Нагрузка задается постоянной по величине мощностью

↑

▷ Содержание

Стр 1 из 5Следующая ⇒

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Северо-Кавказский государственный технический университет»

Электроэнергетика. Передача и распределение электроэнергии

Электронный курс лекций

(в авторской редакции)

для специальностей

140205, 140211

и направления

Ставрополь, 2007

Содержание

ВВЕДЕНИЕ К КУРСУ ЛЕКЦИЙ

1.КОНСТРУКЦИИ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

ВВЕДЕНИЕ

1.1. КОНСТРУКТИВНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

1.2. ПРОВОДА ВЛ И ТРОСЫ

1.3. ОПОРЫ ВЛ

1.4. ИЗОЛЯТОРЫ И ЛИНЕЙНАЯ АРМАТУРА

1.5. КОНСТРУКЦИЯ КАБЕЛЕЙ И КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ

1.6. ТОКОПРОВОДЫ И ВНУТРЕННИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ

2. ХАРАКТЕРИСТИКИ И ПАРАМЕТРЫ ЭЛЕМЕНТОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ

ВВЕДЕНИЕ

2.1. СХЕМЫ ЗАМЕЩЕНИЯ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

2.2. СХЕМЫ ЗАМЕЩЕНИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ И АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ

2.3. СТАТИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ НАГРУЗОК ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

2.4. ЗАДАНИЕ НАГРУЗОК ПРИ РАСЧЕТАХ РЕЖИМОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ И СИСТЕМ

2.5. ПРЕДСТАВЛЕНИЕ ГЕНЕРАТОРОВ ПРИ РАСЧЕТАХ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМОВ

3. РАСЧЕТ РЕЖИМОВ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ, РАЗОМКНУТЫХ И ПРОСТЫХ ЗАМКНУТЫХ СЕТЕЙ С ПРИМЕНЕНИЕМ ПРОСТЕЙШИХ ВЫЧИСЛИТЕЛЬНЫХ СРЕДСТВ

ВВЕДЕНИЕ

3.1. СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СИСТЕМ, ЛИНЕЙНЫЕ И НЕЛИНЕЙНЫЕ УРАВНЕНИЯ УСТАНОВИВШЕГОСЯ РЕЖИМА

3.2. РАСЧЕТ РЕЖИМА ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ ПРИ ЗАДАННОМ ТОКЕ НАГРУЗКИ

3.3. РАСЧЕТ РЕЖИМА ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ ПРИ ЗАДАННОЙ МОЩНОСТИ НАГРУЗКИ

3.4. ПАДЕНИЕ И ПОТЕРЯ НАПРЯЖЕНИЯ В ЛИНИИ

3.5. РАСЧЕТ СЕТИ ИЗ ДВУХ ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНЫХ ЛИНИЙ ПРИ ЗАДАННЫХ МОЩНОСТЯХ НАГРУЗКИ И НАПРЯЖЕНИЙ В КОНЦЕ

3.6. РАСЧЕТ РАЗОМКНУТОЙ СЕТИ (В ДВА ЭТАПА) ПРИ ЗАДАННЫХ МОЩНОСТЯХ НАГРУЗКИ И НАПРЯЖЕНИИ ИСТОЧНИКА ПИТАНИЯ

3.7. РАСЧЕТНЫЕ НАГРУЗКИ ПОДСТАНЦИЙ

3.8. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ НА СТОРОНЕ НИЗШЕГО НАПРЯЖЕНИЯ ПОДСТАНЦИЙ

3.9. РАСЧЕТ СЕТИ С РАЗНЫМИ НОМИНАЛЬНЫМИ НАПРЯЖЕНИЯМИ

3.10. ДОПУЩЕНИЯ ПРИ РАСЧЕТЕ РАЗОМКНУТЫХ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЕЙ 35 КВ

3.11. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАИБОЛЬШЕЙ ПОТЕРИ НАПРЯЖЕНИЯ

3.12. РАСЧЕТ ЛИНИИ С РАВНОМЕРНО РАСПРЕДЕЛЕННОЙ НАГРУЗКОЙ

3.13. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТОКОВ МОЩНОСТИ И НАПРЯЖЕНИЙ В ПРОСТЫХ ЗАМКНУТЫХ СЕТЯХ

4. РАБОЧИЕ РЕЖИМЫ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ

ВВЕДЕНИЕ

4.1. БАЛАНС АКТИВНОЙ МОЩНОСТИ И ЕГО СВЯЗЬ С ЧАСТОТОЙ

4.2. РЕГУЛИРОВАНИЕ ЧАСТОТЫ ВРАЩЕНИЯ ТУРБИНЫ

4.3. РЕГУЛИРОВАНИЕ ЧАСТОТЫ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЕ

4.4. ПОНЯТИЕ ОБ ОПТИМАЛЬНОМ РАСПРЕДЕЛЕНИИ АКТИВНЫХ МОЩНОСТЕЙ

4.5. БАЛАНС РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ И ЕГО СВЯЗЬ С НАПРЯЖЕНИЕМ

4.6. РЕГУЛИРУЮЩИЙ ЭФФЕКТ НАГРУЗКИ

4.7. ПОТРЕБИТЕЛИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

4.8. ВЫРАБОТКА РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ

4.9. КОМПЕНСАЦИЯ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

4.10. КОМПЕНСИРУЮЩИЕ УСТРОЙСТВА

4.11. РАССТАНОВКА КОМПЕНСИРУЮЩИХ УСТРОЙСТВ

4.12. ПРИМЕНЕНИЕ ОПТИМИЗАЦИИ И СИСТЕМНОГО ПОДХОДА ПРИ КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

5. КАЧЕСТВО ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ И ЕГО ОБЕСПЕЧЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

5.1. ПОКАЗАТЕЛИ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

5.2. МЕТОДЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ

5.3. ВСТРЕЧНОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ

5.4. РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ НА ЭЛЕКТРОСТАНЦИЯХ

5.5. РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ НА ПОНИЖАЮЩИХ ПОДСТАНЦИЯХ

5.6. РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ ИЗМЕНЕНИЕМ СОПРОТИВЛЕНИЯ СЕТИ

5.7. РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ ИЗМЕНЕНИЕМ ПОТОКОВ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ

5.8. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДОПУСТИМОЙ ПОТЕРИ НАПРЯЖЕНИЯ В РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ СЕТЯХ

5.9. СРАВНЕНИЕ СПОСОБОВ РЕГУЛИРОВАНИЯ НАПРЯЖЕНИЯ

5.10. НЕСИММЕТРИЯ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ И МЕРОПРИЯТИЯ ПО ЕЕ СНИЖЕНИЮ

5.11. НЕСИНУСОИДАЛЬНОСТЬ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМАХ И МЕРОПРИЯТИЯ ПО БОРЬБЕ С НЕЮ

СПИСОК ОСНОВНОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

СПИСОК ДОПОЛНИТЕЛЬНОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Введение

В первой главе рассматриваются вопросы конструктивного выполнения воздушных и кабельных линий электропередачи.

Подробно рассматриваются основные конструктивные элементы воздушных линий (ВЛ) электропередачи: опоры, изоляторы, провода и линейная арматура. Дана классификация опор по функциональному назначению, материалу опор, количеству подвешиваемых цепей, геометрии расположения проводов на опоре.

Представлены основные типы применяемых на ВЛ изоляторов и виды линейной арматуры.

Подробно рассмотрены конструкции кабелей и способы выполнения кабельных линий.

В последние годы все большее распространение в распределительных электрических сетях получают самонесущие изолированные провода (СИП). Особенности конструктивного выполнения СИП и их преимущества также рассматриваются в настоящей главе.

В конце главы приводится информация по токопроводам промышленных предприятий и внутренним электрическим сетям

1.КОНСТРУКЦИИ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

1.1. КОНСТРУКТИВНЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

Воздушные линии электропередачи (ВЛ) предназначены для передачи электроэнергии на расстояние по проводам. Основными элементами ВЛ являются провода, тросы, опоры, изоляторы и линейная арматура. Провода служат для передачи электроэнергии. В верхней части опор над проводами для защиты ВЛ от грозовых перенапряжений монтируют грозозащитные тросы.

Рис. 1.1. Промежуточная металлическая опора одноцепной линии:

1– провода; 2 –изоляторы; 3 –грозозащитный трос; 4 – тросостойка; 5– траверсы, опоры; 6–стойка опоры; 7– фундамент опоры

Опоры поддерживают провода и тросы на определенной высоте над уровнем земли или воды. Изоляторы изолируют провода от опоры. С помощью линейной арматуры провода закрепляются на изоляторах, а изоляторы на опорах. В некоторых случаях провода ВЛ с помощью изоляторов и линейной арматуры прикрепляются к кронштейнам инженерных сооружений.

Наибольшее распространение получили одно- и двухцепные ВЛ. Одна цепь трехфазной ВЛ состоит из проводов разных фаз. Две цепи могут располагаться на одних и тех же опорах.

На рис. 1.1 приведена металлическая опора одноцепной линии. На работу конструктивной части ВЛ оказывают воздействие механические нагрузки от собственного веса проводов и тросов, от гололедных образований на проводах, тросах и опорах, от давления ветра, а также из-за изменений температуры воздуха. Из-за воздействия ветра возникает вибрация проводов (колебания с высокой частотой и незначительной амплитудой), а также пляска проводов (колебания с малой частотой и большой амплитудой). Указанные выше механические нагрузки, вибрации и пляска проводов могут приводить к обрыву проводов, поломке опор, схлестыванию проводов либо сокращению их изоляционных промежутков, что может привести к пробою или перекрытию изоляции. На повреждаемость ВЛ влияет и загрязнение воздуха.

1.2. ПРОВОДА ВЛ И ТРОСЫ

На ВЛ применяются неизолированные провода, т. е. без изолирующих покровов. Наиболее распространены на ВЛ провода алюминиевые, сталеалюминиевые, а также из сплавов алюминия – АН, АЖ. Медные провода в настоящее время не используются на ВЛ без специальных технико-экономических обоснований. Обычно не рекомендуется применять на ВЛ стальные провода.

