Электрические системы и сети

Рис.3.5. Схемы подстанции с тремя номинальными напряжениями:

а - два двухобмоточных трансформатора; б - трехобмоточный трансформатор; в - автотрансформатор

Схема соединения обмоток автотрансформатора показана на рис.3.6,б. Обмотка низшего напряжения магнитно связана с двумя другими. Обмотки последовательная и общая (П и О на рис.3.6,б) непосредственно электрически соединены друг с другом и, кроме того, имеют магнитную связь. По последовательной обмотке течет ток Iв, а по общей - (Iв - Iс). Номинальной мощностью автотрансформатора называют мощность, которую автотрансформатор может принять из сети высшего напряжения или передать в эту сеть при номинальных условиях работы:

Эта мощность также называется проходной. Она равна предельной мощности, которую автотрансформатор может передать из сети высшего напряжения в сеть среднего напряжения и наоборот при отсутствии нагрузки на обмотке низшего напряжения.

Последовательная обмотка (П) рассчитывается на типовую мощность (рис.3.6,б):

?=1-(U_с.ном/U_в.ном) - коэффициент выгодности, показываю-щий, во сколько раз S_тип меньше S_ном.

В трехобмоточном трансформаторе все три обмотки имеют мощность S_ном. В автотрансформаторе общая и последовательная обмотки рассчитаны на типовую мощность S_тип?S_ном, а обмотки низшего напряжения - на ?_ннS_ном?S_ном. Таким образом, через понижающий автотрансформатор можно передать мощность, большую той, на которую выполняются его обмотки. Чем меньше коэффициент выгодности ?=S_тип/S_ном, тем более экономичен автотрансформатор по сравнению с трехобмоточным трансформатором. Чем ближе номинальные напряжения на средней и высшей сторонах автотрансформатора, тем меньше ? и тем выгоднее использовать автотрансформатор. При U_C = U_B ? = 0 .

Рис.3.6. Трехобмоточный трансформатор и автотрансформатор:

а, б - схемы соединения обмоток; в, г - Г-образная и упрощенная схемы замещения.

Схема замещения трехобмоточного трансформатора и автотрансформатора с приведена на рис. 3.6, в, г. Как и для двухобмоточного трансформатора, в такой схеме замещения отсутствуют трансформации, т.е. идеальные трансформаторы, но сопротивления обмоток низшего и среднего напряжений приводят к высшему напряжению. Такое приведение соответствует умножению на квадрат коэффициента трансформации.

Потери холостого хода ?P_Х и ?Q_Х определяются так же, как и для двухобмоточного трансформатора.

Для трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов задаются три значения потерь короткого замыкания по парам обмоток ?Р_кВН ,?Р_кBC , ?Р_кCH и три напряжения короткого замыкания по парам обмоток U_кВН , U_кBC , U_кCH. Каждое из каталожных значений ?P_к и u_к%относится к одному из трех возможных опытов короткого замыкания. Так, значения ?Р_кВН и U_кВН определяются при замыкании накоротко обмотки низшего напряжения при разомкнутой обмотке среднего напряжения и подведении к обмотке высшего напряжения такого напряжения U_кВН, чтобы ток в обмотке низшего напряжения трансформатора был равен номинальному.

Из опыта короткого замыкания определяются сопротивления обмоток:

электрический сеть преобразовательный подстанция

В (3.26) - (3.28) величины ?P_К.В, ?P_К.С, ?P_К.Н, соответствующие лучам схемы замещения, определяются по каталожным значениям потерь КЗ для пар обмоток:

Аналогично этому по каталожным значениям напряжений КЗ для пар обмоток U_кВН%, U_кBC%, U_кCH% определяются напряжения КЗ для лучей схемы замещения:

По найденным значениям U_кВ% ,U_кC% ,U_кH% определяются реактивные сопротивления обмоток X_ТВ, X_ТС, X_ТН по выражениям, аналогичным (3.17) для двухобмоточного трансформатора. Реактивное сопротивление одного из лучей схемы замещения трехобмоточного трансформатора (обычно среднего напряжения) близко к нулю.

