Motstand, konduktans og ekvivalente kretser for kraftledninger

Kraftledninger har aktiv og induktiv motstand og aktiv og kapasitiv konduktans jevnt fordelt langs lengden.

I praktiske elektriske beregninger av kraftoverføringsnett er det vanlig å erstatte jevnt fordelte DC-linjer med konstanter i kombinasjon: aktiv r og induktiv x motstand og aktiv g og kapasitiv b ledningsevne. Den ekvivalente kretsen til en U-formet linje som tilsvarer denne tilstanden er vist i fig. 1, a.

Ved beregning av lokale kraftoverføringsnettverk med en spenning på 35 kV og under konduktiviteten g og b, kan du se bort fra og bruke en enklere ekvivalent krets bestående av seriekoblede aktive og induktive motstander (fig. 1, b).

Lineær motstand bestemmes av formelen

hvor l er lengden på ledningen, m; s er tverrsnittet av ledningen eller kabelkjernen, mmg γ er den spesifikke designkonduktiviteten til materialet, m / ohm-mm2.

Ris. 1. Linjeutskiftningsordninger: a — for regionale kraftoverføringsnett; b — for lokale kraftoverføringsnett.

Den gjennomsnittlige beregnede verdien av den spesifikke ledningsevnen ved en temperatur på 20 ° C for enkelt- og flerkjernede ledninger, tatt i betraktning deres faktiske tverrsnitt og økningen i lengde ved vridning av flerkjernede ledninger, er 53 m / ohm ∙ mm2 for kobber, 32 m / ohm ∙ mm2 for aluminium.

Den aktive motstanden til ståltråder er ikke konstant. Når strømmen gjennom ledningen øker, øker overflateeffekten og derfor øker den aktive motstanden til ledningen. Den aktive motstanden til ståltråder bestemmes av eksperimentelle kurver eller tabeller, avhengig av verdien av strømmen som flyter gjennom dem.

Linje induktiv motstand. Hvis en trefaset strømlinje er laget med en omorganisering (transponering) av ledninger, kan den faseinduktive motstanden på 1 km av linjelengden ved en frekvens på 50 Hz bestemmes av formelen

hvor: asr er den geometriske gjennomsnittlige avstanden mellom aksene til ledningene

a1, a2 og a3 er avstandene mellom aksene til lederne i forskjellige faser, d er den ytre diameteren til lederne tatt i henhold til GOST-tabellene for ledere; μ er den relative magnetiske permeabiliteten til metalllederen; for ledninger av ikke-jernholdige metaller μ = 1; x'0 — ekstern induktiv motstand av linjen på grunn av den magnetiske fluksen utenfor lederen; x «0 — indre induktiv motstand av ledningen på grunn av den magnetiske fluksen som er lukket inne i lederen.

Induktiv motstand per linjelengde l km

Den induktive motstanden x0 for luftledninger med ledere av ikke-jernholdige metaller er i gjennomsnitt 0,33-0,42 ohm / km.

Linjer med en spenning på 330-500 kV for å redusere koronaltap (se nedenfor) utføres ikke med en kjerne med stor diameter, men med to eller tre stål-aluminiumledere per fase, plassert i kort avstand fra hverandre. I dette tilfellet reduseres den induktive motstanden til linjen betydelig. I fig. Fig. 2 viser en lignende implementering av en fase på en 500 kV-linje, hvor tre ledere er plassert i toppunktene til en likesidet trekant med sider på 40 cm Faselederne er festet med flere stive striae i snittet.

Å bruke flere ledninger per fase tilsvarer å øke diameteren på ledningen, noe som fører til en reduksjon i ledningens induktive motstand. Sistnevnte kan beregnes ved å bruke den andre formelen, ved å dele det andre leddet på høyre side med n og erstatte i stedet for den ytre diameteren d av tråden, den ekvivalente diameteren de bestemt av formelen

hvor n - antall ledere i en fase av linjen; acp — geometrisk gjennomsnittlig avstand mellom ledere i en fase.

Med to ledninger per fase reduseres den induktive motstanden til linjen med omtrent 15-20%, og med tre ledninger - med 25-30%.

Det totale tverrsnittet av faselederne er lik det nødvendige designtverrsnittet, sistnevnte er uansett delt inn i to eller tre ledere, og det er derfor slike linjer konvensjonelt kalles delte lederlinjer.

Ståltråder har mye større x0-verdi pga magnetisk permeabilitet blir mer enn én og det andre leddet i den andre formelen er avgjørende, det vil si den indre induktive motstanden x «0.

