Выбор сечений проводов по допустимым потерям напряжения

Выбор сечений проводов по допустимым потерям напряжения

Одним из ограничивающих факторов, влияющим на выбор сечений проводов, является требование поддерживать необходимые уровни напряжения в электрических сетях 6-20кВ и 0, 38кВ. Это означает, что суммарная потеря напряжения на пути от центров питания ЦП до зажимов электроприемников ЭП не должны превышать допустимое значение.

Сети 6-20кВ и 0, 38кВ:

Н3

Н4

Н2

0, 38кВ

Н1

6-20кВ

11кВ

35-750

Н1- нагрузка в сети 6-20кВ.

Н2, Н3, Н4- в сети 0, 38кВ.

Идея: известно, что в местных электрических сетях зависимость и от F имеет вид:

Для малых сечений проводов(20-70 )

Для ВЛ:

Для КЛ:

Для разомкнутых электрических сетей (6-20кВ и 0, 38кВ)

(1)

Перепишем (1):

(2)

В (2) и (одного сечения)

Из (2) видно, что:

вычислить,

т.к. - становится известно.

, - задается. (3)

, -вычисляется. (4)

т.к. , то , -известно. (5)

В формуле (5) , откуда:

(6),

т. к. , то

(7)

или (8), где

- удельная проводимость.

Или (9)

После расчета F выбирается ближайшее и вычисляется . Если , то расчет окончен.

Практическая реализация

ЦП

1. Расчет режима

2. Выбор (допустим 5) имеет магистраль ЦП-5

3. Задаемся , %

4. Вычисляем

5. Вычисляем

6. Определяем F

7. Выбираем

9. Вычислим

10. Вычисляем

11. Находим и т.д.

Выбор числа и мощности трансформаторных подстанций

В соответствии с нормативными документами, номинальная мощность трансформатора выбирается из расчетной нагрузки пятого года эксплуатации. При этом выбранная мощность должна обеспечивать питание всех потребителей. Трансформатор является очень

надежным элементом электрической системы, выходящий из строя не реже, чем 1 раз в 15 лет. И, тем не менее, для того, чтобы обеспечить бесперебойное питание наиболее ответственных потребителей первой и второй категории на подстанции устанавливается не менее двух трансформаторов. Для потребителей третьей категории достаточно одного трансформатора.

1, 2 кат.

Т2

Т1

При выходе из строя первого трансформатора - остальные в работе.

, не более 5 часов

- коэффициент загрузки трансформатора.

Типовые схемы подстанций (самостоятельно)

1. Справочник под ред. Рокотяна и Шапиро стр. 124-136.

2. Поспелов, Федин “Электрические системы и сети. Проектирование”. Стр. 37-45.

Опред., типы подстанций.

Расчеты электрических режимов замкнутых электрических сетей (ЗЭС)

Особенности расчетов:

Под ЗЭС понимается сеть, которая обеспечивает потребителя питанием не менее чем с двух сторон.

ЗЭС бывают:

1. Одноконтурная схема первого :

ИП

2. Линия с двух сторонним питанием:

ИП3

ИП1

3. Многоконтурная одного номинального напряжения ( ):

ИП

4. Многоконтурная разных номинальных напряжений ( ):

Т1

Т2

T1, T2- трансформаторы связи.

Особенности:

1. ЗЭС значительно более надежны, но дороже.

2. Нагрузки при расчете всегда задаются в мощностях P и Q.

3. Потокораспределение не может быть найдено обычным суммированием как в разомкнутых электрических сетях (РЭС); требуются свои специфичные методы расчета.

4. Расчет нельзя выполнять по номинальному напряжению, т.к. это приводит к значительным погрешностям.

5. Пересчет нагрузок в токи не может быть произведен из-за того, что напряжения в узлах неизбежны.

ЛЭП с двухсторонним питанием. Определение потокораспределения с учетом потерь мощности

I. Алгоритм расчета (точки потокораздела P и Q совпадают)

1. Определение и

2. По найденным и определяем потоки мощности на участках

и ®

Определяем точку потокоразела

3. Принимаем

Далее делаем расчет разомкнутой электрической сети.

6. и т.д.

II. Точки потокораздела P и Q не совпадают:

Схема разрывается. Образуются 2 схемы:

1 схема

потом считается вторая схема

Определение напряжения в узлах

Напряжение в узлах находится по найденному потокораспределению при заданных напряжениях источника питания, т.е.

Метод контурных уравнений

По данному методу сначала определяется приближенное потокораспределение в цепи, затем оно уточняется, а затем по уточненному потокораспределению далее определяется напряжение в узлах сети.

Известно, что для любого контура справедливо

(1)

(2)

Умножим (2) на =>

(3)

или

(4)

или

(5)

Из (5) имеем 2 контурных уравнения вида:

(6)

Разделим (6.1) на , а (6.2) на

(7)

Сложим (7.1) и (7.2) => имеем:

(8)

или

(8)

Пример:

1. Выбираем I или II контура:

2. Задаемся направлениями потоков

3. Принимаем , известными

4. Выразим

Составляем контурные уравнения:

(9)

Решая систему (9) любым способом относительно и , находим их значение. После этого, по найденным и находятся величины и направления потоков мощности на всех других участках эти потоки будут найдены без учета потерь мощности. Определяются точки потокораздела и найденные потоки мощности считаются примыкающими к концам участка с точками потокораздела. После этого, идя от точек потокораздела к ИП (источник питания), определяется приближенное потокораспределение в сети с учетом потерь мощности.

После этого вычисляется напряжение в узлах: от узла с заданным напряжением (опорный узел) до точек потокораздела; при необходимости решение уточняется.

Метод разрезания контуров

Разработан В.Г. Холмским (Киев)

Замкнутая сеть произвольно размыкается.

