параметрами электрической сети, ее участков или присоединений, длительностью и интенсивностью горения
и гашения электрических дуг, а также количеством коммутаций
в течение принятого промежутка времени (например, в течение года).
К резонансным относятся перенапряжения, возникающие:
а) при всякого рода неполнофазных режимах питания;
б) при самопроизвольных смещениях нейтрали;
в) при емкостной нагрузке источников питания.
Вероятность развития опасных резонансных (феррорезонансных) перенапряжений зависит от того, насколько частота рабочего
напряжения близка к частоте свободных колебаний участка сети
или высоковольтного присоединения, а также от интенсивности
нелинейного изменения в нем индуктивностей, образующих вместе с емкостями колебательные контуры.
В ряде случаев внутренние перенапряжения, возникающие
в сети одного напряжения, передаются посредством электромагнитной и электростатической индукции в сети или присоединения
другого напряжения.
Повторные зажигания или интенсивные обрывы электрических
дуг могут сопровождаться перенапряжениями или сверхтоками.
Ионизирующее или тепловое воздействие электрической дуги,
загорающейся в месте повреждения изоляции или в месте коммутации (заземляющие дуги и дуги между контактами или размыкающимися токоведущими частями), может представить опасность
для изоляции и изоляционных расстояний оборудования и высоковольтных линий.
Обобщение опыта эксплуатации позволяет оценить, как опасность различных видов внутренних перенапряжений и коммутаций по ущербам, возникающим в результате нарушений, так и
необходимость проведения того или иного противоаварийного мероприятия. В результате внутренних перенапряжений ежегодно
возникает около 300 нарушений (среднее количество нарушений за
пять лет). Из них нарушения от перенапряжений при дуговых замыканиях на землю и от воздействия электрической дуги в сетях
6−35 кВ составляют 70–80%. Общий недоотпуск электроэнергии
21
по этим причинам достигает 30%. Основная часть недоотпуска электроэнергии (около 65%) возникает от перенапряжений при отключениях КЗ, несинхронных включениях и неуспешных АПВ, при неполнофазных режимах и самопроизвольных смещениях нейтрали.
При дуговых замыканиях на землю перенапряжения возникают
в результате колебательного перезаряда емкостей фаз относительно земли при зажиганиях и погасаниях заземляющей дуги в месте
повреждения.
В сетях с изолированной нейтралью перенапряжения, возникающие вследствие аварийных внешних возмущений, могут достигать 3,2Uф.
В сетях с эффективно заземленной нейтралью перенапряжения,
возникающие при однофазных КЗ, представляют собой амплитуду
первого полупериода свободных колебаний напряжений на неповрежденных фазах, которые не превосходят 2Uф.
Способы ограничения токов КЗ в энергосистеме
В электрических сетях применяются следующие методы ограничения токов КЗ:
– оптимизация конфигурации сети и режимных параметров;
– использование токоограничивающих устройств.
В качестве средств ограничения токов КЗ могут использоваться:
– токоограничивающие реакторы (включая так называемые реакторы нулевой последовательности);
– трансформаторы и автотрансформаторы с расщепленной обмоткой низшего напряжения;
– трансформаторы с повышенным значением Uкз;
– токоограничивающие устройства различного типа (резонансные, реакторновентильные, со сверхпроводящими элементами);
– токоограничивающие коммутационные аппараты;
– вставки постоянного тока;
– автотрансформаторы, выполненные без третичной обмотки,
соединенной в треугольник;
– автотрансформаторы с размыканием в аварийных условиях
третичной обмотки, соединенной в треугольник;
– замена трансформаторов связи сетей 110–750 кВ на двухобмоточные трансформаторы связи.
Перенапряжения при отключении ненагруженных линий в сетях с изолированной нейтралью обусловлены смещениями нейтрали. Напряжения смещения нейтрали могут появляться в результате замыкания на землю одной фазы в питающей сети или на
22
отключаемой линии, неодновременности размыкания контактов
выключателя, неполнофазного режима на отключаемой линии или
же возникновения процесса самопроизвольного смещения нейтрали с питающей стороны непосредственно после обрыва зарядного
тока отключаемой линии.
Отключения ненагруженных линий масляными выключателями сопровождается большим количеством повторных зажиганий
дуги и более опасными перенапряжениями, чем отключения воздушными выключателями. При изолированной нейтрали трансформаторов со стороны питания наибольшие перенапряжения могут достигать 4Uф.
1.3. Регулирование напряжения в электрической сети
Напряжение на источнике питания, шинах подключения потребителей и промежуточных узлах схем электроснабжения периодически меняется по причине изменения мощности нагрузки ЭП, режима работы ИП и основного электрооборудования, конфигурации
электрической сети.
В различных режимах работы электрической сети следует обеспечивать требования ГОСТ в отношении допустимых отклонений
напряжения (ΔU) на шинах потребителей. Значения ΔU часто превышают допустимые по следующим причинам:
– наличие большой потери напряжения в сети;
– некорректный выбор сечений проводов и мощности силовых
трансформаторов;
– неверное построение конфигурации электрической сети.
Выбор сечений проводов производится по условию нагрева длительно допустимым током и экономической плотности тока, проверяется по допустимым ΔU и условиям механической прочности.
При этом расчете не всегда обеспечиваются нормируемые ΔU на
шинах потребителей. Поэтому нормируются не потери, а величина
ΔU для различных вариаций электрической сети [4].
Для обеспечения требуемых значений ΔU в узлах сети повсеместно применяют регулирование напряжения – процесс изменения напряжения в характерных точках сети с помощью специальных технических средств.
Способы регулирования Uном:
– централизованное – регулирование напряжения происходит
в центрах питания (ЦП) сети и приводит к изменению режима работы во всей оставшейся сети;
23
– местное – регулирование реализуется непосредственно на шинах питания потребителей и в дальнейшем приводит к изменению
режимных параметров на конкретных участках электрической
сети.
Центрами питания (ЦП) могут быть шины генераторного напряжения электрических станций, низшего напряжения распределительных ПС и др.
Регулирование напряжения на генераторах ЭС реализуется посредством изменения тока возбуждения с помощью устройства автоматического регулирования возбуждения (АРВ).
Для регулирования напряжения на шинах НН понижающих ПС
применяются следующие устройства:
– трансформаторы со встроенными устройствами регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) и переключения без возбуждения (ПБВ);
– синхронные компенсаторы (СК);
– линейные регуляторы (ЛР).
С помощью этих устройств регулирование напряжения происходит автоматически в пределах располагаемого диапазона и нормируемых значений напряжения, одновременно для всех подключенных к шинам центра питания ЛЭП.
1.3.1. Регулирование напряжения изменением
сопротивления сети
Продольная компенсация (ПК) индуктивного сопротивления
воздушных линий и шинопроводов систем электроснабжения
предприятий позволяет существенно снизить потерю напряжения
в ЛЭП путем включения в рассечку линии батареи конденсаторов,
называемых установками продольной компенсации (УПК), представленном на рис. 1.2.
Хл
Rл
ХУПК
U1
U2
Iл
Iнг
Рис. 1.2. Схема включения УПК для компенсации индуктивного
сопротивления ЛЭП
24
При известной мощности нагрузки продольная составляющая
падения напряжения с учетом влияния УПК определяется по формуле
Pí Rë + Qí ( Xë − XÓÏÊ )
ΔU =
,
U2
где PH, QH – соответственно активная и реактивная мощности нагрузки, МВт, Мвар; Rп, Хл – активное и реактивное сопротивления
ЛЭП, Ом; U2 – напряжение в конце ЛЭП, кВ; ХУПК – реактивное
сопротивление БК, последовательно включенной в ЛЭП, Ом.
Обозначив желаемый уровень напряжения в конце ЛЭП U2,
из выражения падения напряжения можно определить сопротивление установки продольной компенсации. Ток в цепи УПК
Ií =
Sí
3Uíîì
.
Номинальный ток в сети
Ií =
Ií
Iíîì ê
,
где Iном к – номинальный ток одного конденсатора УПК.
Количество т последовательно включенных конденсаторов в УПК
определяется из условия
X
m
XÓÏÊ = íîì ê ,
n
Uíîì ê
– номинальное сопротивление одного конденIíîì ê
сатора при основной частоте, Ом; m – количество последовательно
где Xíîì ê =
включенных конденсаторов.
Суммарная мощность УПК
QÓÏÊ = NômnQíîì ê ,
где Nф – число фаз.
Компенсирующий эффект УПК зависит от тока нагрузки. Его
используют также в сетях с резкопеременной нагрузкой, однако
в этом случае следует исключить возможность субгармонического
резонанса.
25
1.3.2. Регулирование напряжения изменением реактивной
мощности
При подключении параллельно нагрузке источника реактивной
мощности (ИРМ) (рис. 1.3) напряжение на нагрузке возрастает за
счет уменьшения продольной составляющей падения напряжения.
Если нагрузка задана в виде мощности, то без учета поперечной
составляющей
U1 = U2′
Pí Rë + ( Qí − QÈÐÌ ) Xë
100,
U2′
где PH, QH – мощности нагрузки в конце линии, МВт, Мвар; QИРМ –
мощность ИРМ, Мвар; U’2 – напряжение в конце линии после подключения ИРМ, кВ.
Мощность компенсирующего устройства источника реактивной
мощности для обеспечения желаемого уровня напряжения U’2ж
QÈÐÌ =
′ − U2 ) U2æ
′
(U2æ
Xë
,
где U’2ж – желаемый уровень напряжения в конце линии, кВ;
QИРМ – мощность ИРМ, Мвар.
Это выражение служит для определения номинальной мощности любого ИРМ: батареи конденсаторов (БК), синхронного компенсатора (СК), синхронного двигателя (СД).
Компенсирующий эффект установки поперечной компенсации
не зависит от нагрузки, поэтому рассматриваемый метод регулирования напряжения не используется в электрических сетях с резкопеременными нагрузками. Исключением является применение
регулируемых статических компенсаторов реактивной мощности
(СТК) (рис. 1.4) и быстродействующих СК либо СД. Скорость измеU1
ВС
2
Xл
Rл
Iл
U2
Iн
IИРМ
ВС
2
ИРМ
Рис. 1.3. Регулирование напряжения с помощью источника
реактивной мощности
26
Система
Р
ФКУ
Рис. 1.4. Схема включения СТК в электрическую сеть
нения генерируемой ими реактивной мощности соизмерима со скоростью набросов реактивной мощности резкопеременной нагрузки.
Статический компенсатор дает возможность плавно регулировать реактивную мощность, выдаваемую в сеть (рис. 1.4).
1.3.3. Регулирование напряжения изменением коэффициента
трансформации трансформаторов
Силовые трансформаторы по способу регулирования коэффициента трансформации можно разбить на две группы:
– с наличием устройства переключения без возбуждения (ПБВ).
В этом случае для изменения Кт трансформатор необходимо отключать от сети;
– с наличием устройства регулирования под нагрузкой (РПН),
когда изменение Кт проводится без отключения трансформатора
от сети.
Трансформаторы с ПБВ имеют, как правило, кроме основного
ответвления четыре дополнительных: +5%, +2,5%; –2,5%; –5%
номинального напряжения. Переключения производятся в отключенном состоянии не чаще 2 раз в год, т.е. носят сезонный характер.
Переключение отпаек трансформаторов с РПН более эффективно. Диапазон изменения коэффициента трансформации составляет
(±10 – ±16)% при шаге регулирования (1,25–2,5)%. Устройство
РПН может быть либо со сдвоенным реактором, либо с активными
сопротивлениями.
В трехобмоточных трансформаторах есть оба устройства – РПН
и ПБВ. Устройство РПН размещено в обмотке ВН и обеспечивает
желаемое напряжение на стороне НН. ПБВ установлено в обмотке
27
СН. Для изменения напряжения на стороне СН необходимо отключать трансформатор от сети.
У автотрансформаторов имеется РПН в нейтрали, которое обеспечивает регулирование напряжения в обмотке среднего напряжения. На шинах НН за автотрансформаторами напряжение не
регулируется.