Схемы замещения двухобмоточных трансформаторов

Двухобмоточный трансформатор (рис.3.4, а) можно представить в виде Г-образной схемы замещения (рис.3.4, б). Продольная часть схемы замещения содержит R_т и X_т - активное и реактивное сопротивления трансформатора. Эти сопротивления равны сумме соответственно активных и реактивных сопротивлений первичной и приведенной к ней вторичной обмоток. В такой схеме замещения отсутствует трансформация, т.е. отсутствует идеальный трансформатор, но сопротивление вторичной обмотки приводится к первичной. При этом приведении сопротивление вторичной обмотки умножается на квадрат коэффициента трансформации. Если сети, связанные трансформатором, рассматриваются совместно, причем параметры сетей не приводятся к одному базисному напряжению, то в схеме замещения трансформатора учитывается идеальный трансформатор.

Рис. 3.4. Двухобмоточный трансформатор:

а - условное обозначение; б - Г-образная схема замещения; в - упрощенная схема замещения

Поперечная ветвь схемы (ветвь намагничивания) состоит из активной и реактивной проводимостей G_т и B_т. Активная проводимость соответствует потерям активной мощности в стали трансформатора от тока намагничивания I_? (рис.3.4, б). Реактивная проводимость определяется магнитным потоком взаимоиндукции в обмотках трансформатора.

В расчетах электрических сетей двухобмоточные трансформаторы при U_ном?220 кВ представляют упрощенной схемой замещения (рис.3.4, в). В этой схеме вместо ветви намагничивания учитываются в виде дополнительной нагрузки потери мощности в стали трансформатора или потери холостого хода ?P_X+j?Q_X.

Для каждого трансформатора известны следующие параметры (каталожные данные): S_ном - номинальная мощность, МВ^.А; U_в.ном, U_н.ном - номинальные напряжения обмоток высшего и низшего напряжений, кВ; ?Р_Х - активные потери холостого хода, кВт; I_х% - ток холостого хода, % I_ном;?Р_К - потери короткого замыкания, кВт; u_K % - напряжение короткого замыкания, % U_ном. По этим данным можно определить все параметры схемы замещения трансформатора (сопротивления и проводимости), а также потери мощности в нем. Проводимости ветви намагничивания определяются по результатам опыта холостого хода (XX). В этом опыте размыкается вторичная обмотка, а к первичной подводится номинальное напряжение. Ток в продольной части схемы замещения равен нулю, а к поперечной приложено U_ном.Трансформатор потребляет в этом режиме только мощность, равную потерям холостого хода, т. е.

Сопротивления трансформатора R_т и X_т определяются по результатам опыта короткого замыкания (КЗ). В этом опыте замыкается накоротко вторичная обмотка, а к первичной обмотке подводится такое напряжение, при котором в обеих обмотках трансформатора токи равны номинальному. Это напряжение и называется напряжением короткого замыкания u_K % . Потери в стали в опыте короткого замыкания ?P_СТ.К очень малы, так как u_K% намного меньше U_НОМ. Поэтому приближенно считают, что все потери мощности ?P_К в опыте КЗ идут на нагрев обмоток трансформатора.

Активное сопротивление двухобмоточного трансформатора:

Вопрос 11. Номинальных напряжениях и назначениях в составе ЭЭС

Наминальные напряжения и их назначение в составе ЭЭС

Номинальным напряжением Uн источников и приемников электроэнергии (генераторов, трансформаторов) называется такое напряжение, на которое они рассчитаны в условиях нормальной работы.

Номинальные напряжения электрических сетей и присоединяемых к ним источников и приемников электрической энергии устанавливаются ГОСТом.

Шкала номинальных напряжений для сетей переменного тока частотой 50 Гц междуфазное напряжение должно быть 12, 24, 36, 42, 127, 220, 380 В; 3, 6, 10, 20, 35, 110, 150, 220, 330, 500, 750, 1150 кВ, для сетей постоянного тока -12, 24, 36, 48, 60, 110, 220, 440, 660, 3000 В.

Для электрических сетей трехфазного переменного тока напряжением до 1 кВ и присоединенным к ним источников и приемников электроэнергии ГОСТ 721-78 устанавливает следующие значения номинальных напряжений:

Сети и приемники - 380/220 В; 660/380 В

Источники - 400/230 В; 690/400 В.

Номинальное напряжение генераторов с целью компенсации потери напряжения в питаемой ими сети принимается на 5% больше номинального напряжения этой сети (см. табл. 1).

