Метод среднеквадратичных параметров режима

Вданном методе используется искусственный прием, заключающийся в за­мене реальной нагрузки участка сети, изменяющейся во времени в течение перио­да Т, некоторой среднеквадратичной нагрузкой, неизменной за период Т и даю­щей те же самые потери электроэнергии. В качестве нагрузки может использо­ваться ток или полная мощность. С учетом формулы (9.8) можно записать:

(9.22)

где I_CK, S_CK — среднеквадратичные ток и мощность. Из формул (9.22) следует:

или

т. е. среднеквадратичные параметры режима I_CK и S_CK зависят от характера графи­ков нагрузки I(t) и S(t).

Конечно, если известны графики нагрузки участка сети, то лучше использо­вать непосредственно метод расчета характерных режимов. Однако, если однаж­ды заблаговременно провести исследования и установить связь между средне­квадратичными параметрами режима и параметрами графиков нагрузки, то в дальнейшем многочисленные расчеты потерь электроэнергии существенно упро­щаются. Так, установлена эмпирическая зависимость вида [641:

(9.23)

где I_НБ — наибольше значение тока из графика нагрузки, являющееся характерной величиной и используемое для других целей (выбора площади сечения проводов, проверки их по допустимому току нагрева и др.).

Известна также зависимость среднеквадратичного тока от среднего тока и

коэффициента формы графика нагрузки:

(9.24)

где значение I_ср за время Т равно

(9.25)

Таким образом, по методу среднеквадратичных параметров нагрузочные потери электроэнергии находятся по формулам:

(9.26)

или

(9.27)

На практике метод среднеквадратичных параметров может быть использо­ван при определении нагрузочных потерь электроэнергии в разомкнутых распре­делительных сетях напряжением 6 — 35 кВ. Что касается замкнутых сетей на­пряжением 11О кВ и выше, то его вряд ли можно рекомендовать, т.к. в них нет тесной корреляционной связи между Т_НБ, k_Ф и параметрами графиков нагрузки в узлах электрической сети.

9.5. МЕТОД ВРЕМЕНИ НАИБОЛЬШИХ ПОТЕРЬ

Метод основан на определении так называемого времени наибольших потерь τ, в течение которого при пропускании по сети наибольшей неизменной нагрузки получают­ся те же потери электроэнергии, что и при переменной нагрузке в соответствии с дейст­вительным графиком нагрузки за рассматриваемый период Т. Такая замена действитель­ного режима нагрузки сети на искусственный с неизменной наибольшей нагрузкой по­зволяет с использованием формулы (9.8) записать следующие уравнения:

(9.28)

где I_НБ, S_НБ — наибольшие токи мощность. Отсюда время наибольших потерь

(9.29)

или

(9.30)

Из формул (9.29) и (930) следует, что время наибольших потерь связано с характером графиков нагрузки I(t) и S(t). Поэтому, очевидно, что можно установить связь между временем наибольших потерь и различными характерными параметрами графиков нагрузки, такими как время использования наибольшей нагрузки, коэффициент мощности,

Отношение наименьшей нагрузки к наибольшей и др. Для установления такой связи необходимо провести специальные исследования, задаваясь различными графиками нагрузки, описывающими наиболее характерные режимы работы потребителей. На основании таких исследований предложены различные эмпирические соотношения.

Так как связь между временем наибольших потерь и временем использования наибольшей нагрузки устанавливает формула

Недостатком данной формулы является то, что в нее входит время исполь­зования наибольшей полной мощности, нахождение которого связано с опреде­ленными трудностями и допущениями.

Учет коэффициентов мощности cosφ произведен в зависимостях τ = f(T_НБ) приведенных на рис. 9.2 [11], которые, однако, предполагают cosφ =const в течение всего расчетного периода, т. е. идентичность суточных графиков активной и реактивной мощности. Эти зависимости, как и зависимость (9.31), да­ют меньшие погрешности при расчете потерь энергии в разомкнутых электриче­ских сетях.

