1. определение параметров схем замещения линий электропередач. Лэп схема

95.Схемы замещения линий электропередачи. Параметры схемы замещения.

В большинстве случаев можно полагать, что параметры линии электропередачи (активное и реактивное сопротивления, активная и емкостная проводимости) равномерно распределены по ее длине. Для линии сравнительно небольшой длины распределенность параметров можно не учитывать и использовать сосредоточенные параметры: активное и реактивное сопротивления линии и , активную и емкостную проводимости линии и . Воздушные линии электропередачи напряжением 110 кВ и выше длиной до 300- 400 км обычно представляются П-образной схемой замещения (рис. 2.1).

Рис. 2.1. П-образная схема за¬мещения воздушной линии электропередачи

Активное сопротивление определяется по формуле , (2.1)

где -удельное сопротивление, Ом/км, при температуре провода +20 °С; -длина линии, км.

Реактивное сопротивление определяется следующим образом:, (2.2)

где - удельное реактивное сопротивление, Ом/км.

Удельные индуктивные сопротивления фаз воздушной линии в общем случае различны. При расчетах симметричных режимов используют средние значения .

, (2.3)

где -радиус провода, см; -среднегеометрическое расстояние между фазами, см, определяемое следующим выражением:, (2.4)

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

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

Токи утечки через изоляторы малы, и потерями мощности в изоляторах можно пренебречь. В воздушных линиях напряжением 110 кВ и выше при определенных условиях напряженность электрического поля на поверхности провода возрастает и становится больше критической. Воздух вокруг провода интенсивно ионизируется, образуя свечение - корону. Короне соответствуют потери активной мощности. Наиболее радикальным средством снижения потерь мощности на корону является увеличение диаметра провода. В связи этим задаются наименьшие допустимые сечения по короне: на 110 кВ-70 , 150 кВ-120 , 220кВ-240.

Емкостная проводимость линии обусловлена емкостями между проводами разных фаз и емкостью провод- земля и определяется следующим образом:, (2.6)

где -удельная емкостная проводимость, См/км, которая может быть определена по справочным таблицам или по следующей формуле:. (2.7)

Для большинства расчетов в сетях 110-220 кВ линия электропередачи обычно представляется более простой схемой замещения (рис. 2.3,6). В этой схеме вместо ем- костной проводимости (рис.2.3, а) учитывается реактивная мощность, генерируемая емкостью линий. Половина ем- костной мощности линии, Мвар, равна , (2.8)

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

Рис. 2.3. Схемы замещения линий электропередачи:а ,б-воздушная линия 110-330 кВ с емкостной проводимостью и с реактивной мощностью, генерируемой емкостью линий; в-воздушная линия кВ; г-кабельная линия кВ

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

Для воздушных линий напряжением 35 кВ и ниже емкостную мощность можно не учитывать (рис. 2.3, б). Для линий кВ при длине более 300-400 км для определения параметров П-образной схемы замещения учитывают равномерное распределение сопротивлений и проводимостей вдоль линии (гл. 7).

Кабельные линии электропередачи представляют такой же П-образной схемой замещения, что и воздушные линии (рис. 2,1). Удельные активные и реактивные сопротивления определяют по справочным таблицам, так же как и для воздушных линий. Из (2.3), (2.7) видно, что уменьшается, а растет при сближении фазных проводов. Для кабельных линий расстояния между проводами значительно меньше, чем для воздушных, и очень мало. При расчетах режимов для кабельных сетей напряжением 10 кВ и ниже можно учитывать только активное сопротивление (рис. 2.3,г).

Схемы замещения двухобмоточных трансформаторов. Параметры схемы замещения.

Двухобмоточный трансформатор (рис. 2.4, а) можно представить в виде Г-образной схемы замещения (рис. 2.4, б). Продольная часть схемы замещения содержит и -активное и реактивное сопротивления трансформатора.

Рис. 2.4. Двухобмоточный трансформатор

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

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

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

Проводимости ветви намагничивания определяются результатами опыта холостого хода.

studfiles.net

Схемы замещения воздушной линии

При расчете режима работы электрической сети воздушная трехфазная линия переменного тока напряжением кВ и длиной до 300 км можетбыть представлена схемой замещения с сосредоточенными параметрами П-образ-ного или Т-образного вида (рис. 2.5).

Для расчета режимов электрической сети, как правило, используется П-образная схема замещения сети, параметры схемы замещения вычисляются для одной фазы. Полное продольное сопротивление и проводимости (шунты узлов 1 и 2) схемы замещения имеют вид

; (2.12)

. (2.13)

Зачастую при расчетах установившихся режимов активная проводимость ЛЭП не учитывается, так как принятые меры борьбы с короной достаточно эффективны и потери на корону достаточно малы [4]. Тогда схема замещения имеет вид, показанный на рис. 2.6.

Иногда удобно схему замещения ЛЭП показывать без емкостных шунтов, заменив их генерацией реактивной мощности:

. (2.14)

Для линий 35 кВ и ниже емкостную генерацию линии (зарядную мощность) можно не учитывать, и тогда схема замещения (рис. 2.7) выполняется только в виде сопротивления . Для ВЛ 110 кВ обычнополной мощности, передаваемой по линии; для передачи ЛЭП 220 кВдостигает 30%, в ЛЭП 500—750 кВсоизмерима сQ передачи.

Просмотрите табл. 7.5, 7.6 в [5] и обратите внимание на порядок величин зарядной мощности ВЛ.

Схемы замещения и параметры кабельных лэп

Кабельные линии электропередачи представляются такой же П-образной схемой замещения, что и воздушные ЛЭП.

Удельные активные и реактивные сопротивления иопределяются по справочным данным, так же как и для воздушных линий. Из (2.4) и (2.11) видно, что при сближении фазуменьшается, арастет. Для кабельных линий расстояния между фазами значительно меньше, чем для воздушных линий и, соответственно,очень мало, а- велико.

Удельные параметры кабельных линий, приведенные в справочниках, ориентировочны и для расчетов следует пользоваться заводскими данными.

При расчетах режимов для кабельных сетей напряжением 10 кВ и выше учитываются только активные сопротивления кабелей.

Емкостной ток и генерация реактивной мощности в кабельных линиях больше, чем в воздушных того же класса номинального напряжения, поэтому в кабельных линиях 35 кВ и выше следует учитывать емкостную проводимость.

Активная проводимость кабельных линий обусловлена потерями в изоляции и учитывается при номинальных напряжениях 110 кВ и выше.

Контрольные вопросы

Что такое схема замещения элемента электрической системы?
Расшифровать следующие обозначения проводов ВЛ: AC-120/19; AC-500/64; A-70; АС-300/48; АС-50/8. Указать, для ВЛ каких номинальных напряжений могут применяться данные провода.
Для чего применяется расщепление проводов ВЛ?
Как зависит число расщеплений фазы от номинального напряжения ВЛ?
Вывести формулу эквивалентного радиуса фазы для ВЛ 750 кВ (провода расположены по углам квадрата стороной а).
Изобразить расположение проводов и фаз ВЛ 500 кВ.
Как изменятся сопротивления и проводимости ВЛ, если параллельно ей построили еще одну такую же цепь?
Почему П-образная схема замещения ЛЭП обычно предпочтительнее Т-образной?
Для ВЛ каких номинальных напряжений можно не учитывать емкостную проводимость в схеме замещения? Почему?
Каковы минимально допустимые сечения ВЛ разных номинальных напряжений?
От чего зависит величина потерь мощности (энергии) на корону?
Как соотносятся погонные параметры воздушных и кабельных линий?

