22. Показатели качества электрической энергии

Основные показатели качества электрической энергии нормируются ГОСТ 13109-99. Этот ГОСТ устанавливает 11 основных показателей качества электроэнергии (ПКЭ):

1. Отклонение частоты f;

2. Установившееся отклонение напряжения U_у;

3. Размах изменения напряжения U_t;

4. Дозу фликера (мерцания или колебания) P_t;

5. Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения К_U;

6. Коэффициент n-й гармонической составляющей напряжения К_U(n);

7. Коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности К_2U;

8. Коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности К_0U;

9. Глубину и длительность провала напряжения U_П, t_П;

10. Импульсное напряжение U_ИМП;

11. Коэффициент временного перенапряжения К_ПЕРU.

Одним из основных является частота трехфазного переменного тока. Обычно частота в электрических системах изменяется в относительно небольших пределах. Поэтому пользуются не полными значениями частоты, а значениями отклонений частоты от номинального значения. Отклонением частоты в электрической системе, Гц, характеризует разность между действительным f и номинальным значениями частоты f_ном переменного тока в системе электроснабжения и определяется по выражению: f=f – f_ном

В автоматически регулируемых энергосистемах России нормальное отклонение от номинальной частоты (f) допускается в пределах ± 0,2 Гц, а предельное отклонение допускается в пределах ± 0,4 Гц по ГОСТ 13109-99. Небольшие пределы допускаемых отклонений от номинального значения объясняются существенным влиянием изменения частоты на экономические показатели работы электрических приемников. Кроме того, частота f регулируется одновременно во всей энергосистеме, а современные автоматические устройства позволяют обеспечить изменение частоты в требуемых пределах.

Вторым из важнейших показателей качества электроэнергии является действующее значение напряжения. В зависимости от схемы включения электрических приемников определяющим является фазное или междуфазное значение напряжения. В пределах одной ступени трансформации электрической сети напряжения изменяются в относительно небольших пределах, поэтому показательными являются не полные значения напряжений, а значения отклонений напряжения (U), обычно выражающиеся в % от номинального значения.

Отклонением напряжения U_i для узла i называется разность между фактическим, действующим напряжением (U_i) и номинальным U_ном значениями, отнесенная к номинальному напряжению (U_ном) данной сети. U_i =

ГОСТом 13109-99 регламентируются отклонения напряжения нормальное и предельное. Значения отклонений в нормальном режиме работы электрической сети должны не выходить за пределы максимальных значений, при этом в течение не менее 95 % времени каждых суток значения должны не выходить за пределы нормальных значений.

23. Методы регулирования напряжения

Напряжение сети постоянно меняется вместе с изменением нагрузки, режима работы источника питания, сопротивлений цепи. Отклонения напряжения не всегда находятся в интервалах допустимых значений. Причинами этого являются:

а) потери напряжения, вызываемые токами нагрузки, протекающими по элементам сети;

б) неправильный выбор сечений токоведущих элементов и мощности силовых трансформаторов;

в) неправильно построенные схемы сети.

Контроль за отклонениями напряжения проводится тремя способами:

1) по уровню – ведется путем сравнения реальных отклонений напряжения с допустимыми значениями;

2) по месту в электрической системе – ведется в определенных точках сети, например в начале или конце линии, на районной подстанции;

3) по длительности существования отклонения напряжения.

Регулированием напряжения называют процесс изменения уровней напряжения в характерных точках электрической системы с помощью специальных технических средств. Исторически развитие методов и способов регулирования напряжения и реактивной мощности происходило от низших иерархических уровней управления энергосистемами к высшим. В частности, вначале использовалось регулирование напряжения в центрах питания распределительных сетей – на районных подстанциях, где изменением коэффициента трансформации поддерживалось напряжением у потребителей при изменении режима их работы. Регулирование напряжения вначале применялось также непосредственно у потребителей и на энергетических объектах (электростанциях, подстанциях).

Эти способы регулирования напряжения сохранились и до настоящего времени и применяются на низших иерархических уровнях автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ). С точки зрения высших уровней АСДУ это локальные способы регулирования. Автоматизированная система диспетчерского управления высших уровней осуществляет координацию работы локальных систем регулирования и оптимизацию режима энергосистемы в целом.

