Site Loader

Содержание

Кабель АСБ сопротивление: активное, реактивное

Достаточно часто при проектных расчетах электрических сетей на потери напряжения необходимо знать показатели сопротивления жил кабеля. Приведем наиболее необходимые значения для кабеля АСБ.

Таблица 1. АСБ: активное сопротивление постоянному току при температуре + 20о С

Сечение, мм2 Сопротивление жил, Ом
35 0.868
50 0.641
70 0.443
95 0.32
120 0.253
150 185 0.164
240 0.125
300 0.1
400 0.0778
500 0.0605
630 0.0464
800 0.0367

Таблица 2. АСБ: реактивное индуктивное сопротивление

Сечение, мм2 Реактивное индуктивное сопротивление, Ом/км, кабеля напряжением, кВ
1 6 10 20
10 073″> 0.073 0.11 0.122
16 0.068 0.102 0.113
25 0.066 0.091 0.099
0.135
35 0.064 0.087 0.095 0.129
50 0.063 0.09 0.119
70
0.061
0.08 0.086 0.116
95 0.06 0.078 0.083 0.11
120 0.06 0.076 0.081 0.107
150 0.059 0.079 0.104
185 0.059 0.073 0.077 0.101
240 0.058 0.071
0.075

Таблица 3. АСБ: реактивное емкостное сопротивление

Сечение, мм2 Реактивное емкостное сопротивление, Ом/км, кабеля напряжением, кВ
6 10 20 35
35
15.30
- -
50 10.91 13.91 19.78 26.32
70 9.62 12.34 17.69 23.77
95
8.38
10.83 15.77 21.37
120 7. 62 9.86 14.48 19.78
150 6.85 8.92 13.16 18.2
185 6.29 8.23 12.20 17.03
240 5.87 7.42 11.10 15.54
300 61″> 5.61 6.66 10.05 14.15
400 5.36 6.00 9.10 12.95
500 5.16 5.45 8.32 11.88
630 4.68 4.95 7.56 10.91
800 4.38 6.75 9.77

Активные и реактивные сопротивления кабелей

Активные и реактивные сопротивления кабелей

Величины активных и реактивных сопротивлений кабелей различного сечения и напряжения из медных и алюминиевых жил позволяют рассчитать потери в кабеле при постоянном и переменном токе.

Активные и реактивные сопротивления кабелей
Сечение жилы мм2Активное сопротивление при 200С, Ом/км, жилыИндуктивное сопротивление , Ом/км, кабеля на напряжение, кВ
АлюминиевойМедной161020
10 2,94 1,79 0,073 0,11 0,122
16 1,84 1,12 0,068 0,102 0,113
25 1,17 0,72 0,066 0,091 0,099 0,135
35 0,84 0,51 0,064 0,087 0,095 0,129
50 0,59 0,36 0,063 0,083 0,09 0,119
70 0,42 0,256 0,061 0,08 0,086 0,116
95 0,31 0,19 0,06 0,078 0,083 0,110
120 0,24 0,15 0,06 0,076 0,081 0,107
150 0,2 0,12 0,059 0,074 0,079 0,104
185 0,16 0,1 0,059 0,073 0,077 0,101
240 0,12 0,07 0,058 0,071 0,075

Литература: «Справочник энергетика» под редакцией А. Н. Чохонелидзе стр.222

Сопротивление цепи фаза – ноль

Таблица 1

Сечение фазных жил   мм2

Сечение нулевой жилы мм2

Полное сопротивление цепи фаза – ноль, Ом/км при температуре жил кабеля +65 градусов

Материал жилы:

 

 

Алюминий

Медь

 

 

R фазы

R нуля

Z цепи (кабеля)

R фазы

R нуля

Z цепи (кабеля)

1,5

1,5

14,55

14,55

29,1

2,5

2,5

14,75

14,75

29,5

8,73

8,73

17,46

4

4

9,2

9,2

18,4

5,47

5,47

10,94

6

6

6,15

6,15

12,3

3,64

3,64

7,28

10

10

3,68

3,68

7,36

2,17

2,17

4,34

16

16

2,3

2,3

4,6

1,37

1,37

2,74

25

25

1,47

1,47

2,94

0,873

0,873

1,746

35

35

1,05

1,05

2,1

0,625

0,625

1,25

50

25

0,74

1,47

2,21

0,436

0,873

1,309

50

50

0,74

0,74

1,48

0,436

0,436

0,872

70

35

0,527

1,05

1,577

0,313

0,625

0,938

70

70

0,527

0,527

1,054

0,313

0,313

0,626

95

50

0,388

0,74

1,128

0,23

0,436

0,666

95

95

0,388

0,388

0,776

0,23

0,23

0,46

120

35

0,308

1,05

1,358

0,181

0,625

0,806

120

70

0,308

0,527

0,527

0,181

0,313

0,494

120

120

0,308

0,308

0,616

0,181

0,181

0,362

150

50

0,246

0,74

0,986

0,146

0,436

0,582

150

150

0,246

0,246

0,492

0,146

0,146

0,292

185

50

0,20

0,74

0,94

0,122

0,436

0,558

185

185

0. 20

0,20

0,40

0,122

0,122

0,244

240

240

0,153

0,153

0,306

0,090

0,090

0,18

   

Таблица 2

Мощность трансформатора, кВ∙А

25

40

69

100

160

250

400

630

1000

Сопротивление трансформатора, Zт/3, Ом  (Δ/Υ)

0,30

0,19

0,12

0,075

0,047

0,03

0,019

0,014

0,009

 

  

Таблица 3

I ном. авт. выкл, А

1

2

6

10

13

16

20

25

32-40

50 и более

R авт., Ом

1,44

0,46

0,061

0,014

0,013

0,01

0,007

0,0056

0,004

0,001

 

Таблица 4

R цепи, Ом

0,05

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,8

1,0

1,5

2 и более

Rдуги, Ом

0,015

0,022

0,032

0,04

0,045

0,053

0,058

0,075

0,09

0,12

0,15

 

    При проектировании групповой сети, если питающая и распределительная сеть уже проложены, целесообразно выполнить измерение сопротивления цепи фаза – ноль от трансформатора до шин группового щита. Это может значительно уменьшить вероятность  ошибок при расчетах групповой сети. В этом случае сопротивление рассчитываем по формуле:

RLN= Rрасп + Rпер.гр + Rавт.гр+  Rnгр∙Lnгр +Rдуги (2)

где, Rрасп – измеренное сопротивление цепи фаза – ноль линии, подключаемой к вводному автоматическому выключателю группового щитка, Ом; Rпер.гр – сопротивление переходных контактов в групповой линии, Ом; Rавт.гр – суммарное сопротивление автоматических выключателей – вводного группового щита и отходящей групповой линии, Ом; Rnгр – удельное сопротивление кабеля n-й групповой линии (по таблице 1), Ом/км; Lnгр – длина n-й групповой линии, км.

    Рассмотрим процесс вычисления сопротивления цепи фаза – ноль схемы, показанной на Рис.1 при однофазном коротком замыкании фазы на ноль в конце групповой линии.

 

Исходные данные:

— трансформатор мощностью 630 кВ∙А подключен по схеме «треугольник – звезда» — по таблице 2 находим  Zт/3=0,014 Ом;

— питающая сеть – кабель с алюминиевыми жилами длиной 80 метров имеет фазный проводник 150 мм2  и нулевой – 50 мм2. По таблице 1 находим удельное сопротивление кабеля 0,986 Ом/км. Вычисляем его сопротивление (длины кабелей выражаем в километрах): 0,986 Ом/км∙0,08 км=0,079 Ом;

— распределительная сеть – кабель с медными жилами  длиной 50 метров и сечением жил 35 мм2. По таблице 1 находим удельное сопротивление кабеля 1,25 Ом/км. Вычисляем его сопротивление:

1,25 Ом/км∙0,05 км=0,0625 Ом;

— групповая сеть – кабель с медными жилами длиной 35 метров и сечением жил 2,5 мм2. По таблице 1 находим удельное сопротивление кабеля 17,46 Ом/км. Вычисляем его сопротивление:

17,46 Ом/км∙0,035 км=0,61 Ом;

— автоматический выключатель отходящий линии – 16 Ампер (с характеристикой срабатывания «С»), вводной автоматический выключатель группового щитка 32 Ампера, остальные автоматические выключатели в линии имеют номинальный ток более 50 Ампер. Вычисляем их сопротивление (по таблице 3) 0,01 Ом+0,004 Ом+3∙0,001 Ом=0,017 Ом;

— переходные сопротивления контактов учтем только в групповой линии (точки подключения кабеля групповой линии к щитку и к нагрузке). Получаем 2∙0,01 Ом=0,02 Ом.

    Суммируем все полученные значения и получаем сопротивление цепи фаза – ноль без учета сопротивления дуги RLN=0,014+0,079+0,0625+0,61+0,017+0,02=0,80 Ом.

Из таблицы 4 берем сопротивление дуги 0,075 Ом, и получаем окончательное значение искомой величины RLN=0,80 Ом+0,075 Ом=0,875 Ом.

    В Правилах устройства электроустановок (ПУЭ) задано наибольшее время отключения цепей при коротком замыкании в сетях с глухозаземленной нейтралью 0,2 секунды при напряжении 380 В и 0,4 секунды при напряжении 220В.

    Для обеспечения заданного времени срабатывания защиты необходимо, что бы при коротком замыкании в защищаемой линии возникал ток, превышающий не менее чем в 3 раза номинальный ток плавкой вставки ближайшего предохранителя (для взрывоопасных помещений не менее чем в 4 раза) и не менее чем в 3 раза ток расцепителя автоматического выключателя, имеющего обратнозависимую от тока характеристику (для взрывоопасных помещений не менее чем в 6 раз). Для автоматических выключателей с комбинированным расцепителем (имеющим тепловой расцепитель для защиты  от перегрузок и электромагнитный расцепитель для защиты от токов коротких замыканий) ток короткого замыкания должен превысить ток срабатывания электромагнитного расцепителя не менее, чем в  1,2 – 1,25 раза.

    В настоящее время используются автоматические выключатели с различной кратностью токов срабатывания электромагнитного расцепителя к тепловому. Автоматические выключатели группы «В» имеют кратность в пределах от 3 до 5, группы «С» от 5 до 10, группы «D» от 10 до 20, группы «K» от 10 до 15 и группы «Z» от 2 до 3. При расчетах всегда берется максимальное значение кратности токов срабатывания расцепителей. Например для автоматического выключателя С16, ток короткого замыкания должен быть не менее 16 А∙10∙1,2=192 А (для автоматического выключателя С10 не менее10А∙10∙1,2=120 А и для С25 не менее 25 А∙10∙1,2=300 А). В приведенном выше примере мы получили сопротивление цепи фаза – ноль 0,875 Ом. При таком сопротивлении цепи ток короткого замыкания Iкз составит величину

Uф/ RLN=220В/0,875 Ом=251 А. Следовательно групповая линия в приведенном примере защищена от токов коротких замыканий.

    Максимальное сопротивление цепи фаза – ноль для  автоматического выключателя С16 составит величину 220 В/192А=1,14 Ом. В приведенном примере сети (Рис. 1) сопротивление цепи от трансформатора до шин группового щита составит 0, 875 Ом — 0,61 Ом=0.265 Ом. Следовательно максимально возможное сопротивление кабеля групповой линии будет равно 1,14 Ом – 0, 265 Ом=0,875 Ом. Его максимальную длину L при сечении жил кабелей 2,5 мм2 определим при помощи таблицы 1.

L, км=0,875 Ом/(17,46 Ом/км)=0,050 км.

    Всегда, когда есть возможность, следует рассчитывать групповую сеть с максимальным запасом по сопротивлению цепи фаза – ноль, особенно розеточную сеть. Часто нагрузки (утюг, чайник и другие бытовые приборы), в которых часто происходят замыкания, подключают к розетке через удлинитель. Начиная с определенной длины провода удлинителя, нарушается согласование параметров цепи с характеристиками аппаратов защиты, то есть ток короткого замыкания оказывается недостаточным для мгновенного отключения сети. Отключение аварийного участка осуществится только тепловым расцепителем через сравнительно большой промежуток времени (несколько секунд), в результате чего кабели могут нагреться до недопустимо высоких температур вплоть до воспламенения изоляции.

    Проект электропроводки должен быть выполнен таким образом, что бы даже в случае воспламенения изоляции кабеля при коротком замыкании это не приводило к пожару. Именно поэтому возникли требования к прокладке скрытой электропроводки в стальных трубах в зданиях со строительными конструкциями, выполненными из горючих материалов. Во взрывоопасных зданиях целесообразно использовать более сложную защиту кабелей от воздействия токов короткого замыкания.

 

9 марта 2013 г.

К ОГЛАВЛЕНИЮ

Электрическое испытательное оборудование | электростанция к розетке

В этой статье мы рассмотрим некоторые ключевые практические аспекты измерения и оценки качества электроэнергии. Как следует из названия, мы выходим далеко за рамки основ, но чтобы обеспечить прочную основу, мы начнем с краткого обзора некоторых основных понятий, касающихся мощности и качества электроэнергии.

Немного об основах питания
Мгновенная мощность в цепи, согласно IEEE1459 и, без сомнения, другим аналогичным стандартам во всем мире, определяется как произведение мгновенного напряжения и мгновенного тока в цепи.Мгновенная мощность состоит из двух составляющих: активной мощности и реактивной мощности. Активная мощность создается компонентом тока, который совпадает по фазе с напряжением и течет в одном направлении от источника к нагрузке. Реактивная мощность создается компонентом тока, который не совпадает по фазе с напряжением, и, по сути, он колеблется между источником и нагрузкой. Это означает, что чистая передача энергии от источника к нагрузке за счет реактивной мощности равна нулю.

При проведении измерений активной мощностью является среднее значение мгновенной мощности за интервал времени наблюдения. Математически это можно выразить формулой:

где P = активная мощность, T = 1/f в циклах, K = целое число, ԏ = начало измерения и p = мгновенная мощность.

Активная мощность является функцией рассеивающих элементов цепи, которые часто являются сопротивлениями. Активная мощность, измеряемая в ваттах, является однонаправленной и всегда имеет положительное значение. В цепях с синусоидальными формами тока и напряжения активная мощность может быть выражена как
.
где θ — фазовый угол между напряжением и током.

Рассматривая реактивную мощность аналогичным образом, она является функцией амплитуды колебательной мгновенной мощности, измеренной во времени, что может быть выражено математически по формуле:

Реактивная мощность измеряется в ВАр (реактивный вольт-ампер) и является функцией реактивного сопротивления цепи. Как уже упоминалось, поскольку энергия, связанная с реактивной мощностью, колеблется между источником и нагрузкой, нет средней чистой передачи энергии в нагрузку. В цепях с синусоидальными формами тока и напряжения реактивная мощность может быть выражена как
.
где θ — фазовый угол между напряжением и током.

Другой важной величиной является кажущаяся мощность. Это функция полного импеданса цепи, равная произведению среднеквадратичного (среднеквадратического) тока и среднеквадратичного напряжения. В синусоидальной системе без гармоник взаимосвязь между реактивной мощностью (относительно реактивного сопротивления), активной мощностью (относительно сопротивления) и полной мощностью (относительно импеданса) может быть выражена графически в виде «треугольника мощностей».

Применение теоремы Пифагора к этому треугольнику показывает, что квадрат полной мощности равен сумме квадратов активной и реактивной мощностей или, выражаясь формулой

Коэффициент реактивной мощности
Учитывая треугольник мощности, косинус фазового угла, то есть угол между напряжением и током, обозначается коэффициентом мощности смещения (DPF). Обратите внимание, что DPF действителен только для синусоидальных сигналов и не учитывает гармоники.Когда реактивное сопротивление добавляется в цепь, фазовый угол увеличивается, а DPF уменьшается. Например, в чисто резистивной цепи фазовый угол равен нулю, а DPF равен 1. Если добавить реактивное сопротивление, которое увеличивает фазовый угол до 8º, DPF упадет до 0,992, а если добавить больше реактивного сопротивления, чтобы еще больше увеличить фазу. угол до 26º, DPF падает до 0,898.

Поскольку реактивные нагрузки могут быть как индуктивными, так и емкостными, значения DPF могут быть положительными или отрицательными, поскольку индуктивные нагрузки вызывают отставание тока от напряжения, тогда как емкостные нагрузки заставляют ток опережать напряжение.Когда ток отстает от напряжения, DPF положительный, а когда ток опережает напряжение, DPF отрицательный.

Низкие значения DPF указывают на неэффективность энергосистем, поскольку система должна поддерживать подачу реактивной мощности, которая не выполняет полезной работы. Улучшение коэффициента мощности системы позволит ей подавать больше энергии на нагрузку, одновременно снизив общую нагрузку на такие компоненты, как кабели и трансформаторы. Как показывает этот пример, улучшения могут быть существенными.

Система подавала питание на нагрузку с DPF 0,829. Отдаваемая полная мощность (то есть общая нагрузка на систему) составила 7030 кВА, что составляет 95% мощности системы. Отданная активная мощность составила 5828 кВт, а реактивная мощность – 3931 кВАр. Были предприняты шаги для увеличения DPF до 0,990, что снизило полную мощность до 5960 кВА, что эквивалентно 80,5% мощности системы. Активная мощность, отдаваемая в нагрузку, практически не изменилась и составила 5900 кВт, а реактивная (расходуемая) мощность снизилась до 0.829 кВАр. Другими словами, улучшение DPF с 0,829 до 0,990 высвободило 15% мощности системы питания!

На практике нагрузки в энергосистеме, скорее всего, будут индуктивными, а не емкостными, поэтому DPF будет положительным. В таких случаях DPF можно улучшить, добавив конденсаторную батарею, которая снижает реактивную мощность и увеличивает активную мощность. Вот пример того, как это работает:

Можно видеть, что когда реактивное сопротивление конденсаторной батареи, добавленной в цепь, равно индуктивному сопротивлению нагрузок в цепи, общее реактивное сопротивление становится равным нулю, и цепь ведет себя так, как если бы она была чисто резистивной нагрузкой.На практике такая идеальная коррекция коэффициента мощности вряд ли достижима, но к ней можно приблизиться.

