Компенсация емкостных токов в сетях с изолированной нейтралью

Сети 6-35 кВ работают, как правило, с изолированной нейтралью и относятся к сетям с малым током замыкания на землю, при полном (металлическом) замыкании на землю одной фазы такой сети напряжение поврежденной фазы относительно земли становится равным нулю, а значения напряжения неповрежденных фаз относительно земли увеличиваются до значений междуфазного напряжения, то есть в √3 раз:

 



 

Iса = Icb = √3 · Ic0 = √3 · U · ф · ω · С,

где Ic0 — емкостный ток фазы в нормальном режиме.

Поскольку векторы напряжений на неповрежденных фазах, а следовательно, и емкостных токов на землю этих фаз сдвинуты на 60⁰, ток в месте замыкания на землю поврежденной фазы равен:

Ic = √3 · Iса = 3 · Ic0 = 3 Uф · ω · С.

Соответственно емкостные токи в неповрежденных фазах также возрастают в √3 раз.

При проектировании сетей ток Iс может приближенно определяться следующим образом:

— для воздушных сетей: Iс = U · L / 350

— для кабельных сетей: Iс = U · L / 10,

где U — среднеэксплуатационное значение линейного напряжения, кВ; L — длина электрически связанной сети данного напряжения, км.

 

Ток Ic во много раз меньше тока междуфазных замыканий, однако при больших его значениях возникает угроза повреждения оборудования (в сетях 6-10 кВ), перехода однофазного замыкания на землю в междуфазное, а также возникновения перемежающейся дуги вызывающей опасные перенапряжения в сетях 20-35 кВ.

 

С незаземленными нейтралями могут работать сети 6 кВ при Ic ≤ 30 А, 10 кВ при Ic ≤ 20 А, 15-20 кВ при Ic ≤ 15 А. 35 кВ при Ic ≤ 10 А.

 

При больших емкостных токах для их компенсации устанавливаются дугогасящие заземляющие реакторы. При полном замыкании на землю одной фазы дугогасящий реактор оказывается под фазным напряжением и через место замыкания на землю проходят токи емкостный и индуктивный, отличающиеся по фазе на 180⁰ и взаимно компенсирующие друг друга. Мощность реактора выбирается по полному емкостному току замыкания на землю с учетом перспективы на 8-10 лет и округляется до ближайшего стандартного значения.

 

На подстанциях, трансформаторы которых работают раздельно, при емкостном токе каждой секции шин, превышающем допустимые значения, дугогасящие реакторы устанавливаются на обеих секциях. если емкостный ток секции меньше допустимого, а суммарный ток двух секций превышает допустимый, на подстанции устанавливается один дугогасящий реактор, который выбирается по суммарному емкостному току обеих секций и присоединяется к секции с большим током.


Нормальная и оперативная схемы

Нормальная и оперативная схемы

Нормальной схемой электрических соединений подстанции называется схема нормального режима работы подстанции на более или менее продолжительный срок.

Нормальный режим работы подстанции характеризуется состоянием схемы, отвечающем требованию надежности и экономичности работы электрических cетей, загрузкой отдельных ее элементов, не превышающей допустимых значений, уровнями напряжений на шинах в пределах заданных значений, максимальной работоспособностью силового оборудования, а также устройств релейной защиты и автоматики.



В отличие от нормальной оперативная схема отражает действительное состояние оборудования подстанции:
действительное положение коммутационных аппаратов, заземляющих устройств, устройств релейной защиты и автоматики на каждый текущий момент времени. В связи с чем изменения в оперативную схему должны вноситься непосредственно после проведения тех или иных операций.
Действительные положения коммутационных аппаратов и различных устройств на оперативной схеме отражаются нанесением условных знаков рядом с символами аппаратов или устройств.

После снятия с оборудования переносного заземления, включения в работу ранее отключенных устройств релейной защиты или автоматики соответствующие знаки на оперативной схеме перечеркивают карандашом (пастой) синего цвета.

Ошибочно нанесенный на оперативную схему условный знак не счищают, а обводят кружком синего цвета, а затем наносят правильный знак.

Срок действия оперативной схемы не ограничивается, новая схема составляется по мере необходимости.

Оперативные схемы должны иметь порядковые номера.

Вместо оперативных схем на ряде подстанций применяют мнемонические макеты схем подстанций, которые, как правило, располагают в местах, удобных для пользования макетом.

