Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология
Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии


ПАРАМЕТРЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СХЕМЫ ЗАМЕЩЕНИЯ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ И ТРАНСФОРМАТОРОВ



Предисловие

При изучении дисциплины «Электроэнергетика» важную роль игра-ют практические занятия и самостоятельная работа студентов, которые развивают практические умения и творческие способности студентов.

Важая роль практических занятий в подготовке специалистов-электроэнергетиков определяется следующим:

– студенты решают конкретные задачи по режимам работы линий электропередачи, средств компенсации реактивных нагрузок и выбора оборудования подстанций на основе специальных технических, технико-экономических и нормативных требований;

– решая задачи по курсу «Электроэнергетика», студенты закрепляют теоретические знания по электротехнике, теории электрических сетей и электрической части станций и подстанций;

– многосторонность решаемых задач, ограниченное время работы студентов обуславливают допущения и упрощения выполнения некоторых расчетов и принятия решений (не приводящих к принципиальным качественным или недопустимым погрешностям), которые оговариваются в учебном пособии.

Учебное пособие составлено в форме научно-технических консультаций и является логическим продолжением научных разработок кафедры.

 


ПАРАМЕТРЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СХЕМЫ ЗАМЕЩЕНИЯ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ И ТРАНСФОРМАТОРОВ

Теоретические положения и соотношения

Воздушные и кабельные линии

Линия электропередачи представляет собой цепь с равномерно распределенными параметрами. Точный расчет схемы, содержащей такую цепь, приводит к сложным вычислениям. Для упрощения расчетов применяют Т- и П-образные схемы замещения линии с сосредоточенными параметрами. Пример П-образной схемы приведен на рис. 1.1.

Рис. 1.1. П-образная схема замещения линии электропередачи 110 кВ

В схемах замещения выделяют продольные элементы (сопротивления ЛЭП и поперечные элементы (проводимости ). Значения указанных параметров для ЛЭП определяются по общему выражению: ,

где – значения погонных параметров, отнесенных к 1 км линии протяженностью L, км. Рассмотрим суть этих параметров.

Aктивное сопротивление R обуславливает нагрев проводов и зависит от материала токоведущих проводников, их сечения и температуры провода.

Для линий, выполненных проводами из цветного металла, явление поверхностного эффекта при частоте 50 Гцнезначительно, поэтому в практических расчетах активные сопротивления для этих проводов обычно принимаются равными омическим сопротивлениям и зависят от материала и сечения токоведущих жил. Погонное активное сопротивление воздушной линии при нормальной температуре (t = 20 °С) определяется по формуле:

, (1.1)

где ρ – удельное сопротивление (для меди ρ = 18, 8 Ом·мм2/км; для алюминия ρ = 31, 5 Ом·мм2/км); γ – удельная проводимость (для меди γ =53 м/Ом·мм2; для алюминия γ =31, 7 м/Ом·мм2); F – сечение провода, мм2.

Активное сопротивление при нормальной температуре

Ом, (1.2)

где l – длина линии, км.

Так как активное сопротивление зависит от температуры провода, которая определяется температурой воздуха, скоростью ветра и значением проходящего по проводу тока, то при температуре tоноопределяется из выражения:

, (1.3)

где – температурный коэффициент электрического сопротивления, Ом/град (для медных, алюминиевых и сталеалюминиевых проводов для стальных

Индуктивное сопротивление линии обусловлено переменным магнитным полем, возникающим вокруг и внутри проводника при протекании по нему переменного тока. В проводнике наводится ЭДС самоиндукции, направленная противоположно ЭДС источника. Противодействие, которое оказывает ЭДС самоиндукции изменению ЭДС источника, и обуславливает индуктивное сопротивление проводника. Индуктивное сопротивление зависит от частоты питающего тока и конструкции фазы, а также взаимного расположения фазных проводов. Кроме ЭДС самоиндукции, в каждой фазе наводится противодействующая ей ЭДС взаимоиндукции. Поэтому при симметричном расположении фаз, например по вершинам равностороннего треугольника, результирующая противодействующая ЭДС во всех фазах одинакова, следовательно, одинаковы индуктивные сопротивления фаз. При горизонтальном расположении фазных проводов потокосцепление фаз неодинаково, поэтому индуктивные сопротивления фазных проводов отличаются друг от друга. Для достижения симметрии параметров фаз выполняют транспозицию фазных проводов.

