Розрахунок леп за П-подібною заступною схемою

Навантаження високовольтної ЛЕП, як правило, симетричне. Виняток: електрична тяга – це несиметричне навантаження великої потужності. При симетричному навантаженні розрахунки виконують для однієї фази ЛЕП

(рис. 8.2).

Розглянемо лінію за відсутності навантаження (), тобто в режимі холостого ходу.

Струм в середині лінії

.

 

Фазна напруга на початку лінії при х.х. (рис. 8.3)

 

.

 

 

Рисунок 8.2. Заступна схема Рисунок 8.3. Векторна діаграма

фази лінії високої напруги при режимі неробочого (холос-

того) ходу лінії

Те ж, для лінійних напруг

.

Втрата напруги в лінії , тобто .

 

Відносне значення цієї величини, %:

 

,

де – швидкість поширення електромагнітної хвилі.

Підвищення напруги в кінці лінії (в режимі х.х.) при , 300 та 500 км становить відповідно 0,5, 5 і 14%.

Зарядна потужність в ЛЕП 110 і 220 кВ складає 5...30% потужності найбільшого навантаження лінії.

В режимі навантаження, знаючи потужності , визначимо струм

,

коефіцієнт реактивної потужності та кут зсуву фаз вектора струму відносно вектора напруги .

На початку лінії вектор (рис. 8.4) в комплексній формі визначимо формулою

.

 

 

Рисунок 8.4. Векторна діаграма ЛЕП в режимі навантаження

 

Струм ємності, зосереджений на початку лінії . Загальний струм на початку лінії .

Поздовжня складова вектора спаду напруги (відрізок ) і поперечна (відрізок ) для лінійних величин знаходяться відповідно:

 

;

 

.

 

Лінійна напруга на початку лінії

 

,

 

звідки втрата напруги

 

.

 

Активна та реактивна потужності на початку лінії

 

.

 

Втрати потужності та ККД ; .

 

Методика електричних розрахунків розімкнених живлячих

Мереж

Енергосистема може мати основні магістралі на надвисокій напрузі 330 або 500 кВ. На потужних вузлових підстанціях електричної системи ці напруги трансформуються на 220, 110 та 35 кВ. У знижувальних трансформаторів вузлових підстанцій, як правило, є регулятори напруги під навантаженням (РПН). Втрати потужності та напруги в живлячих лініях значні. Тому при розрахунках живлячої мережі (на відміну від розрахунку місцевих розподільних мереж) втрати потужності на окремих ділянках повинні враховуватись. Повинні бути враховані також і втрати потужності в трансформаторах районних підстанцій. З огляду на симетрію навантаження розрахунок виконується для однієї фази лінії передачі за відомих параметрів , та .

Етапи електричного розрахунку наступні.

- Приведення навантажень районних підстанцій до шин вищої напруги – виконуються розрахунки для найбільших та найменших навантажень.

- Знаходження попереднього розподілу потужностей в мережі в режимах найбільших навантажень (без урахування втрат потужності в лініях). На цьому етапі не враховують втрати в лініях мережі, оскільки реактивна потужність втрат майже повністю компенсується зарядною потужністю лінії, а активні втрати незначні порівняно з найбільшою потужністю.

- Визначення площі перерізу проводів лінії. В мережах наругою 110 кВ і вище застосовують проводи з великою площею перерізу, тому активні опори значно менші за індуктивні. Збільшення площі перерізу веде до збільшення витрат кольорового металу. Тому в живлячих мережах площу перерізу ліній визначають за економічною густиною струму.

- Визначення розрахункових навантажень та схеми заміщення (заступної схеми) живлячої лінії. При розрахунках лінії 110 і 220 кВ застосовують П-подібні схеми заміщення. Напругу на кінцях ліній на цьому етапі розрахунку приймають рівною номінальній. Ємність лінії враховують у складі розрахункових навантажень, тому заступна схема буде містити лиш індуктивний та активний опори проводів (рис. 8.5).

 

 

 

Рисунок 8.5. Схема живлячої мережі (а) та її заступна схема (б)

 

 

- Визначення напруги в живлячій мережі. Якщо відомі в кінці лінії і розрахункові навантаження , то спад напруги на ділянці лінії а-б (в перерахунку на лінійну напругу)

.

Електричний розрахунок зазвичай виконують для двох режимів нормальної роботи: при найбільших та найменших навантаженнях. Повинні бути перевірені також і аварійні режими: відмикання одного з ланцюгів лінії на будь-якій ділянці живлячої мережі, одного з трансформаторів районної підстанції або підвищувальної підстанції будь-якої з електростанцій енергосистеми. Аварійне відмикання може призвести до значного підвищення чи зниження напруги у споживачів.