Номинальные напряжения первичных обмоток, повышающих трансформаторов, присоединяемых к генераторам, приняты также на 5% больше номинальных напряжений подключаемых к ним линий.

Первичные обмотки понижающих трансформаторов имеют номинальные напряжения, равные номинальным напряжениям питающих их линий.

По напряжению

§ ВЛ до 1000 В (ВЛ низшего класса напряжений)

§ ВЛ выше 1000 В

§ ВЛ 1--35 кВ (ВЛ среднего класса напряжений)

§ ВЛ 110--220 кВ (ВЛ высокого класса напряжений)

§ ВЛ 330--500 кВ (ВЛ сверхвысокого класса напряжений)

§ ВЛ 750 кВ и выше (ВЛ ультравысокого класса напряжений)

Эти группы существенно различаются, в основном -- требованиями в части расчётных условий и конструкций.

Вопрос 12. Электрические нагрузки узлов электрических сетей, основные определения

Электрические нагрузки являются исходными данными для решения сложного комплекса технических и экономических вопросов, возникающих при проектировании электроснабжения военных объектов. Определение электрических нагрузок необходимо для выбора и проверки токоведущих элементов сети по нагреву и экономическим соображениям, расчета отклонений и колебаний напряжений, выбора компенсирующих установок и защитных устройств. От правильной оценки ожидаемых электрических нагрузок зависит рациональность выбора схемы и всех элементов сети. В практике проектирования для определения электрических нагрузок принята допустимая погрешность +10%.

Электрическая нагрузка - величина характеризующая потребление мощности отдельными приемниками или потребителями электроэнергии.

Приемник - индивидуальное устройство (электродвигатель, электрическая лампа и т.д.), потребляющее электрическую энергии.

Потребитель - совокупность приемников военного объекта в целом, объединенных в группы по следующим основным признакам:

- напряжению, роду тока, частоте тока; требуемой степени бесперебойности питания и степени резервирования; технологическим связям и режимам работы; территориальному размещению и стабильности расположения электрооборудования;

- схема электроснабжения.

Основными являются три вида нагрузок:

Активная мощность, реактивная мощность и ток. Изменение нагрузок во времени можно наблюдать по измерительным приборам и регистрировать самопишущим прибором. В условиях эксплуатации изменение нагрузки по активной и реактивной мощности во времени записывают, как правило, по показаниям счетчиков активной и реактивной энергии, снятым через определенные равные интервалы времени.

Кривая изменения активной, реактивной или токовой нагрузки во времени называется графиком нагрузки соответственно по активной, реактивной мощности или току (рис.4.4.). Графики нагрузок подразделяются на индивидуальные и групповые - для групп приемников электроэнергии. С точки зрения регулярности индивидуальные графики подразделяются на периодические, циклические, нециклические и нерегулярные. Групповые графики нагрузок по степени регулярности, зависящей от видов индивидуальных графиков, подразделяются на периодические, почти периодические и нерегулярные индивидуальные графики необходимы для определения отдельных мощных приемников электроэнергии с резко переменным характером нагрузки, но в большинстве случаев используются групповые графики нагрузок. Каждый военный объект имеет свои характерные суточные и годовые графики нагрузок.

Рис. 4.4. Суточный график нагрузки по активной мощности

Номинальная (или установленная) мощность приемников электроэнергии является достаточно достоверной исходной величиной для расчета электрических нагрузок. Длительно допустимая по нагреву суммарная номинальная мощность всех приемников групп дает первую, грубую оценку возможного верхнего предела значений расчетной групповой нагрузки. При этом номинальная мощность приемников всегда приводится к длительному режиму их работы.

Номинальная мощность одного приемника электроэнергии - это мощность, обозначенная на заводской табличке или в паспорте двигателя, силового трансформатора или на колбе или цоколе источника света.

Под номинальной активной мощностью Рном электродвигателей понимается выраженная в киловаттах мощность, которая развивается двигателем на валу при номинальном напряжении, а под номинальной активной мощностью других приемников электроэнергии - потребляемая ими из сети мощность в киловаттах при номинальном напряжении.