Погонное индуктивное сопротивление воздушной линии при нормальной температуре рассчитывается по формуле:

, (1.4)

где rпр – радиус провода, см; Dср – среднегеометрическое расстояние между проводами, определяемое зависимостью:

, (1.5)

где D12, D23, D31 – расстояния между соответствующими фазными проводами линии, см.

Усредненные среднегеометрические расстояния между фазными проводами воздушной линии приведены в табл. 1.1.

Таблица 1.1

Усредненные среднегеометрические расстояния между фазными проводами воздушной линии

Uном, кВ
Dср , м 3, 5 5, 0 6, 5 8, 0 11, 0

Индуктивные сопротивления стальных проводов Х зависят от проходящего по ним тока и состоят из внешнего Х’ и внутреннего X” индуктивных сопротивлений:

Х = Х’ + X”. (1.6)

Значения Х’ и X” следует брать из справочной литературы [2]. Внешнее индуктивное сопротивление определяется внешним магнитным потоком, образованным вокруг проводов, и значениями Dср и rпр. С уменьшением расстояния между фазами растет влияние ЭДС взаимоиндукции и индуктивное сопротивление снижается. У кабельных линий индуктивное сопротивление в 3–5 раз меньше, чем у воздушных. Поэтому при расчетах индуктивных сопротивлений кабелей пользуются заводскими данными [3, 4].

Активная проводимость обусловлена потерями активной мощности из-за несовершенства изоляции (утечки по поверхности изоляторов, токов проводимости в материале изолятора) и ионизации воздуха вокруг проводника вследствие коронного разряда (Екрит. = 17–19 кВ/см).

Погонная активная проводимость воздушной линии определяется по формуле:

(1.7)

где Δ Ркор – потери на корону (кВт/км), которые зависят от погоды и приводятся в справочной литературе либо подсчитываются по формуле:

(1.8)

Здесь δ – коэффициент, учитывающий барометрическое давление и температуру (при t = 25 0C δ = 1), критическое фазное напряжение –

(1.9)

где m0 – коэффициент, учитывающий состояние поверхности провода (для многопроволочных проводов 0, 83–0, 87); mп – коэффициент, учитывающий состояние погоды: при сухой погоде mп = 1, при плохой погоде (туман, дождь, иней, снег) mп = 0, 8.

Формулами (1.7)–(1.9) пользуются, если провода воздушной линии находятся в вершинах равностороннего треугольника. Если же провода расположены в одной плоскости, то корона в среднем проводе появляется при фазном напряжении на 4 % меньшем, а на крайних проводах на 6 % большем критического напряжения.

В кабелях активная проводимость обусловлена потерей активной мощности, определяемой только наличием активной составляющей утечки тока через диэлектрик. Погонная активная проводимость кабельной линии рассчитывается по формуле:

(1.10)

где – потери активной мощности в диэлектрике, отнесенные к одной фазе и определяемые зависимостью:

, (1.11)

здесь с – погонная емкость кабеля (Ф/км), которая определяется по данным завода изготовителя; tgδ – тангенс угла диэлектрических потерь в изоляции при фазном напряжении.