Рис. 9.2. Зависимости времени наибольших потерь от времени

использования наибольшей нагрузки

Для проектных расчетов как в распределительных сетях, так и в питающих сетях 110 кВ и выше рекомендуется формула [6]:

(9.32)

Если максимумы активной, реактивной и полной мощностей совпадают во времени, формула (9.35) принимает вид:

(9.37)

Подставив выражение (9.35) в формулу (9.34), получим следующую зави­симость для нагрузочных потерь электроэнергии:

(9.38)

где ΔР_{НБ а}, ΔР_{НБ б} — потери активной мощности в режиме наибольших нагрузок от передачи активной и реактивной мощностей соответственно.

Если нагрузка задана в виде тока, то выражение (9.38) принимает вид:

(9.39)

Трудность использования выражений (9.38) и (9.39) заключается в том, что необходимо определять время наибольших потерь τ_р от передачи реактивной мощности, для нахождения которого в соответствии с (9.36) требуется знание графика реактивной нагрузки.

Специальные статистические исследований графиков позволили установить следующие соотношения [64]:

(9.40)

(9.41)

где

Здесь Т_{НБ а} — время использования наибольшей активной нагрузки, которое достаточно хорошо известно для различных потребителей и их групп. Для элек­трических сетей напряжением 35 кВ и ниже, питающих коммунально-бытовых и сельскохозяйственных потребителей, получен коэффициент b = 0,75, а для сетей 110 кВ, непосредственно примыкающих к основной сети энергосистемы, b = 0,5. Характер зависимостей (9.38) и (9.39) при b = 0,75 приведен на рис. 9.3.

Рис. 9.3. Зависимости между параметрами графиков нагрузки

Метод раздельного времени наибольших потерь рекомендуется для опреде­ления нагрузочных потерь электроэнергии в разомкнутых электрических сетях.

9.7. МЕТОД ЭКВИВАЛЕНТНОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ

Распределительные электрические сети напряжением 6—20 кВ, а также 35 кВ, характеризуются большим числом элементов (участков линий, трансформато­ров) и меньшей полнотой и достоверностью информации по сравнению с основ­ными замкнутыми сетями энергосистем. Они работают, как правило, в разомкну­том режиме. В этих условиях затруднительно определять потери электроэнергии поэлементно, и целесообразно использовать упрощенные подходы, основанные на эквивалентировании сети по критерию равенства потерь энергии. Один из таких подходов реализуется в методе эквивалентного сопротивления. Его сущность за­ключается в том, что реальная распределительная сеть (рис. 9.4, а) заменяется од­ним элементом с эквивалентным сопротивлением R_Э и нагрузкой (током, полной мощностью), равной нагрузке головного участка I_ГУ в режиме наибольших нагру­зок (рис. 9.4, б), причем значение эквивалентного сопротивления должно быть та­ково, что потери электроэнергии в нем равны нагрузочным потерям в реальной сети [30]. Эквивалентное сопротивление может быть также представлено в виде двух последовательных эквивалентных сопротивлений (рис. 9.4, в), отражающих потери энергии в линиях (R_{Э Л}) и трансформаторах (R_{Э Т}).

Имея в виду, что структура потребителей за трансформаторами в какой-то одной распределительной сети примерно идентична, на каждом участке сети вре­мя использования наибольшей нагрузки и, соответственно, время наибольших по­терь можно считать одинаковым. Тогда потери электроэнергии в сети можно представить в виде:

где ΔW_Л, ΔW_T — потери энергии в линиях и трансформаторах соответственно; I_{Л i} ,R _{Л i}, — ток и сопротивление i-гo участка линии; I_T j, R_T j — ток и сопротивление j-гo трансформа­тора; n, m—количество участков линии и трансформаторов соответственно.

