Электропитающие системы и сети

ВВЕДЕНИЕ

 

Производство (генерация), распределение  и потребление электрической и тепловой энергии схематически показаны на рис. .1,а. Электростанция производит (или генерирует) электрическую энергию, а теплофикационная электростанция – электрическую и тепловую энергию. По виду первичного источника энергии, преобразуемого в электрическую или тепловую энергию, электростанции делятся на тепловые (ТЭС), атомные (АЭС) и гидравлические (ГЭС). На ТЭС первичный источник энергии – органическое топливо (уголь, газ, нефть), на АЭС–урановый концентрат, на ГЭС–вода (гидроресурсы). ТЭС делятся на конденсационные тепловые станции (конденсационные электростанции

Рис. .1. Схемы  производства, распределения и потребления  электрической и тепловой энергии

 

  – КЭС или государственные районные электростанции–ГРЭС), вырабатывающие только электроэнергию, и теплофикационные (ТЭЦ), вырабатывающие и электроэнергию, и тепло.

Кроме ТЭС, АЭС и ГЭС существуют и другие виды электростанций (гидроаккумулирующие, дизельные, солнечные, геотермальные, приливные и ветроэлектростанции). Однако мощность их невелика.

Электрическая часть электростанции включает в себя разнообразное основное и вспомогательное оборудование. К основному оборудованию, предназначенному для производства и распределения электроэнергии, относятся: синхронные генераторы, вырабатывающие электроэнергию (на ТЭС–турбогенераторы); сборные шины, предназначенные для приема электроэнергии от генераторов и распределения ее к потребителям; коммутационные аппараты – выключатели, предназначенные для включения и отключения цепей в нормальных и аварийных условиях, и разъединители, предназначенные для снятия напряжения с обесточенных частей электроустановок и для создания  видимого разрыва цепи (разъединители, как правило, не предназначены для разрыва рабочего тока установки); электроприемники собственных нужд (насосы, вентиляторы, аварийное электрическое освещение и т. д.). Вспомогательное оборудование предназначено для выполнения функций измерения, сигнализации, защиты и автоматики и т. д.

Энергетическая  система (энергосистема) (рис. .1,а) состоит  из электрических станций, электрических  сетей   и потребителей электроэнергии, соединенных между собой и  связанных общностью режима в  непрерывном процессе производства, распределения и потребления  электрической и тепловой энергии, при общем управлении этим режимом.

Электроэнергетическая (электрическая) система (рис. .1,б)–это совокупность электрических частей электростанций, электрических сетей и потребителей электроэнергии, связанных общностью режима и непрерывностью процесса производства, распределения и потребления электроэнергии. Электрическая система–это часть энергосистемы, за исключением тепловых сетей и тепловых потребителей. Электрическая сеть – это совокупность электроустановок для распределения электрической энергии, состоящая из подстанций, распределительных устройств, воздушных и кабельных линий электропередачи. По электрической сети осуществляется распределение электроэнергии от электростанций к потребителям. Линия электропередачи (воздушная или кабельная)–электроустановка, предназначенная для передачи электроэнергии.

У нас  в стране применяются стандартные  номинальные (междуфазные) напряжения трехфазного тока частотой  50 Гц в диапазоне 6–1150 кВ, а также напряжения 0,66; 0,38 (0,22) кВ.

Напряжение 0,22 кВ не рекомендуется для вновь  проектируемых сетей. Для генераторов применяют номинальные напряжения 3–21 кВ.

Передача  электроэнергии от электростанций по линиям электропередачи осуществляется при напряжениях    110–1150 кВ, т. е. значительно превышающих напряжения генераторов. Электрические подстанции применяются для преобразования электроэнергии одного напряжения в электроэнергию другого напряжения. Электрическая подстанция–это электроустановка, предназначенная для преобразования и распределения электрической энергии. Подстанции состоят из трансформаторов, сборных шин и коммутационных аппаратов, а также вспомогательного оборудования: устройств релейной защиты и автоматики, измерительных приборов. Подстанции предназначены для связи генераторов и потребителей с линиями электропередачи (повышающая и понижающая подстанции П1 и П2 на рис. 1,б), а также для связи отдельных частей электрической системы.