Активная проводимость линии: . (1.12)

Реактивная емкостная проводимость в линиях обусловлена действием электростатического поля в диэлектрике, окружающем токоведущие элементы линии. Погонная емкость провода транспонированной трехфазной воздушной линии определяется по формуле:

. (1.13)

Погонная емкостная проводимость:

(1.14)

Наличие емкостной проводимости в линиях приводит к образованию зарядных токов и реактивной мощности, генерируемой линией, которая рассчитывается по формуле:

Мвар. (1.15)

Схема замещения воздушной линии местной сети представлена на рис. 1.2. В местных сетях при напряжении 35 кВ и ниже зарядная мощность небольшая и в расчетах не учитывается.

Рис. 1.2. Схема замещения линий электропередач Рис. 1.3. Схема замещения напряжением 35 кВ и ниже кабельной линии
В местных сетях потери на корону отсутствуют, а потери активной мощности, обусловленные токами утечки по изоляторам, очень малы, следовательно, активная проводимость в таких сетях равна нулю.

Кабельные линии электропередачи 6–10 кВи ниже обладают малым индуктивным сопротивлением, что объясняется близким расположением токоведущих жил в кабеле. Схема замещения кабельной линии показана на рис. 1.3.

Примеры решения задач

Задача 1.1. Определить параметры схемы замещения (рис. 1.1) линии электропередачи 110 кВ, выполненной проводом АС-70 протяженностью 40 км.Подвеска проводов горизонтальная, расстояние между проводами – 4 м. В линии осуществлена транспозиция.

Решение. Определяем погонное активное сопротивление линии, учитывая, что для алюминия ρ = 31, 5 Ом·мм2/км, а γ = 31, 7 м/ Ом·мм2.

Тогда:

.

Активное сопротивление линии:

.

Погонное индуктивное сопротивление линии рассчитываем по формуле (1.4), для чего вначале определяем среднегеометрическое расстояние между проводами по формуле (1.5):

.

Диаметр провода АС-70 находим из табл. А1 приложения А (2rпр= 11, 4 мм).

.

Индуктивное сопротивление линии: .

Для расчета погонной активной проводимости линии воспользуемся формулами (1.7) и (1.14), но прежде определим критическое фазное напряжение:

При горизонтальном расположении проводов критическое напряжение на среднем проводе:

Uкр1 = 0, 96Uкр = 0, 96·69, 8 = 67 кВ,

на крайних проводах:

Uкр2 = 1, 06Uкр = 1, 06·69, 8 = 73, 9 кВ.

Наибольшее фазное напряжение в линии

меньше критического, поэтому короны не будет, значит, g = 0; G = 0.

 

Погонная емкостная проводимость линии:

Реактивная проводимость линии:

.

Ответ: R = 18 Ом; X = 17, 6 Ом; G = 0; B = 1, 02·10-4 См.

Задача 1.2. Определить параметры схемы замещения (рис. 1.4) трехфазного двухобмоточного трансформатора типа ТРДЦН – 63000/220.

Решение. Из табл. Б1 приложения Б находим технические данные трансформатора: Sном = 63000 кBA; Uном = 230 кВ; Δ Ркз = 300 кВт; Δ Рхх = 82 кВт; Iхх = 0, 8 %; uкз = 12 %.

Активное сопротивление обмоток:

.

Индуктивное сопротивление:

.

В формулу (1.17) при определении ХТр вместо uр подставлено uкз, так как для мощных трансформаторов они отличаются незначительно:

Активная проводимость трансформатора:

.

Реактивная проводимость трансформатора:

.

Ответ: R = 4 Ом; X = 100 Ом; G = 1, 55·10-6 См; B = 9, 53·10-6 См.

Задача 1.3. Определить параметры схемы замещения трехфазного двухобмоточного трансформатора ТМ – 1000/10 для обоих номинальных напряжений.

Решение. Из табл. Б1 приложения Б находим технические данные трансформатора: Sном = 1000 кBA; Uном1 = 10 кВ; Uном2 = 0, 4 кВ; Δ Ркз = 12, 2 кВт;

Δ Рхх = 2, 1 кВт; Iхх = 1, 4 %; uкз = 5, 5 %.