При работе устройства РПН напряжение изменяется только по
модулю, т. е. имеет место продольное регулирование напряжения.
Если в процессе регулирования изменяется не только модуль напряжения, но и его фаза, то такое регулирование называют поперечным.
В случае резкопеременных графиках нагрузки потребителей
в центре питания применяют схемы группового централизованного
регулирования. Для этого все ЭП делятся на группы в соответствии
с характером их нагрузки. У потребителей, которым этого регулирования напряжения оказалось недостаточно, может выполняться
также и местное регулирование напряжения.
В зависимости от характера нагрузки ЭП выделяют три подтипа
регулирования напряжения:
– стабилизация напряжения;
– двухступенчатое регулирование напряжения;
– встречное регулирование.
Стабилизация напряжения применяется для потребителей
с практически неизменной нагрузкой в течение суток (трехсменные предприятия).
Двухступенчатое регулирование выполняется для ЭП с ярко
выраженным двухступенчатым характером изменения нагрузки.
В этом случае поддерживается два уровня напряжения в сутки в соответствии с их графиком нагрузки.
В случае переменной суточной нагрузки выполняется встречное регулирование – самый распространенный подтип регулирования напряжения.
1.3.4. Метод встречного регулирования
Суть метода встречного регулирования заключается в изменении напряжения на шинах подключения ЭП в зависимости от изменения их графика нагрузки. Согласно этому методу напряжение
на шинах НН ПС в период max нагрузки должно быть на 5% выше
Uном.сети.
28
ЦП
ЛЭП1
ПС
ЛЭП2
ЭП Б
ЭП А
Рис. 1.5. Схема участка электрической сети
В процессе эксплуатации электрической сети появляется необходимость повышения напряжение на 10%, если при этом отклонение напряжения у ближайших потребителей не превышает допустимого значения. Во время min электропотребления Ðìèí ≤ Ðìàêñ
напряжение на шинах 6–10 кВ ПС понижается до Uном.сети.
Рассмотрим этот метод на примере участка электрической сети
(рис. 1.5).
При max нагрузке в сети в ЦП поддерживается U1НБ. На шинах
ВН ПС напряжение будет снижено на величину ΔUЛЭП. На обмотку
ВН ПС поступает U2В. На шинах НН ПС напряжение, приведенное
к напряжению обмотки ВН U2* будет ниже U2В на величину ΔUТР.
В случае отсутствия устройств регулирования на ПС (KТ = 1):
U2 í = U2* í ,
где U2Н – фактическое напряжение на шинах НН подстанции
(на шинах ЭП А).
Напряжение на шинах ЭП Б UБ без рег. будет ниже U2Н на величину ΔUЛЭП2. В случае наличия устройств регулирования напряжения (KТ ≠ 1) U2Н будет на 5% выше Uном.сети Повысить U на 10%
выше Uном.сети невозможно, так как в этом случае напряжение на
шинах ЭП А не будет соответствовать требованиям ГОСТ. Если же
реализовано регулирование в сети, то величина напряжения
на шинах электроприемника Б входит в зону допустимых значений
(рис. 1.6).
В режиме min нагрузок напряжение в ЦП выше, а потери напряжения в элементах электросети ниже. Следовательно, при отсутствии устройств регулирования напряжение на потребителях А
и Б выше нормируемых значений [4]. Для обеспечения допустимой
величины отклонения напряжения на шинах обоих потребителей
необходимо изменять коэффициенты трансформации трансформаторов.
29
U1
Zл1
U2* Н
U2 В
U2 Н
Zл2
U3
ЭП Б
Zт
U1НМ
U2 В НМ
Кт
UА без рег.
UБ без рег.
U1НБ
1,05UНОМ
UА с рег.
UНОМ
UБ с рег.
0,95 UНОМ
Рис. 1.6. Встречное регулирование напряжения
Максимальное ΔU происходит при аварийных режимах работы
ЭЭС. При этом обеспечивать Uном на всех ПС и шинах нагрузки
в допустимых пределах без существенных затрат на специальные
устройства регулирования напряжения невозможно. Следовательно, в аварийных режимах по нормам ГОСТ допускается большее ΔU.
1.4. Электромагнитная совместимость и качество электроэнергии
Проблемы электромагнитной совместимости (ЭМС) существуют во всех сферах деятельности человека – везде, где используется
электрический ток, магнитные и электрические поля. Здесь существует аналогия с проблемами экологии, причем не внешняя, а достаточно глубокая – методологическая: как и в охране окружающей среды, существует недооценка проблем ЭМС, что ведет к мало
контролируемого количественного накопления помех ЭМС. Это неизбежно создает качественно новую критическую ситуацию с уровнями и составом загрязнений. Затраты на преодоление такой ситуации будут намного большими, чем затраты на их предотвращение.
30
Одним из основных требований к системам электроснабжения
является обеспечение ЭМС. Завышение оценок ЭМС приводит
к необоснованному увеличению капиталовложений, а занижение – к ущербам от ухудшения качества продукции, сокращению
срока службы электрооборудования, дополнительных потерь электроэнергии, а в ряде случаев – к ухудшению здоровья человека и
уменьшению производительности труда. В связи с этим высокие
требования предъявляются к достоверности методов оценивания
ЭМС как на стадии проектирования, так и в эксплуатации систем
электроснабжения.
Если ЭМС не обеспечена, т. е. отдельные элементы электротехнических средств или прибор в целом не обладают заданной помехоустойчивостью к внутренним (между элементами) и внешним
(по отношению к прибору) помехам, то тем самым создаются условия для:
– функциональных нарушений с большими или меньшими последствиями, связанными с отказами, с сокращением срока службы
и выходом из строя оборудования, браком продукции, авариями,
ложными срабатываниями защиты, автоматики и т.п.;
– повреждений средств защиты и безопасности людей;
– ухудшения качества электроэнергии;
– ухудшения электромагнитной обстановки в окружающем пространстве.
Предпосылкой для этого являются неучтенные электромагнитные помехи (ЭМП) или ЭМП, защита от которых не предусмотрена.
В стандарте [3] дано определение ЭМС как способность технического устройства функционировать с заданным качеством в заданной электромагнитной среде и не создавать электромагнитных
помех, которые недопустимы для других технических устройств.
Применительно к задачам электропотребления электрической средой является система электроснабжения, а техническими устройствами – электрооборудование. Напряжение искажают кондуктивные помехи, которые распространяются по проводам.
В целом под помехами понимаются электрические, магнитные
и электромагнитные явления, которые могут отрицательно влиять
на электроприемники и человека.
Кондуктивные помехи относятся к понятию качества электроэнергии. Это значит, что КЭ является частью ЭМС. Само же понятие ЭМС более широкое. Оно включает помехи, которые передаются электромагнитными волнами и др.
31
Качество электроэнергии характеризует меру электромагнитного воздействия системы электроснабжения на прибор, аппараты,
электрооборудование через кондуктивные электромагнитные помехи, распространяющиеся по электрической сети [7]. Таким образом, КЭ характеризует электромагнитную среду, в которой функционирует подключенное к ней оборудование.
Таким образом, под ЭМС в узком смысле понимается способность электрооборудования нормально функционировать в системе электроснабжения и не создавать в ней кондуктивных помех,
которые будут недопустимыми для другого электрооборудования
и сети.
Причины нарушения ЭМС
Это связано с тем, что под действием большого пускового тока
в питающей сети создается большая потеря напряжения, которая и
приводит к уменьшению напряжения на зажимах всех других потребителей электроэнергии, причем не только в вашей квартире.
Просто на лампах это заметнее всего.
Нарушение ЭМС может происходить по вине источника питания
(электростанции). Даже теоретически невозможно создать идеальную синусоиду при помощи существующих ныне генераторов. Они
создают третью гармонику, величина которой очень мала и составляет всего 0,2%, однако это уже нарушение синусоидальности. Невозможно создать абсолютно симметричную систему проводов на
линиях электропередачи из-за несимметричного расположения
фаз относительно друг друга. А это ведет к несимметричным потерям напряжения в сети и, как следствие, несимметричной системе
напряжений на шинах потребительских подстанций.
Помехи создают и потребители, имеющие нелинейную вольтамперную характеристику или несимметричную по фазам нагрузку.
Например, дуговая сталеплавильная печь (ДСП), у которой расплавление металла идет за счет температуры дуги. Дуга представляет собой нелинейное активное сопротивление, искажающее синусоиду напряжения. Нагрузка ДСП неодинакова по фазам, поэтому фазные потери напряжения в сети будут разными, что приведет
в конечном итоге к несимметрии напряжений на шинах потребителей. Более того, нагрузка ДСП быстро изменяется во времени, а это
создает колебания напряжения.
32
Источник
питания
К другому предприятию
I2, iнс
UИП > 35 кВ
U2, инс
6–10 кВ
ДСП
ДН
I2,iнс
КУ
АД
СД
0,4 кВ
Рис. 1.7. Механизм возникновения внутренней несимметрии
На рис. 1.7 показан механизм появления несимметрии напряжений по вине потребителя электроэнергии.
1.5. Отклонение напряжения
Отклонения напряжения (ОН) – разность фактического значения напряжения от номинального Uном. Фактическое значение
определяется разностью между напряжением UИП на источнике
питания (ИП) и потерями напряжения ∆U в сети. Напряжение на
ИП определяется режимом работы ЭЭС и, как правило, выше номинального. Это обеспечивает осуществление принципа встречного регулирования.
Если отклонения частоты определяются балансом активной мощности, то напряжение в сети, а следовательно, и отклонения, определяются балансом реактивной мощности. Индуктивная нагрузка потребителей размагничивает генератор, напряжение на его выводах падает.
Чтобы повысить напряжение, необходимо увеличить ток возбуждения. Однако, если реактивная нагрузка потребителей очень большая,
обеспечить желаемое напряжение увеличением тока возбуждения не
удается. Емкостная нагрузка, напротив, уменьшает намагничивание
генератор, и напряжение повышается. Понятно, что поддержание напряжения обеспечивается уменьшением тока возбуждения. Однако
следует иметь ввиду, что чрезмерное снижение возбуждения ведет
к потере статической устойчивости генератора.
33
U1
U
U
I2
U2
I2X
I2R
Uп
U
Рис. 1.8. К понятию падения и потери напряжения
Напряжение в точке учета электроэнергии определяется как
разность между напряжением UИП и падением напряжения в сети
от ИП до потребителя. Падение напряжения – это геометрическая
разность векторов напряжения в начале линии U1, которое равно
UИП, и напряжения U2 в конце линии (рис. 1.8)
ΔU = U1 − U2 .
Следовательно, напряжения U1 и U2 различаются не только по
величине, но и по фазе. Это создает определенные неудобства и
трудности в расчетах. Однако в сетях до 220 кВ поперечной составляющей падения напряжения можно пренебречь и использовать
только продольную составляющую
PR + QX
ΔUï =
,
Uíîì
где Р и Q – активная и реактивная мощности в сети, а R и Х – активное и реактивное сопротивления линии.
Продольная составляющая падения напряжения считается приближенно равной потерям напряжения – алгебраической разности
между напряжениями в начале и конце линии
ΔU = U1 − U2 .
Потери напряжения в сети зависят от нагрузки, которая по ним
передается. Если потребитель получает питание по радиальной линии, то потери напряжения определяются только его нагрузкой.
Если же потребитель подключен к магистральной или замкнутой
сети, то потери напряжения зависят уже и от нагрузки других потребителей, подключенных к той же сети.
34
Нормирование отклонений напряжения
Отклонения напряжения определяются разностью между текущим усредненным значением напряжения Uу и номинальным
Uó − Uíîì
δUó =
100,%.
Uíîì
В свою очередь, усредненное среднеквадратичное значение напряжения вычисляется по формуле
Uó =
1
∑ Ui2 ,
N N
где N – количество измерений за одну минуту.