Классификация электрических сетей может осуществляться по роду тока, номинальному напряжению, выполняемым функциям, характеру потребителя, конфигурации схемы сети и т. д. По роду тока различаются сети переменного и постоянного тока; по напряжению: сверхвысокого напряжения – U _ном 330 кВ,  высокого напряжения – U _ном = 3 220 кВ, низкого напряжения– U _ном <1 кВ. По конфигурации схемы сети делятся на замкнутые и разомкнутые.

По выполняемым  функциям будем различать системообразующие, питающие и распределительные сети. Системообразующие сети напряжением 330–1150 кВ осуществляют функции формирования объединенных энергосистем, объединяя мощные электростанции и обеспечивая их функционирование как единого объекта управления, и одновременно обеспечивают передачу электроэнергии от мощных электростанций. Системообразующие сети осуществляют системные связи, т. е. связи очень большой длины между энергосистемами. Режимом системообразующих сетей управляет диспетчер объединенного диспетчерского управления (ОДУ). В ОДУ входит несколько районных энергосистем–районных энергетических управлений (РЭУ).

Питающие  сети предназначены для передачи электроэнергии от подстанций системообразующей сети и частично от шин 110–220 кВ электростанций к центрам питания (ЦП) распределительных сетей – районным подстанциям. Питающие сети обычно замкнутые. Как правило, напряжение этих сетей ранее было 110–220 кВ. По мере роста плотности нагрузок, мощности электростанций и протяженности электрических сетей увеличивается напряжение распределительных сетей. Так, в последнее  время напряжение питающих сетей иногда бывает 330–500 кВ.

Районная  подстанция имеет обычно высшее напряжение 110–220 кВ и низшее напряжение 6–35 кВ. На этой подстанции устанавливают трансформаторы, позволяющие регулировать под нагрузкой  напряжение на шинах низшего напряжения. Эти шины – ЦП распределительной сети, которая присоединена к ним.

Сети 110–220 кВ обычно административно подчиняются РЭУ. Их режимом управляет диспетчер РЭУ.

Распределительная сеть предназначена для передачи электроэнергии на небольшие расстояния от шин низшего  напряжения районных подстанций к промышленным, городским, сельским потребителям. Такие распределительные  сети обычно разомкнутые или работают в разомкнутом режиме. Различают  распределительные сети высокого  (U _ном>1 кВ) и низкого (U _ном<1 кВ) напряжения. В свою очередь по характеру потребителя распределительные сети подразделяются на промышленные, городские и сельскохозяйственного назначения. Ранее такие распределительные сети выполнялись с напряжением 35 кВ и ниже, а в настоящее время–до 110 и даже 220 кВ. Преимущественное распространение в распределительных сетях имеет напряжение 10 кВ, сети 6 кВ применяются при наличии на предприятиях значительной нагрузки электродвигателей с номинальным напряжением 6 кВ. Электрические сети 20 кВ применяются только в Латвийской энергосистеме.     Напряжение 35 кВ широко используется для создания центров питания сетей 6 и 10 кВ в основном в сельской местности. Передача электроэнергии на напряжении 35 кВ непосредственно потребителям, т. е. трансформация 35/0,4 кВ, используется реже.

Для электроснабжения больших промышленных предприятий и крупных городов осуществляется глубокий ввод высокого напряжения, т. е. сооружение подстанций с первичным напряжением 110–500 кВ вблизи центров нагрузок. Сети внутреннего электроснабжения крупных городов – это сети 110 кВ, а в отдельных случаях к ним  
относятся глубокие вводы 220/10 кВ. Сети сельскохозяйственного назначения в настоящее время выполняют на напряжение 0,4–110 кВ, а также на 220 кВ при большой протяженности сельских линий в районах Сибири или Дальнего Востока.

 

 

 

 

 

 

МЕТОДИКА РАСЧЕТА СЕТИ С РАЗНЫМИ  НОМИНАЛЬНЫМИ НАПРЯЖЕНИЯМИ.

 

 

На рис. 3.6,а приведена схема сети с двумя номинальными напряжениями и . Трехобмоточный трансформатор в данном случае является трансформатором связи между сетями разного номинального напряжения. На рис. 3.6, б приведена схема замещения сети с двумя идеальными трансформаторами, а на рис. 3.6, в—упрощенная схема замещения, в которой используются расчетные нагрузки и . На рис. 3.6, в представлен один идеальный трансформатор, соответствующий преобразованию напряжения от высшего к среднему. Таким образом, на этих рисунках — сопротивление обмотки СН трансформатора, а штрихами изображен идеальный трансформатор, не имеющий сопротивления, но обладающий коэффициентом трансформации.

