Шпаргалка по энергетике

1. Особенности передачи электроэнергии:

1-ая: производство электроэнергии, ее распределение и преобразование в другие виды энергии осуществляется практически в один и тот же момент времени: электроэнергия нигде не аккумулируется. Именно эта особенность превращает ЭЭС (электроэнергетич. система), отдельные звенья которой могут быть удалены на сотни километров, в единый механизм, все элементы которого взаимно связаны и взаимодействуют.

невозможность приз-вести электроэнергию, не имея потребителей для нее, т.е. выработка электроэнергии жестко определяется потреблением

2-ая: относительная быстрота протекания переходных процессов в ней. Волновые процессы совершаются в тысячные доли секунды; процессы, связанные с короткими замыканиями, включениями и отключениями, нарушениями устойчивости, совершаются в течение долей секунды или нескольких секунд.           

необходимость использования в ЭЭС быстродействующих автоматических устройств (аппаратов защиты от перенапряжения, устройств релейной защиты, автоматических регуляторов, выключателей и т.д.), выбор и настройка которых требует учета работы всей ЭЭС как единого целого.

3-я: высокая ответственность обеспечения электроэнергией всей совокупности приемников электроэнергии в промышленности, системах связи, на транспорте и т.п.

особые требования к надежности ЭЭС и наличию достаточного резерва мощности в ее элементах, особенно в условиях развития народного хозяйства – рост ЭЭС должен опережать рост потребления электроэнергии, иначе создание резервов невозможно.

2. Основные понятия и определения: линия электропередач, электрическая подстанция, электрическая сеть

Линия электропередачи (ЛЭП) это электроустановка, предназначенная для передачи электроэнергии на расстояния с возможным промежуточным отбором. ЛЭП бывают воздушными, кабельными, а также в виде токопроводов на промышленных предприятиях и внутренних проводок в зданиях и сооружениях.

Электрическая подстанция — это электроустановка для приема, трансформации и/или преобразования и распределения электроэнергии.

Трансформаторная подстанция называется повышающей, если трансформации величины напряжения переменного тока осуществляется с низшего напряжения на высшее, и понижающей в случае обратной трансформации.

Преобразовательные подстанции могут быть выпрямительными, двигатель-генераторными и др.

Электрическая сеть – совокупность подстанций, распределительных устройств и соединяющих их линий электропередачи, предназначенная для передачи и распределения электрической энергии

3. Основные понятия и определения: приемник, потребитель электрической энергии, категория потребителя, система электроснабжения.

Приемник электрической энергии — механизм, предназначенный для преобразовании электрической энергии в энергию другого вида.

Потребитель электрической энергии - электроприемник или группа электроприемников, объединенных технологическим процессом и размещенных на определенной территории, предприятие, организация, территориально обособленны строительная площадка, квартира, у которых приемники электрической энергии присоединены к электрической сети пользуют электроэнергию; юридическое или физическое осуществляющее пользование электрической энергией (мощностью).

Категория потребителя электрической энергии - условное разделение потребителей электрической энергии в зависимости от требований к надежности их электроснабжения.

Система электроснабжения - совокупность электроустановок, предназначенных для обеспечения потребителей электрической энергией.

4. Характеристики приемников эл. энергии, схемы замещения, определение сдвига фаз.

 Характеристики: Номинальное напряжение (U_НОМ) — напряжение элемента электрической сети, при котором обеспечивается длительный режим его работы с наиболее оптимальными технико-экономическими показателями. Установленная мощность (P_УСТ) – его мощность указанная на табличке завода изготовителя или в паспорте ЭП (P_ПАСП). При указанной мощности ЭП должен работать при номинальной нагрузке и номинальном напряжении длительное время в установившемся режиме без превышения допустимой температуры. Номинальная активная мощность ЭП (P_НОМ) – это мощность, потребляемая из сети при номинальной нагрузке ЭП. Для длительного режима P_ном=P_пасп

 Номинальная реактивная мощность ЭП (Q_НОМ) – реактивная мощность, потребляемая им из сети при номинальной активной мощности и номинальном напряжении.  Для ЭП, работающего в длительном режиме, величина Q_НОМ вычисляется по формуле

,

  где tgφ - соответствует номинальному cosφ ЭП (cosφ - паспортная величина). 
  Для ЭП, работающего в повторно-кратковременном режиме, величина Q_НОМ вычисляется по формуле 

,

 ПВ – продолжительность включения, паспортная величина. Для длительного реж. – ПВ=1.

  Номинальная полная мощность ЭП (Sн):

Номинальный ток (I_НОМ)  трехфазного ЭП:;
 однофазного ЭП: .

 Номинальный коэффициент активной мощности (cosφ)- .

Сдвиг фаз ­– угол на который ток в цепи отстает от напряжения или опережает его. Сдвиг фаз считается положительным, если ток отстает от напряжения, и отрицательным, если ток опережает напряжение.

(продолжение)

Схема замещения -электрическая схема, в которой все реальные элементы заменены максимально близкими по функциональности цепями из идеальных элементов.

Воздушные и кабельные ЛЭП при расчетах электрических сетей представляют в общем случае П-образной схемой замещения. Такая схема является наиболее удобной расчетной моделью линии, отражающей основные характеристики происходящих в ней процессов.  Данная схема замещения ЛЭП состоит из одной продольной ветви и двух поперечных ветвей. В соответствии с этим различают продольные и поперечные параметры линий. Продольные параметры это активное R и индуктивное X_L сопротивления одной фазы линии (сосредоточены в середине линии), поперечные (сосредоточены по концам)– активная G и емкостная BС проводимости между фазой и землей (точкой нулевого потенциала). Проводимость каждой поперечной ветви будет в два раза меньше полной проводимости линии.

5. Потери активной и реактивной мощности в электрических сетях.

Вообще потери мощности и энергии в электрических сетях составляются из потерь мощности и энергии в линиях, и в трансформаторах:

;   ;     

Потери мощности и энергии в линиях

Пусть имеем линию электропередачи длиной l с сосредоточенной нагрузкой в конце. Активное и реактивное сопротивления линии, Ом, равняются: R=rl; X=xl, где r и x – активное и индуктивное сопротивление линии длиной 1 км, Ом / км.

При этому условию потери активной и реактивной мощности в линии составляют:

;

Для линии с несколькими, например, двумя сосредоточенными нагрузками потери активной (и реактивной) мощности определяются составлением потерь на отдельных участках (рис.1.11)

Для линий с равномерно распределенной нагрузкой

то есть в таких линиях потери мощности в 3 раза меньшие, чем в линиях с сосредоточенной нагрузкой на конце.

Для мощных силовых трансформаторов справедливые следующие соотношения:

∆Р_М.НОМ.= ∆Р_К; ∆Р_С=∆Р_Х.Х.; ;

где ∆Р_М.НОМ. и ∆Q_М.НОМ. – потери активной и реактивной мощности в обмотках (в меди) трансформатора за номинальной нагрузке; ∆Р_С и ∆Q_С – потери активной и реактивной мощности в стали трансформатора.

Потери активной мощности в стали не зависят от нагрузки трансформатора, а потери в меди (в обмотках) прямо пропорциональные квадрату нагрузки:

;

(продолжение)

Для n одинаковых, параллельно включенных трансформаторов

,где S – суммарная нагрузка всех трансформаторов;

S_ном – номинальная мощность одного трансформатора.

Потери активной мощности в автотрансформаторах:

,

где

6. Структура и функции сетей П и РЭ.

