Как найти ток в линии электропередач

1. Расчет величины рабочего тока линии

Вся расчетная
схема разбивается на отдельные линии
с различными правилами определения
рабочего тока:

• линия
  к единственному приемнику электрической
  энергии (рис. 4.5а);

• линия
  к нескольким приемникам с независимыми
  пусками (рис. 4.5б);

• линия
  к нескольким приемникам с общим пуском,
  соединенными в цепочку (рис. 4.5в);

• линия
  к станции управления (рис. 4.5г);

• линии
  связи между РП и ГРЩ;

• линия
  от ТП к главному ГРЩ (фидер);

5.1.1. Расчетный ток линии к единственному трехфазному асинхронному двигателю

В
этом случае (рис. 4,5а) расчетный ток
равен номинальному току двигателя и
берется из паспортных данных двигателя
или определяется выражением:

,

где
Р_н
– номинальная мощность двигателя, кВт;

–номинальный
КПД двигателя;

–номинальный
коэффициент мощности;

Р_н,
U,
,
cos
φ −
величины, определяемые по паспортным
данным двигателя.

В
том случае, когда известно, что двигатель
загружен на мощность,
менее номинальной, расчетный ток
уменьшается пропорционально К_з
коэффициенту
загрузки

.

5.1.2. Расчетный ток однофазной линии и линии постоянного тока к одному потребителю с активной нагрузкой

Ток
определяется из выражения

.

5.1.3. Расчетный ток трехфазной линии
к электрической нагревательной печи

Ток
определяется из выражения

.

5.1.4. Расчетный ток трехфазной линии
к выпрямительной установке

,

где
S_h
− полная,
номинальная мощность выпрямительной
установки.

5.1.5. Расчетный ток однофазной линии к
нескольким приемникам электрической
энергии с независимыми пусками

В
этом подключении (рис. 4.5б,г) расчетный
ток определяется как сумма токов всех
подключенных двигателей с учетом
коэффициента одновременности их работы
К_О

,

_{где
Ii
− ток
каждого двигателя, подключенного к
станции.}

Здесь
и в следующих за этим выражениях значение
К_О
следует брать из отраслевых норм или
по результатам испытания конкретной
установки. Если других сведений нет,
можно считать К_О
=1.

5.1.6. Расчетный ток линии от
распределительного пункта до главного
распределительного щита

Расчетный
ток определятся как сумма токов линий,
выходящихиз
РП

,

где
I_i
− ток
каждого вывода (линии, подключенной к
РП).

5.1.7. Расчетный ток кабеля, соединяющего
ГРЩ и ТП, (ток фидера)

Ток
входной линии (фидера) ГРЩ, питающего
несколько РП и соединяющего ГРЩ с
трансформатором определяется аналогично

,

где
I_i
− ток
каждого подключенного РП.

5.2. Пример расчета сечений проводников
линий

От
РП1 отходит две линии до СУ1 и СУ2, причем
к СУ1 присоединено два потребителя (см.
табл. 2). При расчете сечений проводников
следует воспользоваться сведениями о
кабелях, проводниках и шнурах [
? ].

5.2.1. Линии от распределительного пункта
до станции управления

Линия
от РП до СУ1 питает одновременно сушильную
машину

СПК-1-10ЛУ1
и рулоноразмоточник РР-2М. Суммарная
мощность подключенных двигателей 88,8
кВт. Двигатели включаются и работают
одновременно, расчетный ток приравняем
сумме номинальных токов двигателей
обоих агрегатов (см. табл. 1) I_рас
=220 А.

Для
передачи токов более 200 А рекомендуется
использовать кабель.

Принимаем
кабель марки СБ-1000 (3 х 185 + 1 х 150) с сечением
токопроводящей жилы S
= 185 мм. Длительно допустимый ток I
_дд
= 450 А [13]. Это
силовой кабель с медной жилой, бронированный
стальной лентой. Прокладка — в земле
(траншеях) с низкой коррозионной
активностью (с наличием и без блуждающих
токов) и средней коррозионной активностью
(только для кабелей на напряжение 1 кВ)
по стенам вне зданий при возможности
механических повреждений и наличии
блуждающих токов, но при отсутствии
значительных растягивающих усилий.

Линия
от РП до СУ2 питает агрегат М-110-Л.
Установленная мощность 36,2 кВт, номинальный
ток 7,5 А.

По
ПУЭ [14, таб. 5.20] принимаем провод ПВ с
медными жилами

S
= 35 мм².

Соседние файлы в папке табл_электромеханика

• #
• #
• #
• #

Расчет воздушных линий электропередач

Воздушные линии электропередач (ВЛ) предназначены для передачи электроэнергии на расстояния по проводам. Основными конструктивными элементами ВЛ являются провода, опоры, изоляторы, тросы и линейная арматура. В целях безопасности провода ВЛ подвешиваются на опорах высоко над землей от нескольких метров до нескольких десятков метров в зависимости от напряжения линий.

Рассчитывать ВЛ это значит определить сечение провода. Сечения проводов выбирают в зависимости от ряда технических и экономических факторов.

Технические факторы, влияющие на выбор сечений, следующие:

1 Нагрев от длительного выделения тепла рабочим (расчетным) током

2 Нагрев от кратковременного выделения тепла током короткого замыкания

3 Потери (падения) напряжения в проводах ВЛ от проходящего по ним тока в нормальном и аварийном режимах

4 Механическая прочность – устойчивость к механической нагрузке (собственная масса провода, гололед, ветер)

5 Коронирование – фактор, зависящий от применяемого напряжения, сечения провода и окружающей среды

ВЛ выбирают по материалу провода, номинальному напряжению линии и экономической плотности тока.

Для проводов ВЛ в основном используется медь и алюминий. Для усиления механической прочности алюминиевых проводов используется стальной сердечник – такие провода называются сталеалюминиевыми.

