Министерство образования и науки Российской федерации Донской государственный технический университет Методические указания к практическим занятиям по дисциплине «Электроэнергетические системы и сети» Ростов-на-Дону ДГТУ 2013 2 УДК 621.311.1.016 (076.5) Рецензент д-р техн. наук Н.И. Цыгулёв Составитель: Хлебников В.К. Методические указания к практическими занятиям по дисциплине «Электроэнергетические системы и сети» / Дон. гос. техн. ун-т – Ростов-на-Дону: ДГТУ, 2013. – 38 с. Приведены основные расчётные формулы, справочные данные для выполнения расчётов параметров схем и режимов электрических сетей. Методические указания позволят студентам освоить методы расчётов установившихся режимов электрических сетей, оптимизации их режимов. Предназначены для студентов очной и заочной форм обучения по направлению 140400 «Электроэнергетика и электротехника». © Донской государственный технический университет, 2013 © Хлебников В.К. 3 Содержание 1. Параметры воздушных линий электропередачи 4 2. Параметры схем замещения линии электропередачи 6 3. Параметры схем трансформаторов двухобмоточных 7 трёхобмоточных 8 5. Формирование расчётных схем замещения электрических сетей 6. Расчёт режима разомкнутой электрической сети 11 7. Формирование и решение уравнений узловых напряжений электрической сети 15 8. Определение потерь электроэнергии в электрической сети 17 9. Распределение напряжения в дальней электропередаче при различной нагрузке 20 10.Регулирование напряжения трансформаторами 22 замещения 4. Параметры схем замещения трансформаторов и автотрансформаторов 11.Регулирование напряжения реактивной мощности Литература Приложения с помощью источников 14 26 29 30 4 1. ПАРАМЕТРЫ ВОЗДУШНЫХ ЛИНИЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ Активное сопротивление проводов определяется их материалом и сечениями. Погонное активное сопротивление (сопротивление одного километра провода) при 20º С равно 𝑟0 = ρ 𝐹𝑛 , Ом/км, (1.1) где ρ – удельное сопротивление при температуре 20º С, Ом·мм2/км; 𝐹 – сечение провода, мм2; 𝑛 – число проводов в фазе при расщеплении (при 𝑈ном ≤ 220 кВ 𝑛 = 1; при 𝑈ном = 330 кВ 𝑛 = 2; 𝑈ном = 500 кВ 𝑛 = 3; 𝑈ном = 750 кВ 𝑛 = 4 или 5). Для алюминиевых и сталеалюминиевых проводов ρ = 31,5 ом·мм2/км. В качестве сечения 𝐹 принимают поперечное сечение алюминиевой части провода (приложение А, табл. А.1). Погонное индуктивное сопротивление фазы линии при транспозиции проводов в общем случае равно 𝑥0 = 0,1445lg 𝐷ср 𝑅э + 0.0157 𝑛 , Ом/км, (1.2) где 𝐷ср – среднегеометрическое расстояние между фазами, см; 𝑅э – эквивалентный радиус провода, см; 𝑛 – число проводов в фазе линии. Среднегеометрическое расстояние между фазами равно 𝐷ср = 3√𝐷АВ 𝐷ВС 𝐷СА , где 𝐷АВ , 𝐷ВС , 𝐷СА – расстояния между фазами А, В, С соответственно, см. 𝐷АВ , 𝐷ВС , 𝐷СА определяются по рисунку опоры (приложение А). Эквивалентный радиус провода зависит от числа проводов в фазе, радиуса провода 𝑅п (см) и расстояния 𝑎 (40 см) между ними 𝑅э = 𝑅п при 𝑛 = 1 (нерасщеплённая фаза), 𝑎 { 𝑅э = 𝑛√𝑛𝑅п (𝜌)𝑛−1 , 𝜌 = 𝜋 , при 𝑛 ≥ 2, 2 sin 𝑛 где 𝜌 – радиус расщепления. 5 Для некоторых значений 𝑛 эквивалентный радиус 𝑅э равен: при 𝑛 = 2 𝑅э = √𝑅п 𝑎 ; 3 при 𝑛 = 3 𝑅э = √𝑅п 𝑎2 ; 4 при 𝑛 = 4 𝑅э = √𝑅п 𝑎3 √2 ; Погонная активная проводимость воздушной линии в основном определяется величиной погонных потерь активной мощности на корону(приложение А, табл.А.2) ∆𝑃кор (кВт/км) и напряжением на линии. При номинальном напряжении 𝑈ном (кВ) активная проводимость воздушной линии равна 𝑔0 = ∆𝑃кор 2 𝑈ном 10−3 , См/км. (1.3) Погонная ёмкостная проводимость фаз зависит от геометрических размеров и взаимного расположения фазных проводов. Средняя погонная ёмкостная проводимость без учёта влияния земли равна 𝑏0 = 7,58 𝐷ср lg 𝑅э 10−6 , См/км. (1.4) Задача 1.1 Определить погонные параметры воздушной линии электропередачи 220 кВ, провод АС 240/32 на железобетонных и стальных опорах. Задача 1.2 Определить погонные параметры воздушной линии электропередачи 500 кВ, провод 3×АС 330/30 на железобетонных и стальных опорах. Задача 1.3 Определить погонные параметры воздушной линии электропередачи 110 кВ, провод АС 95/16 на железобетонных и стальных опорах. 6 2. ПАРАМЕТРЫ СХЕМ ЗАМЕЩЕНИЯ ЛИНИИ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧИ Линия электропередачи – это элемент электрической сети с распределёнными параметрами. В расчётах линия может быть представлена как четырёхполюсником, так и П-образной схемой замещения (рис. 2.1), параметрами которой являются продольное сопротивление 𝑍л = 𝑅л + 𝑗𝑋л и поперечная проводимость 𝑌л = 𝐺л + 𝑗𝐵л , разделённая поровну и включённая на входе и выходе схемы замещения. I1 I2 Zл Iх1 U1 YЛ/2 Iх2 YЛ/2 U2 Рис. 2.1. П-образная схема замещения линии Наиболее точно параметры П-образной схемы замещения определяются по (2.1), (2.2). На практике эти параметры определяются через погонные сопротивления 𝑧0 = 𝑟0 + 𝑗𝑥0 и проводимости 𝑦0 = 𝑔0 + 𝑗𝑏0 . 