Отсюда можно найти эквивалентные сопротивления линий и трансформаторов:

(9.42)

(9.43)

причем R_{Э Л} + R_{Э Т} = R_Э.

Рис. 9.4. Эквивалентирование распределительной сети: а — реальная схема;

6-схема замещения с общим эквивалентным сопротивлением;

в-с раздельными эквивалентными сопротивлениями для линий и трансформаторов.

Выполнив однажды расчет токораспределения (потокораспределения) для заданной сети и найдя по формулам (9.42) и (9.43) эквивалентные сопротивления, можно вычислять потери электроэнергии многократно при изменяющейся на­грузке головного участка в режиме наибольших нагрузок:

(9.44)

Как уже отмечалось, для распределительных электрических сетей характер­на недостаточная и недостоверная информация, касающаяся нагрузок распреде­лительных трансформаторов, подключенных к ним. Поэтому, как правило, из­вестную нагрузку головного участка распределяют пропорционально установлен­ным мощностям распределительных трансформаторов, т. е. полагают одинаковы­ми коэффициенты загрузки этих трансформаторов. При этом, как показали специ­альные исследования [30], погрешности при вычислении эквивалентных сопро­тивлений оказываются приемлемыми.

Описанные принципы нахождения эквивалентных сопротивлений одной распределительной линии могут быть распространены на совокупность распреде­лительных сетей одного номинального напряжения целого электросетевого рай­она. С этой целью шины, от которых питаются отдельные линии, объединяют в эквивалентные шины (рис. 9.5, а). Для каждой линии и трансформаторов, под­ключенных к ней, находят эквивалентные сопротивления R_{Э Лi} и R_{Э Тi} (рис. 9.5, б). Затем находят эквивалентные сопротивления R_{Э Л}и R_{Э T} всей совокупности линий (рис. 9.5,в).

Эти сопротивления находятся по формулам [30]:

(9.45)

(9.45)

где n — количество эквивалентируемых линий; S_{T i} — установленная мощность трансформаторов, подключенных к i-й линии; k_{З Л i} — коэффициент загрузки i-й линии, равный отношению мощности нагрузки головного участка S_{ГУ i},к мощности

I

Рис. 9.5. Эквивалснтирование совокупности распределительных линий:

а — исходная схема; б — схема замещения с эквивалентными

сопротивлениями линий; в — схема замещения с эквивалентными

сопоставлениями совокупности линий.

9.8. ВЕРОЯТНОСТНО-СТАТИСТИЧЕСКИЙ МЕТОД

Особенность метода заключается в том, что он не предполагает расчетов токораспределения в сети. Потери электроэнергии рассчитывают на основе таких обобщенных статистических характеристик сети как отпуск электроэнергии в распределительную сеть, количество распределительных линий, протяженность линий, установленная мощность трансформаторов и др. При этом зависимости потерь электроэнергии от обобщенных статистических характеристик сети нахо­дят на основе обработки результатов определенного количества заранее выпол­няемых электрических расчетов для статистически представительной (репрезентативной) выборки распределительных линий. В результате получают соответст­вующие регрессионные зависимости.

Например, для использования метода эквивалентных сопротивлений при большом числе эквивалентируемых линий их можно находить не по результатам расчетов потокораспределения в каждой конкретной сети, как это было показано в параграфе 9.7, а на основании регрессионных зависимостей. Так, для линий 6— 10 кВ при их количестве 80 ≤ n ≤ 100 рекомендуется зависимость [31]:

(9.47)

где l_i — длина i-й линии; S_{T i}, — установленная мощность трансформаторов, под­ключенных к i-й линии; S_T∑ — суммарная установленная мощность всех транс­форматоров сети.

Для линий 35 кВ при их количестве 85 < n ≤ 15

(9.48)

где R_{ГУ I} - сопротивление головного участка.