Изменения схемы на макете производят с помощью навесных символов. Система фиксации символов на макете должна исключать их падение или случайное перемещение. Для отображения отсутствующих на местах хранения переносных заземлений применяют сигнализацию в виде световых табло, лампы которых загораются при снятии реальных заземлений с крюков.
При пользовании мнемоническими макетами надобность в ведении оперативных схем отпадает.


Бланк переключений

Бланк переключений

Переключения на подстанциях, требующие соблюдения строгой последовательности оперативных действий, выполняются по бланкам переключений.

Бланк переключений является единственным оперативным документом, которым персонал может пользоваться непосредственно на местах выполнения операций, — в этом его целесообразность.



Наличие блокировочных устройств не может исключать применение бланков переключений, поскольку отсутствуют средства постоянного контроля исправности этих устройств.

В бланках переключений указываются операции с коммутационными аппаратами в главной схеме подстанции и цепями оперативного тока коммутационных аппаратов, операции по включению и отключению стационарных заземлителей, а также по наложению и снятию переносных заземлений, операции с отключающими устройствами, испытательными блоками, переключателями, рубильниками и т. д. в цепях релейной защиты и противоаварийной автоматики, операции по фазировке оборудования, операции с устройствами телемеханики и др.

Кроме того, в бланках переключений должны указываться и наиболее важные проверочные действия: проверки на месте положений выключателей, если за операциями с выключателями следуют операции с разъединителями; проверки положений выключателей КРУ перед каждым перемещением тележек в шкафах; проверки отсутствия напряжения на токопроводящих частях перед включением стационарных заземлителей или перед наложением переносных заземлений.

Операции и проверочные действия, вносимые в бланки переключений, должны следовать в порядке очередности их выполнения, иначе применение бланков переключений теряет смысл. Для удобства учета выполнения операций (проверочных действий) каждая из них должна иметь порядковый номер.

На проведение сравнительно простых переключений (четыре-пять операций с коммутационными аппаратами и устройствами релейной защиты и автоматики, проводимых на одном присоединении) бланки, как правило, составляются оперативным персоналом после получения распоряжения о переключении и записи его в оперативном журнале. Допускается также и заблаговременное составление бланков переключений в течение смены персоналом, который будет участвовать в переключении.

Составление бланков переключений обязывает персонал тщательно продумывать содержание оперативных распоряжений и намечать необходимую последовательность их выполнения.

Однако само по себе составление бланков переключений еще не гарантирует безошибочности проведения операций, необходимо правильное составление бланка и правильное пользование им в процессе выполнения операций. Имеющиеся сведения об авариях, происшедших по вине оперативного, персонала, говорят о том, что переключения хотя и выполнялись с выпиской бланков переключений, но либо эти бланки были неправильно составлены, либо операции производились не в той последовательности, которая указывалась в бланке, либо бланком вообще не пользовались.

В целях исключения ошибок персонала при составлении бланков переключений и экономии времени, затрачиваемого на их составление, в практике энергосистем нашли применение так называемые типовые бланки (или карты) переключений.

Эти бланки заранее разрабатываются персоналом предприятий электрических сетей, как правило, на сложные переключения в главных схемах и вторичных устройствах. Отнесение переключений к числу сложных устанавливается руководством ПЭС. В качестве примера сложных переключений можно назвать переключения, проводимые при выводе в ремонт (вводе в работу после ремонта) выключателей присоединений с заменой их обходным или шиносоединительным выключателем, вывод в ремонт (ввод в работу) выключателей в схемах с полутора и двумя выключателями на цепь, перевод присоединений с одной системы шин на другую, вывод в ремонт (ввод в работу) систем или секций сборных шин, вывод в ремонт автотрансформаторов, трехобмоточных трансформаторов и ряд других переключений с большим числом операций. Все переключения (независимо от их объема), содержащие операции с аппаратурой вторичных цепей в схемах противоаварийной системной автоматики, должны относиться к числу сложных.

Типовые бланки размножаются с помощью средств печати и выдаются оперативному персоналу в нескольких экземплярах для однократного использования каждого экземпляра бланка. По форме они могут выполняться в виде печатного текста или с помощью систем графических знаков (символов операций и действий), располагаемых в определенной последовательности.

В последнем случае их называют картами переключений.

При составлении каждого типового бланка переключений исходят из конкретной (обычно нормальной) схемы подстанции. В нем указывается, для каких присоединений, какого задания и при какой схеме подстанции он может быть применен. Поэтому перед началом переключений необходима прежде всего проверка пригодности типового бланка для ведения переключений в данных условиях. О проверке типового бланка переключений и правильности изложенных в нем операций и проверочных действий записывается в оперативном журнале после записи распоряжения диспетчера о переключении.