𝑍л = 𝑧0 𝐿 𝑌л = 𝑦0 𝐿 𝑠ℎγ𝐿 γ𝐿 , 𝑐ℎγ𝐿 − 1 γ𝐿𝑠ℎγ𝐿 (2.1) . (2.2) Здесь γ = √(𝑟0 + 𝑗𝑥0 )(𝑔0 + 𝑗𝑏0 ) = β + 𝑗α. Гиперболические функции комплексного аргумента в (2.1), (2.2) вычисляются по формулам 7 𝑐ℎγ𝑙 = 𝑐ℎβ𝑙 ∙ 𝑐𝑜𝑠α𝑙 + 𝑗𝑠ℎβ𝑙 ∙ 𝑠𝑖𝑛α𝑙; 𝑠ℎγ𝑙 = 𝑠ℎβ𝑙 ∙ 𝑐𝑜𝑠α𝑙 + 𝑗𝑐ℎβ𝑙 ∙ 𝑠𝑖𝑛α𝑙; 𝑒 β𝑙 + 𝑒 −β𝑙 𝑐ℎβ𝑙 = ; 2 𝑒 β𝑙 − 𝑒 −β𝑙 𝑐ℎβ𝑙 = . 2 { Приближённо формулам: параметры схемы замещения определяются 𝑍л = 𝑧0 𝐿, (2.3) 𝑌л = 𝑦0 𝐿. (2.4) по Задача 2.1 Определить параметры П-образной схемы замещения линии 110 кВ, провод АС 95/16. Длина линии 50 км, 100 км. Задача 2.2 Определить параметры П-образной схемы замещения линии 500 кВ, провод 3×АС 330/30. Длина линии 500 км. Расчёт выполнить по точным и приближённым соотношениям. 3. ПАРАМЕТРЫ СХЕМ ЗАМЕЩЕНИЯ ДВУХОБМОТОЧНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ В практических расчётах используется Г-образная схема замещения. Сопротивления двухобмоточного трёхфазного трансформатора определяется по формуле: RТ 2 PК U Вном 2 Sном 103 , Ом (3.1) 8 XТ 2 U К U Вном (3.2) , Ом 100Sном где РК – потери мощности короткого замыкания, кВт; UB ном – номинальное напряжение высшей обмотки, кВ; Sном –номинальная мощность трехфазного трансформатора, МВ·А; UК – напряжение короткого замыкания, %. Проводимости трансформатора равны gТ Px 103 U В2 ном BТ I х Sном 2 100U Вном , , где РХ – потери мощности холостого хода, кВт; IХ – ток холостого хода, %. Все параметры замещения трансформатора приведены к высшему напряжению. Задача 3.1 Определить параметры схемы замещения двухобмоточного трансформатора ТДН-16000/110. Задача 3.2 Определить параметры схемы замещения двухобмоточного трансформатора ТД-16000/35. 4. ПАРАМЕТРЫ СХЕМ ЗАМЕЩЕНИЯ ТРЁХОБМОТОЧНЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ И АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ Трёхобмоточные представляются схемой трансформаторы замещения в и виде автотрансформаторы трёхлучевой звезды. 9 Сопротивления ветвей звезды ( В, С. Н) определяются по (3.1, 3.2) при следующих значениях РК, UК, вычисленных по паспортным данным: 1 PК В (PКЗ В-Н PКЗ В-С PКЗ С-Н ), 2 1 PК С (PКЗ В-С PКЗ С-Н PКЗ В-Н ), 2 1 PК Н (PКЗ В-Н PКЗ С-Н PКЗ В-С ), 2 1 U К В (U КЗ В-Н U КЗ В-С U КЗ С-Н ), 2 1 U К С (U КЗ В-С U КЗ С-Н U КЗ В-Н ), 2 1 U К Н (U КЗ В-Н U КЗ С-Н U КЗ В-С ), 2 где РКЗ В-С, РКЗ В-Н, РКЗ С-Н – потери мощности короткого замыкания для пар обмоток, кВт; UКЗ В-С, UКЗ В-Н, UКЗ С-Н – напряжения короткого замыкания для пар обмоток. Для трансформаторов, имеющих различные номинальные мощности отдельных обмоток UК и РК приводятся к мощности обмотки высшего напряжения. Приведение UК выполняется пропорционально отношению номинальных мощностей обмоток, приведение РК – пропорционально квадрату этого отношения. Если паспортные данные оборудования содержат одно из трёх значений потерь короткого замыкания, то расчёт активных сопротивлений выполняется с использованием «сквозного активного сопротивления» с последующим его разделением по ветвям схемы замещения в пропорциях, определяемых отношениями номинальных мощностей представленных в таблице 4.1. Сквозное активное сопротивление определяется по формуле: Rскв 2 PК U Вном S 2 ном 103 обмоток, 10 где РК – потери короткого замыкания при номинальной нагрузке обмотки высшего напряжения, кВт. Таблица 4.1. – Соотношение мощностей и активных сопротивлений трёхобмоточного трансформатора Мощность обмоток трансформатора Активное сопротивление, Ом по отношению к номинальной, % SВ SС SН RТ В RТ С RТ Н 100 100 100 0,5Rскв 0,5Rскв 0,5Rскв 100 67 100 0,5 Rскв 0,75 Rскв 0,5 Rскв 100 100 67 0,5 Rскв 0,5 Rскв 0,75 Rскв 100 67 67 0,55 Rскв 0,82 Rскв 0,82 Rскв 100 100 50 0,5 Rскв 0,5 Rскв Rскв 100 50 50 0,5 Rскв Rскв Rскв 100 100 33 0,5 Rскв 0,5 Rскв 1,5 Rскв Активные сопротивления трансформатора с расщепленной обмоткой определяются для каждой обмотки отдельно в соответствии с паспортными данными по формуле: RТ В РК 2 U Вном 2 2 Sном 103 , RТ Н 1 RТ H 2 2 RТ В . Задача 4.1 Определить параметры схемы замещения автотрансформатора АТДЦН 125000/220/110. Задача 4.2 Определить параметры схемы замещения автотрансформатора АТДЦН 125000/330/110. 