Активные сопротивления обмоток трансформатора:

Индуктивное сопротивление обмоток вычисляем по формуле (1.17), предварительно определив падение напряжения на активном сопротивлении:

Тогда индуктивное сопротивление обмоток

Активные проводимости обмоток трансформатора:

Реактивные проводимости обмоток трансформатора:

Ответ: Rтр1 = 1, 22 Ом; Xтр1 = 5, 36 Ом; Gтр1 = 0, 21·10-6 См;

Bтр1 = 1, 4·10-4См; Rтр2 = 0, 00195 Ом; Xтр2’ = 0, 0086 Ом;

Gтр2’ = 13, 1·10-3 См; Bтр2’ = 8, 7·10-2 См.

Задача 1.4. Определить параметры схемы замещения (рис. 1.5) трехфазного двухобмоточного трансформатора ТРДЦН – 100000/220 с расщепленной вторичной обмоткой для обоих номинальных напряжений.

Решение. Из табл. Б1 приложения Б находим технические данные трансформатора: Sном = 125000 кBA; Uном1 = 242 кВ; Uном2 = 13, 8 кВ; Δ Ркз = 320 кВт; Δ Рхх = 105 кВт; Iхх = 0, 5 %; uкз = 11 %.

Активные сопротивления обмоток трансформатора:

Индуктивное сопротивление обмоток трансформатора:

Активные проводимости обмоток трансформатора:

Реактивные проводимости обмоток трансформатора:

Ответ: Rтр1 = 1, 2 Ом; Xтр1 = 51, 5 Ом; Gтр1 = 1, 79·10-6 См; Bтр1 = 10, 5·10-6 См; Rтр2’ = 0, 0025 Ом; Хтр2’ = 0, 106 Ом; Gтр2’ = 868·10-3 См; Bтр2’ = 5165·10-6 См.

1.3. Самостоятельная работа студентов. Варианты заданий

Задача 1.1 (СРС). Составить схему замещения последовательно вклю-ченных воздушной линии и трансформатора и определить ее параметры. Линия электропередачи напряжением U выполнена проводом АС протяженностью l км.Подвеска проводов горизонтальная, расстояние между проводами d м. В линии осуществлена транспозиция. Исходные данные линии и марка трансформатора заданы в табл. 1.2. При решении задачи принять для алюминия ρ = 31, 5 Ом·мм2/км, а γ = 31, 7 м/ Ом·мм2.

Таблица 1.2

Варианты заданий. Исходные данные к задаче 1.1 (СРС)