Грозозащитные тросы, как правило, выполняются из стали. В последние годы грозозащитные тросы используются для организации высокочастотных каналов связи. Такие тросы выполняются сталеалюминиевыми.

Рис. 1.2. Конструкции проводов ВЛ:

а – общий вид многопроволочного провода; б– сечение однопроволочного провода; в, г – сечения многопроволочных проводов из одного и двух металлов; д – сечение пустотелого провода.

Конструкции и общий вид неизолированных проводов приведены на рис. 1.2, а. Однопроволочный провод (рис. 1.2, б) состоит из одной круглой проволоки. Такие провода дешевле многопроволочных, однако они менее гибки и имеют меньшую механическую прочность. Мно-гопроволочные провода из одного металла (рис. 1.2, в) состоят из нескольких свитых между собой проволок. В многопроволочных проводах из двух металлов – сталеалюминиевых проводах (рис. 1.2, г) – внутренние проволоки (сердечник провода) выполняются из стали, а верхние – из алюминия. Стальной сердечник увеличивает механическую прочность, алюминий же – токопроводящая часть провода.

Полые провода (рис. 1.2, д) изготовляют из плоских проволок, соединенных друг с другом в паз, что обеспечивает конструктивную прочность провода. У таких проводов больший по сравнению со сплошными диаметр, благодаря чему повышается напряжение появления коронирующего разряда на проводах и значительно снижаются потери энергии на корону. Полые провода применяются на ВЛ редко и используются для ошиновки подстанций 330 кВ и выше. Для снижения потерь электроэнергии на корону ВЛ при U _ном 330 кВ каждая фаза ВЛ расщепляется на несколько проводов.

Материал проводов должен иметь высокую электрическую проводимость. Провода и тросы должны быть выполнены из металла, обладающего достаточной прочностью. Материал проводов и тросов должен быть стойким по отношению к коррозии и химическим воздействиям.

Медь при своих высоких качествах – дорога и дефицитна. Поэтому в настоящее время медные провода для выполнения ВЛ не применяются. Их использование допускается в контактных сетях, сетях специальных производств (шахт, рудников и др.).

Алюминий – наиболее распространенный в природе металл. Его удельная проводимость составляет 65,5 % проводимости меди. Большая проводимость, легкость и распространенность в природе алюминия привели к эффективному использованию его в качестве токопроводящего металла для проводов и кабелей. Основной недостаток алюминия – относительно малая механическая прочность. Алюминиевые однопроволочные провода вообще не выпускаются из-за их низкой прочности. Многопроволочные алюминиевые провода обычно применяют только в распределительных сетях напряжением до 35 кВ, а в сетях с более высоким напряжением используются сталеалюминиевые провода.

Сталеалюминиевые провода наиболее широко применяются на ВЛ. Проводимость стального сердечника не учитывается, а за электрическое сопротивление принимается только сопротивление алюминиевой части.

Провод марки АС состоит из стального сердечника и алюминиевых проволок. Провод предназначается для ВЛ при прокладке их на суше, кроме районов с загрязненным вредными химическими соединениями воздухом. Коррозионно-стойкие провода АСКС, АСКП, АСК предназначены для ВЛ, проходящих по побережьям морей, соленых озер и в промышленных районах с загрязненным воздухом; АСКС и АСКП – это провода марки АС, но межпроволочное пространство стального сердечника (С) или всего провода (П) заполнено нейтральной смазкой повышенной термостойкости; АСК – провод марки АСКС, но стальной сердечник изолирован двумя лентами полиэтиленовой пленки.

В обозначение марки провода вводится номинальное сечение алюминиевой части провода и сечение стального сердечника, например АС 120/19 или АСКС 150/34.

1.3. ОПОРЫ ВЛ.

Опоры ВЛ делятся на анкерные и промежуточные. Опоры этих двух основных групп различаются способом подвески проводов. На промежуточных опорах провода подвешиваются с помощью поддерживающих гирлянд изоляторов (рис. 1.3). Опоры анкерного типа служат для натяжения проводов, на этих опорах провода подвешиваются с помощью подвесных гирлянд. Расстояние между промежуточными опорами называется промежуточным пролетом или просто пролетом, а расстояние между анкерными опорами – анкерным пролетом.

Анкерные опоры значительно сложнее и дороже промежуточных и предназначены для жесткого закрепления проводов в особо ответственных точках ВЛ: на пересечениях особо важных инженерных сооружений (например, железных дорог, ВЛ 330 – 500 кВ, автомобильных дорог шириной проезжей части более 15 м и т. д.), на концах ВЛ и на концах прямых ее участков. Анкерные опоры на прямых участках трассы ВЛ при подвеске проводов с обеих сторон от опоры с одинаковыми тяжениями в нормальных режимах работы ВЛ выполняют те же функции, что и промежуточные опоры. Но анкерные опоры рассчитываются также и на восприятие значительных тяжений по проводам и тросам при обрыве части из них в примыкающем пролете.

В наихудших условиях находятся концевые анкерные опоры, устанавливаемые при выходе линии с электростанции или на подходах к подстанции. Эти опоры испытывают одностороннее тяжение всех проводов со стороны линии, так как тяжение проводов со стороны портала подстанции незначительно.

Промежуточные прямые опоры устанавливаются на прямых участках ВЛ для поддержания провода в анкерном пролете.

Рис. 1.3. Схема анкерного пролета ВЛ и пролета пересечения с железной дорогой.

Рис. 1.4. Угол поворота ВЛ:

1–подножники опоры; 2– траверса; 3– петля.

Рис. 1.5. Цикл транспозиции проводов одноцепной лини.

Угловые опоры устанавливают в точках поворота линии. Углом поворота линии называется угол в плане линий (рис. 1.4), дополнительный до 180° к внутреннему углу линии. Траверсы угловой опоры устанавливают по биссектрисе угла .

Угловые опоры могут быть анкерного и промежуточного типа. Кроме нагрузок, воспринимаемых промежуточными прямыми опорами, на промежуточные и анкерные угловые опоры действуют также нагрузки от поперечных составляющих тяжения проводов и тросов. Чаще всего при углах поворота линий до 20° применяют угловые опоры анкерного типа (см. рис. 1.3). При углах поворота линии электропередачи более 20° вес промежуточных угловых опор значительно возрастает. Поэтому промежуточные угловые опоры применяются для углов поворота линий до 10–20°. На ВЛ применяются специальные опоры следующих типов:транспозиционные–для изменения порядка расположения проводов на опорах; ответвительные– для выполнения ответвлений от основной линии; переходные –для пересечения рек, ущелий и т. д.

Рис. 1.6. Расположение проводов и тросов на опорах:

а–по вершинам треугольника; б–горизонтальное; в–обратная елка; г –бочка

Рис. 1.7. Промежуточные опоры:

а – одностоечная 6 – 10 кВ;б – П-образная с ветровыми связями 110 кВ.

Рис. 1.8. Деревянная анкерная угловая одноцепная свободностоящая опора ВЛ 35 – 110 кВ.

Транспозицию применяют на линиях напряжением 110 кВ и выше протяженностью более 100 км для того, чтобы сделать емкость и индуктивность всех трех фаз цепи ВЛ одинаковыми. При этом последовательно меняют на опорах взаимное расположение проводов по отношению друг к другу на разных участках линии. Провод каждой фазы проходит одну треть длины линии на одном, вторую – на другом и третью – на третьем месте. Одно такое тройное перемещение проводов называют циклом транспозиции (рис. 1.5).

Наиболее распространенные расположения проводов и грозозащитных тросов на опорах изображены на рис. 1.6. Расположение проводов треугольником(рис. 1.6, а) применяют на ВЛ 20 кВ и на одноцепных ВЛ 35 – 330 кВ с металлическими и железобетонными опорами. Горизонтальное расположение проводов (рис. 1.6, б) используют на ВЛ 35 – 220 кВ с деревянными опорами и на ВЛ 330 кВ. Это расположение проводов позволяет применять более низкие опоры и уменьшает вероятность схлестывания проводов при образовании гололеда и пляске проводов. Поэтому горизонтальное расположение предпочтительнее в гололедных районах.

Рис. 1.9. Металлические опоры:

а–промежуточная одноцепная на оттяжках 500 кВ; б–промежуточная V-образная 1150 кВ; в–промежуточная опора ВЛ постоянного тока 1500 кВ; г – элементы пространственных решетчатых конструкций

На двухцепных ВЛ расположение проводов обратной елкой удобнее по условиям монтажа (рис. 1.6, а), но увеличивает массу опор и требует подвески двух защитных тросов. Наиболее экономичны и распространены на двухцепных ВЛ 35 – 330 кВ стальные и железобетонные опоры с расположением проводов бочкой(рис. 1.6, г).

Деревянные опоры широко применяют на ВЛ до 110 кВ включительно. Достоинства этих опор – малая стоимость (в районах, располагающих лесными ресурсами) и простота изготовления. Недостаток – подверженность древесины гниению, особенно в месте соприкосновения с почвой. Эффективное средство против гниения – пропитка специальными антисептиками.

Рис. 1.10. Металлические свободностоящие двухцепные опоры:

а–промежуточная 220 кВ; б–анкерная угловая 110 кВ

Для ВЛ 6 – 10 кВ (рис. 1.7, а) со штыревыми изоляторами 6, закрепленными на крюках 5, наиболее целесообразна одностоечная промежуточная опора с треугольным расположением проводов 7. Опоры делают в большинстве случаев составными. Нога опоры состоит из двух частей: длинной (стойки 3) и короткой (пасынка 1). Пасынок соединяют со стойкой двумя бандажами 2 из стальной проволоки. Анкерные и промежуточные угловые опоры для ВЛ 6 – 10 кВ выполняются в виде А-образной конструкции.

Для ВЛ 110 кВ, а также 35 кВ с подвесными изоляторами 6 применяются деревянные опоры с горизонтальным расположением проводов 7. Промежуточная опора для этих ВЛ представляет собой портал, имеющий две стоики с ветровыми связями 8 и горизонталь-

ную траверсу 4 (рис 1.7, б). Анкерные угловые опоры для ВЛ 35 – 110 кВ выполняются в виде пространственных А–П-образных конструкций (рис. 1.8).