Величина Uу определяется в В или кВ. В стандарте [3] принят
кумулятивный подход к оценке отклонений напряжения с длительностью осреднения θ = 1 мин (рис. 1.9).
Длительно допускаются ОН величиной ±5% с вероятностью
95%, а предельно допустимые значения ОН составляют ±10%.
U
θ = 1 мин
1 мин
1 мин
t
Рис. 1.9. К определению усредненного
на интервале θ = 1 мин напряжения
35
Влияние отклонений напряжения на электроприемники
Отклонения напряжения сказываются на работе всех электроприемников в той или иной мере.
У асинхронных двигателей (АД) при снижении напряжения
уменьшаются обороты, что приводит к снижению производительности (рис. 1.12). Ток статора АД при снижении напряжения может увеличиться или уменьшиться – в зависимости от загрузки
двигателя. Активная составляющая тока, пропорциональная активной мощности, меняется мало, чего нельзя сказать о реактивной составляющей, пропорциональной реактивной мощности.
Если АД загружен полностью, то снижение напряжения ведет
к увеличению потребления Q и тока в статоре. Если же двигатель
загружен, например, на 50%, то уменьшение напряжения на зажимах АД приводит к уменьшению потребления Q и, следовательно,
к уменьшению тока статора.
Отклонения напряжения влияют на значение потерь в электродвигателях, поэтому тепловой износ изоляции зависит от ОН и загрузки электродвигателя. При положительных ОН срок службы
изоляции по сравнению с временем работы в номинальном режиме
при номинальных значениях напряжения и нагрузки изменяется
обратно пропорционально квадрату коэффициента загрузки kз:
Tc = Tíîì kç2 .
n
n0 1
a
U = Uном
b
U<Uном
0,8
0,6
Мс
0,4
0,2
0
М
0
0,5
1
1,5
2
Рис. 1.10. Изменение момента и скорости вращения АД
при изменении напряжения
36
Очевидно, при kз < 1 тепловой износ изоляции уменьшается.
При отрицательных ОН срок службы изоляции сокращается и
определяется уравнением
Tíîì
Tc =
.
47δU 2 − 7,55δU + 1 kç2
Если ОН находятся в нормированных пределах, то Тс ≈ Тном.
1.6. Несимметрия напряжения
Причины возникновения несимметрии напряжений
Несимметрия напряжений (НС) оценивается по симметичным
составляющим: обратной U2 и нулевой U0 последовательностям.
В трехпроводных сетях может быть только обратная последовательность, а в четырехпроводных еще и нулевая.
Несимметрия напряжений может наблюдаться на источнике
питания, поскольку невозможно технически выполнить генераторы абсолютно симметричными. Несимметрия напряжений у потребителей возникает также из-за несимметричных падений напряжения в фазах линии электропередачи. Это связано с несимметрией
электромагнитного поля вокруг проводов ЛЭП из-за несимметрии
расположения проводов фаз. Применение транспозиции полностью
несимметрию не устраняет. Возможна также «внешняя» несимметрия, вызванная несимметричными потерями напряжения в ЛЭП,
связанными с несимметричной нагрузкой других потребителей.
На предприятии несимметрия напряжений создается еще и собственной несимметричной нагрузкой. Ее создают однофазные электроприемники, подключаемые на линейное или фазное напряжение (индукционные плавильные и нагревательные печи, сварочные
агрегаты и др.), а также трехфазные с несимметричными режимами
работы по фазам. Трехфазными потребителями с несимметричной
нагрузкой являются, например, дуговые сталеплавильные печи,
имеющие независимые регуляторы положения электродов по фазам.
Другими трехфазными потребителями являются магнитогидродинамические насосы для точного литья. Подачи жидкого металла осуществляется с помощью электромагнитных полей, сдвинутых в пространстве. Для их получения необходимо, чтобы токи в фазах были
разными. Разным должен быть и сдвиг этих токов по фазе, отличающийся от 120о. Эти токи создают несимметричные потери напряжения, приводящие к несимметрии напряжений у других потребителей.
37
Трехфазная система напряжений может быть несимметричной
при питании сети предприятия от тяговой подстанции переменного тока. Причиной несимметрии может быть и некачественный ремонт двигателей и трансформаторов.
Нормирование несимметрии напряжений
В ГОСТ [3] нормируется коэффициент несимметрии по обратной
K2U и нулевой K0U последовательностям.
Измерение коэффициента несимметрии напряжений по обратной последовательности K2U для междуфазных напряжений осуществляют следующим образом.
1. Для каждого i-го наблюдения за период времени, равный 24 ч,
измеряют одновременно действующие значения междуфазных напряжений по основной частоте UAB(1)i, UBC(1)i, UCA(1)i в вольтах, киловольтах.
2. Вычисляют действующее значение напряжения обратной последовательности основной частоты U2(1)i по формуле
2
2

2
2
2
2 2
 UBC
   UBÑ
− UCA
− UCA

2
3U AB ± 4UBC − 
=
U1(2)
+ U AB   + 
 .
 U



2 3 
AB

   U AB



1
3. Вычисляют коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности K2Ui в процентах как результат i-го наблюдения по формуле
U( )
K2Ui = 2 1 i 100,
U1(1)i
где U2(1)i – действующее значение напряжения обратной последовательности основной частоты трехфазной системы напряжений в i-ом
наблюдении, В, кВ; Ul(l)i – действующее значение напряжения прямой последовательности основной частоты в i-ом наблюдении, В (кВ).
При определении K2Ui допускается:
1) определять U2(1)i методом симметричных составляющих;
2) вычислять U2(1)i по приближенной формуле
=
U2(1)i 0,62Uíá(1)i − Uíì(1)i ,
где Uнб(1)i, Uнм(1)i – наибольшее и наименьшее действующие значения из трех междуфазных напряжений основной частоты в i-ом
наблюдении, В (кВ). При этом относительная погрешность приближенной формулы не превышает 8%;
38
3) применять при вычислении U2(1)i вместо действующих значений междуфазных напряжений основной частоты действующие
значения соответствующих напряжений с учетом гармонических
составляющих этих напряжений при коэффициенте искажения
синусоидальности напряжения, не превышающем 5%;
4) вычислять K2Ui по формуле
K2Ui =
U2(1)i
Uíîì.ìô
100,
где Uном.мф – номинальное значение междуфазного напряжения, В (кВ).
При этом относительная погрешность определения K2Ui численно равна значению отклонения напряжения Ul(l)i от Uном.мф.
4. Вычисляют значение коэффициента несимметрии напряжений по обратной последовательности K2U в процентах как результат усреднения N наблюдений K2Ui на интервале времени Tvs, равном 3 с, по формуле
N
∑ K22Ui
K2U =
i =1
N
.
Качество электрической энергии по коэффициенту несимметрии
напряжений по обратной последовательности в точке общего присоединения считают соответствующим требованиям настоящего стандарта, если наибольшее из всех измеренных в течение 24 ч значений коэффициентов несимметрии напряжений по обратной последовательности не превышает предельно допустимого значения в 4%, а значение
коэффициента несимметрии напряжений по обратной последовательности 2%, соответствующее вероятности 95% за установленный период времени, не превышает нормально допустимого значения.
Аналогично определяется коэффициент несимметрии по нулевой последовательности.
Дополнительно допускается определять соответствие нормам
стандарта по суммарной продолжительное времени выхода измеренных значений данного показателя за нормально и предельно допустимые значения.
При этом качество электрической энергии по коэффициенту
несимметрии напряжений по обратной и нулевой последовательностям считают соответствующим требованиям настоящего стандарта, если суммарная продолжительность времени выхода за нормально допустимые значения составляет не более 5% от установлен39
ного периода времени, а за предельно допустимые значения – 0% от
этого периода времени.
Влияние несимметрии напряжения на электроприемники
Как и другие показатели качества электроэнергии, несимметрия напряжений относится в точке общего присоединения. Более
всего несимметрия напряжений сказывается на работе асинхронных и синхронных двигателей.
Асинхронные двигатели
Для работы любого двигателя необходима подача напряжения
в обмотки статора и возбуждения в обмотки ротора. В АД на обмотки статора подается переменное трехфазное напряжение, а возбуждение берется из сети: в короткозамкнутой обмотке ротора наводится ЭДС, под действием которой в обмотке ротора протекает ток.
Он в свою очередь создает поле ротора, взаимодействующее с полем статора. Поскольку поля сдвинуты в пространстве и времени,
создается вращающий момент. В нормальном режиме при симметричном напряжении сети ток в роторе относительно невелик, поскольку он определяется разностью между синхронной скоростью
вращения п0 и текущим значением п, которая мала. Поле имеет частоту вращения п0 – п.
При появлении несимметрии напряжений в сети возникает напряжение обратной последовательности, которое создает вращающее магнитное поле противоположного направления (рис. 1.11).
Поле обратной последовательности пересекает обмотку ротора почти с двойной частотой, поэтому даже при небольшой величине U2
ток в роторе может увеличиться существенно.
А1
В1
А2
С1
С2
Рис. 1.11. Направление вращения полей прямой
и обратной последовательностей
40
В2
Предельным случаем несимметрии при работе АД является обрыв фазы. Этот случай также относится к ЭМС, поскольку это послеаварийный режим. Допустим, оборвалась фаза С. Вместо трехфазной сети получается однофазная, токи в фазах А и В равны по
величине и противоположны по направлению (IA = IВ) (рис. 1.12).
В этом случае ток прямой последовательности равен току обратной последовательности и равен одной трети тока фазы А или В
I=
1 I=
2
1
1
IA
=
IB .
3
3
В этом случае несимметрия по току и напряжению составляет
100% (рис. 1.13).
А
А
В
С
В
Рис. 1.12. Токи прямой и обратной последовательностей
при обрыве фазы
IA2
IA1
IC1
IB1
IB2
IС2
Рис. 1.13. Распределение токов прямой и обратной
последовательностей
41
n
n0
a Мc
b
1
∑
2
М
0
Мn1
-n0
Рис. 1.14. Механические характеристики АД при обрыве фазы
Рассмотрим механические характеристики двигателя (рис. 1.14).
Так как напряжения прямой и обратной последовательностей одинаковы, кривые 1 и 2 симметричны. Если двигатель до обрыва
фазы работал в точке а, то теперь он перейдет в точку б. Обороты
значительно снизятся, двигатель начнет перегреваться, релейная
защита от перегрузки должна будет двигатель отключить.
Если фаза оборвалась до пуска, то двигатель не будет вращаться.
Суммарная механическая характеристика проходит через точку
(0; 0), пусковой момент равен нулю. В заторможенном состоянии
двигатель будет потреблять очень большой ток, равный пусковому.
Максимальная токовая защита должна двигатель отключить.
Синхронные двигатели. Качественно механизм воздействия несимметрии напряжений на СД тот же, что и на АД, но есть отличия:
при симметричном входном напряжении без обратной последовательности ток в роторе равен 0. Обратная же последовательность
увеличивает ток в роторе, поскольку поле обратной последовательности вращается с частотой –п0, т.е. с двойной частотой относительно статора. В пусковой короткозамкнутой обмотке протекает
большой ток, на длительное протекание которого она не рассчитана.
Если происходит быстрое изменение нагрузки или напряжения, то угол поворота ротора колеблется, а потом успокаивается.
При качаниях наводится ЭДС в успокоительной обмотке (ОУ),
старается устранить причину ее вызвавшую, и стабилизируется
(рис. 1.15). На СД с успокоительной обмоткой несимметрия сказывается больше, чем на обычные СД. На обычные СД несимметрия
сказывается меньше, чем на АД.
42
А
В
С
n0
N
ОУ
S
Рис. 1.15. Влияние успокоительной обмотки на работу СД
При несимметрии напряжения сети в СД вместе с возникновением дополнительных потерь и нагревом статора и ротора могут
возникнуть опасные вибрации в результате появления знакопеременных вращающих моментов и тангенциальных сил, пульсирующих с двойной частотой сети. При значительной несимметрии вибрация может оказаться опасной, в особенности при недостаточной
прочности или наличии дефектов сварных соединений. При несимметрии токов, не превышающей 30%, опасные перенапряжения
в элементах конструкций, как правило, не возникают.