Варианты Марка провода U, кВ l, км d, м Марка трансформатора
АС – 120 3, 5 ТДН – 16000/110
АС – 150 3, 5 ТДН – 16000/110
АС – 185 3, 5 ТРДН – 25000/110
Продолжение табл. 1.22ы 1.2
Варианты Марка провода U, кВ l, км d, м Марка трансформатора
АС – 240 3, 5 ТРДН – 25000/110
АС – 95 3, 5 ТРН – 10000/110
АС – 240 4, 5 ТРДН – 40000/220
АС – 240 4, 5 ТРДН – 63000/220
АС – 300 4, 5 ТРДН – 40000/220
АС – 300 4, 5 ТРДН – 80000/220
АС – 300 4, 5 ТРДН – 63000/220
АС – 240 4, 0 ТДН – 16000/150
АС – 185 4, 0 ТДН – 16000/150
АС – 150 4, 0 ТРДН – 32000/150
АС – 300 4, 5 ТДН – 63000/150
АС – 400 4, 5 ТДЦ – 250000/150
АС – 120 3, 0 ТДН – 10000/110
АС – 70 3, 0 ТМН – 6300/110
АС – 120 3, 0 ТМН – 6300/110
АС – 150 3, 0 ТРДН – 25000/110
АС – 185 3, 0 ТРДН – 25000/110
АС – 185 4, 0 ТДН – 32000/150
АС – 240 4, 0 ТДН – 35000/150
АС – 240 4, 0 ТЦ – 250000/150
АС – 185 4, 0 ТДН – 63000/150
АС – 240 4, 0 ТДН – 63000/150
АС – 240 5, 0 ТРДН – 40000/220
АС – 300 5, 0 ТРДН – 63000/220
АС – 300 5, 0 ТРДН – 40000/220
АС – 300 5, 0 ТРДН – 63000/220
АС – 240 5, 0 ТРДН – 32000/220
АС – 70 3, 0 ТДН – 10000/110
АС – 70 3, 0 ТМН – 6300/110
АС – 150 3, 0 ТДН – 16000/110
АС – 120 3, 0 ТДН – 16000/110
АС – 185 3, 0 ТРДН – 25000/110
АС – 300 5, 0 ТРДН – 40000/220
АС – 300 5, 0 ТДЦ – 80000/220
АС – 400 5, 0 ТДЦ – 80000/220
АС – 400 5, 0 ТРДЦН – 100000/220
АС – 240 5, 0 ТДЦ – 80000/220
АС – 185 4, 5 ТДН – 32000/150
АС – 185 4, 5 ТРДН – 63000/150
АС – 240 4, 5 ТДН – 32000/150
АС – 240 4, 5 ТЦ – 250000/150
АС – 185 4, 5 ТЦ – 250000/150
АС – 120 4, 5 ТДН – 16000/110
АС – 150 4, 5 ТДН – 16000/110
АС – 185 3, 0 ТРДН – 40000/110
АС – 240 3, 0 ТРДН – 63000/110
Окончание табл. 1.22ы 1.2
Варианты Марка провода U, кВ l, км d, м Марка трансформатора
АС – 240 3, 0 ТДЦ – 80000/110
АС – 400 5, 5 ТДЦ – 80000/220
АС – 400 5, 5 ТДЦ – 100000/220
АС – 400 5, 5 ТДЦ – 125000/220
АС – 300 5, 5 ТДЦ – 80000/220
АС – 300 5, 5 ТДЦ – 125000/220
АС – 240 4, 5 ТЦ – 250000/150
АС – 240 4, 5 ТЦ – 250000/150
АС – 185 4, 5 ТРДН – 63000/150
АС – 185 4, 5 ТРДН – 32000/150
АС – 185 4, 5 ТДН – 16000/150
АС – 185 4, 0 ТРДН – 40000/110
АС – 300 4, 0 ТДЦ – 125000/110
АС – 400 4, 0 ТДЦ – 125000/110
АС – 400 4, 0 ТДЦ – 200000/110
АС – 300 4, 0 ТДЦ – 200000/110
АС – 240 5, 5 ТДЦ – 80000/220
АС – 240 5, 5 ТРДН – 63000/220
АС – 240 5, 5 ТРДН – 32000/220
АС – 400 5, 5 ТДЦ – 125000/220
АС – 300 5, 5 ТДЦ – 80000/220

 


Примеры решения задач

Задача 2.1. Машиностроительный завод, потребляющий мощность (40 + j30) МВА, питается при напряжении 220 кВ. Линия электропередачи протяженностью 180 км выполнена проводом АС – 240. Напряжение на конце линии при максимальной нагрузке равно 215 кВ. Определить потери активной и реактивной мощности в линии.

Решение. Из табл. А1, А5 приложения А находим для провода АС – 240 r0 = 0, 12 Ом/ км; x0 = 0, 401 Ом/км; b0 = 2, 85·10–6 См/км. При напряжении 220 кВ в линии, выполненной проводом АС – 240, короны не будет, следовательно, g = 0.

Активное сопротивление линии:

Индуктивное сопротивление линии:

Мощность, генерируемая линией:

Мощность, генерируемая линией, распределяется следующим образом: QC/2 = 11, 85 Мвар учитывается в конце линии и QC/2 = 11, 85 Мвар – в начале линии.