Средняя нагрузка группы приемников электроэнергии дает возможность приближенно оценить предел возможных значений расчетной нагрузки. В общем виде средняя нагрузка за любой интервал времени для группы потребителей определяется из выражений:

; .

В условиях эксплуатации средние нагрузки за некоторый период времени определяется по показаниям электросчетчиков с помощью выражений:

Р_С = Э_а/Т, Q_C = Э_р/Т

где Э_а, Э_р - потребление активной и реактивной электроэнергии группой приемников за некоторый период времени Т. (понятие потребление реактивной электроэнергии является условным, поскольку в действительности она не расходуется, а лишь циркулирует в электрической системе).

Средняя активная (или реактивная) мощность группы приемников равна сумме средних активных (или реактивных) мощностей отдельных приемников, входящих в данную группу:

;

где рс, g_С - средняя активная, реактивная i - того приемника.

Групповые квадратические графики нагрузки Р²(Т), Q²(T), I²(T) характеризуются значениями среднеквадратичной нагрузки Рск, Qcк, Icк.

за рассматриваемый период времени (цикл, смена, месяц, год). Среднеквадратичные нагрузки за любой интервал времени в общем виде определяются из выражений:

Среднеквадратичная реактивная мощность Qск имеет важное значение для оценки эффекта снижения потерь электроэнергии в сетях при повышении cos.

Максимальные значения активной, реактивной, полной мощности или тока представляют собой небольшие из соответствующих средних значений за некоторый промежуток времени. Максимальные нагрузки характеризуются ожидаемой частотой появляется за тот или иной период времени.

По продолжительности различают два вида максимальных нагрузок:

1) максимальные длительные нагрузки различной продолжительности (10, 30, 60 мин и т.д.), определяемые для выбора элементов системы по нагреву и расчета максимальных потерь мощности в них;

2) максимальные кратковременные нагрузки (пиковые) длительностью 1…2с., определяемые для проверки колебания напряжения в сетях, проверки сетей по условиям самозапуска электродвигателей, выбора плавкой вставкой предохранителя, расчета тока срабатывания максимальной токовой релейной защиты.

Вопрос 13. Расчетные нагрузки понижающих ПС и расчетные схемы сетей

Расчетные электрические нагрузки подстанций

Расчет перспективных электрических нагрузок ПС рекомендуется вести: для концентрированных промышленных потребителей - с учетом данных соответствующих проектных институтов, а при их отсутствии методом прямого счета или с использованием объектов-аналогов;

для распределенной нагрузки (коммунально-бытовая, сельскохозяйственная и др.) - на основе статистического подхода, а при наличии отдельных концентрированных потребителей - с учетом коэффициента одновременности.

Для выбора мощности трансформаторов подсчитывается максимальная электрическая нагрузка ПС. Для выполнения расчетов потокораспределения токов (мощностей) в сетях рассчитывается нагрузка каждой подстанции в период прохождения максимума нагрузки энергосистемы или сетевого района.

Для расчета нагрузок ПС энергосистемы или сетевого района все потребители подразделяются на две группы: концентрированные, перспективная нагрузка которых не ниже определенного минимума и остальные потребители, которые рассматриваются как распределенная нагрузка. К конечным потребителям относятся крупные промышленные и сельскохозяйственные предприятия (комплексы на промышленной основе и др.), тяговые ПС электрифицированных железных дорог, насосные и компрессорные станции нефте- и газопроводов и др. К распределенной нагрузке относятся остальные промышленные предприятия и сельскохозяйственное производство, коммунально-бытовая нагрузка городов и сельских населенных пунктов. Граничную минимальную нагрузку для отнесения потребителя к концентрированному принимают такой, чтобы в группу распределенной нагрузки не попали потребители, существенно влияющие на суммарную нагрузку ПС. В городах и промузлах к концентрированным могут быть отнесены потребители с нагрузкой 3-5 МВт и более, в сельской местности -- 1--2 МВт и более.