В другом варианте данного метода нагрузочные потери электроэнергии и потери холостого хода в сети 10 кВ вычисляются непосредственно по одной из регрессионных зависимостей [31]:

(9.49)

или

(9.50)

где W_ГУ — активная энергия, отпущенная потребителям данной распределитель­ной линии, МВт*ч*10^-3 ; L_M — длина магистрали распределительной сети, в качест­ве которой принято расстояние от шин питающей подстанции до наиболее уда­ленного распределительного трансформатора, км; Lo — суммарная длина ответв­лений распределительной линии, км.

Аналогичные зависимости рекомендуются и для определения потерь энер­гии в процентах от переданной энергии:

(9.51)

или

(9.50)

где S_Т∑ — суммарная установленная мощность трансформаторов, присоединен­ных к распределительной линии, МВА; n_т — количество присоединенных транс­форматоров, шт.

В заключение заметим, что вероятностно-статистический метод позволяет оценить суммарные потери в сети без проведения большого числа электрических расчетов. В то же время он не дает возможности выявить места повышенных по­терь в сети и, соответственно, наметить пути по их снижению.

1. Требования, предъявленные к режимам работы электроэнергетических систем. Условия существования установившегося режима.

Усл сущ-я уст реж: режим, который должен выполняться после возмущения и последующего ПП для своего осуществления требует баланса мощностей.

Следует учитывать изменения активной мощности, вырабатываемой генератором, влияет главным образом на изменение частоты системе, оказывая небольшое влияние на напряжение.

Изменение реактивной мощности, выдаваемой устройствами, генерирующими ее, влияет на изменение напряжения в системе. Необходимость баланса активной и реактивной мощностей приводит к правилу:

Для возможности существования установившегося режима, нужно чтобы графически представленные зависимости мощности генератора и мощности приемника от какого-то из параметров режима пересекалися между собой, то есть имели общую точку. Зависимости реактивной мощности так же должны иметь хотя бы 1 общую точку при том же значении данного параметра режима.

1. Внешнее электроснабжение промышленных предприятий. Выбор напряжения.

Наружное (внешнее) электроснабжение - система, по которой электроэнергия передается от электроснабжающей организации к конечному потребителю.

К системе внешнего электроснабжения относятся питающие воздушные линии напряжением 10 или 6 кВ от опорных районных трансформаторных подстанций до потребительских на территории хозяйства и сами потребительские подстанции.

Воздушные линии (ЕЛ) электропередач представляют собой конструкции, состоящие из проводов, опор, изоляторов и разрядников.

Провода в зависимости от их материала и уровня напряжения в линии регламентируются по площади сечения: если провода алюминиевые, то минимальная площадь сечения их 16 мм2 при напряжении до 1 кВ и 25 мм2 при напряжении от I до 35 кВ; если провода сталеалюминиевые, то соответственно 10 и S6 мм3.

Опоры — это приспособления, поддерживающие с помощью изоляторов и арматуры провода на определенном расстоянии от земли и друг от друга.

По назначению опоры подразделяются на: – анкерные, предназначенные для жесткого крепления проводов и устанавливаемые через 15—20 промежуточных опор; – промежуточные для поддержания проводов; – концевые, устанавливаемые по концам линии и воспринимающие полное тяженне проводов; – угловые, устанавливаемые в точках поворота линии; – ответвительные, предназначенные для ответвления проводов.

По материалам опоры подразделяются на деревянные, железобетонные и комбинированные.

Наименьший диаметр бревен в верхнем отрубе для опор ВЛ 0,38 кВ — 14 см, а для ВЛ 6—!0 кВ — 10 см. Расстояния между проводами ВЛ приведены в табл. 3.14.

Расстояние от низшей точки провода до земли в населенных пунктах при напряжении ниже 1 кВ должно быть 6 м, ав ненаселенных местах — 5 м. При напряжении более 1 кВ высота подвески проводов увеличивается на 1 м. Наименьшее расстояние от проводов воздушной линии до выступающих частей зданий, сооружений или крон деревьев должно быть не менее 2 м.