Металлические опоры (стальные), применяемые на линиях электропередачи напряжением 35 кВ и выше, достаточно металлоемкие и требуют окраски в процессе эксплуатации для защиты от коррозии. Устанавливают металлические опоры на железобетонных фундаментах. Эти опоры по конструктивному решению тела опоры могут быть: башенными или одностоечныим (рис. 1.1) и портальными (рис. 1.9, а), а по способу закрепления на фундаментах – свободностоящимиопорам (рис. 1.1 и 1.10) и опорам на оттяжках (рис. 1.9, а – в). Независимо от конструктивного решения и схемы металлические опоры выполняются в виде пространственных решетчатых конструкций (рис. 1.9, г). Унифицированная одноцепная промежуточная опора ВЛ 110 кВ показана на рис. 1.1, а двухцепная ВЛ 220 кВ – на рис. 1.10, а. Анкерные опоры от-

Рис. 1.11. Промежуточные железобетонные свободностоящие одноцепные опоры:

а–со штыревыми изоляторами 6 – 10 кВ; б –35 кВ; в – 110 кВ; г – 220 кВ.

личаются от промежуточных увеличенными вылетами траверс и усиленной конструкцией тела опоры. На ВЛ 500 кВ, как правило, применяется горизонтальное расположение проводов. Промежуточные опоры 500 км могут быть портальными свободностоящими или на оттяжках. Наиболее распространенная конструкция опоры 500 кВ – портал на оттяжках (рис. 1.9, а). Для линии 750 кВ применяются как портальные опоры на оттяжках, так и V-образные опоры типа «Набла» с расщепленными оттяжками. Для использования на линиях 1150 кВ в конкретных условиях разработан ряд конструкций опор – портальные, V-образные, с вантовой траверсой. Основным типом промежуточных опор для линий 1150 кВ являются V-образные опоры на оттяжках с горизонтальным расположением проводов (рис. 1.9, б).

Рис. 1.12. Промежуточные железобетонные опоры:

а – одностоечная свободностоящая двухцепная 110 кВ; б - портальная с оттяжками одноцепная 500 кВ

Железобетонные опоры долговечнее деревянных, требуют меньше металла, чем металлические, просты в обслуживании и поэтому широко применяются на ВЛ до 500 кВ включительно. При изготовлении железобетонных опор для обеспечения необходимой плотности бетона применяются виброуплотнение и центрифугирование. Виброуплотнение производится различными вибраторами (инструментами или навесными приборами), а также на вибростолах. Центрифугирование обеспечивает очень хорошее уплотнение бетона и требует специальных машин – центрифуг. На ВЛ 110 кВ и выше стойки опор и траверсы портальных опор – центрифугированные трубы, конические или цилиндриские. На ВЛ 35 кВ

стойки – центрифугированные или из вибробетона, а для ВЛ более низкого напряжения – только из вибробетона. Траверсы одностоечных опор – металлические оцинкованные. Одностоечные опоры 6 – 10 кВ и 35 – 220 кВ бывают как свободностоящие (промежуточные, рис. 1.11, 1.12, а), так и на оттяжках (анкерные угловые). Портальные опоры как свободностоящие, так и на растяжках применяются на ВЛ 330 – 500 кВ (рис. 1.12, б). Провод каждой фазы ВЛ 500 кВ расщеплен на три.

В нашей стране проведена унификация конструкций металлических и железобетонных опор для ВЛ 35 – 500 кВ. В результате сокращено число типов и конструкций опор и их деталей. Это позволило серийно производить опоры на заводах, что ускорило и удешевило сооружение линий.

1.4. ИЗОЛЯТОРЫ И ЛИНЕЙНАЯ АРМАТУРА.

Линейные изоляторы предназначены для изоляции и крепления проводов на ВЛ и в распределительных устройствах электрических станций и подстанций. Изготавливаются они из фарфора или закаленного стекла. По конструкции изоляторы разделяют на штыревые и подвесные.

Штыревыеизоляторы применяются на ВЛ напряжением до 1 кВ и на ВЛ 6 – 35 кВ (35 кВ – редко и только для проводов малых сечений). На номинальное напряжение 6 – 10 кВ и ниже изоляторы изготавливают одноэлементными (рис. 1.13, а), а на 20 – 35 кВ - двухэлементными (рис. 1.13, б). В условном обозначении изолятора буква и цифры обозначают: Ш – штыревой; Ф (С) – фарфоровый (стеклянный); цифра – номинальное напряжение, кВ; последняя буква А, Б, В – исполнение изолятора.

Рис. 1.13. штыревые и подвесные изоляторы:

а – штыревой 6-10 кВ, б – штыревой 20-35 кВ, в – подвесной тарельчатого типа

Подвесной изолятор тарельчатого типа наиболее распространен на ВЛ напряжением 35 кВ и выше. Подвесные изоляторы (рис. 1.13, в) состоят из фарфоровой или стеклянной изолирующей части и металлических деталей – шапки 2 и стержня 3, соединяемых с изолирующей частью посредством цементной связки 4. На рис. 1.13, в показан фарфоровый изолятор нормального исполнения. Для ВЛ в районах с загрязненной атмосферой разработаны конструкции изоляторов грязестойкого исполнения с повышенными разрядными характеристиками и увеличенной длиной пути утечки. В условном обозначении изолятора буквы и цифры означают: П – подвесной; Ф (С) – фарфоровый (стеклянный); Г – для загрязненных районов; цифра – класс изолятора, кН (класс изолятора соответствует электромеханической разрушающей нагрузке); А, Б, В – исполнение изолятора.

Рис. 1.4. Поддерживающие и натяжные гирлянды изоляторов и линейная арматура:

а - поддерживающая гирлянда изоляторов с глухим зажимом; б - натяжная гирлянда изоляторов с болтовым зажимом; в - глухой поддерживающий зажим; г - болтовой натяжной зажим; д -прессуемый натяжной зажим; е, ж - соединители овальный с обжатием и закручиванием; з - соединитель прессуемый; и -подвеска гасителей вибрации у натяжных и поддерживающих зажимов; к - демпфирующая петля; л – распорки

Подвесные изоляторы собирают в гирлянды (рис. 1.14, а, б), которые бывают поддерживающими и натяжными. Первые монтируют на промежуточных опорах, вторые – на анкерных. Число изоляторов в гирлянде зависит от напряжения линии. Например, в поддерживающих гирляндах ВЛ с металлическими и железобетонными опорами 35 кВ должно быть 3 изолятора; 110 кВ – 6 ÷ 8, 220 кВ – 10÷14 и т. д.

Штыревые изоляторы крепятся на опорах при помощи крюков 5 (рис. 1.7, а) или штырей (рис. 1.11, а). Если требуется повышенная надежность, то на анкерные опоры устанавливают не один, а два и даже три штыревых изолятора.

Линейная арматура, применяемая для крепления проводов к изоляторам и изоляторов к опорам, делится на следующие основные виды: зажимы, применяемые для закрепления проводов в гирляндах подвесных изоляторов; сцепную арматуру для подвески гирлянд на опорах и соединения многоцепных гирлянд друг с другом, а также соединители для соединения проводов и тросов в пролете.

Сцепная арматура включает скобы, серьги и ушки. Скоба предназначена для присоединения гирлянды к траверсе опоры или к закрепляемым на траверсе деталям. Поддерживающая гирлянда изоляторов (рис. 1.14,а) закрепляется на траверсе промежуточной опоры при помощи серьги 1 (или 5 на рис. 1.7, б). Серьга 1 с одной стороны соединяется со скобой или с деталью на траверсе, а с другой стороны вставляется в шапку верхнего изолятора 2. К нижнему изолятору гирлянды за ушко 3 прикреплен поддерживающий зажим 4, в котором помещен провод 5.

Зажимы для закрепления проводов и тросов в гирляндах подвесных изоляторов подразделяются на поддерживающие, подвешиваемые на промежуточных опорах, и натяжные, применяемые на опорах анкерного типа. По прочности закрепления провода поддерживающие зажимы подразделяются на глухие и с заделкой ограниченной прочности. Глухой зажим показан на рис. 1.14, в. Нажимные болты 1 через плашку 2 прижимают провод к корпусу зажима («лодочке») 3 и удерживают его на месте при одностороннем тяжении. Провод и трос в случае обрыва в одном из пролетов, как правило, не вытягиваются из зажима, и тяжение провода или троса, оставшегося необорванным, передается на промежуточную опору. Глухие зажимы – основной тип зажимов, применяемых в настоящее времяна ВЛ 35 – 500 кВ.

Зажимы с ограниченной прочностью заделки применяются на ВЛ 500 кВ. При обрыве провод протягивается (проскальзывает) в зажиме, что уменьшает продольную нагрузку на промежуточную опору. Однако опыт эксплуатации линий 500 кВ с зажимами ограниченной прочности заделки не вполне удовлетворителен.

На анкерных опорах провода закрепляют наглухо при помощи натяжных зажимов. Провода одной фазы электрически соединены друг с другом отрезком провода в виде петли или шлейфа, свободно висящего под гирляндами (рис. 1.3, 1.8). Существует несколько типов натяжных зажимов: болтовые – для проводов сечением 35 – 500 мм²; прессуемые – для сталеалюминиевых проводов сечением 300 мм² и более; клиновые – для подвески стальных тросов. Соответственно закрепление проводов и тросов в натяжных зажимах осуществляется с помощью нажимных плашек и болтов, спрессовыванием частей зажима на проводе, а также заклиниванием троса между телом зажима и клином под действием тяжения по тросу. Болтовые зажимы (рис. 1.14, г) состоят из корпуса 1, плашек 2, натяжных болтов с гайками 3 и прокладок 4 из алюминия. Прессуемые зажимы (рис. 1.14, д) состоят из стального анкера 7, в котором на длине l₁ спрессовывается стальной сердечник провода, и алюминиевого корпуса 2, в котором на длине l₂ спрессовывается алюминиевая часть провода со стороны пролета, а на длине l – шлейф.

Промышленность выпускает провода кусками определенной длины. На ВЛ эти куски проводов соединяют друг с другом с помощью соединителей,подразделяемых на овальные и прессуемые.

