Энергетические системы

Нагрузочные потери электроэнергии по методу времени наибольших потерь:

(3.40)

Для определения времени наибольших потерь можно воспользоваться кривыми Глазунова:

Рис. 22. К определению времени наибольших потерь

20. Линии постоянного тока

Преимущества линий постоянного тока состоят в следующем. Предел передаваемой мощности по линии постоянного тока не зависит от ее длины и значительно больше, чем у передачи переменного тока. Снимается понятие предела по статической устойчивости, характерное для ЛЭП переменного тока. Энергосистемы, связанные ЛЭП постоянного тока, могут работать несинхронно или с различными частотами. Для ВЛ постоянного тока требуется лишь два провода вместо трех или даже один, если использовать в качестве второго землю.

Основные элементы линии постоянного тока -- управляемые высоковольтные выпрямители, из которых собираются схемы преобразовательных подстанций. Схема инверторной подстанции принципиально не отличается от схемы выпрямительной подстанции, так как выпрямители обратимы. Единственное отличие состоит п том, что на инверторной подстанции приходится устанавливать компенсирующие устройства, конденсаторы либо синхронные компенсаторы для выдачи инверторам реактивной мощности, которая составляет около 50--60 % передаваемой активной мощности.

Основная область применения передач постоянного тока -- передача больших мощностей на дальние расстояния.

Однако особые свойства этих передач позволяют с успехом использовать их и в других случаях. Например, передачи постоянного тока оказываются эффективными при необходимости пересечения морских проливов, а также при связи несинхронных систем или систем, работающих с разной частотой (так называемые вставки постоянного тока) [17].

21. Выбор числа и мощности трансформаторов на подстанциях

На подстанциях, где подключены потребители первой и второй категории, должно быть установлено не менее двух трансформаторов (рис. 23, а). Исходя из этого, номинальные мощности трансформаторов выбираются следующим образом:

. (6.37)

Коэффициент 0,7 вводится в связи с тем, что при отключении одного из трансформаторов второй трансформатор допускается перегружать на 40% по 6 часов в течение пяти суток, при этом его нагрузка составит 1,4S_ном.

Потребители третьей категории питаются через один трансформатор (рис. 23, б), мощность которого выбирается по выражению:

. (6.38)

Рис. 23. Схемы трансформаторных подстанций:

а - подстанция, питающая потребителей I-II категорий;

б - подстанция, питающая потребителей III категории

22. Выбор варианта сети с учетом надежности

надежность, под которой понимается способность выполнять заданные функции, сохраняя эксплуатационные показатели в условиях, оговоренных в нормативных документах. Требования к надежности электроснабжения определяются «Правилами устройств электроустановок» (ПУЭ) в зависимости от категорий электроприемников. И соответствии с ПУЭ все электроприемники по требуемой степени надежности разделены на три категории.

К I категории относятся электроприемники, нарушение электророснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству, повреждение дорогостоящего основного оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства.

Электроприемники II категории -- электроприемники перерыв электроснабжения которых связан с массовым недоотпуском продукции, простоем рабочих, механизмови промышленного транспорта, нарушением нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей.

Электроприемники III категории -- все остальные электроприемники. Электроснабжение этих электроприемников может выполняться от одного источника питания при усилении, что перерыв электроснабжения, необходимый для ремонта или замены поврежденного элемента сети, не превышает суток.

Для учета надежности при проектировании электрических сетей необходимо учитывать не только аварийные (вынужденные), но и плановые отключения элементов сети, которые имеют место, например, при плановых ремонтах.

При этом в расчетные затраты (6.14) включается сумма математических ожиданий ущербов от перерывов в электроснабжении из-за вынужденных и плановых простоев. Математическое ожидание ущерба от перерыва электроснабжения из-за плановых простоев для ветви структурной схемы сети, состоящей из последовательно соединенных элементов, определяется по выражению, аналогичному (6.22), в котором вместо Кв и У0в используются коэффициент плановых простоев Кп и удельный показатель ущерба из-за плановых перерывов электроснабжения У0„.

23. 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)

24. Метод экономических интервалов

Применяется для выбора сечений сетей 35-750 кВ. Для принятых на данном номинальном напряжении стандартных сечений проводов рассчитывают приведенные затраты З_1км в зависимости от наибольшего тока линии (рис. 24).

. (6.29)

где - коэффициент учитывающий потери на корону.

Из рис. 24. видно, что в интервале I наиболее экономично сечение F₁ (т.е. З_1км для этого сечения меньше, чем для других сечений), в интервале II - сечение F₂, а интервале III - сечение F₃.

Рис. 24. Зависимости затрат на 1 км линии от тока при рассматриваемых сечениях

При использовании экономических интервалов тока необходимо уточнение понятия наибольшего тока линии. Сечения проводов надо выбирать по расчетной токовой нагрузке линии I_р, которая определяется по выражению:

, (6.30)

где I_нб - ток в линии на пятый год ее эксплуатации в нормальном режиме, определяемый для линий питающей и распределительной сетей из расчета режима, соответствующего максимуму нагрузки энергосистемы;

_i - коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии;

_т - коэффициент, учитывающий число часов использования наибольшей нагрузки линии Т_нб и коэффициент ее попадания в максимум энергосистемы к_м.