Локальное регулирование напряжений может быть централизованным, т.е. проводиться в центре питания (ЦП), и местным, т.е. проводиться непосредственно у потребителя.

Местное регулирование напряжения можно подразделить на групповое и индивидуальное. Групповое регулирование осуществляется для группы потребителей, а индивидуальное – в основном в специальных цехах

В зависимости от характера изменения нагрузки в каждом из указанных типов регулирование напряжения можно выделить насколько подтипов. Так , например, в централизованном регулировании напряжения можно выделить три подтипа: стабилизация напряжения; двухступенчатое регулирование напряжения; встречное регулирование напряжения.

24. Встречное регулирование напряжения

Для подробного рассмотрения встречного регулирования напряжения используем схему замещения, показанную на рис.2,а, где трансформатор представлен как два элемента – сопротивление трансформатора и идеальный трансформатор. На рис.2,а, приняты следующие обозначения:

U₁ – напряжение на шинах центра питания;

U_2в – напряжение на шинах первичного напряжения (ВН) районной пс;

U_2н – напряжение на шинах вторичного напряжения (НН) районной пс;

U₃ – напряжение у потребителей.

Напряжение на шинах ВН районной пс U_2в=U₁-U₁₂

Напряжения на шинах ВН и НН отличаются на величину потерь напряжения в трансформаторе U_т, и, кроме того, в идеальном тр-ре напряжение понижается в соответствии с коэффициентом трансформации, что необходимо учитывать при выборе регулировочного ответвления.

На рис 2,б представлены графики изменения напряжения для двух режимов: наименьших и наибольших нагрузок. При этом по оси ординат отложены значения отклонений напряжения в % номинального. Процентные отклонения имеются в виду для всех V и U на поле этого рисунка.

Из рис.2,б (штриховые линии) видно, что если n_Т=1, то в режиме наименьших нагрузок напряжения у потребителей будут выше, а в режиме наибольших нагрузок – ниже допустимого значения (т.е. отклонения U больше допустимых). При этом приемники электроэнергии, присоединенные к сети НН (например, в точках А и В), будут работать в недоступных условиях. Меняя коэффициент тр-ра районной пс n_Т, изменяем U_2н, т.е. регулируем напряжение (сплошная линия на рис.2,б).

В режиме наименьших нагрузок уменьшают напряжение U_2н до величины, как можно более близкой к U_ном. В этом режиме выбирают такое наибольшее стандартное значение n_Т. чтобы выполнялось следующее условие: U_2н.нмU_ном.

В режиме наибольших нагрузок увеличивают напряжение U_2н до величины, наиболее близкой к 1,05 – 1,1U_ном. В этом режиме выбирают такое наибольшее стандартное значение n_Т, чтобы выполнялось следующее условие: U_2н.нб(1,051,1)U_ном.

Таким образом, напряжение на зажимах потребителей, как удаленных от центра питания – в точке В, так и близлежащих – в точке А, вводится в допустимые пределы. При таком регулировании в режимах наибольших и наименьших нагрузок напряжение соответственно повышается и понижается. Поэтому такое регулирование называют встречным.

26-27. Баланс реактивной мощности и его связь с напряжением

При выработке и потреблении энергии на переменном токе равенству вырабатываемой и потребляемой электрической энергии в каждый момент времени отвечает равенство вырабатываемой и потребляемой не только активной, но и реактивной мощности. Эти условия можно записать так:_Г_П_Н+, Q_ГQ_П=Q_Н+Q,

где _Г и Q_Г – генерируемые активные и реактивные мощности станций за вычетом собственных нужд; _Н, Q_Н – активная иреактивная мощности потребителей; , Q – суммарные потери активной и реактивной мощностей в сетях; _П,Q_П – суммарное потребление активной и реактивной мощностей.

Эти уравнения являются уравнениями баланса активной и реактивной мощностей. Баланс реактивной мощности по всей системе в целом определяет некоторые уровень напряжения. Напряжения в узловых точках сети электроэнергетической системы в той или в иной степени отличаются от среднего уровня, причем это отличие определяется конфигурацией сети, нагрузкой и другими факторами, от которых зависит падение напряжения. Баланс реактивной мощности для всей системы в целом не может исчерпывающе определить требования, предъявляемые к мощности источников реактивной мощности. Надо оценивать возможность получения необходимой реак-й мощ-ти как по системе, так и по отдельным ее районам.

