Параметры и схемы замещения линий электропередачи, трансформаторов и автотрансформаторов.
Активное
сопротивление. Различают активное и
омическое. Активное больше за счет поверхностного эффекта и эффекта близости.
На практике принимают равными. 
.
Материал
проводника характеризуется удельной проводимостью (сопротивлением) 
.
Активное
сопротивление проводов и кабелей зависит от температуры 
,
- сопротивление при температуре 
.
Наличие активного сопротивления ведет к нагреву =>, ограничивается ток.
Реактивное
сопротивление. Обусловлено созданием
и поддержанием э/м поля внутри провода и между проводами. 
. Применительно к симметричным трехфазным
системам:
, где 
-
внутреннее индуктивное сопротивление, 
-
внешнее индуктивное сопротивление, 
- диаметр провода, 
- среднегеометрическое расстояние между
фазами.
Индуктивное сопротивление вызывает падение напряжения. Для его уменьшения:
1 Увеличивают диаметр
Используют полые провода
Провода расширенного диаметра
Расщепление фаз. В этом случае
эквивалентный радиус 
, где 
-
среднегеометрическое расстояние между проводами фазы, 
-
число проводов в фазе.
2 Уменьшают расстояние между проводами
Устанавливают распорки.
Изоляционные траверсы.
Для обеспечения симметрии проводов применяют транспозицию.
Кабельные
линии 
Активная проводимость обусловлена протеканием тока через изоляцию и явлением короны.
Критическое
напряжение короны: 
, 
, где 
- коэффициент гладкости проводов, 
- коэффициент погоды.
Наличие короны ведет к потерям активной мощности, помехам, коррозии проводов.
Потери
на корону: 
, 
-
удельная активная проводимость.
Емкость
одиночного провода: 
, 
Реактивная
проводимость обуславливает наличие зарядного тока линии: 
В кабельных линиях емкость больше.
Зарядная
мощность учитывается для ВЛ при 
, для КЛ при 
.
А) Б)
 |
 |
||
В) Г)
 |
|||
 |
|||
Д) Е)
А)
Полная схема замещения; Б) Без потерь на корону (<110кВ); В) 
Г)
, 
, 
Д)
ВЛ: 
; КЛ: 
Г – образная схема замещения
 |
А) Б)
 |
|||
 |
|||
В) Г)
обусловлена обмотками трансформатора, 
- обусловлено наличием электромагнитного
поля, 
обусловлена потерями активной мощности на
гистерезис стального сердечника и вихревые токи, 
связана
с намагничиванием сердечника трансформатора.
Б) Упрощенная схема замещения
Г)
; 
; 
; 
 |
|||
 |
|||
Расчет звена электрической сети. Падение и потеря напряжения.
 |
|||
 |
|||
Падение
напряжения – геометрическая разность
между комплексами напряжений начала и конца линий. На рис. 1. это вектор 
. Продольной составляющей падения
напряжения 
называют проекцию падения напряжения на
действительную ось или на напряжение 
, 
на рис. 1. Индекс «к» означает что - проекция на напряжение конца линии .Поперечная составляющая 
- это проекция падения напряжения на
мнимую ось,
на рис. 1. Таким образом
Потеря
напряжения – это алгебраическая
разность между модулями напряжений начала и конца линии. Если поперечная
составляющая мала, то можно приближенно считать, что
потеря напряжения равна продольной составляющей падения напряжения.
Под звеном электрической сети понимаем линию или трансформатор, представленные в виде активных и реактивных сопротивлений
1. Задано: 
; 
. Найти: 
; 
.
;
(
- сопряженное) 
Направим векторпо вещественной оси, тогда:
2. Задано: 
; 
. Найти: 
;
.
Направим векторпо вещественной оси, тогда:
3. Задано: ; . Найти: ;
.
Направим по вещественной оси и зададимся
начальным значением 
:
Процедура продолжается, пока 
, где 
-
заданная степень точности.
Потери мощности в линиях электропередачи и трансформаторах.
Линии
электропередачи:
, 
(нагрузочные
потери) зависят от нагрузки и от параметров ЛЭП.
; 
Трансформаторы:
, 
, 
Потери
КЗ:
, 
, 
, 
, 
, 
3-хобмоточный трансф-р:
Методы определения потерь электроэнергии в линиях электропередачи и трансформаторах.