Овальные соединители (рис. 1.14, е, ж) применяются для проводов сечением до 185 мм² включительно. В них провода укладываются внахлест, после чего производится обжатие соединителя с помощью специальных клещей (рис. 1.14, е). Сталеалюминиевые провода сечением до 95 мм² включительно закрепляются в соединителях методом скручивания (рис. 1.14, ж).

Прессуемые соединители используются для соединения проводов сечением 240 мм² и более и стальных тросов всех сечений. Для сталеалюминиевых проводов эти зажимы состоят из двух трубок: одной – стальной, предназначенной для соединения внутренних стальных жил, и другой – алюминиевой, накладываемой поверх первой и служащей для соединения наружных алюминиевых жил (рис. 1.14, з).

К проводам ВЛ вблизи от зажимов подвешиваются гасители вибрации с грузами или демпфирующие петли, применение которых уменьшает вибрацию и позволяет предотвратить излом проволок провода. Гаситель состоит из двух чугунных грузов 1, соединенных стальным тросом 2 (рис. 1.14, и). Частота собственных колебаний гасителей во много раз меньше, чем провода, и вибрация последнего в результате уменьшается. Для алюминиевых и сталеалюминиевых проводов малых сечений защита от вибраций осуществляется с помощью демпфирующей петли 1 из провода той же марки. Петля прикрепляется к проводу болтовыми зажимами 2 по обе стороны поддерживающего зажима 3 у подвесной гирлянды изоляторов 4 (рис. 1.14, к).

На проводах ВЛ 330 – 750 кВ применяются распорки 1 (рис. 1.14, л) для фиксации проводов расщепленной фазы 2 относительно друг друга. Эти распорки обеспечивают требуемое расстояние между отдельными проводами фазы и предохраняют их от схлестывания, соударения и закручивания.

1.5. КОНСТРУКЦИЯ КАБЕЛЕЙ И КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ.

Силовые кабели состоят из одной или нескольких токопроводящих жил, отделенных друг от друга и от земли изоляцией. Поверх изоляции для ее предохранения от влаги, кислот и механических повреждений накладывают защитную оболочку ,и стальную ленточную броню с защитными покровами. Токопроводящие жилы, как правило, изготовляются из алюминия как однопроволочными (сечением до 16 мм²), так и многопроволочными. Применение кабелей с медными жилами предусмотрено только в специальных случаях, например во взрывоопасных помещениях, в шахтах, опасных по газу и пыли. На переменном токе до 1 кВ применяют четырехжильные кабели, сечение четвертой, нулевой жилы меньше, чем основных. Кабели в сетях переменного тока до 35 кВ – трехжильные, кабели 110 кВ и выше–одножильные. На постоянном токе применяют одножильные и двухжильные кабели.

Изоляция выполняется из специальной пропитанной минеральным маслом кабельной бумаги, накладываемой в виде лент на токопроводящие жилы. При прокладке кабелей на вертикальных и крутонаклонных трассах возможно перемещение пропитывающего состава вдоль кабеля. Поэтому для таких трасс изготовляются кабели с обедненно-пропитанной изоляцией и с не стекающим пропитывающим составом. Изготовляются также кабели с резиновой или полиэтиленовой изоляцией.

Защитные оболочки, накладываемые поверх изоляции для ее предохранения от влаги и воздуха, бывают свинцовыми, алюминиевыми или поливинилхлоридными. Рекомендуется широко использовать кабели в алюминиевой оболочке. Кабели в свинцовой оболочке предусмотрены для прокладки под водой, в угольных и сланцевых шахтах, в особо опасных коррозионно-активных средах. В остальных случаях выбор кабелей в свинцовой оболочке надо специально технически обосновать.

Свинцовые, алюминиевые или поливинилхлоридные оболочки надо защитить от механических повреждений. Для этого на оболочку накладывают броню из стальных лент или проволок. Алюминиевая оболочка и стальная броня в свою очередь подлежат защите от коррозии, химического воздействия и блуждающих в земле токов. Для этого между оболочкой и броней, а также поверх брони накладывают внутренний и внешний защитные покровы. Внутренний защитный покров (или подушка под броней) – это джутовая прослойка из хлопчатобумажной пропитанной пряжи или из кабельной сульфатной бумаги. Поверх этой бумаги накладывают еще две поливинилхлоридные ленты. Наружный защитный покров – также из джута, пропитанного антикоррозионным составом. Для прокладки в туннелях и других местах, опасных в пожарном отношении, применяют специальные кабели с негорючими защитными покровами.

Кабели напряжением до 10 кВ изображены на рис. 1.15, а, б. На рис. 1.15, а показан четырехжильный кабель до1кВ: 1 – токопроводящие фазные жилы; 2 – бумажная фазная и поясная изоляция; 3 – алюминиевая или свинцовая защитная оболочка; 4 – стальная броня; 5 – защитный покров; 6 –бумажное заполнение; 7 – нулевая жила. На рис. 1.15, б изображен трехжильный кабель 1 – 10 кВ с бумажной изоляцией:1 – медная или алюминиевая токопроводящая жила; 2 – фазная изоляция; 3 – общая поясная изоляция; 4 – свинцовая или алюминиевая оболочка; 5 – подушка под броней; 6 – стальная броня; 7 – защитные покровы; 8 – заполнение.

Каждая из трех жил кабелей 1 – 10 кВ имеет форму сектора и обмотана фазной изоляцией (двумя или более слоями лентами пропитанной кабельной бумаги). Пространство между жилами заполняют жгутами из сульфатной бумаги 8. Поверх жил накладывают общую поясную изоляцию 3 той же структуры, что и фазная изоляция жил кабеля (рис. 1.15, б).

Силовые линии электрического поля в кабелях с поясной изоляцией и общей металлической оболочкой имеют различные углы наклона по отношению к слоям бумаги (рис. 1.15, б), что обусловливает в них как нормальные, так и касательные (тангенциальные) составляющие поля, а это заметно ухудшает свойства кабеля. Электрическая прочность заполнителей также значительно ниже, чем пропитанной изоляции. Из-за этого недостатка кабели с поясной изоляцией и общей металлической оболочкой не применяются на напряжение выше 10 кВ.

Трехжильные кабели 20–35 кВ состоят из отдельно освинцованных или экранированных жил (рис. 1.15, г, д). В первом случае (рис. 1.15, д) бесшовная свинцовая оболочка 4 положена поверх бумажной фазной изоляции каждой жилы 3. В кабеле с экранированными жилами поверх бумажной изоляции каждой жилы наложен экран – слой перфорированной медной ленты или ленты из перфорированной металлизированной бумаги. Свинцовая оболочка или экран создает эквипотенциальные поверхности вокруг изоляции каждой из фаз, при которых существуют лишь радиальные силовые линии электрического поля в фазной изоляции (рис. 1.15, г).

Рис. 1.15. Силовые кабели:

а – четырехжильный до 1 кВ; б– с бумажной пропитанной изоляцией 1–10 кВ; в, г – электрическое поле в кабеле с поясной изоляцией и экранированными или освинцованными жилами; д–на напряжение 20–35 кВ; е–маслонаполненный низкого давления 110–220 кВ; ж–маслонаполненный высокого давления 220 кВ.

Свинцовые оболочки поверх жил сравнивают и тепловые поля в изоляции фаз. В кабеле на 20 и 35 кВ на рис. 1.15, д: 1 – круглая токопроводящая жила; 2 – полупроводящие экраны; 3 – фазная изоляция; 4 – свинцовая оболочка; 5 – подушка. Промежутки между свинцованными жилами заполнены пропитанной кабельной пряжей 6. Все три жилы скручены друг с другом и покрыты стальной броней 7. Защитный покров от коррозии – кабельная пряжа 8, пропитанная битумным составом.

Газонаполненные кабели применяются при напряжении 10 – 110 кВ. Это освинцованные кабели с изолирующей бумагой, пропитанной относительно малым количеством компаунда. Кабель находится под небольшим избыточным давлением инертного газа (обычно азота), что значительно повышает изолирующие свойства бумаги. Постоянство давления обеспечивается тем, что утечки газа компенсируется непрерывной подпиткой.

Кабели переменного тока 110 и 220 кВ изготовляют маслонаполненными и, как правило, одножильными. Конструкция маслонаполненного кабеля с бумажной пропитанной изоляцией на 110 и 220 кВ изображена на рис. 1.15, е: 1 – маслопроводящий канал; 2 – полая токопроводящая жила, скрученная из фасонных луженых проволок; 3 – экран из двух-трех лент полупроводящей бумаги; 4 – изоляция; 5 – металлическая оболочка; 6 – подушка из поливинилхлоридных лент; 7 – медные усиливающие ленты; 8 – броня; 9 – защитные покровы. Эти кабели изготовляются с изоляцией из бумажных лент различной

плотности, пропитанных высоковольтным нефтяным или синтетическим маслом малой вязкости. Маслопроводящий канал этих кабелей через специальные муфты периодически по трассе прокладки соединяется с баками давления, которое может достигать 0,3 МПа. Избыточное давление масла исключает возможность образования пустот в изоляции кабеля и значительно повышает его электрическую прочность. По значению давления, под которым находится масло, кабели делятся на кабели низкого (рис. 1.15, е) и высокого давления. Длительно допустимое избыточное давление масла в кабелях низкого давления должно быть в пределах 0,06 – 0,3 МПа, а в кабелях высокого давления – 1,1–1,6 МПа. Кабели высокого давления наиболее целесообразны на 220 – 500 кВ при прямых трассах. Конструкция такого кабеля 220 кВ показана на рис. 1.15, ж. Три однофазных кабеля размещены в стальном трубопроводе 1, покрытом защитным покровом 7 и заполненном изоляционном маслом 6 под избыточным давлением до 1,5 МПа. Токоведущая жила 4 из медных круглых проволок имеет бумажную изоляцию 3 с вязкой пропиткой. Поверх изоляции и полупроводящих бумажных лент наложена медная перфорированная лента 2 (экран), а сверх нее – две бронзовые полукруглые проволоки 5, которые служат для механической защиты изоляции от повреждений во время протягивания в стальном трубопроводе и, кроме того, способствуют улучшению циркуляции масла. Свинцовая оболочка на таком кабеле нужна только на период транспортировки и хранения; перед затягиванием кабеля в стальной трубопровод ее снимают.