11 5. ФОРМИРОВАНИЕ РАСЧЁТНЫХ СХЕМ ЗАМЕЩЕНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ Для установившихся режимов моделирование элементов электрических сетей сводится к составлению их схем замещения. Поэтому по данной теме необходимо усвоить методику составления схем замещения всех элементов электрических сетей и определения их параметров. Студент должен знать разновидности схем замещения линий, понимать возможность и целесообразность упрощения их, в частности за счет неучёта активных проводимостей линий. Надо знать условия, при которых потерями на корону в линиях допустимо пренебрегать. Необходимо изучить виды силовых трансформаторов, представлять особенности автотрансформаторов, знать их преимущества перед трансформаторами. Хорошо усвоить связь потерь в стали трансформатора с проводимостями и потерь в обмотках с их сопротивлениями. Следует различать в схемах замещения продольные и поперечные ветви. Кроме линий и трансформаторов надо хорошо представлять и понимать, как моделируются при расчетах установившихся режимов остальные элементы: компенсирующие электрические устройства, синхронные нагрузки (потребители), генераторы (электрические станции). Рассмотрим пример формирования расчётной схемы замещения сети (рис. 5.1). U1 1 Л1 U2 2 Sн2 Рис.5.1. Полная схема замещения показана на рис.5.2. Л2 U3 3 Sн3 12 U1 I1 SН л1 SК л1 SН л2 U2 Zл1 Sн2 YЛ1/2 YЛ1/2 I2 SК л2 U3 Zл2 YЛ2/2 YЛ2/2 Sн3 Рис.5.2 Параметры схемы замещения линии определяются по активному и реактивному погонным сопротивлениям 𝑟0 , 𝑥0 (Ом/км), ёмкостной погонной проводимости 𝑏0 (См/км), удельным потерям мощности на корону Δ𝑃к (кВт). 𝐿 𝐿 𝑛 𝑛 𝑅л = 𝑟0 , 𝑋л = 𝑥0 , 𝑍л = 𝑅л + 𝑗𝑋л , 𝐵л = 𝑏0 𝐿𝑛, 𝐺л = 𝑔0 𝐿𝑛 = 𝑔0 = Δ𝑃к 𝑈2ном 10−3 𝐿𝑛, 𝑌л = 𝐺л + 𝑗𝐵л , Где L – длина линии, км; n – число параллельных цепей линии. Для упрощения расчётов в схеме замещения линии (рис.5.2), вопервых, пренебрегают активной проводимостью, т.е. 𝐺л = 0, во-вторых, проводимость 𝑌л заменяют зарядной мощностью линии 𝑄з (рис. 5.3). 2 𝑄з = 𝑈ном 𝐵л . U1 SН л1 I1 SК л1 U2 SН л2 Zл1 QЗ Л1/2 I2 SК л2 U3 Zл2 QЗ Л1/2 Sн2 QЗ Л2/2 QЗ Л2/2 Sн3 Рис.5.3 Задача 5.1 Составить схему замещения для сети, изображённой на рис. 5.1. Варианты исходных данных приведены в табл. 5.1. 13 Таблица 5.1. – Исходные данные к задаче 5.1 Вариант 1 𝑈1 , кВ 214 2 217 Параметры сети Л1 Л2 𝑆н2 , МВ·А АС-300, АС-240, 80 + j16 70 км 120 км АС-400, АС-300, 90 + j17 60 км 135 км 𝑆н3 , МВ·А 60 + j15 50 + j14 Задача 5.2 Составить схему замещения для сети, изображённой на рис. 5.4. Варианты исходных данных приведены в табл. 5.2. С2 SГ1 С1 ПСТ 1 110 кВ АТ1 Л1 SН1 АТ2 Л3 220 (330) кВ Л2 Л4 ПСТ 2 ПСТ 3 SН3 Т1 Т2 10 кВ SН2 Рис. 5.4 Таблица 5.2. – Исходные данные к задаче 5.2 Вари ант 𝑈ном , кВ 1 220 2 330 Л1 Длина, провод 80 км АС 500/64 180 км 2xAC 300/39 Л2 110 кВ 55 км АС 240/32 50 км АС 185/29 Параметры сети Л3 Л4 110 кВ 110 кВ 45 км АС 185/29 45 км АС 185/29 30 км АС 150/24 30 км АС 150/24 АТ1, АТ2 Т1, Т2 АТДЦТН250000/220/110 АТДЦТН125000/330/110 ТРДН40000/110 ТРДН25000/110 14 6. РАСЧЁТ РЕЖИМА РАЗОМКНУТОЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ Математическая модель установившегося режима разомкнутой электрической сети основана на законах Кирхгофа и законе Ома. При известном напряжении в конце линии 𝑈̇3 = 𝑈3 (рис. 5.2) параметры режима связаны между собой следующим образом: ̇ = 𝐼К̇ л2 = 𝐼н3 𝐼Н̇ л2 = 𝐼2̇ + 𝑆̂н3 , ̂3 √3𝑈 𝑌л2 2 𝐼2̇ = 𝐼К̇ л2 + 𝑈̇2 , ̇ = 𝐼н2 𝑆̂н2 ̂2 √3𝑈 , 𝑌л2 2 𝑈̇3 , 𝑈̇2 = 𝑈̇3 + 𝐼2̇ 𝑍л2 , ̇ , 𝐼К̇ л1 = 𝐼Н̇ л2 + 𝐼н2 𝑌 𝐼1̇ = 𝐼К̇ л1 + л1 𝑈̇2 , 𝑌 𝑈̇1 = 𝑈̇2 + 𝐼1̇ 𝑍л1 , 𝐼Н̇ л1 = 𝐼1̇ + л1 𝑈̇1 , 𝑆Н л1 = √3𝑈̇1 𝐼̂Н л1 , 𝑆К л1 = √3𝑈̇2 𝐼̂К л1 , 𝑆Н л2 = √3𝑈̇2 𝐼̂Н л2 , 2 2 где 𝐼К̇ л2 , 𝐼К̇ л1 – векторы токов в конце второй и первой линий; 𝐼Н̇ л2 , 𝐼Н̇ л1 – векторы токов в начале второй и первой линий. Знак ^ использован для обозначения сопряжённых векторов или сопряжённых комплексных величин. При использовании схем замещения линий с зарядными мощностями 𝑄З л1⁄ 𝑄З л2⁄ 2, 2, суммируются с нагрузками узлов в соответствии со схемой замещения сети, а затем определяются токи нагрузок (рис.5.3) мощности ̇ , 𝐼н2 ̇ и токи ветвей 𝐼2̇ , 𝐼1̇ схемы замещения сети.. 𝐼н3 Задача 6.1 Выполнить расчёт режима разомкнутой электрической сети. Исходные данные приведены в задаче 5.1. 