Рис. 2.2. К задаче 2.1

Мощность в конце линии:

Потери мощности в линии:

Мощность в начале линии:

Ответ: Δ Р = 0, 574 МВт; Δ Q = 1, 92 Мвар.

Задача 2.2. Станкостроительный завод получает питание от районной сети 110 кВ. На ГПП завода установлен трансформатор ТДН – 10000/110. Максимальная мощность, потребляемая заводом, равна 8000 кВА, коэффициент мощности cosφ = 0, 8, время использования максимальной нагрузки ТМ = 4500 час. Определить потери активной и реактивной мощности, а также потери активной энергии за год.

Решение Из табл. Б1 приложения Б находим технические данные трансформатора: Sном = 10000 кBA; Uном1 = 115кВ; Δ Ркз = 60кВт; Δ Рхх = 14 кВт; Iхх = 0, 7 %; uкз = 10, 5 %.

По рис. Г1 приложения Г при ТМ = 4500 час и cosφ = 0, 8 определяем

τ = 3100 час.Тогда потери активной энергии:

Ответ: Δ Р = 52, 4 кВт; Δ Q = 762 квар; Δ W = 242000 кВт·ч/год.

Задача 2.3. На ГПП предприятия установлено два трансформатора ТРДН – 25000/110, которые питаются по двухцепной линии, выполненной проводом АС – 240 протяженностью 60 км. Максимальная мощность нагрузки – 46000 кВА. Определить суммарные потери мощности в трансформаторах и линии, а также потерю активной энергии за год, если cosφ = 0, 92, а ТМ = 5000 час.

Решение. Из табл. Б1 приложения Б находим технические данные трансформатора: Sном = 25000 кBA; Uном1 = 115 кВ; Δ Ркз = 120 кВт; Δ Рхх = 27 кВт; Iхх = 0, 7 %; uкз = 10, 5 %. Из табл. А5 приложения А находим для провода АС – 240 r0 = 0, 12 Ом/ км; x0 = 0, 401 Ом/км; b0 = 2, 85·10–6 См/км. При напряжении 110 кВ в линии, выполненной проводом АС – 240, короны не будет, следовательно, g = 0.

Определяем потери мощности в трансформаторах:

Активное сопротивление линии:

Индуктивное сопротивление линии:

Мощность, генерируемая линией:

Мощность в конце линии:

Потери мощности в линии:

Мощность в начале линии:

= + Δ S12 – QC = (42577 + j20752) + (1334 + j4465) – 2070 = = (43911 + j23147) кВА.

Суммарные потери мощности:

∑ Δ S13 = Δ Sл + Δ Sтр= (1334 + j4465) + (257 + j4794) = (1591 + j9259) кВА.

Потери активной энергии:

Ответ: Δ Р = 1591 кВт; Δ Q = 9259 квар; Δ W = 157556 кВт·ч/год.

2.3. Самостоятельная работа студентов. Варианты заданий

Задача 2.1 (СРС). Предприятие питается по двухцепной n = 2 (одноцепной n = 1) линии, выполненной проводом АС протяженностью l км. На предприятии установлено два (один) трансформатора (тип указан в табл. 2.1). Нагрузка предприятия – S MВА. Составить схему электроснабжения предприятия и определить суммарные потери мощности в трансформаторах и линии, а также потерю активной энергии за год, если известны cosφ и ТМ час. Данные для своего варианта взять из табл. 2.1.