В случае несоответствия схемы подстанции той схеме, для которой был составлен типовой бланк, переключения с его использованием не должны проводиться. Не допускается также внесение оперативным персоналом подстанции и ОВБ изменений и дополнений в типовые бланки. При необходимости изменения в типовой бланк могут быть внесены заблаговременно уполномоченным на то лицом, санкционирующим выполнение операций по типовому бланку в измененном виде. Когда при пользовании типовым бланком переключений, где записаны все операции и действия персонала по заданию, на проведение очередной операции требуется получение распоряжения диспетчера (например, распоряжения на заземление отключаемой транзитной линии электропередачи) в типовом бланке перед записью этой очередной операции должна быть сделана отметка о ее выполнении по особому на то распоряжению диспетчера.

Если персонал приступил к выполнению оперативных действий по бланку переключений и у него возникли сомнения в правильности проводимых операций, переключения следует прекратить, вернуться на щит управления и проверить по оперативной схеме последовательность операций и в случае необходимости получить соответствующее разъяснение диспетчера, отдавшего распоряжение о переключении.

Для проведения сложных переключений во время ликвидации аварий или для их предотвращения оперативному персоналу подстанций должно быть дано право пользоваться типовыми бланками переключений согласно общему установленному порядку выполнения переключений в нормальных условиях.


Оперативный журнал

Оперативный журнал предназначен для записи в хронологическом порядке результатов деятельности оперативного персонала при обслуживании им подстанций.

 



 

В нем оформляется приемка и сдача смен, коротко записываются сведения об отклонениях от нормальной схемы подстанции и нормального режима работы оборудования, распоряжения и переговоры о переключениях, а также сообщения о выполнении переключений, замечания о техническом состоянии оборудования, ведется учет наложения и снятия защитных заземлений, а также учет переносных заземлений, находящихся в местах хранения. В нем фиксируются время автоматических отключений оборудования и данные о срабатывании устройств релейной защиты и автоматики.

Записываются и другие сведения, которые необходимо знать персоналу, принимающему смену, а также руководству предприятия, осуществляющему контроль за работой подстанции и деятельностью оперативного персонала.

Форма оперативного журнала должна отвечать требованию наиболее рационального ведения записей с учетом звукозаписи переговоров. Включение звукозаписи при ведении оперативных переговоров по прямым каналам связи с диспетчером должно производиться автоматически — снятием телефонной трубки.

Во время ликвидации аварий оперативные переговоры, как правило, не записываются в оперативном журнале. Они фиксируются звукозаписывающим устройством, поэтому необходимо выработать навык при переговорах, каждый раз называть текущее время, что очень важно для последующего анализа аварийной ситуации.

В процессе ликвидации аварии время основных событий следует записывать на отдельном листке бумаги.

Все сведения об аварии и ее ликвидации в исчерпывающей форме (с указанием времени, названия оборудования, на котором произошла авария, названия сработавших устройств релейной защиты и автоматики, причины аварии, результатов осмотра оборудования, предпринятых действий и пр.) записываются в оперативном журнале после устранения аварийной ситуации.

Любые оперативные переговоры персонала должны начинаться с взаимного сообщения объекта, должности и фамилии лиц, ведущих переговоры.

Переговоры должны быть четкими и ясными. Не допускается во время переговоров употребление сокращенных обозначений оборудования и названий оперативных действий, так как при разговоре по телефону сокращения слов могут быть искажены и неправильно поняты. Однако
при записях в оперативном журнале, наоборот, желательны сокращения текста за счет принятых в энергосистемах сокращений наименований оборудования и названий оперативных действий.
Приведем лишь некоторые из них:
ДД — дежурный диспетчер энергосистемы;
ДД РЭС — дежурный диспетчер района электросетей;
Д ПС — дежурный подстанции (с указанием ее номера);
Д ОВБ — дежурный оперативно-выездной бригады;
Вкл. — включить (включен), Откл.— отключить (откдючен), коммутационный аппарат, устройство релейной защиты и автоматики (с указанием аппарата, электрической цепи, к которой он принадлежит, устройства релейной защиты и автоматики);
Т, AT — трансформатор, автотрансформатор (с указанием номера);
АРКТ — автомат регулирования коэффициента трансформации;
В — выключатель (с указанием присоединения) ;
ШР — шинные разъединители (с указанием присоединения и принадлежности к системе шин);
ЛР — линейные разъединители (с указанием присоединения);
ШСВ — шиносоединительный выключатель;
ОВ — обходной выключатель;
СВ — секционный выключатель (с указанием секций шин);
ОСШ — обходная система шин;
СШ — система шин (с указанием римскими цифрами номера, например I СШ);
секц. — секция шин (с указанием арабскими цифрами номера, например 2-я секц.);
ДФЗ — дифференциально-фазная защита (с указанием защищаемой линии);
ДЗШ — дифференциальная защита шин (обычно с указанием класса напряжения РУ);
УРОВ — устройство резервирования при отказе выключателей (обычно с указанием класса напряжения РУ);
АПВ — устройство автоматического повторного включения (с указанием наименования линии).