Необходимость в оценке баланса реак-й мощ-ти возникает прежде всего при проектировании подсистемы регулирования напряжения – реак-й мощ-ти АСДУ. В ряде случаев оценка изменений условий баланса производится и в практике эксплуатации, например при вводе новых регулирующих устройств, установленных мощностей электрических станций, изменениях схемы сети.

Нарушение баланса реактивной мощности приводит к изменению уровня напряжения в сети. Если генерируемая реактивная мощность становится больше потребляемой (Q_ГQ_П), то напряжение в сети повышается. При дефиците реактивной мощности (Q_ГQ_П) напряжение в сети понижается. Для пояснения указанной связи напомним, что например, емкостный ток линии на х.х. повышает напряжение на ее конце. Соответственно реактивной мощности приводит к повышению, а ее недостаток – к понижению напряжения.

В дефицитных по активной мощности энергетических систем уровень напряжения, как правило, ниже номинального. Недостающая для выполнения баланса активной мощности передается в такие системы из соседних энергетических систем, в которых имеется избыток генерируемой мощности.

Обычно энергетические системы дефицитные по активной мощности и по реактивной мощности. Однако недостающую реактивную мощность эффективнее не передавать, а генерировать в компенсирующих устройствах в данной энергетической системе.

29. регулирование частоты в энергетической системе. Понижение частоты из-за превышения _П над _Г требует мобилизации резерва мощности или автоматической частотной разгрузки (АЧР).в противном случае понижение частоты может привести не только к браку продукции у потребителей, но и к повреждению оборудования станций и развалу системы.

Во всех режимах должен быть определенный резерв мощности, реализуемый при соответствующем росте нагрузок. Резерв может быть горячим (генераторы загружаются до мощности меньше номинальной и очень быстро набирают нагрузку при внезапном нарушении баланса Р) и холодным, для ввода которого нужен длительный промежуток времени.

Суммарный необходимый резерв мощности энергосистемы складывается из следующих видов резерва: нагрузочного, ремонтного, аварийного и народнохозяйственного. Нагрузочный резерв служит для покрытия случайных колебаний и непредвиденного увеличения нагрузки сверх учтенной в балансе регулярного максимума нагрузки. Ремонтный резерв должен обеспечивать возможность проведения необходимого планово – предупредительного (текущего и капитального) ремонта оборудования эл.станции. Аварийный резерв предназначен для замены агрегатов, выбывших из работы в результате аварии. Народнохозяйственный резерв служит для покрытия возможного превышения электропотребления против планируемого уровня.

Кроме резерва мощности на электрических станциях системы необходимо резерв по энергии. На ТЭС должен быть обеспечен соответствующий запас топлива, а на ГЭС – запас воды. Если резерв станций исчерпан, а частота в системе не достигла номинального значения, то в действие вступают устройства АЧР, которые предназначены для быстрого восстановления баланса мощности при ее дефиците путем отключения части менее ответственных потребителей. Все потребители электрической энергии по надежности их электроснабжения делятся на три основные категории. В первую очередь АЧР отключает перерывы электроснабжения на время., необходимое для ремонта или замены поврежденного элемента сети, но не более одних суток. В последнюю очередь отключаются наиболее ответственные потребители.

АЧР – дискретная система регулирования, отключающая потребителей степенями (или очередями). При снижении частоты на величину f срабатывает реле частоты, входящее в состав устройства АЧР, и отключает часть потребителей с мощностью .

Система АЧР состоит из комплектов автоматики, установленных на энергетических объектах. В каждом комплекте реле частоты имеет свою уставку по частоте, при которой оно срабатывает и отключает часть линии, питающих потребителей; АЧР отключает потребителей так, чтобы частота не снизилась ниже предельно допустимой по условиям работы технологического оборудования электрических станций величины 46Гц.