7. ФОРМИРОВАНИЕ И РЕШЕНИЕ УРАВНЕНИЙ УЗЛОВЫХ НАПРЯЖЕНИЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ Рассмотрим схему замещения замкнутой сети, приведённую на рис. 7.1. Узел № 6 - балансирующий (БУ). Положительное направление мощности – к узлу. 15 Zл1 UБ 6 kАТ ZАТ S5=SГ1 S4=-SН1 4 5 YЛ1/2 YЛ1/2 YАТ YЛ3/2 YЛ3/2 YЛ2/2 Zл3 Zл2 Условные обозначения: 1 - Номера узлов расчётной схемы YЛ2/2 Положительное направление ветви Zл4 2 1 S1=-SН3 YЛ4/2 YЛ4/2 YТ ZТ kТ 3 S3=-SН2 Рис. 7.1 Математической моделью установившегося режима сложнозамкнутой сети является система уравнений узловых напряжений (УУН) следующего вида 𝑌𝑖𝑖 𝑈̇𝑖 + ∑𝑛𝑘=1 𝑌𝑖𝑘 𝑈̇𝑘 = 𝐽𝑖̇ − 𝑌𝑖Б 𝑈̇Б, 𝑖 = 1, 2, … , 𝑛, (7.1) 𝑘≠𝑖 где 𝑈̇𝑖 – вектор напряжения в 𝑖 -м узле сети; 𝑈̇𝑘 – вектор напряжения в 𝑘 -м узле сети; 𝑈̇Б – вектор напряжения в БУ; 𝐽𝑖̇ – вектор узлового тока 𝑖 -го узла, определяемый в зависимости от принятой модели нагрузки; 𝑛 – число независимых узлов в схеме; 𝑌𝑖𝑖 - собственная проводимость узла 𝑖; 16 𝑌𝑖𝑘 – взаимная проводимость узлов 𝑖 и 𝑘; 𝑌𝑖Б – взаимная проводимость узла 𝑖 и балансирующего. Совокупность собственных и взаимных проводимостей узлов образует симметричную матрицу узловых проводимостей размера 𝑛 × 𝑛. Число независимых узлов 𝑛 меньше общего числа узлов на единицу. Для схемы рис. 4.2 при 𝑛=5 матрица узловых проводимостей 𝒀 имеет следующий вид 𝑌11 𝑌21 𝒀= 0 𝑌41 [0 𝑌12 𝑌22 𝑌32 𝑌42 0 0 𝑌14 0 𝑌23 𝑌24 0 𝑌33 0 0 , 0 𝑌44 𝑌45 0 𝑌54 𝑌55 ] а вектор-столбец 𝒀Б равен 0 0 𝒀Б = 0 . 0 [𝑌5Б ] Диагональные элементы матрицы 𝒀 (собственные проводимости узлов 𝑌𝑖𝑖 ) равны сумме проводимостей ветвей, связанных с узлом 𝑖, включая проводимости на землю. Если ветвь 𝑖- 𝑘 содержит коэффициент трансформации, а узел 𝑖 соответствует стороне более низкого напряжения, то проводимость этой ветви войдёт в 𝑌𝑖𝑖 с множителем 1⁄𝑘т2 . Например, ветвь 45 содержит коэффициент трансформации. Проводимость 𝑌44 равна 𝑌44 = 1 1 1 1 𝑌л2 𝑌л3 + + + + , 2 𝑍л2 𝑍л3 𝑍АТ 𝑘АТ 2 2 а для узла 5 проводимость 𝑌55 равна 𝑌55 = 1 1 𝑌л1 + + + 𝑌АТ . 𝑍л1 𝑍АТ 2 Взаимные проводимости 𝑌𝑖𝑘 и 𝑌𝑖Б равны проводимости ветви 𝑖- 𝑘 или 𝑖 − Б, взятой со знаком минус. Если ветвь содержит коэффициент трансформации, то проводимость ветви умножается на 1⁄𝑘т . Например, проводимость между узлами 4 и 5 равна 17 𝑌45 = 𝑌54 = − 1 1 . 𝑍АТ 𝑘АТ Если непосредственная связь между узлом 𝑖 и 𝑘 отсутствует, то проводимость 𝑌𝑖𝑘 = 𝑌𝑘𝑖 = 0. Задача 7.1 Рассчитать матрицу узловых проводимостей для схемы рис. 5.4, 7.1. Параметры схемы замещения определены при решении задачи 5.2. Параметры режима даны в табл. 7.1. Таблица 7.1. – Нагрузки и напряжения узлов сети Вари ант 1 2 Нагрузка при номинальном напряжении Генерация Н1 110 кВ Н2 10 кВ Н3 110 кВ Г1 220 (330) кВ S, МВА 90 100 cos φ 0,8 0,9 S, МВА 50 40 cos φ 0,85 0,82 S, МВА 50 50 cos φ 0,83 0,82 S, МВА 70 110 cos φ 0,80 0,85 Напряжение БУ 𝑈Б , кВ 240 335 8. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОТЕРЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ Потери электроэнергии за расчётный период T=8760 ч состоят из нагрузочных и условно-постоянных потерь в линиях и трансформаторах. Нагрузочные потери электроэнергии равны ∆𝑊л н = 0,99∆𝑃л 𝐾ф2 𝑇, ∆𝑊т н = 0,99∆𝑃тн 𝐾ф2 𝑇, ∆𝑊л у−п = ∆𝑃л у−п 𝑇, ∆𝑊т х = ∆𝑃т х 𝑇, где ∆𝑃л , ∆𝑃тн – суммарные нагрузочные потери активной мощности в участках линии и трансформаторах ТП соответственно; ∆𝑃л у−п , ∆𝑃т х – суммарные условно-постоянные потери активной мощности в линии и суммарные потери холостого хода трансформаторов. 18 Неравномерность режима потребления электроэнергии в значительной степени влияет на величину нагрузочных потерь электроэнергии. Чем более неравномерен график электропотребления, тем выше нагрузочные потери электроэнергии при одном и том же значении среднегодовой нагрузки. Суточная и годовая неравномерность электропотребления учитывается с помощью коэффициента формы графика нагрузки за период Т, величина которого равна 2 2 𝐾ф2 = 𝐾фс 𝐾ф𝑁 , где 2 𝐾фс – квадрат коэффициента формы суточного графика нагрузки (см. рис. 6.3); 2 𝐾ф𝑁 – квадрат коэффициента формы годового графика ежемесячного отпуска электроэнергии в фидер. Коэффициенты формы равны 2 𝐾фс = 2 ∑24 𝑡=1 𝐼𝑡 2 24𝐼ср , ∑12 (𝑊 а )2 2 𝐾ф𝑁 = 𝑚=1 2 𝑚 , 12𝑊 ср.мес где 𝐼𝑡 – ордината суточного графика нагрузки; 𝐼ср – среднесуточный ток нагрузки; 𝑊𝑚а – отпуск электроэнергии в фидер в месяце m; 𝑊ср.мес - среднемесячный отпуск электроэнергии в фидер. Средние активные и реактивные нагрузки фидера за период Т=8760 ч равны 𝑃ср = 𝑊а 𝑇 , кВт; 𝑄ср = 𝑃ср tgφ , квар. Активная и реактивная составляющие тока головной ветви, A: 𝐼г.ср.а =𝑃ср /√3𝑈г.ср ; 𝐼г.ср.р =−𝑄ср /√3𝑈г.ср . 19 Определяются нагрузки ТП на стороне 10 кВ пропорциональные мощностям трансформаторов ТП: 𝐽𝑙 ср.а =𝐼г ср.а 𝑆ном𝑙 𝑛т𝑙 /∑𝑘𝑙=1(𝑆ном𝑙 𝑛т𝑙 ), 𝐽𝑙 ср.р =𝐼г ср.р 𝑆ном𝑙 𝑛т𝑙 /∑𝑘𝑙=1(𝑆ном𝑙 𝑛т𝑙 ), где 𝑆ном𝑙 – номинальная мощность трансформатора в l-м ТП; 𝑛т𝑙 - число трансформаторов в l-м ТП; k- число ТП. Вычисляются токи ветвей расчётной схемы распределительной линии 𝐼𝑖̇ ср = ∑𝑘𝑗=1 𝐶𝑖𝑙 𝐽𝑙̇ = ∑𝑘𝑙=1 𝐶𝑖𝑙 (𝐽𝑙 ср.а + 𝑗 𝐽𝑙 ср.р ), где 𝐼𝑖̇ ср =𝐼𝑖 ср.а + 𝑗𝐼𝑖 ср.