В ряде случаев в оперативном журнале у обозначений отдельных элементов оборудования записываются отличительные признаки, такие, как класс напряжения, к которому относится данный элемент оборудования, и др.

Оперативный журнал 1

 

Оперативный журнал 2

 

Оперативный журнал 5

 

Оперативный журнал 5

 

 

Оперативный журнал 6

 

 

 

Оперативный журнал 3

 

Оперативный журнал 4

 

 


Автоматика ликвидации асинхронного режима

Признаки асинхронного режима.

В нормальном режиме генераторы, включенные на параллельную работу, работают синхронно. Синхронный режим характеризуется тем, что ЭДС всех генераторов имеют одинаковую частоту и, следовательно, их векторы вращаются с одинаковой угловой скоростью. Асинхронный режим электростанции относительно энергосистемы или одной энергосистемы относительно другой (или других) возникает при нарушении устойчивости параллельной работы. Кроме того, асинхронный режим может возникнуть при несинхронном включении линии, соединяющей электростанцию с энергосистемой. Асинхронный режим сопровождается следующими явлениями и признаками:



— периодическое изменение угла между несинхронными ЭДС;

— периодическое изменение (качания) напряжения.

Способы ликвидации асинхронного режима.

Асинхронный режим сопровождается глубоким понижением напряжения, протеканием больших токов качаний, которые могут превышать токи КЗ, и колебаниями активной мощности. Все это является серьезным нарушением нормального режима работы, опасным для оборудования и потребителей электроэнергии. Поэтому асинхронный режим должен быть ограничен 2 — 3 циклами. предельная допустимая длительность асинхронного режима составляет 15 — 30 с. За это время должны быть приняты меры к восстановлению синхронизма. Если синхронизм не восстанавливается, то энергосистемы, между которыми возник асинхронный режим, должны быть разделены в заранее намеченных местах.

Восстановление синхронизма в процессе асинхронного режима называется ресинхронизацией.

Асинхронный режим может быть устойчивым и неустойчивым. При неустойчивом асинхронном режиме ресинхронизация происходит без специальных мер. В результате воздействия регуляторов частоты вращения турбин скольжение не остается неизменным, а колеблется от максимального Smax до минимального Smin значения относительно среднего значения:

 Sср = (Smax + Smin)/2

 

Ресинхронизайия происходит в момент равенства частот, когда кривая скольжения достигает или пересекает ось времени, так как в этот момент скольжение равно нулю, и следовательно, частота вращения векторов ЭДС генераторов становится равной частоте вращения векторов ЭДС энергосистемы. Процесс втягивания в синхронизм обычно сопровождается синхронными качаниями.

Установившееся значение скольжения, при котором ресинхронизация происходит без специальных мероприятий, называется критическим скольжением.

Приближенно значение критического скольжения оценивается по формуле:

Sкр = 0,0565 / √Tjэкв

 

Tjэкв = (Tj1 * Tj2) / (Tj1 + Tj2),

где Tjэкв — эквивалентная постоянная механической инерции; Tj1, Tj2 — постоянные механической инерции соединяемых энергосистем.

Таким образом, ресинхронизация обеспечивается если: Sср < Sкр.

Для обеспечения ресинхронизации при возникновении устойчивого асинхронного режима, а также для ускорения ресинхронизации при неустойчивом асинхронном режиме должны проводиться мероприятия направленные на выравнивание частот несинхронно работающих частей энергосистемы.

В ряде случаев возникают условия, при которых ресинхронизация либо невозможна, либо может произойти после весьма большой разгрузки.

Схема сети, в которой применяется автоматическое превентивное деление до возникновения асинхронного режима

Пример такого случая приведен на рисунке выше. Мощная электростанция ЭС связана с энергосистемой С линией электропередачи Л1 напряжением 330-500 кВ имеющей большую пропускную способность. кроме того, связь электростанции с энергосистемой осуществляется через распределительную сеть 110 кВ, пропускная способность которой рассчитана только на питание подключенных к ней потребителей.