В общем случае эл. сети предназначены для передачи и распределения энергии от производителя в соответствии с графиком в необходимом количестве и хорошего качества.

П – потребитель

ИЭ – источник питания

ЛЭП – линии электропередач (электрическая установка из проводов, кабелей,изоляции и несущей конструкции для передачи между 2 пунктами).

Электрическая подстанция (ЭП) – электроустановка, прденазначенная для преобразования или распределения энергии.

ЭП включает:

ТП – трансформаторная подстанция

РП - распредпункт

Главной функцией электрической сети является связь ЭЭС с потребителем, и передача ему необходимого количества электроэнергии.

Кроме этого электрическая сеть выполняет в ЭЭС системообразующую функцию: обеспечивает возможность создания единого комплекса по производству, передаче и распространению электроэнергии. Современное производство электроэнергии сосредоточено в основном на станциях большой мощности. Передача этих мощностей в районы потребления осуществляется по ЛЭП высокого напряжения. Станции ЭЭС связываются с узлами концентрации нагрузок потребителей, где сооружаются узловые подстанции. От этих подстанций энергия распределяется на более низком напряжении потребителям, территориально расположенным вблизи узловой подстанции. В современных сетях электроэнергия, прежде чем достичь потребителя, в среднем проходит три-четыре трансформации, т.е. связь источника с потребителем образует схему, состоящую из линий различных напряжений, связанных между собой трансформаторами.

В связи с такой организацией передачи и распределения электроэнергии электрические сети подразделяют на системообразующие (питающие), которые передают электроэнергию в пункты ее распределения, и распределительные, к которым непосредственно подключаются потребители. Такое разделение в значительной мере условно.

7. Требования к сетям ПиРЭ

Для успешного выполнения главной функции электрическая сеть должна обеспечивать:

- надежность электроснабжения;

- нормирование графика напряжения

-максимальный охват территории

- качество передаваемой электроэнергии;

- безопасность электротехнического и прочего персонала при эксплуатации сетей и электроустановок;

- экономичность, т.е. оптимизацию затрат на сооружение и эксплуатацию.

Надежностью называют свойство сети выполнять свои функции, сохраняя эксплуатационные показатели в заданных пределах в течение определенного промежутка времени.

Качество поставляемой потребителям электроэнергии характеризуется в первую очередь такими параметрами режима, как отклонения частоты и напряжения от номинальных значений. Эти и ряд других параметров должны соответствовать ГОСТ.

Безопасность электрических сетей и установок обеспечивается выполнением организационных и технических мероприятий, а также применением технических средств защиты.

Экономичность электрических сетей обеспечивается по результатам технико-экономического анализа различных вариантов сооружения или реконструкции и эксплуатации сети

8. Классификация сетей П и РЭ в зависимости от напряжения

По величине номинального напряжения сети подразделяются:

-   на сети низкого напряжения (НН) – до 1000 В;

-   среднего напряжения (СН) – 3…35 кВ;

-   высокого напряжения (ВН) – 110…220 кВ;

-   сверхвысокого напряжения (СВН) – 330-750 кВ;

-   ультравысокого напряжения (УВН) – свыше 1000 кВ.

9. Целесообразность повышения напряжения при передаче эл. энергии

Активная мощность, передаваемая по линии трехфазного тока при симметричной нагрузке равна: P=   (4)

где U и I – линейные (межфазные) значения напряжения и тока; cos – коэффициент мощности. Передача электроэнергии связана с потерями мощности, т.к. электрический ток нагревает провода ЛЭП. Величина потерь мощности в проводах трехфазной линии ΔP определяется по формуле:

ΔP=3I²R=(3I² *ρ*l)/S (5) где  ρ – удельное сопротивление материала проводов; l – длина проводов; s – площадь поперечного сечения проводов.

Анализируя формулы (4) и (5) можно предложить способы снижения потерь мощности. Величина передаваемой мощности Р, необходимой потребителю, и дальность передачи l определяются условиями электропередачи. Эти величины изменить невозможно. Удельное сопротивление ρ зависит от материала, из которого сделаны провода. Для изготовления проводов по определению используются материалы с наименьшим значением ρ (медь, алюминий). Увеличение площади поперечного сечения s малоэффективно: значительное утолщение проводов невозможно из-за большой массы и стоимости линии.

Следовательно, потери мощности можно снизить только уменьшая ток I, а это в свою очередь, с учетом формулы (4), возможно без изменения величины передаваемой мощности Р только за счет увеличения напряжения U и коэффициента мощности потребителя cos.

Когда коэффициент мощности cos мал, значительная часть энергии циркулирует по проводам от генератора к потребителям и обратно, что приводит к значительным потерям на нагревание проводов

10. Классификация сетей П и РЭ по роду тока

По роду тока различают cети переменного и постоянного тока. Основное распространение получили сети трехфазного переменного тока. Сети постоянного тока используются в промышленности (электрические печи, электролизные цеха) и для питания городского электротранспорта.

Постоянный ток используется для передачи энергии на большие расстояния и для организации связи электроэнергетических систем, т.к. это обеспечивает устойчивую параллельную работу генераторов ЭС. Но, на постоянном токе работает только ЛЭП: в вначале и конце ЛЭП строятся преобразовательные подстанции, на которых происходит преобразование переменного тока в постоянный и обратно. При этом отклонение частоты в каждой системе практически не отражается на передаваемой мощности.

Существуют передачи пульсирующего тока. В них электроэнергия передается по общей линии одновременно переменным и постоянным токами. У такой передачи увеличивается пропускная способность по отношению к ЛЭП переменного тока и облегчается отбор мощности по сравнению с ЛЭП постоянного тока.

11. Конфигурация местных распределительных сетей

Местные распред. сети как правило, имеют разомкнутую конфигурацию, т.е. не содержат замкнутых контуров, питаются от одного центра питания и передают электрическую энергию к потребителю только в одном направлении. Разомкнутые сети бывают радиальными, магистральными, смешанными (радиально-магистральными) и петлевыми.

В радиальных схемах электроснабжение осуществляется по линиям, не имеющим распределения энергии по их длинам. Радиальные схемы применяются в тех случаях, когда потребители расположены в разных направлениях от центра питания. Для подключения потребителя к центру питания соответствующий разъединитель замыкается.

При расположении потребителей в одном направлении от центра питания используется магистральная схема, в которой линии, питающие потребителей, имеют распределение энергии по длине.

Конфигурация магистральной схемы для трех потребителей показана на рис. 11–б.

Смешанные схемы применяются при различном расположении потребителей относительно центра питания и сочетают принципы построения как радиальной, так и магистральной схем. Пример смешанной конфигурации

В петлевой схеме участки линий, связывающих между собой различных потребителей, образуют замкнутый контур – петлю, но в нормальном режиме петлевая схема всегда работает в разомкнутом состоянии, поэтому ее иногда называют полузамкнутой. (продолжение)

На рисунке в петлевой сети в нормальном режиме может быть разомкнут разъединитель, a на подстанции потребителя П2, а все остальные замкнуты, т.е. потребители П1 и П2 получают питание по магистральному участку 1–2, а П3 и П4 – по магистральному участку 3–4.

Если происходит повреждение какого-либо участка линии, например, 4, то потребитель П3 остается без питания. Для восстановления электроснабжения замыкается разъединитель a, а для отключения и ремонта поврежденного участка размыкаются b и c. На время ремонта потребители П1, П2 и П3 получают питание по участку 1–2–5, а П4 – по участку 3.