.                         (3.53)

Расчет сети с разными номинальными напряжениями можно проводить двумя способами. Первый способ состоит в приведении сети к одному базисному напряжению. При этом рассчитывается схема замещения, приведенная на рис. 3.7, где отсутствуют идеальные трансформаторы, но сопротивление линии 23 приведено к ВН, т. е. к напряжению . Приведенное к ВН сопротивление определяется по следующему выражению:

.          (3.54)

 

 

 

 

Рис. 3.6. Расчет режима сети с двумя номинальными напряжениями:

в—схема сети; б—схема замещения; в—упрощенная схема замещения с рас- 
четными нагрузками подстанций; г -схема сети из двух линий с трансформатором связи; д - схема замещения той же сети.

 

Приведение сети к одному напряжению часто используется при расчете токов короткого замыкания и редко применяется при расчете установившихся режимов электрических сетей и систем.

Для расчетов сетей часто применяется второй способ, который состоит в учете идеальных трансформаторов, т. е.

 

 

          коэффициентов трансформации при определении напряжений.

Например, если расчет ведется в два этапа, то на 1-м этапе потоки  мощности определяются так же, как в сети с одним номинальным напряжением. На 2-м этапе при определении напряжений от источника питания 1 к нагрузке 3 учитывается коэффициент трансформации

.                       (3.55)

При этом напряжение на стороне СН определяется  
следующим образом:

.                (3.56)

Дальше расчет проводится в сети среднего напряжения по обычным выражениям. Если в сети есть несколько различных трансформаторов связи, то коэффициенты трансформации учитываются при определении напряжений аналогичным образом.

При расчетах установившихся режимов сложных электрических сетей и систем на ЭВМ, для расчета сетей с разными номинальными напряжениями используются уравнения узловых напряжений, учитывающие наличие трансформаторов в сети.

Пример 3.6. Рассчитываем режим сети с двумя номинальными напряжениями (рис. 3.6, г), линии которой связаны между собой с помощью трансформатора связи типа ТДН-16000/110. Мощности, потребляемые нагрузками, равны:

11+j4,8 МВ×А; 0,7+j0,5 МВ×А.

Марки проводов, длины линий и  указаны на схеме сети на рис. 3.6, г. Напряжение в начале сети (в ЦП) поддерживается равным 117 кВ.

Составим  схему замещения сети (рис. 3.6, д) и определим параметры ее элементов, найдя по табл. П.4 удельные сопротивления проводов, а по табл. П.7—технические данные трансформатора:

 Ом;              Ом;

 См;          Ом;

 Ом;      Ом;      Ом;

 кВт;    кВт;    ;    квар;

 кВ;       кВ;       .

Расчет режима проведем в два этапа.

1-й этап. Поскольку в точках подключения  нагрузок напряжения неизвестны, потери мощности рассчитываем по номинальным напряжениям участков сети: первого—110 кВ и второго—10 кВ. Мощность в конце линии 34

0,7+j0,5 МВ×А.

Потери мощности в этой линии

 МВ×А.

Мощность  в начале линии 34

 МВ×А.

Мощность  на стороне НН трансформатора

=0,72+j0,51+11+j4,8=11,72+j5,31 МВ×А.

Модуль составит

 МВ×А.

Потери мощности в сопротивлениях трансформатора определим по выражениям, аналогичным (2.15), (2.16):

 МВт;

 Мвар.

Мощность на стороне ВН трансформатора

= МВ×А.

Мощность, генерируемая емкостной проводимостью в конце  линии 12,

 Мвар.

Мощность  в конце линии 12

 МВ×А.

Потери мощности в линии 12

 МВт.

Мощность  в начале-линии 12

 МВ×А.

Мощность, генерируемая в начале линии 12,

 Мвар.

Мощность, получаемая от ЦП,

 МВА.

2-й этап. Номинальное напряжение линии 12 равно 110 кВ, поэтому поперечной составляющей вектора падения напряжения пренебрегаем, учитывая только продольную составляющую:

 кВ.

Напряжение  в узле 2

 кВ.

Потеря напряжения в трансформаторе

 кВ.

Напряжение  в узле 3, приведенное к ВН,

 кВ.

Действительное напряжение в узле 3

 кВ.

Потеря напряжения в линии 34

 кВ.

Напряжение в узле 4