При отключении линии Л1 неизбежно возникает асинхронный режим, так как  большая мощность, передававшаяся по Л1, не может быть передана по слабой распределительной сети.

ресинхронизация и устойчивая параллельная работа электростанции ЭС по сети 110 кВ практически невозможна, так как из-за большого сопротивления распределительной сети синхронизм будет нарушаться даже при колебаниях нагрузки.

В таких условиях еще до возникновения и развития асинхронного режима должно производиться опережающее автоматическое деление сети 110 кВ, например, в точке Д с выделением большей части нагрузки этой сети на электростанцию ЭС.

Таким образом, имеются два способа ликвидации асинхронного режима — ресинхронизация и разделение энергосистем. Эти операции производятся, как правило, автоматически с помощью  устройств противоаварийной автоматики ликвидации асинхронного режима (АЛАР), а в редких случаях (при отказах устройств АЛАР) — вручную оперативным персоналом.


 

Автоматика предотвращения нарушения устойчивости

Автоматика для предотвращения нарушения устойчивости при отключении линии электропередачи

Общие требования к автоматике

Для максимального использования пропускной способности линий электропередачи принимаются все возможные меры по предотвращению нарушения устойчивости этих линий при внезапных и резких нарушениях нормального режима.



Главным средством, обеспечивающим повышение устойчивости всех линий электропередачи, является быстрое отключение КЗ, что осуществляется с помощью быстродействующей релейной защиты и быстродействующих выключателей. Полное время ликвидации КЗ на современных линиях электропередачи 500 кВ составляет 0,12 с.

Однако с помощью одного лишь быстродействующего отключения нельзя полностью обеспечивать необходимый уровень устойчивости линий электропередачи, поскольку нарушение ее может явиться следствием других причин, не связанных с повреждением на данной линии. Поэтому устойчивость электропередачи обеспечивается комплексом мероприятий, в том числе и установкой специальной автоматики.

Устойчивость зависит от вида, места и продолжительности КЗ, от нагрузки линии электропередачи в предшествующем режиме и от условий послеаварийного режима.

каждый из указанных признаков характеризует отдельные стороны аварии, но не выявляет полностью ее тяжести и последствий. Так, например, даже тяжелый вид КЗ при небольшой нагрузке предшествующего режима опасности не представляет, а то же КЗ при большой нагрузке может вызвать нарушение динамической устойчивости.

Наиболее полно тяжесть аварии и ее возможные последствия определяются из совокупности указанных выше признаков. При этом, чем больше признаков будет учитываться, тем с большей точностью будет выявляться характер аварии, а также необходимость и объем воздействий от ПА для предотвращения нарушения устойчивости.

Для выполнения этих функций устройства ПА, предназначенные для предотвращения нарушения устойчивости.

В зависимости от назначения включает в себя:

— один или несколько пусковых органов, выявляющих и фиксирующих отключение линий электропередачи и другого оборудования;

— орган автоматической дозировки управляющих воздействий, контролирующий суммарную нагрузку электростанций или групп генераторов, перетоки мощности по линиям электропередачи в предшествующем режиме или углы между эквивалентными ЭДС, продолжительность КЗ, глубину понижения напряжения прямой последовательности или сброс активной мощности в момент КЗ.


 

Определение наибольшей потери напряжения в сети

Сеть 35 кВ выполнена сталеалюминиевыми проводами, подвешенными на деревянных П-образных опорах с расстоянием между проводами 3 м. Длины участков сети в километрах, марки проводов, нагрузки (МВА) и коэффициенты их мощности приведены на схеме сети (рисунок). Сопротивления 1 км линии составляют: для провода АС-35 r = 0,91 Ом/км, x = 0,442 Ом/км; АС-95 r = 0,33 Ом/км, x = 0,41 Ом/км.



 

Требуется определить наибольшую потерю напряжения в сети.

Определение наибольшей потери напряжения в сети

Решение. Определим активную и реактивную мощности нагрузок сети:

Sa = Sa(cosф + jsinф) = 8(0,8 + j0,6) = 6,4 + j4,8 МВА;
Sb = 1(0,7 + j0,713) = 0,7 + j0,713 МВА;
Sc = 0,5(0,6 + j0,8) = 0,3 + j0,4 МВА;
Sd = 0,5(0,8 + j0,6) = 0,4 + j0,3 МВА;
Se = 1(0,6 + j0,8) = 0,6 + j0,8 МВА.

