Параметры и схемы замещения линий электропередач. Параметры и схемы замещения трансформаторов и автотрансформаторов. Методы выбора проводов по экономическим соображениям

1) Параметры и схемы замещения линий электропередач.

-различают сопротивление постоянному и переменному току.

 переменное больше постоянного из-за поверхностного эффекта.

Активное сопротивление характеризует тепловые потери в проводнике.

 носит индуктивный характер.

Реактивное сопротивление обусловлено магнитным полем, возникающим вокруг и внутри данного проводника и характеризует противодействие ЭДС самоиндукции, как результат суммарного воздействия магнитного поля данного проводника и соседних.

Активная проводимость:

 характеризует потери от несовершенства изоляции и от ионизации воздуха. Корона.

Ёмкостная проводимость:

 характеризуется наличием ёмкости между проводами и проводами и землёй.

6-10 кВ:

330 кВ:

2) Параметры и схемы замещения трансформаторов и автотрансформаторов.

Двухобмоточный силовой трансформатор.

3-х обмоточный

Автотрансформатор

, ,,

Остальные параметры определяются по каталожным данным:

,,-потери активной мощности в стали, -потери реактивной мощности в стали

Двухобмоточный силовой трансформатор

Схема замещения 220 кВ и выше:

110 кВ и ниже

3-х обмоточный

Автотрансформатор

3) Методы выбора проводов по экономическим соображениям.

1-

2-экономический интервал нагрузки

Алгоритм выбора сечения проводов:

Определяем 

Выбираем   В современной литературе 0.8-1.0

Выбираем стандартное сечение.

Метод экономических интервалов:

Предложили в 1940 г.

Позволяет учесть потери на корону.

Смысл метода: построение зависимости

4) Выбор номинального напряжения и конфигурации электрической сети

Выбор конфигурации сети и Uном – сложная многоэкстремальная задача. Пример вариантов схемы сети приведен на рисунке.

А – балансный узел, В – станция, где Pг+jQг заданы, 1÷7 – узлы нагрузки, I÷III – категория потребителей.

Конфигурация сети выбирается по условию минимума затрат:

 где j – вариант сети. 

Каждая сеть характеризуется своим Uном, на которое рассчитываются ее элементы. Ном. напряжение обеспечивает нормальную работу электрической сети и должно давать наибольший экономический эффект. Шкала номинальных напряжений гостирована:

<1000 В: 230 (220), 400 (380), 690 (660) В;

>1000 В: (3), 6, 10, 20, 35, 110, (150), 220, 330, 500, 750, 1150, (1800) кВ.

Uном=f(P, l, n), где P – активная мощность участка ЛЭП (на одну цепь), l – длина участка, n – число цепей.

Рекомендуемое U выбирается:

По зонам экономических областей;

По эмпирическим формулам.

Предпочтительнее выбирать U по зонам экономических областей, т.к. они учитывают стоимость концевых устройств (подстанций).

По эмпирическим формулам:

Формула Залесского

Формула Илларионова

Формула Шнелля

5) Особенности и принципы расчета местных электрических сетей

Местные электрические сети – это ВЛ 35 кВ и ниже и ВЛ и КЛ 10÷6 кВ на балансе предприятий электрических сетей.

Особенности расчета:

·  Не учитывается зарядная мощность линии ;

·  Для КЛ Хо не учитывается (≈0,08 Ом/км);

·  При расчете режимов как правило пренебрегают ΔSх;

·  ΔU=f(Uном);

·  Потери напряжения равны продольной составляющей ΔU.

Принцип расчета местных электрических сетей можно отобразить на примере схемы, отраженной на рисунке.

где n – число линейных участков, m – число трансформаторных участков.

Для разветвленных местных электрических сетей ΔUцп определяется как:

.

6) Расчет режима ЛЭП при известных напряжении, активной и реактивной мощности в ее конце

Схема замещения ЛЭП представлена на рисунке:

Зная напряжение в конце линии, находим зарядную мощность ΔQ_В2 и потери на корону ΔP_К2:

Зная потоки мощности в конце линии Pн-jQн, находим поток мощности P₂-jQ₂:

Определяем поток мощности P₁-jQ₁:

Определяем напряжение в начале линии:

где

Находим зарядную мощность ΔQ_В1 и потери на корону ΔP_К1 по напряжению в начале линии:

         Определяем поток мощности в начале линии:

7) Принципы построения автоматической частотной разгрузки

Понижение частоты наиболее опасно для энергосистемы. При резком (глубоком) снижении частоты в результате первичного и вторичного регулирования все станции энергосистемы окажутся полностью загруженными. При значительном дефиците мощности возможно возникновение лавины частоты. С целью предотвращения возникновения лавины частоты должны приниматься незамедлительные меры. Одной из эффективных мер является автоматическая частотная разгрузка (АЧР).