Ris. 2. 500 kvadratmeter enfase tre delt wire hengende krans.

På grunn av avhengigheten av den magnetiske permeabiliteten til stål av verdien av strømmen som strømmer gjennom ledningen, er det ganske vanskelig å bestemme x «0 fra ståltråder. Derfor, i praktiske beregninger, bestemmes x» 0 av ståltråder fra kurvene eller tabellene som er oppnådd eksperimentelt.

De induktive motstandene til tre-kjerner kabler kan tas basert på følgende gjennomsnittsverdier:

• for tre-leder kabler 35 kV — 0,12 ohm / km

• for trelederkabler 3-10 kv-0,07-0,03 ohm / km

• for trelederkabler opp til 1 kV-0,06-0,07 ohm/km

En aktiv ledningslinje er definert av tap av aktiv effekt i dens dielektrikum.

I luftledninger av alle spenninger er tap gjennom isolatorer små selv i områder med svært forurenset luft, så det tas ikke hensyn til dem.

I luftledninger med en spenning på 110 kV og over, under visse forhold, vises korona på ledningene, på grunn av den intense ioniseringen av luften som omgir ledningen og ledsaget av en fiolett glød og en karakteristisk knitring. Trådkronen er spesielt intens i vått vær. Det mest radikale middelet for å redusere krafttap til koronaen er å øke lederens diameter, fordi etter hvert som sistnevnte øker, reduseres styrken til det elektriske feltet og derfor ioniseringen av luften nær lederen.

For 110 kV linjer bør diameteren på lederen fra koronaforholdene være minst 10-11 mm (ledere AC-50 og M-70), for 154 kV linjer - minst 14 mm (leder AC-95), og for 220 kV linje — ikke mindre enn 22 mm (leder AC -240).

Aktive effekttap for korona i ledere på 110-220 kV luftledninger med den spesifiserte og store lederdiameteren er ubetydelige (talls kilowatt per 1 km linjelengde), derfor tas de ikke med i beregningene.

I 330 og 500 kV linjer brukes to eller tre ledere per fase, som, som nevnt tidligere, tilsvarer en økning i diameteren til lederen, som et resultat av at styrken til det elektriske feltet nær lederne er betydelig redusert, og lederne har korrodert noe.

I kabellinjer på 35 kV og under er effekttapene i dielektrikum små og det tas heller ikke hensyn til. I kabellinjer med en spenning på 110 kV og mer utgjør dielektriske tap flere kilowatt per 1 km lengde.

Kapasitiv ledning av ledningen på grunn av kapasitans mellom ledere og mellom ledere og jord.

Med en nøyaktighet tilstrekkelig for praktiske beregninger, kan den kapasitive konduktansen til en trefaset luftledning bestemmes av formelen

hvor C0 er arbeidskapasiteten til linjen; ω — vinkelfrekvens for vekselstrøm; acp og d - se ovenfor.

I dette tilfellet tas det ikke hensyn til jordas ledningsevne og dybden av strømretur til bakken, og det antas at lederne omorganiseres langs linjen.

For kabler bestemmes arbeidskapasiteten i henhold til fabrikkdata.

Lineær ledningsevne l km

Tilstedeværelsen av kapasitans i ledningen får kapasitive strømmer til å flyte. Kapasitive strømmer er 90° foran de tilsvarende fasespenningene.

I reelle linjer med konstante kapasitive strømmer jevnt fordelt langs lengden, er de kapasitive strømmene ikke jevne langs linjen fordi spenningen over linjen ikke er konstant i størrelse.

Kapasitiv strøm ved begynnelsen av linjen som aksepterer en likespenning

hvor Uph er linjefasespenningen.

Kapasitiv linjeeffekt (strøm generert av linjen)

hvor U er fase-til-fase spenningen, sq.

Fra den tredje formelen følger det at ledningens kapasitive ledningsevne avhenger lite av avstanden mellom lederne og ledernes diameter. Strømmen som genereres av linjen er svært avhengig av linjespenningen. For luftledninger 35 kV og under er den svært liten. For en 110 kV-ledning med en lengde på 100 km, Qc≈3 Mvar. For en 220 kV-ledning med en lengde på 100 km, Qc≈13 Mvar. Å ha delte ledninger øker linjekapasiteten.

Kapasitive strømmer av kabelnettverk tas kun i betraktning ved spenninger på 20 kV og over.