Принципиально новые конструкции кабелей разрабатываются для значительного увеличения их пропускной способности. К ним принадлежат электропередачи в трубах со сжатым газом и криогенные кабельные линии.

Рис. 1.16. Арматура и способы прокладки кабелей:

а–свинцовая соединительная муфта для кабелей 6–110 кВ; б–концевая заделка типа КВЭ с пластмассовыми трубками на жилах, в–трехфазная концевая муфта наружной установки типа КНЧ для кабелей 6–10 кВ; г – прокладка кабелей в земляных траншеях; д–проходной кабельный туннель;е–кабельный блок

Марки кабелей состоят из начальных букв слов, характеризующих их конструкцию. Первая буква А соответствует алюминиевым жилам, отсутствие обозначения – медным. Оболочки кабелей обозначаются буквами: А – алюминиевая, С – свинцовая, В – поливинилхлоридная, Н – резиновая, наиритовая; П – полиэтиленовая; кабели с отдельно освинцованными жилами маркируются буквой О. Обозначения марок кабелей с различными бронированными защитными покровами отмечаются следующими буквами: Б – стальные ленты, П – плоские стальные оцинкованные проволоки, К – такие же проволоки, но круглые. Отсутствие в конструкции кабеля брони и защитного слоя обозначается буквой Г. Маслонаполненные кабели низкого давления маркируются буквами МН в начале названия кабеля, кабели высокого давления – буквами МВД.

Например, кабелям, изображенным на рис. 1.15, а, б, с медными жилами и свинцовой оболочкой соответствует марка СБ, а с алюминиевыми жилами и алюминиевой оболочкой – ААБ. Изображенному на рис. 1.15, дкабелю с медными жилами соответствует марка ОСБ.

Рядом с маркой кабеля обычно указывают число и сечение токоведущих жил кабеля. Например, СБ 3×95 означает: кабель в свинцовой оболочке, бронированный стальными лентами, с тремя медными жилами сечением 95мм².

Кабельная арматура предназначена для соединения отдельных отрезков (строительных длин) кабеля, а также для присоединения концов кабелей к аппаратуре или шинам распределительных устройств. Арматура для соединения отрезков кабеля – соединительные муфты. Арматура для оконцевания кабелей на открытом воздухе и внутри помещений – концевые муфты и концевые заделки. Основное назначение всех этих муфт и заделок – герметизация кабелей в местах соединений и оконцеваний.

Соединительная муфта изображена на рис. 1.16, а. Зачищенные от изоляции концы жил кабеля 1 путем пайки или сварки соединяют друг с другом в специальных соединительных гильзах 6 и изолируют лентами кабельной бумаги (подмотка рулонами 5). Поверх соединения жил надевают корпус свинцовой муфты 3, концы которой припаивают к свинцовой (или алюминиевой) оболочке кабеля 2. Через специальные заливочные отверстия 4 муфту заполняют кабельной массой. После этого отверстия запаивают. На рис. 1.16, а 7 – провод заземления, 8 – бандажи. Свинцовые соединительные муфты при прокладке в земле защищаются от механических повреждений защитными кожухами из чугуна или из стеклопластика.

На рис. 1.16, б показана сухая концевая заделка типа КВЭ, при монтаже которой не применяются кабельные заливочные составы. Герметизация жил 3 разделанного кабеля осуществляется с помощью трехслойных пластмассовых трубок 2, надеваемых на жилы. На рис. 1.16, б: 1 – наконечник; 4 – металлическая оболочка кабеля; 5 – корпус из эпоксидного компаунда; 6 – наконечник провода заземления; 7 – провод заземления.

На рис. 1.16, в показана концевая муфта типа КНЧ 10–240 с вертикально расположенными изоляторами, применяемая в наружных установках при соединении кабелей с трансформаторами и распределительными устройствами. На этом рисунке 1 – металлический корпус; 2 – фарфоровый изолятор; 3 – заземляющий провод.

Специальная аппаратура поддерживает давление масла в маслонаполненных кабельных линиях в заданных пределах.

Прокладка кабелей осуществляется в помещениях и вне их. Вне помещений кабели обычно прокладывают в земляных траншеях (рис. 1.16, г). На дно траншеи насыпают мягкую подушку из просеянной земли или песка. Кабель засыпают слоем мягкого грунта, а затем для защиты от механических повреждений покрывают кирпичом или бетонными плитами. После этого кабельную траншею засыпают землей и послойно утрамбовывают.

На переходах через автомобильные дороги и под железнодорожными путями кабель прокладывают в асбестоцементных или бетонных трубах. При прокладке большого количества кабелей применяют коллекторы, туннели, каналы и блоки. Коллектор предназначен для совместного размещения в нем кабельных линий, водопровода и теплопровода. Применение коллекторов целесообразно при сооружении новых или при реконструкции существующих улиц крупных городов. Туннель предназначен для прокладки только кабельных линий (силовых и связи) (рис. 1.16, д). Туннели и коллекторы могут быть круглыми и прямоугольными. Емкость одного туннеля – от 20 до 50 кабелей. При меньшем количестве кабелей применяются кабельные каналы. В больших городах и на крупных предприятиях кабели иногда прокладывают в блоках (рис. 116, е). Обычно это асбестоцементные трубы, стыки которых заделаны бетоном.

1.6. ТОКОПРОВОДЫ И ВНУТРЕННИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ СЕТИ.

Токопроводы промышленных предприятий широко применяются для передачи токов в тысячи и сотни ампер при напряжениях до 20 кВ. По токопроводам высокого напряжения 6 – 20 кВ электроэнергия передается от источников питания (теплоэлектроцентрали или головной понизительной подстанции) к цеховым подстанциям и отдельным мощным электроприемникам. Токопроводами низкого напряжения U<1 кВ выполняют сети внутри цехов промышленных предприятий. Токопроводы высокого напряжения прокладывают в закрытых галереях или туннелях или в виде шинных мостов и подвесных гибких токопроводов. Наружные токопроводы 6 – 20 кВ выполняют из неизолированных однопроволочных или многопроволочных проводов.

Токопроводы внутри цехов обычно выполняют из алюминиевых шин. В коррозионнопасных условиях или при необходимости повышенной гибкости применяют медные шины. Иногда шины укрепляются с помощью изоляторов и помещаются в закрытый кожух для защиты от механических повреждений, пыли и т.д.

Также применяются токопроводы, на которых устанавливают ответвительные коробки со специальными разъемными контактами. С помощью последних можно присоединять приемники, не снимая напряжение с токопровода, но при отключенном приемнике.

Внутренние электрические сети расположены внутри зданий и выполняются изолированными проводами и шнурами, кабелями и токопроводами. Провода с резиновой и пластмассовой изоляцией служат для распределения энергии силовых и осветительных установок при неподвижной прокладке на открытом воздухе и внутри помещений, а провода некоторых марок–при открытой проводке в трубах или под штукатуркой, а также для питания электродвигателей и подключения промышленных и лабораторных переносных аппаратуры и приборов. Соединительные шнуры предназначены для присоединения различных бытовых электрических машин, приборов, радиоаппаратуры, телевизоров и других подвижных и неподвижных установок к электрическим сетям переменного тока напряжением до 0,66 кВ.

Проводки внутренних сетей делятся на открытые и скрытые. Открытые проводки выполняются по поверхностям стен, потолков, по фермам и т. д. К ним относятся изолированные провода, закрепленные на изоляторах или проложенные в стальных лотках, прикрепленных к стенам, а также кабели на скобах и токопроводы.

Скрытые проводки прокладывают внутри стен, полов, перекрытий. Сменяемые скрытые проводки – это провода и кабели в различных трубах, каналах, которые при повреждении можно заменить без разрушения строительной конструкции. Несменяемые скрытые проводки наглухо заделывают в теле строительной конструкции, например под слоем штукатурки. При их повреждении надо разрушать строительную конструкцию или заменять скрытую проводку на открытую.

Введение

Вторая глава посвящена вопросам расчета характеристик и параметров основных элементов электроэнергетической системы: линий, трансформаторов, нагрузок и генераторов.

Подробно рассмотрено представление линий электропередачи длиной до 400-500 км в виде П-образной схемы замещения. Приведены расчетные выражения для определения параметров П-образной схемы замещения линии. Дана упрощенная схема замещения ВЛ 110-220 кВ.

Схема замещения двухобмоточного трансформатора представлена в виде Г-образной схемы замещения. Выводятся формулы для определения параметров схемы замещения по паспортным или каталожным данным трансформатора. Рассмотрены особенности представления схем замещения трехобмоточных и автотрансформаторов.

Дается понятие статической характеристики нагрузки по напряжению и частоте. Приводятся типовые статические характеристики комплексной нагрузки по напряжению и частоте. Рассмотрено шесть способов задания нагрузок при расчетах режимов сетей.

В конце главы представлены три способа задания генераторов при расчетах установившихся режимов.

2. ХАРАКТЕРИСТИКИ И ПАРАМЕТРЫ ЭЛЕМЕНТОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ.

2.1. СХЕМЫ ЗАМЕЩЕНИЯ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ.

В большинстве случаев можно полагать, что параметры линии электропередачи (активное и реактивное сопротивления, активная и емкостная проводимости) равномерно распределены по ее длине. Для линии сравнительно небольшой длины распределенность параметров можно не учитывать и использовать сосредоточенные параметры: активное и реактивное сопротивления линии и , активную и емкостную проводимости линии и .

Воздушные линии электропередачи напряжением 110 кВ и выше длиной до 300 – 400 км обычно представляются П-образной схемой замещения (рис. 2.1).

Рис. 2.1. П-образная схема замещения воздушной линии электропередачи.

Активное сопротивление определяется по формуле

, (2.1)

где – удельное сопротивление, Ом/км, при температуре провода +20 °С (для сталеалюминиевыхи других проводов из цветных металлов определяется по таблицам в зависимости от поперечного сечения, для стальных проводов зависит от сечения и протекающего тока и также находится по таблицам. При температуре провода, отличной от 20 °С, сопротивление линии уточняется по соответствующим формулам.); – длина линии, км.

