Определение сечений проводов по допустимой потере напряжения

Метод применяется для выбора сечений в распределительных сетях, где очень важным является фактор потерь напряжения, т.к. способы регулирования напряжения в таких сетях весьма ограничены.

Допустимая потеря напряжения ∆U_доп – это такая потери напряжения, при которой отклонения напряжения на зажимах электроприемников не выходят за пределы предусмотренных ГОСТ технически допустимых значений. Формула для определения потери напряжения в распределительных сетях:

.

(6.31)

	Рис. 6.4. Зависимость удельных сопротивлений линии от сечения

Из рис.6.4 видно, что удельное реактивное сопротивление линии х_о мало зависит от сечения. В распределительных сетях его значение для воздушных линий х_о≈0,4 Ом/км, для КЛ 6-10 кВ х_о≈0,09 Ом/км, для КЛU_ном1кВ х_о≈0,06Ом/км.

Порядок выбора сечения по допустимой потере напряжения следующий.

1. Подставляя в формулу (6.31) значения нагрузок P, Q, длину линии L, ∆U_доп, среднее значение х_о, находят значение R.

2. Зная R, находят r_o = R/L.

3. По справочным данным находят стандартное сечение, соответствующее рассчитанному r_o.

4. Далее выполняют проверки по нагреву в нормальном и послеаварийном режимах и по механической прочности.

25 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ

Важнейший технико-экономический показатель – это

капитальные вложения К, т. е. расходы, необходимые для

сооружения сетей, станций, энергетических объектов. Для

электрической сети

(6.1)

где –капитальные вложения на сооружение линий,

руб.; –капитальные вложения на сооружение под-

станций, руб.

Капитальные вложения при сооружении линий со-

стоят из затрат на изыскательские работы и подготовку

трассы, затрат на приобретение опор, проводов, изоляторов

и прочего оборудования, на их транспортировку, монтаж-

ные и другие работы. Капитальные затраты при сооруже-

нии подстанций состоят из затрат на подготовку террито-

рии, приобретение трансформаторов, выключателей и про-

чего оборудования, затрат на монтажные работы и т.д.

Капитальные вложения определяются по укрупненным по-

казателям стоимости отдельных элементов сети или по спе-

циально составленным сметам.

Вторым важным технико-экономическим показателем

являются эксплуатационные расходы (издержки), необхо-

димые для эксплуатации энергетического оборудования

и сетей в течение одного года:

(6.2)

где, – эксплуатационные расходы для линий и под-

станций, руб/год; –стоимость потерь электроэнер-

гии, руб/год; – ежегодные отчисления на

амортизацию, текущий ремонт и обслуживание ЛЭП в от-

носительныхединицах, 1/год; – то же

применительно к подстанциям.

Значения коэффициентов и приводятся

в табл. 6.1.

Если объединить эксплуатационные расходы на амор-

тизацию, текущий ремонт и обслуживание для линий и подстанций, то выражение эксплуатационных расходов для се-ти в целом можно записать в следующем виде:

(6.3)

где – отчисления на амортизацию; – эксплуатаци-

онные расходы на текущий ремонт сети; – отчисления

на обслуживание, т. е. на заработную плату персонала;

–стоимость потерь электроэнергии.

Отчисления на амортизацию включают издержки на

капитальный ремонт и на накопление средств, необходи-

мых для замены (реновации) изношенного и морально ус-

таревшего оборудования. Отчисления на амортизацию тем

выше, чем меньше срок службы оборудования. Отчисления

на текущий ремонт предназначены для поддержания обо-

рудования в рабочем состоянии. Во время текущегоремон-

та меняют изоляторы, окрашивают опоры и кожухи обору-

дования подстанций, исправляют небольшие повреждения.

Для предотвращения повреждений все элементы сети под-

вергаются периодическим осмотрам и профилактическим

испытаниям. Эти мероприятия финансируются из отчисле-

ний на текущий ремонт. Отчисления на обслуживание рас-

ходуют непосредственно на зарплату эксплуатационного

персонала, а также на транспортные средства, жилые дома

для персонала и т. д.

Амортизационные издержки определяются так:

(6.4)

где – амортизационные отчисления в относительных единицах, 1/год.