р – ток i-й ветви в режиме средних нагрузок; 𝐶𝑖𝑙 − коэффициент токораспределения, принимающий значение, равное единице, если l-й ТП питается по i-й ветви схемы, и равное нулю в остальных случаях. Обратным ходом определяются напряжения всех узлов сети, начиная с узла в начале головной ветви: Uа.н1=Uг.ср; Up.н1=0; 𝑈̇кi=𝑈̇нi- 𝑈̇∆i = 𝑈̇нi- √3 ̇ 𝐼 i(Ri+ 1000 jXi), i = 1,2,…,m, где Uа.н1, Uр.н1–активная и реактивная составляющие напряжения в начале 1-ой ветви (головной); 𝑈̇к i– напряжение в конце i-ой ветви; 𝑈̇н i– напряжение в начале i-ой ветви, равное напряжению в конце предыдущей ветви. Ток нагрузки одного трансформатора l-го ТП равен 2 𝐼т ср 𝑙 2 𝐽𝑙 ср.а 𝐽𝑙 ср.р 𝐼х 𝑙 𝑆ном 𝑙 Δ𝑃х 𝑙 = √( − − ) +( ) 𝑛т𝑙 𝑛т𝑙 √3𝑈ном 𝑙 √3𝑈ном 𝑙 Вычисляются потери активной мощности в участках линии 20 ∆𝑃лi = 3𝐼𝑖2ср 𝑅𝑖 , i=1,2,…,m и трансформаторах ТП ∆𝑃тн l = 3 𝐼т2ср 𝑙 𝑈𝑙2 2 𝑆ном 𝑙 ∆𝑃тх l =∆𝑃x 𝑈𝑙2 2 𝑈ном 𝑙 𝑛т𝑙 ; 𝑛т𝑙 ; l=1, 2,…,k. Условно-постоянные потери мощности в изоляции кабелей и изоляторах воздушных линий определяются по нормативу потерь Δ𝑃у−п норм 𝑖 , разработанному для различных регионов страны. Δ𝑃у−п 𝑖 = Δ𝑃у−п норм 𝑖 𝐿𝑖 𝑛𝑖 , i = 1,2,…,m. 9. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ В ДАЛЬНЕЙ ЭЛЕКТРОПЕРЕДАЧЕ ПРИ РАЗЛИЧНОЙ НАГРУЗКЕ Напряжение в произвольной точке линии удаленной на расстояние l от конца линии (рис. 9.1) при известных параметрах режима в конце линии определяется выражением (9.1). Рис. 9.1 P jQ U l U 2 ch l 2 2 2 Z Â sh l U2 (9.1) Если заданы параметры режима в начале линии, то напряжение в произвольной точке линии удаленной на расстояние l от начала линии определяется выражением (9.2). 21 P jQ U l U1 ch l 1 2 1 Z Â sh l U1 (9.2) Коэффициент распространения линии : где Z0 Y0 j , β - коэффициент затухания, который показывает, как изменяется амплитуда тока и напряжения на единице длины; α - коэффициент фазы, показывающий, как изменяется фаза на единице длины. Для реальных воздушных линий СВН: β = (2,5 ÷ 5) × 10-5 , 1/км и α = 0,06 ÷ 0,065 , град/км. В реальных воздушных линий СВН r0 << x0 и g0 0 , поэтому при анализе режимов работы электропередач СВН можно принять r0 = 0 и g0 = 0. При таких допущениях: β =0 и Z В x0 / b0 будет действительной величиной. Для идеализированной линии без потерь активной мощности P1 P2 P и выражение (9.1) будет иметь вид Z Z U l U 2 cos l Q2 B2 sin l jP B2 sin l U2 U2 (9.3) Во многих случаях мощность, передаваемую по ДЭП удобно выражать 2 в долях от натуральной мощности S нат U 2 / Z В или приближенно Síàò U íîì2 / Zˆ B . Для линии без потерь натуральная мощность будет чисто активной, т.е 2 S нат Pнат U ном / ZВ . Направив вектор напряжения U 2 по положительной оси ( U 2 U 2 ), обозначая P*2 P2 / Pнат и Q*2 Q2 / Pнат для линии без потерь получим U l U 2 cos l Q* 2 sin l jP* sin l . (9.4) 22 Если заданы параметры режима в начале линии, то напряжение в произвольной точке линии без потерь, удаленной на расстояние l от начала линии, определяется выражением: U l U1 cos l Q*1 sin l jP* sin l . (9.5) Задача 9.1 Линия электропередачи номинальным напряжением 500 кВ длиной 3000 км, связывает две энергосистемы (рис. 9.1). Напряжение на одном из концов линии равно номинальному: а) в конце линии, б) в начале линии. Построить графики распределения модуля напряжения вдоль линии при передаче активной мощности P=0,5Pнат; P=1,0Pнат; P=1,5Pнат и различных значениях передаваемой реактивной мощности Q (Q=0; Q=0,3P; Q=-0,3P). Сделать выводы по каждому режиму, определив в них максимальное и минимальное напряжение и точки линии, в которых наблюдаются эти значения. 10.РЕГУЛИРОВАНИЕ НАПРЯЖЕНИЯ ТРАНСФОРМАТОРАМИ Рассмотрим схему сети, приведённую на рис. 10.1. 110 кВ Т1 Л1 10 кВ Л2 Л3 Н1 Т2 Н2 Рис. 10.1 Полная схема замещения показана на рис.10.2. Т3 Н3 23 Zл1 U1 kТ1 ZТ1 U2 U31 Zл2 U3 Zл3 U4 U5 YТ3 YТ2 YЛ1/2 YТ1 YЛ1/2 PН1 + jQн1 ZТ3 ZТ2 U61 U71 kТ2 U6 kТ3 U7 PН2 + jQн2 PН3 + jQн3 Рис. 10.2 Для регулирования трансформатора Т1 в напряжения центре используются питания (ЦП) и устройство РПН устройства ПБВ трансформаторов Т2, Т3 в трансформаторных подстанциях (ТП). Устройство РПН трансформатора Т1 имеет пределы регулирования ±9 × 1,78 % (шаг равен 1,78 %), устройства ПБВ - ±2 × 2,5 % (шаг – 2,5 %). Напряжение ответвления 𝑈отв , трансформации 𝑘т = используемое 𝑈нн 𝑈отв при определении коэффициента , равно 𝑈отв = 𝑈вн (1 ± 0,01𝑛∆𝑘т ), где 𝑛 – номер включённого ответвления относительно среднего; ∆𝑘т – шаг регулирования напряжения на обмотке ВН. Моделирование режима осуществляется расчётом параметров режима сети при максимальной (минимальной) нагрузке. Расчёт выполняют методом последовательных приближений (итераций) в два этапа. Первоначально напряжения во всех узлах схемы замещения (рис. 10.2) принимаются равными соответствующему номинальному напряжению (0) 𝑈̇𝑖 = 𝑈ном 𝑖 (напряжение в узле 1 принимается неизменным и равным заданному в рассматриваемом режиме 𝑈̇1 = 𝑈зад ), а коэффициенты трансформации 𝑘т определены при номере ответвления 𝑛 = 0. На первом этапе 𝑘 -й итерации (𝑘 =0, 1, 2…) определяется токораспределение по элементам схемы сети. 24 (𝑘) Рассчитываются токи нагрузки -го узла 𝐽𝑖̇ и токи в поперечных (𝑘) ̇ , подключенных к 𝑖 -му узлу. проводимостях схемы замещения сети 𝐼𝑌𝑖 (𝑘) 𝐽𝑖̇ где 𝑌𝑖 = 𝑆̂н 𝑖 ̂ (𝑘) 𝑈 𝑖 (𝑘) (𝑘) ̇ = 𝑈̇𝑖 𝑌𝑖 , 𝑖 = 1, 2, 4, 5. 