Правила устройства электроустановок, 8-е изд. М.: Энергоатомиздат, 1987.

****Внимательно прочитать I.13, I.21—I.2-11, II.52, IV.24 — IV.211 ПУЭ, содержащие определения основных элементов энергосистем.

studfiles.net

Занимательная электроэнергетика - trainzer108

Многие из нас, жителей крупных городов, часто сталкиваются с таким элементом городского пейзажа, как высоковольтные линии электропередач. Эти загадочные элементы индустриального мира несут в себе что-то необычное, производя впечатление своей мощью и ритмичностью геометрических переплетений.

Сегодня я попытаюсь вкратце рассказать вам о том, как работают энергосистемы высоковольтной энергетики, и для чего предназначены отдельные её элементы, которые мы можем встретить вокруг себя. Сразу скажу - это описание является кратким и упрощённым, некоторые детали опущены или упрощены для лучшего восприятия и понимания, поэтому специалисты в этой области могут заметить некоторые кажущиеся недочёты. Это - не техническое руководство, а популярное описание для тех, кому интересен мир высоковольтной энергетики и ЛЭП.Для начала условно разделим путь электричества от источника к потребителю на условные этапы:

Выработка (генерирование) электричества.
Преобразование и распределение энергии.
Передача энергии.
Обратное преобразование для последующего потребления или распределения.
Потребление электроэнергии.

Выполнение первой задачи возложено на источники электрической энергии - электростанции. Основная часть любой электростанции - электрогенератор, приводимый в движение какой-либо внешней силой - давлением пара в ТЭС и АЭС, водой в ГЭС, ветром в ВЭС и т.д. Вращаясь в магнитном поле, генератор выбаратывает электричество, в обмотках генератора возникает ток. Чаще всего это трёхфазный переменный ток. Давайте рассмотрим в качестве примера схему гидроэлектростанции (ГЭС):

Вода из водохранилища, уровень которого выше уровня реки, падает в сторону реки вниз по напорному водоводу, вращая своим потоком лопасти турбины. Вращение турбины приводит к возникновению тока в генераторе, и он выходит из электростанции.

Поскольку потребители электроэнергии находятся совсем не на территории электростанции, а на расстоянии от неё, логично было бы эту энергию до них передать. Чтобы это сделать, нам потребуется преобразовать энергию - напряжение, снимаемое с генераторов электростанции, является недостаточно высоким для передачи электричества на дальние расстояния, а ток - наоборот, достаточно высок, и энергия будет быстро теряться в линии большой протяжённости, расходуясь просто на нагрев проводов. Нам это не нужно, поэтому необходимо будет каким-то образом снизить ток. Чтобы при одинаковой мощности ток стал ниже, нужно сделать напряжение выше, что мы и делаем при помощи силовых трансформаторов. Такой трансформатор на нашей верхней схемке с ГЭС расположен справа, серого цвета, с рожками. А выглядит он где-то так:

Чем больше расстояние, на которое нужно передать электроэнергию, тем выше нашему трансформатору потребуется сделать напряжение. Но есть и обратная сторона медали - чем выше напряжение, тем дороже, крупнее и тяжелее становится оборудование для преобразования и передачи энергии. Компромиссным решением стало введение различных классов напряжений для разных расстояний передачи - в масштабах передачи на очень большие расстояния это ВЛ (воздушные линии) сверхвысокого напряжения (750 или 500 киловольт - между странами или в разные концы страны, 330 кВ - между городами и энергосистемами), на расстояния поменьше - ВЛ высокого напряжения (220, 150, 110 кВ - между городами, иногда внутри города), между районами города или из города в ближайшие сёла - среднее напряжение (35 кВ), внутри района - 20, 10 или 6 кВ, внутри квартала или дома - 0.4 кВ (380 В), внутри квартиры - 0.2 кВ (220 В).

Преобразованием энергии из одного класса напряжения в другой занимаются электрические подстанции, а распределением и коммутацией линий занимаются распределительные устройства (РУ) этих подстанций. Если распределительное устройство расположено на открытом воздухе, оно называется открытым распределительным устройством (ОРУ), а если в здании - закрытым (ЗРУ). Задача этих устройств - распределить линии разных классов напряжения между собой, произвести измерения их характеристик, их коммутацию и защиту. Например, подстанция может сделать из одной линии 330 кВ три линии по 110 кВ, или из двух линий 154 кВ - пять линий 35 кВ. При этом нет конкретного направления передачи энергии - если (для последнего случая) энергии на линиях 35 кВ недостаточно, она туда направляется с линий 154 кВ (преобразовавшись в 35 кВ), а если энергия в линии 35 кВ в избытке, то она отправляется на линию 154 кВ (с преобразованием 35 -> 154 кВ). Направление передачи при этом может меняться вплоть до нескольких раз в секунду. Вот так выглядит подстанция с ОРУ:

Кликните по фото, чтобы рассмотреть его поближе и найти по центру слева (правее ступенек) силовой трансформатор, вы уже знаете как он выглядит :)

Внутри этого огромного леса проводов, опор и прочих железяк есть довольно интересные приборчики, которые помогают сделать энергосистему чётко функционирующим организмом, способным контролировать и регулировать процесс распределения энергии. Давайте посмотрим на них поближе на примере простого ОРУ подстанции ДнепроГЭС-2. Увеличьте его фотографию, открыв в соседней вкладке - она нам дальше понадобится.

В уже знакомый нам силовой трансформатор заходят линии с электричеством, пришедшим прямо с генераторов. Его напряжение - 13.8 кВ (13800 В). После 220 В в вашей розетке эта цифра кажется огромной, но этого недостаточно для передачи всей мощности наших генераторов на нужное нам расстояние. Нам нужно получить 154 кВ, а это более, чем в 10 раз выше. Вот потому наши 13.8 кВ и заходят в силовой трансформатор - он поможет нам получить на выходе так нужные нам 154 кВ. Выполнив свой нелёгкий, но очень важный труд, трансформатор выпускает наружу уже высоковольтную линию, состоящую из трёх фаз - А, В и С. Напряжение между фазами - 154 кВ. Общая точка генераторов заземлена, так бывает не всегда, но в нашем случае всё именно так. Чтобы в линию и на трансформатор не попало напряжение выше требуемого (например, при попадании разряда молнии), сразу за выводами трансформатора установлены ограничители перенапряжения (ОПН), которые защищают линии от аварий в результате появления напряжения выше номинального. Дальше, для получения значения выходной мощности энергоблока нужно измерить ещё и ток в сети. Для этого линия заходит на измерительные трансформаторы тока. Напомню, что в цепи вольтметры подключаются параллельно, а амперметры - последовательно, поэтому трансформаторы напряжения имеют один ввод (включены параллельно), а трансформаторы тока - два, т.к. подключены последовательно. Стоит также отметить, что наш большой серый силовой трансформатор защищён от пожара системой автоматического пожаротушения - это розовая труба вокруг него, из которой выходят трубочки поменьше.