(
, 
)
1. Метод определения потерь по графику нагрузки
Число характерных летних и зимних дней: 
, 
2. Метод среднеквадратичной мощности
, 
, 
3. Метод времени наибольших потерь
С другой стороны 
, где 
- время наибольших
потерь – время за которое при передаче наибольшей нагрузки имеются такие же
потери, что и при действительной переменной нагрузке в течении года.
4. Метод раздельного времени наибольших потерь
5. Вероятностно-статистический метод
6. Метод эквивалентных сопротивлений
Основные экономические показатели в электрических сетях
Важнейший технико-экономический показатель – это капитальные вложения (капитальные затраты) К, т.е. средства идущие на расширенное воспроизводство основных фондов. Таким образом, затраты на создание и реконструкцию основных фондов составляют капитальные вложения: К=Кст+Коб (1)
где Кст- затраты на капитальные строительно-монтажные работы, Коб- капитальные затраты на оборудование и инвентарь.
Капитальные затраты при сооружении линий Кл состоят из затрат на изыскательские работы и подготовку трассы, затраты на приобретение опор, проводов, изоляторов и прочего оборудования, на их транспортировку, монтажные и другие работы. Капитальные затраты при сооружении подстанций состоят из затрат на подготовку территории, приобретение трансформаторов, выключателей и прочего оборудования, затрат на монтажные работы и т.д. капитальные вложения определяются по укрупненным показателям стоимости отдельных элементов сети или по специально составленным сметам.
Вторым важным технико-экономическим показателем являются годовые эксплуатационные расходы (издержки), необходимые для эксплуатации энергетического оборудования и сетей в течение одного года. Годовые эксплуатационные расходы энергетических систем представляют себестоимость производства передачи и распределения электрической энергии, выданной потребителям за год.
Годовые эксплуатационные расходы слагаются из отчислений на амортизацию, расходов на текущий ремонт и обслуживание, стоимости потерь электроэнергии. Амортизационные отчисления предназначены для возмещения изнашивающихся основных фондов предприятия. Часть из них, называемая отчислениями на реновацию, используется в плановом порядке для возмещения выбывающих основных фондов, а другая часть остается в распоряжении предприятия для капитального ремонта действующих основных фондов.
Отчисления на амортизацию и расходы на эксплуатацию называют постоянными расходами в отличие от стоимости потерь электроэнергии, которая относится к категории переменных расходов.
Таким образом, годовые эксплуатационные расходы можно представить выражением: Гэ=pаК+Го.р+ΔЭβ.
где Го,р - расходы на обслуживание и текущий ремонт или расходы на эксплуатацию, ΔЭ- потери электрической энергии за год, β- стоимость 1кВт·ч потерянной электроэнергии.
Себестоимость передачи электрической энергии Сеп это годовые эксплуатационные расходы приходящиеся на единицу переданной энергии Се.п.=Гэ/(РнбТнб)=Гэ/W
Для эл. станций - себестоимость выработки, в сети - себестоимость передачи энергии, у потребителя - полная себестоимость.
Приведенные затраты - учитывают как К так и Гэ: З=рн*ко+Гэ,
где рн - банковский процент по ссуде (при рыночной экономике) рн=0,12
З=(рн+ра+рто)ко+ΔWнßн+ ΔWхßх
Стоимость передачи эл. энергии Се выражается в виде приведенных затрат приходящихся на 1 кВт передаваемой энергии: Се=З/W=З/(РнбТнб)
Срок окупаемости tok
Пусть имеем 2 варианта развития сети
1. К1>К2 2 К1<К2
Гэ1>Гэ2 Гэ1>Гэ2 то tok= (К2-К1)/ (Гэ1-Гэ2)
Срок окупаемости удобно применять когда есть только 2 варианта развития сети. Если вариантов больше надо сравнивать попарно, что неудобно, и надо применять приведенные затраты.
Выбор номинального напряжения и конфигурации электрической сети.
Под конфигурацией сети понимают связь между источником питания и потребителями.
Сеть по-возможности должна иметь меньшую длину, и должна обеспечивать заданные требования надежности энергоснабжения.
Конфигурация сети тесно связана с номинальным напряжением.
Шкала номинальных напряжений: 0,38 0,66 (3) 6 10 20 35 110 (150) 220 330 500 750 1150
Uном=f(P,L)
Для определения номинального напряжения сети часто используют эмпирические формулы.