Разомкнутые сети бывают одно- и двухступенчатыми. В одноступенчатых сетях потребители непосредственно связаны с центральным распределительным пунктом (центром питания). Так в основном реализуются сети низкого напряжения для питания нагрузки небольшой мощности. В двухступенчатых распределительных сетях 6–20 кВ центр питания может быть соединен с распределительным пунктом, от которого уже отходят линии непосредственно к узлам нагрузки.

12. Конфигурация районных распределительных сетей

В районных распределительных сетях электроэнергия к потребителям распределяется от центров питания, под которыми понимаются шины распределительных устройств вторичного напряжения (110–220 кВ) крупных понижающих подстанций ЭЭС (электроэнергетическая система) или шины такого же напряжения распределительных устройств электростанций. Здесь используют радиальные, магистральные и смешанные схемы. Также для районных распределительных сетей широко используют замкнутые и сложно-замкнутые схемы. Замкнутыми называют сети, питающие потребителей по меньшей мере с двух сторон. Сложно-замкнутой называется многоконтурная сеть. Двойные линии используются для повышения надежности любой конфигурации сети, замкнутой или разомкнутой.

На последующих этапах развития может сформироваться многоконтурная схема. Создание такой сети определяется необходимостью создания узловых подстанций (с присоединением трех и более линий) и дальнейшим повышением надежности электроснабжения потребителей. В таких схемах количество центров питания может быть самым различным.

Сложно-замкнутая многоконтурная сеть питает пять подстанций, получающих питание от трех центров.

13. Классификация сетей П и РЭ по конструктивному признаку

По данному признаку сети передачи и распределения электроэнергии делятся на внутренние проводки (до 1 кВ), кабельные (до 500 кВ) и воздушные (до 750–1150 кВ).

Внутренними электропроводками называются провода и кабели с электроустановочными и электромонтажными изделиями, предназначенные для выполнения внутренних сетей в зданиях, иногда к ним относят токопроводы (шинопроводы) цеховых сетей промышленных предприятий. Они выполняются открытыми и скрытыми, в большинстве случаев изолированными проводами, прокладываемыми на изоляторах или в трубах. Кабельная линия – линия для передачи электроэнергии, состоящая из одного или нескольких параллельных кабелей, прокладка которой выполнена определенным способом – в земляной траншее, туннеле, коллекторе, кабельном канале и проч. Основными конструктивными элементами кабельных линий является собственно кабель, соединительные и концевые муфты и др. Кабельные сети являются основой городских и промышленных распределительных сетей. Воздушными называются линии, предназначенные для передачи и распределения электроэнергии по проводам на открытом воздухе, поддерживаемых с помощью опор и изоляторов. Основными конструктивными элементами воздушных линий являются опоры, провода, грозозащитные заземленные тросы, изоляторы и крепежные элементы. Для перехода от воздушных к кабельным линиям используются воздушно-кабельные вводы.

14. Маркировка и конструкция кабелей ЛЭП

Первая буква. Материал жилы: А – алюминий, медь – буквы нет.

Вторая буква. Материал оболочки.

Третья буква. В обозначении кабеля - материал изоляции жил.

Четвертая буква. Особенности конструкции.

Кроме буквенных обозначений, марки проводов, кабелей и шнуров содержат цифровые обозначения: первая цифра - число жил, вторая цифра – площадь сечения, третья – номинальное напряжение сети. Отсутствие первой цифры означает, что кабель одножильный.

Кабель – одна или несколько изолированных жил, заключенных в общую герметизированную оболочку (свинцовую, алюминиевую, резиновую, пластмассовую), поверх которой в зависимости от условий прокладки и эксплуатации может броневая оболочка (покрытие из стальных лент или плоской или круглой проволоки). Такие кабели называются бронированными. Кабели без брони применяются там, где нет возможности механических повреждений.

15. Конструкция проводов воздушной ЛЭП и их маркировка

Провод – это одна неизолированная или одна и более изолированных жил, поверх которых могут быть неметаллическая оболочка, обмотка или оплетка из волокнистых материалов или проволоки. Провода могут быть голыми или изолированными. Провода могут использоваться для линий электропередач, для изготовления обмоток электродвигателей, для соединений в радиоэлектронной аппаратуре и т.д.

Голые провода не имеют никаких защитных или изолированных покрытий, в основном применяются для линий электропередач.

Жилы изолированных проводов покрыты изоляцией из ПВХ, резины или пластмассы.

Провода маркируют буквами.
Первая буква. Материал жилы

Вторая буква. П – провод (ПП – плоский провод), К - контрольный, М-монтажный, МГ - монтажный с гибкой жилой, П(У) или Ш – установочный.
Третья буква. В обозначении провода  - материал изоляции жил. Резиновая изоляция провода может быть защищена оболочками: например, В — поливинилхлоридная. Обозначение оболочки ставится после обозначения материала изоляции провода.
Четвертая буква. Особенности конструкции.
Кроме буквенных обозначений, марки проводов, кабелей и шнуров содержат цифровые обозначения: первая цифра - число жил, вторая цифра – площадь сечения, третья – номинальное напряжение сети. Отсутствие первой цифры означает, что провод одножильный.

По конструкции различают:

а) многопроволочные провода из одного металла, состоящие (в зависимости от сечения провода) из 7; 19 и 37 скрученных между собой отдельных проволок

б) однопроволочные провода, состоящие из одной проволоки сплошного сечения

в) многопроволочные провода из двух металлов – стали и алюминия или стали и бронзы. Сталеалюминевые провода обычной конструкции (марки АС) состоят из стальной оцинкованной жилы (однопроволочной или скрученной из 7 или 19 проволок), вокруг которой расположена алюминиевая часть, состоящая из 6, 24 или более проволок

16. Продольная схема замещения ЛЭП

Схема замещения ЛЭП состоит из одной продольной ветви и двух поперечных ветвей. В соответствии с этим различают продольные и поперечные параметры линий.

Продольные параметры - это активное R и индуктивное XL сопротивления одной фазы линии.

Активное сопротивление R ЛЭП зависит от материала, сечения и температуры провода.

Активное погонное сопротивление, Ом/км, определяют по формуле: R₀=ρ/S, где – ρ удельное активное сопротивление материала провода, Ом*мм²/км, s – сечение фазного провода (жилы), мм².

Продольное активное сопротивление ЛЭП (R на рис.) составляет: R=R₀*l, где l – длина линии, км.

Зависимость активного сопротивления проводника от его температуры Т имеет вид:, где α – температурный коэффициент изменения сопротивления, 1/С, R₂₀ – нормативное сопротивление проводника при 20С.

Погонное индуктивное сопротивление (Ом/км) для проводов воздушных ЛЭП из немагнитного материала (алюминий, медь) при частоте тока 50Гц определяется по эмпирической формуле:, где d_ср – среднегеометрическое расстояние между проводами, м; r – радиус провода, м.

Среднегеометрическое расстояние между проводами фаз А, В и С при их произвольном расположении определяется как:, где d_BC, d_AC, d_AB – расстояния между соответствующими фазами.

При расположении фаз в вершинах равностороннего треугольника со стороной d величина d_cр равна d. При горизонтальном расположении фаз при расстоянии d между соседними фазами величина d_ср равна

Для определения X_L0 кабельных линий формула не применяется, т.к. она не учитывает конструктивных особенностей кабелей. При расчетах пользуются заводскими и справочными данными об инд-ном сопротивлении кабелей. Инд-ное сопротивление ЛЭП составляет: X_L=X_L0*l

17. Поперечная схема замещения ЛЭП

Схема замещения ЛЭП состоит из одной продольной ветви и двух поперечных ветвей. В соответствии с этим различают продольные и поперечные параметры линий.