Батареи конденсаторов для коррекции коэффициента мощности обычно оцениваются в кВАр. Ключевыми значениями на паспортной табличке являются напряжение, частота и кВАр. Полное сопротивление батареи конденсаторов можно рассчитать по формуле
.
где Q — номинальная мощность конденсаторной батареи в кВАр. Например, если банк рассчитан на 10 кВ и 150 кВАр, его импеданс будет 667 Ом.

Суммарный коэффициент мощности
Возвращаясь теперь к треугольнику мощности, важно помнить, что он работает только с чистыми синусоидальными сигналами — отношения, которые он воплощает, не выполняются при наличии гармонических искажений. Это связано с тем, что, когда присутствуют гармоники, они не сдвигают фазовый угол тока, как индуктивная или емкостная нагрузка, а искажают форму волны тока.

Это означает, что в цепях с наличием гармоник DPF не является точным показателем коэффициента мощности, поскольку он учитывает только фазовый сдвиг, а не искажение формы сигнала. По этой причине в цепях со значительными уровнями гармоник требуется другая мера коэффициента мощности. Это общий коэффициент мощности (TPF, а иногда и просто PF), который учитывает как искажения, так и фазовый сдвиг.

TPF определяется как мощность, деленная на полную мощность (P/S). Если в цепи нет гармоник, TPF равен DPF. Однако по мере увеличения уровня гармоник увеличивается и разница между TPF и DPF. Связанный параметр, который иногда встречается, — это коэффициент мощности искажения (dPF), который определяется как отношение между TPF и DPF (TPF/DPF).

Энергетические системы и измерительные устройства
Теперь давайте перейдем к рассмотрению конфигураций и характеристик некоторых практических систем распределения электроэнергии, а также способов измерения мощности в этих системах. Первая — это четырехпроводная система «звезда», показанная здесь:

.



Преимущества этой схемы заключаются в том, что подключение нейтрали обеспечивает дополнительную безопасность, напряжения изоляции ниже, чем в большинстве других схем распределения электроэнергии, и можно подключать нагрузки либо между фазами, либо между фазой и нейтралью, что эффективно предлагает выбор. двух различных напряжений питания. Недостатки заключаются в том, что неисправности могут привести к потере напряжения на одной фазе, а схема чувствительна к гармоникам нулевой последовательности.Кроме того, фазы могут быть несимметричными, что вместе с гармониками нулевой последовательности может привести к высоким токам нейтрали. Поэтому должны быть предусмотрены нейтральные проводники соответствующего номинала, что значительно увеличивает затраты.

Альтернативным вариантом является трехпроводная конфигурация треугольника, показанная здесь:

Преимущество такой схемы заключается в том, что гармоники нулевой последовательности автоматически подавляются, а неисправность не приводит к потере фазы. Кроме того, система останется сбалансированной при наличии несбалансированных однофазных нагрузок, хотя следует отметить, что дисбаланс может быть вызван фазовыми сдвигами. Затраты ниже, чем у четырехпроводной системы, соединенной звездой, поскольку нейтральный проводник не требуется. Недостатки заключаются в том, что потеря фазы увеличит ток в остальных фазах, а это означает, что требуется более высокая степень изоляции. Кроме того, отсутствие нейтрали снижает безопасность.

Следующее расположение, которое следует рассмотреть, имеет различные названия: дельта с красной ногой, дельта с дикой ногой, дельта с высокой ногой и другие.Каким бы ни было название, в этой конструкции используется трансформатор треугольника с центральным ответвлением для обеспечения двух источников 120 В. Подробности показаны на следующей диаграмме; обратите внимание, что угол между фазами составляет 90°, а не 120°, как это обычно бывает в трехфазных системах.

Преимущество трехфазной схемы «красный треугольник» заключается в том, что она может обеспечивать три различных напряжения питания — 240 В, 208 В и 120 В, а также в том, что при небольшой трехфазной нагрузке можно использовать два отдельные трансформаторы вместо трех, что снижает затраты. Недостатки заключаются в том, что такое расположение может привести к дисбалансу из-за несбалансированных однофазных нагрузок, а также в том, что между высшей ветвью и нейтралью может быть подключена только ограниченная нагрузка. Такое расположение также усложняет проектирование сети.

Последнее, что мы рассмотрим, — это двухфазное питание, которое чаще всего используется для подачи однофазного питания в жилые дома.

Основными преимуществами такой схемы являются простота и низкая стоимость.Кроме того, он обеспечивает два напряжения питания — 240 В и 120 В. Недостатки здесь в том, что он может стать несимметричным, восприимчив к гармоникам нулевой последовательности, а эти гармоники вместе с несимметричными нагрузками могут привести к высоким токам нейтрали.

Теорема Блонделя и преобразования дельта-звезда
Для каждой из рассмотренных нами схем схемы включали соединения ваттметра. Однако полезно знать, что теорема Блонделя утверждает, что общая мощность в системе из N проводников может быть правильно измерена с помощью N ваттметров или ваттметров. N ваттметров подключены отдельно, так что каждый из них измеряет уровень тока в одном из N проводников и уровень потенциала между этим проводником и общей точкой. Если же общей точкой является один из проводников, то ваттметр на этом проводнике можно убрать, а значит, понадобится всего N-1 ваттметров или ваттметров.

Также полезно знать, что фазные напряжения, измеренные между фазами в системе, соединенной треугольником, можно легко преобразовать в «виртуальное» напряжение между фазами, просто разделив значения между фазами на √3. .Это позволяет просматривать значения мощности для каждого канала, но важно помнить, что этот расчет действителен только в том случае, если дельта-система, в которой выполняются измерения, сбалансирована. К счастью, дельта-системы обычно остаются сбалансированными даже при наличии несбалансированных нагрузок, но могут стать несбалансированными при введении фазовых сдвигов.

Просмотр данных об энергопотреблении
При просмотре данных об энергопотреблении, собранных приборами контроля качества электроэнергии, или при просмотре этих данных в режиме реального времени, в первую очередь необходимо убедиться, что активная мощность положительна. Реверсирование активной мощности может произойти, когда мощность подается обратно в систему электроснабжения, когда включаются такие источники, как возобновляемые источники энергии и системы распределенной генерации. Отрицательная активная мощность создает проблемы, поскольку может привести к частому переключению ответвлений трансформатора, что приведет к чрезмерному износу переключателей ответвлений.

Гистограммы, показывающие почасовое энергопотребление в течение тестового интервала, также предоставляют ценную информацию. Стоит отметить моменты, когда потребление энергии достигает своего пика, а также просмотреть общее потребление полной, активной и реактивной энергии за период тестирования.

Данные, касающиеся токов нейтрали, заслуживают внимания, поскольку высокие токи нейтрали указывают либо на плохо сбалансированные нагрузки, либо на проблемы с гармониками, оба из которых указывают на необходимость дальнейшего изучения.

Значительная разница между TPF и DPF обычно является надежным индикатором наличия гармоник, но необходимо предостережение. Если очень малые нагрузки имеют высокие гармоники, это может быть связано с плохим отношением сигнал/шум в измерительной системе.Этой проблемы можно избежать путем соответствующего выбора трансформаторов тока, используемых для проведения измерений. Не используйте, например, ТТ на 6000 А для контроля цепи с током нагрузки 60 А!

Высокие уровни реактивной мощности — еще один призыв к действию, так как часто можно добиться значительной экономии средств за счет емкостной компенсации больших индуктивных нагрузок, тем более что многие энергоснабжающие компании налагают штрафы за низкий коэффициент мощности. Тем не менее, чрезмерная компенсация также может быть проблематичной, и всегда важно убедиться, что коэффициент мощности отстает, а не опережает.

Одна из причин заключается в том, что нагрузки с опережающим коэффициентом мощности могут неблагоприятно влиять на работу генераторов. Регулятор напряжения в генераторе предназначен для поддержания выходного напряжения на заданном уровне. По мере увеличения отстающего противофазного тока он уменьшается до напряженности поля ротора. Регулятор напряжения компенсирует это за счет увеличения тока на роторе.

Однако, если генератор питает нагрузку с опережающим коэффициентом мощности, по мере увеличения опережающего противофазного тока это увеличивает силу поля ротора.Регулятор напряжения уменьшает ток, подаваемый на электромагнит, для компенсации. И, если опережающий противофазный ток становится достаточно большим, регулятор вообще не подает ток, что может привести к отключению из-за перенапряжения.

Нагрузки с опережающим коэффициентом мощности также могут вызывать проблемы для источников бесперебойного питания (ИБП). У них есть система постоянного тока, которая выпрямляет переменный ток в постоянный, и система переменного тока, которая инвертирует постоянный ток в переменный. Некоторые конструкции инверторов имеют большие емкостные выходные фильтры. Емкостное реактивное сопротивление этих фильтров компенсирует реактивное сопротивление нагрузок с отстающим коэффициентом мощности, позволяя ИБП отдавать почти всю свою номинальную мощность. Однако, если нагрузка имеет опережающий коэффициент мощности, реактивное сопротивление фильтров добавляется к реактивному сопротивлению нагрузки, серьезно ограничивая мощность, которую может отдать ИБП.

Проведение энергетических испытаний
Выполнение энергетических испытаний установки состоит из четырех основных этапов: бенчмаркинг, аудит, рекомендации по изменениям и повторное тестирование. Мы рассмотрим каждый из них по очереди.

Этап сравнительного анализа должен начинаться со сбора счетов за электроэнергию за один-три года и тщательного анализа исторического потребления энергии.Следует определить ежегодные тенденции — потребление энергии неуклонно растет, снижается или остается примерно на том же уровне? Следует также учитывать сезонные тенденции. Это нормально и ожидаемо, но большие изменения могут указывать на проблемы, связанные с отоплением, кондиционированием воздуха или системами управления технологическими процессами, или на необходимость улучшения теплоизоляции здания. Графики тарифов на коммунальные услуги также должны быть тщательно изучены на случай, если есть возможность сократить затраты на энергию, например, путем изменения графика энергоемких операций.

Сравнительный анализ также должен включать в себя перечисление всего оборудования, потребляющего первичную энергию на объекте, и учет часов работы каждого элемента оборудования. Особое внимание следует уделить освещению, так как его влияние на общее энергопотребление часто недооценивается. Следует учитывать тип освещения, а также адекватность уровня освещенности в здании.

Следующим шагом является аудит; но прежде чем продолжить, необходимо очень тщательно подумать и обратить внимание на безопасность.Проверьте объект на наличие угроз безопасности, убедитесь, что все системы соответствуют соответствующим кодам и стандартам, и проверьте наличие плохих соединений — для этого может пригодиться тепловизионная камера. Помните, что плохие соединения означают более высокие сопротивления, которые не только представляют угрозу безопасности, но и представляют собой потери энергии.

Аудит будет включать в себя регистрацию энергопотребления всего объекта за определенный период времени, но также важно регистрировать энергопотребление по отдельности для основных энергопотребляющих элементов оборудования.Однако перед началом записи необходимо выбрать соответствующие преобразователи тока.

Выберите датчики с правильным диапазоном: если диапазон слишком низкий, КТ может насытиться, но если он слишком большой, это приведет к плохому разрешению. Также подумайте, нужен ли преобразователь с гибким или разъемным сердечником: подойдет ли он для места, где его нужно установить, и нужны ли ему батареи? Если вы работаете в зоне с высокой ЭДС, то лучшим вариантом будет преобразователь с разъемным сердечником, а если вы записываете постоянный ток, вы должны использовать КТ с эффектом Холла.

При программировании прибора, который будет делать записи для аудита, прежде всего убедитесь, что выбрана правильная конфигурация мощности, затем установите уровень потребления на тот же уровень, что и у счетчика доходов, обращая внимание на то, является ли он фиксированным или скользящим. скорость и является ли это интервалом спроса или тарифом скорости спроса. Обязательно включите гармоническую запись!

После того, как предварительные приготовления завершены, можно приступить к контрольной фазе аудита. При подключении анализатора PQ всегда используйте соответствующие средства индивидуальной защиты (СИЗ).Убедитесь, что выводы напряжения подключены правильно в соответствии с инструкциями производителя анализатора, что диапазоны ТТ установлены правильно и ТТ подключены в правильном направлении. Затем убедитесь, что мощность (кВт) положительна, и проверьте фазовые углы.

Большое преимущество заключается в использовании прибора, который автоматически проверяет правильность настройки перед началом долговременной записи. Досадно и дорого возвращаться к инструменту через неделю только для того, чтобы обнаружить, что запись была прервана из-за простой ошибки.Когда все будет готово, убедитесь, что инструмент заземлен, еще раз проверьте, что он действительно записывает, затем закройте его и оставьте работать. Запись общего энергопотребления объекта и потребления основных единиц оборудования должна продолжаться не менее одной полной недели.

По истечении этого времени проанализируйте данные, уделяя особое внимание просмотру потребляемой мощности, просмотру гистограммы использования энергии, а также просмотру реактивной мощности, коэффициента мощности смещения, фактического коэффициента мощности, асимметрии и гармоник.Провести этот анализ не только для объекта в целом, но и для каждого из основных элементов энергоемкого оборудования.

Используя информацию, полученную в результате этого анализа, почти всегда можно будет рекомендовать изменения, которые повысят энергоэффективность и снизят энергозатраты объекта. Типичные примеры включают снижение нагрузки, перенос нагрузки на непиковые часы, установку более энергоэффективного освещения, снижение требований к отоплению и охлаждению и улучшение теплоизоляции.Почти в каждом случае сэкономленные средства быстро покроют стоимость аудита и необходимых улучшений во много раз.

Осталось еще одно задание. После внесения рекомендованных улучшений вернитесь на объект и повторите аудит! Таким образом, эффективность улучшений будет подтверждена, и может даже оказаться возможным предложить дальнейшие усовершенствования. В конце концов, энергоэффективность – это постоянное улучшение, а не разовое исправление!

Источники реактивной мощности. Электрическая терминология

Компонент тока связан как с активной, так и с реактивной мощностью.Ток, соответствующий активной мощности, находится в фазе с напряжением сети и преобразуется в механическую энергию или тепло. Ток, соответствующий реактивной мощности, имеет фазовый сдвиг на 90° с активным током либо назад (индуктивная нагрузка), либо вперед (емкостная нагрузка), и необходим для магнитного возбуждения.

Электрическая сеть характеризуется сопротивлением (R), индуктивностью (L) и емкостью (C):

  • сопротивление R, непосредственно и необратимо преобразующее электроэнергию в тепло;
  • индуктивность L, создающая магнитное поле; и
  • емкость С, которая, чаще всего, вырабатывает реактивную мощность.

Эти элементы находятся в компонентах сети со следующими последствиями для реактивной мощности.

Источники реактивной мощности

Синхронные машины

Эти машины используются в качестве генераторов (активной мощности), когда они преобразуют механическую энергию в электрическую; в противном случае они используются в качестве двигателей. Эти машины могут производить реактивную мощность, изменяя возбуждение. В некоторых случаях машина не подает активной мощности.Затем он используется в качестве синхронного конденсатора. Синхронные двигатели редко используются в качестве модулирующих устройств.

Асинхронные машины

Они отличаются от машин, описанных выше, тем, что потребляют из сети необходимую им реактивную мощность. Эта мощность может быть значительной: 25–35 % активной мощности при полной нагрузке, гораздо больше при частичной нагрузке.

Асинхронные двигатели, будучи наиболее распространенными, являются основными потребителями реактивной мощности, вырабатываемой промышленными сетями.

Линии и кабели

Характеристики L и C воздушных линий и кабелей таковы, что они потребляют реактивную мощность при полной нагрузке.

Воздушные линии, в зависимости от тока нагрузки, либо потребляют, либо отдают реактивную мощность. При нагрузках ниже естественной (импедансной) нагрузки линии вырабатывают чистую реактивную мощность; при нагрузках выше естественной нагрузки линии поглощают реактивную мощность.

Подземные кабели из-за большой емкости имеют высокие естественные нагрузки.Они всегда нагружены ниже своих естественных нагрузок и, следовательно, генерируют реактивную мощность при любых условиях эксплуатации.

Трансформаторы

Трансформаторы потребляют реактивную мощность, которая соответствует примерно 5–10% полной мощности, протекающей через них. Они всегда поглощают реактивную мощность независимо от их нагрузки; на холостом ходу преобладают эффекты шунтирующего намагничивающего сопротивления; а при полной нагрузке преобладают эффекты последовательной индуктивности рассеяния.

Индуктивность

Индуктивности потребляют в основном реактивную мощность, например, индуктивности ограничения тока и индуктивности стабилизации (для дуговых печей, люминесцентных ламп).

Конденсаторы

По определению, конденсаторы генерируют реактивную мощность с очень высокой скоростью. Они обычно добавляются для подачи или поглощения реактивной мощности и, таким образом, регулируют баланс реактивной мощности желаемым образом.

Если вы хотите узнать больше о коррекции коэффициента мощности, вы можете прочитать эту замечательную книгу:

Продолжить чтение

Активное сопротивление меди.Сопротивление

Обусловливает нагрев проводов (теплопотери) и зависит от материала токонесущих жил и их сечения. Для линий с малыми сечениями из цветного металла (алюминий, медь) активное сопротивление равно омическому (сопротивлению постоянному току), так как проявление поверхностного эффекта на промышленных частотах 50-60 Гц незаметно (около 1 %). Для проводов большого сечения (500 мм и более) влияние поверхностного эффекта на промышленных частотах существенно

Активное линейное сопротивление линии определяется по формуле, Ом/км

где — удельное сопротивление материала провода, Ом мм/км; F — сечение фазного провода (жилы),.Для технического алюминия в зависимости от его марки можно принять = 29,5-31,5 Ом·мм/км, для меди = 18,0-19,0 ​​Ом·мм 2 /км.

Активное сопротивление не остается постоянным. Она зависит от температуры провода, которая определяется температурой окружающего воздуха (среды), скоростью ветра и величиной тока, проходящего через провод.