𝐼𝑌𝑖 , 𝑖 = 3, 6, 7; – суммарная поперечная проводимость линии 𝑌л и (или) трансформатора 𝑌т в соответствии со схемой замещения сети. Вычисляются токи продольных ветвей схемы замещения сети, начиная с наиболее удалённых от узла 1. (𝑘) ̇ = 𝐽7(𝑘) ̇ 𝑘т3 ; 𝐼т3 (𝑘) (𝑘) (𝑘) ̇ = 𝐼т3 ̇ + 𝐼𝑌5 ̇ ; 𝐼л3 (𝑘) ̇ = 𝐽6(𝑘) ̇ 𝑘т2 ; 𝐼т2 (𝑘) (𝑘) (𝑘) (𝑘) ̇ = 𝐼л3 ̇ + 𝐼𝑌4 ̇ + 𝐼т2 ̇ ; 𝐼л2 (𝑘) (𝑘) ̇ = (𝐽3(𝑘) ̇ + 𝐼л2 ̇ ) 𝑘т1 ; 𝐼т1 (𝑘) (𝑘) (𝑘) ̇ = 𝐼т1 ̇ + 𝐼𝑌2 ̇ . 𝐼л1 На втором этапе k-й итерации (𝑘 =0, 1, 2…) определяются напряжения узлов схемы замещения сети, начиная с головной ветви 1 – 2. (𝑘+1) (𝑘) ̇ 𝑍л1 ; 𝑈̇2 = 𝑈̇1 − 𝐼л1 (𝑘+1) (𝑘+1) (𝑘) ̇ 𝑍т1 ) 𝑘т1 ; 𝑈̇3 = (𝑈̇2 − 𝐼т1 (𝑘+1) (𝑘+1) (𝑘) ̇ 𝑍л2 ; 𝑈̇4 = 𝑈̇3 − 𝐼л2 (𝑘+1) (𝑘+1) (𝑘) ̇ 𝑍л3 ; 𝑈̇5 = 𝑈̇4 − 𝐼л3 (𝑘+1) (𝑘+1) (𝑘) ̇ 𝑍т2 ) 𝑘т2 ; 𝑈̇6 = (𝑈̇4 − 𝐼т2 (𝑘+1) (𝑘+1) (𝑘) ̇ 𝑍т3 ) 𝑘т3 . 𝑈̇7 = (𝑈̇5 − 𝐼т3 Проверяется соответствие достигнутой точности расчёта напряжений узлов 𝜀𝑚𝑎𝑥 заданной погрешности вычислений 𝜀зад =0,001. Если 𝜀𝑚𝑎𝑥 ≤ 𝜀зад , то итерационный процесс расчёта завершён. Точность расчёта напряжений равна (𝑘+1) (𝑘) 𝜀𝑚𝑎𝑥 = max |(|𝑈̇𝑖 | − |𝑈̇𝑖 |)|. 𝑖=1,2,…,7 В противном случае переходят к первому этапу следующей итерации, положив 𝑘 ∶= 𝑘 + 1. При завершении итераций определяются потери активной мощности (нагрузочные и условно-постоянные) в участках схемы сети. При регулировании напряжения в центрах питания распределительной электрической сети 10 кВ (сети СН2) обеспечиваются допустимые отклонения напряжения на шинах низшего напряжения (НН) 25 трансформаторных подстанций (ТП), шинах СН2 центральной подстанции (ЦП), минимизация потерь электроэнергии в сети СН2 за расчётный период T, принимаемый равным году. При планировании режимов сети определяются значения коэффициентов трансформации трансформатора с РПН в ЦП 𝑘т1 в режимах максимальной и минимальной нагрузки и однократно для периода T выбираются 𝑘т2 и 𝑘т3 трансформаторов с ПБВ в ТП. Необходимо определить такие значения 𝑘т при которых суммарные потери активной мощности в сети в каждом из рассматриваемых режимах будут минимальными: ∆𝑃сум = ∆𝑃н + ∆𝑃уп , где (10.1) ∆𝑃н - сумма нагрузочных потерь активной мощности в сопротивлениях линий и трансформаторов в рассматриваемом режиме; ∆𝑃уп – условно-постоянные потери, равные сумме потерь холостого хода в трансформаторах и потерь в активных проводимостях линий. При поиске минимума ∆𝑃сум должно выполняться следующее условие: рабочие напряжения на шинах СН2 ЦП и НН всех ТП в режимах максимальной и минимальной нагрузок должны находиться в заданном диапазоне: цп ̅ цп ; 𝑈 цп ≤ 𝑈𝑚𝑎𝑥 ≤𝑈 цп 𝑈 цп ≤ 𝑈𝑚𝑖𝑛 ≤ ̅ 𝑈 цп ; (10.2) тп ̅ тп ; 𝑈 тп ≤ 𝑈𝑚𝑎𝑥 ≤ 𝑈 тп 𝑈 тп ≤ 𝑈𝑚𝑖𝑛 ≤ ̅ 𝑈 тп , где ̅ цп - нижняя и верхняя границы напряжения на шинах СН2 ЦП; 𝑈 цп , 𝑈 ̅ тп - нижняя и верхняя границы напряжения на шинах НН ТП. 𝑈 тп , 𝑈 26 Задача 10.1 Выбрать коэффициенты трансформации трансформаторов в сети рис. 10.1. Напряжение в узле 1 𝑈1 принимается равным в режиме максимальной нагрузки 110 кВ, в режиме минимальной – 115 кВ. Параметры сети и нагрузки приведены в табл. 10.1 и 10.2. Таблица 10.1. – Параметры сети Вари ант 1 Л1 110 кВ АС-70/11, 50 км АС-70/11, 60 км 2 Параметры сети Л3 10 кВ Т1 АС-16, ТМН5 км 6300/110 АС-25, ТДН4 км 10000/110 Л2 10 кВ АС-16, 3 км АС-25, 6 км Т2 ТМ100/10 ТМ160/10 Т3 ТМ-63/10 ТМ250/10 Таблица 10.2. – Нагрузки сети Вари ант 1 2 Параметры нагрузки Н2 0,38 кВ макс. мин. Н1 10 кВ макс. мин. S, МВА 6,137 9,590 cos φ 0,8 0,8 S, МВА 3,989 6,234 cos φ S, МВА 0,100 0,160 0,6 0,6 11. РЕГУЛИРОВАНИЕ cos φ 0,85 0,85 S, МВА 0,060 0,096 cos φ 0,7 0,7 Н3 0,38 кВ макс. мин. S, МВА 0,063 0,250 НАПРЯЖЕНИЯ cos φ 0,83 0,83 С S, МВА 0,044 0,175 cos φ 0,75 0,75 ПОМОЩЬЮ ИСТОЧНИКОВ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ Рассмотрим схему сети, приведённую на рис. 11.1. 