Таблица 2.1

Варианты заданий. Исходные данные к задаче 2.1 (CРC)

Вариант S, МВА Марка провода l, км n Марка трансформатора U, кВ TM, ч
14, 6 + j10, 1 AC – 120 ТДН – 10000/110
26, 8 + j13, 5 AC – 120 ТДН – 16000/110
10, 1 + j5, 4 AC – 120 ТДН – 6300/110
14, 3 + j11, 6 AC – 120 ТДН – 10000/110
9, 5 + j6, 2 AC – 120 ТДН – 6300/110
32, 5 + j25, 6 AC – 185 ТРДН – 25000/110
64, 2 + j41, 3 AC – 240 ТРДН – 40000/110
61, 9 + j42, 5 AC – 240 ТРДН – 40000/110
56, 4 + j44, 9 AC – 240 ТРДН – 40000/110
54, 7 + j45, 6 AC – 240 ТРДН – 40000/110
66, 3 + j40, 6 AC – 240 ТРДН – 40000/110
69, 1 + j37, 6 AC – 240 ТРДН – 40000/110
125 + j110 AC – 240 ТДЦ – 80000/220
132 + j119 AC – 240 ТДЦ – 80000/220
126 + j105 AC – 240 ТДЦ – 80000/220
130 + j115 AC – 240 ТДЦ – 80000/220
94, 5 + j77, 2 AC – 240 ТРДЦН – 3000/220
105 + j62, 5 AC – 240 ТРДЦН – 3000/220
3, 5 + j2, 8 AC – 50 ТМ – 2500/35
3, 8+ j2, 7 AC – 70 ТМ – 2500/35
8, 4 + j7, 6 AC – 95 ТМН – 6300/35
13, 6 + j10, 8 AC – 150 ТМН – 10000/35
12, 7 + j11, 2 AC – 185 ТМН – 10000/35
15, 6 + j8, 2 AC – 185 ТМН – 10000/35
42, 9 + j34, 5 AC – 150 ТРДН – 32000/150
48, 2 + j34, 6 AC – 150 ТРДН – 32000/150
Продолжение табл. 2.1
Вариант S, МВА Марка провода l, км n Марка трансформатора U, кВ TM, ч
94, 4 + j76, 8 AC – 185 ТРДН – 63000/150
89, 7 + j75, 9 AC – 185 ТРДН – 63000/150
97, 3 + j72, 3 AC – 240 ТРДН – 63000/150
110 + j56, 4 AC – 240 ТРДН – 63000/150
102 + j58, 5 AC – 240 ТРДЦН – 3000/220
99, 5 + 62, 8 AC – 240 ТРДЦН – 3000/220
90, 6 + j72, 9 AC – 240 ТРДЦН – 3000/220
96, 8 + j66, 3 AC – 240 ТРДЦН – 3000/220
87, 6 + j81, 5 AC – 240 ТРДЦН – 3000/220
59, 6 + j45, 2 AC – 240 ТРДН – 40000/220
16, 4 + j9, 3 AC – 120 ТДН – 10000/110
24, 8 + j14, 6 AC – 120 ТДН – 16000/110
9, 1 + j7, 9 AC – 95 ТДН – 6300/110
15, 9 + j10, 8 AC – 120 ТДН – 10000/110
36, 8 + j24, 9 AC – 185 ТРДН – 25000/110
42, 9 + j36, 5 AC – 150 ТРДН – 32000/150
50, 8 + j28, 5 AC – 240 ТРДН – 32000/150
97, 7 + j75, 9 AC – 240 ТРДН – 63000/150
1, 5 + j1, 1 AC – 50 ТМ – 2500/35
1, 9 + j1, 4 AC – 70 ТМ – 2500/35
6, 8 + j4, 6 AC – 95 ТМН – 10000/35
25, 9 + j15, 2 AC – 150 ТМН – 16000/35
22, 8 + j18, 4 AC – 185 ТМН – 16000/35
26, 1+ j15, 9 AC – 185 ТМН – 16000/35
6, 2 + j5, 3 AC – 120 ТДН – 10000/110
12, 5 + j6, 5 AC – 120 ТДН – 16000/110
10, 9 + j7, 8 AC – 120 ТДН – 16000/110
7, 6 + j4, 8 AC – 120 ТДН – 10000/110
20, 6 + j12, 5 AC – 120 ТРДН – 25000/110
24, 8 + j16, 2 AC – 185 ТРДН – 32000/110
49, 5 + j35, 2 AC – 240 ТРДН – 63000/110
30, 4 + j22, 5 AC – 240 ТРДН – 40000/110
28, 9 + j24, 5 AC – 240 ТРДН – 40000/110
62, 3 + j48, 1 AC – 240 ТРДН – 80000/110
102 + j56, 2 AC – 240 ТДЦ – 125000/220
Окончание табл. 2.1
Вариант S, МВА Марка провода l, км n Марка трансформатора U, кВ TM, ч
75, 4 + j54, 3 AC – 240 ТРДЦН – 100000/220
94, 6 + j66, 5 AC – 240 ТДЦ – 125000/220
70, 8 + j58, 1 AC – 240 ТРДЦН – 100000/220
30, 2 + j23, 4 AC – 240 ТРДН – 40000/220
27, 4 + j24, 3 AC – 240 ТРДН – 40000/220
28, 6 + j12, 9 AC – 150 ТРДН – 32000/150
25, 7 + j18, 3 AC – 150 ТРДН – 32000/150
43, 8 + j39, 1 AC – 185 ТРДН – 63000/150
46, 7 + j38, 2 AC – 185 ТРДН – 63000/150