Упрощенное сопротивление можно интерпретировать как препятствие направленному движению зарядов узлов кристаллической решетки материала проводника, совершающих колебательные движения вокруг состояния равновесия.Интенсивность колебаний и, соответственно, омическое сопротивление увеличиваются с ростом температуры проводника.

Зависимость активного сопротивления от температуры провода t определяется как

где — нормативное значение сопротивления R 0 , рассчитанное по формуле (4. 2) , при температуре проводника t = 20°С; а — температурный коэффициент электрического сопротивления, Ом/град (для медных, алюминиевых и алюминиево-стальных проводов α = 0,00403, для стальных α = 0.00405).

Сложность задания активного сопротивления линий в (4.3) состоит в том, что температура провода в зависимости от токовой нагрузки и интенсивности охлаждения может значительно превышать температуру окружающей среды. Необходимость такого уточнения может возникнуть при расчете сезонных электрических режимов.

В разветвлении фазы ВЛ на н одинаковых проводов по выражению (4.2)   Необходимо учитывать суммарное сечение фазных проводов:

4.2. Индуктивное сопротивление

Из-за магнитного поля, возникающего вокруг и внутри проводника при протекании по нему переменного тока. В проводнике ЭДС самоиндукции наведения, в соответствии с принципом Ленца, противоположна ЭДС источника.


  Противодействие ЭДС самоиндукции изменению ЭДС источника и вызывает индуктивное сопротивление проводника. Чем больше изменение потокосцепления, определяемое частотой тока = 2nf (скорость изменения тока di / dt ), и фазной индуктивностью L в зависимости от построения (разветвления) фазы, и трехфазной линии электропередачи в целом, тем больше индуктивное сопротивление элемента X = L.То есть для одной и той же линии (или просто электрической катушки) с увеличением частоты питающего тока f индуктивное сопротивление увеличивается. Естественно, что при нулевой частоте = 2nf = 0, например, в сетях постоянного тока, индуктивное сопротивление ЛЭП отсутствует.

На индуктивное сопротивление фаз многофазных линий электропередач также влияет взаимное расположение фазных проводников (жилых). Кроме ЭДС самоиндукции в каждой фазе индуцируется ЭДС самоиндукции взаимной индукции.Поэтому при симметричном расположении фаз, например, в вершинах равностороннего треугольника, результирующая противодействующая ЭДС одинакова во всех фазах, а значит, и индуктивные сопротивления фаз равны ей. При горизонтальном расположении фазных проводов фазовая связь фаз неодинакова, поэтому индуктивные сопротивления фазных проводов отличаются друг от друга. Для достижения симметрии (равномерности) параметров фаз на специальных опорах производится перестановка (перестановка) фазных проводников.

Индуктивное сопротивление, отнесенное к 1 км линии, определяют по эмпирической формуле, Ом/км,

Если принять частоту тока 50 Гц, то при указанной частоте = 2нф = 314 рад/с для проводов из цветных металлов (|м = 1) получим, Ом/км,

Однако для ВЛ с указанным номинальным напряжением характеристика отношения между параметрами R 0nпроводов по фазе увеличивает эквивалентный радиус расщепления структуры фазы (рис.4.4):

(4.23)

где A — расстояние между проводами в фазе, равна 40-60 см.

Анализ зависимости (4.23) показывает, что эквивалент показывает, что эквивалентный фазовый радиус изменяется в пределах от 9,3 см (при n = 2) до 65 см (при n = 10) и мало зависит от сечение провода. Основным фактором, определяющим изменение, является количество проводов в фазе. Так как эквивалентный радиус расщепленной фазы намного больше реального радиуса провода нерасщепленной фазы, то он индуктивный

сопротивление такой ВЛ, определяемое по преобразованной формуле вида (4.24), Ом/км, убыль:

(4.24)

Уменьшение X 0 , достигаемое в основном за счет уменьшения внешнего сопротивления X 0 0 , относительно невелико. Например, при разветвлении фазы ВЛ 500 кВ на три провода — на 0,29-0,30 Ом/км, т.е. примерно на треть. Соответственно при уменьшении сопротивления

Увеличенная пропускная способность (идеальный предел) линии:

(4,25)

Естественно, что с увеличением эквивалентного радиуса фазы уменьшается напряженность электрического поля вокруг фазы и, следовательно, потери мощности на корону.Тем не менее, суммарные значения этих потерь для линий высокого и сверхвысокого напряжения (220 кВ и более) являются заметными величинами, которые следует учитывать при анализе режимов линий указанных классов напряжения ( рис 4. 5 ).

Разделение фазы на несколько проводов увеличивает емкость воздушной линии электропередачи и, соответственно, емкостную проводимость:

(4.26)

Например, при разделении фазы ВЛ 220 кВ на два провода проводимость увеличивается с 2.7 10 -6 до 3,5 10 -6 См/км. Тогда зарядная мощность ВЛ 220 кВ, например, 200 км, составляет

, что соизмеримо с передаваемой мощностью ВЛ данного класса напряжения, в частности с натуральной мощностью линии

(4.27)

4.6.   Схемы замены линий электропередач

Выше приведена характеристика отдельных элементов схемы замещения. В соответствии с их физическим проявлением при моделировании электрических сетей схемы воздушных линий, кабельных линий и сборных шин представлены на рис. 4.5 , рис 4.6 , рис 4.7 . Дадим некоторые общие пояснения к этим схемам.

При расчете симметричных установившихся режимов схему замещения ЭС выполняют для одной фазы, т. е. ее продольные параметры, сопротивление Z = R + JX изображают и рассчитывают для одного фазного провода (жилы), а при разделении фазы принимают с учетом количества проводов в фазе и эквивалентного радиуса фаз конструкции ВЛ.

Емкостная проводимость Vc, учитывает проводимость (емкость) между фазами, между фазами и землей и отражает выработку зарядной мощности всей конструкции трехфазной линии:

Линейная проводимость Г, , изображаемая как шунт между фазой (жилой) и точкой нулевого потенциала цепи (землей), включает суммарные потери активной мощности на корону (или в изоляции) трех фаз:


  Перекрестная проводимость (шунты) Y = G + jX   в схемах замещения можно не изображать, а заменить их мощностью этих шунтов ( рис 4.5, б ; рис. 4.6, б ).   Например, вместо активной проводимости показать потери активной мощности в воздушных линиях:

(4.29)

или отдельно CL:

Вместо емкостной проводимости указать генерацию зарядной мощности

  (4. 30а)

Уточненный учет поперечных ветвей ЛЭП по нагрузкам упрощает оценку электрических режимов, выполняемую вручную. Такие схемы замещения линий называются расчетными ( рис 4.5, б ; рис 4.6, б ).

На отдельных линиях электропередачи напряжением до 220 кВ при определенных условиях можно не учитывать те или иные параметры, если их влияние на работу сети незначительно. В связи с этим схемы замены линий, приведенные на рис. 4.1 , в ряде случаев могут быть упрощены.

В ВЛ напряжением до 220 кВ потери мощности на корону, а в КЛ напряжением до 35 кВ диэлектрические потери незначительны.Поэтому при расчетах электрических мод пренебрегают ими и, соответственно, активной проводимостью ( рис. 4.6 ). Учет активной проводимости необходим для ВЛ напряжением 220 кВ и для ВЛ напряжением 110 кВ и выше в расчетах, требующих расчета потерь мощности, а для ВЛ напряжением 330 кВ и выше также при расчете электрических режимов ( рис 4,5 ).

Необходимость учета емкости и мощности зарядки линии зависит от соизмеримой мощности зарядки и нагрузки. В локальных сетях малой протяженности при номинальном напряжении до 35 кВ зарядные токи и мощности значительно меньше нагрузочных. Поэтому в КЛ емкостная проводимость учитывается только при напряжениях 20 и 35 кВ, а в ВЛ ею можно пренебречь.

В региональных сетях (110 кВ и выше) значительной протяженности (40-50 км и более) зарядная мощность может быть соизмерима с нагрузкой и должна учитываться либо непосредственно ( рис. 4.6, б ), либо путем введения емкостные проводимости ( рис 4.6 и ).

В ВЛ с малыми сечениями (16-35 мм 2 ) преобладают активные сопротивления, а с большими сечениями (240 мм 2 в районных сетях 220 кВ и выше) свойства сетей определяются их индуктивностями. Активные и индуктивные сопротивления проводников средних сечений (50-185 мм 2 ) близки между собой. В КЛ напряжением до 10 кВ малых сечений (50 мм 2 и менее) сопротивление является решающим, и в этом случае можно не учитывать индуктивные сопротивления ( рис.7, б ).

Необходимость учета индуктивных сопротивлений также зависит от доли реактивной составляющей тока в общей электрической нагрузке. При анализе электрических режимов с малыми коэффициентами мощности (cos

Схему замещения линий электропередачи постоянного тока можно рассматривать как частный случай схемы замещения линий электропередач переменного тока при X = 0 и b = 0.

Опубликовано 10 января 2012 г. (до 10 апреля 2013 г.)

Линия электрической сети теоретически рассматривается как состоящая из бесконечно большого числа активных и реактивных сопротивлений и проводимостей, равномерно распределенных по ней.

Точный учет влияния распределенных сопротивлений и проводимостей сложен и необходим при расчетах очень длинных линий, которые не рассматриваются в этом курсе.

На практике ограничиваются упрощенными методами расчета, рассматривая линию с сосредоточенными активными и реактивными сопротивлениями и проводимостями.

Для расчетов используются упрощенные схемы замены линий, а именно: П-образная схема замещения, состоящая из последовательно соединенных активного (r л) и реактивного (x л) сопротивлений. Активная (г л) и реактивная (емкостная) (б л) проводимости включены в начале и конце линии 1/2.

П-образная схема замены характерна для воздушных линий электропередачи напряжением 110-220 кВ и протяженностью до 300-400 км.

Активное сопротивление определяют по формуле:

rl = r о∙l,

где r о — удельное сопротивление Ом/км при t о проводов + 20 о, l — длина линии, км.

Сопротивление проводов и кабелей на частоте 50 Гц обычно примерно равно омическому сопротивлению.Влияние поверхностного эффекта не учитывается.

Удельное сопротивление r о для сталеалюминиевых и других проводов из цветных металлов определяют по таблицам в зависимости от сечения.

Для стальной проволоки нельзя пренебрегать поверхностным эффектом. Для них r о зависит от сечения и протекающего тока и находится в таблицах.

При температуре провода отличной от 20°С сопротивление линии определяют по соответствующим формулам.

Реактивное сопротивление определяется по формуле:

х л = х о∙л,

где х о — удельное реактивное сопротивление Ом/км.

Удельные индуктивные сопротивления фаз ВЛ в ​​общем случае разные. При расчете симметричных режимов используют средние значения х о:

где r о — радиус провода, см;

D ср — среднее геометрическое расстояние между фазами, см, определяется по следующему выражению:

D ср = (D AV D AV D CA) 1/3

Где D AV, D AV, D SA — расстояние между проводами соответствующих фаз А, В, С.

Например, когда фазы расположены в углах равностороннего треугольника со стороной D, среднее геометрическое расстояние равно D.

D AB = D BC = D SA = D

линии электропередач в горизонтальном положении:

D АВ = D SU = D

D SA = 2D

При размещении параллельных цепей на двухцепных опорах определяется потокосцепление каждого фазного провода токами обеих цепей.Изменение X 0 за счет влияния второго контура зависит от расстояния между цепями. Разница Х 0 одной цепи при учете и без учета влияния второй цепи не превышает 5-6% и в практических расчетах не учитывается.

В ЛЭП с Uном ≥330 кВ (иногда также на 110 и 220 кВ) провод каждой фазы разделяется на несколько проводов. Это соответствует увеличению эквивалентного радиуса. В выражении для Х 0:

Х о = ​​0,144lg (Д ср / р кр) +0,0157 (1)

вместо рр используется

r ЕС = (р пр а ср пф-1 ) 1/пФ,

, где р эк — эквивалентный радиус провода, см;

и ср — среднее геометрическое расстояние между проводами одной фазы, см;

н ф — количество проводов в одной фазе.

Для линии с расщепленными проводами последний член в формуле 1 уменьшается в n ф раз, т.е. имеет вид 0,0157/n ф.

Удельное сопротивление фазной линии с расщепленными проводами определяют как:

r 0 = r 0пр / нф,

где r 0пр — удельное сопротивление провода данного сечения, определяемое из справочных таблиц.

Для сталеалюминиевых проводов Х 0 определяют по справочным таблицам в зависимости от сечения, для стальных в зависимости от сечения и тока.

Активная проводимость (г·л) линии соответствует двум видам потерь активной мощности:

1) от токов утечки через изоляторы;

2) потеря короны.

Токи утечки через изоляторы (ТФ-20) малы и потерями в изоляторах можно пренебречь. В воздушных линиях (ВЛ) 110 кВ и выше при определенных условиях напряженность электрического поля на поверхности провода увеличивается и становится более критической. Воздух вокруг проволоки интенсивно ионизируется, образуя свечение — корону.Корона соответствует потере активной мощности. Наиболее радикальным средством снижения потерь мощности на корону является увеличение диаметра провода, для ВЛ (330 кВ и выше) применение расщепления провода. Иногда можно использовать так называемый системный метод снижения потерь мощности на корону. Диспетчер снижает напряжение в сети до определенного значения.

В связи с этим указаны наименьшие допустимые сечения для короны:

150 кВ — 120 мм 2 ;

220 кВ — 240 мм 2 .

Провода коронирования:

К снижению КПД,

К усиленному окислению поверхности проводов,

К возникновению радиопомех.

При расчете установившихся режимов сетей до 220 кВ активная проводимость практически не учитывается.

В сетях с Un ≥330 кВ при определении потерь мощности при расчете оптимальных режимов необходимо учитывать потери на корону.

Емкостная проводимость (в л) линии обусловлена ​​емкостями между проводами разных фаз и емкостью провод — заземляющий кабель и определяется следующим образом:

в л = в 0 л,

где 0 — удельная емкостная проводимость см/км, которую можно определить по справочным таблицам или по следующей формуле:

0 = 7.58∙10-6/lg(D ср/р пр)(2),

где D ср — среднее геометрическое расстояние между проводами фаз; r пр — радиус провода.

Для большинства расчетов в сетях 110-220 кВ ЛЭП (ЛЭП) представляется более простой схема замены:

Иногда в схеме замены вместо емкостной проводимости в л/2 вырабатывается реактивная мощность по емкости линий (зарядной мощности).

Половина емкостной линии питания, МВАр, равна:

QC = 3I c U f = 3U f in 0 l / 2 = 0,5V 2 in l, (*),

где U f и U — соответственно фазное и междуфазное (линейное) напряжение, кВ;

I с — емкостной ток на землю:

Ic = U ф в л/2

Из выражения для Q C (*) следует, что мощность Q C, генерируемая линиями, сильно зависит от напряжения. Чем выше напряжение, тем больше емкостная мощность.

Для ВЛ напряжением 35 кВ и ниже емкостной мощностью (КМ) можно пренебречь, тогда схема замещения примет следующий вид: 300-400 км учитывается равномерное распределение сопротивлений и проводимостей вдоль линии.

Кабельные линии электропередач представляют собой ту же П-образную схему замещения, что и ВЛ.

Удельные активное и реактивное сопротивления r 0, x 0 определяют по справочным таблицам, а также для ВЛ.

Из выражения для Х 0 и при 0:

Х о = ​​0,144lg (Д уф/р пр) +0,0157

0 = 7,58∙10 -6 /lg (Д уф/р пр )

видно, что X 0 уменьшается, а в 0 растет по мере сближения разных проводов.

Для кабельных линий расстояние между проводами фаз значительно меньше, чем для воздушных линий и Х 0 очень мало.

При расчете режимов КЛ (кабельных линий) напряжением 10 кВ и ниже допускается учитывать только активное сопротивление.

Емкостной ток и Q C в кабельных линиях больше, чем в воздушных. В кабельных линиях (КЛ) высокого напряжения учитывают Q с, а удельную емкостную мощность Q с0 кВАр/км можно определить по таблицам в справочниках.

Активная электропроводность (g·l) учитывается для кабелей напряжением 110 кВ и выше.

Удельные параметры кабелей Х 0, а также Q С0, приведенные в справочных таблицах, являются ориентировочными, более точно их можно определить по заводским характеристикам кабелей.

В большинстве случаев можно считать, что параметры ЛЭП (активное и реактивное сопротивления, активная и емкостная проводимости) распределены по ее длине равномерно. Для линии относительно небольшой длины распределением параметров можно пренебречь и использовать сосредоточенные параметры: активное и реактивное сопротивления линии Rl и Chl, активную и емкостную проводимость линии Gl и Vl.

Воздушные линии электропередачи напряжением 110 кВ и выше, протяженностью до 300-400 км обычно представляют П-образной замещающей схемой (рис.3.1).

Активное сопротивление линии определяется по формуле:

Rl = roL, (3.1) где

ro — удельное сопротивление, Ом/км, при температуре провода +20°С;

L — длина линии, км

Удельное сопротивление r0 определяется по таблицам в зависимости от сечения. При температуре провода отличной от 200С сопротивление линии уточняется.

Реактивное сопротивление определяется следующим образом:

X1 = xoL, (3.2)

где xo — удельное реактивное сопротивление, Ом/км.

Удельные индуктивные сопротивления фаз ВЛ в ​​основном разные. При расчете симметричных мод используют средние значения xo:

где рпр — радиус проволоки, см;

Dav — среднее геометрическое расстояние между фазами, см, определяемое по следующему выражению:

где Dab, Dbc, Dca — расстояния между проводами фаз а, b, с соответственно, рис.3.2.

При размещении параллельных цепей на двухцепных опорах потокосцепление каждого фазного проводника определяется токами обеих цепей. Изменение хо за счет влияния второго контура зависит прежде всего от расстояния между цепями. Разница между хо одной цепи при учете и без учета влияния второй цепи не превышает 5-6% и в практических расчетах не учитывается.