1.7. Колебания напряжения и фликер
Причины и последствия колебаний напряжения
Наличие в сети электроприемников с резкопеременной быстроизменяющейся нагрузкой ведет к быстрым изменениям напряжения, которые называются колебаниями. К таким приемникам относятся, например, ДСП, прокатные станы, мощные сварочные
аппараты, вентильные преобразователи с широким диапазоном и
большой скоростью регулирования напряжения.
Колебания напряжения отрицательно сказываются на работе
большого числа потребителей, зрительном восприятии предметов,
деталей, графических изображений и в конечном счете на производительности труда и зрении работников. Воздействие миганий ламп
зависит от типа светильника. При одинаковых КН отрицательное
влияние ламп накаливания проявляется в значительно большей
мере, чем газоразрядных ламп. При δUt > 10% наблюдаются погасания газоразрядных ламп; при δUt > 15% могут отпадать контакты
магнитных пускателей. При таких КН наблюдается выход из строя
конденсаторов и вентилей преобразовательных агрегатов.
43
Колебания амплитуды и, в большей мере, фазы напряжения вызывают вибрации электродвигателей, механических конструкций,
трубопроводной арматуры. В последнем случае снижается усталостная прочность металла, сокращается срок его службы.
В нормативных документах колебания напряжения характеризуются следующими показателями:
• размахом изменения напряжения δUt;
• дозой фликера.
Предельно допустимое значение суммы установившегося отклонения напряжения δUy и размаха изменений напряжения δUt
в точках присоединения к электрическим сетям напряжением
0,38 кВ равно ± 10% от номинального напряжения.
Размах изменения напряжения δUt в процентах вычисляется
по формуле
Ui − Ui +1
dUt =
100,
Uíîì
где Ui, Ui+1 – значения следующих один за другим экстремумов или
экстремума и горизонтального участка огибающей среднеквадратичных значений напряжения основной частоты, определенных на
каждом полупериоде основной частоты [7].
Частота повторения изменений напряжения FδUt (с–1, мин–1) при
периодических колебаниях напряжения вычисляется по формуле
m
FδUt = ,
T
где т – число изменений напряжения за время Т; Т = 10 мин –
интервал времени измерения.
Если интервал времени между окончанием одного изменения и
началом следующего, происходящего в том же направлении, менее
30 мс, то эти изменения рассматриваются как одно.
Качество электроэнергии в точке общего присоединения при
периодических колебаниях, имеющих форму меандра, считаются
соответствующими требованиям стандарта, если измеренное значение δUt не превышает значений, определенных по кривым для
соответствующей частоты повторений изменений напряжения FδUt
или интервала между ними Δti, i+1.
Если форма колебаний отличается от меандра, выполняется пересчет по приложению В ГОСТ [3].
Фликер – это субъективное восприятие человеком колебаний
светового потока искусственных источников освещения, вызванных колебаниями напряжения в электрической сети.
44
Мерой восприятия человека к воздействию фликера за установленный промежуток времени является доза фликера.
Время восприятия фликера – минимальное время для субъективного восприятия человеком фликера, вызванного колебаниями
напряжения определенной формы.
Различают кратковременную и длительную дозы фликера. Кратковременную дозу определяют на интервале времени 10 мин, длительную – на интервале времени наблюдения, равном 2 ч.
В табл. 1.2 приведены допустимые значения дозы фликера.
Первые попытки оценки допустимости быстрых изменений
напряжения относятся к 30-м годам прошлого столетия. Фирма
General Electric опубликовала две кривые зависимости размахов
колебаний напряжения от частоты. Выше верхней из них колебания считались недопустимыми, ниже нижней – допустимыми.
Если колебаний попадали в область между кривыми, то требовались дополнительные расчеты и проверки.
Таблица 1.2
Допустимые значения дозы фликера для колебаний напряжения
с формой, отличной от меандра
Условие
Нормальные
Наименование дозы Обозначение Величина
Кратковременная
PSt
1,38
Длительная
PLt
1
PSt
1
PLt
0,74
Напряженная зрительная работа Кратковременная
при лампах накаливания
Длительная
Однако нормирование колебаний напряжения встречает серьезные затруднения в случае, когда форма периодических колебаний
отличается от формы меандра. Но в этом случае еще можно выполнить пересчет по методике, изложенной в ГОСТ. Хуже обстоит дело,
если колебания носят случайный характер, что более свойственно
для действующих электрических сетей.
Дозу фликера (кратковременную и длительную) при колебаниях напряжения любой формы определяют следующим образом:
– измеряют с помощью фликерметра за интервал времени Tsh,
равный 10 мин, уровни фликера Р, (%), соответствующие интегральной вероятности, равной 0,1; 0,7; 1,0; 1,5; 2,2; 3,0; 4,0; 6,0;
8,0; 10,0; 13,0; 17,0; 30,0; 50,0; 80,0%;
– определяют с помощью фликерметра или вычисляют сглаженные уровни фликера Рs, (%) по формулам:
45
P0,7 + P1,0 + P1,5


3

P2,2 + P3,0 + P4,0

P1s =
 ,
3

P6 + P8 + P10 + P13 + P17 
P1s =

5

P30 + P50 + P80

P1s =
3

P1s =
где P1s, P3s, P10s, P50s – сглаженные уровни фликера при интегральной вероятности, равной 1,0; 3,0; 10,0; 50,0 соответственно.
– определяют с помощью фликерметра или вычисляют кратковременную дозу фликера РSt, отн. ед., на интервале времени Tsh по
формуле
PSt = 0,0314P0,1 + 0,0525P1s + 0,0657 P3s + 0,28 P10s + 0,08 P50s .
Кратковременная доза фликера при периодических колебаниях напряжения с формой, отличающейся от меандра, может быть
определена путем расчета в соответствии с приложением В.
– определяют с помощью фликерметра или вычисляют длительную дозу фликера PLt, отн. ед., на интервале времени TL, равном
2 ч, по формуле
PLt = 3
1 12
∑ (Pstk )3 ,
12 k=1
где Pstk – кратковременная доза фликера на k-ом интервале времени Тsh в течение длительного периода наблюдения TL.
Качество электрической энергии по дозе фликера считают соответствующим требованиям настоящего стандарта, если каждая
кратковременная и длительная дозы фликера, определенные путем измерения в течение 24 ч или расчета по ГОСТ, не превышают
предельно допустимых значений.
1.8. Потери мощности и электроэнергии в элементах сети
Для количественной характеристики работы элементов электрической сети рассматриваются ее рабочие режимы. Рабочий режим – это установившееся электрическое состояние, которое характеризуется значениями токов, напряжений, активной, реактивной и
полной мощностей. Основной целью расчета режимов является определение этих параметров, как для проверки допустимости режимов,
так и для обеспечения экономичности работы элементов сетей.
46
Определение значений токов в элементах сети и напряжений в ее
узлах начинается с построения картины распределения полной мощности по элементу, т.е. с определения мощностей в начале и конце каждого элемента. Такую картину называют потокораспределением [8].
Рассчитывая мощности в начале и в конце элемента электрической сети, учитывают потери мощности в сопротивлениях элемента и влияние его проводимостей.
Расчет потерь мощности в линиях электропередач
Потери активной мощности на участке ЛЭП (рис. 1.16) обусловлены активным сопротивлением проводов и кабелей, а также несовершенством их изоляции. Мощность, теряемая в активных сопротивлениях трехфазной ЛЭП и расходуемая на ее нагрев, определяется по формуле
ΔP = 3I 2 R = 3 ⋅ [(I cos φ)2 + (I cos φ)2 ] ⋅ R =
=3 ⋅ (Ià2 + Ið2 ) ⋅ R =3 ⋅ [(
=3 ⋅ (
P
3U
)2 + (
P2
Q2
P2 + Q2
3U
3U
U2
+
2
)⋅R =
2
Q
3U
)2 ] ⋅ R =
R=
S2
U2
R,
где I, Ia, Iр – полный, активный и реактивный токи в ЛЭП; P, Q, S –
активная, реактивная и полная мощности в начале или конце ЛЭП;
U – линейное напряжение в начале или конце ЛЭП; R – активное
сопротивление одной фазы ЛЭП.
Потери активной мощности в проводимостях ЛЭП обусловлены
несовершенством изоляции. В воздушных ЛЭП – появлением короны и, в очень незначительной степени, утечкой тока по изоляторам. В кабельных ЛЭП – появлением тока проводимости и его
абсорбцией. Рассчитываются потери по формуле:
ΔP= U 2 ⋅ G,
где U – линейное напряжение в начале или конце ЛЭП; G – активная проводимость ЛЭП.
ИП
I
R + jX
I,
Рис. 1.16. К расчету потерь мощности в ЛЭП
47
При проектировании воздушных ЛЭП потери мощности на корону стремятся свести к нулю, выбирая такой диаметр провода, когда
возможность возникновения короны практически отсутствует.
Потери реактивной мощности на участке ЛЭП обусловлены индуктивными сопротивлениями проводов и кабелей. Реактивная
мощность, теряемая в трехфазной ЛЭП, рассчитывается аналогично мощности, теряемой в активных сопротивлениях:
P2 + Q2
S2
=
X
X.
U2
U2
Δ=
Q 3I 2=
X
Генерируемая емкостной проводимостью зарядная мощность
ЛЭП рассчитывается по формуле:
ΔQñ = U 2 ⋅ B,
где U – линейное напряжение в начале или конце ЛЭП; B – реактивная проводимость ЛЭП.
Зарядная мощность уменьшает реактивную нагрузку сети и тем
самым снижает потери мощности в ней.
Расчет потерь мощности в ЛЭП
с равномерно распределенной нагрузкой
В линиях местных сетей (Uном ≤ 35 кВ) потребители одинаковой
мощности могут располагаться на одинаковом расстоянии друг от
друга (например, источники света). Такие ЛЭП называются линиями с равномерно распределенной нагрузкой (рис. 1.17).
В равномерно нагруженной линии трехфазного переменного
тока длиной L с суммарной токовой нагрузкой I плотность тока на
единицу длины составит I/L. При погонном активном сопротивлении r0 потери активной мощности составят:
L
L
0
0
I
I2
I 2 l3
ΔP = 3 ∫ ( l)2 ⋅ r0 ⋅ dl = 3 r0 ∫ l2dl = 3 r0 ⊥0L = I2 ⋅ r0 ⋅ l = I 2 ⋅ R.
L
L2
L2 3
dl
Рис. 1.17. ЛЭП с равномерно распределенной нагрузкой
48
Если бы нагрузка была сосредоточена в конце, то потери мощности определялись бы как:
ΔP = 3 ⋅ I 2 ⋅ R.
Сравнивая приведенные выражения, видим, что потери мощности
в линии с равномерно распределенной нагрузкой в 3 раза меньше.
Расчет потерь мощности в трансформаторах
Потери активной и реактивной мощности в трансформаторах
и автотрансформаторах разделяются на потери в стали и потери
в меди (нагрузочные потери). Потери в стали – это потери в проводимостях трансформаторов. Они зависят от приложенного напряжения. Нагрузочные потери – это потери в сопротивлениях трансформаторов. Они зависят от тока нагрузки.
Потери активной мощности в стали трансформаторов – это потери на перемагничивание и вихревые токи. Определяются потерями
холостого хода трансформатора ΔPx, которые приводятся в его паспортных данных.
Потери реактивной мощности в стали определяются по току холостого хода трансформатора, значение которого в процентах приводится в его паспортных данных:
I
ΔQñò =
ΔQõ =õ Síîì .
100
Потери мощности в обмотках трансформатора можно определить двумя путями:
– по параметрам схемы замещения;
– по паспортным данным трансформатора.
Потери мощности по параметрам схемы замещения определяются по тем же формулам, что и для ЛЭП:
S2
ΔPìä =
Rò ;
U2
S2
ΔQìä =
X ò,
U2
где S – мощность нагрузки; U – приведенное линейное напряжение
на вторичной стороне трансформатора.