Поперечные – активная G и емкостная BС проводимости между фазой и землей (точкой нулевого потенциала), их определяет с помощью опытов холостого хода.

В схеме замещения одной фазы ЛЭП используется емкостная проводимость В_С, соответствующая рабочей емкости плеча эквивалентной звезды, полученной из преобразования треугольника емкостных проводимостей : С=С_0А+С_n= С_0А+3 С_AB.

В практических расчетах погонную емкость воздушной ЛЭП, Ф/км, определяют по формуле:, где d_ср– среднегеометрическое расстояние между проводами, м;  r – радиус провода, м.

Емкостная погонная проводимость  воздушных  и  кабельных  ЛЭП, См/км, определяется по общей формуле: В_С0=ώ*С₀.

Погонная активная проводимость кабельной ЛЭП, См/км, при расчетах диэлектрических потерь определяется через емкостную проводимость В_С0 линии по формуле:G₀=B_C0*tgδ, где tgδ – тангенс угла диэлектрических потерь, принимаемый по данным завода-изготовителя.

Также по величине активных потерь мощности на коронирование (приводится в справочнике) через номинальное напряжение линии, кВ, определяется погонная активная проводимость, См/км: G₀=[∆B₀/U²_НОМ]*10^-3

Тогда полная активная проводимость линии:G=G₀*l

18. Особенности конструкции ЛЭП при несимметричном расположении проводов на опорах

 Несимметричное расположение проводов на опорах при большой длине ВЛ приводит к несимметрии напряжений фаз. Симметрирование фаз за счет изменения взаимного расположения проводов на опоре называется транспозицией. Транспозиция предусматривается на ВЛ напряжением 110 кВ и выше длиной более 100 км и осуществляется на специальных транспозиционных опорах. Провод каждой фазы проходит первую треть длины ВЛ на одном, вторую треть - на другом и третью - на третьем месте. Такое перемещение проводов называется полным циклом транспозиции. Схема транспозиции проводов одноцепной линии:

19. Необходимость расщепления фазы в ЛЭП

Воздушные ЛЭП могут выполняться с одним или несколькими проводами в фазе – в последнем случае фаза называется расщепленной.

Основным назначением расщепления фазы является увеличение передаваемой по линии мощности (пропускной способности) за счет снижения индуктивного сопротивления.

Из формулы  видно, что достичь снижения погонного индуктивного сопротивления можно за счет уменьшения расстояния между проводами или увеличения сечения (радиуса) провода. Каждую фазу воздушной ЛЭП расщепляют на n проводов, что приводит к увеличению эквивалентного среднегеометрического радиуса расщепления конструкции фазы:,

где r – радиус провода, см; a – расстояние между проводами, см (составляет порядка 40–60 см).

20. Схемы замещения воздушных и кабельных ЛЭП различного напряжения

-  для кабельных ЛЭП 6 – 10 кВ с сечениями жил менее 120 мм² простую схему, содержащую только продольное активное сопротивление R (а);

-  для воздушных ЛЭП напряжением 35 кВ и ниже и кабельных ЛЭП напряжением 6 – 10 кВ с сечениями жил 120 мм² и более схему с продольными активным R и индуктивным X_L сопротивлениями без поперечных ветвей (б);

-  для воздушных ЛЭП напряжением 110 – 220 кВ и кабельных ЛЭП напряжением 35 – 110 кВ схему с продольными активным R, индуктивным X_L сопротивлениями и поперечной емкостной проводимостью B_C (в);

-  для кабельных ЛЭП напряжением 220 кВ и выше полную схему, включающую все продольные и поперечные параметры (рис.21).

-  для воздушных ЛЭП напряжением 330 кВ и выше схему с продольным индуктивным сопротивлением X_L и поперечной емкостной проводимостью B_C (г).

 

21. Расчет потерь мощности в ЛЭП.

Потери активной мощности на участке ЛЭП (см. рис) обусловлены активным сопротивлением проводов и кабелей, а также несовершенством их изоляции. Мощность, теряемая в активных сопротивлениях трехфазной ЛЭП и расходуемая на ее нагрев, определяется по формуле:

где I, Ia, Ip -  полный, активный и реактивный токи в ЛЭП;

P, Q, S – активная, реактивная и полная мощности в начале или конце ЛЭП; U – линейное напряжение в начале или конце ЛЭП; R – активное сопротивление одной фазы ЛЭП.

Потери активной мощности в проводимостях ЛЭП обусловлены несовершенством изоляции.  В воздушных ЛЭП – появлением короны и, в очень незначительной степени, утечкой тока по изоляторам.

В кабельных ЛЭП – появлением тока проводимости а его абсорбции. Рассчитываются потери по формуле: ∆P=U²*G,

 где U – линейное напряжение в начале или конце ЛЭП;

G – активная проводимость ЛЭП.

При проектировании воздушных ЛЭП потери мощности на корону стремятся свести к нулю, выбирая такой диаметр провода, когда возможность возникновения короны практически отсутствует.

Потери реактивной мощности на участке ЛЭП обусловлены индуктивными сопротивлениями проводов и кабелей. Реактивная мощность, теряемая в трехфазной ЛЭП, рассчитывается аналогично мощности, теряемой в активных сопротивлениях:

 Генерируемая емкостной проводимостью зарядная мощность ЛЭП рассчитывается по формуле: ∆Q_C=U²*B , где U – линейное напряжение в начале или конце ЛЭП;

B – реактивная проводимость ЛЭП.

Зарядная мощность уменьшает реактивную нагрузку сети и тем самым снижает потери мощности в ней.

22. Тр-ы, их функции в структуре сети П и РЭ, маркировка.

Буквенная часть условного обозначения тр-а должна содержать обозначения в следующем порядке:

1.  Назначению трансформатора (может отсутствовать)

2.  Количество фаз

3.  Расщепление обмоток (может отсутствовать)

4.  Cистема охлаждения

5.  Конструктивная особенность тр-а (в обозначении может отсутствовать)

6.  Назначение (в обозначении может отсутствовать)

Для АТ при классах напряжения стороны СН или НН 110 кВ и выше после класса напряжения стороны ВН через черту дроби указывают класс напряжения стороны СН или НН.

Номинальная мощность и класс напряжения указываются через дефис после буквенного обозначения в виде дроби, в числителе которой номинальная мощность в кВА, в знаменателе класс напряжения в кВ.

Функции трансформаторов

Тр-ы преобразуют напряжения переменного тока и/или гальваническую развязку, выполняют нормализацию и миниатюризацию устройств во вторичной сети. Дистанционное измерение и контроль могут осуществляться низковольными тонкими контрольными кабелями. Когда в основной цепи происходит КЗ, тр-р позволяет защитить устройства от повреждения высоким током во вторичной цепи.