В ЛЭП на Уном ³ ЗЗ0кВ провод каждой фазы разделен на несколько (N) проводов.Это соответствует увеличению эквивалентного радиуса. Эквивалент радиуса расщепленной фазы:

где а — расстояние между проводами в фазе.

Для сталеалюминиевых проводов xo определяют по справочным таблицам в зависимости от сечения и количества проводов в фазе.

Активная проводимость линии Gl 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 ВЛ напряжением 110кВ и выше при определенных условиях напряженность электрического поля на поверхности провода увеличивается и становится более критической. Воздух вокруг проволоки интенсивно ионизируется, образуя свечение — корону. Корона соответствует потере активной мощности. Наиболее радикальным средством снижения потерь мощности на корону является увеличение диаметра провода. Наименьшие допустимые сечения проводов ВЛ нормируются по условию образования венца: 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 Uном³ЗЗ0кВ при определении потерь мощности и при расчете оптимальных режимов необходимо учитывать потери на корону:

ДРк = ДРк0L = U2g0L, 3.6)

где Dрк0 – удельные потери активной мощности на корону, g0 – удельная активная проводимость.

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

где bo — удельная емкостная проводимость, См/км, которую можно определить по справочным таблицам или по следующей формуле:

Для большинства расчетов в сетях 110–220 кВ ЛЭП обычно представляют более простой схемой замены (рис.3.3, б). В этой схеме вместо емкостной проводимости (рис.3.3, а) учитывается реактивная мощность, создаваемая емкостями линий. Половина емкостной (зарядной) линии питания, МВАр, равна:

UФ и U — фазное и межфазное напряжение, кВ;

Iб — емкостной ток на землю.

Рис. 3.3. Схемы замены ЛЭП:

а, б — ВЛ 110-220-330 кВ;

c — ВЛ Уном £35 кВ;

d-кабельная линия Uном £ 10 кВ

От (3.8) следует, что мощность Qb, вырабатываемая линией, сильно зависит от напряжения. Для ВЛ напряжением 35 кВ и ниже емкостной мощностью можно пренебречь (рис.3.3, в). Для линий Уном ³ ЗЗ0 кВ протяженностью более 300-400 км учитывается равномерное распределение сопротивлений и проводимостей по линии. Эквивалентная схема таких линий представляет собой квадруполь.

Кабельные линии электропередач также представлены П-образной схемой замещения. Удельные активные и реактивные сопротивления ro, xo определяют по справочным таблицам, а также для ВЛ.Из (3.3), (3.7) видно, что xo уменьшается, а bo растет по мере приближения фазных проводников друг к другу. Для кабельных линий расстояние между жилами значительно меньше, чем для воздушных, поэтому xo мало и при расчете режимов для кабельных сетей напряжением 10 кВ и ниже можно учитывать только активное сопротивление (рис.3.3, г). Емкостной ток и зарядная мощность Qb в кабельных линиях больше, чем в воздухе. В кабельных линиях высокого напряжения учитывают Qb (рис.3.3, б). Активная проводимость Gl учитывается для кабелей напряжением 110 кВ и выше.

3 .2. Потери мощности в линиях

Потери активной мощности в ЛЭП подразделяются на потери холостого хода ДРХХ (потери на венец) и нагрузочные потери (по нагревательным проводам) ДРН:

В линиях реактивной мощности потери расходуются на создание магнитного потока внутри и вокруг провода

Параметры фаз ЛЭП равномерно распределены по ее длине, т.е.е. линия электропередач представляет собой цепь с равномерно распределенными параметрами. Точный расчет схемы, содержащей такую ​​схему, приводит к сложным расчетам. В связи с этим при расчете линий электропередач в общем случае используются упрощенные «Т» и «П»-образные схемы замещения с сосредоточенными параметрами (рис. № 1). Погрешности электрического расчета линии с Т-образными и П-образными схемами замещения примерно одинаковы. Они зависят от длины линии.

Предположения о концентрации реальных равномерно распределенных параметров по длине линий электропередачи справедливы при протяженности воздушных линий (ВЛ) не более 300-350 км, а для кабельных линий (КЛ) 50-60 км.Для линий электропередач большой протяженности применяют различные методы учета распределения их параметров.

Размерность схемы ЭС и, соответственно, системы уравнений моделирования определяется номером схемы. Поэтому в практических расчетах, особенно с применением ЭВМ, чаще используют «П» — образную схему замещения, имеющую одно преимущество — размерность схемы меньше в 1,5 раза по сравнению с моделированием ТЛ. «Т» — образная схема.Поэтому дальнейшее изложение будет вестись применительно к «П»-образной схеме замены ЛЭП.

Выделим в схемах замещения продольные элементы — сопротивления линий передачи Z = R + jX и поперечные элементы — проводимости Y = G + jB (рис. 2). Значения этих параметров для ЛЭП определяются общим выражением

где P(R 0, X 0, g 0, b 0) — значение продольного или поперечного параметра, относящегося к 1 км линии длиной L, км.Иногда эти параметры называют ходовыми.


Для линий электропередачи определенного исполнения и класса напряжения применяют частные случаи этих цепей в зависимости от физического проявления и значения (величины) соответствующего параметра. Рассмотрим краткую суть этих параметров.

Активное сопротивление вызывает нагрев проводов (теплопотери) и зависит от материала токонесущих жил и их сечения. Для линий с проводами малого сечения из цветного металла (алюминий, медь) активное сопротивление равно омическому (сопротивлению постоянному току), т.к. проявление поверхностного эффекта на промышленных частотах 50-60 Гц незаметно (около 1%).Для проводников большого сечения (500 мм 2 и более) поверхностный эффект на промышленных частотах значительно.

Сопротивление линии определяется по формуле, Ом/км,

где; — удельное сопротивление материала провода, Ом мм 2 /км; F- сечение фазного провода (жилы), мм 2. Для технического алюминия в зависимости от его марки можно взять; = 29,5-31,5 Ммм 2 /км, для меди; = 18-19 Ммм 2/км.

Активное сопротивление не остается постоянным.Она зависит от температуры провода, которая определяется температурой окружающего воздуха (окружающей среды), скоростью ветра и величиной тока, проходящего через провод.

Омическое сопротивление можно упростить как препятствие направленному движению зарядов узлов кристаллической решетки материала проводника, совершающих колебательные движения вокруг состояния равновесия. Интенсивность колебаний и, соответственно, омическое сопротивление увеличиваются с ростом температуры проводника.

Зависимость активного сопротивления от температуры провода t определяется как

где — нормативное значение сопротивления R 0 , рассчитанное по формуле № 2, при температуре проводника t = 20 0 С; α-температурный коэффициент электрического сопротивления, Ом/град (для медных, алюминиевых и сталеалюминиевых проводов α = 0,00403, для стальных α = 0,00455).

Сложность определения активного сопротивления линий по формуле №3 состоит в том, что температура провода в зависимости от токовой нагрузки и интенсивности охлаждения может значительно превышать температуру окружающей среды.Необходимость в таком уточнении может возникнуть при расчете сезонных электрических режимов.

При разбиении фазы ВЛ на n одинаковых проводов в выражении №2 необходимо учитывать суммарное сечение фазных проводов:

Индуктивное сопротивление, обусловленное магнитным полем, возникающим вокруг и внутри проводника при протекании по нему тока. В проводнике индуцируется ЭДС самоиндукции, направленная в соответствии с принципом Ленца, противоположная ЭДС источника.

Противодействие тому, что ЭДС самоиндукции должна изменить ЭДС источника и вызывает индуктивное сопротивление проводника. Чем больше изменение потокосцепления, определяемое частотой тока; f (скорость изменения тока di/dt), а фазная индуктивность L в зависимости от структуры (разветвления) фазы и трехфазной линии передачи в целом, тем больше индуктивное сопротивление элемента X = ωL. То есть для той же линии (или просто электрической катушки) с увеличением частоты питающего тока f индуктивность увеличивается.Естественно, что при нулевой частоте (; f = 0), например, в сетях постоянного тока, индуктивное сопротивление линий электропередач отсутствует.

На индуктивное сопротивление фаз многофазных линий электропередач также влияет взаимное расположение фазных проводников (проводников). Помимо ЭДС самоиндукции, каждая фаза индуцируется встречно-ЭДС взаимной индукции. Поэтому при симметричном расположении фаз, например, в вершинах равностороннего треугольника, результирующая противодействующая ЭПС одинакова во всех фазах, а значит, и индуктивные сопротивления фаз равны ей.При горизонтальном расположении фазных проводов фазовая связь фаз неодинакова, поэтому индуктивные сопротивления фазных проводов отличаются друг от друга. Для достижения симметрии (равномерности) параметров фаз на специальных опорах производится перестановка (перестановка) фазных проводников.

Индуктивное сопротивление, отнесенное к 1 км линии, определяется по эмпирической формуле, Ом/км,

(5)

Если взять частоту тока 50 Гц, то на указанной частоте; f = 314 рад/с для проводов из цветных металлов (μ = 1) получаем, Ом/км,

(6)

и на частоте 60 Гц соответственно (ω = 376.8 рад/с), Ом/км

(7)

При сближении фазных проводов действие ЭДС взаимной индукции усиливается, что приводит к уменьшению индуктивного сопротивления ЛЭП. Особенно заметно снижение индуктивного сопротивления (в 3-5 раз) в кабельных линиях. Компактные высоковольтные и сверхвысоковольтные ВЛ большой мощности с индуктивным сопротивлением 25–20 % ок.

Значение среднегеометрического расстояния между фазными проводами (жилами), м,

(8)

зависит от расположения фазных проводов (шин).Фазы ВЛ могут располагаться горизонтально или по вершине треугольника, фазные шины проводников — в горизонтальной или вертикальной плоскости, а жилы трехжильного кабеля — по вершинам равностороннего треугольника. Значения D ср и r пр должны иметь одинаковую размерность.

При отсутствии справочных данных фактический радиус многожильных проводов r пр можно определить по сумме площадей поперечного сечения токоведущей и стальной частей провода, увеличив ее с учетом скрутки на 15 –20%, т.е.е.

(9)

Обратите внимание, что индуктивный импеданс состоит из двух составляющих: внешней и внутренней. Внешнее индуктивное сопротивление определяется внешним магнитным потоком, образующимся вокруг проводов, и величинами D ср и r кр. Естественно, что с уменьшением расстояния между фазами возрастает влияние ЭДС взаимной индукции и уменьшается индуктивное сопротивление, и наоборот. Для кабельных линий при их малых расстояниях между токоведущими жилами (на два порядка меньше, чем в воздушных линиях) индуктивное сопротивление значительно (в 3-5 раз) меньше, чем у воздушных линий.Формулы № 5 и № 6 для определения Х 0 кабельных линий не применяют, так как они не учитывают конструктивные особенности кабелей.

Поэтому в расчетах используются заводские данные по индуктивному сопротивлению кабелей. Внутреннее индуктивное сопротивление определяется внутренним потоком, замыкающимся в проводах.

Для стальных проводов его значение зависит от токовой нагрузки и приводится в справочниках.

Таким образом, сопротивление ЛЭП зависит от материала, сечения и температуры провода.Зависимость обратно пропорциональна сечению провода, ярко выражена для малых сечений, когда R 0 имеет большие значения, и малозаметна для больших сечений проводов. Индуктивное сопротивление линий электропередачи, исполнение линий, конструкция фаз и практически не зависит от сечения проводов (значение lg (D СР / r пр) ≈const).

Емкостная проводимость из-за емкостей между фазами, фазными проводами (жилыми) и землей.В схеме замещения ЛЭП расчетная (рабочая) емкость плеча эквивалентной звезды, полученная при преобразовании треугольника проводимости в звезду (рис. 3, в).

В практических расчетах работоспособность трехфазной ВЛ с одним проводом на единицу длины (Ф/км) определяют по формуле

(10)

Работоспособность кабельных линий значительно выше пропускной способности воздушных линий, так как жилы расположены очень близко друг к другу и заземлены металлическими оболочками.Кроме того, диэлектрическая проницаемость изоляции кабеля намного больше единицы — диэлектрическая проницаемость воздуха. Большое разнообразие конструкций кабеля, отсутствие их геометрических размеров затрудняет определение его работоспособности, а потому на практике используют данные эксплуатационных или заводских измерений.

Емкостная проводимость воздушных и кабельных линий, см/км, определяется по общей формуле

Таблица №1 Рабочая мощность С 0 (10 -6), Ф/км трехжильных кабелей с ленточной изоляцией

Напряжение, кВ

Сечение жилы, мм 2

С учетом выражения No.10, а) для ВЛ с частотой тока 50 Гц имеем, См/км,

(11)

и для ВЛ с частотой питающего напряжения 60 Гц получаем, См/км,

(12)

Емкостная проводимость зависит от конструкции кабеля и указывается производителем, но для ориентировочных расчетов ее можно оценить по формуле №11.

Под действием приложенного к линии напряжения через емкости линий проецируются емкостные (зарядные) токи.Тогда расчетное значение емкостного тока на единицу длины, кА/км,

(13)

и зарядная мощность трехфазной ЛЭП, Мвар/км,

зависят от напряжения в каждой точке.

Значение зарядной мощности для всей ЛЭП определяется через фактическое (расчетное) напряжение начала и конца линии, Мвар,

или приблизительное напряжение сети

Для кабелей 6-35 кВ с бумажной изоляцией и вязкой пропиткой известна выработка реактивной мощности q 0 на километр линии, с учетом которой суммарная выработка КЛ будет определена как

Линии электропередач с поперечной емкостной проводимостью, потребляющие ведущее напряжение емкостного тока из сети, следует рассматривать как источник реактивной (индукционной) мощности, часто называемой зарядной.Имея емкостную природу, зарядная мощность уменьшает индуктивную составляющую нагрузки, передаваемую по линии к потребителю.

В схемах замещения ВЛ, начиная с номинального напряжения 110 кВ и в КЛ-35 кВ и более, следует учитывать поперечные ответвления (шунты) в виде емкостных проводников В с, или вырабатываемых мощностей Q С.

Расстояние между линиями электропередачи в каждом классе напряжения, особенно для воздушных линий, практически одинаково, что определяет неизменность результирующей проточной связи фаз и емкостного влияния линий.Поэтому для ВЛ традиционной конструкции (без глубокого разделения фаз и специальных опорных конструкций) реактивные параметры мало зависят от расчетных характеристик линий, так как соотношение расстояний между фазами и сечением (радиусом) проводов практически не меняется, что отражено в формулах логарифмической функцией.

При выполнении фаз ВЛ 35-220 кВ одиночными проводами их индуктивное сопротивление находится в узких пределах: Х 0 = (0.40-0,44) Ом/км, а емкостная проводимость лежит в пределах b 0 = (2,6-2,8) 10 -6 См/км. Влияние изменения площади поперечного сечения (радиуса) жил кабеля на Х 0 равно заметнее, чем в ВЛ. Поэтому для КЛ мы имеем более широкое изменение индуктивного сопротивления: X 0 ≈ (0,06-0,15) Ом/км. Для кабельных линий всех марок и сечений напряжением 0,38-10 кВ индуктивное сопротивление лежит в более узком диапазоне (0,06-0,1 Ом/км) и определяется по таблицам физико-технических данных кабелей.

Среднее значение зарядной мощности на 100 км для ВЛ 110 кВ составляет около 3,5 МВАр, для ВЛ 220 кВ — 13,5 МВАр, для ВЛ 500 кВ — 95 МВАр.

Учет этих показателей позволяет исключить существенные погрешности расчета параметров линии или использовать эти параметры в ориентировочных расчетах, например, для оценки ее длины (км) в виде реактивных параметров

Активная проводимость за счет потери активной мощности ΔР из-за несовершенства изоляции (протечки по поверхности изоляторов, токи проводимости (смещения) в материале изолятора) и ионизации воздуха вокруг проводника за счет коронного разряда.Удельная активная проводимость определяется по общей формуле шунта, См/км,

где U ном — номинальное напряжение ЛЭП в кВ.

Потери в изоляции ВЛ незначительны, а явление коронирования в ВЛ возникает только при превышении напряженности электрического поля на поверхности кВ МАХ/см

критическое значение около 17-19 кВ/см. Такие условия для возникновения короны на ВЛ 110 кВ и выше.

Коронирование и, соответственно, потери активной мощности сильно зависят от напряжения ВН, радиуса провода, атмосферных условий и состояния поверхности провода. Чем больше рабочее напряжение и чем меньше радиус проводов, тем больше электрическое поле. Ухудшение атмосферных условий (повышенная влажность воздуха, мокрый снег, иней на поверхности проводов), заусенцы, царапины также способствуют росту напряженности электрического поля и, соответственно, потерям активной мощности на кернование.Коронный разряд вызывает помехи радио- и телеприему, коррозию поверхности проводов ВЛ.

Для снижения потерь венца до экономически приемлемого уровня в правилах устройства электроустановок (ПУЭ) установлено минимальное сечение (диаметр) проводов. Например, для ВЛ 110 кВ — ВЛ 70 кВ (11,8 мм), для ВЛ 220 кВ — ВЛ 240 КВ (21,6 мм).

Потери мощности на корону учитываются при моделировании ВЛ с номинальным напряжением 330 кВ и более.

В КЛ под действием наибольшего напряжения находятся слои поясной изоляции вблизи поверхности жил кабеля. Чем больше рабочее напряжение кабеля, тем заметнее токи утечки через изоляционные материалы и нарушение его диэлектрических свойств. После характеризуют тангенсом угла диэлектрических потерь tg δ, принятым по данным производителя.

Активная проводимость кабеля на единицу длины

(20)

и соответствующий ток утечки в изоляции кабеля, А,

(21)

Тогда диэлектрические потери в изоляционном материале КЛ, МОм,

Их следует рассматривать для КЛ с номинальным напряжением 110 кВ и выше.

Активная мощность и реактивная мощность

Реактивная мощность означает, что напряжение и ток не совпадают по фазе, и поэтому во время цикла (скажем, 20 мс для 50 Гц) поток мощности меняет направление на часть цикла. Вы можете просто нарисовать синусоиду напряжения, синусоиду тока с отставанием на 45 градусов и мгновенную волну мощности (произведение мгновенных значений V и A каждые 1 мс), чтобы визуализировать явления. Вы поймете, что силовые петли существуют выше и ниже оси X; они будут равны для разности фаз 90 градусов, когда коэффициент мощности равен 0.