Выбор ВЛ по напряжению сводится к выполнению условия:

, (2.1)

где U_{ВЛ ном} – номинальное напряжение ВЛ, кВ;

U_{уст. ном} – номинальное напряжение установки, численно равное номинальному напряжению сети, питающейся от этой установки, кВ.

Согласно ПУЭ выбор экономически целесообразного сечения ВЛ производится по так называемой экономической плотности тока — j_эк, которая зависит от материала провода и числа использования максимальной нагрузки в году – Т_max.

Для этого определяют расчетный ток, текущий в линии, согласно формуле:

(2.2)

где S_max – суммарная максимальная нагрузка всех потребителей, питающихся от этой ВЛ, кВА, МВА;

U_ном – номинальное напряжение, кВ;

n – число цепей линии или число параллельных линий.

Затем, выбрав по таблицам ПУЭ экономическую плотность тока – j_эк, А/мм 2 , определяют экономическое сечение ВЛ, согласно формуле:

, (2.3)

где I_расч – расчетный ток, текущий в линии, А;

j_эк – экономическая плотности тока, А/мм 2 .

Далее по таблицам ПУЭ выбирают ближайшее стандартное сечение проводов ВЛ и проверяют выбранное сечение по аварийному режиму, согласно неравенству:

I’_{длит.доп} I_ав (2.4)

где I’_{длит.доп} — длительно –допустимый ток в линии с учетом температурного коэффициента, А;

I_ав – аварийный ток в линии, А.

В таблицах ПУЭ для данного стандартного сечения задается длительно-допустимый ток, но так как провода ВЛ испытывают в процессе эксплуатации воздействие изменения температуры, этот ток должен быть скорректирован по температуре, согласно формуле:

где I_{длит.доп} – длительно-допустимый ток, взятый из таблиц ПУЭ, согласно стандартному сечению, А;

k – температурный коэффициент, который определяется по таблицам ПУЭ, в тех случаях, когда расчетная температура окружающей среды отличается от условной расчетной, т.е. 25 0 С.

Аварийный ток в линии – это ток, текущий по одной цепи (или одной линии), в случае обрыва другой цепи (или другой линии) ВЛ, определяют согласно формуле:

, (2.6)

Если условие (2.4) выполняется, говорят о том, что сечение провода ВЛ выбрано верно, в противном случае увеличивают сечение провода ВЛ на ступень выше.

Дата добавления: 2016-06-18 ; просмотров: 13432 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Источник

Точный расчёт режима ЛЭП

Известны ток и напряжение в конце ЛЭП.

Найти ток и напряжение в начале ЛЭП.

Как правило, в расчётах режимов электрических сетей у нагрузок задаётся не ток, а активная и реактивная мощности, и поэтому при расчёте режима ЛЭП по току нагрузки следует сначала вычислить ток по известным мощностям и напряжению. В качестве результата также получается не ток на другом конце линии, а активная и реактивная мощности, которые определяются по найденному току и напряжению. Схема замещения с нанесенными на нее напряжениями и мощностями по концам ЛЭП представлена на рис. 19.

Рис. 19. Напряжения и мощности по концам ЛЭП

Алгоритм расчёта режима ЛЭП по току нагрузки по данным формы 4 состоит в определении параметров режима в следующей последовательности:

1. – ток в конце линии (равен току нагрузки);

2. – ток в ёмкостной проводимости в конце схемы замещения ЛЭП;

3. – ток в линии;

4. – падение напряжения;

5. – напряжение в начале линии;

6. – ток в ёмкостной проводимости в начале схемы замещения ЛЭП;

7. – ток в начале линии;

8. –полная мощность в начале линии.

4.3. Пример расчёта (рис. 20)

Дано: ЛЭП-220 кВ; l = 150 км; провод марки АС-240/32;

напряжение в конце линии U₂ = 215 кВ;

мощность нагрузки ЛЭП S₂ = P + jQ = 200 + j200.

Рис. 20. Схема замещения ЛЭП для примера (сопротивления в Ом, проводимости в мкСм, мощности в МВА, напряжение в кВ)

1. Для заданного варианта данных. Выполнить расчёт напряжения и тока (мощности) в начале ЛЭП по заданным напряжениям и мощности в конце.

2. Выполнить расчёт напряжений и токов (мощностей) в конце линии по заданным напряжениям и мощностям в начале ЛЭП.

Расчёт режима ЛЭП по мощности нагрузки

Основные понятия и соотношения

Исходные данные в расчётах режима ЛЭП по мощности нагрузки возможны в четырёх формах по сочетанию двух параметров из 4 Х : (рис. 19).

Расчёт режима ЛЭП по мощности нагрузки ведётся путём вычисления потоков мощности по продольным элементам схем замещения, а падение напряжения в продольных элементах ЛЭП определяется непосредственно через потоки мощности

Если совместить вектор напряжения c действительной осью, то получим:

Здесь Р, Q и U берутся из одной точки сети (слева или справа от Z = R + jX на рис. 19).

Потери мощности в сопротивлении R_л и Х_л:

Здесь Р, Q и U также берутся из одной точки сети.

Реактивная мощность в одной из веточек проводимости ЛЭП (зарядная мощность):

где U – модуль напряжения в начале или конце ЛЭП; В_л– ёмкостная проводимость ЛЭП.

Алгоритм расчёта ЛЭП

Алгоритм расчёта ЛЭП по мощности нагрузки при заданном напряжении и мощности в конце линии (форма 4) такой же, как и по току нагрузки, но вместо токов вычисляются потоки мощности:

1) P₂ + jQ₂ – мощность в конце линии – равна мощности нагрузки;

2) – зарядная мощность в конце схемы замещения ЛЭП;

3) – мощность в конце ветви сопротивления линии;

4) – падение напряжения в линии (сопротивлении ЛЭП);

5) – напряжение в начале линии;

6) – потери мощности в сопротивлении линии;

7) – мощность в начале ветви сопротивления линии;

8) – зарядная мощность в начале схемы замещения ЛЭП;

9) – мощность в начале линии.