АЧР представляет собой процесс отключения потребителей при частоте, как правило, 48,5÷48 Гц. Это позволяет сохранить станции в работе и обеспечить электроснабжение большинства потребителей. Рассмотрим процесс действия АЧР на рисунке.

В точке «а» резерва генерирующей мощности нет. Баланс: Pном=Рн, f=fном.  Пусть возник дефицит генерирующей мощности Pг на ΔРг (линия 1′). В первый момент времени t Рн (точка «а»)<Рг (точка «б»), следовательно частота снижается. Далее нагрузка будет снижать потребление активной мощности по линии а-б до точки «б», в которой Рсг₁ станет равной Рн, но при f₁<fном.

Поскольку резерва генерирующей мощности нет, то восстановить частоту возможно только при помощи АЧР на величину ΔР_АЧР=ΔРг. Линия Рн=φ(f) смещается в положение 2. В первый момент времени мощность станций в точке «б» станет больше, чем мощность нагрузки в точке «в». Баланс нарушается, нагрузка будет увеличивать потребляемую активную мощность по линии в-г. В точке «г» баланс восстанавливается: Рсг₁=Рн (в точке «г»), но при номинальной частоте.

Если отключить часть нагрузки на линии б-д, то далее процесс пойдет по линии д-е. В точке «е» баланс восстановится: Рсг₁=Рн (в точке «е»), но при частоте f₁< f₂<fном.

8) Принципы и технические средства централизованного и местного регулирования напряжения

Под местным регулированием будем понимать регулирование на шинах вторичного напряжения подстанций

Встречное (согласное) регулирование:

1 –близкие потребители

2 – далекие потребители

3 – глубокое регулирование

К средствам управления и регулирования, оказывающим различное влияние на напряжение относятся:

1.  Котлоагрегаты, турбогенераторы, гидрогенераторы электростанций с их системами регулирования и вспомогательным технологическим оборудованием.

2.  Тр-ры без РПН

3.  Устройства РПН тр-в и вольтодобавочных тр-в продольного, поперечного и продольно-поперечного регулирования

4.  Различные компенсирующие устр-ва (БК, СК, статические тиристорные компенсаторы, шунтирующие реакторы и др)

5.  Дугогасящие катушки для компенсации емкостных токов в сетях с изолированной нейтралью

6.  Устр-ва автоматического регулирования (АРВ, напряжения с помощью с помощью тр-в)

7.  Коммутационные аппараты (выключатели, разъединители и др)

8.  Каналы связи, с-мы телеизмерения, телесигнализации и телеуправления

9.  Автоматизированные с-мы управления ПСт, Эст

10.  Устр-ва телеуправления мощностью Эст, выключателями, настройками РЗА

11.  Информационно-вычислительные комплексы для сбора, обработки, хранения и передачи информации о параметрах об-я и режимов

С помощью вышеперечисленных ср-в возможно использование различных способов регулирования режимов. Основные из них:

1.  Управление реактивной нагрузкой генераторов Эст с помощью их с-м возбуждения. Оно позволяет регулировать напряжение, поддерживать заданные уровни напряжения в системообразующей сети и в контрольных точках.

2.  Управление нагрузкой компенсирующих устройств. (Аналогично)

3.  Управление коэффициентами трансформации тр-в. Обеспечиваются и регулируются заданные режимы напряжения (в тр-рах без РПН – посезонно, с РПН – ежесуточно в зав-ти от изменения нагрузки).

9) Приведенные затраты и стоимость передачи электроэнергии в электрических сетях

Полные приведенные затраты:

Где р_л и р_п – отчисления от капитальных затрат в линии Кл и подстанции Кп.

Составляющие приведенных затрат в процентах к полным затратам:

Стоимость передачи электроэнергии:

Где W – передаваемая электроэнергия

10) Пути снижения потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях

Существует два пути снижения потерь эл. энергии:

Эксплуатационный (организационный), выполняет квалифицированный персонал

Проектный (технический)

 

Эксплуатационные пути снижения потерь:

1)Повышение уровня напряжения

2)Применение встречного регулирования напряжения в распределительных сетях

3)Оптимизация режима работы трансформатора

работает один тр-р

работают два тр-ра

4)Выбор схемы ПСт с двумя тр-ми и двумя секциями шин

5)Выравнивание нагрузок фаз

К_д – коэффициент дополнительных потерь;

N- число фаз

6)Сокращение времени ремонта оборудования

7)Управление электропотреблением

а) различные тарифы на эл. энергию в разное время суток

б) поставить накопители энергии

Проектные мероприятия снижения потерь

- Повышение номинального напряжения сети

 - пропускная способность

- Компенсация реактивной мощности

- Использование теплоты, отбираемой от трансформ. ПСт.