Расходы на текущий ремонт, включая профилактические осмотры и испытания, находят аналогично:

(6.5)

Амортизационные издержки и издержки на текущий ре-

монт могут объединяться:

(6.6)

где – ежегодные отчисления на амортизацию и текущий

ремонт в относительных единицах, 1/год.

Стоимость потерь электроэнергии определяется по сле-

дующей формуле:

(6.7)

где –потери электроэнергии, кВтч; –стоимость по-

терь 1 кВтч электроэнергии. В европейской части СССР

коп/(кВтч),

для энергосистем Сибири

с мощными гидроэлек-

тростанциями – 0,6 коп/

/(кВтч).

К технико-экономиче-

ским показателям отно-

сится также себестои-

мость передачи электро-

энергии

(6.8)

где И - эксплуатацион-

ные издержки в сети,

руб/год; W - электро-

энергия, полученная по-

требителем за год, кВтч.

26 Потери энергии в линиях и трансформаторах

Определение потерь энергии методом графического интегрирования в линии может быть произведено путем суммирования значений потерь мощности за бесконечно малые промежутки времени (3.38):

.

(3.41)

Аналогично находятся потери в трансформаторах:

.

(3.42)

При использовании метода среднеквадратичного тока потери в линиях и трансформаторах находятся по следующим формулам:

	,	(3.43)
	.	(3.44)

здесь

Т – время работы линии или трансформатора.

При использовании метода времени наибольших потерь:

,

(3.45)

.

(3.46)

27Баланс активной мощности

Особенности электроэнергетических систем состоит в практически мгновенной передачи энергии от источников к потребителям и невозможности накапливания выработанной электроэнергии в заметных количествах. Эти свойства определяют одновременность процесса выработки и потребления энергии. В каждый момент времени в установившемся режиме системы ее электрические станции должны вырабатывать мощность, равную мощности потребителей, и покрывать потери в сети – должен соблюдаться баланс вырабатываемой и потребляемой мощности: ΣРГ=ΣРП=ΣРН+ΣΔР, где ΣРГ – генерируемая активная мощность станции (за вычетом мощности, расходуемой на собственные нужды); ΣRП – суммарное потребление активной мощности; ΣRН – суммарная активная мощность нагрузки потребителей; ΣΔR - суммарные потери активной мощности. При неизменном составе нагрузок системы потребляемая или мощность связана с частотой переменного тока. При нарушении исходного баланса частота принимает новое значение. Снижение генерируемой активной мощности приводит к уменьшению частоты, ее возрастание обусловливает рост частоты. Иными словами, при ΣRГ<ΣRП частота понижается, при ΣRГ>ΣRП частота растет. Это станет понятным, если представить систему, состоящую из одного генератора и двигателя, вращающихся с одинаковой частотой. Как только мощность генератора начнет убывать, частота понизиться. Справедливо и обратное, аналогично и в электрической системе, например при ΣRГ>ΣRП турбины начинают разгоняться и вращаться быстрее, f растет. Причинами нарушения баланса мощности могут быть: а) аварийное отключение генератора; б) неожиданный (неплановый, не предусмотренный расчетами) рост потребления мощности, например увеличение потребления мощности электронагревателями в результате сильного снижения температуры; в) аварийное отключение линий лил трансформаторов связи. Для пояснения последней причины рассмотрим систему из двух частей, соединенных линией связи. При связанной работе обеих частей соблюдается баланс мощности: ΣRГ1+ΣRГ2=ΣRП1+ΣRП2. Однако в первой части системы генерация больше потребления: ΣRГ1>ΣRП1, а во второй, наоборот, ΣRГ2<ΣRП2. Если линия связи аварийно выйдет из строя, обе части системы будут работать изолированно и баланс Р в каждой из них нарушится. В первой частота возрастет, во второй понизиться. Частота в системе оценивается по показателю отклонения частоты (ГОСТ 13109 – 99). Отклонение частоты Δf – это отличие ее фактического значения f от номинального fном в данный момент времени, выраженное в герцах или процентах: Δf=f-fном; Δf%=(f-fном)/fном∙100 %. Отклонение частоты допускается: номинальное – в пределах ±0,2Гц и предельное – в пределах ±0,4Гц. Приведенные нормы отклонений частоты относятся к номинальному режиму работы энергосистемы и не распространяется на послеаварийный режимы. В послеаварийных режимах работы электрической сети допускается отклонение частоты отплюс 0,5 Гц до минус 1 Гц общей продолжительностью за год не более 90 ч. К поддержанию частоты в электрических системах предъявляются повышенные требования, т.к. следствием больших отклонений могут является выход из строя оборудования станций, понижение производительности двигателей, нарушение технологического процесса и брак продукции. Превышение ΣRГ над ΣRП, приводящее к росту частоты, можно ликвидировать, уменьшая мощность генераторов или отключая часть из них, тем самым обеспечивая регулирование частоты в энергетической системе. Понижение частоты из-за превышения ΣRП над ΣRГ требует мобилизации резерва мощности или автоматической частотной разгрузки (АЧР).в противном случае понижение частоты может привести не только к браку продукции у потребителей, но и к повреждению оборудования станций и развалу системы. Во всех режимах должен быть определенный резерв мощности, реализуемый при соответствующем росте нагрузок. Резерв может быть горячим (генераторы загружаются до мощности меньше номинальной и очень быстро набирают нагрузку при внезапном нарушении баланса Р) и холодным, для ввода которого нужен длительный промежуток времени. Суммарный необходимый резерв мощности энергосистемы складывается из следующих видов резерва: нагрузочного, ремонтного, аварийного и народнохозяйственного. Нагрузочный резерв служит для покрытия случайных колебаний и непредвиденного увеличения нагрузки сверх учтенной в балансе регулярного максимума нагрузки. Ремонтный резерв должен обеспечивать возможность проведения необходимого планово – предупредительного (текущего и капитального) ремонта оборудования эл.станции. Аварийный резерв предназначен для замены агрегатов, выбывших из работы в результате аварии. Народнохозяйственный резерв служит для покрытия возможного превышения электропотребления против планируемого уровня. Кроме резерва мощности на электрических станциях системы необходимо резерв по энергии. На ТЭС должен быть обеспечен соответствующий запас топлива, а на ГЭС – запас воды. Если резерв станций исчерпан, а частота в системе не достигла номинального значения, то в действие вступают устройства АЧР, которые предназначены для быстрого восстановления баланса мощности при ее дефиците путем отключения части менее ответственных потребителей. Все потребители электрической энергии по надежности их электроснабжения делятся на три основные категории. В первую очередь АЧР отключает перерывы электроснабжения на время., необходимое для ремонта или замены поврежденного элемента сети, но не более одних суток. В последнюю очередь отключаются наиболее ответственные потребители.