Буквы в их наименовании означают:

• Т - трехфазный;
• Р – то, что в тр-е обмотка низшего напряжение разделена на два;
• С – значит тр-р сухой;
• М – тр-р имеет масляное охлаждение с естественной циркуляцией воздуха и масла;
• Ц – тр-р с принудительной циркуляцией масла и воды. Масло также имеет ненаправленный поток. Это означает, что вода течет по трубам, а масло между ними.
• МЦ – тр-р с естественной циркуляцией воздуха и принудительной масла при ненаправленном потоке последнего.
• Д – тр-р масляный, где циркуляция масла принудительна, а воздуха наоборот естественна.
• ДЦ – тр-р, где и масло, и воздух в системе охлаждения циркулируют принудительно.
• Н – тр-р, где напряжение регулируется под нагрузкой.
• С – если она стоит в конце обозначение – означает, что тр-р предназначен для собственных нужд электростанции.

23. Схема замещения двухобмоточного трансформатора.

При расчетах электрических сетей двухобмоточный трансформатор представляют Г-образной схемой замещения, причем при расчетах трехфазных электрических сетей с равномерной загрузкой фаз трансформаторы в расчетных схемах представляются схемой замещения для одной фазы.

Продольными параметрами схемы являются активное R_Т и реактивное X_Т сопротивления обмоток трансформатора. Потери активной мощности в обмотках трансформатора расходуются на  нагрев  обмоток  и  имеют  квадратичную  зависимость  от  нагрузки трансформатора.  Потери  реактивной  мощности  в  обмотках трансформатора  обусловлены  потоком  рассеивания  и  также  имеют квадратичную зависимость от нагрузки трансформатора. 

Поперечными параметрами схемы являются активная G_Т и B_Т реактивная проводимости, которые определяют соответственно активную и реактивную составляющие тока холостого хода трансформатора I_х. Активная проводимость G_Т обусловлена потерями активной мощности на перемагничивание (гистерезис) стали сердечника трансформатора и на нагрев сердечника вихревыми токами, реактивная проводимость B_Т – намагничивающей сталь мощностью (обусловлена намагничивающим потоком взаимоиндукции обмоток трансформатора и расходуется на создание в сердечнике магнитного потока). Потери в сердечнике не зависят от нагрузки, а зависят от напряжения сети, к которой подключен трансформатор. Наряду с Г-образной схемой используется упрощенная схема замещения, в которой поперечная ветвь представлена в виде отбора (потери) мощности DS_х = DP_х + jDQ_х. Индекс «х» у активных и реактивных потерь обозначает, что эти потери имеют место не только при нагрузке трансформатора, но и при холостом ходе. Расчетные параметры R_T, X_T, G_T, B_T и DQ_x полной Г-образной и упрощенной схем замещения трансформатора определяют по паспортным данным трансформатора.

24. Определение необходимых параметров трансформатора в опытах холостого хода и короткого замыкания.

Расчетные параметры R_T, X_T, G_T, B_T и DQ_x полной Г-образной и упрощенной схем замещения тр-а определяют по паспортным данным тр-а.  SТ ном – номинальная мощность тр-а, кВ×А; U_вн, U_нн – номинальные напряжения обмоток высшего и низшего напряжения тр-а, кВ; DPх – потери активной мощности при хх тр-а, кВт; I_х – ток хх, % Iном (в приведении параметров схемы замещения к высшему напряжению Iном = Iвн); u_к – напряжение кз, % U_ном (в приведении параметров схемы замещения к высшему напряжению U_ном = U_вн); DPк потери активной мощности при кз тр-а, кВт. Номинальные величины мощности S_{Т ном}, потерь мощности DPх и DPк, даны в паспорте для однофазного тр-а – фазными значениями, а для трехфазного – суммарными для трех фаз.  Аналогично, напряжения Uвн, Uнн и uк даны в паспорте тр-а для однофазного – фазными значениями; для трехфазного – междуфазными значениями. Ток Iх для обоих случаев задается фазным значением. Параметры DPх и Iх определяют экспериментально из опыта хх. Схема опыта (с целью упрощения – для однофазного тр-а) показана на рис.

В опыте хх на первичную обмотку тр-а подается номинальное напряжение Uвн, а вторичная обмотка разомкнута (холостой ход). Амперметром А (а) измеряется ток хх I_х, а ваттметром W – потери активной мощности при хх DPх. Ток хх выражается в процентах от номинального тока тр-а Iвн:

и эта величина незначительна: составляет от 0,7 до 3,0% от номинального значения.

В опыте кз (б) вторичная обмотка трансформатора замыкается накоротко (напряжение U2 = 0), а к первичной подается такое напряжение U_к, чтобы через эту обмотку протекал номинальный ток I_вн. Величины подбираемого напряжения u_к и тока I_вн измеряются вольтметром V и амперметром А соответственно. Ваттметром W измеряются потери активной мощности DP_к. Напряжение короткого замыкания u_к выражается в процентах от номинального напряжения: и составляет для силовых трансформаторов около 3 – 13%.

25. Расчет параметров продольной ветви схемы замещения трансформатора.

 Активное R_T и индуктивное X_T сопротивления продольной ветви схемы замещения трансформатора определяют по результатам опыта короткого замыкания.

Потери активной мощности на нагрев обмоток трансформатора практически равны величине DP_к, измененной в опыте короткого замыкания, т.к. потери в стали незначительны из-за малости напряжения u_к, откуда:

.

Из формулы  следует, что активное сопротивление трансформатора, составит:

, Ом.

Индуктивное сопротивление трансформатора X_T определяется напряжением короткого замыкания u_к и с достаточной точностью рассчитывается по приближенной формуле:

, Ом.

Строго говоря, по формуле рассчитывается полное сопротивление трансформатора, однако для трансформаторов достаточно большой мощности (выше 1000 кВ×А) X_T >> R_T, т.е. треугольник сопротивлений вырождается в прямую и можно считать X_T » Z_T.

Для трансформаторов мощностью менее 1000 кВ×А, по формуле выше  определяется величина полного сопротивления Z_T, а индуктивное сопротивление рассчитывается по формуле:

, Ом.

Приведенные формулы расчета не учитывают зависимость R_T и X_T от коэффициента трансформации k, хотя в действительности такая зависимость имеется.

26. Расчет параметров поперечной ветви схемы замещения трансформатора.

Параметры поперечной ветви схемы замещения трансформатора – активная G_T и реактивная B_T проводимости для полной Г-образной схемы замещения, а также величина потерь реактивной мощности DQ_x для упрощенной схемы замещения  – определяются по результатам опыта холостого хода. Так как ток холостого хода очень мал, потери мощности в активном сопротивлении первичной обмотки незначительны, и все потери активной мощности холостого хода DP_х можно считать равными потерям в стали сердечника. Отсюда активная проводимость трансформатора G_T определяется через DP_х следующим образом:

, См.

Реактивная проводимость B_T определяется соответственно через потери реактивной мощности DQ_x при холостом ходе:

, См.

Величина потерь реактивной мощности DQ_х определяется с учетом того, что активная составляющая тока холостого хода значительно меньше его реактивной составляющей (в 5–7 раз), и, поэтому можно принять реактивную составляющую приближенно равной всему току холостого хода I_х. Отсюда:

, вар,

Или, с учетом (Ток ХХ в опыте ХХ):

27. Схема замещения трехобмоточного трансформатора.

В паспорте трехобмоточного тр-а, дополнительно к данным двухобмоточного, указываются: Uсн – номинальное напряжение обмотки среднего напряжения тр-а, кВ; uкв-с, uкв-н и uкс-н – напряжения КЗ на каждую пару обмоток, % Uном (в приведении параметров схемы замещения к высшему напряжению Uном = Uвн); DPкв-с, DPкв-н и DPкс-н – потери активной мощности на каждую пару обмоток, при КЗ тр-а, кВт. Дополнительные паспортные данные определяются по результатам трех опытов КЗ, в которых одна обмотка подключена к источнику питания, вторая замкнута накоротко, а третья разомкнута (находится на ХХ).