Для изоляции крепления проводов ВЛ применяют изоляторы, изготовленные из электротехнического фарфора или стекла. На напряжение свыше 1 кВ изготовляют штыревые изоляторы классов 10, 20 и 35, что соответствует значениям номинальных напряжений ВЛ. Штыревые изоляторы крепят к траверсам и опорам с помощью штырей и крюков, которые выбираются в соответствии с типом изолятора.

Трансформаторная подстанция — важное звено системы внешнего электроснабжения. Это — электротехническая установка, предназначенная для преобразования и распределения электроэнергии между потребителями. Подстанция, преобразующая напряжение до более низкого значения, называется понижающей, а до более высокого уровня — повышающей.

Преобразование напряжения связано с целью снижения потерь в процессе передачи электроэнергии, поскольку потери энергии в линии обратно пропорциональны квадрату напряжения. Так как почти все дачные хозяйства получают электроэнергию от районных линий электропередач, то на их территории используются понижающие подстанции, преобразующие напряжение б (10) кВ до уровня 0,4 кВ.

Повышающие подстанции в практике садоводческих товариществ могут использоваться только в случае, когда необходимо иметь собственную дизельную электростанцию и передавать электроэнергию на значительное расстояние (более 0,5 км).

В каждой трансформаторной подстанции помимо силового трансформатора выделяют распределительные устройства высокого (РУВН) и низкого (РУНН) напряжений. На рис. 1 однолинейно (по одной фазе из трех) показана схема типовой трансформаторной подстанции. РУВН укомплектовано разъединителем, плавкими предохранителями для защиты от токов короткого замыкания, разрядниками для защиты от грозовых перенапряжений. В шкафу низкого напряжения (РУНН) находятся автоматический выключатель для подсоединения шин на напряжение 380 В к трансформатору, реле утечки, рубильники, предохранители отходящих фидеров. Может быть установлен и осветительный трансформатор.

На отходящих фидерах можно ставить автоматы вместо рубильников с предохранителями. Подстанции дачных товариществ размещаются чаще всего в специальных помещениях, построенных из кирпича дли железобетона с обитыми железом воротами. Ввод и вывод проводов осуществляются через проходные изоляторы; вентиляция — через специальные жалюзи.

В последнее время предпочтение отдается комплектным трансформаторным подстанциям (КТП), сочетающим в себе весь комплект необходимой аппаратуры высокого и низкого напряжения (рис. 1). Каждая из этих подстанций имеет четыре отходящих фидера с установочными автоматами. Потребляемая энергия учитывается счетчиком, включенным через трансформатор тока. Такие КТП на напряжение 6—10 кВ выпускают мощностью 25,40,63, 100,160 кВ • А. Их устанавливают на фундаменте из кирпича или бетона высотой 1,3 м от уровня земли. Затраты на сооружение КТП на 20—30% ниже, а время их ввода значительно меньше. Вся работа по монтажу подстанции сводится к установке ее на месте и присоединению к ней питающих и отходящих линий.

Выбор схемы и напряжения сети внешнего электроснабжения производится на основе технико-экономического сравнения возможных вариантов с учетом перспективы развития предприятия, чтобы осуществление первой очереди не приводило к большим затратам, связанным с последующим развитием.

При проектировании схемы электроснабжения промышленного предприятия следует учитывать потребность в электроэнергии всех потребителей района - городов и поселков, сельского хозяйства. Схема должна оптимизироваться с учетом интересов всех рассматриваемых потребителей.

Основным источником электроснабжения, как правило, являются энергетические системы. Исключение составляют предприятия с большим теплопотреблением, для которых основным источником может являться ТЭЦ. При этом обязательно предусматривать связь ТЭЦ с энергосистемой, как правило, на напряжении 110 кВ и выше.