Алгоритм расчёта ЛЭП по мощности нагрузки при заданном напряжении в начале и мощности в конце (данные в форме 2) состоит в последовательных приближениях к решению по пунктам приведённого ниже алгоритма до достижения желаемой точности, но, поскольку U₂неизвестно, вместо него берётся выбранное приближённое значение (как правило, берётся номинальное напряжение U_НОМ).

Этап 1-й. Расчёт потокораспределения.

1) – мощность в конце линии – равна мощности нагрузки;

2) – зарядная мощность в конце схемы замещения ЛЭП;

3) – мощность в конце ветви сопротивления линии;

4) – потери мощности в сопротивлении линии;

5) – мощность в начале ветви сопротивления линии;

6) – зарядная мощность в начале схемы замещения ЛЭП;

7) – мощность в начале линии.

Этап 2-й. Расчёт режима напряжений.

1) – падение напряжения в линии (сопротивления ЛЭП);

2) – напряжение в конце линии.

Упражнения

1. Выполнить расчёт режима ЛЭП по мощности нагрузки при заданных напряжении и мощности в конце линии (форма 4).

2. Выполнить расчёт режима ЛЭП по мощности нагрузки при заданных мощности в конце линии, а напряжении в начале линии (форма 2).

Источник

РАСЧЕТ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ 6‒10 кВ

Порядок выбора. Сечения проводников воздушных и кабельных линий напряжением до и выше 1000 В выбирают по нагреву средним расчетным током I_paсч с последующей проверкой: по экономической плотности среднего расчетного тока (только для ЛЭП 6 — 35 кВ со сроком службы более 5 лет); по механической прочности; по допустимой потере напряжения, создаваемой максимальным расчетным током.

Выбор сечения проводников по нагреву сводится к сравниванию среднего расчетного тока I_расч с длительно допустимыми токами I_дл для проводников стандартных сечений (табл. П.4.1 — П.4.3).

Экономически целесообразное сечение проводников (мм 2 ) определяют по выражению где j_эк — экономическая плотность тока. А/мм 2 (табл. П.4.4). Не подлежат проверке по экономической плотности тока ЛЭП с малым сроком службы (до 5 лет), к числу которым на относятся передвижные воздушные и кабельные ЛЭП 6-10 кВ. При выборе расчетные сечения проводников округляются до ближайших меньших стандартных.

Выбранные по нагреву и экономической плотности тока сечения проводников проверяют по механической прочности путем сравнения с минимально допустимыми сечениями (табл. П.4.5) для ВЛ второго класса в зависимости от материала и конструкции провода.

Наибольшее сечение проводников из выбранных по нагреву экономической плотности тока и механической прочности проверяют по допустимой потере напряжения при максимальном расчетном токе по выражению

где U_н.,‒ номинальное напряжение, В;

L ‒ длина участка рассчитываемой линии, км;

r, x ‒ соответственно удельные активное и индуктивное сопротивления одного километра линии, Ом/км;

cosj, sinj ‒ тригонометрические функции, соответствующие сдвигу фазы максимального расчетного тока относительно напряжения.

Отклонение напряжения от номинального на зажимах электродвигателей при нормальном режиме должно быть не более – 5 ¸ +10 %; допустимые отклонения от номинального напряжения на прожекторных установках наружного освещения – не более –2,5 ¸ +5%; на зажимах остальных электроприемников ±5%.

Если от подстанции до электроприемника имеется несколько последовательно соединенных участков ВЛ и КЛ с различными токами сечениями проводников, потери напряжения определяют отдельно на каждом участке, а затем суммируют в соответствии с направлением прохождения тока. Суммарные потери напряжения от подстанции до клемм электроприемника при максимальных расчетных токах не должны превышать 10%, в противном случае сечения проводников увеличивают.

Отличительной особенностью выбора кабелей ЛЭП напряжением 6-10 кВ является обязательная проверка их на термическую устойчивость к воздействию тока короткого замыкания (мм 2 ) по формуле

где — максимальный установившийся ток короткого замыкания, кА;

t_п — приведенное время действия тока КЗ, с (t_п = 0,7 – 0,8 с);

С- расчетный коэффициент, определяемый допустимой температурой нагрева (для кабелей с бумажной изоляцией и медными жилами С = 165, с алюминиевыми жилами С = 95; для гибких кабелей с медными жилами в резиновой изоляцией С = 114.

При выборе стандартного сечения кабелей по термической устойчивости принимают кабели ближайшего большего стандартного сечения относительно расчетного S_min.

Ток расчетный повторно-кратковременного режима работы электроприемников определяют по формуле

где ‒ I_ПВ ток повторно-кратковременного режима работы электроприемников, А;

ПВ‒ продолжительность включения, в относительных единицах.

Для всех видов электроприемников, имеющих в установке одиночный двигатель, расчетный (номинальный ) ток I_номА, определяется по формуле

где Р_ном‒ номинальная мощность электродвигателя, кВт;

U_ном‒ номинальное напряжение двигателя, кВт;

η‒ КПД двигателя;

соsφ‒ коэффициент мощности.

Для электроустановок многодвигательного привода номинальный ток I_ном , А, определяется по формуле

где‒ ∑ Р_ном суммарная номинальная мощность всех электропотребителей.

Для электроустановок, не имеющих пускового тока номинальный ток I_ном , А, определяется по формуле

Для трансформаторов номинальный ток I_Н, А, определяется по формуле

где S_{ном. тр} ‒ номинальная мощность трансформатора, кВА.

Номинальный ток наиболее мощного электродвигателя

По условию I_дл ≥ I_paсч выбираем сечение и марку проводника.