Теперь идём дальше и видим это:

Справа от наших трансформаторов тока расположены выключатели. Они слегка непохожи на выключатели у вас дома, но функцию они выполняют ту же самую - позволяют быстро отключить или включить ток в цепи. Поскольку напряжение у нас высокое, здесь в процессе коммутации возникает электрическая дуга (как в электроподжиге газовой плиты, яркая и горячая "молния"), которая может сжечь выключатель вместе с электродами. Поэтому внутри него есть устройство дугогашения. Бывают воздушные, элегазовые, масляные, маломасляные выключатели, но сейчас не это важно. А важно то, что в отличие от выключателя вашего светильника, этот выключатель своим внешним видом вообще никак не говорит о том, в каком он сейчас находится состоянии - выключен или включен. Посмотрите на него - разве можно понять, идёт ли сейчас ток дальше него? Нельзя, и эту печаль нужно как-то исправить. Для этого справа установлены большие и красивые серые разъединители, позволяющие уже при отсутствии напряжения в цепи сбросить остаточное напряжение, заземлить цепь и визуально показать, что цепь разорвана. Посмотрите внимательно на разъединители - они состоят из двух половинок. Когда разъединитель соединён и цепь включена, половинки соединены, как на нашем фото, вот так: ----. А когда он разъединён и цепь разорвана, половинки разойдутся вот так: | |. Разъединители не обладают никакими средствами дугогашения, и служат для визуального контроля над соединенем учатсков линии, коммутацию их можно осуществлять только при отсутствии напряжения! Иначе будет вот это:

После всего этого наше электричество выходит на шину - это фазные провода, к которым подключается несколько фаз с нескольких силовых трансформаторов. Это сделано для того, чтобы если один трансформатор находится в ремонте, то другой и дальше подаёт на линию электричество, и свет в окнах уютных домов города по-прежнему горит. Дальше с шины три фазы выходят на ЛЭП для передачи на расстояние. Такие три фазы далее будут называться цепью линии электропередач.

Теперь наша энергия переходит на стадию передачи. И тут мы поговорим о главном элементе этого звена - о воздушных ЛЭП и опорах для них. Опоры могут нести на себе как одну, так и сразу две трёхфазных цепи - такие опоры соответственно называются одноцепными и двухцепными. Вот одноцепная опора - несёт на себе три фазных провода:

А вот эта опора - двухцепная, несёт шесть фазных проводов:

По назначению опоры делятся на анкерные и промежуточные. Анкерные создают натяжение, позволяют делать поворот линии (угловые анкерные опоры), переводят линии через преграды (переходные анкерные опоры). Отличительная черта анкерных опор - гирлянда изоляторов параллельна земле. Промежуточные опоры просто удерживают провода над землёй, воспринимая нагрузку от веса провода и от ветровых нагрузок, не создавая натяжение проводов. Промежуточные опоры стоят между анкерными, их может быть много подряд, многие переходные опоры также являются промежуточными. На промежуточных опорах гирлянда изоляторов перпендикулярна поверхности земли. Вот анкерная опора, изоляторы параллельны земле:

А вот промежуточные опоры, изоляторы смотрят вниз:

У каждой линии есть свой уникальный номер, например, Л10, Л229, и т.д. Эти номера, а также порядковый номер опоры обычно наносятся на сами опоры (нумерация опор обычно идёт в сторону потребителя или понижающей подстанции). Изоляторы на опорах нужны для того, чтобы закрепить провода на траверсах и не допустить электрической связи фазных проводов с опорой. Чем больше изоляторов в гирлянде, тем выше напряжение, или тем сильнее загрязнён воздух в данной местности, или тем больший вес проводов приходится держать анкерной опоре. По количеству изоляторов удобно определять класс напряжения линии - если изолятор 1, то это линия 6 или 10 кВ, если их в гирлянде от 3 до 5, то это линия с напряжением 35 кВ, если более 5 изоляторов (до 10) - это 110 кВ, 8-12 изоляторов - 154 или 220 кВ. Начиная с 330 кВ провода в фазах расшепляются на два, чтобы не использовать один очень толстый и тяжёлый провод. Выглядит это так:

Так что если провод двойной, то это 330 кВ (за редким исключением - могут расщепляться и 154 кВ, если ток в линии очень большой). В линиях 500 кВ фазы расщеплены на 3 или 4 провода, а в линиях 750 кВ - на 5 проводов. Естественно, и сами опоры там массивнее и крупнее.

Теперь давайте рассмотрим строение опоры линии электропередач и сопутствующей ей электроарматуры. Вот она, опора (откройте это фото в новой вкладке чтобы дальше по нему ориентироваться):

Опоры бывают железобетонные и металлические, мы рассматриваем металлическую опору, несущую одну цепь 330 кВ. Сама опора стоит на фундаменте, зарытом в земле. Фазные провода прикреплены к траверсам опоры через гирлянды изоляторов. Изоляторы предотвращают электрический пробой с фазных проводов на опору, поэтому человек, прикоснувшийся к опоре внизу, не будет убит током от линии. Фазные провода между местами крепления к опоре на анкерных опорах (а мы рассматриваем именно такую - видите, изоляторы параллельны земле?) обходят траверсу по дуге, естественно, что эта дуга из проводов, называемая шлейфом, отдалена на безопасное расстояние от опоры и траверсы при помощи всё тех же изоляторов, в том числе вспомогательных, стоящих вертикально и удерживающих безопасный радиус провисания дуги провода - это поддерживающая гирлянда. На нижней правой траверсе нашей опоры нет такой поддерживающей гирлянды изоляторов, на остальных - есть. Сами изоляторы бывают стеклянные, фарфоровые и полимерные. Стеклянные - самые тяжёлые, на вид они прозрачные с зеленоватым оттенком:

Обратите внимание, что в некоторых местах стеклянная часть изолятора отсутствует - это свидетельство разрушения некоторых из них. Если в изоляторе появляется малейшая трещина, он сразу лопается и падает на землю, чтобы по образовавшейся пустоте в гирлянде можно было понять необходимость замены изолятора на новый. Фарфоровые изоляторы немного легче стеклянных, их цвет - тёмно-коричневый. Вот на этой опоре линии 35 кВ слева и по центру расположены фарфоровые изоляторы, а справа - стеклянные:

Полимерные изоляторы - самые лёгкие, они сделаны из материала, напоминающего мягкий пластик. В отличие от других видов изоляторов, полимерные изготавливаются в виде готовой собранной гирлянды на нужный класс напряжения, в то время как обычные изоляторы собираются в гирлянду, соединяясь друг с другом при помощи специальной системы креплений. При равном пути утечки полимерные изоляторы имеют не только меньшую массу, но и габаритные размеры - сама гирлянда существенно тоньше, а количество рёбер в гирлянде выше, чем для аналогичной сборной гирлянды из стеклянных или фарфоровых изоляторов. Вот так выглядят полимерные изоляторы на опоре линии 35 кВ:

А это - полимерные изоляторы на линии 154 кВ:

В местах крепления фазных проводов к изоляторам на некоторых опорах установлены металлические кольца, называемые защитными экранами - они способствуют равномерному распределению электрического поля для уменьшения коронного разряда, возникающего в этих местах, и снижают потери в сети на корону. Коронный разряд выглядит как слабое свечение, сопровождаемое треском - для ЛЭП это вредное явление, и его стараются подавлять как можно сильнее. Защитные экраны имеют разную форму, их много видов - бывают и в виде колец, и в виде полуколец, и в виде рогов. Вот, например, экраны-кольца:

На концах проводов недалеко от изоляторов часто расположены конструкции в виде гантелек - гасители вибрации. Это - колебательный контур, настроенный в противофазу высокочастотным колебаниям проводов, и снижающий их вибрацию, которая может разрушить крепёжную арматуру и сам провод в месте крепления. Вот как они выглядят поближе:

В самом верху любой высоковольтной опоры прикреплён тонкий провод, называемый грозотросом. Он всегда расположен выше всех фазных проводов, и если молния решит ударить в провода или в опору, она попадёт именно в грозотрос, и будет безопасно заземлена через опору в обход фазных проводов. Грозотрос может быть прикреплён к опоре через один изолятор, в некоторых случаях он сразу крепится напрямую к опоре, а точнее к стальному пруту, идущему по опоре в землю - заземлителю.

