Технологические особенности энергосистем. Шкала номинальных напряжений электроустановок
Н оминальное напряжение ЛЭП существенно влияет на ее технико-экономические показатели. При большом номинальном напряжении возможна передача большой мощности на большие расстояния и с меньшими потерями. Пропускная способность электропередачи при переходе на следующую ступень номинального напряжения увеличивается в несколько раз. В то же время с повышением номинального напряжения существенно возрастают капитальные вложения в оборудование и сооружение ЛЭП.
Номинальные напряжения электрических сетей в России установлены ГОСТ 21128– 83 (табл. 1).
Таблица 1
Номинальные междуфазные напряжения, кВ,
для напряжений выше 1000 В по ГОСТ 721–77 (СТ СЭВ 779–77)
| Сети и прием-ники | Генераторы и синхронные компенсаторы | Трансформаторы и автотрансформаторы | Наибольшее рабочее напряжение | |||
| без РПН | с РПН | |||||
| первичные обмотки | вторичные обмотки | первичные обмотки | вторичные обмотки | |||
| (3) * | (3,15) * | (3) и (3,15) ** | (3,15) и (3,3) | – | (3,15) | (3,6) |
| 6,3 | 6 и 6,3 ** | 6,3 и 6,6 | 6 и 6,3 ** | 6,3 и 6,6 | 7,2 | |
| 10,5 | 10 и 10,5 ** | 10,5 и 11,0 | 10 и 10,5 ** | 10,5 и 11,0 | 12,0 | |
| 21,0 | 22,0 | 20 и 21,0 ** | 22,0 | 24,0 | ||
| – | 38,5 | 35 и 36,75 | 38,5 | 40,5 | ||
| – | – | 110 и 115 | 115 и 121 | |||
| (150) * | – | – | (165) | (158) | (158) | (172) |
| – | – | 220 и 230 | 230 и 242 | |||
| – | ||||||
| – | – | |||||
| – | – | |||||
| – | – | – | – |
* Номинальные напряжения, указанные в скобках, для вновь проектируемых сетей не рекомендуются.
** Для трансформаторов и автотрансформаторов, присоединяемых непосредственно к шинам генераторного напряжения электрических станций или к выводам генераторов.
Экономически целесообразное номинальное напряжение ЛЭП зависит от многих факторов, среди которых наиболее важными являются передаваемая активная мощность и расстояние. В справочной литературе приводятся области применения электрических сетей разных номинальных напряжений, построенные на основе критерия, который непригоден в условиях рыночной экономики. Поэтому выбор варианта электрической сети с тем или иным номинальным напряжением должен приниматься на основе других критериев, например критерия полных затрат (см. п. 2.4). Тем не менее, ориентировочные значения номинальных напряжений могут быть получены и по прежним методикам (например, по эмпирическим формулам и таблицам, учитывающим предельную дальность передачи и пропускную способность линий разных номинальных напряжений).
Чаще всего применяют следующие две эмпирические формулы определения напряжения U :
Или 
, (1)
где Р - передаваемая мощность, МВт; l - длина линии, км.
Полученные напряжения используются для подбора стандартного номинального напряжения, причем совсем не обязательно выбирать напряжение всегда больше, чем получено по этим формулам. При разнице полных затрат сопоставляемых вариантов электрической сети менее 5 % предпочтение должно отдаваться варианту использования более высокого напряжения. Пропускная способность и дальность передачи линий 35–1150 кВ с учетом наиболее часто применяемых сечений проводов и фактической средней длины ВЛ приведены в табл. 2.
Таблица 2
Пропускная способность и дальность передачи линий 35–1150 кВ
| Напряжение линии, кВ | Сечение провода, мм 2 | Передаваемая мощность, МВт | Длина линии электропередачи, км | ||
| натуральная | при плотности тока 1,1 А/мм 2* | предельная (при КПД = 0,9) | средняя (между двумя соседними подстанциями) | ||
| 70-150 | 4-10 | ||||
| 70-240 | 13-45 | ||||
| 150-300 | 13-45 | ||||
| 240-400 | 90-150 | ||||
| 2 ´ 240-2 ´ 400 | 270-450 | ||||
| 3 ´ 300-3 ´ 400 | 620-820 | ||||
| 3 ´ 300-3 ´ 500 | 770-1300 | ||||
| 5 ´ 300-5 ´ 400 | 1500-2000 | ||||
| 8 ´ 300-8 ´ 500 | 4000-6000 | – |
* Для ВЛ 750–1150 кВ 0,85 А/мм 2 .
Варианты проектируемой электрической сети или отдельные ее участки могут иметь разные номинальные напряжения. Обычно сначала определяют напряжения головных, более загруженных участков. Участки кольцевой сети, как правило, необходимо выполнять на одно номинальное напряжение.
Напряжения 6 и 10 кВ предназначены для распределительных сетей в городах, сельской местности и на промышленных предприятиях. Преимущественное распространение имеет напряжение 10 кВ, сети 6 кВ применяются при наличии на предприятиях значительной нагрузки электродвигателей с номинальным напряжением 6 кВ. Применение напряжений 3 и 20 кВ для вновь проектируемых сетей не рекомендуется.