Для установок с одним электродвигателем максимальный расчетный ток определяется с учетом пускового тока

Для электроустановок многодвигательного привода максимальный расчетный ток определяется пуска наиболее мощного электродвигателя

где I_пуск‒ пусковой ток наиболее мощного электродвигателя, А,

I_ном.м‒ номинальный ток наиболее мощного электродвигателя.

Марка и сечение магистрального кабеля магистральный определяется по условию

где I_д‒ допустимый ток кабеля с учетом поправочных коэффициентов ,А;

К_п1‒ поправочный коэффициент на температуру земли, табл. П.4.6,. Если температура не задана значит К_п1 =1 ;

К_п = поправочный коэффициент на количество работающих кабелей и способа их прокладки (табл.П.4.6‒ П.4.7).

Пример. Согласно рис. 6.1 произвести выбор линии электропередач 6- 10 кВ. Число часов максимума использования нагрузки Т_мах= 4500 час на участке 0‒ 1 линия воздушная , а участке 1‒ 2 и кабельная.

Рис.6.1. Расчетная схема для выбора ЛЭП

1. Определяем токи нагрузки на отдельных участках сети:

а) на участке 1‒ 3

I_{расч 1}= Р_ном/(√3U_ном соsφ η )= 250/(1,73∙6,0∙0,9∙0,85 ) = 31,48 А.

б) на участке 1‒ 2

в) на участке 0‒ 1

I_расч = I_{расч 2} + I_{расч 2} = 31,48+38,5 =69,98 А

По табл.П. на участке 1‒ 3 и 0‒ 2 выбираем кабель типа ААБ-3х6, а

на участке 0‒ 1 провод марки А-16.

2.Выбираем сечение по экономической плотности тока:

а) на участке 1‒ 3 для кабеля ААБ по табл.П.4.4 j_эк=1,2

Выбираем кабель ААБ-3х6.

б) Аналогично выбираем кабель для участка 1‒ 2.

Выбираем кабель ААБ-3х6.

в) на участке 0‒ 1 для воздушной ЛЭП j_эк=1.

3.По механической прочности согласно табл.П.4.5 для второго класса окончательно принимаем провод марки А-35.

4. Проверяем кабель по термической устойчивости6

а) на участке 1‒ 2

= 7,5√ 0,75/95 = 0,06мм 2

б) на участке 1‒ 3

= 6,95√ 0,75/95 = 0,06 мм 2

5. Проверяем сеть на потерю напряжения:

а) на участке 1‒ 3

б) на участке 1‒ 2

в) на участке 0‒ 1

Суммарная потеря напряжения на участке 0‒3 ∆U_∑%=∆U₁+∆U₃=0,28+0,35=0,63

Суммарная потеря напряжения на участке 0‒2 ∆U_∑%=∆U₁+∆U₂=0,28+0,11=0,39.

Так как суммарная потеря напряжения составляет меньше допустимых 10%, следовательно выбор проводников произведен правильно.

Источник

РАСЧЕТ РЕЖИМОВ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

И.М. Хусаинов

ПРИМЕРЫ РАСЧЕТОВ

ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

Учебное пособие

Министерство общего и профессионального образования

Саратовский государственный технический университет

И.М.Хусаинов

ПРИМЕРЫ РАСЧЕТОВ

ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

Учебное пособие

Для студентов направления 551700 «Электроэнергетика»

И специальности 100400 «Электроснабжение»

Всех форм обучения

Саратов 1998

УДК 621.316.1

Примеры расчетов электрических сетей : Учебное пособие / Хусаинов И.М. Сарат.гос.техн.ун-т. Саратов, 1998. 9 с.

В учебном пособии приведены примеры решений всех основных типовых задач по расчетам электрических сетей, встречающихся при курсовом и дипломном проектировании. Даны краткие теоретические сведения и литература, которую рекомендуется изучить перед решением задач.

Предназначено для самостоятельной работы студентов дневной и, особенно, заочной формы обучения направления 551700 и специальности 1004.

Рецензенты:

кафедра применения электрической энергии в сельском хозяйстве Саратовского государственного агроинженерного университета;

гл. энергетик АО «Саратовнефтегаз» А.М.Ефимов.

Одобрено

Саратовского государственного технического университета

ISBN 5-7433-0379-7

© Саратовский государственный технический университет, 1998.

ВВЕДЕНИЕ

С расчетом параметров элементов электрических сетей, параметров их режимов, а также с расчетами элементов электрических сетей при проектировании систем электроснабжения студенты специальности 1004 “Электроснабжение” (по отраслям) встречаются при изучении всех основных специальных дисциплин. При курсовом и дипломном проектировании этим расчетам также отводится большая роль. При этом студенты дневной формы обучения рассматривают примеры расчетов на практических занятиях, а при выполнении домашних заданий и, особенно, при курсовом проектировании углубляют и закрепляют полученные навыки. Однако ввиду ограниченности учебного времени, отведенного на практические занятия, на них рассматривается лишь узкий круг самых типовых задач, оставляя все остальное на самостоятельную проработку. В технической литературе, имеющейся в библиотеке С ГТУ, примеры таких расчетов представлены в разрозненном виде в десятках изданий. Это обстоятельство сильно затрудняет самостоятельную работу студентов и делает ее очень непривлекательной. Для студентов заочной формы обучения эта проблема стоит еще более остро, так как они в основном занимаются самостоятельно и, проживая зачастую вне областного центра и не имея широкого доступа к специальной литературе, вынуждены пользоваться, чем придется (например, черновиками студентов прошлых лет обучения и т.п.) или откладывать выполнение контрольных работ и курсовых проектов на время лабораторно-экзаменационной сессии. Данное пособие содержит в скомпонованном виде примеры практически всех расчетов, встречающихся при изучении электрических сетей или при их проектировании, за исключением механического расчета, который относится к узкоспециальным. По мнению автора, оно значительно облегчит самостоятельную работу студентов при изучении многих т ем.