Теперь мы знаем назначение основных элементов опор ЛЭП. Некоторые из них, например, гасители вибрации или экраны, встречаются не на всех опорах, другие же, такие как траверсы, изоляторы и грозотрос - на всех без исключения, являясь неотъемлимой частью линии электропередач. Помимо обычных одно- и двухцепных опор бывают и специальные. Например, вот такие, несущие сразу три цепи, в данном случае это сделано, чтобы поменять две цепи местами:

Бывают также случаи, когда цепь необходимо отделить от основной магистрали, например, для ввода на подстанцию или для создания ещё одной линии, в то время как основная линия пойдёт дальше. Такой процесс называется отпайкой.

После того, как линия высокого напряжения прошла некоторый путь, она достигает конечной или промежуточной распределительной подстанции, из которой выходят уже другие линии, как правило, более низкого класса напряжения. Например, с электростанции вышла линия напряжением 750 кВ, и, пройдя значительную территорию страны, достигла одной из подстанций в каком-нибудь крупном городе. Из этой подстанции уже выходят несколько линий 330 кВ, и одна из них, пройдя из одного крупного города в другой, достигла подстанции, из которой вышло несколько линий напряжением, например, 154 кВ. В свою очередь, одна из линий 154 кВ, пройдя через весь город в другой его район, достигла подстанции, из которой выходят несколько линий 35 кВ. Одна из этих линий проходит по территории района города, доходит до районной подстанции и там преобразуется во множество распределительных линий напряжением 10 кВ. Каждая и этих линий идёт по кварталам района (под землёй, если это район высотных застроек, и по воздуху, если это частный сектор). В свою очередь наша линия 10 кВ уже в квартале назначения линия при помощи трансформаторной подстанции (ТП - если это квартал высотных застроек), или комплектной трансформаторной подстанции (КТП - если это частный сектор) преобразуется в линию 0.4 кВ (380 В). Эта трёхфазная сеть распределяется по этажам домов или по домам в частном секторе - по одной фазе в каждый дом, фазы чередуются последовательно. Ниже приведена схема, на которой условно поясняется, как распределяются линии разных классов напряжения на пути от электростанции к конечным потребителям. Схема увеличивается по клику.

Обратите внимание, что в реальности на подстанцию приходит не одна линия более высокого напряжения, а несколько, причём вся энергосистема зависит не от одной электростанции, а сразу от нескольких, и, таким образом, является надёжной - в случае выхода из строя одной из линий или даже целой электростанции, энергоснабжение потребителей не прекратится.

Давайте рассмотрим крайнее, низковольтное звено энергосистемы. Оно состоит из распределительных линий напряжением 10 или 6 кВ, из комплектных и блочных трансформаторных подстанций, а также из линий 0.4 кВ, идущих непосредственно к потребителям в виде трёхфазной сети напряжением 380 В или однофазной 220 В. Познакомимся поближе с опорами этих классов напряжений. Вот так выглядит одноцепная линия 6 кВ:

Обратите внимание, что на низковольтных линиях используются изоляторы другого типа, отличающиеся от тех, что применяются на линиях более высокогонапряжения. Здесь мы видим не подвесные изоляторы, из которых складывается гирлянда, а штыревые изоляторы, которые накручиваются на стальные штыри, приклеплённые к траверсам железобетонных опор. Эти изоляторы являются одинарными, и лишь на анкерных опорах используются подвесные изоляторы, по 1-2 штуки в гирлянде. Бывают и двухцепные линии, хотя и встречаются они реже одноцепных:

Если распределительная линия идёт к жилому району с многоэтажками, она, как правило, уходит под землю вот таким образом, и из воздушной превращается в кабельную:

Кстати, на этой опоре видны разрядники (элементы в виде цилиндриков сбоку от крайних изоляторов и снизу верхних) - это устройства, позволяющие при перенапряжении, вызванном, например, попаданием молнии в фазные провода, сразу же заземлить избыточный ток, предотвращая повреждение оборудования, расположенного дальше по линии. Разрядники и ограничители перенапряжения (ОПН) устанавливаются повсеместно на участках присоединения линии к подстанции, в местах перехода из воздушной линии в кабельную или наоборот, и в других важных точках электрической сети. Итак, линия ушла под землю, и зайдёт уже возле жилых домов на трансформаторную подстанцию, где будет преобразована в одну или множество трёхфазных линий напряжением 380 В. Далее каждая из фаз будет подана по очереди в каждую квартиру дома вместе с общим проводом - нейтралью, или "нулём". Так получается однофазная сеть напряжением 220 В, повсеместно применяемая в быту.Если же линия 10 или 6 кВ идёт в частный сектор, она обычно на всём протяжении проходит по воздуху, и заходит на комплектную трансформаторную подстанцию (КТП), которая выглядит так:

Далее, опять же по воздуху, по всем улицам квартала или посёлка, обслуживаемого данной подстанцией, проходит полученная на выходе КТП линия 0.4 кВ (380 В), состоящая из трёх фаз и одной общей точки - нейтрали. В каждый дом заходит два провода - нейтраль и одна из фаз, причём каждая фаза чередуется между домами для равномерного распределения нагрузки трёхфазной сети. В результате в каждом доме есть уже привычные нам 220 В - бытовая однофазная электрическая сеть. И уже на этом этапе наша электроэнергия наконец достигает своей цели - электроприборов в наших домах и квартирах, дающих свет, тепло и комфорт для каждого из нас.

Пройдя долгий и нелёгкий путь от электростанции до вашей розетки, электричество преодолело сотни, а то и тысячи километров, множество раз преобразовалось, прошло тысячи единиц различного оборудования, от турбогенератора электростанции до трансформаторной подстанции вашего квартала - выключатели, разъединители, силовые и измерительные трансформаторы, разрядники, шины подстанций, распределительные устройства, и тысячи разнообразных электроопор. Сложная, замкнутая и переплетённая энергосистема обеспечивает надёжное функционирование всего этого электрического организма, каждый её компонент оберегает его от повреждений и сбоев, чтобы бесперебойно доставить в каждый дом, к каждому заводу, фабрике и предприятию так необходимое в наше время электричество. Изучив основные компоненты энергосистемы и осознав важность и функциональное назначение каждого из них, теперь мы по-настоящему понимаем, насколько сложным, но увлекательным и разнообразным является мир электрических сетей.