Общей тенденцией построения современных схем электроснабжения промышленных предприятий является применение глубоких вводов - максимальное приближение источников питания к электроустановкам предприятий, сведение к минимуму количества сетевых звеньев и ступеней трансформации, дробление ПС ВН при размещении предприятий на значительной территории.

Применяемые для внешнего электроснабжения промпредприятий напряжения зависят от напряжения электрических сетей энергосистемы в районе размещения предприятий и от их нагрузки.

Для электроснабжения предприятий с небольшой нагрузкой используются сети 10 кВ с питанием их от ближайших ПС 110 кВ энергосистемы; для электроснабжения средних и крупных предприятий, как правило, применяются сети 110 кВ, в отдельных случаях - 220-500 кВ.

Используются следующие основные схемы распределения электроэнергии:

главная понижающая ПС (ГПП) предприятия 220-500/110 кВ для распределения электроэнергии между ПС глубоких вводов (ПГВ) 110/10(6) кВ; ГПП в отдельных случаях целесообразно совмещать с ПС энергосистемы, предназначенной для электроснабжения района;

ряд ПС 110/10(6) кВ, присоединяемых к сети 110 кВ системы;

ПГВ 220/10(6) кВ - для крупных предприятий с сосредоточенной нагрузкой.

Подавляющее большинство крупных промышленных предприятий имеет потребителей 1-й и 2-й категорий, поэтому их внешнее электроснабжение осуществляется не менее чем подиум линиям. Предпочтительной является схема, при которой линии выполняются на отдельных опорах и идут по разным трассам (или каждая ПС питается по двум цепям, подвешенным на опорах разных двухцепных ВЛ). Выбор пропускной способности питающих линий производится таким образом, чтобы при выходе из работы одной из них оставшиеся обеспечивали питание приемников электроэнергии 1-й и 2-й категорий, необходимых для функционирования основных производств.

ПГВ выполняются, как правило, по простейшим схемам с минимальным количеством оборудования на напряжении ВН.

1. Методы и мероприятия по уменьшению потерь электроэнергии в питающих распределительных электрических сетях и в системах электроснабжения.

1. Релейная защита силовых трансформаторов.

орматоров мощностью 1 MB-А и более от повреждений и ненормальных режимов (§ 2) предусматриваются следующие основные типы релейной защиты [1, 3, 10].

Продольная дифференциальная защита — от КЗ всех видов в обмотках и на их выводах; применяется на трансформаторах начиная с мощности 6,3 MB-А, но может устанавливаться и на трансформаторах меньшей мощности (но не менее 1 MB-А).

Токовая отсечка без выдержки времени — от КЗ всех видов на выводах трансформатора со стороны питания; применяется на трансформаторах, не оборудованных продольной дифференциальной защитой.

Газовая защита — от всех видов повреждений внутри бака (кожуха) трансформатора, сопровождающихся выделением газа из трансформаторного масла, а также от понижения уровня масла в баке; в соответствии с ГОСТ 11677—85 газовое реле устанавли­вается на всех масляных трансформаторах с расширителем начиная с мощности 1 MB-А, в связи с чем для таких трансформаторов должны быть выполнены и электрические цепи газовой защиты. Для сухих трансформаторов выполняется манометрическая защита (§ 2).

Максимальная токовая защита со стороны питания— от КЗ всех видов на выводах и внутри трансформатора, а также от внешних КЗ, т. е. повреждений на шинах щита НН и на отходящих линиях НН (на случай отказа их собственных защитных и коммутационных аппаратов).

Специальная токовая защита нулевой последовательности— от КЗ на землю в сети НН, работающей с глухозаземленной нейтралью.

Специальная резервная максимальная токовая защита — от междуфазных КЗ в сети НН (при недостаточной чувствительности к КЗ в зонах дальнего резервирования максимальной токовой защиты по п. 4).