В начале каждой главы дана краткая теоретическая справка, поясняющая методы решения включенных в нее задач, а также ссылки на литературу, где можно найти подробное изложение теории и объяснение методов решения.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ ЭЛЕМЕНТОВ

ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ

Основные элементы, образующие в своей совокупности электрическую сеть, — это линии электропередачи и трансформаторные подстанции. Для расчета электрического режима сети (потоков мощности на участках, напряжений в узловых точках, токов и т.д.) необходимо знать их параметры.

Под параметрами линий электропередачи понимают активное и реактивное сопротивления проводов (или токопроводящих жил, если линия кабельная), а также активные и реактивные проводимости между проводами и между проводами и землей, которые учитывают утечки тока через изоляцию, коронный разряд и электрическую емкость. Все параметры представляются в расчете на одну фазу. Существуют два варианта представления этих параметров: погонные параметры и параметры схемы замещения. Погонные параметры отражают свойства линии на единицу ее длины (обычно на один километр), а параметры схемы замещения — свойства всей линии. Строго говоря, любая линия электропередачи должна представляться, как линия с распределенными параметрами, поскольку ввиду большой протяженности в ней имеют место волновые явления. Но в этом случае расчеты режимов значительно усложняются. Поэтому на практике для линий длиной до 300…400 км (это обычно линии питающих сетей напряжением 35…220 кВ и линии распределительных сетей 6…35 кВ) волновые явления ввиду их очень слабого проявления не учитывают и представляют линию в виде П-образной схемы замещения с сосредоточенными параметрами. При этом с целью облегчения последующего расчета электрического режима делают и некоторые дополнительные упрощения. Так, в воздушных линиях до 35 кВ не учитывается емкостная проводимость, а в линиях до 220 кВ не учитывается также и активная проводимость. Если емкость учитывается, то удобно учесть ее не в виде проводимости, а в виде так называемой зарядной мощности. Для системообразующих линий и линий межсистемной связи, имеющих большую протяженность и напряжения 330 кВ и выше, волновыми явлениями пренебрегать нельзя, соответственно, нельзя пользоваться и схемами замещения с сос-редоточенными параметрами, поэтому для них обычно рассчитывают только погонные значения активного и реактивного сопротивлений. При этом нужно учитывать, что провода в фазах таких линий обычно расщеплены. Кроме, того для таких линий определяется волновое сопротивление, коэффициент распространения волны (комплексные значения), а также натуральная мощность и волновая длина. Параметры подстанций определяются параметрами входящих в них трансформаторов. Их определение производится на основе каталожных данных. Двухобмоточные трансформаторы представляются Г-образной схемой замещения. При этом определяются активное и реактивное сопротивления, отображающие потери в обмотках и активная и реактивная проводимости, отображающие потери холостого хода. Потери в обмотках и потери холостого хода также являются параметрами. И более того, часто бывает более удобно включать в схему замещения потери холостого хода вместо соответствующих проводимостей. Для трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов, а также для трансформаторов с расщепленными обмотками продольная ветвь схемы замещения представляется в виде звезды, где каждой обмотке соответствует свой луч. При расчете их параметров сле-дует искать в каталоге (или предварительно определять) потери короткого замыкания и напряжения короткого замыкания для каждой обмотки.

Перед решением задач этой главы рекомендуется изучить [1, с.54. 77].

ЗАДАЧА 1.1. Определить параметры одноцепной ВЛ-10кВ, выполненной проводом марки А-35 со среднегеометрическим расстоянием между фазами 1,4м. Длина линии 7,6 км. Составить схему замещения линии.

РЕШЕНИЕ . Определяем активное погонное сопротивление линии:

Здесь — удельное сопротивление алюминия;

(По данным ГОСТ 839-80

Определяем погонное реактивное сопротивление линии:

Здесь среднегеометрическое расстояние между фазами.

Зарядная мощность ВЛ напряжением 35кВ и ниже обычно не учитывается.

Схема замещения линии:

Параметры схемы замещения:

Здесь длина линии.

ЗАДАЧА 1.2. Определить параметры двухцепной ВЛ-110кВ, выполненной проводом марки АС-120/27 на одностоечных железобетонных опорах со среднегеометрическим расстоянием между фазами 3,5 м.. Длина линии — 64 км.

РЕШЕНИЕ. Активное погонное сопротивление линии и диаметр провода определяем по [3, табл. П.1-2]:

Погонное реактивное сопротивление линии определяем по [3,табл.П.1-3], произведя соответствующую интерполяцию:

Погонную ёмкостную проводимость линии определяем по [3,табл.1-4]:

(Эту же величину можно было бы определить и расчетным путем:

Составляем схему замещения линии (2 варианта) и определяем её параметры, учитывая, что линия двухцепная:

ЗАДАЧА 1.3 Определить погонные параметры одноцепной ВЛ-500кВ, выполненной с фазой, расщепленной на три провода марки АС-330/43 с расположением проводов фазы по вершинам равностороннего треугольника с расстоянием между проводами a = 400 мм. Линия смонтирована на портальных металлических опорах с горизонтальным расположением фаз и расстоянием между центрами фаз 11 м. Среднегодовые потери активной мощности на корону принять 7,5 кВт/км. Длина линии 450 км. Определить также волновое сопротивление, коэффициент распространения волны, волновую длину и натуральную мощность линии.