Ф-ла Стилла Uном=4,34(l+0.013P)0.5 при l<250 km P<60 MBт
Ф-ла Залесского Uном=(Р(0,1+0,015)*l0.5)0.5 при l<1000km P>60 MBт
Ф-ла Илларионова Uном=1000/((500/l)+(2500/P)) при U от35 до 1150
Ф-ла Вейкерта Uном=3*S0.5+0.5*l
Ф-ла Никогосова Uном=16*(PL)0.25
Но все эти формулы не учитывают стоимости подстанций, поэтому их прим. только для предварительных расчетов.
Для точных расчетов делают так:
З1=f1(Р,L,U1ном)
При другом Uном З2=f2(Р,L,U2ном)
Приравняем З1 и З2, те f1(Р,L,U1ном)= f2(Р,L,U2ном) (*)
|
 |
|||
 |
В (*) задаемся l получаем P, получили кривую точки которой соответствуют равной экономичности номинального напряжения, т.к. мы получили ее исходя из равенства приведенных затрат. Недостатки: линии являются незамкнутыми, т.к. не учитываются технические ограничения; зоны построены для определенных условий (климат,…); построены давно (цены изменились, возможна недостоверность). По кривым можно ориентировочно выбирать Uном. Окончательно Uном определяется на основании технико – экономических расчетов.
Расчет режима линий электропередачи при различных вариантах задания напряжений, активной и реактивной мощности в ее конце и начале.
Известны параметры конца звена: U2, S2, U1-?,S1-?
, 
, 
; 
;
; 
Известны параметры начала звена: U1, S1, U2-?, S2-?
,
; 
;
; 
; 
S2,U1-известны
U2,S1-?
Воспользуемся методом последовательных приближений
,
Особенности и принципы расчета местных электрических сетей.
Местные электрические сети - это сети с воздушными линиями напряжением 35 кВ и ниже и кабельными линиями 10 кВ и ниже. Электрический расчет местных сетей ведется на основе следующих упрощений:
1. Не учитывают зарядные мощности линий.
2. Для кабельных линий, как правило, не учитывают их индуктивные сопротивления.
3. Пренебрегают потерями холостого хода трансформаторов.
4. При расчете потоков мощности в линиях не учитывают в них потери мощности. Считают, что мощность в конце и начале линии одинакова.
5. Расчет напряжений в узлах ведется по потере напряжения, которую определяют по номинальному напряжению (пренебрегают поперечной составляющей падения напряжения в силу ее малости). Расчет потери по номинальному напряжению обоснован тем, что уровни напряжения в местных сетях мало отличаются от номинального, так как к ним часто непосредственно присоединены электроприемники, требующие это напряжение.
Обычно расчет режима местной электрической сети сводится к определению мощностей (токов) на участках линий и напряжений в узлах. Из напряжений интерес представляет точка с наиболее низким значением, которое должно быть не меньше допустимого.
Рассмотрим процесс расчета режима местной электрической
сети на примере неразветвленной сети, данной на рис. 5.15, а. Известны мощности
в узлах, напряжение источника Ua и параметры линий. Схема замещения сети представлена на рис. 5.15, б.
При расчете распределения мощностей не учитывают потери мощностей в линиях,
поэтому (см. рис. 5.15, б)
. Мощность в линии 12 находят по
первому закону Кирхгофа для узла 2:
Аналогично мощность в линии А1: 
Значит, для любого участка сети
передаваемая по нему мощность определяется простым суммированием его нагрузок.
Наибольшее значение потеря напряжения имеет до точки 3. Суммарные потери
напряжения до любой точки определяются суммой потерь напряжения на каждом
участке. В нашем случае потери напряжения до точки 3 будут: 
. При известных мощностях на участках (см. рис. 5.15, б)
наибольшую потерю напряжения можно найти через них и сопротивления участков по
формуле 
Для сети с n нагрузками с заданными мощностями Sij участков и их сопротивлениями Zij: 
(5.52)
Наибольшую потерю напряжения можно также определить
через мощность узлов нагрузки и сопротивление от источника до узла: 
где 
и т. д. В общем виде эта формула
примет вид: 
(5.53)
В разветвленных электрических
сетях (рис. 5.16) мощности на участках также находятся простым суммированием
нагрузок узлов. Наибольшая потеря напряжения здесь может быть либо до точки 2
либо до точки 3: 
Если 
, то
Значит, наибольшая потеря напряжения 
. Применяя формулу (5.53), 
Здесь мощность узла 3 условно переносится в ближайший
узел 1, принадлежащий рассматриваемому участку сети А12.
В местных электрических сетях нагрузки часто задаются в виде активного Ia и реактивного Ip токов или полным током
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.