Сегодня вы стали ближе к постоянно развивающемуся и обретающему всё большую важность миру электроэнергетики, и я надеюсь, что это путешествие было для вас интересным и полезным, и что теперь, оглядываясь по сторонам в суете повседневной жизни, вы станете узнавать вокруг много нового, в том числе того, о чём вы прочли в этом рассказе. Теперь ЛЭП для вас - это не просто железные столбы с проводами, а нечто большее, о чём вы знаете лучше многих других. Спасибо за то, что были с нами, и до скорых встреч в новых рассказах, которые будут посвящены некоторым деталям энергосистемы города Запорожья!

Продолжение серии рассказов об электроэнергетике - подробное описание переходов ЛЭП 154 кВ через Днепр в Запорожье - "Три Мачты", можно прочитать здесь.

Больше фотографий запорожских и не только ЛЭП, мои фото Запорожья и Запорожского края можно посмотреть на моём авторском сайте zphoto.zp.ua.

Блог, посвящённый моим флейтам ручной работы: http://ethnicflutes.livejournal.com/, страничка ВКонтакте: http://vk.com/ethnicflutes, группа: http://vk.com/handmadeflutes.

Публикация моих краеведческих рассказов на 061.ua (первый рассказ) - http://www.061.ua/article/211166

trainzer108.livejournal.com

СХЕМЫ ЗАМЕЩЕНИЯ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ — КиберПедия

СХЕМЫ ЗАМЕЩЕНИЯ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

Принципиально расчёты электрических сетей базируются на тех же законах, что и расчёты любой иной цепи переменного тока. Однако специфика электрических сетей в энергетических системах такова, что непосредственное использование приёмов расчёта электрических цепей, известных из электротехники, является весьма затруднительным.

Следовательно, возникает объективная необходимость применить замещение реальных электрических сетей их расчётными схемами. В схемах замещения как собственно линии электропередачи, так и трансформаторы (автотрансформаторы) заменяют набором активных и реактивных сопротивлений и проводимостей. Величины этих сопротивлений и проводимостей, очевидно, должны быть такими, чтобы обеспечивать достоверные результаты расчёта режимов электрических сетей и систем.

Кроме того, введение любого элемента в схему замещения должно быть убедительно обосновано, исходя из физических процессов, сопровождающих передачу и преобразование электрической энергии. Наряду с очевидным различием между линиями электропередачи, предназначенными лишь для транспортировки электроэнергии, и трансформаторами, которые помимо передачи электроэнергии ещё обеспечивают преобразование её параметров, можно обнаружить достаточно признаков, общих для обеих категорий. Это последнее обстоятельство в известной степени обеспечивает унифицированный подход при замещении в расчётных схемах электрических сетей как собственно линий электропередачи, так и трансформаторов (автотрансформаторов), являющихся непременными звеньями на пути транспортировки электроэнергии от её производителя к потребителю.

В большинстве случаев можно полагать, что параметры линии электропередачи или, иными словами, активные и реактивные сопротивления и проводимости равномерно распределены по её длине. Для линии сравнительно небольшой длины распределённость параметров можно не учитывать и использовать сосредоточенные параметры: активное rл и реактивное хл сопротивления линии, активную gл и реактивную bл – проводимости линии.

КАБЕЛЬНЫЕ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

Кабельные линии электропередачипредставляют такой же П-образной схемой замещения, что и воздушные линии (рис. 2.4). При этом удельные активное ro и индуктивное хосопротивления определяют по справочным таблицам так же, как и для воздушных линий. Для кабельных линий расстояние между проводами (токоведущими жилами – ТВЖ) значительно меньше, чем для воздушных и согласно (2.2) хо очень мало. Поэтому при расчётах кабельных сетей с напряжением 10 кВ и ниже можно учитывать только активное сопротивление линии (рис. 2.4,г). В кабельных линиях напряжением 6;10 кВ и выше при малом расстоянии между жилами кабелей ёмкость на единицу длины во много раз больше воздушных аналогичных линий (2.9). Поэтому ёмкостный ток в кабельных линиях больше, чем в воздушных. Как уже отмечалось, при Uном < 10 кВ в местных сетях сравнительно малой протяжённости bл и Qc согласно (2.12) невелики, а ток нагрузки значителен, что и предопределяет пренебрежение величиной Qс (т.е. схема замещения выглядит согласно рис. 2.4,г. В кабельных линиях высокого напряжения учитывают Qс (рис. 2.4,б), находя удельную ёмкостную мощность Qс,о (кВАр/км) по таблицам, приведённым в справочниках. Активную проводимость «gл» по разным литературным источникам рекомендуется учитывать в кабельных линиях с Uн > 35 кВ (Uн > 110 кВ). Потери активной мощности в изоляции кабеля на утечку и абсорбцию можно определить для заданного кабеля, зная его напряжение, реактивную проводимость «b» и тангенс угла потерь (тангенс d) по известному из курса “Электротехнические материалы” соотношению

ΔР = U2 · b · tgδ = U2 · g, (2.13)

где g – активная проводимость линии.

РЕЖИМНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ЛИНИИ

ВЛИЯНИЕ ЗАРЯДНОЙ МОЩНОСТИ

Из предыдущего рассмотрения ясно, что кроме соотношения rл и xл размеры треугольников, пропорциональных Р1,2 и Q1,2 (рис. 2.9) определяются составляющими тока I1,2, протекающего в продольной ветви схемы замещения линии. Так как , то его величина и положение на комплексной плоскости определяются как соотношением активной и реактивной мощностей нагрузки (Р2 и Q2), так и относительным значением зарядного тока в ветви, связанной с узлом 2 (рис. 2.5), отвечающей примерно половине общей зарядной мощности Qc. Величина последней, в свою очередь, определяется номинальным напряжением, типом линии и ее длиной.

Как было ранее отмечено, учет зарядной мощности для ВЛ производится при Uном ³ 110 кВ, а для КЛ - при Uном ³ 35 кВ. Степень влияния зарядной мощности на параметры режима линии зависит от того, какова нагрузка в конце линии ( ). Чем меньше эта мощность, тем большее влияние оказывает зарядная мощность на положение векторов и на комплексной плоскости.

Анализ показывает, что средние значения относительной величины зарядной мощности у ВЛ 110 – 150 кВ не превосходят 7,2 % от активной нагрузки линии. Для ВЛ 220 – 330 кВ эта величина возрастает до (15 - 16)%, а для ВЛ 500 – 750 кВ близка к 30 %, т.е. Q*,српримерно удваивается при переходе к следующему большему номинальному напряжению в данной системе.

Максимальные значения Q*,ср закономерно растут с увеличением предельной длины линии. Характерно здесь то, что для ВЛ сверхвысоких напряжений (330 – 750 кВ) достаточно большой протяженности зарядные мощности соизмеримы или превышают передаваемые мощности в режимах максимальных перетоков. Их абсолютные значения настолько велики, что в большинстве случаев требуется установка компенсирующих устройств (реакторов) для поглощения избытков реактивной мощности в режимах малых нагрузок и при работе линии на холостом ходу.

Рис. 2.15. К определению числа часов использования

Наибольшей нагрузки

Среднестатистические величины Тнб для различных отраслей народного хозяйства значительно отличаются друг от друга, что определяется специфичными особенностями соответствующих технологических процессов. Так, непрерывное химическое и металлургическое производства имеют средние значения Тнб = 8500 час, а сельскохозяйственное производство – 5000 час.