Для трехобмоточного трансформатора или автотрансформатора
потери в меди определяются как сумма потерь мощности каждой
из обмоток.
49
Получим выражения для определения потерь мощности по паспортным данным двухобмоточного трансформатора.
Потери короткого замыкания, приведенные в паспортных данных, определены при номинальном токе трансформатора
S2
2
ΔPê =3 ⋅ Iíîì
⋅ Rò = 2íîì Rò .
UÂ íîì
(1.1)
При любой другой нагрузке потери в меди трансформатора равны
S2
ΔPìä =3 ⋅ I 2 ⋅ Rò = 2
Rò .
UÂ íîì
(1.2)
Разделив выражение (1.1) на (1.2), получим
ΔPê
S2
= íîì .
ΔPìä
S
Откуда найдем ΔPмд:
ΔPìä =
ΔPê (
S 2
) .
Síîì
Если в выражение для расчета ΔQмд подставить выражение для
определения реактивного сопротивления трансформатора, то получим:
S2
2
S2
U UÂ íîì Uê S2
ΔQìä = 2
Xò = 2
⋅ ê ⋅
=
⋅
.
100 Síîì
UÂ íîì
UÂ íîì 100 Síîì
Таким образом, полные потери мощности в двухобмоточном
трансформаторе равны:
ΔPò = ΔPõ + ΔPê (
ΔQò =
ΔQõ +
S 2
) ;
Síîì
Uê S2
⋅
.
100 Síîì
Если на подстанции с суммарной нагрузкой S работает параллельно n одинаковых трансформаторов, то их эквивалентные сопротивления в n раз меньше, а проводимости в n раз больше. Тогда,
50
ΔPò = n ⋅ ΔPõ +
1
S 2
⋅ ΔPê (
) ;
n
Síîì
ΔQò = n ⋅ ΔQõ +
1 Uê S2
⋅
⋅
.
n 100 Síîì
Для n параллельно работающих одинаковых трехобмоточных
трансформаторов (автотрансформаторов) потери мощности рассчитываются по формулам:
S
S
S
1
ΔPò= n ⋅ ΔPõ + [ΔPêâ ( â ) 2 +ΔPêñ ( ñ ) 2 +ΔPêí ( í ) 2 ];
n
Síîì
Síîì
Síîì
ΔQò =n ⋅ ΔQõ +
1
(Uêâ ⋅ Sâ2 + Uêñ ⋅ Sñ2 + Uêí ⋅ Sí2 ),
100 ⋅ n ⋅ Síîì
где Sв, Sс, Sн – соответственно мощности, проходящие через обмотки высшего, среднего и низшего напряжений трансформатора.
Приведенные и расчетные нагрузки потребителей
Расчетная схема замещения участка сети представляет собой
довольно сложную конфигурацию, если учитывать полную схему
замещения ЛЭП и трансформаторов. Для упрощения расчетных
схем сетей с номинальным напряжением до 220 кВ включительно
вводят понятие «приведенных», «расчетных» нагрузок.
Приведенная к стороне ВН нагрузка ППС представляет собой
сумму заданных мощностей нагрузок на шинах НН и СН, а также
потерь мощности в сопротивлениях и проводимостях трансформаторов. Приведенная к стороне ВН нагрузка ЭС представляет собой
сумму мощностей генераторов за вычетом нагрузки местного района и потерь мощности в сопротивлениях и проводимостях трансформаторов.
Расчетная нагрузка ПС или ЭС определяется как алгебраическая сумма приведенной нагрузки и половин зарядных мощностей
ЛЭП, присоединенных к шинам высшего напряжения ПС или ЭС.
Зарядные мощности определяются до расчета режима по номинальному, а не реальному напряжению, что вносит вполне допустимую погрешность в расчет.
Возможность упрощения расчетной схемы при использовании понятий «приведенных» и «расчетных» нагрузок показано на рис. 1.18.
51
а)
ЛЭП1
ЛЭП2
ПС
б)
P н + j Qн
R2 + jX2
R1 + jX1
ΔPх+ jΔQх
0,5ΔQ с1
0,5ΔQ с2
R т + jXт
Pн + j Q н
в)
R 1 + jX1
R 2 + jX2
0,5ΔQ с1
0,5ΔQ с2
Pпр + j Q пр
г)
R 2 + jX2
R 1 + jX1
Pр + j Q р
Рис. 1.18. Этапы упрощения расчетной схемы: а) исходная схема;
б) полная схема замещения; в) схема замещения с приведенной
нагрузкой; г) схема замещения с расчетной нагрузкой
Мощность в начале высшей обмотки трансформатора:
'
Pò' + jQ=
ò Pí + jQí + ΔPìä + jΔQìä .
Приведенная нагрузка:
Pïð + jQïð= Pò' + jQò' + ΔPñò + jΔQñò .
Расчетная нагрузка:
Pð + jQð = Pïð + jQïð − 0,5 jΔQñ1 − 0,5 jΔQñ2 .
52
2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РЕЖИМНЫХ ПАРАМЕТРОВ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
Анализ условий работы электрической системы требует расчета установившихся режимов. Целью этого расчета является определение режимных параметров электрической сети напряжение
в узловых точках, токов и мощностей, протекающих по отдельным
элементам схемы.
Для выполнения таких расчетов исходная схема сети заменяется схемой замещения, которая представляет собой совокупность
схем замещения отдельных ее элементов. Сопротивления, входящие в схему замещения обычно при расчетах считаются постоянными, при этом схема замещения сети представляет собой линейную электрическую цепь.
2.1. Составление расчетной схемы
Расчет режима работы электрической сети выполняется по расчетной схеме. Для ее получения необходимо выполнить ряд преобразований принципиальной схемы.
Сначала изображается исходная схема в однолинейном исполнении, которая приводится на рис. 2.1. Для этого магистральные
участки сети, выполненные двумя цепями, заменяются одной
цепью; два трансформатора каждой подстанции заменяются одним
ИП
О
2 АС – 240/32
Б
2 АС –185/29
15км
25 км
ТДН –10000/110
АС –95/16
10 км
Б
В
12 + j4МВА
ТРДН – 25000/110
В
28 + j 14,3МВА
Рис. 2.1. Исходная схема электрической сети
53
эквивалентным в предположении, что нагрузка узла поровну распределена между трансформаторами. При этом трансформаторы
с наличием расщепленной обмотки низкого напряжения вводятся
в схему как двухобмоточные. На схеме указывается длина каждой
ЛЭП, марка провода и количество цепей, тип и количество трансформаторов на ПС, нагрузки узлов в заданном режиме нагрузок.
Далее рассчитываются потери мощности в двухобмоточных
трансформаторах потребительских подстанций. Они необходимы
не только для определения расчетных нагрузок, но и для оценки
эффективности мероприятий по уменьшению потерь мощности
в трансформаторах. Целесообразно определить отдельно потери
в стали и в меди.
Потери мощности в стали рассчитываются по формулам:
ΔQñò =nò ⋅
ΔPÑÒ
= nÒ ⋅ ΔPÕ ,
Iõ
⋅ Síîì. ò .
100
(2.1)
А потери мощности в меди можно вычислить либо по каталожным данным трансформатора
2


Sí.
2
ΔPìä= nò ⋅ ΔPê ⋅ 
 = nÒ ⋅ ΔPê ⋅ Kç ,
n
⋅
S
 ò íîì. ò 
ΔQìä =nò ⋅
Uê
⋅ Síîì.ò ⋅ Kç2 ,
100
либо по сопротивлениям трансформаторов по формуле нагрузочных потерь.
В этих формулах используются следующие каталожные данные
трансформаторов [5]:
ΔPX, ΔPK – потери холостого хода и короткого замыкания, МВт;
IX – ток холостого хода,%;
UK – напряжение короткого замыкания,%.
При определении напряжений на шинах НН подстанции необходимо знать величины активных и реактивных сопротивлений
трансформаторов
RÒ =
54
2
ΔPÊ ⋅ U1ÍÎÌ.Ò
2
SÍÎÌ.Ò
,
X
=
Ò
2
UÊ U1ÍÎÌ.Ò
⋅
.
100 SÍÎÌ.Ò
(2.2)
Поскольку на подстанциях установлено по два трансформатора,
то определяются эквивалентные значения сопротивлений
R
X
RÒÝ = Ò ,
XÒÝ = Ò .
nÒ
nÒ
Результаты расчета потерь мощности в трансформаторах и значений их эквивалентных сопротивлений приводятся в табл. 2.1.
Таблица 2.1
Расчет потерь мощности в двухобмоточных трансформаторах
Наименование
узла
Тип
трансформатора
nT
Sном.т,
МВ⋅А
Sном,
МВ⋅А
Кз
Pх,
МВт
Pк,
МВт
1
2
3
4
5
6
7
8
ПС1
Окончание табл. 2.1
Наименование
узла
IХ,%
UК,%
RТЭ,
Ом
XТЭ,
Ом
ΔPСТ,
МВт
ΔPМД,
МВт
ΔQСТ,
Мвар
ΔQМД,
Мвар
9
10
11
12
13
14
15
16
17
ПС1
В трехобмоточных трансформаторах или автотрансформаторах
значения потерь в стали определяются по формуле (2.1).
Активные сопротивления обмоток трехобмоточных трансформаторов (или автотрансформаторов) вычисляются по формуле (2.2)
с учетом потерь активной мощности в обмотках в режиме короткого замыкания (ΔPк в, ΔPк с, ΔPк н). Значения последних определяются
по паспортным данным исходя из соотношения номинальных мощностей обмоток. Для трехобмоточных трансформаторов принимается соотношение мощностей 100% / 100% / 100%.
Чтобы рассчитать значения реактивных сопротивлений обмоток трехоб-моточных трансформаторов, определяют значения напряжений короткого замыкания каждой обмотки (Uк в, Uк с, Uк н)
по паспортным значениям совместных значений напряжений короткого замыкания Uквс, Uквн, Uксн
Uê â =
0,5 ⋅ (Uê âí + Uê âñ − Uê ñí );
Uê ñ =
0,5 ⋅ (Uê âñ + Uê ñí − Uê âí );
Uê í =
0,5 ⋅ (Uê âí + Uê ñí − Uê âñ ),
55
а затем используют формулу (2.2). При расчете активных и реактивных сопротивлений учитывается количество трансформаторов,
работающих на подстанции. Результаты расчета потерь мощности
в стали и значения сопротивлений обмоток трехобмоточных трансформаторов приводятся в табл. 2.2.
Таблица 2.2
Параметры трехобмоточных трансформаторов
Наименование
узла
Тип
трансформатора
Sном,
МВ⋅А
nT
PХ,
МВт
IХ,
%
PСТ,
МВт
QСТ,
Мвар
PК,
МВт
1
2
3
4
5
6
7
8
9
ПС1
Окончание табл. 2.2
Наименование узла
Rвэ=
Rнэ
Ом
Rнэ
Ом
Uк вн Uк вс Uк сн Uк в
%
%
%
%
Uк с
%
Uкн
%
Xвэ
Ом
Xсэ
Ом
Xнэ
Ом
10
11
12
13
17
18
19
20
21
14
15
16
ПС1
Распределение мощности по обмоткам трехобмоточных трансформаторов (автотрансформаторов) с учетом потерь в них выполняется по схеме замещения. В результате расчетов определяется
мощность в начале обмотки высшего напряжения S’В, а затем приведенная нагрузка узла:
SÏÐ
= S'Â + Δ SÑÒ .
Значения эквивалентных сопротивлений ЛЭП вычисляются по
удельным значениям активного и индуктивного сопротивлений
[5, 6] с учетом количества цепей (n):
r ⋅l
RË = O ,
nÖ
XË =
xO ⋅ l
,
nÖ
где nЦ – количество цепей ЛЭП.