Потери напряжения

3.1. Теоретические положения и определения

Потерей напряжения называется алгебраическая разность между величиной напряжения в начале линии U1 и в конце линии U2:

Δ U12 = U1 – U2. (3.1)

Падением напряжения называется геометрическая разность между величиной напряжения в начале линии U1 и в конце линии U2.

Продольная составляющая падения напряжения:

(3.2)

Поперечная составляющая падения напряжения:

(3.3)

Полное падение напряжения:

(3.4)

Напряжения в начале и в конце линии связаны с продольной и поперечной составляющей падения напряжения в линии соотношением:

(3.5)

Для местных сетей поперечная составляющая падения напряжения δ U12 очень мала, поэтому:

(3.6)

При подсчете потерь напряжения необходимо знать напряжение и линейную мощность в одной и той же точке сети. Линейная мощность участка районной сети определяется мощностью на входе участка, мощностью нагрузки и потерей мощности в проводимостях. Расчет потери напряжения разветвленных линий и линий, имеющих несколько нагрузок, производится по однолинейной схеме:

1) по линейным мощностям участков и их сопротивлениям;

2) по мощностям нагрузок и сопротивлениям участков, по которым протекают токи.

При расчете потери напряжения по линейным мощностям участков сети линейную мощность участка необходимо умножить на его сопротивление. Так, для схемы, показанной на рис. 3.1,

(3.7)

Рис. 3.1. К расчету потери напряжения

При расчете потери напряжения по мощностям нагрузок необходимо мощность нагрузки умножить на сопротивление участков, по которым протекают токи к нагрузке. Так, для схемы, приведенной на рис. 3.1,

(3.8)

При передаче электрической энергии от источника к потребителю используются сети различных напряжений. Чтобы определить напряжение в любой точке сети, необходимо подсчитать потери напряжения и сложить их; но это можно сделать, если все напряжения приведены к одному, так называемому, базисному напряжению. В этом случае потери напряжения выражаются в относительных единицах и их можно складывать при определении напряжения в любой точке сети.

За базисное чаще всего принимается напряжение в наиболее разветвленной части сети, хотя впринципе за базисное может приниматься любое напряжение в сети.

Все сопротивления, проводимости и напряжения приводятся к базисным по следующим формулам:

(3.9)

где Uнн – напряжение в той части, где производится приведение.

Потеря напряжения в трансформаторе:

(3.10)


Поделиться:



Последнее изменение этой страницы: 2017-03-15; Просмотров: 1495; Нарушение авторского права страницы


lektsia.com 2007 - 2024 год. Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав! (0.105 с.)
Главная | Случайная страница | Обратная связь