Графики нагрузки потребителей эксплуатируемых электрических сетей могут быть получены по непосредственным измерениям. Такие графики будут точно соответствовать потреблению мощности именно в этот период, но не будут учитывать случайные факторы, которые могут исчезнуть в последующие периоды. Поэтому для суждения о типичном характере графика того или иного потребителя необходима обработка графиков.

Для работы потребителей электрической энергии необходима передача по сети не только активной, но и реактивной мощности. Поэтому наряду с графиками изменения активной мощности необходимо иметь также и графики реактивной мощности. Эти графики могут быть получены теми же методами, что и графики активной мощности. В общем случае эти графики не совпадают.

При проектировании требующаяся потребителю реактивная мощность учитывается приближенно. При этом для характеристики величины необходимой реактивной мощности используется коэффициент мощности (cos jн), значение которого принимается неизменным, либо задается применительно к периодам наибольшей и наименьшей активной мощности нагрузки. Указанные значения коэффициента мощности можно взять в справочной литературе.

При перспективном проектировании реактивную мощность узла нагрузки, т.е. группы потребителей, питающихся от общих шин, определяют перемножением максимальной расчетной активной нагрузки на усредненные значения tg jн(нб),которые учитывают компенсирующие устройства, установленные у потребителей и потери реактивной мощности в сетях предшествующих ступеней напряжения.

СХЕМЫ ЗАМЕЩЕНИЯ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ

cyberpedia.su

Параметры и схемы замещения линий электропередачи — Мегаобучалка

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

Воздушные линии электропередачи напряжением 110 кВ и выше длиной до 300 - 400 км обычно представляются П-образной схемой замещения (рис.3.1).

Рис. 3.1. П-образная схема замещения воздушной линийэлектропередачи

Активное сопротивление линии определяется по формуле:

	Rл=roL,	(3.1)
где	ro - удельное сопротивление, Ом/км, при температурепровода +20°С;
	L - длина линии, км.

Удельное сопротивление г0 определяется по таблицам в зависимости от поперечного сечения. При температуре провода, отличной от 200С, сопротивление линии уточняется.

Реактивное сопротивление определяется следующим образом:

	Xл=xoL,	(3.2)
где	xo -удельное реактивное сопротивление, Ом/км.

Удельные индуктивные сопротивления фаз воздушной линии в общем случае различны. При расчетах симметричных режимов используют средние значения xo:


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

где

Dab, Dbc, Dca – расстояния между проводами соответственно фаз a, b, c, рис.3.2.

При размещении параллельных цепей на двухцепных опорах потокосцепление каждого фазного провода определяется токами обеих цепей. Изменение xo из-за влияния второй цепи в первую очередь зависит от расстояния между цепями. Отличие xo одной цепи при учете и без учета влияния второй цепи не превышает 5—6 % и не учитывается при практических расчетах.

В линиях электропередачи при Uном  ЗЗ0кВ провод каждой фазы расщепляется на несколько (N) проводов. Это соответствует увеличению эквивалентного радиуса. Эквивалентный радиус расщепленной фазы:

где

a – расстояние между проводами в фазе.

Для сталеалюминиевых проводов xo определяется по справочным таблицам в зависимости от сечения и числа проводов в фазе.

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

Токи утечки через изоляторы малы, поэтому потерями мощности в изоляторах можно пренебречь. В воздушных линиях напряжением 110кВ и выше при определенных условиях напряженность электрического поля на поверхности провода возрастает и становится больше критической. Воздухвокруг провода интенсивно ионизируется, образуя свечение - корону. Короне соответствуют потери активной мощности. Наиболее радикальным средством снижения потерь мощности на корону является увеличение диаметра провода. Наименьшие допустимые сечения проводов воздушных линий нормируются по условию образования короны: 110кВ — 70 мм2; 220кВ —240 мм2; 330кВ –2х240 мм2; 500кВ – 3х300 мм2; 750кВ – 4х400 или 5х240 мм2.

При расчете установившихся режимов электрических сетей напряжением до 220кВ активная проводимость практически не учитывается. В сетях с UномЗЗ0кВ при определении потерь мощности и при расчете оптимальных режимов необходимо учитывать потери на корону:

где

Рк0 - удельные потери активной мощности на корону, g0 -удельная активная проводимость.

Емкостная проводимость линии Bл обусловлена емкостями между проводами разных фаз и емкостью провод - земля и определяется следующим образом:

	Bл= boL,	(3.7)
где	bо - удельная емкостная проводимость, См/км, котораяможет быть определена по справочным таблицам или последующей формуле:

Для большинства расчетов в сетях 110-220 кВ линия электропередачи обычно представляется более простой схемой замещения (рис.3.3,б). В этой схеме вместо емкостной проводимости (рис.3.3,а) учитывается реактивная мощность, генерируемая емкостью линий. Половина емкостной (зарядной) мощности линии, Мвар, равна:

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

Рис. 3.3. Схемы замещения линий электропередачи:а, б - воздушная линия 110-220-330 кВ; в - воздушная линия Uном 35 кВ; г -кабельная линия Uном10 кВ

Из (3.8) следует, что мощность Qb, генерируемая линией, сильно зависит от напряжения. Для воздушных линий напряжением 35 кВ и ниже емкостную мощность можно не учитывать (рис.3.3, в). Для линий Uном  ЗЗ0 кВ при длине более 300-400 км учитывают равномерное распределение сопротивлений и проводимостей вдоль линии. Схема замещения таких линий – четырехполюсник.

Кабельные линии электропередачи также представляют П-образной схемой замещения. Удельные активные и реактивные сопротивления ro, xoопределяют по справочным таблицам, так же как и для воздушных линий. Из (3.3), (3.7) видно, что xo уменьшается, а bo растет при сближении фазных проводников. Для кабельных линий расстояния между проводниками значительно меньше, чем для воздушных, поэтому xo мало и при расчетах режимов для кабельных сетей напряжением 10 кВ и ниже можно учитывать только активное сопротивление (рис.3.3, г). Емкостный ток и зарядная мощность Qb в кабельных линиях больше, чем в воздушных. В кабельных линиях высокого напряжения учитывают Qb (рис.3.3, б). Активнуюпроводимость Gл учитывают для кабелей 110 кВ и выше.

Вопрос 13 Схемы замещения, трансформаторов, автотрансформаторов и методы определения их параметров при различных конструктивных исполнениях?

megaobuchalka.ru

1. определение параметров схем замещения линий электропередач

1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ СХЕМ ЗАМЕЩЕНИЯ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧ

В схеме замещения линий электропередач (ЛЭП) выделяют активное и индуктивное сопротивления, активную проводимость и емкость ЛЭП. Количество элементов в схеме замещения определяется в зависимости от напряжения линии, целей расчета и других факторов.

Рис. 1.1. Схемы замещения линии электропередач.

Активное удельное сопротивление проводов линии rО [Ом/км] зависит от материала и сечения провода F[мм2] . Считается, что за величину активного сопротивления, при

частоте переменного тока 50 Гц, допустимо принимать сопротивление постоянному току. Для алюминиевых проводов активное удельное сопротивление определяется по формуле:

r0=32/F. (1.1)

Для сталеалюминевых проводов достаточно учесть сечение алюминиевой части, чему соответствует первая цифра в марке провода после буквенного обозначения. Величины активных удельных сопротивлений проводов приводятся в справочной литературе.