110 кВ Т1 Л1 КБ1 10 кВ Л2 Л3 Н1 Т3 Т2 КБ2 Рис. 11.1 Полная схема замещения показана на рис.11.2. Н2 КБ3 Н3 27 Zл1 U1 ZТ1 U2 kТ1 U31 Zл2 U3 Zл3 U4 U5 YТ3 YТ2 YЛ1/2 YТ1 YЛ1/2 YКБ1 PН1 + jQн1 ZТ3 ZТ2 U61 U71 kТ2 kТ3 U6 YКБ2 U7 PН2 + jQн2 YКБ3 PН3 + jQн3 Рис. 11.2 Ёмкостная проводимость конденсаторной батареи равна 𝐵кб = где 𝑄к 𝑁к 2 𝑈ном 10−3 , См, 𝑄к – номинальная трёхфазная мощность конденсатора, квар; 𝑈ном – номинальное напряжение конденсатора, кВ; 𝑁к – число параллельно включённых конденсаторов. Активная проводимость конденсатора зависит в основном от диэлектрических потерь мощности в изоляции и принимается равной 𝐺кб = (0,003 ÷ 0,006)𝐵кб , См. Полная проводимость конденсаторной батареи равна Для регулирования трансформатора Т1 в 𝑌кб = 𝐺кб + 𝑗𝐵кб . напряжения используются центре питания (ЦП) и устройство РПН устройства ПБВ трансформаторов Т2, Т3 в трансформаторных подстанциях (ТП). Устройство РПН трансформатора Т1 имеет пределы регулирования ±9 × 1,78 % (шаг равен 1,78 %), устройства ПБВ - ±2 × 2,5 % (шаг – 2,5 %). Напряжение ответвления 𝑈отв , трансформации 𝑘т = используемое 𝑈нн 𝑈отв при определении , равно 𝑈отв = 𝑈вн (1 ± 0,01𝑛∆𝑘т ), коэффициента 28 Моделирование режима осуществляется расчётом параметров режима сети при максимальной (минимальной) нагрузке. Расчёт выполняют методом последовательных приближений (итераций) в два этапа. Алгоритм расчёта рассмотрен в методических указаниях к теме № 10. Потенциал снижения потерь 𝜎 определяется сравнением суммарных потерь активной мощности ∆𝑃сум в одном из вариантов размещения КБ с нулевым вариантом. Численно величина 𝜎 равна 𝜎= где ∆𝜋 ∆𝑄кб = ∆𝑃сум 0 −∆𝑃сум 𝑘 (𝑘) ∑3𝑖=1 𝑄кб 𝑖 , ∆𝑃сум 0 – суммарные потери активной мощности нулевого варианта; ∆𝑃сум 𝑘 – суммарные потери активной мощности k-го варианта размещения КБ; (𝑘) 𝑄кб 𝑖 - мощность i-й конденсаторной батареи в k-м варианте размещения КБ. Если наибольшее значение 𝜎 соответствует первому варианту размещения КБ, то целесообразно увеличить мощность КБ1 (см. рис 11.1), если второму, то – КБ2 и т.д. Мощность КБ не должна превышать реактивную нагрузку узла размещения КБ. Для каждого варианта размещения КБ (0, 1, 2 и т.д.) необходимо выполнить расчёт (моделирование) режима сети. Задача 11.1 В электрической сети (рис. 11.1) устанавливается КБ на шинах 0,38 кВ трансформатора Т3. Параметры сети и нагрузки даны в табл. 11.1 и 11.2. Выбрать мощность КБ, определить величину напряжения в узлах сети после ввода в работу КБ, вычислить величину изменения потерь мощности в сети при работе КБ. Параметры КБ даны в приложении Б. 29 Таблица 11.1. – Параметры сети Вари ант 1 2 Л1 110 кВ АС-70/11, 50 км АС-70/11, 60 км Параметры сети Л3 10 кВ Т1 АС-16, ТМН5 км 6300/110 АС-25, ТДН4 км 10000/110 Л2 10 кВ АС-16, 3 км АС-25, 6 км Т2 ТМ100/10 ТМ160/10 Т3 ТМ-63/10 ТМ250/10 Таблица 11.2. – Нагрузки потребителей Вариа нт 1 2 Н1 10 кВ макс. мин. S, МВА 6,137 9,590 cos φ 0,8 0,8 S, МВА 3,989 6,234 cos φ 0,6 0,6 Параметры нагрузки Н2 0,38 кВ макс. мин. S, МВА 0,100 0,160 cos φ 0,85 0,85 S, МВА 0,060 0,096 cos φ 0,7 0,7 Н3 0,38 кВ макс. мин. S, МВА 0,063 0,250 cos φ 0,83 0,83 S, МВА 0,044 0,175 cos φ 0,75 0,75 ЛИТЕРАТУРА Основная 1. Герасименко А.А. Передача и распределение электрической энергии: учеб. пособие / А.А. Герасименко, В.Т. Федин. – М.: КНОРУС, 2012 Дополнительная 2. Электрические системы и сети: учебник / Г.Е. Поспелов, В.Т. Федин, П.В. Лычев - Мн.: УП «Технопринт», 2004 3. Справочник по проектированию электрических сетей / Под ред. Д.Л. Файбисовича. -М.: Издательство НЦ ЭНАС, 2005. 4. Хлебников В.К. Методические указания к лабораторным занятиям по дисциплине «Электроэнергетические системы и сети» / Дон. гос. техн. ун-т – Ростов-на-Дону: ДГТУ, 2013. 30 ПРИЛОЖЕНИЕ А Таблица А.1. – Геометрические размеры проводов Марка Расчётное сечение, мм2 Расчётный провода диаметр провода, мм алюминия стали всего стального провода сердечника провода АС 70/11 68,0 11,3 79,3 3,8 11,4 АС 70/72 68,4 72,2 140,6 11,0 15,4 АС 95/16 95,4 15,9 111,3 4,5 13,5 АС 120/19 118,0 18,8 136,8 5,6 15,2 АС 120/27 116 26,6 142,6 6,6 15,5 АС 150/19 148,0 18,8 166,8 5,5 16,8 АС 150/34 147 34,3 181,3 7,5 17,5 АС 185/24 187 24,2 211,2 6,3 18,9 АС 185/43 185 43,1 228,1 8,4 19,6 АС 240/32 244 31,7 275,7 7,2 21,6 АС 240/56 241 56,3 297,3 9,6 22,4 АС 300/39 301 38,6 339,6 8,0 24,0 АС 300/67 289 67,3 356,3 10,5 24,5 АС 330/30 335 29,1 364,1 6,9 24,8 АС 330/43 332 43,1 375,1 8,4 25,2 АС 400/18 381 18,8 399,8 5,6 26,0 АС 400/93 406 93,5 499,2 12,5 29,1 АС 500/27 481 26,6 507,6 6,6 29,4 АС 500/64 490 63,5 553,5 10,2 30,6 31 А.2. Размеры опор воздушных линий электропередачи Рис. А.1. Железобетонные 110 кВ Рис. А.2. Железобетонные 220 кВ Рис. А.3 Железобетонные 330 кВ Рис. А.4 Железобетонные 500 кВ Рис. А.5. Стальная 110 кВ Рис. А.6. Стальная 220 кВ 32 Рис. А.7. Стальная 