28Баланс реактивной мощности

При выработке и потреблении энергии на переменном токе равенству вырабатываемой и потребляемой электрической энергии в каждый момент времени отвечает равенство вырабатываемой и потребляемой не только активной, но и реактивной мощности. Эти условия можно записать так: ΣRГ=ΣRП=ΣRН+ΣΔR, ΣQГ=ΣQП=ΣQН+ΣΔQ, где ΣRГ и ΣQГ – генерируемые активные и реактивные мощности станций за вычетом собственных нужд; ΣRН, ΣQН – активная и реактивная мощности потребителей; ΣΔR, ΣΔQ – суммарные потери активной и реактивной мощностей в сетях; ΣRП, ΣQП – суммарное потребление активной и реактивной мощностей. Эти уравнения являются уравнениями баланса активной и реактивной мощностей. Баланс реактивной мощности по всей системе в целом определяет некоторые уровень напряжения. Напряжения в узловых точках сети электроэнергетической системы в той или в иной степени отличаются от среднего уровня, причем это отличие определяется конфигурацией сети, нагрузкой и другими факторами, от которых зависит падение напряжения. Баланс реактивной мощности для всей системы в целом не может исчерпывающе определить требования, предъявляемые к мощности источников реактивной мощности. Надо оценивать возможность получения необходимой реактивной мощности как по системе, так и по отдельным ее районам. Необходимость в оценке баланса реактивной мощности возникает прежде всего при проектировании подсистемы регулирования напряжения – реактивной мощности АСДУ. В ряде случаев оценка изменений условий баланса производится и в практике эксплуатации, например при вводе новых регулирующих устройств, установленных мощностей электрических станций, изменениях схемы сети. Нарушение баланса реактивной мощности приводит к изменению уровня напряжения в сети. Если генерируемая реактивная мощность становится больше потребляемой (ΣQГ>ΣQП), то напряжение в сети повышается. При дефиците реактивной мощности (ΣQГ<ΣQП) напряжение в сети понижается. Для пояснения указанной связи напомним, что например, емкостный ток линии на х.х. повышает напряжение на ее конце. Соответственно реактивной мощности приводит к повышению, а ее недостаток – к понижению напряжения. Вдефицитных по активной мощности энергетических систем уровень напряжения, как правило, ниже номинального. Недостающая для выполнения баланса активной мощности передается в такие системы из соседних энергетических систем, в которых имеется избыток генерируемой мощности. Обычно энергетические системы дефицитные по активной мощности и по реактивной мощности. Однако недостающую реактивную мощность эффективнее не передавать, а генерировать в компенсирующих устройствах в данной энергетической системе.