Такого вопроса на экзамене не будет.

Метод узловых напряжений

Является основным методом расчёта сложно - замкнутых электрических сетей, так как именно значения напряжений в узлах электрической сети при заданных параметрах схемы определяют режим работы сети.

S₃

S₂

S₄

По 1 закону Кирхгофа:

Из ТОЭ:

А_12,В_12,С₁₂

U_1, I₁

U₂_, I₂

D₁₂

коэффициенты четырёхполюсника

и т. д.

(2)

Преобразуем 1-ое уравнение системы:

(3)

Имеем:

(4)

В матричном виде: [Y][U]=[I] (5)

В системе (5) матрица [Y] представляет собой матрицу собственных и взаимных проводимостей узлов. Вычисление этой матрицы зачастую очень сложная задача. При этом величина - взаимная проводимость узлов i и j,

- взаимное сопротивление узлов

- собственная проводимость узла

- собственное сопротивление узла.

В основном вычисляются эти параметры методом единичных токов.

СМ. ЛИТЕРАТУРУ!

В системе (5) узловые токи можно определить по формуле:

(6) (фазные)

Подставим (6) в (4). Получим

(7)

Выразим из (7) U_2,U_3,U₄

Из 7.1: и анализ

Но из 7.2: (8)

Из 7.3:

В системе (8) U₁= const, (напряжение опорного узла) Y → const, S → const (известны)

значит: U₂= f (U_2, U_3, U₄₎

(9) U₃= f (U_2, U_3, U₄₎

U₄= f (U_2, U_3, U₄₎

Система (8) может быть решена точными практическими методами, однако это чрезвычайно сложно, так как в системе уравнений узловых напряжений (УУН), содержатся значения неизвестных напряжений узлов в комплексном и сопряжённом видах. Поэтому на практике получили распространение итерационные методы решения, методы последовательных приближений.

Метод простой итерации

1) Задаётся начальными приближениями

2) Подставляем начальные приближения в УУН

3) Процесс повторяем до получения решения.

Критерий (достаточное условие сходимости)

Если условие выполняется, то решение данным методом будет получено всегда. Часто условие не выполняется, значит, условие не годится, тогда используют:

1) Методы ускоренной итерации

2) Другие формы записи УУН

Регулированием частоты

В каждый момент времени t имеет место баланс:

При этом частота в энергосистеме общесистемный параметр вычисляется:

Нарушается частота – нарушается баланс

Причины отклонения частоты:

●

● отключение ЛЭП (МЛЭП)

МЛЭП отключилась

P_МЛЭП =0

Рассмотрим рисунок: когда f=50 Гц, баланс выполняется, при повышении или понижении f баланс выполняется, но это плохо (при f неравном 50 плохой баланс, но он выполняется).

Точка 1 – установившийся режим

f₂< f_ном

Р_1Г=Р_1Н

Пусть в момент времени t₁ дефицит генерируемой активной мощности (т. 8). Этот дефицит равен P₁₈-P₂₈. Р_н станет больше P_t, следовательно, частота в системе уменьшится. Потребители будут стремиться восстановить частоту на прежний уровень, изменяя потребляемую активную мощность (снижая) и стремясь восстановить при этом частоту.

Если бы мощность станции не зависела от частоты, то процесс пошел бы по кривым 1-2 для Р_Г и t и при достижении точки 2 на обоих рисунках баланс будет Р₂₈=Р_2н, но при пониженной частоте f₂< f_ном. Однако мощность станции сильно зависит от частоты, и при отсутствии резерва мощности на станциях процесс пойдет по кривой 8-3, и частота будет снижаться далее по кривой 1-5, которая круче чем 1-2, следовательно, разница между потребляемой и генерируемой мощностями будет увеличиваться и так до критической частоты (f_к). Далее мощность станций – кривая 3-4 понижается почти до 0 и частота резко падает. Возникает лавина частоты. Двигатель и генератор, оставшиеся в работе, резко

затормаживаются. Двигатели потребляют повышенную реактивную мощность, а генераторы электрических станций не могут ее выдать из-за сниженного числа оборотов и пониженным ЭДС. Во избежание лавины частоты в энергосистеме применяются различные средства. Возникает вопрос: связано ли изменение частоты с изменением напряжения?

Влияние частоты на работу ЭП (электроприемников) электрической сети

Отрицательное.

При понижении частоты происходит снижение числа оборотов двигателей. При этом понижается производительность механизмов, которая работает от двигателей, значит, ухудшается их технико-экономические показатели. При повышении частоты возможен преждевременный износ оборудования.

Все электроприемники по степени влияния частоты делятся на 3 группы.

1) P≠ F(f) – их мощность не зависит от частоты

Приемники с чисто активным сопротивлением.

2) P=F(f)= n=1

К ним относятся насосы, а также металлорежущие станки.

3) n=2÷ 4

К таким приемникам отнесем следующее:

Агрегаты соответственных нужд электростанций, питательные насосы, дымовые вентиляции и т.д.

Пэн – питательный электронасос

В – вентилятор

П – производительность

Наиболее сильное влияние на износ оборудования является понижение частоты на оборудование, содержащее элементы стали. Двигатели, трансформаторы, реакторы (Р) и т.д.

Показатели качества частоты

ГОСТ 13109-97 устанавливает только 1 показатель частоты – отклонение частоты от номинального значения.

- установившееся значение частоты

Отклонение частоты – это изменение в ЭЭС, происходящее из-за изменения числа оборотов синхронных генераторов электростанции за счет плавного изменения баланса активной мощности, вызванной изменением выдачи мощности станции и потреблением.

По ГОСТу: нормально допустимое ± 0, 2 Гц. Предельно допустимое ± 0, 4Гц,

погрешность измерения 0, 003.