Реактивная мощность — явление резонанса. Это мощность, которая колеблется между индуктивностью и емкостью ведущей точки, как видно из двойки. Как таковая, она сдвинута по фазе на 90 градусов относительно активной (реальной) мощности и приводит к потерям I в квадрате r. Это снижает способность генераторов производить активную мощность и линий электропередач по передаче активной мощности. Это может быть вызвано чрезмерным или недостаточным возбуждением генераторов (в соответствии с их кривыми реактивной мощности) или работой статических компенсаторов реактивной мощности, которые обычно имеют фиксированные блоки конденсаторов (иногда также применяются блоки конденсаторов с тиристорным переключением) и фазовый сдвиг. активная мощность за счет использования силового электронного переключения и тиристорных переключаемых реакторов или, наконец, за счет установки переключаемых конденсаторов или реакторов (силовых индукторов).Математически VAR слабо связаны с активной мощностью. Однако с практической точки зрения требуется достаточное количество реактивной мощности для поддержания напряжения, чтобы обеспечить передачу мощности раскрытия. Положительные варисторы поддерживают или повышают напряжение, а отрицательные (индуктивные) варисторы понижают или снижают напряжение.

На самом деле именно разность фаз между двумя концами линии вызывает протекание активной (реальной) мощности, а не напряжения. То есть, если фазовый угол напряжения на одном конце линии («От шины») больше, чем фазовый угол напряжения на другом конце линии («К шине»), то направление активной мощности будет от « Из автобуса» на «В автобус».Однако направление реактивной мощности на линии будет зависеть от величины напряжения на обоих концах линии. То есть реактивная мощность будет течь от шины или узла с большей величиной напряжения к другому концу линии с меньшей величиной напряжения. Однако в целом реактивная мощность является локальным явлением и, в отличие от активной мощности, не может передаваться на большие расстояния. То есть, если реактивная мощность необходима для поддержания напряжения на станционной шине, то она должна производиться на месте для этой станции.2)/X
Где
P = реальная (активная) мощность; Q = реактивная мощность
Vs = напряжение шины передающей стороны
Vr = напряжение шины принимающей стороны
theta = разность фаз между напряжениями шины передающей и принимающей сторон
X = реактивное сопротивление, подключенное между шинами передающей и принимающей сторон

В этом уравнении сопротивление считается пренебрежимо малым, поскольку реактивное сопротивление обычно больше, чем сопротивление. Уравнение немного меняется, когда учитывается сопротивление.

Хотя мы не упомянули об этом, но уравнения передачи энергии немного меняются при работе с явнополюсным генератором.

Важность реактивной мощности для системы

Введение:
  • На практике мы всегда уменьшаем реактивную мощность для повышения эффективности системы. Это допустимо на определенном уровне. Если система является чисто резистивной или емкостной, это может вызвать некоторые проблемы в электрической системе. Системы переменного тока поставляют или потребляют два вида мощности: активную мощность и реактивную мощность.
  • Активная мощность выполняет полезную работу, в то время как реактивная мощность поддерживает напряжение, которое необходимо контролировать для обеспечения надежности системы.Реактивная мощность оказывает сильное влияние на безопасность энергосистем, поскольку влияет на напряжения во всей системе.
  • Найдите важное обсуждение, касающееся важности реактивной мощности и того, как полезно поддерживать нормальное напряжение системы

 Важность реактивной мощности:
  • Контроль напряжения в электроэнергетической системе важен для правильной работы электроэнергетического оборудования, чтобы предотвратить повреждение, такое как перегрев генераторов и двигателей, уменьшить потери при передаче и сохранить способность системы выдерживать и предотвращать падение напряжения.
  • Уменьшение реактивной мощности приводит к падению напряжения, а увеличение — к росту напряжения. Коллапс напряжения может произойти, когда система пытается обслуживать гораздо большую нагрузку, чем может выдержать напряжение.
  • При низком напряжении реактивной мощности, поскольку напряжение падает, ток должен увеличиваться для поддержания подачи питания, в результате чего система потребляет больше реактивной мощности, и напряжение падает еще больше. Если ток увеличивается слишком сильно, линии передачи выходят из строя, перегружая другие линии и потенциально вызывая каскадные сбои.
  • Если напряжение упадет слишком низко, некоторые генераторы автоматически отключатся, чтобы защитить себя. Коллапс напряжения происходит, когда увеличение нагрузки или уменьшение количества генерирующих или передающих мощностей вызывает падение напряжения, что вызывает дальнейшее снижение реактивной мощности из-за зарядки конденсаторов и линий, а также дальнейшее снижение напряжения. Если падение напряжения продолжится, это вызовет срабатывание дополнительных элементов, что приведет к дальнейшему снижению напряжения и потере нагрузки. Результатом всех этих прогрессивных и неконтролируемых спадов напряжения является то, что система не может обеспечить реактивную мощность, необходимую для обеспечения требований реактивной мощности
  • .

 

Необходимо для контроля напряжения и реактивной мощности:
  • Контроль напряжения и управление реактивной мощностью — это два аспекта одной деятельности, которая поддерживает надежность и облегчает коммерческие транзакции в сетях передачи.
  • В энергосистеме переменного тока (AC) напряжение регулируется путем управления производством и поглощением реактивной мощности.
  • Есть три причины, по которым необходимо управлять реактивной мощностью и управляющим напряжением.
  • Во-первых, как потребитель, так и оборудование энергосистемы рассчитаны на работу в диапазоне напряжений, обычно в пределах ±5% от номинального напряжения. При низком напряжении многие типы оборудования работают плохо, лампочки дают меньшую освещенность, асинхронные двигатели могут перегреться и выйти из строя, а некоторое электронное оборудование не будет работать.Высокое напряжение может повредить оборудование и сократить срок его службы.
  • Во-вторых, реактивная мощность потребляет ресурсы передачи и генерации. Чтобы максимизировать количество активной мощности, которая может быть передана через перегруженный интерфейс передачи, потоки реактивной мощности должны быть минимизированы. Точно так же производство реактивной мощности может ограничить реальную мощность генератора.
  • В-третьих, передача реактивной мощности по системе передачи приводит к потерям реальной мощности. Для возмещения этих потерь должны быть предоставлены как мощность, так и энергия.
  • Контроль напряжения усложняется двумя дополнительными факторами.
  • Во-первых, сама система передачи является нелинейным потребителем реактивной мощности, зависящей от нагрузки системы. При очень легкой нагрузке система генерирует реактивную мощность, которую необходимо поглощать, а при большой нагрузке система потребляет большое количество реактивной мощности, которую необходимо заменить. Требования к реактивной мощности системы также зависят от конфигурации генерации и передачи.
  • Следовательно, требования к реактивности системы изменяются во времени по мере изменения уровней нагрузки и моделей нагрузки и генерации.Массовая энергосистема состоит из множества элементов оборудования, любое из которых может выйти из строя в любой момент. Таким образом, система спроектирована таким образом, чтобы выдерживать потерю любого отдельного оборудования и продолжать работу, не затрагивая клиентов. То есть система спроектирована так, чтобы выдерживать единичные нештатные ситуации. Выход из строя генератора или основной линии электропередачи может привести к снижению реактивной мощности и, в то же время, к изменению конфигурации потоков таким образом, что система будет потреблять дополнительную реактивную мощность.
  • По крайней мере, часть реактивного источника питания должна быть способна быстро реагировать на изменение потребности в реактивной мощности и поддерживать приемлемые напряжения во всей системе. Таким образом, как электрической системе требуются резервы реальной мощности для реагирования на непредвиденные обстоятельства, так и она должна поддерживать резервы реактивной мощности.
  • Нагрузки также могут быть как реальными, так и реактивными. Реактивная часть нагрузки могла обслуживаться от системы передачи. Реактивные нагрузки вызывают большее падение напряжения и реактивные потери в системе передачи, чем реальные нагрузки аналогичного размера (MVA).
  • Работа системы имеет три цели при управлении реактивной мощностью и напряжением.
  • Во-первых, он должен поддерживать адекватное напряжение во всей системе передачи и распределения как для текущих, так и для непредвиденных условий.
  • Во-вторых, он стремится свести к минимуму перегрузку реальных потоков электроэнергии.
  • В-третьих, он направлен на минимизацию реальных потерь мощности.

 Основная концепция реактивной мощности

 1)    Зачем нужна реактивная мощность:
  • Активная мощность — это энергия, подаваемая для работы двигателя, обогрева дома или освещения электрической лампочки.Реактивная мощность обеспечивает важную функцию регулирования напряжения.
  • Если напряжение в системе недостаточно высокое, подача активной мощности невозможна.
  • Реактивная мощность используется для обеспечения уровней напряжения, необходимых для того, чтобы активная мощность выполняла полезную работу.
  • Реактивная мощность необходима для передачи активной мощности через систему передачи и распределения к потребителю. Реактивная мощность требуется для поддержания напряжения для подачи активной мощности (ватт) по линиям электропередачи.
  • Моторные нагрузки и другие нагрузки требуют реактивной мощности для преобразования потока электронов в полезную работу.
  • Когда реактивной мощности недостаточно, напряжение проседает, и невозможно протолкнуть мощность, требуемую нагрузками, по линиям».

2)    Реактивная мощность является побочным продуктом систем переменного тока
  • Трансформаторам, линиям электропередач и двигателям требуется реактивная мощность. Электродвигателям нужна реактивная мощность для создания магнитных полей для их работы.
  • Трансформаторы и линии передачи вносят не только сопротивление, но и индуктивность
  1. Оба противостоят потоку тока
  2. Необходимо повысить напряжение, чтобы протолкнуть мощность через индуктивность линий
  3. Если для смещения индуктивности не введена емкость

3)    Как напряжения контролируются реактивной мощностью:
  • Напряжения контролируются путем обеспечения достаточного запаса регулирования реактивной мощности для обеспечения потребностей через
  1. Шунтирующие конденсаторы и компенсаторы дросселей
  2. Динамическая компенсация
  3. Правильный график генерации напряжения.
  • Напряжения контролируются путем прогнозирования и корректировки потребности в реактивной мощности от нагрузок

4)    Реактивная мощность и коэффициент мощности
  • Реактивная мощность присутствует, когда напряжение и ток не совпадают по фазе
  1. Один сигнал опережает другой
  2. Фазовый угол не равен 0°
  3. Коэффициент мощности меньше единицы
  • Измеряется в реактивных вольтамперах (ВАр)
  • Создается, когда кривая тока опережает кривую напряжения (Опережающий коэффициент мощности)
  • Наоборот, потребляется, когда форма тока отстает от напряжения (отстающий коэффициент мощности)

5)    Ограничения реактивной мощности:
  • Реактивная мощность не распространяется очень далеко.
  • Обычно необходимо производить его рядом с местом, где он необходим
  • Поставщик/источник, расположенный недалеко от места потребности, находится в гораздо лучшем положении для обеспечения реактивной мощностью по сравнению с поставщиком, расположенным далеко от места потребности
  • Источники реактивной мощности
  • тесно связаны со способностью обеспечивать реальную или активную мощность.

 

Реактивная мощность, вызванная отсутствием электричества — отключение электроэнергии
  • Качество электроснабжения можно оценить по ряду параметров.Однако самым важным всегда будет наличие электроэнергии, а также количество и продолжительность перерывов.
  • При высоком потреблении электроэнергии потребность в индуктивной реактивной мощности увеличивается в той же пропорции. В этот момент линии электропередачи (хорошо загруженные) вносят дополнительную индуктивную реактивную мощность. Локальные источники емкостной реактивной мощности становятся недостаточными. Необходимо отдавать больше реактивной мощности от генераторов электростанций.
  • Может случиться так, что они уже полностью загружены и реактивную мощность придется доставлять из более отдаленных мест. Передача реактивной мощности будет больше нагружать линии, что, в свою очередь, приведет к увеличению реактивной мощности. Напряжение на стороне клиента еще больше уменьшится. Местное регулирование напряжения с помощью автотрансформаторов приведет к увеличению тока (для получения той же мощности), а это, в свою очередь, увеличит падение напряжения в линиях. В один момент этот процесс может пойти лавинообразно, снижая напряжение до нуля.Тем временем большая часть генераторов на электростанциях отключится из-за недопустимо низкого напряжения, что, конечно, ухудшит ситуацию.
  • Недостаточная реактивная мощность, ведущая к падению напряжения, стала причиной крупных отключений электроэнергии по всему миру. Падение напряжения произошло в Соединенных Штатах во время отключения электроэнергии 2 июля 1996 г. и 10 августа 1996 г. на Западном побережье
  • .
  • В то время как 14 августа 2003 г. отключение электроэнергии в США и Канаде не было связано с падением напряжения, поскольку этот термин традиционно используется инженерами энергосистем, в окончательном отчете целевой группы говорится, что «Недостаточная реактивная мощность была проблемой при отключении электроэнергии». и отчет также «завышение динамики реактивной мощности системы генерации» как распространенный фактор среди крупных отключений в Соединенных Штатах.
  • Спрос на реактивную мощность был необычно высоким из-за большого объема дальней передачи через Огайо в районы, включая Канаду, чем необходимо для импорта электроэнергии для удовлетворения местного спроса. Но запас реактивной мощности был низким из-за того, что некоторые станции вышли из строя и, возможно, из-за того, что другие станции не производили ее в достаточном количестве».

 Проблема реактивной мощности:
  • Хотя реактивная мощность необходима для работы многих электрических устройств, она может оказывать вредное воздействие на электроприборы и другие моторизованные нагрузки, а также на электрическую инфраструктуру.Поскольку ток, протекающий через электрическую систему, выше, чем необходимо для выполнения необходимой работы, избыточная мощность рассеивается в виде тепла, поскольку реактивный ток протекает через резистивные компоненты, такие как провода, переключатели и трансформаторы. Имейте в виду, что всякий раз, когда энергия тратится, вы платите. Не имеет значения, расходуется ли энергия в виде теплоты или полезной работы.
  • Мы можем определить, сколько реактивной мощности потребляют электрические устройства, измерив их коэффициент мощности, отношение между реальной мощностью и фактической мощностью.Коэффициент мощности 1 (т.е. 100%) в идеале означает, что вся электрическая мощность используется для реальной работы. Дома обычно имеют общий коэффициент мощности в диапазоне от 70% до 85%, в зависимости от того, какие приборы могут работать. Новые дома с новейшими энергоэффективными приборами могут иметь общий коэффициент мощности 90%.
  • Электроэнергетические компании корректируют коэффициент мощности вокруг промышленных комплексов, либо они потребуют сделать это от нарушившего правила потребителя, либо будут взимать плату за реактивную мощность.Электрические компании не беспокоятся об обслуживании населения, потому что воздействие на их распределительную сеть не такое серьезное, как в промышленно развитых районах. Однако верно то, что коррекция коэффициента мощности помогает электрической компании снижать спрос на электроэнергию, тем самым позволяя им удовлетворять потребности в обслуживании в другом месте.
  • Коррекция коэффициента мощности не увеличит ваши счета за электроэнергию и не нанесет вред вашим электрическим устройствам. Технология успешно применяется в промышленности в течение многих лет.При правильном выборе коррекция коэффициента мощности повысит электрический КПД и долговечность индуктивных нагрузок. Коррекция коэффициента мощности может иметь неблагоприятные побочные эффекты (например, гармоники) на чувствительном промышленном оборудовании, если ею не занимаются знающие и опытные специалисты. Коррекция коэффициента мощности в жилых домах ограничена мощностью электрического щита (максимум 200 ампер) и не компенсирует чрезмерную индуктивную нагрузку в доме. За счет повышения эффективности электрических систем снижается спрос на энергию и ее воздействие на окружающую среду

 

Влияние реактивной мощности на различные элементы энергосистемы:

 1)    Поколение:
  • Основной функцией генератора электроэнергии является преобразование топлива в электроэнергию.Почти все генераторы также имеют значительный контроль над напряжением на клеммах и выходной реактивной мощностью.
  • Способность генератора обеспечивать реактивную поддержку зависит от его реальной выработки электроэнергии. Как и большинство электрооборудования, генераторы ограничены своей допустимой нагрузкой по току. Приблизительно к номинальному напряжению эта возможность становится пределом МВА для якоря генератора, а не ограничением МВт.
  • Производство реактивной мощности включает усиление магнитного поля для повышения напряжения на клеммах генератора.Увеличение магнитного поля требует увеличения тока во вращающейся обмотке возбуждения. Поглощение реактивной мощности ограничено схемой магнитного потока в статоре, что приводит к чрезмерному нагреву стали на конце статора, что является пределом нагрева конца сердечника.
  • Синхронизирующий момент также уменьшается при поглощении большого количества реактивной мощности, что также может ограничивать возможности генератора и снижать вероятность потери синхронизации с системой.
  • Первичный двигатель генератора (эл.g., паровая турбина) обычно проектируется с меньшей мощностью, чем электрический генератор, что приводит к ограничению первичного двигателя. Разработчики понимают, что генератор большую часть времени будет вырабатывать реактивную мощность и поддерживать системное напряжение . Предоставление первичного двигателя, способного отдавать всю механическую энергию, которую генератор может преобразовать в электричество, когда он не производит и не поглощает реактивную мощность, приведет к недостаточному использованию первичного двигателя.
  • Чтобы произвести или поглотить дополнительные VAR сверх этих пределов, потребуется уменьшить реальную выходную мощность устройства.Управление реактивной мощностью и напряжением на клеммах генератора осуществляется путем регулировки постоянного тока во вращающемся поле генератора. Управление может быть автоматическим, непрерывным и быстрым.
  • Собственные характеристики генератора помогают поддерживать напряжение в системе. При любой заданной полевой настройке генератор имеет определенное напряжение на клеммах, которое он пытается удерживать. Если напряжение в системе падает, генератор будет подавать реактивную мощность в энергосистему, стремясь повысить напряжение в системе.Если напряжение в системе повышается, реактивная мощность генератора падает, и в конечном итоге реактивная мощность поступает в генератор, что приводит к снижению напряжения в системе. Регулятор напряжения будет усиливать это поведение, управляя током возбуждения в соответствующем направлении для получения желаемого напряжения системы.