330 кВ Рис. А.9. Стальная 750 кВ Рис. А.8. Стальная 500 кВ Таблица А.2. Потери мощности на корону в воздушных линиях электропередачи Марка 110 кВ 220 кВ 330 кВ n n P, кВт/км АС 70/11 1 0,130 АС 70/72 1 0,073 АС 95/16 1 АС 120/19 1 0,093 0,075 АС 120/27 1 0,072 АС 150/19 1 0,062 АС 150/34 1 0,057 АС 185/24 1 0,049 АС 185/43 1 0,045 АС 240/32 1 0,037 1 1,715 2 5,314 5 14,909 4 40,777 АС 240/56 1 0,035 1 1,591 2 4,928 5 13,826 4 37,815 АС 300/39 1 1,393 2 4,314 3 11,316 5 12,103 4 33,104 АС 300/67 1 1,327 2 4,112 3 10,785 5 11,536 4 31,553 АС 330/30 3 10,554 АС 330/43 3 10,245 n P, кВт/км 750 кВ n n P, кВт/км 750 кВ P, кВт/км провода P, кВт/км 500 кВ n P, кВт/км АС 400/18 1 1,183 2 3,664 3 9,612 5 10,281 4 28,120 АС 400/93 1 0,947 2 2,935 3 7,698 4 22,521 4 22,521 АС 500/27 1 0,932 2 2,886 3 7,571 4 22,148 4 22,148 АС 500/64 1 0,854 2 2,647 3 6,943 4 20,311 4 20,311 34 ПРИЛОЖЕНИЕ Б Таблица Б.1. Расчётные данные трансформаторов 110 кВ Uном, кВ Uном обмоток, кВ ВН НН Тип Sном, МВА Pх, кВт Rт, Ом Iх, % Xт, Ом Gт, См Bт, См Пределы регулирования 110 ТМН-6300/110 115 11 6,3 11,5 0,8 14,70 220,4 8,70E-07 -3,81E-06 "+ - 9х1,78% 110 ТДН-10000/110 115 11 10 14 0,7 7,95 139,0 1,06E-06 -5,29E-06 "+ - 9х1,78% 110 ТДН-16000/110 115 11 16 19 0,7 4,38 86,7 1,44E-06 -8,47E-06 "+ - 9х1,78% 110 ТРДН-25000/110 115 10,5 25 27 0,7 2,54 55,9 2,04E-06 -1,32E-05 "+ - 9х1,78% 110 ТРДН-40000/110 115 10,5 40 36 0,65 1,40 34,7 2,72E-06 -1,97E-05 "+ - 9х1,78% Таблица Б.2. Расчётные данные автотрансформаторов 500 кВ Uном, кВ Тип 500 АТДЦТН-250000/500/110 500 АТДЦТН-500000/500/220 Uном обмоток, кВ ВН 500 500 СН 121 230 uк в-с, % Pк в-с, кВт 13 11,5 640 1050 Pх, кВт 230 230 Iх, % Sном, МВА 0,45 250 0,3 500 35 Таблица Б.3. Расчётные данные автотрансформаторов 220, 330 кВ Uном, кВ Тип Uном обмоток, кВ ВН СН Sном, МВА Pх, кВт Rт, Ом Iх, % Xт, Ом ВН СН НН ВН НН Gт, См Bт, См Пределы регулирования 220 АТДЦТН-63000/220/110 230 121 63 45 0,5 1,40 1,40 2,80 104,0 195,6 8,51E-07 -5,95E-06 "+ - 6х2% 220 АТДЦТН-125000/220/110 230 121 125 65 0,5 0,55 0,48 1,23E-06 -1,18E-05 "+ - 6х2% 230 121 200 125 0,5 0,30 0,30 59,2 30,4 131,0 220 АТДЦТН-200000/220/110 3,20 0,60 54,2 2,36E-06 -1,89E-05 "+ - 6х2% 220 АТДЦТН-250000/220/110 230 121 250 145 0,5 0,20 0,20 0,40 25,5 45,1 2,74E-06 -2,36E-05 "+ - 6х2% 330 АТДЦТН-125000/330/110 330 115 125 115 0,5 1,30 1,30 2,60 91,5 213,4 1,06E-06 -5,74E-06 "+ - 6х2% 330 АТДЦТН-200000/330/110 330 115 200 180 0,5 0,80 0,80 2,00 58,5 126,6 1,65E-06 -9,18E-06 "+ - 6х2% Таблица Б.4. Расчётные данные ВЛ 330, 500 кВ со сталеалюминиевыми проводами Uном, кВ Сечение, мм2 r0 Ом/км x0 Ом/км Pк, кВт/км g0 См/км b0 См/км I доп, кА 330 2х240/32 0,06 0,331 4,3 3,949E-08 3,38E-06 1,220 330 2х300/39 0,048 0,328 3,4 3,122E-08 3,41E-06 1,420 330 2х400/51 0,0375 0,323 2,6 2,388E-08 3,46E-06 1,650 330 2х500/64 0,03 0,32 1,9 1,745E-08 3,5E-06 1,890 500 3х330/43 0,029 0,308 8 2,48E-08 3,6E-06 2,19 500 3х400/51 0,025 0,306 6,2 1,96E-08 3,62E-06 2,475 500 3х500/64 0,02 0,304 4,9 1,96E-08 3,64E-06 2,835 36 Таблица Б.5. Расчётные данные ВЛ 110 - 220 кВ со сталеалюминиевыми проводами Uном, кВ Сечение, мм2 r0 Ом/км x0 Ом/км Pк, кВт/км g0 См/км b0 См/км 110 АС 70/11 0,428 0,444 0,130 1,07E-08 2,55E-06 110 АС 95/16 0,306 0,434 0,093 7,65E-09 2,61E-06 110 АС 120/19 0,249 0,427 0,075 6,23E-09 2,66E-06 110 АС 150/24 0,198 0,420 0,057 4,70E-09 2,70E-06 110 АС 185/29 0,162 0,413 0,049 4,03E-09 2,75E-06 110 АС 240/32 220 АС 240/32 0,120 0,405 0,037 3,09E-09 2,81E-06 0,121 0,435 2,526 5,22E-08 2,60E-06 220 АС 300/39 0,098 0,429 2,021 4,17E-08 2,64E-06 220 АС 400/51 0,075 0,420 1,515 3,13E-08 2,70E-06 220 АС 500/64 0,060 0,413 1,212 2,50E-08 2,74E-06 37 Таблица Б.6. Расчётные данные ВЛ 10 кВ со сталеалюминиевыми проводами Uном, кВ 10 10 10 10 10 10 10 10 Сечение, мм2 АС-16 АС-25 АС-35 АС-50 АС-70 АС-95 АС-120 АС-150 r0 Ом/км x0 Ом/км 1,960 1,270 0,910 0,630 0,450 0,330 0,270 0,210 0,413 0,400 0,386 0,375 0,364 0,353 0,347 0,341 Pк, кВт/км g0 См/км b0 См/км Таблица Б.7. Параметры конденсаторных батарей Uном, кВ Тип 𝑄ном , квар Исполнение 3-х фазная мощность, квар 0,38 КМ1-0,38-13-3У3 13,0 3-х фазн 13,0 0,38 КМ2-0,38-26-3У3 26,0 3-х фазн 26,0 0,38 КС1-0,38-18-3У3 18,0 3-х фазн 18,0 0,38 КС1-0,38-25-3У3 25,0 3-х фазн 25,0 0,38 КС2-0,38-36-3У3 36,0 3-х фазн 36,0 0,38 КС2-0,38-50-3У3 50,0 3-х фазн 50,0 10,5 КМ1-10,50-13-2У3 13,0 1 фазн 39,0 10,5 КМ2-10,50-26-2У3 26,0 1 фазн 78,0 10,5 КС1-10,50-37,5-2У3 37,5 1 фазн 112,5 10,5 КС1-10,50-50-2У3 50,0 1 фазн 150,0 10,5 КС2-10,50-75-2У3 75,0 1 фазн 225,0 10,5 КС2-10,50-100-2У3 100,0 1 фазн 300,0