Реактивное сопротивление определяется следующим образом:

,

(2.2)

где – удельное реактивное сопротивление, Ом/км.

Удельные индуктивные сопротивления фаз воздушной линии в общем случае различны. При расчетах симметричных режимов используют средние значения , которые берутся из справочных таблиц в зависимости от материала, сечения, среднегеометрического расстояния между фазами и напряжения ВЛ или рассчитываются следующим образом:

,

(2.3)

Рис. 2.2. Расположение проводов линии электропередачи:

а - по углам равностороннего треугольника; б- при горизонтальном расположении фаз.

где – радиус провода, см; – среднегеометрическое расстояние между фазами, см, определяемое следующим выражением:

, (2.4)

где – расстояние между проводами соответственно фаз . Например, при расположении фаз по углам равностороннего треугольника (рис. 2.2, а) со стороной среднегеометрическое расстояние равно .

В линиях электропередачи при кВ провод каждой фазы расщепляется на несколько проводов. Это соответствует увеличению эквивалентного радиуса. В выражении (2.3) вместо используется

,

(2.5)

где – эквивалентный радиус провода, см; – среднегеометрическое расстояние между проводами одной фазы, см; – число проводов в одной фазе.

Для линии с расщепленными проводами последнее слагаемое в (2.3) уменьшается в раз, т.е. имеет вид . Удельное активное сопротивление фазы линии с расщепленными проводами определяется так:

,

где – удельное сопротивление провода данного сечения, определенное по справочным таблицам.

Активная проводимость линии соответствует двум видам потерь активной мощности: от тока утечки через изоляторы и на корону.

Токи утечки через изоляторы малы, и потерями мощности в изоляторах можно пренебречь. Наиболее радикальным средством снижения потерь мощности на корону является увеличение диаметра провода. В связи этим задаются наименьшие допустимые сечения по короне: на 110 кВ – 70 , 150 кВ – 120 , 220кВ – 240 .

При расчете установившихся режимов сетей до 220 кВ активная проводимость практически не учитывается. В сетях с кВ при определении потерь мощности, при расчете оптимальных режимов необходимо учитывать потери на корону. Обычно при этом учитываются различные виды зависимости потерь на корону от напряжения.

Емкостная проводимость линии обусловлена емкостями между проводами разных фаз и емкостью проводземля и определяется следующим образом:

,

(2.6)

где – удельная емкостная проводимость, См/км, которая может быть определена по справочным таблицам или по следующей формуле:

.

(2.7)

Рис. 2.3. Схемы замещения линий электропередачи:

а ,б-воздушная линия 110-330 кВ с емкостной проводимостью и с реактивной мощностью, генерируемой емкостью линий; в-воздушная линия кВ; г-кабельная линия кВ Для большинства расчетов в сетях 110 – 220 кВ линия электропередачи обычно представляется более простой схемой замещения (рис. 2.3, 6). В этой схеме вместо емкостной проводимости (рис.2.3, а) учитывается реактивная мощность, генерируемая емкостью линий. Половина емкостной мощности линии, Мвар, равна

,

(2.8)

где и – фазное и междуфазное напряжение, кВ; – емкостный ток на землю, .

Из (2.8) следует, что мощность , генерируемая линией, сильно зависит от напряжения. Чем выше напряжение, тем больше емкостная мощность.

Для воздушных линий напряжением 35 кВ и ниже емкостную мощность можно не учитывать (рис. 2.3, б). Для линий кВ при длине более 300 – 400 км для определения параметров П-образной схемы замещения учитывают равномерное распределение сопротивлений и проводимостей вдоль линии.

Кабельные линии электропередачи представляют такой же П-образной схемой замещения, что и воздушные линии (рис. 2.1). Удельные активные и реактивные сопротивления определяют по справочным таблицам, так же как и для воздушных линий. При расчетах режимов для кабельных сетей напряжением 10 кВ и ниже можно учитывать только активное сопротивление (рис. 2.3, г). Емкостный ток и в кабельных линиях больше, чем в воздушных. В кабельных линиях высокого напряжения учитывают (рис. 2.3, 6), причем удельную емкостную мощность , квар/км, можно определить по таблицам. Активную проводимость учитывают для кабелей 110 кВ и выше. Удельные параметры схемы замещения кабеля , а также , приведенные в справочных таблицах, ориентировочны, более точно их можно определить по заводским характеристикам кабеля

2.2. СХЕМЫ ЗАМЕЩЕНИЯ ТРАНСФОРМАТОРОВ И АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ

Двухобмоточный трансформатор (рис. 2.4, а) можно представить в виде Г-образной схемы замещения (рис. 2.4, б). Продольная часть схемы замещения содержит и – активное и реактивное сопротивления трансформатора. Эти сопротивления равны сумме соответственно активных и реактивных сопротивлений первичной и приведенной к ней вторичной обмоток. В такой схеме замещения отсутствует трансформация, т. е. отсутствует идеальный трансформатор, но сопротивление вторичной обмотки приводится к первичной. При этом приведении сопротивление вторичной обмотки умножается на квадраткоэффициента трансформации. Если сети, связанные трансформатором, рассматриваются совместно, причем параметры сетей не приводятся к одному базисному напряжению, то в схеме замещения трансформатора учитывается идеальный трансформатор.

Рис. 2.4. Двухобмоточный трансформатор

а - условное обозначение; б - Г-образная схема замещения; в - упрощенная схема замещения

Поперечная ветвь схемы (ветвь намагничивания) состоит из активной и реактивной проводимостей и . Активная проводимость соответствует потерям активной мощности в стали трансформатора от тока намагничивания (рис. 2.4, б). Реактивная проводимость определяется магнитным потоком взаимоиндукции в обмотках трансформатора.

В расчетах электрических сетей двухобмоточные трансформаторы при кВ представляют упрощенной схемой замещения (рис. 2.4, в). В этой схеме вместо ветви намагничивания учитываются в виде дополнительной нагрузки потери мощности в стали трансформатора или потери холостого хода .

Для каждого трансформатора известны следующие параметры (каталожные данные): – номинальная мощность, МВ·А; – номинальные напряжения обмоток высшего и низшего напряжений, кВ; – активные потери холостого хода, кВт; % – ток холостого хода, % ; – потери короткого замыкания, кВт; % – напряжение короткого замыкания, % . По этим данным можно определить все параметры схемы замещения трансформатора (сопротивления и проводимости), а также потери мощности в нем.

Проводимости ветви намагничивания определяются результатами опыта холостого хода (XX). В этом опыте размыкается вторичная обмотка, а к первичной подводится номинальное напряжение. Ток в продольной части схемы замещения равен нулю, а к поперечной приложено (рис. 2.5, а). Трансформатор потребляет в этом режиме только мощность, равную потерям холостого хода, т. е. (рис. 2.5, б)

.

Проводимости, См, определяются следующими выражениями:

,

(2.9)

,

(2.10)

где напряжения выражены в киловольтах, а мощности –в мегаваттах и мегаварах.

Рис. 2.5. Схемы опытов холостого хода и короткого замыкания:

а, б - опыт холостого хода: в, г - опыт короткого замыкания

Потери активной мощности в стали определяются в основном напряжением и приближенно предполагаются не зависящими от тока и мощности нагрузки ( и ). В схеме на рис. 2.4, б постоянна и равна каталожному значению. Ток намагничивания в трансформаторе имеет очень маленькую активную составляющую:

,

где - реактивная составляющая .

Поэтому

(2.11)

Отметим, что намного меньше, чем , и полная мощность трансформатора в режиме холостого хода приближенно равна намагничивающей мощности .

С учетом (2.11) проводимость определяется так:

(2. 10а)

Сопротивления трансформатора и определяются по результатам опыта короткого замыкания (КЗ). В этом опыте замыкается накоротко вторичная обмотка, а к первичной обмотке подводится такое напряжение, при котором в обеих обмотках трансформатора токи равны номинальному. Это напряжение иназывается напряжением короткого замыкания (рис. 2.5, б и г). Потери в стали в опыте короткого замыкания очень малы, так как намного меньше .Поэтому приближенно считают, что все потери мощности в опыте КЗ идут на нагрев обмоток трансформатора, т. е.

(2.12)

и

(2.13)

В современных мощных трансформаторах « и . Из опыта КЗ (рис.2.5, в)

Умножая последнее выражение на , после преобразований получим

В (2.13), (2.14) сопротивления получаются в омах при подстановке напряжений в киловольтах, а мощностей-в мегавольт-амперах и в мегаваттах.

Потери активной мощности в зависят от тока и мощности нагрузки и . Эти потери равны

Если подставить в последнее выражение из (2.13) и учесть, что , то получим

.

(2.15)

Потери реактивной мощности в аналогично (2.15) определяются так:

(2. 16)

Для трансформатора, через который проходят ток нагрузки и мощность , потери мощности с учетом (2.11), (2.15) и (2.16) равны

,

(2. 17)

.

(2.18)

Если на подстанции с суммарной нагрузкой работают параллельно k одинаковых трансформаторов, то их эквивалентные сопротивления в k раз меньше и равны , ,а проводимости в k раз больше, т.е. равны Если учесть это в выражениях (2.9), (2.11), (2.15), (2.16), то получим следующие выражения для потерь мощности:

,

(2.19)

,

(2.20)

Трехобмоточные трансформаторы и автотрансформаторы. Во многих случаях на подстанции нужны три номинальных напряжения – высшее , среднее и низшее . Для этого можно было бы использовать два двухобмоточных трансформатора. Более экономично, чем два двухобмоточных, применять один трехобмоточный трансформатор, все три обмотки которого имеют магнитную связь (рис. 2.6, а). Еще более экономично применение трехобмоточных автотрансформаторов. Схема соединения обмоток автотрансформатора показана на рис. 2.6, б. Обмотка низшего напряжения магнитно связана с двумя другими. Обмотки же последовательная и общая (П и О на рис. 2.6, б) непосредственно электрически соединены друг с другом и, кроме того, имеют магнитную связь. По последовательной обмотке течет ток , а по общей – ( ). Номинальной мощностью автотрансформатора называют мощность, которую автотрансформатор может принять из сети высшего напряжения или передать в эту сеть при номинальных условиях работы:

(2.21)

Эта мощность также называется проходной. Она равна предельной мощности, которую автотрансформатор может передать из сети высшего напряжения в сеть среднего напряжения и наоборот при отсутствии нагрузки на обмотке низшего напряжения.