Экономические интервалы токов находятся для сечений, которые равны минимально допустимым по условиям короны или больше них. Поэтому проверять по условиям короны надо только воздушные линии 110 кВ и выше, прокладываемые по трассам с отметками выше 1500 м над уровнем моря.

Проверять по допустимым потерям и отклонениям напряжения сечения воздушных линий 35 кВ и выше не надо, так как повышение уровня напряжения путем увеличения сечения проводов таких линий экономически нецелесообразно.

Сечения проводов воздушных линий необходимо проверить по допустимому нагреву в послеаварийном режиме.

25. Выбор сечений проводов и жил кабелей по условиям нагревания

Этот метод применяется в сетях, где главным критерием является пожарная безопасность: для внутренней электропроводки, во внутризаводских сетях напряжением до 1000В. В соответствие с ПУЭ по допустимому току можно выбирать сборные шины подстанций, кабели напряжением 0,4 кВ и кабели 6-10 кВ.

При выборе сечений по нагреву определяют наибольший ток I_нб, исходя из нормального или послеаварийного режимов. Затем находят допустимый расчетный ток для тех условий охлаждения и режимов, в которых будут работать выбираемые провода или кабели:

, (6.32)

где - коэффициент, учитывающий отличие температуры окружающей среды от стандартной;

_n - коэффициент, учитывающий количество параллельно проложенных кабелей.

Далее в справочных таблицах выбирают такое сечение с допустимым током I_доп, при котором выполнялось бы условие:

. (6.33)

Часто в распределительных сетях работают аппараты с повторно-кратковременными нагрузками (сварочные аппараты, подъемники), графики нагрузки которых соответствуют изображенным на рис. 25.

Рис. 25. График работы повторно-кратковременной нагрузки

При выборе сечений для питания такой нагрузки в формулу (6.32) вводится поправочный коэффициент:

, (6.34)

где К_пв - коэффициент учета повторно-кратковременной нагрузки.

, (6.35)

здесь ПВ - продолжительность включения; определяется как отношение времени включения t_вкл к времени цикла t_ц (см. рис. 24):

. (6.36)

26. Задачи и методы проектирования электрических систем и сетей

Задача проектирования электрических систем и сетей состоит в разработке и технико-экономическом обосновании решений, определяющих их развитие, обеспечивающих при наименьших затратах снабжение потребителей электрической энергией при выполнении технических ограничений по надежности электроснабжения и качеству электроэнергии.

Проектирование электрических систем и сетей начинается с разработки обосновывающих материалов для определения экономической эффективности и целесообразности проектирования, строительства или реконструкции и расширения электросетевых объектов. Этот комплекс проектных работ включает схемы развития электрических систем и сетей, в него включаются разработки энергетических и электросетевых разделов в составе проектов электростанций, а так же схемы внешнего электроснабжения крупных промышленных предприятий. После утверждения обосновывающих материалов начинается проектирование электросетевых объектов.

Проект развития электрической сети может выполняться в качестве самостоятельной работы или как составная часть схемы развития энергосистемы. При проектировании электрических сетей увязываются решения по развитию сетей различных назначений и напряжений. На различных этапах проектирования электрических сетей решаются разные по составу и объему задачи, которые имеют следующее примерное содержание:

? анализ существующей сети рассматриваемой энергосистемы (района, города, объекта), включающий ее рассмотрение с точки зрения загрузки, условий регулирования напряжения, выявления «узких мест» в работе;

? определение электрических нагрузок потребителей и составление балансов активной мощности по отдельным подстанциям и энергоузлам, обоснование сооружения новых понижающих подстанций;

? выбор расчетных режимов работы электростанций (если к рассматриваемой сети присоединены электростанции) и определение загрузки проектируемой электрической сети;

? электрические расчеты различных режимов работы сети и обоснование схемы построения сети на рассматриваемые расчетные уровни;

? проверочные расчеты статической и динамической устойчивости параллельной работы электростанций, выявление основных требований к системе противоаварийной автоматики;

? составление баланса реактивной мощности и выявление условий регулирования напряжения в сети, обоснование пунктов размещения компенсирующих устройств, их типа и мощности;

? расчеты токов КЗ проектируемой сети и установление требований к отключающей способности коммутационной аппаратуры, разработка предложений по ограничению мощности КЗ;

? выбор и обоснование количества, мощности и мест установки дугогасящих реакторов для компенсации емкостных токов;

? сводные данные по намеченному объему развития электрической сети, натуральные и денежные показатели, очередность развития.

Содержание проектов развития электрических сетей показывает, что в них входит очень широкий круг вопросов, которые решаются системным подходом. При этом необходимо рассматривать схемы электростанций и подстанций, решать вопросы защиты от перенапряжений, выбирать устройства защиты и автоматики для автоматического управления и регулирования режима работы электрической системы, включая сети всех напряжений. Такая задача чрезмерно громоздка, практически ее можно решать только по частям: проектировать отдельно сети различных назначений, релейную защиту, устройства автоматики и т.д. При проектировании каждой из этих частей отдельные части представляются приближенно, в них учитываются лишь влияющие на данную часть элементы, для которых предполагаются типовые решения. В дальнейшем эти полученные при проектировании решения уточняются и согласовываются.

Размещено на Allbest.ru