В соответствии с уравнением (вверху) тр-р можно заменить эл. схемой, по которой можно определить токи Í₁ и Í₂, мощность P₁, забираемую из сети, мощность ΔP потерь и т.д. Такую эл. схему называют схемой замещения тр-а (рис.1).

Эквивалентное сопротивление этой схемы

, где: ; ;; .

Схема замещения тр-а представляет собой сочетание двух схем замещения - первичной и вторичной обмоток, которые соединены между собой в точках а и б. В цепи первичной обмотки включены сопротивления R₁ и X₁, а в цепи вторичной обмотки – сопротивления R′₂ и X′₂. Участок схемы замещения между точками а и б, по которому проходит ток I₁₀, называют намагничивающим контуром. На вход схемы замещения подают напряжение Ú₁, к выходу ее подключают переменное сопротивление нагрузки, к которому приложено напряжение –Ú′₂.

(продолжение)

Сопротивления(и его составляющие R′₂ = R₂ n² и X′₂ = X₂n² ), а такженазывают соответственно сопротивлениями вторичной обмотки и нагрузки, приведенными к первичной обмотке. Аналогично приведенными называют значения ЭДС и тока: E′₂ = E₂ ;.

Полная мощность приведенного контура вторичной обмотки в схеме замещения равна мощности вторичной обмотки реального тр-а:

I′₂ E′₂= (I₂/n)E₂n = E₂ I₂, а мощность электрических потерь в приведенном вторичном контуре этой схемы равна мощности потерь во вторичной обмотке реального тр-а:

.

Относительные падения напряжений в активном и индуктивном сопротивлениях приведенного вторичного контура также остаются неизменными, как и в реальном тр-е:

;

.

28. Расчет параметров схемы замещения трехобмоточного трансформатора.

Параметры схемы замещения для любого тр-а можно определить по данным опытов холостого хода и короткого замыкания.

Опыт холостого хода (а)

В опыте холостого хода вторичная обмотка трансформатора разомкнута, а к первичной подводится номинальное напряжение U_1н = U₁₀.

Схема замещения тр-а для режима холостого хода (I₂=0) примет вид.

Измерив ток ХХ I₁₀ и мощность P₁₀, потребляемую тр-ом, согласно схеме замещения находим

(продолжение)

где: Zвх х – входное сопротивление тр-а при опыте ХХ.

Так как ток ХХ мал по сравнению с номинальным током тр-а. При этом , откуда R₀=P₁₀/I²₁₀.

Аналогично считают, что X₁+ X₀≈ X₀, так как сопротивление X₀ определяется основным потоком тр-а Ф (потоком взаимоиндукции), а X₁ – потоком рассеяния Ф_Δ1, который во много раз меньше Ф. Поэтому с большой степенью точности полагают, что Z₀= U₁₀/I₁₀;.

Измерив напряжения U₁₀ и U₂₀ первичной и вторичной обмоток, определяют коэффициент трансформации n=U₁₀/U₂₀.

Опыт КЗ (б)

Вторичную обмотку замыкают накоротко (сопротивление Zн = 0), а к первичной подводят пониженное напряжение такого значения, при котором по обмоткам проходит номинальный ток Iном. В мощных силовых тра-ах напряжение Uк при КЗ обычно составляет 5-15% от номинального. В тр-х малой мощности напряжение Uк может достигать 25-50% от Uном.

Так как поток, замыкающийся по стальному магнитопроводу, зависит от напряжения, приложенного к первичной обмотке тр-а, а магнитные потери в стали пропорциональны квадрату индукции то пренебрегают магнитными потерями в стали и током ХХ. При этом из общей схемы замещения тр-а исключают сопротивления R₀ и X₀. Параметры схемы замещения определяют из следующих соотношений:

29. Расчет параметров схемы замещения автотрансформатора.

Рассмотрим расчет параметров трехлучевой схемы замещения для АТ.

Расчетные параметры R_Tв, R_Tс, R_Tн, X_Tв, X_Tс, X_Tн, G_T, B_T и ∆Q_х определяют по паспортным

данным АТ:

S_АТном – номинальная мощность автотрансформатора (АТ),

U_вн, U_сн, U_нн – номинальные напряжения обмоток высшего, среднего и низшего напряжения АТ

∆P_х – потери активной мощности при холостом ходе АТ,

I_х – ток ХХ, % I_ном.

u_кв-с, u_кв-н и u_кс-н – напряжения короткого замыкания на каждую пару обмоток, % Uном

∆P_кв-с, ∆P_кв-н и ∆P_кс-н – потери активной мощности на каждую пару обмоток, при коротком замыкании АТ, кВт, или только одно значение потерь короткого замыкания(∆P_к)

α_нн – доля мощности обмотки низшего напряжения от номинальной мощности АТ (S_нн=α_нн*S_АТном)

Рассчитаем активную проводимость поперечной ветви схемы замещения АТ по формуле:

Рассчитаем величину потерь реактивной мощности АТ ∆Q_х по формуле:

Рассчитаем реактивную проводимость поперечной ветви схемы замещения АТ по формуле:

Если в исходных данных заданы потери активной мощности на каждую

пару обмоток, то значения потерь активной мощности в каждой обмотке рассчитываются по формулам:

(продолжение)

После этого активные сопротивления обмоток АТ рассчитываются, как и для двухобмоточного тр-а, по формуле, с подстановкой соответствующего значения потерь: (продолжение)

;;

Если в исходных данных, задано только одно значение потерь короткого замыкания ∆Р_к = ∆Р_кв-с, то активные сопротивления обмоток высшего и среднего напряжений АТ равны между собой:

Активное сопротивление обмотки низшего напряжения определяется ее мощностью и вычисляется по формуле:

Индуктивные сопротивления обмоток АТ рассчитываются, как и для двухобмоточного трансформатора, по формуле, с подстановкой соответствующего значения напряжения короткого замыкания:.

Одно из значений реактивных сопротивлений (чаще всего X_Тс или X_Тн) значительно меньше двух других по абсолютной величине, и в практических расчетах принимается равным нулю.

Рассчитаем значения напряжений короткого замыкания для каждой обмотки по формулам:

 

30. Расчет распределительной эл.сети с симметричной нагрузкой по фазам.

При расчете используются ряд допущений:

А) не учитывают акт. проводимость и зарядную мощность линий, так как она мала по сравнению с рабочей нагрузкой линий. При этом допущении линии в расчетах учитывают упрощенной схемой замещения, включающей только акт. и реакт. сопротивления.

Б) в схеме замещения кабельных линий иногда пренебрегают инд. сопротивлением X_л, поскольку для большинства применяемых площадей сечений кабелей (до 185 мм²) инд. сопротивление намного меньше акт. противления R_л. При этом допущении кабельные линии расчетах учитывают только акт. сопротивлением.

В)при расчете напряжений пренебрегают поперечной составляющей падения напряжения δU учитывая только продольную составляющую ΔU, принимаемую равной потере напряжения, которую находят по номин. напряжению ΔU=(PR_л+ QX_л)/U_ном

Г) Если в задаче не стоит вопрос об определении потерь акт. мощности или эл.энергии ΔW в эл.сети, то пренебрегают потерями мощности и энергии при ХХ тр-а. Тогда мощность на участках рассчитывается S_ijU_номI_ij=P+jQ.