Если рассматривается схема с Uном ≥ 110 кВ, то для определения
расчетной нагрузки узлов вычисляется зарядная мощность ЛЭП:
56
2
Q=
çë Uíîì ⋅ b0 ⋅ l ⋅ n.
Здесь b0 – удельная емкостная проводимость ЛЭП [5].
Результаты расчета параметров ЛЭП приводятся в табл. 2.3.
Таблица 2.3
Определение параметров ЛЭП
Наименование Марка
участка
провода
l,
км
n
r 0,
x0,
Ом/км Ом/км
b0,
10-6
См/км
RЛ,
Ом
XЛ,
Ом
QЗЛ,
Мвар
ИП-О
Линейные параметры режима трансформаторных ветвей двухобмоточных трансформаторов ППС учитывают потери активной и
реактивной мощностей трансформаторов в меди и вычисляются по
следующей формуле:
'
Pò' + jQ=
ò Pì + jQì + ΔPìä + jΔQìä ,
а зарядные мощности узлов вычисляются с учетом зарядных
мощностей всех ЛЭП, примыкающих к рассматриваемому узлу:
QÇÓ=
1 n
⋅ ∑ QÇË.
2 i
Если в схеме электрической сети есть магистральный участок
с ответвлением, то в месте присоединения ответвления образуется
узел (узел разветвления). В расчетах следует учесть его зарядную
мощность.
Далее определяются расчетные нагрузки узлов. Для потребительских ПС с двухобмоточными трансформаторами эти нагрузки
вычисляются с учетом потерь активной и реактивной мощностей
трансформаторов в стали и зарядных мощностей узлов:
PÐ + jQÐ= PÒ' + jQÒ' + ΔPÑÒ + jΔQÑÒ − jQÇÓ .
Для шин высшего напряжения (ШВН) ПС с трехобмоточными
трансформаторами:
PÐ + jQÐ =ΔPñò + jΔQñò − jQçó øâí .
57
Результаты расчета приводятся в табл. 2.4.
Таблица 2.4
Линейные параметры режима трансформаторных ветвей и расчетные
нагрузки узлов с двухобмоточными трансформаторами
Наименование Pнагр+ jQнагр ΔPМД+ jΔQМД
узла
МВ⋅А
МВ⋅А
P’Т+ jQ’Т
МВ⋅А
ПС1
–
ШВН
–
–
–
Узел разветвления
–
–
–
ΔPСТ+ jΔQСТ
МВ⋅А
QЗУ
Мвар
Pр+ jQр
МВ⋅А
–
По результатам расчетов табл. 2.4 строятся две схемы замещения: промежуточная (рис. 2.2) и расчетная (рис. 2.3).
На промежуточной схеме замещения электрической сети указываются эквивалентные сопротивления ЛЭП и трансформаторов
(Ом); мощности нагрузок, линейные параметры трансформаторных ветвей (P’Т+ jQ’Т) и потери мощности в стали трансформаторов (МВ⋅А). Здесь же приводятся зарядные мощности ЛЭП (Мвар)
с учетом П-образной схемы замещения последней: 1/2 QЗЛ в начале
и конце каждой ЛЭП.
ИП
0,9 + j 3,04
2,03 + j 5,16
О
– j 0,255
– j 0,42
– j 0,255
– j 0,16
– j 0,42
12,046 + j 4,84
0,028 + j 0,18
3,84 + j 69,4
2,1 + j 2,17
12 +j 4
– j 0,16
0,05 + j 0,325
28,095 + j16,4
1.27 + j 27,8
28 +j 14,3
Рис. 2.2. Схема замещения исходной электрической сети
58
ИП
0,9 + j 3,04
2,03 + j 5,16
О
12,074 + j 4,6
– j 0,835
2,1 + j 2,17
28,145 + j 16,565
Рис. 2.3. Расчетная схема замещения
На расчетной схеме замещения указываются эквивалентные
сопротивления ЛЭП в Ом и расчетные нагрузки узлов в МВ⋅А.
2.2. Расчет предварительного потокораспределения
в замкнутой сети
Расчет выполняется с целью поиска точки раздела мощности на
замкнутом участке сети для последующего расчета режима, а также для определения электрически наиболее удаленной точки сети,
т.е. такой точки, в которой напряжение будет наименьшим.
Для разомкнутого участка сети потокораспределение находится
по I закону Кирхгофа при движении от конечных точек к источнику питания. Картина потокораспределения приводится на рис. 2.4.
Для замкнутого участка электрической сети сначала определяются мощности на головных участках. Для этого кольцевая сеть
разрезается по ИП и представляется в виде схемы с двухсторонним
питанием с совпадающими по величине и направлению напряжениями на источниках питания. Расчет выполняется по формулам:
n
n
∑ Sðj ⋅ Z*j −öï2
Sãîë1 =
j =1
Z*öï1-öï2
∑ Sðj ⋅ Z*j −öï2
,
Sãîë2 =
j =1
Z*öï1-öï2
,
где SPJ – расчетная нагрузка j-го узла; Z*J-ИП1, Z*J-ИП2 – сопряженные комплексы сопротивлений от узла подключения j-ой нагрузки
до ИП1 и ИП2; Z*ИП1-ИП2 – сопряженный комплекс суммарного сопротивления между ИП1 и ИП2 [6, 9].
59
О
ИП
РМБ +jQMБ
B
РМВ +jQMB
Рис. 2.4. Распределение мощности в сети
Правильность выполненного расчета подтверждается проверкой баланса мощностей:
n
SÃÎË1 + SÃÎË2 =
∑ SÐJ.
j =1
На остальных участках схемы электрической сети потокораспределение мощностей находится по 1 закону Кирхгофа, составленному для узлов подключения расчетной нагрузки. Расчетные
значения мощностей указываются на соответствующем рисунке.
2.3. Определение потоков мощности с учетом потерь
Расчет режима работы сети производится от конечных точек
сети. В магистральной сети конечными являются тупиковые точки. В замкнутой сети такой точкой является точка раздела активной мощности. Поэтому расчет ведется от нее «влево» и «вправо».
Для магистральной схемы электрической сети расчет режима
выполняется по следующему алгоритму.
1. Мощность в конце последнего N-го участка
"
S"N =PN
+ jQ"N =PÐN + jQÐN ,
где PРN+ jQРN – расчетная нагрузка последнего N-го узла.
60
2. Потери мощности на последнем N-ом участке
(P'' )2 + (Q"N )2
Δ S N =ΔPN + jΔQN = N 2
⋅ (RN + jXN ).
UÍÎÌ
3. Мощность в начале N-го участка
'
''
S'N
= PN
+ jQ'N
= PN
+ jQ''
N + ΔPN + jΔQN.
4. Мощность в конце участка (N-1) определяем по 1 закону Кирхгофа, составленному для узла (N-1)
"
"
'
'
S"N −1 =PN
−1 + jQN −1 =PN + jQN + PÐN −1 + jQÐN −1.
Далее пп. 2–4 повторяются до тех пор, пока не будет найдено потокораспределение мощности в начале первого участка.
В случае расчета магистральной схемы с ответвлением необходимо учесть расчетную нагрузку узла разветвления (табл. 2.4).
В случае замкнутой конфигурации электрической сети схема
разрезается по точке потокораздела активной мощности. В этом
случае образуются два магистральных участка схемы. Мощность
нагрузки в конечной точке левого магистрального участка сети будет равняться мощности, протекающей в исходной сети по первому
участку слева от точки потокораздела. Мощность нагрузки в конечной точке правого магистрального участка при этом равняется
мощности, протекающей в исходной сети по первому участку справа от точки раздела мощности. Сумма мощностей этих нагрузок
должна равняться расчетной нагрузке в точке раздела мощности
в замкнутой схеме электрической сети.
Далее в полученных магистральных участках выполняется расчет потокораспределения мощности на участках сети с учетом потерь по пп. 1–4 алгоритма.
Результаты расчета заносятся в табл. 2.5. Таблица заполняется
от концевых точек сети, т.е. в порядке выполнения расчетов.
Таблица 2.5
Расчет потокораспределения с учетом потерь
Наименование Pр+ jQр P”+ jQ” RЛЭП+ jXЛЭП ΔP+ jΔQ
Наименование
узла присоединеучастка
МВА
МВА
Ом
МВА
ния нагрузки
P’+ jQ’
МВА
Магистральный участок сети
O – B’
О – Б’
ИП – О
В’
Б’
О
61
На основании данных табл. 2.5 составляется окончательная расчетная схема, в которой указываются линейные параметры (потоки мощности P, Q, S в начале и в конце участка или элемента сети)
и узловые параметры режима (рис. 2.4).
2.4. Обоснование уровня напряжения
в узлах электрической сети
Напряжение на шинах ИП определяет режим работы электрической сети. От правильности выбора напряжения на ИП зависит
эффективность функционирования сети, которую можно оценить
по величине нагрузочных потерь мощности и значениям напряжения в узлах сети.
Величина напряжения на шинах ИП определяется четырьмя условиями:
– условие минимизации потерь мощности;
– условие максимального использования регулировочного диапазона трансформаторов;
– условие наибольшего рабочего напряжения электрооборудования по шкале номинального напряжения;
– условие закона регулирования напряжения в центре питания
(ЦП).
Рассмотрим первое условие.
Потери активной мощности в активных сопротивлениях ЛЭП,
определяемые по формуле
Δ=
PË
P2 + Q2
U2
⋅ R,
уменьшаются при увеличении напряжения. Потери же активной
мощности в активной проводимости ЛЭП (на корону), рассчитываемые как
ΔPÊ =
U 2 G,
при увеличении напряжения увеличиваются.
Таким образом, существует некоторое критическое напряжение,
при котором суммарные потери мощности будут минимальными.
Но поскольку электрическая сеть, имеющая Uном = 110 кВ, в которой по условиям короны используются провода сечением не ниже
70 мм2, то фактор увеличения напряжения на ИП для уменьшения
потерь мощности не является определяющим при выборе UИП.
62
Проанализируем второе условие.
Для режима максимальной нагрузки в наиболее удаленной точке электрической сети при имеющихся регулировочных возможностях силовых трансформаторов ПС на вторичной стороне необходимо обеспечить напряжение равное
U=
2Æ 1.05 ⋅ U2ÍÎÌ ,
где U2ном – номинальное напряжение в сети за трансформатором
(6 или 10 кВ).
С другой стороны
(U − ΔUÒ ) ⋅ U2ÍÎÌ.Ò
U2Æ = 1
,
UÎÒÂ.ÍÎÌ
где U1 – фактическое напряжение перед трансформатором; U2ном.т –
номинальное напряжение на вторичной обмотке трансформатора;
ΔUт – потери напряжения в трансформаторе; Uотв.ном – номинальное напряжение ответвления.
Задача состоит в определении возможного значения напряжения U1 при наибольшем и наименьшем коэффициенте трансформации из выражений:
U1MAX
= U2Æ ⋅ KÒMAX + ΔUÒ ,
(2.3)
U1MIN
= U2Æ ⋅ KÒMIN + ΔUÒ ,
где
KÒMAX =
UÎÒÂ.ÎÑÍ. ⋅ (1 + nÎÒÂ.MAX ⋅
KÒMIN =
U2ÍÎÌ.Ò
UÎÒÂ.ÎÑÍ. ⋅ (1 − nÎÒÂ.MIN ⋅
U2ÍÎÌ.Ò
ΔUÑÒ
)
100 ,
(2.4)
ΔUÑÒ
)
100 .
В приведенных выражениях для расчета коэффициентов трансформации Uотв.ст напряжение нулевого ответвления трансформатора, равное его высшему номинальному напряжению. Величины
nотв.max, nотв.min, ΔUСТ определяются параметрами устройств РПН
используемых трансформаторов.