29 Источник реактивной мощности

К источникам реактивной мощности относятся генера­торы, компенсаторы, синхронные двигатели, конденсаторы и другие статические регулируемые источники. Реактивную мощность вырабатывают также линии передач (см. гл. 5). Эта мощность влияет на расчеты только при напряжениях 110 кВ и выше.

Генератор с номинальной мощностью

S„0M=)/> + <? (6.2.2)

может вырабатывать как активную Р — ]/~3 UI cosq>, так и реактивную Q = ^3 UI sin ф мощности. Эти мощности связаны между собой и определяются равенством (6.2.2). Увеличение активной мощности приводит к уменьшению ре­активной и наоборот. Однако значительно загружать гене­раторы реактивной мощностью за счет активной неэконо­мично. Между тем бывают случаи, когда при избыткереактивной мощности в системе целесообразно переводить малоэкономичные генераторы в режим синхронных компен­саторов, т. е. в режим, когда они будут только потреб­лять реактивную мощность.

Принципиально реактивная мощность, отдаваемая или потребляемая генератором, ограничивается тремя условия­ми: 1) ток статора не должен превышать допустимого зна­чения; 2) ток возбуждения (ротора) не должен превышать допустимого значения; 3) должна быть обеспечена устойчи­вая работа генератора. Для выполнения третьего условия потребление генератором реактивной мощности должно быть ограничено.

Обычно генератор отдает реактивную мощность, и опре­деляющим является второе условие, т. е. ограничение тока возбуждения.

Синхронный двигатель (СД) устанавли­вается у потребителя. Он не только вырабатывает реактив­ную мощность, но и использует потребляемую активную. В последнее время СД начали получать большее распростра­нение. Хотя СД дороги, они все же дешевле асинхронных двигателей, применяемых совместно с компенсирующими устройствами.

Синхронный компенсатор (СК) устанав­ливается специально для выработки только реак­тивной мощности, требуемой потребителем. Для своего вращения он потребляет небольшую активную мощность, получаемую непосредственно из сети.

Реактивную мощность в зависимости от необходимости СК может как выдавать (в режиме перевозбуждения),

так и забирать из сети (в 11 режиме недовозбуждения).

Конденсаторная ба­тарея (Б К) — это группа па­раллельно и последовательно включенных конденсаторов (рис. 6.2.2), служащих для покрытия недостающей реактивной мощ­ности.

С увеличением числа после­довательно соединенных конденсаторов возрастает допу­стимое напряжение на батарею С увеличением числа пар аллельно включен- возрастает допустимый ток I батареи. Для

1
Vo		V'

Рис. 6.2.2. Схема группы па­раллельно и последователь­но включенных конденсаторов

и_с.

ных цепочек трехфазной сети устанавливают три батареи,

включен­ные на фазные (в звезду) или линейные напряжения (в тре­угольник).

Конденсаторные батареи могут включаться парал­лельно потребителям (поперечная компенсация) (рис. 6.2.3, а) или последовательно в линию (продольная компенсация) (рис. 6.2.3, б). Включение БК последовательно с СК показано на рис. 6.2.3, в.

а) П 5) В)

Рис. 6.2.3. Схемы включения конденсаторных батарей БК

При параллельном вклю ч е н и и батареи в нормальном режиме напряжение на батарее остается при­мерно постоянным. При этом реактивную мощность, гене­рируемую батареей, удобно выразить через напряжение

Q_K,_y=Uba>C. (6.2.3)

Как видно из (6.2.3), мощность пропорциональна емко­сти.