Методика расчета нагрузок ПС основана на сочетании двух способов: прямого счета для концентрированных потребителей и статистического подхода при определении распределенной нагрузки. Концентрированные потребители, по которым может быть получена и проанализирована конкретная информация об их предшествующем развитии к существующем состоянии (для действующих потребителей), а также о планируемом росте (по данным плановых органов, ведомственных проектных институтов и др.), учитываются индивидуально и распределяются по соответствующим ПС. Для распределенной нагрузки определяется коэффициент роста за предшествующий период по системе в целом (но отчетным данным). Этот коэффициент корректируется на проектный период пропорционально изменению темпов роста электропотребления но энергосистеме на соответствующие этапы. Экстраполированная с учетом этого коэффициента распределенная нагрузка каждой ПС суммируется с концентрированной (с применением режимных коэффициентов), и суммарная нагрузка всех ПС сопоставляется с ранее оцененной ожидаемой максимальной нагрузкой системы (контрольный уровень). В случае несовпадения проводится соответствующая корректировка (в первую очередь - концентрированных потребителей).

Полученные таким образом предварительные перспективные нагрузки существующих ПС перераспределяются с учетом появления к расчетному этапу вновь сооружаемых ПС.

На основе описанного алгоритма разработаны программы расчетов нагрузок ПС с использованием ЭВМ.

Для выбора параметров самой ПС (установленная мощность трансформаторов и др.) в качестве расчетной принимается ее собственная максимальная нагрузка.

Для определения максимальной электрической нагрузки ПС применяется коэффициент разновременности максимумов именуемый также коэффициентом несовпадения максимумов нагрузки потребителей или коэффициентом одновременности). Для определения нагрузки ПС в период прохождения максимума нагрузки энергосистемы применяются коэффициенты попадания в максимум энергосистемы.

2. Под расчетной нагрузкой по допустимой потере напряжения понимается пиковая нагрузка, вызывающая максимальные потери напряжения и наиболее тяжелые условия работы электрической сети, например, пусковой момент электропривода, питание электроламп, качество электросварки и т.п. Расчетная нагрузка по допустимой потери напряжения в отличие от расчетной нагрузки по допустимому нагреву называется пиковой.

Потребители электроэнергии различны по своему характеру:

промышленные предприятия; жилые дома и коммунально-бытовые учреждения;

электрифицированный транспорт; сельскохозяйственные потребители; специальные потребители (в т.ч. и потребители военных объектов).

Практически все перечисленные потребители имеют тенденцию к росту нагрузок. Причем все более возрастают именно реактивные нагрузки из-за повсеместного и широкого внедрения бытовых приборов, специальных видов нагрузки, электрифицированного транспорта и т.п.

Вопрос 14. Основные уравнения, описывающие режимы токов и напряжений ЛЭП и ПС электрических сетей

Параметры режима в начале линии:

;

В конце линии по данным ее начала:

В промежуточной точке линии :

Параметры режима в начале линии по данным ее конца:

Активная мощность во всех точках одинакова: Р₁=Р₂=Р_Х. Напряжения и токи в промежуточных точках линии зависят от значений передаваемой активной мощности.

Вопрос 15. Векторные диаграммы (ВД) токов и напряжений. Параметры режима линий и их определение

Эти уравнения позволяют построить векторную диаграмму в комплексных координатах. При построение было принято = U₂

Основные параметры линий:

Z₁₁ и Z₂₂ - собственные сопротивления начала и конца линии

Z₁₂ и Z₂₁ - взаимные сопротивления начала и конца линии

б₁₁ , б₂₂ , б_{12 ,} б₂₁ дополнительные углы сопротивлений

д₁₂=- д₂₁ углы сдвига по фазе между напряжениями по концам линии

Z_П - модуль продольного сопротивления схемы замещения

б_{П -} дополнительный угол этого сопротивления

Есть два способа задания исходных данных:

1. Задаются все параметры режима одного из концов линии, например Р₁ U₁ Q₁ или Р₂ U₂ Q₂ и с использованием формул определяются параметры режима ее другого конца.:

Задается активная мощность начала линии Р₁ и модули напряжения в начале и конце линии U₁ , U₂. Остальные параметры подлежат определению.

Вопрос 20 Расчеты режимов электропередачи электрических сетей?