Также принимается равенство токов фаз I_фА=I_фВ=I_фС и напряжений U_фА=U_фВ=U_фС

Расчет начинают с более удаленного участка, в направлении источника питания. Т.к. не нужно учитывать потери мощности, то нагрузки на стороне НН тр-ов Т1, Т2, Т3 считают подключенными в узлах 1,2,3, а мощности находят суммированием. Схема распред. сети (а), схема ее замещения (б)

(продолжение)

Мощность на участке 2-3: S₂₃=P₂₃+jQ₂₃=P₃+jQ₃

Мощность на участке 1-2 S₁₂=P₁₂+jQ₁₂ ; Мощность на головном участке A-1 S_A1=P_A1+jQ_A1=P₁+P₂+P₃+j(Q₁+Q₂+Q₃);

Напряжения на узлах U₁=U_A-ΔU_A1; U₂=U₁-ΔU₁₂; U₃=U₂-ΔU₂₃;

Где ΔU_A1, ΔU₁₂, ΔU₂₃ – потери напряжения на участках А-1,1-2, 2-3.  ΔU_A1=(P_A1R_A1+ Q_A1X_A1)/U_ном ; ΔU₁₂=(P₁₂R₁₂+ Q₁₂X₁₂)/U_ном ; ΔU₂₃=(P₂₃R₂₃+ Q₂₃X₂₃)/U_ном ;

Наибольшие потери напряжения будут на самом удаленном участке сети от источника питания ΔU_A3= ΔU_A1+ ΔU₁₂+ ΔU₂₃;

В распред. сетях нагрузки часто задают полным током I и коэфф. мощности cos𝞿. Тогда ток на участке 2-3 равен току нагрузки I₂₃=I₃; ток на  1-2 I₁₂=I₂+I₃; ток на головном участке A-1 I _A1=I₁+I₂+I₃; тогда формула потерь на любом участке примет вид

ΔU_ij=(I_{a ij}R_ij+I_{р ij}X_ij),

Где I_а=I_ij cos𝞿; I_р=I_ij sin𝞿 акт. и реакт. составляющая соответственно. Ф-а наибольших потерь примет вид ΔU_AN=(I_{a ij}R_ij+I_{р ij}X_ij), где N - количество участков сети.

31. Расчет распределительной эл.сети с равномерно-распределенной нагрузкой на части длины линии

Рисунок: сеть с равномерно распределенной нагрузкой.

Потери напряжения на (рис. 2.5-2.6) рассчитываются как ΔU=((Pr0+Qx0)/Uном)*L/2.

Рисунок: представление сети с равномерно распределенной нагрузкой.

Если распределенная нагрузка имеется у части L сети рис 2.7 а то она считается приложенной к середине ΔU=((Pr0+ Qx0)/Uном)*(L0+L/2)

(продолжение)

Если распределенная нагрузка имеется у части L сети рис 2.7 б то потеря напряжения до наиболее удаленного потребителя P+jQ с нагрузкой ΔU=

До потребителя P₁+jQ₁

Если распределенная нагрузка включена в начале линии, то потери напряжения(2.7 в ) до P₁+jQ₁ U=

До P+jQ:

32. Особенности  расчета неполнофазных распределительных сетей.

Потеря напряжения от источника питания до места подключения нагрузки(точки а и 0) складывается из потерь напряжения в фазном и нулевом проводах:

Где r_0ф, r₀₀, x_0ф, x₀₀ – удельные активные и реактивные сопротивления соответственно фазного и нулевого проводов; L – длина линии от источника питания до места подключения нагрузки.

 

Если фазный и нулевой провода имеют одинаковые сечения, т.е. r_0ф=r₀₀ и x_0ф=х₀₀, то выражение примет вид:

,

В случае, когда к однофазному ответвлению подключена только активная нагрузка, cosφ=1. Тогда с учетом I_ф=I₀=Р/U_ф для фазного и нулевого проводов разных сечений получим:

Если при этом фазный и нулевой провода имеют одинаковые сечения, то

33. Расчет РC с несимметричной нагрузкой по фазам.

В расчете распред. сети необходимо определить 3 значения фазных потерь напряжения или 3 значения междуфазных потерь, также необходимо учитывать взаимное влияние фазных токов. 

Метод расчета на примере трехфазно-однофазной сети, в которой однофазные и трехфазные нагрузки, а также обмотки трансформатора соединены в звезду.

Приближенный метод расчета основывается на ряде допущений:

-Реактивные сопротивления фаз и нулевого провода принимаются неизменными, не зависящими от соотношения токов в фазах;

-Реактивные сопротивления фаз принимаются одинаковыми, т.е. не учитывается несимметричное расположение проводов на линии;

-Не учитывается поперечная составляющая падения напряжения, т.е. расчет ведется по потере напряжения.

Принципиальная (а) и расчетная (б) схемы трехфазно-однофазной сети и векторная диаграмма токов и напряжений (в)

Потеря напряжения при расчете режимов несимметричных сетей складывается из потерь напряжения в прямом и нулевом проводах. Для рассматриваемого случая получено следующее выражение потерь напряжения в фазе а:

Где I₁, I₂, I₃ – токи в фазах a,b,c соответственно ; φ₁, φ₂, φ₃ – углы между векторами напряжений и токов соответствующих фаз;  r₁, x₁ – активное и реактивное сопротивления фазы а; r₀, x₀ – активное и реактивное сопротивление нулевого провода.

Потери напряжения в других фазах определяются по аналогичным формулам. (продолжение)

При одинаковом коэффициенте мощности в фазах (φ₁=φ₂=φ₃) можно допустить:  

  Тогда потерю напряжения можно представить в виде:

Здесь потеря напряжения в активных сопротивлениях:

,

a потеря напряжения в реактивных сопротивлениях:

.

В общем случае фазное падение напряжения можно представить в виде падения напряжения в проводе фазы а и в нулевом проводе:

.

В нулевом проводе ток: I₀=I₁+I₂+I₃

При направлении вектора напряжения U_а в фазе а по вещественной оси токи вычисляются следующим образом:

, где φ₁, φ₂, φ₃ - находятся по заданным активной реактивной мощностям в каждой фазе:

 Если сеть состоит из n последовательных участков, на каждом из которых нагрузка различна, то фазные падения напряжения определяются по формулам:

, где ∆U_i – падение напряжения на i-м участке

34. Выбор площади сечения проводников РС (распред. сеть).

Экономические критерии выбора при выборе сечений проводов воздушных и жил кабельных линий электропередачи исходят из требования минимальных затрат на сооружение и эксплуатацию линий электрической сети. Выбор производят по экономической плотности тока F=I_ij/J_э, где I_ij расчетный ток на участке ij, J_Э –нормативная плотность тока.

Проверка по механической прочности. Провода воздушных линий электропередачи подвергаются внешним механическим воздействиям. Это, главным образом, ветровые и гололедные нагрузки, зависящие от климатической зоны Сечение провода, выбранное по экономическим критериям, должно быть проверено по условию S≥ , где S –сечение провода [мм2].

Проверка по условиям короны. Явление общей короны возникает при высокой напряженности электрического поля на поверхности провода и сопровождается характерным потрескиванием и видимым свечением. Процессы ионизации воздуха вокруг коронирующего провода приводят к потерям активной мощности. Уменьшение напряженности на поверхности провода достигается увеличением радиуса (сечения) провода. должно быть проверено по условию S≥; где S – сечение провода [мм2].