Последовательная обмотка П рассчитывается на типовую мощность (рис. 2.6, б)

(2.22)

где – коэффициент выгодности, показывающий, во сколько раз меньше .

Напряжение общей обмотки меньше , ток в ней равен , поэтому ее мощность меньше . Можно показать, что мощность общей обмотки равна типовой. Обмотка низшего напряжения также рассчитывается на или на мощность меньше . Ее номинальная мощность выражается через номинальную мощность автотрансформатора так:

(2.22а)

где для кВ 0,4; 0,5.

В трехобмоточном трансформаторе все три обмотки имеют мощность . В автотрансформаторе общая и последовательная обмотки рассчитаны на типовую мощность < , а обмотки низшего напряжения – на < . Таким образом, через понижающий автотрансформатор можно передать мощность, большую той, на которую выполняются его обмотки. Чем меньше коэффициент выгодности , тем более экономичен автотрансформатор по сравнению с трехобмоточным трансформатором. Чем ближе номинальные напряжения на средней и высшей сторонах автотрансформатора, тем меньше и тем выгоднее использовать автотрансформатор. При [см. (2.22)].

Схема замещения трехобмоточного трансформатора и автотрансформатора с >220кВ приведена на рис. 2.6, в, а с кВ-на рис. 2.6, г. Как и длядвухобмоточкого трансформатора, в такой схеме замещения отсутствуют трансформации, т.е. идеальные трансформаторы, но сопротивления обмоток низшего и среднего напряжений приводят к высшему напряжению. Такое приведение соответствует умножению на квадрат коэффициента трансформации. Потери холостого хода и определяются так же, как и для двухобмоточного трансформатора. Потери - известная каталожная величина, а определяются из выражения (2.11) по каталожному значению %. Для трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов задаются три значения потерь короткого замыкания по парам обмоток и три напряжения короткого замыкания по парам обмоток . Каждое из каталожных значений и относится к одному из трех возможных опытов короткого замыкания. Значения и определяются при замыкании накоротко обмотки низшего напряжения при разомкнутой обмотке среднего напряжения и подведении к обмотке высшего напряжения такого напряжения , чтобы ток в обмотке низшего напряжения трансформатора был равен номинальному. Схема этого опыта КЗ приведена на рис.2.6, д. Ненагруженная обмотка среднего напряжения изображена штрихами, чтобы подчеркнуть, что ток в ней равен нулю. Аналогично опыту КЗ для двухобмоточного трансформатора [см. рис. 2.5, г и выражение (2.13)] из данного опыта КЗ можно определить сумму сопротивлений обмоток высшего и низшего напряжений:

.

(2.23)

Рис. 2.6. Трехобмоточный трансформатор и автотрансформатор

а, б - схемы соединения обмоток; в, г - Г-образная и упрощенная схемы замещения; д - схема опыта КЗ (ВН)

Соответственно для опытов КЗ по другим обмоткам справедливы аналогичные выражения:

,

(2.24)

.

(2.25)

В уравнениях (2.23) – (2.25) три неизвестных – активные сопротивления обмоток трансформатора . Решив эти три уравнения с тремя неизвестными, получим выражения, аналогичные (2.13):

,

(2.26)

,

(2.27)

.

(2.28)

В (2.26) – (2.28) величины , соответствующие лучам схемы замещения, определяются по каталожным значениям потерь КЗ для пар обмоток:

,

(2.29)

,

(2.30)

.

(2.31)

Аналогично этому по каталожным значениям напряжении КЗ для пар обмоток определяются напряжения КЗ для лучей схемы замещения :

(2.32)

(2.33)

(2.34)

По найденным значениям определяются реактивные сопротивления обмоток по выражениям, аналогичным (2.14) для двухобмоточного трансформатора. Реактивное сопротивление одного из лучей схемы замещения трехобмоточного трансформатора (обычно среднего напряжения) близко к нулю.

Все современные трехобмоточные трансформаторы выпускаются с одинаковыми номинальными мощностями обмоток. Для ранее выпускавшихся трансформаторов, имеющих различные мощности отдельных обмоток, каталожные значения , для пар обмоток должны быть приведены к одной мощности (обычно к мощности обмотки высшего напряжения). Приведение производится пропорционально отношению мощностей обмоток, а приведение – пропорционально квадрату этого отношения.

Для автотрансформаторов дополнительно указывается номинальная мощность обмотки низшего напряжения в долях номинальной мощности автотрансформатора, т. е. (2.22а). Значения для пар обмоток приведены к напряжению обмотки ВН и отнесены к . Значения отнесены к номинальной мощности автотрансформатора , а и – к номинальной мощности обмотки низшего напряжения, т. е. к . Эта особенность записи параметров определяется условиями опыта КЗ автотрансформаторов. Например, при КЗ (ВН) напряжение на обмотке ВН поднимается до такого значения, при котором в закороченной обмотке низшего напряжения, рассчитанной на [см. (2.22а)], ток будет соответствовать не , а . При КЗ (ВС) ток в последовательной обмотке (рис.2.7,6) поднимается до значения, соответствующего (см. (2.21).

Приведенные к разным мощностям паспортные значения для пар обмоток автотрансформатора необходимо привести к одной мощности - номинальной. Как отмечалось выше, это приведение пропорционально отношению квадратов мощностей обмоток:

(2.35)

(2.36)

2.3 СТАТИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ НАГРУЗОК ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

Потребители электроэнергии различны по своему характеру: промышленные предприятия, жилые дома и коммунально-бытовые учреждения, электрифицированный транспорт, сельскохозяйственные потребители и т. д. Самый распространенный вид потребителей – асинхронные двигатели. Они различаются по номинальной мощности, всегда потребляют реактивную мощность, но могут работать при разных значениях в зависимости от загрузки. Синхронные двигатели генерируют реактивную мощность, в ряде случаев их номинальная мощность очень велика. Коммунально-бытовая нагрузка – освещение,нагревательные приборы и т.д. – ранее считалась преимущественно активной. Потребление электроэнергии на бытовые нужды имеет тенденцию к росту вследствие увеличения числа двигателей (пылесосы, полотеры, стиральные машины, электробритвы), а также телевизоров, кондиционеров, холодильников. Все это приводит к росту реактивной мощности коммунально-бытовой нагрузки. Растет удельный вес специальных видов нагрузки – выпрямителей и инверторов, электрохимии и электрометаллургии, например электролизной нагрузки и дуговых сталеплавильных печей, электрифицированного железнодорожного и городского транспорта. Существенную часть в потреблении электроэнергии составляют потери в сетях. Характерный для электрических систем нашей страны примерный состав комплексной нагрузки, %, приведен ниже:

Мелкие асинхронные двигатели

Крупные асинхронные двигатели

Освещение

Выпрямители и инверторы, печи и нагревательные приборы

Синхронные двигатели

Потерн в сетях

7 – 9

Статические характеристики нагрузки по напряжению и частоте. Важнейшая характеристика нагрузки потребителя – значение ее активной и реактивной мощностей. Мощность, потребляемая нагрузкой, зависит от напряжения и частоты. Статические характеристики нагрузки по напряжению ) или по частоте ) – это зависимости активной и реактивной мощностей от напряжения (или частоты) при медленных изменениях параметров режима. Имеются в виду такие медленные изменения параметров режима, при которых каждое их значение соответствует установившемуся режиму. Динамические характеристики –это те же зависимости, но при быстрых изменениях параметров режима. Динамические характеристики соответствуют переходным режимам и учитывают скорость изменения их параметров.

Рис. 2.7. Статические характеристики активной мощности осветительной нагрузки по напряжению:

1 - при ; 2 – при , зависящем от U в соответствии с кривой 3; 3 – зависимость сопротивления ламп накаливания от напряжения Осветительная нагрузка, состоящая из ламп накаливания, содержит только активное сопротивление нитей ламп и не потребляет реактивной мощности. Активная мощность не зависит от частоты и пропорциональна квадрату напряжения, если считать =const:

(2.37)

Если учитывать зависимость сопротивления нитей ламп от напряжения, то активная мощность осветительной нагрузки пропорциональна напряжению в степени 1,6. Статические характеристики активной мощности осветительной нагрузки по напряжению приведены на рис. 2.7.

Асинхронный двигатель потребляет мощность, равную мощности рабочей машины, т.е. машины, приводимой во вращение двигателем (при пренебрежении потерями активной мощности в двигателе). Наиболее часто рабочие машины имеют механические характеристики трех типов: а) механический момент постоянный, т.е. не зависит от угловой скорости ; б) момент пропорционален скорости; в) момент пропорционален квадрату скорости. Примем в дальнейшем, что не зависит от и, следовательно, от скольжения . Механическая мощность при этом пропорциональна угловой скорости, т.е. .

Рис. 2.8. Зависимость реактивноймощности, потребляемой асинхроннымдвигателем, от напряжения:

1 - 2 - ; 3 -

Рис. 2.9. Статические характеристики асинхронного двигателя по напряжению.

Статические характеристики асинхронного двигателя по напряжению и приведены на рис. 2.9. Здесь – это кривая 3 на рис. 2.8. Активная мощность принимается не зависящей от напряжения, поскольку в небольших пределах изменения напряжения у потребителей изменения скольжения и скорости асинхронных двигателей будут небольшими. При небольших изменениях скорости механическая и активная мощности двигателя меняются незначительно.

Рис. 2.10. Статические характеристики синхронного двигателя с независимым возбуждением по напряжению.

Статические характеристики синхронного двигателя с независимым возбуждением по напряжению показаны на рис. 2.10. Характеристики приведены в относительных единицах. Кривые 1, 2, 3 –это зависимости от напряжения соответственно при = 0,5; 1 и 2. Момент на валу и активная мощность двигателя постоянны, т.е.