При последовательном включении ре­активную мощность, генерируемую батареей, удобно выра­зить через ток

Q_K._y = /V(©C). (6.2.4)

Как видно из (6.2.4), в этом случае мощность обратно пропорциональна емкости.

В отличие от напряжения, которое обычно не может резко повышаться, ток I резко возрастает при коротких замыканиях. При этом увеличивается напряжение U_e на каждом конденсаторе, которое во избежание пробоя не должно быть выше допустимого. Поэтому при последователь­ном включении конденсатора обычно параллельно конденса­торным батареям трех фаз включаются разрядники, кото­рые пробиваются при повышении напряжения и шунтиру­ют батареи. При этом устройство и его эксплуатация значи­тельно усложняются.

Эффективность конденсаторных батарей в значительной степени зависит от загрузки сети, в которую они включают­ся. В основном это определяется экономически эквивален­том реактивной мощности k_b (см. §6.1).

Существуют конденсаторные батареи регулируе­мые (РБК) и нерегулируемые (НБК).

Линия передачи-— это элемент системы, гене­рирующей реактивную (зарядную) мощность Q_c=UⁱbJ (см. гл. 5).

Генераторы, линии и двигатели являются необходимыми элементами системы, компенсаторы и конденсаторы — до­полнительными источниками, устанавливаемыми в основном для выработки реактивной мощности. Поэтому необходимо оценить взаимные преимущества и недостатки компенсато­ров и конденсаторов:

1) конденсаторы дешевле компенсаторов;

2) потери активной мощности у конденсаторов во много раз меньше, чем у компенсаторов;

3) конденсаторы можно применять как для больших, так и для малых мощностей. Компенсаторы же в большинстве случаев экономически целесообразны только при больших мощностях;

4) так как в конденсаторах нет движущихся частей, то они надежнее и проще при обслуживании;

5) конденсаторы улучшают форму кривой напряжения, так как для токов высших гармоник имеют меньшее сопро­тивление [Х_с=1/(юС)]. Поэтому токи высших гармоник замыкаются в основном через конденсатор, а не через сеть;

6) в большинстве случаев конденсаторы не требуют дли­тельного отключения для ревизии и ремонтов.

Между тем: 1) компенсаторы могут плавно регулировать реактивную мощность, конденсаторы же только скачками, включением или отключением отдельных групп батарей; 2) компенсаторы могут как выдавать (генерировать), так и брать (потреблять) из сети реактивную мощность; конден­саторы могут только выдавать. Это качество компенсаторов может способствовать регулированию напряжения. В часы малых нагрузок (например, ночью) напряжение может рез­ко возрасти, что становится опасным для изоляции. Чтобы снизить напряжение, необходимо повысить потерю напря­жения от значения

AU=^PR + ^QX до = (6.2.5)

Для этого компенсатор должен потреблять реактивную мощность из сети, т. е. работать в режиме н е д о в о з- буждения (рис. 6.2.4). Конденсаторы же для снижениянапряжения приходится отключать группами или полностью. Увеличение реактивной мощности в линии со­гласно (6. 2. 5) с целью снижения напряжения может вы­зывать возрастание потерь мощности согласно (4.1.3). Однако этот процесс не длителен и для сохранения изоляции считают иногда допустимым такое уве­личение.

мощности компен­сатора от тока воз­буждения /_воз6:, а в — недовозбужде-ние (компенсатор за­бирает реактивную мощность из сети); вс — перевозбужде­ние (компенсатор от­дает реактивную мощ­ность в сеть)

Для возможности плавного регули­рования реактивной мощности конден­саторов разработаны специальные уст­ройства с включением тиристоров по­следовательно с емкостью или индуктив­ностью[1]. Ранее предлагались также дру­гие методы плавного регулирования[2]. Хотя эти дополнительные устройства удорожают компенсирующее устройство в целом, они устраняют недостатки кон­денсаторов, сохраняя их преимущества.

1.?

Распределение нагрузки между станциями отдельных энергосистем, входящих в объединенные системы, должно происходить так, чтобы избегать перегрузки линий связи. Если мощность, передаваемая по линии связи, превосходит допустимую по условию устойчивости и произойдет отклю­чение этой линии, то нарушается связь между отдельными энергосистемами, что может вызвать аварию системы, в ко­торой нет достаточного резерва мощности.