Удельное индуктивное сопротивление воздушной линии с нерасщепленной фазой зависит от конструкции

X0 =0,144 lg(2DСР/dПР)+0,0157, (1.2)

где DСР - среднегеометрическое расстояние между фазами A, B, C , а dПР - диаметр провода. Для трехфазной линии среднегеометрическое расстояние между проводами определяется по формуле:

(1.3)

где DAB, DBC, DCA- расстояния между фазами AB, BC и CA.

В схеме замещения воздушной линии отражается емкость между проводами, проводами и землей, проводами и грозозащитным тросом. Для воздушной линии удельная емкостная проводимость bO[См/км] так же определяется конструкцией ЛЭП

b0 =7.5810-6 /lg(2DСР/dПР) . (1.4)

Удельные значения активной проводимости gO зависят от конструкционных параметров, параметров режима работы, погоды (в справочной литературе приводятся минимальные, максимальные и среднегодовые значения РКОР О потери мощности на корону)

gО = РКОР О/U2НОМ . (1.5)

При выполнении расчётов установившихся режимов сетей с номинальным напряжением до 220 кВ включительно допустимо пренебречь изменением генерируемой линией реактивной мощностью при изменении напряжения по концам линии, т.е. заменить в схеме замещения ветви с ёмкостной проводимостью постоянными мощностями, равными половине зарядной мощности линии.

При определенных в результате расчетов или выбранных в справочной литературе значениях удельных параметров воздушной линии[6,7,8] , значения активного сопротивления, индуктивного сопротивления и зарядной мощности определяются следующим образом:

Rл =R0L/n , Xл =X0 L/n, Qc/2=q0nL/2=b0U2НОМnL/2 , (1.6)

где R0, X0, q0 - удельные значения параметров приводятся в справочной литературе и определяются маркой провода и напряжением ЛЭП, L - длина линии, n-количество цепей, Uном – номинальное напряжение сети.

При использовании в расчетах линейных значений напряжений и фазных величин токов, параметры режима можно выразить известными соотношениями [1].

Параметры режима в начале и конце электропередачи могут быть связаны параметрами четырёхполюсника [9]:

. (1.7)

где ch,sh - гиперболический косинус и синус , L-длина линии. Волновое сопротивление воздушной линии ZС определяется через удельные продольное сопротивление ZО и поперечную проводимость YО

ZС == =ZС еj.(1.8)

Коэффициент распределения волны  также определяется через удельные продольные сопротивления и поперечные проводимости

 = = =0+j0 (1.9)

где 0 и 0 – коэффициенты затухания и изменения фазы. Коэффициент изменения фазы равен 0.06 град/км. Длина волны для воздушной линии определяется следующим образом:

 = 360°/ 0 = 360°/0,06 = 6000 км. (1.10)

При последовательном и параллельном соединении [10] параметры эквивалентного четырехполюсника определяются по известным выражениям (Рис.1.2).

Посмотрим на примере П-образной схемы замещения процедуру получения параметров четырехполюсника. Составляем по два уравнения для холостого хода ( I2=0) и короткого замыкания (U2=0) для уравнений с коэффициентами четырехполюсника и аналогичные уравнения для схемы замещения по законам Ома и Кирхгофа:

Рис.1.2. Представление П-образной схемы линии и эквивалентирование четырехполюсников.

, . (1.11)

Решение этих уравнений дает значения параметров A, B, C, D четырехполюсника для П-образной схемы замещения:

, , , (1.12)

Пример 1.1. Расчет параметров линии 10 кВ.

Определим удельные параметры одноцепной воздушной линии 10 кВ с проводами марки A-35, расположенными на одностоечных опорах по вершинам равностороннего треугольника с расстоянием между фазами DМФ=2,0 м. Провод линии характеризуется значениями активного удельного сопротивления r0=0,9 Ом/км и диаметр dПР =7,5 мм .Эти параметры приняты для провода A-35 по справочным данным.

Среднегеометрическое расстояние между фазами:

= DМФ=2,0 м.

Удельное индуктивное сопротивление линии:

XО =0,144 lg (2DСР/dПР)+0,0157=0,144lg(2.2 .103/7,5)+0,0157=0,408 Ом/км.

Оценим соотношение удельных активного и индуктивного сопротивлений линии r0/x0=0,91/0,408=2,23.

Таким образом, rО>xО для схем замещения воздушных линий с номинальным напряжением Uном

Определим параметры схемы замещения одноцепной ВЛ 10 кВ длиной 5 км. Оценим относительную величину зарядной мощности при передаче по линии мощности соответствующей плотности тока I=1A/мм2

S=UFj =10. 35. 1=606кВ, А=0,606 МВ.А ,

QC =bОLU2nЦ=2,78. 10-6 . 5. 102=0,00139 Мвар,

QC/SПЕР=0,00139/0,606=0,00229.

Таким образом, в схеме замещения линии 10 кВ, можно не учитывать поперечные ветви. (Этот вывод справедлив и для линий до 35 кВ включительно).

Пример 1.2. Расчет удельных параметров ЛЭП 110 кВ.

Определим удельные параметры одноцепной ВЛЭП 110 кВ с проводами марки АС 120/19, расположенными на П - образных опорах с расстояниями между соседними фазами по горизонтали DМФ=4м. Для провода марки АС 120/19 по справочным данным r0=0,249 Ом/км, dПР=15,2 мм.

Определяем среднегеометрическое расстояние между проводами фаз линий

= DМФ=5,04 м.

Удельное индуктивное сопротивление и удельная емкостная проводимость линии равны:

XО =0,144 lg (2DСР/dПР)+0,0157=0,144lg(2.5.04 .103/15.2)+0,0157=0,422 Ом/км,

b0 =7.5810-6 / lg(2DСР/dПР) =7,58 .10-6/ 2,82 =2,69.10-6 См/км.

Соотношение удельного активного и индуктивного сопротивлений равно r0/x0=0,249 / 0,422=0,59. Для схем замещения воздушной линии с номинальным напряжением UНОМ=110 кВ и выше характерно преобладание индуктивного сопротивления.

Пример 1.3. Расчёт параметров ЛЭП 110 кВ.

Определим параметры схемы замещения воздушной двухцепной линии 110 км с проводами марки АС-240/32 при использовании удельных параметров одноцепной линии. По справочным данным для этой линии активное удельное сопротивление rО=0.12 Ом/км, удельное индуктивное сопротивление xО=0.415 Ом/км, удельная емкостная проводимость bО=3.110-6 См/км, а удельная зарядная мощность qО=0.0375 Мвар/км. При длине линии L=100 километров параметры схемы замещения будут равны:

RЛ=rОL/nЦ=0.12100/2=6 Ом, ХЛ=xОL/nЦ=0.415100/2=20.75 Ом,

QЗАР/2=qОLnЦ/2=0.03751002/2=3.75 Мвар,

Оценим относительное значение зарядной мощности. Передаваемая мощность при плотности тока j=1 А/мм2 пропорциональна сечению провода и напряжению линии электропередачи:

S=nцIU=21.73110124010-3=91,45 МВ.А, Qзарл/S = 23.75/91.45=0.08.

Видно, что отношение передаваемой мощности к зарядной мощности достаточно существенно. Поэтому зарядная мощность в схемах замещения воздушных линий 110 кВ должна учитываться.

Пример 1.4. Определение параметров ЛЭП 500 кВ.