РЕШЕНИЕ. Определяем активное погонное сопротивление провода и его диаметр (по справочным данным):

Активное погонное сопротивление фазы (при числе проводов n= 3):

Эквивалентный радиус фазы:

Среднегеометрическое расстояние между фазами:

Погонное индуктивное сопротивление:

Погонная ёмкостная проводимость:

Активная погонная проводимость:

Волновое сопротивление линии:

Коэффициент распространения волны:

Волновая длина линии:

Натуральная мощность линии:

ЗАДАЧА 1.4. Определить параметры одноцепной ВЛ-6 кВ, выполненной стальным проводом ПС-25 со среднегеометрическим расстоянием между фазами 1,25 м. Длина линии — 4 км, а её нагрузка колеблется от 10 А до 30 А.

РЕШЕНИЕ. Погонное активное сопротивление линии при токах 10 А и 30 А определяем по [3,табл.П.1-6]:

Из этой же таблицы берём погонную величину внутреннего индуктивного сопротивления линии:

Внешнее индуктивное сопротивление от величины тока не зависит. Его определяем по [3,табл.П1-5]:

Погонное индуктивное сопротивление линии:

Определяем параметры схемы замещения:

ЗАДАЧА 1.5. Определить активное и индуктивное сопротивления кабельной линии 10 кВ длиной 260 м, выполненной пучком из 6 кабелей типа ААБ 3х240.

РЕШЕНИЕ. Погонные параметры кабеля определяем по [3,табл.П.1-9]

Рассчитываем сопротивления линии:

ЗАДАЧА 1.6. На понижающей подстанции 11О/6 кВ установлены 2 трансформатора ТМН-6300/110, включенные на параллельную работу. Определить параметры схемы замещения подстанции, приведенные к стороне высшего напряжения и найти потери мощности в ней, если нагрузка подстанции составляет: .

РЕШЕНИЕ. По [1,табл.П7] находим каталожные данные трансформаторов:

Составляем схему замещения подстанции:

Определяем параметры одного трансформатора.

Определяем параметры схемы замещения подстанции, учитывая, что на ней 2 трансформатора.

Определяем потери мощности на подстанции.

Здесь — количество трансформаторов на подстанции.

ЗАДАЧА 1.7. На районной понижающей подстанции установлены два трехобмоточных трансформатора ТДТН — 40 000 / 220 с соотношением мощностей обмоток 100 % /100 % /100 % со следующими каталожными данными:

Нагрузка на шинах среднего и низшего напряжения составляет:

Определить приведенные к стороне высшего напряжения параметры схемы замещения двух параллельно включенных трансформаторов и общие потери мощности в них.

РЕШЕНИЕ .Составляем схему замещения.

Определяем напряжения короткого замыкания, соответствующие лучам схемы замещения.

Поскольку значение задано только при одном опыте короткого замыкания, а номинальные мощности всех обмоток по условию равны, то принимаем, что при всех опытах короткого замыкания имеют одну и ту же величину. Поэтому:

При этом активные сопротивления лучей также равны между собой:

Определяем индуктивные сопротивления схемы замещения:

Определяем потери холостого хода:

Определяем общие потери мощности в трансформаторах. При этом считаем, что

ЗАДАЧА 1.8. Определить параметры схемы замещения трехобмоточного автотрансформатора АТДЦТН-200 000/220/110. Расчетная мощность обмотки низшего напряжения. Автотрансформатор имеет следующие каталожные данные:

РЕШЕНИЕ. Приводим потери мощности в режиме короткого замыкания ВН и СН к номинальной мощности трансформатора. Так как в соответствии с условиями задачи мощность обмотки низшего напряжения составляет 0,5 от номинальной мощности трансформатора, то:

Определяем потери мощности короткого замыкания и напряжения ко-роткого замыкания, соответствующие лучам схемы замещения.

Определяем параметры схемы замещения.

РАСЧЕТ РЕЖИМОВ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

Расчет режима любой электрической цепи предполагает определение напряжений в узлах и токов в ветвях. При расчете режимов электрических сетей вместо токов обычно используют потоки мощности в линиях электропередачи. Принципиальной разницы здесь нет, но такое представление более удобно, поскольку как источники, так и потребители электроэнергии чаще задаются своими мощностями. Пользуются при этом известными законами Ома и Кирхгофа, но по уравнениям, составленным применительно к потокам мощности. А уже после расчета режима определяют, если необходимо, и токи. Следует иметь в виду, что во всех используемых формулах следует подставлять линейное значение напряжения, сопротивления отдельных фаз и суммарные потоки мощности (то есть во всех трех фазах). При расчете режимов линий электропередачи интерес представляют 4 величины: напряжение и мощность в начале линии и напряжение и мощность в конце линии. При этом две из них должны быть заданы, а две оставшиеся подлежат расчету. По-рядок и методы расчета определяются тем, какие именно величины заданы и какие необходимо определить. В данном разделе рассматриваются случаи расчета, наиболее часто встречающиеся на практике, а именно, когда заданы мощность и напряжение нагрузки, а мощность и напряжение в начале требуется определить, или когда заданы мощность нагрузки и напряжение в начале, а определить нужно напряжение в конце. Часто при расчете режима линии требуется также определить потери мощности и потери напряжения. Перед выполнением расчетов рекомендуется изучить [1,с.97. 116,127. 13О].

Для расчета режимов линий до 220 кВ используют схемы замещения с сосредоточенными параметрами, при более высоких напряжениях необходимо учитывать и волновые явления. Поэтому для расчета необходимы погонные параметры, а также некоторые волновые параметры. Более подробно об этом см.[2.с.144. 145].

ЗАДАЧА 2.1. Определить, какое напряжение необходимо поддерживать в начале ВЛ-10 кВ, параметры которой были определены в задаче 1.1, чтобы при нагрузке 25 + j11 А в конце линии было напряжение 10,2 кВ. Найти потери мощности в линии.

РЕШЕНИЕ. При решении будем использовать фазные значения напряжений. Напряжение в конце линии составляет:

Определяем напряжение в начале линии.