 2)    Синхронные конденсаторы:
  • Каждая синхронная машина (двигатель или генератор) с управляемым полем обладает описанными выше возможностями реактивной мощности.
  • Синхронные двигатели иногда используются для обеспечения динамической поддержки напряжения в энергосистеме, поскольку они обеспечивают механическую мощность своей нагрузке. Некоторые турбины внутреннего сгорания и гидроагрегаты спроектированы таким образом, чтобы генератор мог работать без механического источника энергии просто для обеспечения реактивной мощностью энергосистемы, когда реальная выработка электроэнергии недоступна или не нужна. Синхронные машины, предназначенные исключительно для обеспечения реактивной поддержки, называются синхронными конденсаторами.
  • Синхронные конденсаторы обладают всеми преимуществами скорости срабатывания и управляемости генераторов без необходимости строительства остальной части электростанции (например, оборудования для обработки топлива и котлов). Поскольку они представляют собой вращающиеся машины с движущимися частями и вспомогательными системами, они могут требовать значительно большего обслуживания, чем статические альтернативы. Они также потребляют активную мощность, равную примерно 3% номинальной реактивной мощности машины.

 

3)    Конденсаторы и катушки индуктивности:
  • Конденсаторы и катушки индуктивности (которые иногда называют реакторами) представляют собой пассивные устройства, генерирующие или поглощающие реактивную мощность.Они достигают этого без значительных реальных потерь мощности или эксплуатационных расходов.
  • Выходная мощность конденсаторов и катушек индуктивности пропорциональна квадрату напряжения . Таким образом, конденсаторная батарея (или катушка индуктивности) номиналом 100 МВАР будет производить (или поглощать) только 90 МВАР, когда напряжение падает до 0,95 о.е., но она будет производить (или поглощать) 110 МВАР, когда напряжение возрастает до 1,05 о.е. Это соотношение полезно, когда катушки индуктивности используются для удержания напряжения на низком уровне.
  •  Дроссель поглощает больше, когда напряжение самое высокое и устройство больше всего нужно.Соотношение неудачно для более распространенного случая, когда конденсаторы используются для поддержания напряжения. В крайнем случае напряжение падает, и конденсаторы вносят меньший вклад, что приводит к дальнейшему снижению напряжения и еще меньшей поддержке от конденсаторов; в конечном итоге напряжение падает и происходят перебои.
  • Катушки индуктивности представляют собой дискретные устройства, предназначенные для поглощения определенного количества реактивной мощности при определенном напряжении. Их можно включать и выключать, но они не обеспечивают плавного управления.
  • Конденсаторные батареи состоят из отдельных конденсаторных банок, как правило, мощностью 200 квар или менее каждая.Банки соединяются последовательно и параллельно, чтобы получить желаемое напряжение батареи конденсаторов и номинальную емкость. Как и катушки индуктивности, конденсаторные батареи представляют собой дискретные устройства, но они часто имеют несколько ступеней, чтобы обеспечить ограниченную степень переменного управления, что делает их недостатком по сравнению с синхронным двигателем.

 

4)    Статические реактивные компенсаторы: (SVC)
  • SVC сочетает в себе обычные конденсаторы и катушки индуктивности с возможностью быстрого переключения.Переключение происходит во временном интервале подцикла (т. е. менее чем за 1/60 секунды), обеспечивая непрерывный диапазон управления. Диапазон может охватывать диапазон от поглощения до генерации реактивной мощности. Следовательно, элементы управления могут быть спроектированы таким образом, чтобы обеспечивать очень быструю и эффективную реактивную поддержку и управление напряжением.
  • Поскольку в SVC используются конденсаторы, они страдают тем же ухудшением реактивной способности, что и падение напряжения. Они также не обладают кратковременной перегрузочной способностью генераторов и синхронных конденсаторов.В приложениях SVC обычно требуются фильтры гармоник, чтобы уменьшить количество гармоник, вводимых в энергосистему.

 

5)    Статические синхронные компенсаторы: (STATCOM)
  • STATCOM представляет собой полупроводниковое шунтирующее устройство, которое генерирует или поглощает реактивную мощность и является одним из членов семейства устройств, известных как гибкая система передачи переменного тока.
  • STATCOM похож на SVC по скорости отклика, возможностям управления и использованию силовой электроники.Однако вместо обычных конденсаторов и катушек индуктивности в сочетании с быстродействующими переключателями STATCOM использует силовую электронику для синтеза выходной реактивной мощности. Следовательно, производственная мощность обычно симметрична, обеспечивая столько же возможностей для производства, сколько и для поглощения.
  •  Твердотельная природа STATCOM означает, что, как и в SVC, элементы управления могут быть разработаны для обеспечения очень быстрого и эффективного управления напряжением. Несмотря на отсутствие кратковременной перегрузочной способности генераторов и синхронных конденсаторов, производительность STATCOM не страдает так серьезно, как SVC и конденсаторы, от ухудшения напряжения.
  • STATCOM ограничены по току, поэтому их способность MVAR линейно зависит от напряжения, в отличие от отношения квадратов напряжения SVC и конденсаторов. Этот атрибут значительно увеличивает полезность STATCOM в предотвращении скачков напряжения.

 

6)    Распределенное поколение:
  • Распределение ресурсов генерации по энергосистеме может иметь положительный эффект, если у генерации есть возможность поставлять реактивную мощность.Без этой возможности контролировать выходную реактивную мощность производительность системы передачи и распределения может ухудшиться.
  • Асинхронные генераторы были привлекательным выбором для небольших подключенных к сети электростанций, прежде всего потому, что они относительно недороги. Они не требуют синхронизации и имеют механические характеристики, подходящие для некоторых применений (например, ветра). Они также поглощают реактивную мощность, а не генерируют ее, и не поддаются контролю. Если выходная мощность генератора колеблется (как это происходит с ветром), реактивная потребность генератора также колеблется, что усугубляет проблемы с контролем напряжения для системы передачи.
  • Асинхронные генераторы можно компенсировать статическими конденсаторами, но эта стратегия не решает проблему флуктуаций и не обеспечивает контролируемую поддержку напряжения. Многие ресурсы распределенной генерации в настоящее время подключены к сети с помощью твердотельной силовой электроники, что позволяет изменять скорость первичного двигателя независимо от частоты энергосистемы. Для ветра такое использование твердотельной электроники может улучшить улавливание энергии.
  • Для газовых микротурбин оборудование силовой электроники позволяет им работать на очень высоких скоростях.Фотогальванические элементы генерируют постоянный ток и требуют инверторов для их подключения к энергосистеме. Устройства накопления энергии (например, батареи, маховики и сверхпроводящие накопители магнитной энергии) также часто являются распределенными и требуют твердотельных инверторов для взаимодействия с сетью. Это более широкое использование твердотельного интерфейса между устройствами и энергосистемой имеет дополнительное преимущество, заключающееся в обеспечении полного контроля реактивной мощности, аналогичного STATCOM.
  • На самом деле, большинству устройств не обязательно обеспечивать активную мощность, чтобы был доступен полный диапазон реактивного управления.Первичный двигатель поколения, например. турбина, может выйти из строя при полной работоспособности реактивной составляющей. Это технологическое развитие (твердотельная силовая электроника) превратило потенциальную проблему в преимущество, позволив распределенным ресурсам вносить свой вклад в управление напряжением.

 7)    Сторона коробки передач:
  • Неизбежным последствием работы нагрузок является наличие реактивной мощности, связанной со сдвигом фаз между напряжением и током.
  • Часть этой мощности компенсируется на стороне клиента, а остальная часть загружает сеть. Контракты на поставку не требуют cosφ, равного единице. Реактивная мощность также используется владельцем линий электропередачи для регулирования напряжения.
  • Реактивная составляющая тока добавляется к току нагрузки и увеличивает падение напряжения на импедансе сети . Регулируя поток реактивной мощности, оператор изменяет падение напряжения в линиях и тем самым напряжение в точке подключения потребителя.
  • Напряжение на стороне потребителя зависит от всего, что происходит на пути от генератора к потребителям. Все узлы, точки подключения других линий электропередачи, распределительная станция и другое оборудование вносят свой вклад в поток реактивной мощности.
  • Сама линия электропередачи также является источником реактивной мощности. Линия, которая разомкнута на другом конце (без нагрузки), похожа на конденсатор и является источником емкостной (опережающей) реактивной мощности. Продольные индуктивности без тока не намагничиваются и не вносят никаких реактивных составляющих.С другой стороны, когда линия проводит большой ток, вклад продольных индуктивностей преобладает, и сама линия становится источником индуктивной (отстающей) реактивной мощности. Для каждой линии можно рассчитать характеристическое значение потока мощности.
  •  Если передаваемая мощность больше предварительно заданного значения, в линию будет введена дополнительная индуктивная реактивная мощность, а если она ниже заданного значения, в линию будет введена емкостная реактивная мощность. Предустановленное значение зависит от напряжения: для линии 400 кВ это около 32% от номинальной мощности передачи, для линии 220 кВ около 28% и для линии 110 кВ около 22%.Процент будет варьироваться в зависимости от параметров конструкции.
  • Реактивная мощность, вносимая самими линиями, действительно доставляет неудобства оператору системы передачи. В ночное время, когда потребность низкая, необходимо подключить параллельные реакторы для потребления дополнительной емкостной реактивной мощности линий. Иногда необходимо отключить малонагруженную линию (что однозначно влияет на надежность системы). В часы пик не только нагрузки потребителей вызывают большие падения напряжения, но и индуктивная реактивная мощность линий добавляется к общему потоку мощности и вызывает дальнейшие падения напряжения.
  • Управление напряжением и реактивной мощностью имеет некоторые ограничения. Большая часть реактивной мощности вырабатывается в агрегатах электростанций. Генераторы могут выдавать плавно регулируемую опережающую и отстающую реактивную мощность без каких-либо затрат на топливо.
  • Однако реактивная мощность занимает генерирующие мощности и снижает выработку активной мощности. Кроме того, не стоит передавать реактивную мощность на большие расстояния (из-за потерь активной мощности). Управление, обеспечиваемое «на ходу» в ЛЭП, узлах сопряжения, распределительной станции и других пунктах, требует установки конденсаторов и/или реакторов.
  • Часто используются с системой переключения ответвлений трансформатора. Диапазон регулирования напряжения зависит от их размера. Управление может состоять, например, из в повышении напряжения трансформатора и последующем его снижении за счет протекания реактивных токов.
  •  Если напряжение трансформатора достигает максимального значения и все конденсаторы работают, дальнейшее увеличение напряжения на стороне потребителя невозможно. С другой стороны, когда требуется снижение, предел устанавливается максимальной реактивной мощностью реакторов и наименьшим отводом трансформатора.

Методы оценки для контроля напряжения и реактивной мощности:
  • Специалисты по планированию передачи и распределения должны заранее определить требуемый тип и расположение реактивной коррекции.

1)    Поддержка статического и динамического напряжения
  • Требуемый тип реактивной компенсации зависит от времени, необходимого для восстановления напряжения.
  • Статическая компенсация
  • идеально подходит для секундных и минутных откликов.(Конденсаторы, реакторы, переключатели).
  • Динамическая компенсация
  • идеально подходит для мгновенных откликов. (конденсаторы, генераторы)
  • Для поддержания уровней напряжения в допустимых пределах необходим надлежащий баланс статической и динамической поддержки напряжения.

2)    Реактивные резервы при различных условиях эксплуатации
  • Конденсаторы, реакторы и конденсаторы системы должны работать на нормальную реактивную нагрузку.По мере увеличения нагрузки или в случае нештатной ситуации следует включать дополнительные конденсаторы или удалять реакторы для поддержания допустимых напряжений в системе.
  • Реактивная мощность генераторов должна быть в значительной степени зарезервирована для непредвиденных обстоятельств в системе сверхвысокого напряжения или для поддержания напряжения в экстремальных условиях работы системы.
  • Схемы сброса нагрузки должны быть реализованы, если желаемое напряжение недостижимо из-за резервов реактивной мощности

3)    Координация напряжения
  • Реактивные источники должны быть скоординированы, чтобы гарантировать, что адекватное напряжение поддерживается везде во взаимосвязанной системе во всех возможных состояниях системы.Поддержание допустимого напряжения в системе требует координации источников и потребителей, в том числе:
  1. Графики заводского напряжения
  2. Настройки ответвлений трансформатора
  3. Настройки реактивного устройства
  4. Схемы сброса нагрузки.
  • Последствия несогласованных вышеперечисленных операций будут включать:
  1. Повышенные потери реактивной мощности
  2. Уменьшение запаса реактивной мощности, доступного для непредвиденных обстоятельств и экстремально легких условий нагрузки
  3. Чрезмерное переключение шунтирующих конденсаторов или реакторов
  4. Повышенная вероятность условий провала напряжения.
  • Расписание напряжения установки: Каждая электростанция должна поддерживать определенное напряжение на системной шине, к которой подключена установка. Назначенный график позволит генерирующему блоку работать в обычном режиме:
  1. В середине диапазона реактивной способности при нормальных условиях
  2. В верхней части диапазона реактивной способности во время непредвиденных обстоятельств
  3. «Под возбуждением» или поглощают реактивную мощность в условиях экстремально малой нагрузки.
  • Настройки отводов трансформатора: Отводы трансформатора должны быть согласованы друг с другом и с графиками напряжения ближайшей электростанции.
  • Ответвления трансформатора следует выбирать таким образом, чтобы вторичные напряжения оставались ниже пределов оборудования в условиях легкой нагрузки.
  • Настройки реактивного устройства: Конденсаторы в сетях низкого напряжения должны быть настроены на включение для поддержания напряжения во время пиковых и нештатных ситуаций. И «Выкл», когда больше не требуются поддерживающие уровни напряжения.
  • Схемы сброса нагрузки: Схемы сброса нагрузки должны применяться в качестве «крайнего средства» для поддержания приемлемого напряжения.

4)    Контроль напряжения и реактивной мощности
  • Требуется координация работы всех дисциплин передачи и распределения.
  • Коробка передач должна:
  1. Прогноз реактивного спроса и требуемого запаса резерва
  2. Спланируйте, спроектируйте и установите требуемый тип и место реактивной коррекции
  3. Поддерживать реактивные устройства для надлежащей компенсации
  4. Обслуживание счетчиков для обеспечения точности данных
  5.  При необходимости порекомендуйте правильную схему сброса нагрузки.
  1. Полностью скомпенсировать распределительные нагрузки до того, как будет рассмотрена компенсация реактивной мощности передачи
  2. Поддерживать реактивные устройства для надлежащей компенсации
  3. Обслуживание счетчиков для обеспечения точности данных
  4. Установка и проверка автоматических схем сброса нагрузки при пониженном напряжении

Каталожные номера:

  1. Самир Аганович,
  2. Зоран Гаджиш,
  3. Гжегож Блайщак- Варшава, Польша,
  4. Джанфранко Чикко
  5. Роберт П.Энергетическая компания О’Коннелл-Уильямс
  6. Гарри Л. Терхун-Американская трансмиссионная компания,
  7. Абрахам Ломи, Фернандо Альварадо, Благой Борисов, Лоуренс Д. Кирш
  8. Роберт Томас,
  9. НАЦИОНАЛЬНАЯ ЛАБОРАТОРИЯ ОКРИДЖА

 

 

 

Нравится:

Нравится Загрузка…

Родственные

О Жигнеше.Пармар (BE, Mtech, MIE, FIE, CEng)
Джиннеш Пармар закончил M.Tech (управление энергосистемой), BE (электротехника). Он является членом Института инженеров (MIE) и CEng, Индия. Членский номер: M-1473586. Он имеет более чем 16-летний опыт работы в области передачи-распределения-обнаружения хищения электроэнергии-электротехнического обслуживания-электропроектов (планирование-проектирование-технический анализ-координация-исполнение). В настоящее время он работает в одной из ведущих бизнес-групп в качестве заместителя менеджера в Ахмадабаде, Индия.Он опубликовал ряд технических статей в журналах «Electrical Mirror», «Electrical India», «Lighting India», «Smart Energy», «Industrial Electrix» (Australian Power Publications). Он является внештатным программистом Advance Excel и разрабатывает полезные электрические программы на основе Excel в соответствии с кодами IS, NEC, IEC, IEEE. Он технический блоггер и знаком с английским, хинди, гуджарати и французским языками. Он хочет поделиться своим опытом и знаниями и помочь техническим энтузиастам найти подходящие решения и обновить себя по различным инженерным темам.

Коррекция коэффициента мощности – что это такое? Почему это необходимо? Как это достигается?

Основы коэффициента мощности:

Качество электроэнергии имеет важное значение для эффективной работы оборудования, и этому способствует коэффициент мощности.

Коэффициент мощности — это мера эффективности использования поступающей мощности в электроустановке. Это отношение активной мощности к полной, когда:

  • Активная мощность (P) = мощность, необходимая для полезной работы, такой как точение токарного станка, обеспечение освещения или откачка воды, выраженная в ваттах или киловаттах (кВт)
  • Реактивная мощность (Q) = мера накопленной энергии, отраженной источнику, который не совершает никакой полезной работы, выраженная в варах или киловарах (кВАр)
  • Полная мощность (S) = векторная сумма активной и реактивной мощности, выраженная в вольт-амперах или киловольт-амперах (кВА)
  • Треугольник силы:

    Низкий коэффициент мощности (например, менее 95%) приводит к тому, что для выполнения того же объема работы требуется больший ток.

    Коррекция коэффициента мощности

    Коррекция коэффициента мощности (PFC) предназначена для улучшения коэффициента мощности и, следовательно, качества электроэнергии. Это снижает нагрузку на систему распределения электроэнергии, повышает энергоэффективность и снижает затраты на электроэнергию. Это также снижает вероятность нестабильности и отказа оборудования.