Максимальная токовая защита в одной фазе — от свертоков, обусловленных перегрузкой; устанавливается на трансформаторах начиная с мощности 0,4 MB-А, у которых возможно возникновение перегрузки после отключения параллельно работающего трансформатора или подключения дополнительной нагрузки в результате действия сетевого или местного устройства АВР.

Защита (сигнализация) от однофазных замыканий на землю в обмотке или на выводах трансформатора, а также на питающей линии 10 кВ.

Основные защиты — дифференциальная, газовая, токовые максимальные защиты, и в том числе отсечка, действуют на отключение трансформатора как со стороны высшего напряжения (выключателем), так и со стороны низшего напряжения (автоматом). Защита от перегрузки может действовать на сигнал, на разгрузку, а р некоторых случаях на необслуживаемых подстанциях — на отключение трансформатора. На рис. 13 показаны обмотки токовых реле всех перечисленных защит, кроме дифференциальной, а также условно — газовая защита 3 и цепи сигнализации однофазных замыканий на землю в сети 10 кВ. Дифференциальная защита рассматривается в § 11. Как видно из рис. 13, на понижающих трансформаторах устанавливается несколько типов защит, дополняющих и резервирующих друг друга. Такое резервирование называется ближним. Наряду с ним защита по­нижающих трансформаторов должна осуществлять дальнее резервирование, т. е. с достаточной чувствительностью действовать при всех видах КЗ на эле­ментах сети НН при отказе их собственных защит или коммутационных аппаратов. Несмотря на то, что «Правила» [1] в некоторых случаях разрешают не резервировать удаленные КЗ, в последние годы многие проектные и эксплуатационные организации стремятся к достижению полноценного дальнего резервирования. Еще более сложным оказывается выполнение дальнего резервирования защитами питающих линий 10 кВ не отключившихся КЗ за трансформаторами 10 кВ, особенно небольшой мощности, а следовательно, с большим сопротивлением. Очень многие трансформаторы 10 кВ не обеспечены дальним резервированием, и поэтому особенно важно обеспечить надежное функционирование их собственных защитных и коммутационных аппаратов и их взаимное резервирование.

1. Режимы работы и регулирование мощности компенсирующих устройств.

1. Расчет режима простых замкнутых электрических сетей. Методы контурных и узловых уравнений.

РАСЧЕТ УСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМОВ ПРОСТЫХ ЗАМКНУТЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХСЕТЕЙ

Замкнутыми называются электрические сети, в которых электропотребите­ли (узлы нагрузки) получают электроэнергию с двух и более сторон (источников) чем обеспечивается высокая надежность электроснабжения.

Рис. 7.1. Схемы замкнутых электрических сетей: а и б- сети с одним контуром; в — линия с двусторонним питанием; г — сложная замкнутая сеть

Наиболее простую замкнутую сеть образуют, например, две параллельно включенные линии или два трансформатора, работающие на общую грузку (рис. 7.1, а). В общем случае сети, содержащие один замкнутый контур,называются кольцевыми (рис. 7.1, б). Разновидностью таких сетей считаются линия или сеть с двусторонним питанием (рис. 7.1, в). Сложнозамкнутыми принято называть сети, содержащие два и более замкнутых контура (рис. 7.1, г), В этих сетях каждый узел нагрузки получает электропитание по двум и более линиям.

Расчеты режимов замкнутых электрических сетей сложнее, чем разомкну­тых, и в большинстве случаев их выполняют на ЭВМ с помощью программно-вычислительных комплексов. В элементарных случаях, например для однокон­турной сети или сети с двусторонним питанием, расчет режима можно выполнить вручную с приемлемой трудоемкостью и хорошей наглядностью расчетов и пре­образований. Соответствующие алгоритмы и методы базируются, как и при рас­чете разомкнутых сетей, на непосредственном использовании законов теории электрических цепей, а также упрощающих преобразований и эквивалентировании схем замещения электрических сетей. Изучение соответствующих инженер­ных методик расчета замкнутых сетей, реализуемых при ручном счете, в совре­менных условиях имеет скорее учебное, нежели практическое значение. Для этих целей может использоваться ряд методов: контурных уравнений, преобразования сети, коэффициентов распределения и др. [11, 25, 49]. Освоение таких методов необходимо для углубленного представления о физической сути процессов, свя­занных с режимом электрической сети, и условий, при которых выполняются рас­четы на ЭВМ. В последнем случае алгоритмы расчетов установившихся режимов базируются преимущественно на различных формах уравнений узловых напряже­ний, решаемых методами вычислительной математики [44—48, 53].