Модуль линейного напряжения в начале линии:

Потери мощности в линии:

ЗАДАЧА 2.2. Рассчитать параметры режима ВЛ-110кВ, рассмотренной в задаче 1.2, которая питает нагрузку 45 + j20 МВА. Напряжение в конце линии 108 кВ.

РЕШЕНИЕ. Приводим схему замещения линии.

Поскольку задана точная величина напряжения в конце линии, уточняем зарядную мощность в конце линии:

Мощность в конце линии определяем по первому закону Кирхгофа.

Теперь определяем потери мощности в линии:

По первому закону Кирхгофа определяем мощность в начале линии:

Определяем продольную и поперечную составляющие падения напряжения в линии:

Находим напряжение в начале линии и угол сдвига фаз между напряжениями в конце и в начале линии:

А теперь для сравнения найдем напряжение в начале линии приближенно, учитывая только продольную составляющую падения напряжения:

Ошибка составляет менее 0,06%. Это подтверждает допустимость определения потери напряжения в линиях до 220кВ приближенно, только по продольной составляющей падения напряжения.

С учетом зарядной мощности в начале линии находим мощность, “втекающую” в линию со стороны питающей подстанции:

ЗАДАЧА 2.3. От районной понижающей подстанции, на шинах которой поддерживается напряжение 119 кВ, отходит двухцепная ВЛ-110 кВ, параметры схемы замещения которой определены в задаче 1.2. Линия питает нагрузку . Рассчитать параметры электрического режима линии и определить к.п.д. электропередачи.

РЕШЕНИЕ. Проводим решение в 2 этапа. Сначала, двигаясь от конца линии к ее началу, определяем потоки мощности, считая напряжение равным номинальному. Затем, двигаясь от начала к концу, определяем потерю напряжения в линии и напряжение в конце.

Поток мощности в конце линии:

Потери мощности в линии:

Поток мощности в начале линии:

Потеря напряжения в линии (определяется по данным начала):

Напряжение в конце линии:

Определяем к.п.д. электропередачи.

ЗАДАЧА 2.4. По линии межсистемной связи ЛЭП-500 кВ, параметры которой рассмотрены в задаче 1.3, в режиме наибольших нагрузок на приемную подстанцию поступает мощность 620+j180 МВА, а в режиме наименьших нагрузок 240+j110 МВА. Напряжение в конце линии в этих режимах составляет соответственно 522 кВ и 504 кВ. Найти напряжение и мощность в начале линии, углы между векторами напряжений в начале и в конце линии, а также реактивную мощность, генерируемую линией в этих режимах. Активными потерями в линии пренебречь.

РЕШЕНИЕ. Поскольку длина рассматриваемой линии значительно больше 300 км, то, согласно [1], необходимо учитывать распределенность параметров, поэтому проводим расчет не по схеме замещения, а представляя линию в виде пассивного четырехполюсника. Для него справедливы соотношения:

Коэффициенты четырехполюсника определяем по [2,табл.6.84].

Находим токи в конце линии в обоих режимах.

Определяем напряжение, ток и мощность в начале линии в режиме наибольших нагрузок:

Здесь: — волновая длина линии (по результатам решения задачи 1.3).

— волновое сопротивление линии (Принято чисто активным, поскольку линия без потерь).

То же, в режиме наименьших нагрузок:

Определяем углы между векторами напряжений в начале и в конце линии и реактивную мощность, генерируемую линией.

Источник

Справочные данные параметров ЛЭП

В данной статье представлены справочные данные для воздушных линии электропередачи, выполненных на различные классы напряжения с использованием наиболее распространенных типов проводов. При отсутствии ниже необходимых справочных данных расчет удельных параметров для интересующего типа линии можно произвести на основании геометрических параметров опор и физических характеристик материала проводника.

Содержание

• 1 Справочные данные для сталеалюминиевых проводов (АС)
  • 1.1 Расчётные данные сопротивлений
    • 1.1.1 35, 110, 150 кВ
    • 1.1.2 220 кВ
    • 1.1.3 330 кВ
    • 1.1.4 500 кВ
    • 1.1.5 750 кВ
    • 1.1.6 1150 кВ
  • 1.2 Допустимые токовые нагрузки
• 2 Справочные данные для алюминиевых проводов (А)
  • 2.1 Расчётные данные сопротивлений
  • 2.2 Допустимые токовые нагрузки
• 3 Справочные данные для медных проводов (М)
  • 3.1 Расчётные данные сопротивлений
  • 3.2 Допустимые токовые нагрузки
• 4 Справочные данные для сталеалюминиевых проводов с сердечником повышенной нагревостойкости (АСК)
  • 4.1 Расчётные данные сопротивлений
  • 4.2 Допустимые токовые нагрузки
• 5 Файлы
• 6 Использованная литература

Справочные данные для сталеалюминиевых проводов (АС)

Расчётные данные сопротивлений

35, 110, 150 кВ

сечение провода, мм2

220 кВ

сечение провода, мм2

проводов в фазе

330 кВ

сечение провода, мм2

проводов в фазе

500 кВ

сечение провода, мм2

проводов в фазе

750 кВ

сечение провода, мм2

проводов в фазе

1150 кВ

сечение провода, мм2

проводов в фазе

Допустимые токовые нагрузки

Допустимые токовые загрузки сталеалюминиевых (АС) проводов воздушных линий (при +25 ° С) [1]

Марка провода	Вне помещений	Внутри помещений
АС — 10	80	50
АС — 16	105	75
АС — 25	130	100
АС — 35	175	135
АС — 50	210	165
АС — 70	265	210
АС — 95	330	260
АС — 120	380	305
АС — 150	445	360
АС — 185	510	425
АС — 240	605	505
АС — 300	690	580
АС — 400	825	710
АС — 500	945	815
АС — 600	1050	920
АСО — 700	1220	1075
АСУ — 120	375	⁻
АСУ — 150	450	⁻
АСУ — 185	515	⁻
АСУ — 240	610	⁻
АСУ — 300	705	⁻
АСУ — 400	850	⁻