Величины U1max и U1min рассчитываются для подстанции, наиболее электрически удаленной от ИП. Для ее определения по предварительному распределению мощности в сети вычисляются потери напряжения на участках электрической сети
63
PÓ×.i ⋅ RÓ×.i + QÓ×.i ⋅ XÓ×.i
ΔUi =
,
UÍÎÌ
а затем суммарные потери напряжения до каждой конечной точки
магистральной сети и до точки раздела мощности «слева» и «справа» в кольцевом участке сети. Следует заметить, что суммарные
потери напряжения на участке от источника питания до точки потокораздела «слева» и «справа» должны быть примерно одинаковыми. Результаты расчета представляются в табл. 2.6.
Таблица 2.6
Расчет потерь напряжения на участках сети
Наименование
участка
PУЧ+ jQУЧ, МВА
RЛ+ jXЛ, Ом
ΔUi, кВ
Потеря напряжения в магистральном участке
ИП – А
О–А
Итого до точки А
По результатам данных табл. 2.6 устанавливается наиболее удаленная ПС от шин ИП. Для нее указываются тип установленных
трансформаторов и по значениям мощностей P’Т+ jQ’Т, приведенным в табл. 2.3, и эквивалентных сопротивлений RТЭ, XТЭ вычисляются потери напряжения в трансформаторах:
'
PÒ' ⋅ RÒÝ + QÒÝ
⋅ XÒÝ
ΔUÒ =
.
U1ÍÎÌ Ò
Затем по выражениям (2.4) вычисляются значения наибольшего и наименьшего коэффициентов трансформации, а по выражениям (2.3) U1max и U1min.
Чтобы обеспечить такой уровень напряжения на высокой стороне ПС напряжение на ИП должно находиться в пределах:
UÈÏ=
MAX U1MAX + ΔU∑ MAX ,
UÈÏ=
MIN U1MIN + ΔU∑ MAX ,
где ΔU∑max – потеря напряжения до электрически наиболее «удаленной» точки сети.
64
Согласно третьему условию наибольшее рабочее напряжение электрооборудования определяется по [5] и в сети 110 кВ равно 126 кВ.
По четвертому условию напряжение на ИП предполагается поддерживать в соответствии с методом встречного регулирования.
Поэтому в режиме наибольших нагрузок напряжение на ИП должно быть равно:
MAX
ÍÌ
UÈÏ
= 1.05 ⋅ UÍÎÌ.ÎÁ
,
где UНМНОМ.ОБ – наименьшее из первичных номинальных напряжений трансформаторов, подключенных к электрической сети.
На основании анализа всех четырех условий выбирается напряжение источника питания как базисное.
Определение режимных параметров производится по известным
мощностям и напряжению в начале каждого участка. Начальной
точкой для расчета являются шины источника питания.
Вычисления производятся по следующему алгоритму:
1. Напряжение в начале первого участка
U' = Uèï .
2. Продольная и поперечная составляющие падения напряжения на участке сети (поперечная составляющая δUУЧ определяется
при Uном ≥ 220 кВ)
'
'
Pó÷
⋅ Ró÷ + Qó÷
⋅ Xó÷
ΔUó÷ =
,
U'
'
'
⋅ Xó÷ − Qó÷
⋅ Ró÷
Pó÷
δUó÷ =
.
U'
3. Напряжение в конце участка
=
U''
2
(U' − ΔUó÷ )2 + δUó÷
.
4. Напряжение в начале следующего участка
U' = U".
Расчет по пп. 2−4 повторяется до тех пор, пока не будут найдены величины напряжений в каждом узле электрической сети. На
замкнутом участке сети этим узлом является точка потокораздела
мощностей. Правильность расчета на замкнутом участке электрической сети проверяется балансом напряжений в конце участков
слева и справа от точки потокораздела мощностей (погрешность не
должна превышать 1%). Если погрешность больше 1%, то следует
уточнить расчет.
65
В кольцевой сети с двумя точками раздела мощности составляющие падения напряжения на участке между ними вычисляются
с учетом знака реактивной мощности
'
'
Pó÷
⋅ Ró÷ − Qó÷
⋅ Xó÷
ΔU =
,
'
U
'
'
⋅ Xó÷ + Qó÷
⋅ Ró÷
Pó÷
δU =
.
'
U
Этот же алгоритм используется для расчета потери напряжения
в трансформаторах ПС по значениям мощностей P’Т+ jQ’Т (табл. 2.4)
и сопротивлений трансформаторов RТЭ+ jXТЭ (табл. 2.1, 2.2). В результате определяются величины напряжений на стороне НН
трансформаторов, приведенные к их высшему напряжению.
2.5. Регулирование напряжения на подстанциях потребителей
На выполнение требований ГОСТ в отношении отклонения напряжения направлен метод встречного регулирования. В соответствии с этим методом напряжение на шинах 6 – 10 кВ районных
подстанций меняется в зависимости от режима нагрузки. Добавка
(V%) к номинальному напряжению питаемой сети составляет:
– + 5% при максимальной нагрузке в нормальном режиме работы сети;
– 0% при минимальной нагрузке, которая не превышает 30% от
максимальной нагрузки;
– 0–5% в послеаварийном режиме в период максимальной нагрузки [3].
Если минимальная нагрузка превышает 30% максимальной, то
добавку к напряжению можно рассчитать по формуле
V%
= 0,0714 ⋅ (
P
⋅ 100 − 30).
Pmax
Регулирование выполняется с помощью устройств РПН трансформаторов. Ход выполнения расчетов следующий:
1. Рассчитывается напряжение ответвления РПН
U'' ⋅ U
Uîòâ. â = í í íîì ,
Uí æ
где U”н – напряжение на ШНН, приведенное к стороне высшего напряжения; Uн.ном – низшее номинальное напряжение трансформатора; Uн.ж – желаемый уровень напряжения в сети, питающейся от
ШНН.
66
2. Рассчитывается напряжение ступени регулирования, кВ
ΔUñò [%]
Δ=
Uñò
⋅ Uâ íîì ,
100
где ΔUСТ – ступень регулирования устройства РПН. Принимается
по паспортным данным трансформатора,%; Uв ном – высшее номинальное напряжение трансформатора.
3. Рассчитывается необходимый номер ответвления
U
− Uâ íîì
nîòâ = îòâ â
.
ΔUñò
4. Принимается ближайший номер стандартного ответвления
nотв.ст.
5. Рассчитывается напряжение принятого стандартного ответвления
Uîòâ
=
â ñò Uâ íîì + nîòâ ñò ⋅ ΔUñò .
6. Определяется фактическое напряжение на ШНН трансформатора
Uîòâ â
U=
.
í ô Uí æ ⋅
Uîòâ â ñò
Расчет выполнен правильно, если выполняется условие
Uí æ − Uí ô
Uí æ
⋅ 100 ≤
ΔUñò [%]
.
2
(2.5)
Результаты выбора ответвлений приводятся в табл. 2.6.
Таблица 2.6
Выбор ответвлений РПН на трансформаторах ППС
Наименование ППС
U”н,
кВ
Uн ном
кВ ,
Uн ж,
кВ
Uотв,
кВ
nотв
nст
Uотв.ст,
кВ
Uн ф,
кВ
δU,
%
ПС1
На трехобмоточных трансформаторах кроме устройства РПН
в обмотке СН устанавливают устройство ПБВ для регулирования
напряжения на этой обмотке. Ответвления устройства ПБВ рассчитываются аналогично ответвлениям устройства РПН, но требуемое
напряжение ответвления учитывает регулирование РПН:
67
Uîòâ. ñ =
Uîòâ â ñò ⋅ Uñ æ
Uñ"
,
где U”с – напряжение на ШСН, приведенное к стороне высшего напряжения; Uс ж – желаемый уровень напряжения на шинах СН.
С целью уменьшения потерь мощности и электроэнергии в электрической сети необходимо поддерживать максимально допустимый уровень U независимо от режима нагрузки. Этот уровень определяется величиной Uном первичных обмоток трансформаторов
распределительных подстанций в сети СН. При этом возможно на
обмотку ВН трансформаторов подавать напряжение, превышающее Uном этой обмотки не более, чем на 5%, т. е.
min
U=
ñ æ 1,05 ⋅ Uâ íîì òð.,
где Uminвном.тр − номинальное напряжение трансформаторов сети,
питающихся от шин СН, принимается по каталожным данным.
Далее зная Uотв.ст необходимо выбрать стандартное ответвление
на стороне СН трансформатора (пп. 2−5 расчета устройства РПН).
Расчет ведется с учетом количества ответвлений и ступени регулирования ПБВ (±2х2.5%) по Uс ном трансформаторов УП.
Фактическое напряжение на шинах СН
Uîòâ ñ ñò
U=
ñ ô Uñ æ ⋅
Uîòâ ñ
далее проверяется на условие (2.5).
Если на ПС эксплуатируются автотрансформаторы, тогда
устройство РПН устанавливают в линейном конце обмотки СН,
поскольку регулирование на стороне НН не происходит. При этом
выбор ответвления РПН автотрансформатора ведется аналогично
методике выбора ответвлений ПБВ трехобмоточного трансформатора, учитывая то, что на стороне ВН АТ есть только 1 номинальное
ответвление, т.е.
Uîòâ â ñò = Uâ íîì .
В выводах о работе необходимо проанализировать величину
фактического напряжения на шинах нагрузки и оценить значение
отклонения напряжения на предмет допустимости в указанном режиме работы электрической сети.
68
ЗАДАНИЕ НА РАСЧЕТНО-ГРАФИЧЕСКУЮ РАБОТУ
по дисциплине «Электрические системы и сети»
Эксплуатируется участок электроэнергетической системы. Для
заданного участка необходимо:
1. Составить схему замещения электрической системы. Выбрать
положительные направления токов ветвей.
2. Определить параметры схемы замещения.
3. Составить расчетную схему сети.
4. Определить расчетные нагрузки узлов.
5. Выполнить расчет режима максимальных нагрузок.
6. Выбрать ответвления трансформаторов для регулирования
напряжения.
7. Проанализировать уровни напряжения на участках сети и
уточнить фактические напряжения в узлах нагрузки с учетом коэффициента трансформации.
8. Рассчитать суммарные потери мощности и активной электроэнергии за год.
Номер в списке группы соответствует порядковому номеру
в таблице исходных данных к работе.