    Коррекция коэффициента мощности достигается за счет подключения конденсаторов, которые производят реактивную энергию в противоположность энергии, поглощаемой нагрузками, такими как двигатели, расположенные локально рядом с нагрузкой.Это улучшает коэффициент мощности в точке подключения источника реактивной мощности, предотвращая ненужную циркуляцию тока в сети.

    Определение требуемой PFC

    Выбор оборудования PFC должен осуществляться в соответствии со следующим четырехэтапным процессом лицами с соответствующими навыками:

    Этап 1: Расчет требуемой реактивной мощности

    Цель состоит в том, чтобы определить требуемую реактивную мощность (Qc (квар)) для установки, чтобы улучшить коэффициент мощности (cos φ) и уменьшить полную мощность (S).

    Qc можно определить по формуле Qc = P (tan φ – tan φ‘), которая выводится из диаграммы.

  • Qc = мощность конденсаторной батареи в кВАр
  • P = активная мощность нагрузки в кВт
  • tan φ = тангенс угла фазового сдвига до компенсации
  • tan φ’ = тангенс угла фазового сдвига после компенсации
  • Параметры φ и тангенс φ можно получить из расчетных данных или путем прямого измерения в установке.

    Шаг 2: Выбор режима компенсации

    Расположение низковольтных конденсаторов в установке может быть центральным (одно место для всей установки), секторным (посекционным), на уровне нагрузки или комбинацией последних двух.

    В принципе, идеальная компенсация применяется в точке потребления и на уровне, требуемом в любой момент времени. На практике выбор определяется техническими и экономическими факторами.

    Местоположение определяется:

  • общая цель (избежание штрафов за реактивную энергию, разгрузка трансформаторов или кабелей, предотвращение падений и провалов напряжения)
  • режим работы (стабильные или переменные нагрузки)
  • прогнозируемое влияние конденсаторов на характеристики сети
  • стоимость установки
  • Шаг 3: Выбор типа компенсации

    Различные типы компенсации должны быть приняты в зависимости от требований к производительности и сложности управления:

  • Фиксированный, путем подключения конденсаторной батареи с фиксированной емкостью
  • Автоматический, путем подключения различного количества ступеней, позволяющий регулировать реактивную энергию до требуемого значения
  • Динамический, для компенсации сильно меняющихся нагрузок
  • Этап 4: Допуск на условия эксплуатации и гармоники

    Условия эксплуатации сильно влияют на ожидаемый срок службы конденсаторов, поэтому необходимо учитывать следующие параметры:

  • Температура окружающей среды (°C)
  • Ожидаемая перегрузка по току, связанная с нарушениями напряжения, включая максимальное устойчивое перенапряжение
  • Максимальное количество переключений в год
  • Требуемый срок службы
  • Некоторые нагрузки (двигатели с регулируемой скоростью, статические преобразователи, сварочные аппараты, дуговые печи, люминесцентные лампы и т. д.) загрязняют электрическую сеть повторным введением гармоник. Поэтому также необходимо учитывать влияние этих гармоник на конденсаторы.

    Преимущества коррекции коэффициента мощности

    Экономия на счетах за электроэнергию

    Коррекция коэффициента мощности устраняет штрафы за реактивную энергию, снижает потребность в кВА и снижает потери мощности, возникающие в трансформаторах и проводниках установки.

    Повышенная доступная мощность

    Установка оборудования PFC на стороне низкого напряжения увеличивает мощность, доступную на вторичной обмотке трансформатора СН/НН.Высокий коэффициент мощности оптимизирует электрическую установку, позволяя лучше использовать компоненты.

    Уменьшенный установочный размер

    Установка оборудования PFC позволяет уменьшить поперечное сечение проводника, так как меньший ток потребляется компенсированной установкой при той же активной мощности.

    Снижение падения напряжения

    Установка конденсаторов позволяет уменьшить падение напряжения перед точкой подключения устройства PFC, что предотвращает перегрузку сети и уменьшает гармоники.

    Активное и индуктивное сопротивление ввгнг таблица. Общие характеристики схем замещения

    Обеспечивает нагрев проводов (теплопотери) и зависит от материала токоведущих жил и их сечения. Для линий с малыми сечениями из цветного металла (алюминий, медь) активное сопротивление равно омическому (сопротивлению постоянному току), так как проявления поверхностного эффекта на промышленных частотах 50-60 Гц не заметно (около 1%).Для проводов большого сечения (500 мм и более) влияние поверхностного эффекта на промышленных частотах существенно

    Активное линейное сопротивление линии определяется по формуле, Ом/км

    где — удельное сопротивление материала провода, Ом мм/км; F — сечение фазного провода (жилы), . Для технического алюминия в зависимости от его марки можно принять = 29,5-31,5 Ом·мм/км, для меди = 18,0-19,0 ​​Ом·мм 2 /км.

    Активное сопротивление не остается постоянным.Она зависит от температуры провода, которая определяется температурой окружающего воздуха (окружающей среды), скоростью ветра и величиной тока, проходящего через провод.

    Упрощенное сопротивление можно интерпретировать как препятствие направленному движению зарядов узлов кристаллической решетки материала проводника, совершающих колебательные движения вокруг состояния равновесия. Интенсивность колебаний и, соответственно, омическое сопротивление увеличиваются с ростом температуры проводника.

    Зависимость активного сопротивления от температуры провода t определяется как

    где — нормативное значение сопротивления R 0 , рассчитанное по формуле (4.2) , при температуре проводника t = 20°С; а — температурный коэффициент электрического сопротивления, Ом/град (для медных, алюминиевых и алюминиево-стальных проводов α = 0,00403, для стальных α = 0,00405).

    Сложность задания активного сопротивления линий в (4.3) состоит в том, что температура провода в зависимости от токовой нагрузки и интенсивности охлаждения может значительно превышать температуру окружающей среды.Необходимость такого уточнения может возникнуть при расчете сезонных электрических режимов.

    В разветвлении фазы ВЛ на н одинаковых проводов по выражению (4.2)   Необходимо учитывать суммарное сечение фазных проводов:

    4.2. Индуктивное сопротивление

    Из-за магнитного поля, возникающего вокруг и внутри проводника при протекании по нему переменного тока. В проводнике ЭДС самоиндукции наведения, в соответствии с принципом Ленца, противоположна ЭДС источника.


      Противодействие ЭДС самоиндукции изменению ЭДС источника и вызывает индуктивное сопротивление проводника. Чем больше изменение потокосцепления, определяемое частотой тока = 2nf (скорость изменения тока di / dt ), и фазной индуктивностью L в зависимости от построения (разветвления) фазы, и трехфазной линии передачи в целом, тем больше индуктивное сопротивление элемента X = L. То есть для той же линии (или только электрической катушки) при увеличении частоты питающего тока f, индуктивность увеличивается.Естественно, что при нулевой частоте = 2nf = 0, например, в сетях постоянного тока, индуктивное сопротивление ЛЭП отсутствует.

    На индуктивное сопротивление фаз многофазных линий электропередач также влияет взаимное расположение фазных проводников (проводников). Помимо ЭДС самоиндукции, каждая фаза индуцируется встречно-ЭДС взаимной индукции. Поэтому при симметричном расположении фаз, например, в вершинах равностороннего треугольника, результирующая противодействующая ЭДС одинакова во всех фазах, а значит, и индуктивные сопротивления фаз равны ей.При горизонтальном расположении фазных проводов фазовая связь фаз неодинакова, поэтому индуктивные сопротивления фазных проводов отличаются друг от друга. Для достижения симметрии (равномерности) параметров фаз на специальных опорах производится перестановка (перестановка) фазных проводников.

    Индуктивное сопротивление, отнесенное к 1 км линии, определяют по эмпирической формуле, Ом/км,

    Если принять частоту тока 50 Гц, то при указанной частоте = 2нф = 314 рад/с для проводов из цветных металлов (|м = 1) получим, Ом/км,

    Однако для ВЛ указанных номинальных напряжений соотношения между параметрами R 0 характерны.nwires в фазе увеличивает эквивалентный радиус расщепления структуры фазы (рис. 4.4):

    (4.23)

    где а — расстояние между проводами в фазе, равное 40-60 см.

    Анализ зависимости (4.23) показывает, что эквивалент показывает, что эквивалентный фазовый радиус изменяется в пределах от 9,3 см (при n = 2) до 65 см (при n = 10) и мало зависит от сечение провода. Основным фактором, определяющим изменение, является количество проводов в фазе.Так как эквивалентный радиус расщепленной фазы намного больше реального радиуса провода нерасщепленной фазы, то он индуктивный

    сопротивление такой ВЛ, определяемое по преобразованной формуле вида (4.24), Ом/км, уменьшается:

    (4.24)

    Уменьшение X 0 , достигаемое в основном за счет уменьшения внешнего сопротивления X 0 0 , относительно невелико. Например, при разделении фазы ВЛ 500 кВ на три провода — на 0,29-0.30 Ом/км, т.е. примерно треть. Соответственно при уменьшении сопротивления

    Увеличенная пропускная способность (идеальный предел) линии:

    (4,25)

    Естественно, что с увеличением эквивалентного радиуса фазы уменьшается напряженность электрического поля вокруг фазы и, следовательно, потери мощности на корону. Тем не менее, суммарные значения этих потерь для линий высокого и сверхвысокого напряжения (220 кВ и более) являются заметными величинами, которые следует учитывать при анализе режимов линий указанных классов напряжения ( рис 4.5 ).

    Разделение фазы на несколько проводов увеличивает емкость воздушной линии электропередачи и, соответственно, емкостную проводимость:

    (4.26)

    Например, при разделении фазы ВЛ 220 кВ на два провода проводимость увеличивается с 2,7·10 -6 до 3,5·10 -6 См/км. Тогда зарядная мощность ВЛ 220 кВ, например, 200 км, составляет

    , что соизмеримо с передаваемой мощностью ВЛ данного класса напряжения, в частности с натуральной мощностью линии

    (4.27)

    4.6.   Схемы замены линий электропередач

    Выше приведена характеристика отдельных элементов схемы замещения. В соответствии с их физическим проявлением при моделировании электрических сетей схемы воздушных линий, кабельных линий и сборных шин представлены на рис 4,5 , рис 4,6 , рис 4,7 . Дадим некоторые общие пояснения к этим схемам.

    При расчете симметричных установившихся режимов схема замещения ЭС выполняется для одной фазы, т.е.е. ее продольные параметры, сопротивления Z = R + JX изображают и рассчитывают для одного фазного провода (жилы), а при разделении фазы — с учетом числа проводов в фазе и эквивалентного радиуса фазной конструкции ВЛ.

    Емкостная проводимость Vc, учитывает проводимость (емкость) между фазами, между фазами и землей и отражает выработку зарядной мощности всей конструкции трехфазной линии:

    Линейная проводимость Г, , изображаемая как шунт между фазой (жилой) и точкой нулевого потенциала цепи (землей), включает суммарные потери активной мощности на корону (или в изоляции) трех фаз:


      Перекрестная проводимость (шунты) Y = G + jX   в схемах замещения можно не изображать, а заменить их мощностью этих шунтов ( рис 4.5, б ; рис. 4.6, б ).   Например, вместо активной проводимости показать потери активной мощности в воздушных линиях:

    (4.29)

    или отдельно CL:

    Вместо емкостной проводимости указать генерацию зарядной мощности

      (4.30а)

    Уточненный учет поперечных ветвей ЛЭП по нагрузкам упрощает оценку электрических режимов, выполняемую вручную. Такие схемы замещения линий называются расчетными ( рис 4.5, б ; рис 4.6, б ).

    На отдельных линиях электропередачи напряжением до 220 кВ при определенных условиях можно не учитывать те или иные параметры, если их влияние на работу сети незначительно. В связи с этим схемы замены линий, приведенные на рис. 4.1 , в ряде случаев могут быть упрощены.

    В ВЛ напряжением до 220 кВ потери мощности на корону, а в КЛ напряжением до 35 кВ диэлектрические потери незначительны.Поэтому при расчетах электрических мод ими пренебрегают и, соответственно, активную проводимость принимают равной нулю ( рис. 4.6 ). Учет активной проводимости необходим для ВЛ напряжением 220 кВ и для ВЛ напряжением 110 кВ и выше в расчетах, требующих расчета потерь мощности, а для ВЛ напряжением 330 кВ и выше также при расчете электрических режимов ( рис 4,5 ).

    Необходимость учета емкости и мощности зарядки линии зависит от соизмеримой мощности зарядки и нагрузки.В локальных сетях малой протяженности при номинальном напряжении до 35 кВ зарядные токи и мощности значительно меньше нагрузочных. Поэтому в КЛ емкостная проводимость учитывается только при напряжениях 20 и 35 кВ, а в ВЛ ею можно пренебречь.

    В региональных сетях (110 кВ и выше) значительной протяженности (40-50 км и более) зарядная мощность может быть соизмерима с нагрузкой и должна учитываться либо непосредственно ( рис. 4.6, б ), либо путем введения емкостные проводимости ( рис 4.6 и ).

    В ВЛ с малыми сечениями (16-35 мм 2 ) преобладают активные сопротивления, а с большими сечениями (240 мм 2 в районных сетях 220 кВ и выше) свойства сетей определяются их индуктивностями. Активные и индуктивные сопротивления проводников средних сечений (50-185 мм 2 ) близки между собой. В КЛ напряжением до 10 кВ малых сечений (50 мм 2 и менее) сопротивление является решающим, и в этом случае можно не учитывать индуктивные сопротивления ( рис.7, б ).

    Необходимость учета индуктивных сопротивлений также зависит от доли реактивной составляющей тока в общей электрической нагрузке. При анализе электрических режимов с малыми коэффициентами мощности (cos

    Схему замещения линий электропередачи постоянного тока можно рассматривать как частный случай схемы замещения линий электропередач переменного тока при X = 0 и b = 0.

    Опубликовано 10 января 2012 г. (до 10 апреля 2013 г.)

    Линия электрической сети теоретически рассматривается как состоящая из бесконечно большого числа активных и реактивных сопротивлений и проводимостей, равномерно распределенных по ней.

    Точный учет влияния распределенных сопротивлений и проводимостей сложен и необходим при расчете очень длинных линий, которые не рассматриваются в этом курсе.

    На практике ограничиваются упрощенными методами расчета, рассматривая линию с сосредоточенными активными и реактивными сопротивлениями и проводимостями.

    Для расчетов используются упрощенные схемы замены линий, а именно: П-образная схема замещения, состоящая из последовательно соединенных активного (r л) и реактивного (x л) сопротивлений.Активная (г л) и реактивная (емкостная) (б л) проводимости включены в начале и конце линии 1/2.

    П-образная схема замещения характерна для воздушных линий электропередачи напряжением 110–220 кВ протяженностью до 300–400 км.

    Активное сопротивление определяют по формуле:

    rl = r о∙l,

    где r о — удельное сопротивление Ом/км при t о проводов + 20 о, l — длина линии, км.

    Сопротивление проводов и кабелей на частоте 50 Гц обычно примерно равно омическому сопротивлению.Влияние поверхностного эффекта не учитывается.

    Удельное сопротивление r о для сталеалюминиевых и других проводов из цветных металлов определяют по таблицам в зависимости от сечения.

    Для стальной проволоки нельзя пренебрегать поверхностным эффектом. Для них r о зависит от сечения и протекающего тока и находится в таблицах.

    При температуре провода отличной от 20°С сопротивление линии определяют по соответствующим формулам.

    Реактивное сопротивление определяется по формуле:

    х л = х о∙л,

    где х о — удельное реактивное сопротивление Ом/км.

    Удельные индуктивные сопротивления фаз ВЛ в ​​общем случае разные. При расчете симметричных режимов используют средние значения х о:

    где r о — радиус провода, см;

    D ср — среднее геометрическое расстояние между фазами, см, определяется по следующему выражению:

    D ср = (D AV D AV D CA) 1/3

    Где D AV, D AV, D SA — расстояние между проводами соответствующих фаз А, В, С.

    Например, когда фазы расположены в углах равностороннего треугольника со стороной D, среднее геометрическое расстояние равно D.

    D AB = D BC = D SA = D

    линии электропередач в горизонтальном положении:

    D АВ = D SU = D

    D SA = 2D

    При размещении параллельных цепей на двухцепных опорах определяется потокосцепление каждого фазного провода токами обеих цепей.Изменение X 0 за счет влияния второго контура зависит от расстояния между цепями. Разница Х 0 одной цепи при учете и без учета влияния второй цепи не превышает 5-6% и в практических расчетах не учитывается.

    В ЛЭП с Uном ≥330 кВ (иногда на 110 и 220 кВ) провод каждой фазы разделяется на несколько проводов. Это соответствует увеличению эквивалентного радиуса. В выражении для Х 0:

    Х о = ​​0,144lg (Д ср / р кр) +0,0157 (1)

    вместо рр используется

    r ЕС = (р пр а ср пф-1 ) 1/пФ,

    , где р эк — эквивалентный радиус провода, см;

    и ср — среднее геометрическое расстояние между проводами одной фазы, см;

    н ф — количество проводов в одной фазе.

    Для линии с расщепленными проводами последний член в формуле 1 уменьшается в n ф раз, т.е. имеет вид 0,0157/n ф.

    Удельное сопротивление фазной линии с расщепленными проводами определяют как:

    r 0 = r 0пр / нф,

    где r 0пр — удельное сопротивление провода данного сечения, определяемое из справочных таблиц.

    Для сталеалюминиевых проводов Х 0 определяют по справочным таблицам в зависимости от сечения, для стальных в зависимости от сечения и тока.

    Активная проводимость (г·л) линии соответствует двум видам потерь активной мощности:

    1) от токов утечки через изоляторы;

    2) потеря короны.

    Токи утечки через изоляторы (ТФ-20) малы и потерями в изоляторах можно пренебречь. В воздушных линиях (ВЛ) 110 кВ и выше при определенных условиях напряженность электрического поля на поверхности провода увеличивается и становится более критической. Воздух вокруг проволоки интенсивно ионизируется, образуя свечение — корону.Корона соответствует потере активной мощности. Наиболее радикальным средством снижения потерь мощности на корону является увеличение диаметра провода, для ВЛ (330 кВ и выше) применение расщепления провода. Иногда можно использовать так называемый системный метод снижения потерь мощности на корону. Диспетчер снижает напряжение в сети до определенного значения.