Мощность на головном участке Aa:
S(Aa) = P(Aa) + jQ(Aa) = 8,4 + j7,01 МВА;

Потеря напряжения на этом участке:
ΔU(Aa) = ((8,4 · 0,33 + 7,01 ·0,41) · 15) / (2 · 35) = 1,21 кВ

потеря напряжения на участках ab и ac:
ΔU(ab) = ((0,7 · 5 + 0,4 · 3) · 0,91) + (0,713 · 5 + 0,3 · 3) · 0,442) / (35) = 0,178 кВ;
ΔU(ac) = ((0,3 · 5 + 0,6 · 4) · 0,91) + (0,4 · 5 + 0,8 · 4) · 0,442) / (35) = 0,167 кВ/

Наибольшая потеря напряжения в сети:
ΔUнб = ΔU(Aa) + ΔU(ab) = 1,21 + 0,178 = 1,39 кВ
или
ΔUнб = (1,39 / 35) · 100 = 3,96 %.


Расчеты параметров установившихся режимов электрических сетей

Основной целью расчетов режимов является определение их параметров, характеризующих условия, в которых работают оборудование сетей и потребители.

Результаты расчетов режимов сетей являются основой для оценки качества электроэнергии, выдаваемой потребителям, допустимости рассматриваемых режимов с точки зрения работы оборудования сети, а так же выявления оптимальных условий электроснабжения потребителей.



Исходными данными при расчетах режимов электрических сетей являются известные мощности потребительских подстанций, величины напряжения источников питания или подстанций систем, получающих энергию по электрическим сетям от электростанций, а также параметры и взаимосвязь элементов сетей, на основе которых составляется расчетная схема замещения. При этом учитываются характерные особенности сети и назначение расчетов, которые могут быть проектными или эксплуатационными. Следует отметить, что в большинстве случаев нагрузка в подобного рода расчетах представляется постоянными активной и реактивной мощностями. Тем не менее здесь имеются параметры, когда расчет режима проводится при учете нагрузок постоянными сопротивлениями и статическими характеристиками по напряжению.

Расчеты режимов электрической сети практически ведутся методом последовательных приближений.

Анализ режима местных сетей здесь ограничивается первым приближением — определением наибольших потерь напряжения при условии, что напряжение во всех узловых точках сети равно номинальному. Режим районных сетей рассчитывается в два этапа: на первом этапе находятся распределение мощностей и их потери; второе приближение позволяет определить напряжение на шинах нагрузочных подстанций, если задано напряжение источника питания. При проведении расчетов второго этапа в большинстве случаев ограничиваются последовательным определением потерь напряжения по участкам сети, начиная от узловой точки, где задано напряжение.
Иногда перед выполнением расчетов бывает целесообразно упростить схему замещения сети: найти расчетную нагрузку подстанций, объединить несколько источников питания в один, перенести промежуточные нагрузки, выполнить эквивалентные преобразования сети произвольной конфигурации с несколькими источниками питания, заменив их одним источником напряжения, сохраняя неизменным режим остальной сети.

Напряжение U1 в начале участка линии, обладающего активным r и индуктивным x сопротивлениями и не имеющего ответвлений, при передаче активной мощности от начала к концу определяется по мощности и напряжению в конце P2, Q2 и U2 следующим образом:

Расчеты параметров установившихся режимов электрических сетейгде ΔU2 и δU2 — продольная и поперечная слагающие падения напряжения на рассматриваемом участке. Последняя обычно принимается в расчетах в сетях напряжением выше 110 кВ.
Аналогично определяется напряжение U2 в конце участка по данным начала:

Расчеты параметров установившихся режимов электрических сетей

Потери мощности на этом участке линии:

Расчеты параметров установившихся режимов электрических сетей

В приближенных расчетах потери мощности вычисляются не по действительным напряжениям начала и конца участка, а по номинальному напряжению Uном.
В местных сетях напряжение в узлах находятся без учета поперечной составляющей падения напряжения. Потеря напряжения при этом вычисляется не по участкам, а для всей сети:

Расчеты параметров установившихся режимов электрических сетейПотери энергии в линиях определяются умножением потерь мощности на нагрев на время потерь:

Расчеты параметров установившихся режимов электрических сетейЕсли при этом учитываются и потери на корону, то:

Расчеты параметров установившихся режимов электрических сетей

При нахождении потокораспределения в сети с двусторонним питанием с точками А и В по концам или кольцевой расчет на первом этапе производится без учета потерь мощности. при этом потоки головных участков равны:

Расчеты параметров установившихся режимов электрических сетейАналогичные формулы применяются при нагрузках, заданных токами.
В кольцевых однородных сетях, то есть сетях, обладающих одинаковым отношением r/x на всех участках, распределение активных и реактивных мощностей не зависят друг от друга. В этом случае распределение активных и реактивных мощностей может производиться по соотношению активных и реактивных сопротивлений. Такой способ, носящий название «расщепление сети», используется для приближенного определения потокораспределения и в неоднородных сетях. При этом лучшие результаты достигаются при распределении активных мощностей по соотношению индуктивных сопротивлений, а реактивных мощностей по соотношению активных сопротивлений.
В расчетах кольцевых сетей могут быть использованы и другие формулы для определения потоков мощности головных участков от точек 1 и 2:

Расчеты параметров установившихся режимов электрических сетейЗдесь U1 и U2 — напряжения в точках 1 и 2; δ — сдвиг фаз между этими напряжениями;

Расчеты параметров установившихся режимов электрических сетей— собственные проводимости схемы замещения, в которой нагрузки представлены постоянными сопротивлениями. последние формулы удобны при расчетах сети с различными по величине и фазе напряжениями по концам. Однако, их применение требует особой тщательности вычисления собственных и взаимных проводимостей схемы замещения.

 


 

Разъединитель, отделитель, короткозамыкатель

Разъединителем называется электрический аппарат для оперативного переключения под напряжением участков сети с малыми токами замыкания на землю и создания видимого разрыва.

 



 

По условиям техники безопасности при производстве работ в установках необходимо иметь видимые разрывы цепи, откуда может быть подано напряжение. Указанное требование обеспечивается разъединителями, которые не имеют устройств для гашения дуги и не допускают переключений под нагрузкой. Поэтому их оснащаются блокировкой, предотвращающей отключение нагрузочного тока. ПУЭ допускает отключение разъединителями холостого тока открыто установленных трансформаторов напряжением 10 кВ – мощностью до 630 кВА; напряжением 20 кВ – мощностью до 6300 кВА; напряжением 35 кВ – мощностью до 20000 кВА; напряжением 110 кВ – мощностью до 40500 кВА; уравнительный ток линий при разности напряжений не более 2 %, заземление нейтралей трансформаторов и дугогасящих катушек, токи замыкания на землю (не превышающий 5 А при напряжении 35 кВ и 10 А при напряжении 10 кВ), а также небольшие зарядные токи линий.

Конструктивно разъединители могут быть внутренней и наружной установок.

Разъединители управляются приводами вручную или дистанционно (но не автоматически).

 

Отделителями называются аппараты напряжением от 35 кВ и выше, имеющие надежную конструкцию контактов и снабженные специальным приводом, позволяющим осуществлять автоматическое отключение подвижной части отделителя.

Отделители напряжением 35…220 кВ допускают отключение тока холостого хода трансформаторов и зарядного тока воздушных линий электропередач любой протяженности при бестоковой паузе, обусловленной действием защиты и автоматического повторного включения. Включение отделителей производится вручную.

 

Короткозамыкателями называются аппараты напряжением от 35 кВ и выше, имеющие надежную конструкцию контактов и снабженные специальным приводом, позволяющим осуществлять автоматическое включение ножа короткозамыкателя.

При включении ножа короткозамыкателя создается металлическое короткое замыкание на подстанциях без выключателей. В сетях с заземленной нейтралью короткозамыкатели однополюсные и создают однофазной КЗ на землю. В сетях с изолированной нейтралью короткозамыкатели имеют два полюса и создают двухфазное КЗ.

 

Виды защит
Инструмент для разделки провода
Дифференциальная защита — основы

 

 


 

Структура потребителей, график электрических нагрузок

Структура потребителей, график электрических нагрузок

В зависимости от выполняемых функций, возможностей обеспечения схемы питания от энергосистемы, величины и режимов потребления электроэнергии и мощности, особенностей правил пользования электроэнергией потребителей электроэнергии принято делить на следующие основные группы:

 



 

— промышленные и приравненные к ним;
— производственные сельскохозяйственные;
— бытовые;
— общественно-коммунальные (учреждения, организации, предприятия торговли и общественного питания и др.)

 

К промышленным потребителям приравнены следующие предприятия: строительные, транспорта, шахты, рудники, карьеры, нефтяные, газовые и другие промыслы, связи, коммунального хозяйства и бытового обслуживания.

Промышленные потребители являются наиболее энергоемкой группой потребителей электрической энергии.