Типовые обобщенные статические характеристики по напряжению и частоте комплексной нагрузки. На каждом промышленном предприятии имеются различные рассмотренные выше виды потребителей: асинхронные или синхронные двигатели, осветительная нагрузка и др. Соотношение разных видов нагрузки может быть самым различным. При расчетах режимов электрических сетей и систем к шинам подстанции могут быть подключены несколько предприятий, а в ряде случаев узел нагрузки соответствует целому району, что приводит к еще большим возможным различиям в составе нагрузок. Статические характеристики мощности по напряжению в таких случаях целесообразно снимать опытным путем, измеряя зависимости в узлах нагрузки. В тех случаях, когда эти характеристики неизвестны, для расчетов используют типовые обобщенные статические характеристики. Эти характеристики получены расчетным путем для комплексной нагрузки приведенного выше состава и изображены на рис. 2.11. Характеристики построены в относительных единицах, причем за единицу принято значение напряжения , активной и реактивной мощностей в исходном режиме. Чтобы найти значения мощности в новом режиме, отличающемся от исходного, надо для относительной величины напряжения в новом режиме найти по статическим характеристикам соответствующие относительные значения мощностей и умножить на них значения мощностей в исходном режиме, т. е.

Рис. 2.11. Типовые обобщенные статические характеристики нагрузки по напряжению:

1 - активной мощности, 2 - реактивной мощности для узла 110 кВ, 3- реактивной мощности для узла 6(10) кВ.

Рис. 2.12. Статические характеристики нагрузки по частоте.

При расчетах режимов на ЭВМ статические характеристики задаются в виде полиномов от напряжения, обычно второй степени. Иногда на ЭВМ задаются с помощью показательных функций.

Статические характеристики нагрузки по частоте приведены на рис.2.12.

Регулирующим эффектом нагрузки называют степень изменения активной и реактивной мощностей нагрузки при изменении напряжения или частоты. Численно регулирующий эффект характеризуется значениями частных производных из них всегда положительны По этому уменьшается при понижении как напряжений, так и частоты (рис. 2.11 и 2.12). Характеристики имеют U-образный характер, т.е. имеют точку минимума, после которой при уменьшении U и f реактивная мощность растет. Обычно нормальным установившимся режимам соответствуют правая часть от точки минимума характеристики и левая часть . На эти рабочих частях характеристик регулирующие эффекты имеют разные знаки. При уменьшении U убывает .

2.4 ЗАДАНИЕ НАГРУЗОК ПРИ РАСЧЕТАХ РЕЖИМОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ И СИСТЕМ

Параметры пассивных элементов электрической сети – линий и трансформаторов – в расчетах принимаются постоянными, эти элементы рассматриваются как линейные. Активные элементы схем замещения электрических сетей и систем – нагрузки и генераторы – представляются в виде линейных или нелинейных источников. В зависимости от способа задания нагрузок и генераторов уравнения установившегося режима линейны и нелинейны. Способы представления нагрузок и генераторов при расчетах режимов зависят от вида сети и целей расчета.

Рис. 2.13. Способы задания нагрузок при расчетах режимов:

а - постоянный по модулю и фазе ток; б - постоянная по модулю мощность; в, г - постоянные проводимость или сопротивление; д - статические характеристики нагрузки по напряжению;е -случайный ток

Нагрузка задается постоянным по модулю и фазе током (рис. 2.13, а)

(2.38)

Такая форма представления нагрузки принимается при всех расчетах распределительных сетей низкого напряжения кВ. Как правило, так же задается нагрузка в городских, сельских и промышленных сетях с напряжением кВ. В распределительных сетях источниками питания являются шины низкого напряжения районных подстанций. Как правило, предполагается, что напряжение источника питания известно. При задании нагрузки в виде постоянного тока (2.38) установившийся режим описывается системой линейных алгебраических уравнений, подробно рассматриваемой в теоретических основах электротехники. Особенность этих уравнений в том, что, как правило, отсутствуют ЭДС в ветвях, а в нагрузочных узлах заданы источники тока.

Задание тока в виде (2.38) при расчетах питающих сетей приводит к очень большим погрешностям, что является недопустимым.

(2.39)

применяется при расчетах установившихся режимов питающих и иногда распределительных сетей высокого напряжения (см. рис. 2.13, б).

В питающих сетях задается при неизвестном напряжении в узле. Это значит, что в узле задан нелинейный источник тока, мощность которого зависит от напряжения узла:

(2.40)

При использовании (2.39) и (2.40) уравнения установившегося режима питающей сети нелинейны. Задание постоянной мощности нагрузки соответствует многолетней практике эксплуатации электрических сетей и систем. Одна из причин задания в том, что экономические расчеты осуществляются за полученную электроэнергию. Соответственно расчеты текущего (для данного момента времени) режима проводятся в мощностях, а не в токах.

Этот способ задания нагрузки является достаточно точным для электрических систем, полностью обеспеченных устройствами регулирования напряжения. В этих системах на электроприемниках поддерживается постоянное напряжение вследствие широкого использования трансформаторов и автотрансформаторов с регулированием напряжения под нагрузкой, а также путем оснащения нерегулируемых трансформаторов на существующих подстанциях линейными регулировочными трансформаторами. Кроме того, широко используются средства местного регулирования напряжения (управляемые батареи конденсаторов, синхронные двигатели и т.д.). В этих условиях при изменениях режима напряжение на нагрузке практически не меняется, и полная мощность нагрузки остается постоянной.

В действительности у потребителей не обеспечивается поддержание постоянного по модулю напряжения. В этом случае задание постоянной мощности нагрузки потребителей приводит к ошибкам при расчетах установившихся режимов питающих сетей в сравнении с учетом

Эта ошибка тем больше, чем больше отличаются напряжения потребителей от номинального.

При расчетах распределительных сетей низкого напряжения в случае задания предполагают также, что напряжения во всех узлах равны номинальному. Это значит, что в узле задан линейный источник тока, не зависящий от напряжения узла:

(2.41)

При выполнении условий (2.39) и (2.40) уравнения установившегося режима в распределительных сетях линейны. Расчет потоков мощностей в линиях ведется по мощностям нагрузок, но уравнения остаются линейными. Фактически задание постоянной мощности нагрузки в предположении, что напряжение в узле равно номинальному, эквивалентно (2.38).

Нагрузка представляется постоянной проводимостьюили постоянным сопротивлением (рис. 2.13, в, г):

или

(2.42)

Такой способ эквивалентен заданию статических характеристик нагрузки в виде квадратичных зависимостей от напряжения

и

(2.43)

Уравнения установившегося режима при условиях (2.42) или (2.43) нелинейны. Задание постоянной проводимости нагрузки используется при расчете электромеханических переходных процессов.

Статические характеристики нагрузок по напряжению(рис. 2.13, д) более полно отражают свойства нагрузки, чем в случае задания постоянного тока, мощности или проводимости, но их использование приводит к усложнению расчетов. Во многих случаях эти характеристики не известны и возможно применениелишь типовых. Учет статических характеристик по напряжению оказывает существенное влияние на результаты расчета послеаварийных установившихся режимов, когда напряжение сильно отличается от номинального.

Статические характеристики нагрузки по частоте должны учитываться при расчетах послеаварийных установившихся режимов, в которых имеет местодефицит мощности и частота отличается от номинальной. Такие расчеты установившихся режимов учитывают изменение частоты и применяются для анализа действия устройств регулирования частоты и противоаварийной автоматики.

Нагрузка представляется случайным током при расчетах электрических систем с большей долей электротяговой нагрузки. Электрифицированный транспорт – это специальный вид нагрузки, у которой во времени (по мере движения электровоза) меняются величина и место подключения. Такая нагрузка представляется в виде , где q-случайная величина (рис. 2.13, е). Расчеты, учитывающие случайный характер нагрузки, применяются для специального анализа режимов электрических систем и в особенности для систем электроснабжения железных дорог. В этих расчетах может учитываться несимметричный или несинусоидальный характер нагрузки.

2.5 ПРЕДСТАВЛЕНИЕ ГЕНЕРАТОРОВ ПРИ РАСЧЕТАХ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМОВ

Источники, соответствующие генераторам электрических станций, могут задаваться при расчетах на ЭВМ установившихся режимов следующим образом.

Постоянные активная и реактивная мощности , . При таком способе задания мощность генераторов отличается только знаком от случая задания постоянной активной и реактивной мощностей нагрузки потребителей. Задание постоянной активной мощности соответствует реальным условиям работы генераторов в электрической системе; она может поддерживаться за счет регулирования частоты на генераторах. Задание постоянной реактивной мощности не соответствует реальному управлению режимом в электрической системе, так как на генераторах нет регуляторов реактивной мощности. Задание часто бывает необходимо при расчетах установившихся или оптимальных режимов, например в тех случаях, когда необходимо принять равным его предельному допустимому значению. Обычно для генерирующих узлов при фиксированных и не известны модуль и фаза напряжения узла и (либо активные и реактивные составляющие напряжения и ).

Постоянные активная мощность и модуль напряжения , В этом случае переменными являются, как правило, реактивная мощность и фаза напряжения. Узлы со свободной реактивной мощностью при соответствуют синхронным компенсаторам либо при - генераторам. Такие узлы называют балансирующими по реактивной мощности. Задание постоянного модуля напряжения при соответствует реальным условиям работы генераторов или синхронных компенсаторов с регуляторами напряжения, поддерживающими

Постоянные модуль и фаза напряжения , . В таких узлах переменные – это активная и реактивная мощности, т. е. Этот способ задания исходных данных соответствует узлам, балансирующим по активной и реактивной мощностям и базисным по напряжению. Такие узлы будем называтьбалансирующими. В расчетах установившихся режимов, а также при их оптимизации возможно задание нескольких балансирующих узлов. Каждый из них соответствует станции, участвующей в регулировании частоты - принимающей на себя небалансы активной мощности и поддерживающей при этом постоянную частоту в системе. Введение одного или нескольких балансирующих узлов соответствует предположению о том, что частота в электрической системе постоянна.

Познавательные статьи:



Алгоритмические операторы Matlab

Конструирование и порядок расчёта дорожной одежды

Исследования учёных: почему помогают молитвы?

Почему терпят неудачу многие предприниматели?