69
КОНФИГУРАЦИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ
а)
ПС2
Uип
ПС1
АС-
Pн2 + j Qн2
АС
L2
АС
L4
ИП
L1
АС
Pн3 + j Q н3
L3
Pн1 + j Qн1
ПС3
б)
ПС2
Uип
ПС1
L2
АС
ИП
Pн2 + j Qн2
АС
L1
АС
L4
АС
L3
Pн3 + j Qн3
ПС3
Pн1 + j Qн1
в)
ИП
Uип
L1
АС
АС
АС
ПС1
L3
L2
ПС2
Pн2 + j Qн2
Pн1 + j Qн1
70
Pн3 + j Qн3
г)
ИП
Uип
АС
L2
L1
АС
АС
L3
ПС 1
ПС2
Pн3 + j Qн3
Pн1 + j Qн1
Pн2 + j Qн2
д)
Uип
L1
АС
ПС2
ИП
АС
АС
L2
АС
L4
Pн2 + j Qн2
L3
ПС 1
Pн1 + j Qн1
е)
Uип
АС
L1
ПС 2
ИП
АС
АС
L2
АС
L4
Pн3 + j Qн3
L3
ПС1
Pн2 + j Qн2
Pн1 + j Qн1
71
ж)
Uип
АС
L1
ПС2
ИП
АС
АС
L2
АС
L4
Pн2 + j Qн2
L3
ПС1
Pн1 + j Qн1
з)
Uип
АС
L1
L2
АС
ПС2
ИП
АС
АС
L4
Pн2 + j Qн2
L3
ПС1
Pн3 + j Q н3
Pн1 + j Qн1
и)
Uип
АС
L1
ПС2
АС
ИП
АС
L2
АС
L3
ПС1
Pн2 + j Qн2
Pн1 + j Qн1
72
L4
Pн3 + j Qн3
к)
Pн2+ j Q н2
U ип
АС
L1
ИП
АС
L2
АС
Pн3+ j Q н3
L4
АС
L3
ПС2
ПС1
Pн1+ j Q н1
л)
ИП
АС
Uип
L1
L3
АС
ПС1
L2
АС
ПС2
Pн2 + j Qн2
Pн3 + j Qн3
Pн1 + j Qн1
ИП
м)
Uип
АС
L1
АС
АС
ПС1
L3
L2
ПС2
Pн2 + j Qн2
Pн1 + j Qн1
Pн3 + j Qн3
73
74
Марка
провода
АС-185/29
АС-400/51
АС-300/39
АС-150/24
АС-185/29
АС-300/39
АС-185/29
АС-240/32
АС-400/51
АС-400/51
АС-300/39
АС-300/39
АС-240/32
АС-400/51
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
ЛЭП1
Вариант
70
30
49
55
65
52
35
30
55
18
24
85
80
25
l, км
АС-300/39
АС-185/29
АС-240/32
АС-240/32
АС-300/39
АС-400/51
АС-185/29
АС-150/24
АС-240/32
АС-150/24
АС-185/29
АС-240/32
АС-240/32
АС-120/19
Марка
провода
ЛЭП2
50
20
42
65
55
42
17
18
32
12
30
65
60
17
l, км
ЛЭП3
АС-300/39
АС-150/24
АС-240/32
АС-240/32
АС-300/39
АС-240/32
АС-120/19
АС-120/19
АС-240/32
АС-120/19
АС-120/19
АС-240/32
АС-300/39
АС-120/19
Марка
провода
ДАННЫЕ ЛЭП
60
18
38
50
50
35
20
15
27
8
20
50
70
22
l, км
АС-240/32
АС-70/11
–
–
АС-240/32
АС-240/32
АС-70/11
АС-95/16
АС-240/32
АС-70/11
–
–
АС-240/32
АС-70/11
Марка
провода
ЛЭП4
60
14
–
–
40
45
15
16
42
12
–
–
50
10
l, км
75
Марка
провода
АС-240/32
АС-150/24
АС-240/32
АС-300/39
АС-240/32
АС-185/29
АС-400/51
АС-300/39
АС-300/39
АС-300/39
АС-300/39
АС-400/51
АС-240/32
АС-240/32
АС-185/29
АС-185/29
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
ЛЭП1
Вариант
32
28
35
50
65
75
57
45
45
32
28
25
75
38
30
45
l, км
АС-150/24
АС-150/24
АС-300/39
АС-240/32
АС-240/32
АС-300/39
АС-240/32
АС-240/32
АС-300/39
АС-400/51
АС-185/29
АС-185/29
АС-240/32
АС-240/32
АС-185/29
АС-240/32
Марка
провода
ЛЭП2
28
20
50
30
50
40
51
50
50
40
22
15
40
22
40
50
l, км
АС-120/19
АС-120/19
АС-240/32
АС-120/19
АС-300/39
АС-240/32
АС-240/32
АС-240/32
АС-240/32
АС-240/32
АС-95/16
АС-150/24
АС-240/32
АС-95/16
АС-120/19
АС-120/19
Марка
провода
ЛЭП3
10
15
45
30
60
50
40
40
47
20
8
20
50
18
20
20
l, км
АС-95/16
АС-95/16
–
–
АС-240/32
АС-240/32
–
–
АС-240/32
АС-240/32
АС-70/11
АС-70/11
АС-240/32
АС-70/11
–
–
Марка
провода
ЛЭП4
16
25
–
–
50
45
–
–
30
40
18
14
45
16
–
–
l, км
Окончание таблицы
120
227
б)
в)
г)
д)
е)
ж)
з)
и)
к)
л)
м)
а)
б)
в)
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
120
217
117
228
222
229
115
224
117
119
222
217
121
а)
Вариант
1
UИП, кВ
Схема
76
5500
5000
4500
5600
6500
5400
4300
4000
3500
4000
4500
5000
5500
6000
6500
Tм, час
ТДТН-25000/110/35/6
ТРДН-32000/220/10
–
ТРДН-32000/220/10
АТДЦТН-63000/220/110/6
ТРДН-32000/220/10
АТДЦТН-63000/220/110/6
ТДН-16000/110/6
–
ТДTН-40000/220/35/6
ТДН-16000/110/6
ТДН-10000/110/10
ТДТН-40000/220/35/6
ТРДН-32000/220/6
–
Трансформа-тор ПС1
ТРДН-40000/110/6
ТРДН-40000/220/10
ТРДН-25000/110/6
АТДЦТН-63000/220/110/6
ТРДН-32000/220/10
АТДЦТН-63000/220/110/6
ТРДН-32000/220/10
ТРДН-25000/110/10
ТДН-10000/110/10
ТРДНС-63000/220/10
–
ТДТН-25000/110/35/6
ТРДН-32000/220/10
ТРДНС-40000/220/10
ТРДН-25000/110/6
Трансформа-тор ПС2
–
–
ТДН-16000/110/10
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
–
ТДН-16000/110/10
Трансформа-тор ПС3
ДАННЫЕ ПС И ПОТРЕБИТЕЛЕЙ
24 + j14
28 + j15
30 + j 18
8+j5
21 + j 12
19 + j 11
6+j2
27 + j 16
30 + j 11
30 + j 17
39 + j 18
35 + j 18
28 + j15
25 + j12
15 + j 9
35 + j 19
12 + j 7
12 + j 7
16 + j 8
16 + j 8
23 + j 11
18 + j 8
18+ j 12
28+ j 19
32 + j 20
30 + j 26
12 + j 7
30 + j 17
11 + j 4
32 + j 15
40 + j25
20 + j 8
20 + j 15
22 + j 15
23 + j 11
23 + j 11
12 + j 7
–
52 + j 25
–
11 + j 6
12 + j 5
45 + j 28
19 + j 7
Pн2+jQн2, Pн3+jQн3,
МВ·А
МВ·А
10 + j 6
Pн1+jQн1,
МВ·А
77
230
118
119
г)
д)
е)
и)
к)
л)
м)
а)
б)
в)
г)
д)
е)
18
19 ж)
з)
Вариант
17
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
UИП, кВ
120
119
219
121
215
230
228
242
239
232
115
121
Схема
16
ТРДН-25000/110/6
–
ТДTН-40000/220/6
ТРДН-25000/110/10
ТДН-16000/110/10
Трансформа-тор ПС1
ТРДН-32000/220/6
5000
4500
4000
3500
4000
4500
5800
ТДTН-40000/110/35/6
ТРДН-25000/110/10
ТРДН-40000/220/10
ТДТН-40000/110/35/6
ТРДН-40000/220/10
–
ТРДН-32000/220/6
6100 АТДЦТН-63000/220/110/10
6400
5300 АТДЦТН-63000/220/110/10
5000
5500
6000
6500
6000
Tм, час
ТРДН-25000/110/10
–
ТДТН-25000/220/35/10
ТРДН-25000/110/10
ТРДН-32000/220/6
ТРДН-32000/220/6
АТДЦТН-63000/220/110/6
ТРДН-32000/220/10
АТДЦТН-63000/220/110/10
ТРДН-32000/220/6
ТДН-16000/110/6
ТДН-16000/110/6
ТРДНС-40000/220/6
–
ТДТН-25000/110/35/6
Трансформа-тор ПС2
–
–
–
–
–
ТРДНC-40000/110/6
–
–
–
–
–
–
–
–
–
Трансформа-тор ПС3
37 + j 18
48 + j28
20 + j15
16 + j 7
10 + j 5
21 + j 12
19 + j 11
30 + j 18
45 + j 19
14 + j 9
36 + j 21
30 + j 11
16 + j 8
30 + j 17
20+ j 12
34 + j 21
9+j4
14 + j 8
32 + j 18
10 + j 8
27 + j 16
39 + j 18
17 + j 9
11 + j 8
30+ j 19
16 + j 11
21 + j 15
30 + j 20
8+j5
32 + j 20
–
18 + j 12
22 + j 15
45 + j 28
38 + j 17
20 + j 15
22 + j 17
24 + j 12
23 + j 13
26 + j 12
–
28 + j 15
–
20 + j 12
Pн2+jQн2, Pн3+jQн3,
МВ·А
МВ·А
18 + j 9
Pн1+jQн1,
МВ·А
Окончание таблицы
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Энергетика. Оборудование. Документация. URL: https://forca.
ru/.
2. Тукенов А. А. Рынок электроэнергии: от монополии к конкуренции / А. А. Тукенов. – М.: Энергоатомиздат, 2005. ИКАР. – 413 с.
3. ГОСТ 13109-97. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения.
4. Правила устройства электроустановок: все действующие разделы ПУЭ-6 и ПУЭ-7. – Новосибирск: Норматика, 2021. – 462 с.
5. Неклепаев Б. Н., Крючков И. П. Электрическая часть электростанций и подстанций: справочные материалы для курсового
и дипломного проектирования: учеб. пособие для вузов. – 4-е изд.,
перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 608 с.
6. Электроэнергетические системы и сети: учеб. пособие /
В. Ф. Шишлаков, О. Я. Соленая, С. В. Соленый. – СПб.: ГУАП,
2017. – 127 с.
7. Кужекин И. П. Основы электромагнитной совместимости современного энергетического оборудования: учеб. пособие. – М.: Издательский дом МЭИ, 2008. – 144 с.
8. Основы электроснабжения объектов отрасли: учеб. пособие /
В. Ф. Шишлаков, О. Я. Соленая, С. В. Соленый. – СПб.: ГУАП,
2017. – 86 с.
9. Справочник по проектированию электрических сетей / Под
ред. Д. Л. Файбисовича. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2006. – 320 с.
78
СОДЕРЖАНИЕ
ПЕРЕЧЕНЬ ИСПОЛЬЗУЕМЫХ СОКРАЩЕНИЙ........................3
ВВЕДЕНИЕ...........................................................................4
ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ..............................6
1. РЕЖИМЫ РАБОТЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ. .....................9
1.1. Особенности функционирования электрической сети ..... 13
1.2. Причины появления аварийных ситуаций
в электрических сетях............................................... 19
1.2.1. Вибрация проводов воздушных ЛЭП...................... 19
1.2.2. Перенапряжения в электроустановках................... 20
1.3. Регулирование напряжения в электрической сети......... 23
1.3.1. Регулирование напряжения изменением
сопротивления сети................................................ 24
1.3.2. Регулирование напряжения изменением
реактивной мощности............................................. 26
1.3.3. Регулирование напряжения изменением
коэффициента трансформации трансформаторов........ 27
1.4. Электромагнитная совместимость и качество
электроэнергии......................................................... 30
1.5. Отклонение напряжения............................................ 33
1.6. Несимметрия напряжения.......................................... 37
1.7. Колебания напряжения и фликер................................ 43
1.8. Потери мощности и электроэнергии в элементах сети..... 46
2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ РЕЖИМНЫХ ПАРАМЕТРОВ
ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ. .................................................... 53
2.1. Составление расчетной схемы..................................... 53
2.2. Расчет предварительного потокораспределения
в замкнутой сети....................................................... 59
2.3. Определение потоков мощности с учетом потерь............ 60
2.4. Обоснование уровня напряжения
в узлах электрической сети........................................ 62
2.5. Регулирование напряжения на подстанциях
потребителей............................................................ 66
ЗАДАНИЕ НА РАСЧЕТНО-ГРАФИЧЕСКУЮ РАБОТУ
ПО ДИСЦИПЛИНЕ «ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И СЕТИ»..... 69
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК....................................... 78
79
Учебное издание
Солёная Оксана Ярославовна,
Солёный Сергей Валентинович
ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ И СЕТИ
Учебное пособие
ISBN: 978-5-8088-1745-6
9 785808 817456
Публикуется в авторской редакции
Компьютерная верстка И. А. Мосиной
Подписано к печати 07.09.2022. Формат 60 × 84 1/16.
Усл. печ. л. 4,6. Уч.-изд. л. 4,8.
Тираж 50 экз. Заказ № 396.
Редакционно-издательский центр ГУАП
190000, г. Санкт-Петербург, ул. Большая Морская, д. 67, лит. А