Суточные графики осветительной нагрузки города

Каждая группа потребителей имеет определенный режим работы. Так например, электрическая нагрузка от коммунально-бытовых потребителей с преимущественно осветительной нагрузкой отличается большой неравномерностью в различное время суток. Днем нагрузка небольшая, к вечеру она возрастает до максимума, ночью она резко падает и к утру вновь возрастает. Электрическая нагрузка промышленных предприятий более равномерна в течение дня и зависит от вида производства, режима рабочего дня и числа смен.

Наглядное представление о характере изменения электрических нагрузок во времени дают графики нагрузок. По продолжительности они могут быть суточными и годовыми. Если откладывать по оси абсцисс часы суток, а по оси ординат потребляемую в каждый момент времени мощность в процентах от максимальной мощности, то получим суточный график нагрузки.

 

На рисунке 1 изображены суточные графики осветительной нагрузки города для зимнего (октябрь-март) и летнего (апрель-сентябрь) периодов. Максимальная нагрузка для и зимних суток наступает между
Часами (кривая а), а для летних суток – между 22 и 23 часами (кривая б). Таким образом, летний максимум (мощность в часы пик) наступает позднее и значительно меньше по величине, чем зимой. Дневной минимум также уменьшается.
Суточные графики электрической нагрузки крупного городаНа рисунке 2 изображены характерные суточные графики активной мощности (в процентах от максимальной мощности) крупного города с учетом нагрузок освещения, а также силового оборудования коммунальных предприятий, электрифицированного транспорта и др.

 

Оперативное обслуживание электроустановок
Акустический метод
Выключатель автоматический

 


 

Система диспетчерского управления

Система диспетчерского управления

Особенностью работы электроэнергетических систем является то, что электростанции должны вырабатывать столько мощности, сколько ее требуется в данный момент для покрытия нагрузки потребителей, собственных нужд станций и потерь в сетях.

 



 

Поэтому оборудование станций и сетей должно быть готово ко всякому периодическому изменению нагрузки потребителей в течение суток или года. Для того чтобы наиболее экономично эксплуатировать электрическую станцию, персоналу диспетчерских служб энергосистемы необходимо заранее знать, как изменяется спрос на электрическую энергию. Зная эти изменения, персонал может подготовить остановку необходимого числа генераторов при снижении нагрузки и, наоборот, подготовить к пуску резервные генераторы при увеличении потребления энергии.

 

Следует также учитывать, что от энергосистем питается ряд потребителей, нарушение электроснабжения которых недопустимо, так как это может привести к авариям и человеческим жертвам, вызвать простои и недовыпуск продукции предприятиями и т.д.

 

Поэтому к работе энергосистем предъявляются следующие основные требования:

— выполнение плана выработки и распределения электроэнергии с покрытием максимумов нагрузки;

— бесперебойная работа электрооборудования и надежная работа систем электроснабжения;

— обеспечение необходимого качества отпускаемой потребителям электроэнергии по напряжению и частоте.

Для обеспечения указанных требований энергосистемы оборудуются специальными диспетчерскими пунктами, которые оснащаются средствами контроля, управления, связью, четкой мнемонической схемой расположения электростанций, ЛЭП и понижающих подстанций.

 

Отличительной особенностью диспетчерской службы является полная ответственность диспетчера за работу электростанций, электросетей и электроснабжение потребителей. Распоряжение диспетчера является законом и должно безоговорочно выполняться всеми звеньями энергосистемы.

 

Основной целью управления энергосистемой является оптимизация ее построения, работы и эксплуатации. Для этого необходимо знать:

— свойства и характеристики системы;

— данные о состоянии технологического процесса на электростанциях (о расходе воды и топлива, параметрах пара, скорости вращения турбин и т.д.);

— сведения об электрических параметрах режима (частоте, напряжениях, токах, активных и реактивных мощностях и т.д.);

— положение схемы системы – какие элементы в данный момент находятся в работе, а какие отключены.

Вся эта обширная информация о работе энергосистемы должна перерабатываться и использоваться для оптимизации режима работы.

В системе управления электроэнергетикой большое значение имеют электронные цифровые вычислительные машины (компьютеры).

 

При аварии дежурный инженер должен найти пути и средства восстановления нормального режима, произвести требуемые переключения в схеме электрических соединений. При аварийных режимах в энергосистеме часто требуется выдать управляющий сигнал не более чем через 0,05 с. Человека здесь выручат автоматические устройства, обладающие при переработке информации большим, чем он, быстродействием

 

Выбор основного и дополнительного электрооборудования
Способы и средства регулирования напряжения
Порядок осмотра электроустановок