Параметры режима по концам линии рассчитываются по формулам ( для П схемы) :

Где Z₁₁ и Z₂₂ - собственные сопротивления начала и конца линии

Z₁₂ и Z₂₁ - взаимные сопротивления начала и конца линии

б₁₁ , б₂₂ , б_{12 ,} б₂₁ дополнительные углы сопротивлений

д₁₂=- д₂₁ углы сдвига по фазе между напряжениями по концам линии

Для линии без учета поперечной проводимости первые два уравнения можно представить виде:

Где Z_П - модуль продольного сопротивления схемы замещения

б_{П -} дополнительный угол этого сопротивления

Вопрос 16. Области применения трансформаторов и автотрансформаторов

Трансформаторы используются для передачи и распределения электроэнергии. Также они применяются для согласования напряжения на входе и выходе преобразователя. Такие трансформаторы называются преобразовательными.

Они бывают одно-, трех- и многофазные.

Ещё одна область применения трансформаторов - питание электрических цепей радио- и телеаппаратуры; устройств связи, бытовой электроники; для разделения цепей элементов электронных устройств; для уравнения напряжений. Эти трансформаторы имеют небольшую мощность, малое напряжение и частоту 50 Гц и выше. Бывают 2-х, 3-х и многообмоточными.

Автотрансформатор - это трансформатор с объединёнными первичной и вторичной обмотками, имеющий несколько выводов. При питании первичной обмотки от сети переменного тока в ней наводится противоэдс возбуждающимся в сердечнике магнитным потоком. Во вторичной цепи устанавливается напряжение, пропорциональное количеству витков. Подключаясь к выходным клеммам можно получать требуемое напряжение.

Автотрансформаторы предназначены для плавного регулирования напряжения сети переменного тока в системах электроснабжения. При малых коэффициентах трансформации они дешевле многообмоточных трансформаторов. Автотрансформаторы регулируют электрическое напряжение в пусковых устройствах мощных электродвигателей, в схемах релейной защиты и т.д. Их применение выгодно в случае, когда коэффициент трансформации от 1,25 до 2.

Вопрос 31. За счет чего напряжение и мощность в начале линии отличается от напряжения и мощности в конце линии?

Определение потери напряжения в линии

Потерю напряжения для трехфазной системы принято обозначать для линейных величин определять по формуле

где l - протяженность соответствующего участка сети, км.

Если заменить ток мощностью, то формула примет вид:

Электрическая нагрузка, как правило, имеет переменный характер, поэтому потери мощности и электроэнергии в линиях зависят от изменения нагрузки. Потери мощности и электроэнергии по проектируемому объекту можно рассчитывать или по величине среднеквадратичного тока Iср с учетом времени включения линии Tдейств, или по максимальному току Iмакс при времени потерь ? .

Среднеквадратичный ток представляет собой эквивалентный ток, который, проходя по линии за время Тдейств, вызывает те же потери мощности и электроэнергии, что и действительный, изменяющийся за то же время ток.

Время потерь ? - это расчетное время, в течение которого линия. работая с неизменной максимальной нагрузкой Iмакс имела бы те же потери мощности и электроэнергии, что и при работе по действительному переменному графику нагрузки.

Среднеквадратичный ток находят по среднему току Iср и коэффициенту формы графика нагрузки кф: Iск=кфIср

где

Здесь W - расход активной электроэнергии (кВт-ч) за время Тдейств (сутки, год); cos?_срв- средневзвешенный коэффициент мощности.

Вопрос 17. Изобразите векторную диаграмму токов и напряжений при холостом ходе

Векторная диаграмма холостого хода трансформатора приведена на рис. 14.4.

Порядок построения диаграммы:

- проводится произвольно вектор магнитного потока Ф;

- с ним по фазе совпадает реактивная составляющая тока , создающая этот поток;

- под углом 90? из вершины тока проводится вектор , в результате получаем

От магнитного потока Ф эдс отстают на 90? , а вектор повернут на 180? относительно вектора .

Чтобы выполнялось условие уравнения напряжений для первичной обмотки , надо к вектору прибавить вектор падения напряжения , проведя его параллельно току , и вектор под углом 90? к вектору тока .

Вопрос 33 Что такое одноцепные и двухцепным линии. Чем они отличаются друг от друга?

Линия электропередачи (ЛЭП), сооружение, состоящее из проводов и вспомогательных устройств, предназначенное для передачи или распределения электрической энергии. ЛЭП, являясь основным звеном энергосистемы, вместе с электрическими подстанциями образует электрические сети.