    В связи с этим указаны наименьшие допустимые сечения для короны:

    150 кВ — 120 мм 2 ;

    220 кВ — 240 мм 2 .

    Провода коронирования:

    К снижению КПД,

    К усиленному окислению поверхности проводов,

    К возникновению радиопомех.

    При расчете установившихся режимов сетей до 220 кВ активная проводимость практически не учитывается.

    В сетях с Un ≥330 кВ при определении потерь мощности при расчете оптимальных режимов необходимо учитывать потери на корону.

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

    в л = в 0 л,

    где 0 — удельная емкостная проводимость см/км, которую можно определить по справочным таблицам или по следующей формуле:

    0 = 7.58∙10-6/lg(D ср/р пр)(2),

    где D ср — среднее геометрическое расстояние между проводами фаз; r пр — радиус провода.

    Для большинства расчетов в сетях 110-220 кВ ЛЭП (ЛЭП) представляется более простой схема замены:

    Иногда в схеме замены вместо емкостной проводимости в л/2 реактивная мощность учитывается емкость линий (зарядная мощность).

    Половина емкостной линии питания, МВАр, равна:

    QC = 3I c U f = 3U f in 0 l / 2 = 0,5V 2 in l, (*),

    где U f и U — соответственно фазное и междуфазное (линейное) напряжение, кВ;

    I с — емкостной ток на землю:

    Ic = U ф в л/2

    Из выражения для Q C (*) следует, что мощность Q C, генерируемая линиями, сильно зависит от напряжения. Чем выше напряжение, тем больше емкостная мощность.

    Для ВЛ напряжением 35 кВ и ниже емкостной мощностью (КМ) можно пренебречь, тогда схема замещения примет следующий вид: 300-400 км учитывается равномерное распределение сопротивлений и проводимостей вдоль линии.

    Кабельные линии электропередач представляют собой ту же П-образную схему замещения, что и ВЛ.

    Удельные активное и реактивное сопротивления r 0, x 0 определяют по справочным таблицам, а также для ВЛ.

    Из выражения для Х 0 и при 0:

    Х о = ​​0,144lg (Д уф/р пр) +0,0157

    0 = 7,58∙10 -6 /lg (Д уф/р пр )

    видно, что X 0 уменьшается, а в 0 растет по мере сближения разных проводов.

    Для кабельных линий расстояние между проводами фаз значительно меньше, чем для воздушных линий и Х 0 очень мало.

    При расчете режимов КЛ (кабельных линий) напряжением 10 кВ и ниже допускается учитывать только активное сопротивление.

    Емкостной ток и Q C в кабельных линиях больше, чем в воздушных. В кабельных линиях (КЛ) высокого напряжения учитывают Q с, а удельную емкостную мощность Q с0 кВАр/км можно определить по таблицам в справочниках.

    Активная электропроводность (g·l) учитывается для кабелей напряжением 110 кВ и выше.

    Удельные параметры кабелей Х 0, а также Q С0, приведенные в справочных таблицах, являются ориентировочными, более точно их можно определить по заводским характеристикам кабелей.

    Параметры фаз ЛЭП равномерно распределены по ее длине, т.е. ЛЭП представляет собой цепь с равномерно распределенными параметрами. Точный расчет схемы, содержащей такую ​​схему, приводит к сложным расчетам. В связи с этим при расчете линий электропередач в общем случае используются упрощенные «Т» и «П»-образные схемы замещения с сосредоточенными параметрами (рис. № 1). Погрешности электрического расчета линии с Т-образными и П-образными схемами замещения примерно одинаковы.Они зависят от длины линии.

    Предположения о концентрации реальных равномерно распределенных параметров по длине линий электропередачи справедливы при протяженности воздушных линий (ВЛ) не более 300-350 км, а для кабельных линий (КЛ) 50-60 км. Для линий электропередач большой протяженности применяют различные методы учета распределения их параметров.

    Размерность схемы ЭС и, соответственно, системы уравнений моделирования определяется номером схемы.Поэтому в практических расчетах, особенно с применением ЭВМ, чаще используют «П» — образную схему замещения, имеющую одно преимущество — размерность схемы меньше в 1,5 раза по сравнению с моделированием ТЛ. «Т» — образная схема. Поэтому дальнейшее изложение будет вестись применительно к «П»-образной схеме замены ЛЭП.

    Выделим в схемах замещения продольные элементы — сопротивления линий передачи Z = R + jX и поперечные элементы — проводимости Y = G + jB (рис. 2).Значения этих параметров для ЛЭП определяются общим выражением

    где P (R 0, X 0, g 0, b 0) — значение продольного или поперечного параметра, относящегося к 1 км линии длиной L, км. Иногда эти параметры называют ходовыми.


    Для линий электропередачи определенного исполнения и класса напряжения применяют частные случаи этих цепей в зависимости от физического проявления и значения (величины) соответствующего параметра.Рассмотрим краткую суть этих параметров.

    Активное сопротивление вызывает нагрев проводов (теплопотери) и зависит от материала токонесущих жил и их сечения. Для линий с проводами малого сечения из цветного металла (алюминий, медь) активное сопротивление равно омическому (сопротивлению постоянному току), т.к. проявление поверхностного эффекта на промышленных частотах 50-60 Гц незаметно (около 1%). Для проводников большого сечения (500 мм 2 и более) поверхностный эффект на промышленных частотах значительно.

    Сопротивление линии определяется по формуле, Ом/км,

    где; — удельное сопротивление материала провода, Ом мм 2 /км; F- сечение фазного провода (жилы), мм 2. Для технического алюминия в зависимости от его марки можно взять; = 29,5-31,5 Ммм 2 /км, для меди; = 18-19 Ммм 2/км.

    Активное сопротивление не остается постоянным. Она зависит от температуры провода, которая определяется температурой окружающего воздуха (окружающей среды), скоростью ветра и величиной тока, проходящего через провод.

    Сопротивление

    Ом просто можно интерпретировать как препятствие направленному движению зарядов узлов кристаллической решетки материала проводника, совершающих колебательные движения вокруг равновесного состояния. Интенсивность колебаний и, соответственно, омическое сопротивление увеличиваются с ростом температуры проводника.

    Зависимость активного сопротивления от температуры провода t определяется как

    где — нормативное значение сопротивления R 0 , рассчитанное по формуле №.2, при температуре проводника t = 20 0 С; α-температурный коэффициент электрического сопротивления, Ом/град (для медных, алюминиевых и сталеалюминиевых проводов α = 0,00403, для стальных α = 0,00455).

    Сложность уточнения активного сопротивления линий по формуле №3 состоит в том, что температура провода в зависимости от токовой нагрузки и интенсивности охлаждения может значительно превышать температуру окружающей среды. Необходимость в таком уточнении может возникнуть при расчете сезонных электрических режимов.

    При разбиении фазы ВЛ на n одинаковых проводов в выражении №2 необходимо учитывать суммарное сечение фазных проводов:

    Индуктивное сопротивление, обусловленное магнитным полем, возникающим вокруг и внутри проводника при протекании по нему тока. В проводнике индуцируется ЭДС самоиндукции, направленная в соответствии с принципом Ленца, противоположная ЭДС источника.

    Противодействие тому, что ЭДС самоиндукции должна изменить ЭДС источника и вызывает индуктивное сопротивление проводника.Чем больше изменение потокосцепления, определяемое частотой тока; f (скорость изменения тока di/dt), а фазная индуктивность L в зависимости от структуры (разветвления) фазы и трехфазной линии передачи в целом, тем больше индуктивное сопротивление элемента X = ωL. То есть для той же линии (или просто электрической катушки) с увеличением частоты питающего тока f индуктивность увеличивается. Естественно, что при нулевой частоте (; f = 0), например, в сетях постоянного тока, индуктивное сопротивление линий электропередач отсутствует.

    На индуктивное сопротивление фаз многофазных линий электропередач также влияет взаимное расположение фазных проводников (проводников). Помимо ЭДС самоиндукции, каждая фаза индуцируется встречно-ЭДС взаимной индукции. Поэтому при симметричном расположении фаз, например, в вершинах равностороннего треугольника, результирующая противодействующая ЭПС одинакова во всех фазах, а значит, и индуктивные сопротивления фаз равны ей.При горизонтальном расположении фазных проводов фазовая связь фаз неодинакова, поэтому индуктивные сопротивления фазных проводов отличаются друг от друга. Для достижения симметрии (равномерности) параметров фаз на специальных опорах производится перестановка (перестановка) фазных проводников.

    Индуктивное сопротивление, отнесенное к 1 км линии, определяется по эмпирической формуле, Ом/км,

    (5)

    Если взять частоту тока 50 Гц, то на указанной частоте; f = 314 рад/с для проводов из цветных металлов (μ = 1) получаем, Ом/км,

    (6)

    и на частоте 60 Гц соответственно (ω = 376.8 рад/с), Ом/км

    (7)

    При сближении фазных проводов действие ЭДС взаимной индукции усиливается, что приводит к уменьшению индуктивного сопротивления ЛЭП. Особенно заметно снижение индуктивного сопротивления (в 3-5 раз) в кабельных линиях. Компактные высоковольтные и сверхвысоковольтные ВЛ большой мощности с индуктивным сопротивлением 25–20 % ок.

    Значение среднегеометрического расстояния между фазными проводами (жилами), м,

    (8)

    зависит от расположения фазных проводов (шин).Фазы ВЛ могут располагаться горизонтально или по вершине треугольника, фазные шины проводников — в горизонтальной или вертикальной плоскости, а жилы трехжильного кабеля — по вершинам равностороннего треугольника. Значения D ср и r пр должны иметь одинаковую размерность.

    При отсутствии справочных данных фактический радиус многожильных проводов r пр можно определить по сумме площадей поперечного сечения токоведущей и стальной частей провода, увеличив ее с учетом скрутки на 15 –20%, т.е.е.

    (9)

    Обратите внимание, что индуктивный импеданс состоит из двух составляющих: внешней и внутренней. Внешнее индуктивное сопротивление определяется внешним магнитным потоком, образующимся вокруг проводов, и величинами D ср и r кр. Естественно, что с уменьшением расстояния между фазами возрастает влияние ЭДС взаимной индукции и уменьшается индуктивное сопротивление, и наоборот. Для кабельных линий при их малых расстояниях между токоведущими жилами (на два порядка меньше, чем в воздушных линиях) индуктивное сопротивление значительно (в 3-5 раз) меньше, чем у воздушных линий.Формулы № 5 и № 6 для определения Х 0 кабельных линий не применяют, так как они не учитывают конструктивные особенности кабелей.

    Поэтому в расчетах используются заводские данные по индуктивному сопротивлению кабелей. Внутреннее индуктивное сопротивление определяется внутренним потоком, замыкающимся в проводах.

    Для стальных проводов его значение зависит от токовой нагрузки и приводится в справочниках.

    Таким образом, сопротивление ЛЭП зависит от материала, сечения и температуры провода.Зависимость обратно пропорциональна сечению провода, ярко выражена для малых сечений, когда R 0 имеет большие значения, и малозаметна для больших сечений проводов. Индуктивное сопротивление линий электропередачи, исполнение линий, конструкция фаз и практически не зависит от сечения проводов (значение lg (D СР / r пр) ≈const).

    Емкостная проводимость из-за емкостей между фазами, фазными проводами (жилыми) и землей.В схеме замещения ЛЭП расчетная (рабочая) емкость плеча эквивалентной звезды, полученная при преобразовании треугольника проводимости в звезду (рис. 3, в).

    В практических расчетах работоспособность трехфазной ВЛ с одним проводом на единицу длины (Ф/км) определяют по формуле

    (10)

    Работоспособность кабельных линий значительно выше пропускной способности воздушных линий, так как жилы расположены очень близко друг к другу и заземлены металлическими оболочками.Кроме того, диэлектрическая проницаемость изоляции кабеля намного больше единицы — диэлектрическая проницаемость воздуха. Большое разнообразие конструкций кабеля, отсутствие их геометрических размеров затрудняет определение его работоспособности, а потому на практике используют данные эксплуатационных или заводских измерений.

    Емкостная проводимость воздушных и кабельных линий, см/км, определяется по общей формуле

    Таблица №1 Рабочая мощность С 0 (10 -6), Ф/км трехжильных кабелей с ленточной изоляцией

    Напряжение, кВ

    Сечение жилы, мм 2

    С учетом выражения No.10, а) для ВЛ с частотой тока 50 Гц имеем, См/км,

    (11)

    и для ВЛ с частотой питающего напряжения 60 Гц получаем, См/км,

    (12)

    Емкостная проводимость зависит от конструкции кабеля и указывается производителем, но для ориентировочных расчетов ее можно оценить по формуле №11.

    Под действием приложенного к линии напряжения через емкости линий проецируются емкостные (зарядные) токи.Тогда расчетное значение емкостного тока на единицу длины, кА/км,

    (13)

    и зарядная мощность трехфазной ЛЭП, Мвар/км,

    зависят от напряжения в каждой точке.

    Значение зарядной мощности для всей ЛЭП определяется через фактическое (расчетное) напряжение начала и конца линии, Мвар,

    или приблизительное напряжение сети

    Для кабелей 6-35 кВ с бумажной изоляцией и вязкой пропиткой известна выработка реактивной мощности q 0 на километр линии, с учетом которой суммарная выработка КЛ будет определена как

    Линии электропередач с поперечной емкостной проводимостью, потребляющие ведущее напряжение емкостного тока из сети, следует рассматривать как источник реактивной (индукционной) мощности, часто называемой зарядной.Имея емкостную природу, зарядная мощность уменьшает индуктивную составляющую нагрузки, передаваемую по линии к потребителю.

    В схемах замещения ВЛ, начиная с номинального напряжения 110 кВ и в КЛ-35 кВ и более, следует учитывать поперечные ответвления (шунты) в виде емкостных проводников В с, или вырабатываемых мощностей Q С.

    Расстояние между линиями электропередачи в каждом классе напряжения, особенно для воздушных линий, практически одинаково, что определяет неизменность результирующей проточной связи фаз и емкостного влияния линий.Поэтому для ВЛ традиционной конструкции (без глубокого разделения фаз и специальных опорных конструкций) реактивные параметры мало зависят от расчетных характеристик линий, так как соотношение расстояний между фазами и сечением (радиусом) проводов практически не меняется, что отражено в формулах логарифмической функцией.

    При выполнении фаз ВЛ 35-220 кВ одиночными проводами их индуктивное сопротивление находится в узких пределах: Х 0 = (0.40-0,44) Ом/км, а емкостная проводимость лежит в пределах b 0 = (2,6-2,8) 10 -6 См/км. Влияние изменения площади поперечного сечения (радиуса) жил кабеля на Х 0 равно заметнее, чем в ВЛ. Поэтому для КЛ мы имеем более широкое изменение индуктивного сопротивления: X 0 ≈ (0,06-0,15) Ом/км. Для кабельных линий всех марок и сечений напряжением 0,38-10 кВ индуктивное сопротивление лежит в более узком диапазоне (0,06-0,1 Ом/км) и определяется по таблицам физико-технических данных кабелей.

    Среднее значение зарядной мощности на 100 км для ВЛ 110 кВ составляет около 3,5 МВАр, для ВЛ 220 кВ — 13,5 МВАр, для ВЛ 500 кВ — 95 МВАр.

    Учет этих показателей позволяет исключить существенные погрешности расчета параметров линии или использовать эти параметры в ориентировочных расчетах, например, для оценки ее длины (км) в виде реактивных параметров

    Активная проводимость за счет потери активной мощности ΔР из-за несовершенства изоляции (протечки по поверхности изоляторов, токи проводимости (смещения) в материале изолятора) и ионизации воздуха вокруг проводника за счет коронного разряда.Удельная активная проводимость определяется по общей формуле шунта, См/км,

    где U ном — номинальное напряжение ЛЭП в кВ.

    Потери в изоляции ВЛ незначительны, а явление коронирования в ВЛ возникает только при превышении электрического поля на поверхности провода кВ МАКС/см:

    критическое значение около 17-19 кВ/см. Такие условия для возникновения короны на ВЛ 110 кВ и выше.

    Коронирование и, соответственно, потери активной мощности сильно зависят от напряжения ВН, радиуса провода, атмосферных условий и состояния поверхности провода. Чем больше рабочее напряжение и чем меньше радиус проводов, тем больше электрическое поле. Ухудшение атмосферных условий (повышенная влажность воздуха, мокрый снег, иней на поверхности проводов), заусенцы, царапины также способствуют росту напряженности электрического поля и, соответственно, потерям активной мощности на кернование.Коронный разряд вызывает помехи радио- и телеприему, коррозию поверхности проводов ВЛ.

    Для снижения потерь венца до экономически приемлемого уровня в правилах устройства электроустановок (ПУЭ) установлено минимальное сечение (диаметр) проводов. Например, для ВЛ 110 кВ — ВЛ 70 кВ (11,8 мм), для ВЛ 220 кВ — ВЛ 240 КВ (21,6 мм).

    Потери мощности на корону учитываются при моделировании ВЛ с номинальным напряжением 330 кВ и более.

    В КЛ под действием наибольшего напряжения находятся слои поясной изоляции вблизи поверхности жил кабеля. Чем больше рабочее напряжение кабеля, тем заметнее токи утечки через изоляционные материалы и нарушение его диэлектрических свойств. После характеризуют тангенсом угла диэлектрических потерь tg δ, принятым по данным производителя.

    Активная проводимость кабеля на единицу длины

    (20)

    и соответствующий ток утечки в изоляции кабеля, А,

    (21)

    Тогда диэлектрические потери в изоляционном материале КЛ, МОм,

    Их следует рассматривать для КЛ с номинальным напряжением 110 кВ и выше.

    .

    alexxlab

    Добавить комментарий

    Ваш адрес email не будет опубликован.