Проверка по допустимой потере напряжения. Для распределительных сетей напряжением до 20 кВ рассчитывается потеря напряжения ΔU_maх от центра питания до наиболее электрически удаленного потребителя. Сечение провода, выбранное по экономическим критериям, должно быть проверено по условию ΔU_maх ≤ 6%. Проверка по допустимому нагреву. В соответствии с ПУЭ (правила устройства электроустановок) все проводники должны удовлетворять требованиям допустимого нагрева в длительных режимах работы. Допустимый нагрев проводника характеризуется длительно допустимой температурой, равной 70С.Сечение провода, выбранное по экономическим критериям, должно быть проверено по условию I_max≤I_доп*K_t , где I_max – максимальный ток длительного режима, – K_t поправочный температурный коэффициент по фактической температуре.

35. Расчет РС по допустимой потере напряжения.

Потребители электрической энергии работают нормально, когда на их зажимы подается то напряжение, на которое рассчитаны данный электродвигатель или устройство. При передаче электроэнергии по проводам часть напряжения теряется на сопротивление проводов и в результате в конце линии, т. е. у потребителя, напряжение получается меньшим, чем в начале линии.

Понижение напряжения у потребителя по сравнению с нормальным сказывается на работе токоприемника, будь то силовая или осветительная нагрузка. Поэтому при расчете любой линии электропередачи отклонения напряжений не должны превышать допустимых норм, сети, выбранные по току нагрузки и рассчитанные на нагрев, как правило, проверяют по потере напряжения.

Потерей напряжения ΔU называют разность напряжений в начале и конце линии (участка линии). ΔU принято определять в относительных единицах — по отношению к номинальному напряжению. Аналитически потеря напряжения определена формулой:

где P — активная мощность, кВт, Q — реактивная мощность, квар, r_o — активное сопротивление линии, Ом/км, x_o — индуктивное сопротивление линии, Ом/км, l — длина линии, км, U_ном — номинальное напряжение, кВ.

36. Расчет площади сечения проводников РС по условию нагревания.

Выбор сечения из условий допустимого нагрева сводится к пользованию соответствующими таблицами длительно допустимых токовых нагрузок I_д при которых токопроводящие жилы нагреваются до предельно допустимой температуры, установленной практикой так, чтобы предупредить преждевременный износ изоляции, гарантировать надежный контакт в местах соединения проводников и устранить различные аварийные ситуации, что наблюдается при I_д≥I_p, I_p - расчетный ток нагрузки.

Периодические нагрузки повторно-кратковременного режима при выборе сечения кабеля пересчитывают на приведенный длительный ток:

,

где I_пв - ток повторно-кратковременного режима приемника с продолжительностью включения ПВ. 

При выборе сечения проводов и кабелей следует иметь в виду, что при одинаковой температуре нагрева допустимая плотность тока токопроводящих жил большего сечения должна быть меньше, так как увеличение сечения их происходит в большей степени, чем растет охлаждающая поверхность (смотрите рис).

По этой причине часто с целью экономии цветных металлов вместо одного кабеля большего сечения выбирают два или несколько кабелей меньшего сечения.

 

При окончательном выборе сечения проводов и кабелей из условия допустимого нагрева по соответствующим таблицам необходимо учитывать не только расчетный ток линии, но и способ прокладки ее, материал проводников и температуру окружающей среды.

(продолжение)

Кабельные линии на напряжение выше 1000 В, выбранные по условиям допустимого нагрева длительным током, проверяют еще на нагрев токами короткого замыкания. В случае превышения температуры медных и алюминиевых жил кабелей с бумажной пропитанной изоляцией напряжением до 10 кВ свыше 200 °С, а кабелей на напряжения 35 - 220 кВ свыше 125 °С сечение их соответственно увеличивают.

Сечение жил проводов и кабелей сетей внутреннего электроснабжения напряжением до 1000 В согласуют с коммутационными возможностями аппаратов защиты линий - плавких предохранителей и автоматических выключателей - так, чтобы оправдывалось неравенство I_д / I_з з, где kз - кратность допустимого длительного тока проводника по отношению к номинальному току или току срабатывания аппарата защиты Iз. Несоблюдение приведенного неравенства вынуждает выбранное сечение жил соответственно увеличить значения активного и индуктивного сопротивлений (Ом/км) для воздушных линий, выполненных проводом марки А-16 А-120 даны в справочных таблицах. Активное сопротивление 1 км алюминиевых (марки А) и сталеалюминевых (марки АС) проводников можно определить также по формуле: r₀=32/F, где F — поперечное сечение алюминиевого провода или сечение алюминиевой части провода АС, мм²(проводимость стальной части провода АС не учитывают).

Потеря напряжения в каждом проводе трехфазной линии с учетом индуктивного сопротивления проводов подсчитывается по формуле:

,

где первый член в правой части представляет собой активную, а второй — реактивную составляющую потери напряжения.

Допустимая активная потеря напряжения определяется как разность между заданной потерей линейного напряжения и реактивной:

∆U_a=∆U-∆U_p

37. Расчет токов короткого замыкания РС.

В распределительных сетях напряжением выше 1 кВ в ка­честве расчетных сопротивлений следует принимать индуктивные сопротивления трансформаторов, реакторов, воздушных и кабельных линий, электродвигателей. Активные сопротивления учитываются только для ВЛ с проводами малых сечений и стальными проводами, а также для протяженных кабельных сетей малых сечений, т.е.в таких сетях, где r₀≥x₀

При расчетах токов КЗ в сетях напряжением до 1 кВ необ­ходимо учитывать:

активные и индуктивные сопротивления всех элементов короткозамкнутой цепи, включая токовые катушки автоматических выключателей.

Можно пренебречь одним из видов со­противлений (активным или индуктивным), если при этом полное сопротивление цепи уменьшается не более чем на 10%; активные сопротивления контактов и контактных соединений, т.е. все переходные сопротивления, включая сопротивление дуги в месте КЗ; значения параметров электродвигателей. При расчете токов КЗ в сетях напряжением до 1 кВ. считают, что подведенное к трансформатору ТП напряжение неиз­менно и равно номинальному значению.

38. Расчет распределения мощностей по РС при различной структуре приемников.

Схема замещения:

Начинаем расчет с конца линии: ;

Ток I₂₃: I₂₃=I₃+I₄

Находим потери мощности: ;  ;

Найдем I₂: ;

Ток I₁₂=I₂+I₃+I₄

Тогда ;  ;

Ток I₁: ;

Найдем ток I_0-1=I₁+I₂+I₃+I₄;

Найдем потери мощности: ; ;

Суммарные потери мощности:

 

 

Сопротивления на участках: R_ij=r₀*L_ij; X_ij=x₀*L_ij

39. Расчет распределения мощностей по РС, содержащей понижающие трансформаторы.

Схема замещения:

Начинаем расчет с конца линии:

Находим потери мощности: , 

Найдем I₂: ;  Ток I₁₂=I₂+I₃; 

Тогда ,   Ток I₁: ; 

Найдем потери мощности: , 

I_xx определяется из опыта холостого хода.

Потери на х.х   и   определяется тоже по результатам опыта

Найдем ток на участке 1-4: I_1-4=I_xx+(1/k)I_{1  ;} 

Ток на участке 0-1: I₀₁=I₁₄+I₁₂

Потери мощности: , 

Суммарные потери мощности:

 

 

Сопротивления на участках: R_ij=r₀*L_ij ; X_ij=x₀*L_ij