Одноцепная линия электропередачи - Линия электропередачи, имеющая один комплект фазных или разнополярных электрических проводов

Двухцепная линия электропередачи - Линия электропередачи, имеющая два комплекта фазных или разнополярных электрических проводов



Рис. 1.23. Применение металлических опор на ВЛ и тип опоры:

а -- промежуточная одноцепная башенного типа на 35--330 кВ;

б--промежуточная двухцепная башенного типа на 35--330 кВ;

в -- промежуточная одноцепная на оттяжках на 110--330 кВ;

г -- промежуточная портальная на оттяжках на 330--500 кВ;

д -- промежуточная свободно стоящая (типа «рюмка») на 500--750 кВ;

е -- промежуточная на оттяжках типа «набла» на 750 кВ

Вопрос 18. Что такое линия с двухсторонним питанием

Рис. 1.4. Неразветвленная схема передачи электроэнергии

Передача мощности от удаленных электростанций на первых этапах развития межснстемной связи выполняется в виде неразветвленной электропередачи напряжением (330) 500-1150 кВ (рис. 1.4). Мощные КЭС или ГЭС имеют блочную схему. К каждому трансформатору присоединяют от одного до трех генераторов, отдающих энергию на шины 500--1150 кВ. Далее энергия передается по длинной линии, через понижающую подстанцию в приемную систему, часть нагрузки которой обеспечивается собственными генерирующими станциями (рис. 1.4).

Рис. 1.5. Блочная схема передачи электроэнергии

Если на станции несколько блоков и связующая линия многоцепная, то электропередачи могут выполняться на основе блочной или связанной схем. В блочной схеме (рис. 1.5) дальняя передача мощности осуществляется по отдельным поперечно не связанным электропередачам (блокам) на общую группу шин (подстанций) приемной системы, соединенных между собой связями 110--220 кВ.

Эти связи и станции приемной системы должны удовлетворять потребность мощности в случае выхода из строя какого-либо блока. При отключении цепи (блока) авария локализуется на одной станции, однако приемная система полностью лишается соответствующей части мощности передающей станции. В связанной схеме (рис. 1.6), обеспечивающей большую надежность электроснабжения, многоцепная дальняя ЛЭП имеет вдоль своей трассы несколько соединений -- переключательных пунктов (ПП) -- между отдельными цепями, делящими длинную линию на короткие участки (250--350 км). Сооружение ПП сопровождается возрастанием количества применяемых дорогостоящих выключателей. Отключение отдельной линии участка сети между переключательными пунктами незначительно увеличивает суммарное сопротивление, что позволяет сохранить передачу заданной мощности в приемную систему без существенного снижения возможности по передаче мощности или пропускной способности электропередачи.

Рис. 1.6. Связанная схема передачи электроэнергии

На рис.1.7 изображена упрощенная схема компенсированной ЛЭП 500кВ повышенной пропускной способности.

Рис. 1.7. Принципиальная схема компенсированной электропередачи

По длинной компенсированной линии при максимальной нагрузке экономически нецелесообразно передавать реактивную мощность. Для ее регулирования на приемной подстанции и в некоторых случаях на промежуточных подстанциях или ПП устанавливают источники реактивной мощности (компенсирующие устройства) -- синхронные, статические тиристорные компенсаторы.

На рис. 1.8 изображены упрощенные схемы электропередачи 500 кВ с включенными вдоль линии промежуточными подстанциями ПС1--ПСЗ. Для повышения устойчивости электропередачи в линию включают последовательно конденсаторы (УПК) (схема рис. 1.8, а) или компенсаторы (синхронные или статические) на промежуточных подстанциях (рис. 1.8, б).

Наряду с отмеченным, применяют устройства автоматического регулирования: автоматическое регулирование возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов, быстродействующее регулирование мощности турбин, регулирование напряжения по концам электропередачи, быстродействующие выключатели и релейную защиту и др., что также способствует повышению устойчивости и пропускной способности электропередачи.

Рассмотренные схемы линий электропередачи (рис.1.4-1.8) позволяют доставить электроэнергию потребителям от двух генерирующих источников и называются электропередачами с двухсторонним питанием.