Расчётная температура воздуха ° С	Нормированная температура воздуха ° С	Поправочные коэффициенты при температуре воздуха ° С
-5		+5	+10	+15	+20	+25	+30	+35	+40	+45	+50
+25	+70	1,29	1,24	1,20	1,15	1,11	1,05	1,00	0,94	0,88	0,81	0,74	0,67

Поправочные коэффициенты к таблице с допустимыми токами для сталеалюминиевых (АС) проводов [1]

Справочные данные для алюминиевых проводов (А)

Расчётные данные сопротивлений

сечение провода, мм2

Допустимые токовые нагрузки

Допустимые токовые загрузки алюминиевых (А) проводов воздушных линий (при +25 ° С) [1]

Марка провода	Длительно допустимый ток ,А
А — 16	105
А — 25	135
А — 35	170
А — 50	215
А — 70	265
А — 95	320
А — 120	375
А — 150	440
А — 185	500
А — 240	690

Справочные данные для медных проводов (М)

Расчётные данные сопротивлений

сечение провода, мм2

Допустимые токовые нагрузки

Допустимые токовые загрузки медных (М) проводов воздушных линий (при +25 ° С) [1]

Марка провода	Длительно допустимый ток ,А
М — 10	95
М — 16	130
М — 25	180
М — 35	220
М — 50	270
М — 70	340
М — 95	415
М — 120	485
М — 150	570
М — 185	650
М — 240	760

Справочные данные для сталеалюминиевых проводов с сердечником повышенной нагревостойкости (АСК)

Источник

Воздушные линии электропередач

В состав воздушной линии могут входить (в зависимости от условий эксплуатации):

• Элементы маркировки.
• Провода.
• Вспомогательное оборудование.
• Траверсы.
• Изоляторы.
• Секционирующее оборудование.
• Арматура.
• Заземление.
• Разрядники.
• Грозозащитные тросы.
• Опоры.

Воздушные линии электропередач классифицируются по следующим признакам:

1. Род тока. Согласно данному признаку воздушные линии электропередач делятся на линии переменного и постоянного тока.
2. Назначение. Согласно данному признаку воздушные линии электропередач делятся на дальние межсистемные, магистральные, распределительные, а также линии напряжением 35 киловольт и линии напряжением ниже 20 киловольт.
3. Напряжение. Согласно данному признаку воздушные линии электропередач делятся на линии напряжением до и более 1000 вольт.
4. Режим работы нейтралей в электрических установках. Согласно данному признаку воздушные линии электропередач делятся на трехфазные сети с незаземленными, компенсированными или эффективно-заземленными нейтралями, а также с глухозаземленной нейтралью.
5. Режим работы в зависимости от механического состояния. Согласно данному признаку воздушные линии электропередач делятся на линии монтажного, аварийного или нормального режима работы.

Электрический расчет воздушной линии электропередач

При электрическом расчете воздушной линии электропередач определяются: допустимое сечение по механической прочности, допустимое сечение по нагреву, допустимое сечение по потерям напряжения, допустимое сечение по экономической плотности тока, допустимое сечение по термической прочности к токам. Выбор сечения жил кабелей осуществляется по нагреву, и начинается он с определения расчетного тока по следующей формуле:

$Ip = Sp / (√3*Uн*cosф)$

где Sp – мощность максимального приемника; Uн – номинальное напряжение

После этого по значению расчетного тока выбирается марка провода, которая удовлетворяет полученному результату. Теперь необходимо проверить сечение провода, которое было выбрано по нагреву, по экономической плотности электрического тока по следующей формуле:

«Электрический расчет воздушной линии» 👇

$Sэк = Ip/j$

где j – экономическая плотность тока.

Полученное значение сечения провода по экономической плотности тока должно удовлетворять условиям.

Выбор сечений жил проводов и кабелей по потере напряжения нужен для проверки обеспечения стабильности у приемников электроэнергии, поддержание необходимых уровней напряжений играет важную роль для нормального функционирования электрического оборудования, потому что отклонения напряжения в любую сторону может стать причиной существенного ущерба. Выбранное ранее сечение жил проверяется с учетом отклонений напряжения между электроприемником и источником тока по формуле:

$S = (√3*Ip*L*cosф) / (y*u)$

где L – длина воздушной линии электропередач; cosф – коэффициент мощности приемника электрической энергии; у – удельная проводимость проводника; u – максимально допустимое значение потери напряжения.

После этого выбранное сечение жил проверяется на термическую стойкость к току короткого замыкания:

$Sтс = a*Iуст*√tп$

где а – расчетный коэффициент, который определяется ограничением максимальной допустимой температуры нагрева, а также материалом жил (для меди а=7, для алюминия а=12); Iуст – установившийся ток короткого замыкания; tп – приведенное время протекания короткого замыкания.

Затем выбранные провода проверяются на механическую прочность по нормативным данным. Теперь необходимо рассчитать шинопровод динамическую стойкость шин, термическую стойкость и разрушающую стойкость изоляторов. Сечение шин должно выбираться в зависимости от расчетной нагрузки всех потребителей электроэнергии, которые запитаны от него с запасом по мощности в соответствии с правилами устройства электрических установок. Номинальный ток шинопровода рассчитывается по следующей формуле:

$Iв = (Рi*a*b*d) / (√3*Ue*cosф)$

где Pi – установленная мощность; а – коэффициент разновременности; b – коэффициент использования; d – коэффициент питания; Uе – номинальное напряжение; cosф – коэффициент мощности.

В некоторых случаях выбор шинопровода осуществляется более простым способом – по данным, которые предоставляются изготовителем. В данном случае определяющими параметрами не являются поправочные коэффициенты и выбор изоляционных материалов.