Определим удельные и волновые параметры одноцепной воздушной линии 500 кВ, выполненной с расщеплением фазы на три провода марки АС-400/51. Провода фазы расположены по вершинам равностороннего треугольника с расстоянием между проводами а = 40 см. Расстояния между центрами расщеплённых фаз по горизонтали 11 м. Удельное значение среднегодовых потерь мощности на корону  РКОР = 6 кВт/км. Согласно справочным данным активное удельное сопротивление провода r0ПР = 0,075 Ом/км, а диаметр провода d= 27,5 мм.

Определим активное удельное сопротивление фазы линии расщепленной на три провода:

rО=rОПР/n=0.075/3=0.025 Ом/км.

Среднегеометрическое расстояние между проводами

Удельное значение индуктивного сопротивления:

X0 =0,144.lg(DСР /RЭК)+0,0157/n =0,144.lg(13,86.103 /130)+0,0157/3 = 0,302 Ом,

Удельное значение ёмкостной проводимости:

b0 = 7,58.10-6 / lg(DСР/ RЭК) = 7,58.10-6 / 2,03 = 3,74.10-6 См/км,

где эквивалентный радиус расщеплённой фазы (мм):

Удельное значение активной проводимости:

gО=РКОР/U2=610-3/5002=0.2410-7 См/км.

Отношение удельных значений активного и индуктивного сопротивлений равно 0.08. Для линий с напряжением 330 кВ и выше характерно значительное преобладание индуктивной составляющей продольного сопротивления.

Выполним определение волновых параметров линии электропередачи. Волновое сопротивление:

Коэффициент распространения волны:

Если пренебречь активными составляющими продольного сопротивления и поперечной проводимости, то

ZО/YО=xО/bО; ZОYО = xОyО; ZС = 284 Ом; IОI≈0=0.00106.

Определим в соответствии с параметрами, полученными выше, для линии длиной 200 километров параметры четырехполюсника

B=ZВ.sh0L=60.6, C=(shОL)/ZВ =0.00075,

ОL=1,06.200=212 , A=D=ch(ОL)=1,02.

gigabaza.ru

Установка опор линий электропередачи | Электрика,Сантехника

class="eliadunit">

Вступление

Размеры опор зависят от сечения и как следствие, веса монтируемого кабеля. Сечение кабеля, выбирается в соответствии с проектной мощностью магистрали ЛЭП. Все эти данные прописаны в проекте линии электропередачи.

Этапы установки опор линий электропередачи

Еще на этапе подготовительных работ, производится прокладка трассы ЛЭП: очистка трассы, выравнивание земли и другие работы.

Разметка трассы производятся строго в соответствии с проектом. При разметке, отмечаются места установки опор, а также их развозка по местам установки. В зависимости от конструкции опор они могут поставляться в разобранном или собранном виде. Разобранные опоры собираются рядом с местом установки. На собранную опору навешиваются нужные траверсы и другое линейное оборудование.

Перед сборкой опор или параллельно со сборкой, копаются котлованы или ямы для установки опор. Конструкция котлованов и размеры ям, также, прописаны, в проекте. Для магистральных ЛЭП и ВЛИ котлованы и ямы не копаются вручную. Для этого используются буровые установки.

Металлические опоры ставятся на заранее сделанные фундаменты из бетона. Деревянные опоры и железобетонные опоры для ЛЭП 0,4-6 кВ устанавливаются без фундамента. Для укрепления устойчивости опоры на конец опоры в земле ставится поперечная консоль (правда не всегда). Для ЛЭП 6-10 кВ устанавливаются без фундамента, но с поверхностной заливкой опоры бетоном. Опоры ЛЭП 35-500 кВ устанавливаются с крышкой на торце опоры вкопанном в землю (для усиления опоры) и заливкой опоры в грунте и основания опоры бетоном. Исключения могут составить опорные фермы в виде буквы «П».

ustanovka ZhBI opor

а-Промежуточная опора; b- анкерна опора с подкосом, ставят на углах поворота ЛЭП от 20 до 90 градусов. 10Опора, 5-подкос (подопора)

ustanovka ZhBI opor 35 220kV

Обычная конструкция ямы для деревянной и бетонной опоры ЛЭП до 1 кВ имеют цилиндрическую форму, глубиной 1100-1500 мм и диаметром на 100 мм шире размеров опоры. Делаются такие ямы при помощи буровых установок.

Примечание: В стесненных условиях, а также при малых объемах, яму под опору можно вырыть вручную. Профиль ямы должен быть не цилиндрическим, а ступенчатым.

Механизмы для установки опор ЛЭП и ВЛИ

Установка опор производится следующими механизмами.

Кранобуровой машиной;
Кранами СМК-10, К-162 или более мощными кранами;
Специально установочной машиной К-ЛЭП-7;
Краном и трактором.

Установка кранобуровой машиной

ustanovka opoy 1

class="eliadunit">

ustanovka opoy 2

Технология установки опор кранами

Технология установки опор первыми тремя механизмами в принципе одинаковая. Собранная опора укладывается по оси воздушной линии. Центр тяжести опоры находится на 1500 мм от середины котлована. Стропа крепится к опоре выше её центра тяжести. Второй конец стропы крепится к крановому крюку. Опора поднимается. Для ее удержания, к ней крепятся удерживающие стропы по длине опоры. Их удерживают руками, если опора небольшая, или поперечными лебедками.

Поднятую опору, достаточно 20-30 см от земли, направляют в котлован и устанавливают, закрепляя вертикальное положение временными опорами или растяжками.

ustanovka opor schemy 1

Тяжелые стоечные опоры (до 25 метров весом до 7000 кг), устанавливают специальной установочной машиной, К-ЛЭП-7.

ustanovka opor schemy 2

Установка опор краном и трактором

Установка опор с помощью крана и трактора имеет два варианта:

Установка стационарным краном и трактором;
Установка трактором и краном на колесной базе.

Установка стационарным краном и трактором

ustanovka opor schemy 3

Опора укладывается по оси ВЛ. Тяговые тросы крепятся к низу и верху опоры;
Нижний трос крепится к лебедке трактора. Кран стоит у котлована и им опора поднимается над землей. При этом лебедкой трактора удерживается низ опоры. В таком «подвешенном виде» опору опускают в котлован;
Нижний трос открепляется от лебедки трактора. Теперь к лебедке крепится верхний трос, который начинает натягиваться;
Когда ослабнет трос крана, его открепляют, а опору удерживает трактор и две боковые лебедки временными расчалками.

Установка трактором и краном на колесной базе

При такой установке все происходит немного по-другому. Трактор ставят поперек трассы, в метре от котлована. Опора укладывается вдоль трассы на расстоянии 1500-2000 мм от края котлована. Краном опора подминается, а трактором удерживается. Поднимая опору, её край устанавливается в котлован. Трактор усиливает натяжение опоры, при этом ослабевает трос крана. Когда вся нагрузка перейдет на трактор, кран отсоединяют и отводят на безопасное расстояние. Окончательный подъем опоры производится трактором.

Подъем опоры вручную

Конечно, остается подъем опор вручную. Вручную можно поднять деревянную опору для ВЛИ 0,4 кВ. Край опоры ставится на край котлована (ямы), трос крепится выше центра тяжести опоры. При подъеме опоры постоянно переставляется опорные мостки от верха к низу опоры. Установленную опору выставляют по уровню, засыпают и трамбуют.

©Elesant.ru