Рис. 1.8. Принципиальная схема дальней электропередачи переменного тока 500 кВ с промежуточными подстанциями: а -- схема с применением УПК;

б -- схема со статическими или синхронными компенсаторами

Вопрос 19. Чем отличаются замкнутые и разомкнутые сети

Замкнутые сети обеспечивают наибольшую надежность, поскольку авария (отключение) на каком-либо участке сети имеет последствия (например, ограничение потребляемой мощности) только для потребителей, непосредственно подключенных к этому участку.

Рис. 11.1. Варианты конфигураций радиальных сетей: а, 6, в -- одинарная с одним узлом нагрузки, с несколькими узлами, разветвленная; г, д -- с промежуточным распределительным пунктом; е, ж, з -- двойная с одним узлом нагрузки, с несколькими узлами, разветвленная В заключение заметим, что при построении схем сетей следует стремиться по возможности применять простые типы конфигураций, но обеспечивающие требуемую степень надежности, например, такие, как двойные радиальные (рис. * 11.1, ж, з), одинарная и двойная с питанием от двух ЦП (рис. 11.2, в, г).

В схемах замкнутых сетей узлы нагрузки могут получать питание с двух и более сторон [20]. Применяют замкнутые сети кольцевой конфигурации, выполненные одинарными (рис.11.2, о) или двойными (рис. 11.2, б), подключенными к одному центру питания, что является некоторым их недостатком. Он устраняется в замкнутой одинарной (рис. 11.2, в) или двойной (рис. 11.2, г) сети, которая получает питание от двух ЦП. Еще большую надежность имеет узловая сеть (рис. 11-2, д), в которой подстанции могут получать питание от трех ЦП. К более сложным относятся многоконтурные сети, отдельные участки которых могут выполняться одиночными либо двойными линиями (рис. 11.2, е) или полностью двойными линиями (рис. 11.2, ж).

Принцшшально возможны две основные схемы выдачи мощности удаленных электростанций: блочная (рис. 11.3, о) и связанная (рис. 11.3, б).

Рис. 11.2. Варианты конфигураций замкнутых сетей:

а -- одинарная с питанием от одного ЦП;б -- двойная с питанием от одного ЦП;в -- одинарная с питанием от двух ЦП;г -- двойная с питанием от двух ЦП; д -- узловая;

е, ж -- многоконтурные

В блочной схеме генератор (группа генераторов) электростанции работают на отдельную цепь линии, соединенную непосредственно с приемной системой С. Она дешевле связанной схемы, но обладает существенным недостатком, который проявляется в том, что при отключении одной из цепей линии мощность части соответствующих генераторов не может быть передана в систему. Этого недостатка лишена связанная схема, в которой по пути от электростанции к системе выполнены промежуточные подстанции. Между каждой парой из них цепи линии электропередачи соединены параллельно. В результате при отключении одной из Цепей любого участка электропередачи сохраняется связь всех генераторов с системой, хотя в некоторых случаях при этом предельная пропускная способность электропередачи в целом может несколько уменьшится.

Рис. 11.3. Схемы выдачи мощности удаленных электростанций в систему а -- блочная; б -- связанная.

Для регулирования напряжения вдоль электропередачи и повышения ее пропускной способности могут устанавливаться устройства поперечной компенсации (шунтирующие реакторы, синхронные компенсаторы, статические тиристорные компенсаторы) и устройства продольной компенсации. Сложно-замкнутые сети дороже радиально-магистральных; их использование выгодно только при большой стоимости перерывов электроснабжения, например, в системах электроснабжения больших городов.



Рис.1.15. Сложно-замкнутая конфигурация сети

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

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

Вопрос 20. Что такое линия с односторонним питанием

Обе схемы представляют собой линию электропередачи с двухсторонним питанием, на каждом из концов которой имеются регулирующие напряжение устройства (генераторы электростанций, компенсирующие устройства и т. п.).

Рис. 10.5. Схемы протяженных электропередач: а -- для выдачи мощности электростанции; б -- для связи двух систем

Получают распространение сети с одноцепными воздушными линиями с двухсторонним питанием (рис. 11.2, в).

Рис. 11.2. Варианты конфигураций замкнутых сетей:

а -- одинарная с питанием от одного ЦП;

б -- двойная с питанием от одного ЦП;

в -- одинарная с питанием от двух ЦП;

г -- двойная с питанием от двух ЦП; д -- узловая;

е, ж -- многоконтурные

Размещено на Allbest.ru

...