30. Потери электроэнергии в электрических сетях - важнейший показатель экономичности их работы, наглядный индикатор состояния системы учета электроэнергии, эффективности энергосбытовой деятельности энергоснабжающих организаций. Этот индикатор все отчетливей свидетельствует о накапливающихся проблемах, которые требуют безотлагательных решений в области развития, реконструкции и технического перевооружения электрических сетей, совершенствования методов и средств их эксплуатации и управления, повышения точности учета электроэнергии, эффективности сбора денежных средств за поставленную потребителям электроэнергию и т. п. К приоритетным мероприятиям по снижению технических потерь электроэнергии в распределительных электрических сетях 0,4-35 кВ относятся:

использование 10 кВ в качестве основного напряжения распределительной сети;

увеличение доли сетей с напряжением 35 кВ;

сокращение радиуса действия и строительство ВЛ (0,4 кВ) в трехфазном исполнении по всей длине;

применение самонесущих изолированных и защищенных проводов для ВЛ напряжением 0,4-10 кВ;

использование максимального допустимого сечения провода в электрических сетях напряжением 0,4-10 кВ с целью адаптации их пропускной способности к росту нагрузок в течение всего срока службы;

разработка и внедрение нового, более экономичного, электрооборудования, в частности, распределительных трансформаторов с уменьшенными активными и реактивными потерями холостого хода, встроенных в КТП и ЗТП конденсаторных батарей;

применение столбовых трансформаторов малой мощности (6-10/0,4 кВ) для сокращения протяженности сетей напряжением 0,4 кВ и потерь электроэнергии в них;

более широкое использование устройств автоматического регулирования напряжения под нагрузкой, вольтодобавочных трансформаторов, средств местного регулирования напряжения для повышения качества электроэнергии и снижения ее потерь;

комплексная автоматизация и телемеханизация электрических сетей, применение коммутационных аппаратов нового поколения, средств дистанционного определения мест повреждения в электрических сетях для сокращения длительности неоптимальных ремонтных и послеаварийных режимов, поиска и ликвидации аварий;

повышение достоверности измерений в электрических сетях на основе использования новых информационных технологий, автоматизации обработки телеметрической информации.

1.Системы передачи и распределения электрической энергии. Основные понятия и определения.Классификация линий электропередачи.

2. Номинальные напряжения электрических сетей и их элементов.

3. Воздушные линии электропередачи,область применения,конструктивные элементы, условия работы.

4. Кабельные линии электропередачи,область применения,конструктивные элементы, условия работы.

5. Схема замещения воздушных и кабельных линий электропередачи различных напряжений.

6.Электрические параметры воздушных и кабельных линий электропередач.

7.Схемы замещения и параметры ТР.

8. Потери мощности в линиях электропередачи и трансформаторах.

9. Методы определения потерь электроэнергии в электрических сетях.

10. Расчёт режима линии при заданной мощности нагрузки.

11. Учёт ТР при расчёте режима электрической сети.

12. Расчёт режимов разомкнутых магистральных сетей при заданных мощностях нагрузок и напряжении в конце.

13.Расчёт режима разомкнутой разветвлённой электрической сети при заданных мощностях в узлах нагрузки и напряжении в центре питания.

14.Особенности расчёта разомкнутых распределительных электрических сетей напр 35 кв.

15. Распределение потоков мощности и напряжений в простой замкнутой системе.

16. Основные экономические показатели систем передачи и распределения эл.эн.

17. Выбор номинального напряжения электрических сетей.

18. Выбор числа и мощности силовых ТР на понижающ подстанциях.

19. Выбор площади сечения проводников по нормативной эеономической плотности и эконом токовым интервалам.

20. Выбор и прверка площади сечения проводников по условию нагревания длительно допустимым током.

21.Область применения и сущность оценки площади сечения проводников линий электропередачи по допустимой потере напр.

22. Показатели качества эл. энергии.

23. Регулирование напр генераторами эл станций.

24. Регулирование напр на понижающ подстанциях с двухобмоточн трансф.

25. Регулирование напр на понижающ подстанциях трёхобмоточн трансф.

26. Средства генерации реактивной мощн в системах передачи и распредел эл энергии.

27. Регулирование напр изменением потоков реактивной мощности.

28. Регулирование напр изменен сопротивлений электр сети.

29. Регулиров частоты в электроэнергетическ сист.

30. Организационные и технические пути снижения потерь эл энергии в сист передачи и распредел эл энергии.