7.1. РАСЧЕТНЫЕ НАГРУЗКИ И СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

В зависимости от требуемой точности, назначения, места расположения электрических нагрузок и стадии проектирования электроэнергетических систем и систем электроснабжения, вида расчетов, понятие «расчетная нагрузка» имеет неоднозначный смысл и для ее определения используют различные методы. Ана­лиз режимов электрических сетей, выполняемый вручную, производится приме­нительно к схемам замещения, нагрузки узлов которых, наряду с мощностями по­требителей (источников), в общем случае изменяющиеся по статистическим ха­рактеристикам, определяют с учетом потерь мощности в трансформаторах под­станций, а также мощностей проводимостей (шунтов) П-образных схем замеще­ния примыкающих линий. Нагрузки узлов, определяемые (сформированные) та­ким образом, называются расчетными (эквивалентными) нагрузками, а соответст­вующие схемы замещения — расчетными схемами.

Возможность упрощения исходной схемы замещения при использовании этого понятия проиллюстрируем на примере схемы электрической сети (рис. . , с) с номинальным напряжением, не превышающим 220 кВ. В этой схеме на шины высшего напряжения электростанции 1 через повышающий трансформатор м выдается заданная мощность S,. С шин ВН подстанции 2 через понижающий трансформатор Т₂ передается мощность нагрузки &. Внешняя система представ­лена электрической станцией (подстанцией) 3, балансирующей по активной и реактивной мощности. К шинам ВН электростанций 1 и 3 и подстанции 2 подходят по 2 линии районной электрической сети.

На рис. 7.2, б показана схема замещения, характеризующая условия рас­пределения мощностей в ветвях, связанных с узловыми точками 1,2,3 замкнутой электрической сети. На этой схеме суммарная мощность, проходящая по сопро­тивлениям Z₁₂ и Z₁₃ примыкающих линий

причем мощность S₁', отличается от мощности генерации S₁, на величину потерь в об­мотках трансформатора Ti (в сопротивлении Z₁) и его потерь холостого хода, т. е.

Тогда суммарную нагрузку на шинах электрической станции 1, в дальнейшем называемую расчетной (эквивалентной), для узла 1 определим в виде мощности

(7.1)

или тока

(7.2)

Аналогично выразим расчетную мощность подстанции 2:

где мощность отличается от мощности нагрузки S₂ на величину потерь в об­мотках трансформатора Т₂ (в сопротивлении Z₂):

В итоге суммарную нагрузку на шинах подстанции 2, именуемую расчет­ной, определим в виде мощности

(7.3)

или тока

(7.4)

Суммарная зарядная мощность линий, примыкающих к балансирующему источнику 3,

увеличивает его возможности по генерации реактивной мощности, но не оказыва­ет влияния на потокораспределение в замкнутой сети, а потому в расчетах не учи­тывается.

Элементы схемы замещения, формирующие расчетные нагрузки узлов 1 и 2, на рис. 7.2, б для наглядности ограничены пунктирными линиями.

Аналогично можно определить расчетные нагрузки при подключении к уз­лам замкнутой сети других ответвлений («висячих» ветвей), например, в виде от­ходящих линий или участков разомкнутой электрической сети.

Рис 7.2. Схемы электрической сети: принципиальная (а), замещения исходная (б), расчетная (в)