В живлячих мережах необхідні режими напруги забезпечуються за допомогою пристроїв для її регулювання.

Приклад 8.1. Визначити площу перерізу проводів ліній та розрахункові навантаження в точках приєднання підстанцій а і б живлячої мережі напругою 110 кВ. Проводи лінії розташовані в горизонтальній площині й підвішені на різних опорах; відстань між проводами одного кола D= 4 м.

Найбільші значення навантажень вказані на рис. 8.6. Тривалість використання максимального навантаження =5000 год. Технічні характеристики двообмоткового трансформатора 115/6,6 кВ потужністю 16 МВА (підстанції а) Δ P ₀=21 кВт; Δ P _к=85 кВт; I ₀=1.05%; ; триобмоткового трансформатора 115/38,5/11 кВ потужністю 16 МВА (підстанції б) Δ P ₀=32 кВт; Δ P _к. =105 кВт; I ₀=1,05%; =10,5/17/6 %.

 

Рисунок 8.6. Схема мережі до прикладів 8.1, 8.2, 8.3

 

Площу перерізу проводів ліній передачі визначаємо, виходячи з економічної густини струму А/мм². Для цього визначаємо максимальний струм на другій ділянці без врахування втрат у трансформаторах і в лініях:

А.

Економічна площа перерізу проводів

мм².

Найближча стандартна площа перерізу проводу АС складає 70 мм². Струм на першій ділянці

А.

Економічна площа перерізу проводів

мм².

Обираємо провід АС-95.

Для визначення втрат активної і реактивної потужності в трансформаторі підстанції а знайдемо коефіцієнт завантаження трансформатора

.

Втрата активної потужності

кВт.

Втрата реактивної потужності

квар.

Для трансформатора підстанції б коефіцієнти завантаження обмоток:

Напруги к.з. триобмоткового трансформатора

;

.

Втрата активної потужності

кВт.

Втрата реактивної потужності

квар.

Середньогеометрична відстань проводами одного кола

м.

Відповідна ємнісна провідність

См/км.

Зарядна потужність ділянок ліній, з’єднаних з підстанцією а,

квар;

з підстанцією б

квар.

Отримаємо наступні розрахункові навантаження у точках приєднання підстанцій до районної мережі.

В точці а

кВА;

в точці б

кВА;

.

Приклад 8.2. Визначити напругу на шинах вищої напруги районної підстанції, приєднаної до мережі 110 кВ у точці а (рис. 8.6), а також у пункті живлення А, якщо відомо, що в кінці мережі, тобто в точці б, напруга кВ. Розрахункові навантаження мережі, площі поперечного перерізу проводів ліній передачі ті ж, що й у прикладі 8.1.

 

Повний опір лінії на ділянці А-а

Ом;

на ділянці а-б

Ом.

Знаючи, що кВ, визначимо напругу в точці а, в якій приєднана перша підстанція:

кВ.

Втрата потужності у проводах лінії на другій ділянці

МВА.

 

Потужність в кінці ділянки А-а

 

Напруга в пункті живлення

Приклад 8.3. Користуючись даними й результатами розрахунку прикладу 8.1, визначити напругу на шинах вищої напруги районних підстанцій, приєднаних в точках а і б, якщо на початку мережі (у пункті живлення А), підтримується напруга 120 кВ. Схема мережі зображена на рис.8.6. Розрахуємо орієнтовно втрату потужності в проводах лінії на ділянці а-б:

МВА.

Потужність на початку ділянки

МВА.

Потужність в кінці ділянки А-а

МВА.

Втрата потужності

МВА

і потужність на початку ділянки

МВА.

Знаючи напругу у пункті живлення кВ, визначимо її у точці а:

кВ.

Напруга в точці б:

кВ.

 

Питання для самоперевірки

 

1. Які заступні схеми використовують для розрахунку живлячих мереж?

2. В якому випадку напруга на кінці лінії може бути більшою, ніж на початку?

3. Назвіть етапи електричного розрахунку розімкненої живлячої мережі.

4. Яке підвищення напруги (у відсотках) в кінці лінії в режимі неробочого (холостого) ходу спостерігається в залежності від довжини лінії?

5. Скільки відсотків потужності найбільшого навантаження лінії 110 – 220 кВ складає зарядна потужність?

6. Для яких режимів живлячої мережі виконують електричний розрахунок?