Напряжение 35 кВ используется для создания центров питания 6 и 10 кВ главным образом в сельской местности. В России (бывшем СССР) получили распространение две системы напряжений электрических сетей (110 кВ и выше): 110–220–500 и 110(150)–330–750 кВ. Первая система применяется в большинстве ОЭС, вторая после разделения СССР осталась только в ОЭС Северо-Запада (в ОЭС Центра и ОЭС Северного Кавказа при основной системе 110–220–500 кВ ограниченное распространение имеют также сети 330 кВ).
Напряжение 110 кВ имеет наиболее широкое распространение для распределительных сетей во всех ОЭС независимо от принятой системы напряжений. Сети напряжением 150 кВ выполняют те же функции, что и сети 110 кВ, но имеются только в Кольской энергосистеме и для вновь проектируемых сетей не используются. Напряжение 220 кВ применяется для создания центров питания сети 110 кВ. С развитием сети 500 кВ сети 220 кВ приобрели в основном распределительные функции. Напряжение 330 кВ используется для системообразующей сети энергосистем и создания центров питания для сетей 110 кВ. Системообразующие сети выполняются на напряжении 500 или 750 кВ в зависимости от принятой системы напряжений. Для ОЭС, где применяется система напряжений 110–220–500 кВ, в качестве следующей ступени принято напряжение 1150 кВ.
Пример 2
Для отобранных в примере 1 вариантов развития сети б , в и е (рис. 1) выбрать номинальные напряжения участков сети. Величины активных нагрузок в пунктах питания: Р 1 = 40 МВт, Р 2 = 30 МВт и Р 3 = 25 МВт.
Решение.
Для всех рассматриваемых вариантов характерно наличие головного участка сети ЦП – 1. Переток мощности на этом участке сети (без учета потерь мощности на других) равен сумме нагрузок всех трех энергоузлов, т. е. Р
ЦП – 1 = Р
1 + Р
2 + Р
3 = 95 МВт. Согласно выражениям (1), получаем напряжения для этого участка сети или 
и, в соответствии с рекомендуемой шкалой напряжений (табл. 1), можно принять номинальное напряжение 110 или 220 кВ. Ток аварийного режима для данного участка сети при U
н = 110 кВ равен 
А, при U
н = 220 кВ – 268 кА. Для обоих классов напряжений можно использовать марку провода марки АС‑240/32 в сети 110 кВ по допустимому нагреву, в сети 220 кВ – по условиям короны. Рассмотрим остальные участки проектируемой сети.
Участок 1 – 2 характерен для всех вариантов развития сети б , в и е (рис. 1)и отличается в них только уровнем перетока мощности по нему. Для варианта б напряжения по выражениям (1) соответственно равны U 1 – 2 = 79,18 и U 1 – 2 = 96,08 кВ, для вариантов в и е U 1 – 2 = 92,14 и U 1 – 2 = 119,13 кВ.
Участок 1 – 3 характерен для двух вариантов развития сети – б и е. Для варианта б напряжения для этого участка в соответствие с выражениями (1) соответственно равны U 1 – 3 = 80 и U 1 – 3 = 91,29 кВ, варианта е – U 1 – 3 = 97,43 и U 1 – 3 = 123,61 кВ.
Участок 2 – 3 характерен для вариантов в и е. Напряжения для этого участка равны U 2 – 3 = 73,7 и U 2 – 3 = 92,59 кВ.
Значения номинальных напряжений на выводах электрически соединенных между собой изделий, в том числе электрических машин, установлены ГОСТ 23366-78. Требования данного ГОСТ не распространяются на цепи, замкнутые внутри электрических машин; на цепи, для которых не характерны фиксированные значения напряжений, например на внутренние цепи питания электроприводов с регулированием скорости двигателя, и на цепи устройств компенсации реактивной мощности, защиты, контроля, измерений, на электродах элементов и аккумуляторов. Номера ГОСТ (СТ СЭВ)
ГОСТ 12.1.009-76 ГОСТ 721-77 (СТ СЭВ 779-77)
ГОСТ 1494-77 (СТ СЭВ 3231-81) ГОСТ 6697-83 (СТ СЭВ 3687-82)
ГОСТ 6962-75
ГОСТ 8865-70 (СТ СЭВ 782-77)
ГОСТ 13109-67 ГОСТ 15543-70
ГОСТ 15963-79 ГОСТ 17412-72 ГОСТ 17516-72 ГОСТ 18311-80 ГОСТ 19348-82
ГОСТ 19880-74 ГОСТ 21128-83
ГОСТ 22782.0-81 (СТ СЭВ 3141-81) ГОСТ 23216-78
ГОСТ 23366-78 ГОСТ 24682-81 ГОСТ 24683-81
ГОСТ 24754-81 (СТ СЭВ 2310-80)
Стандарты на конкретные группы и виды изделий, содержащие ряды напряжений, в том числе ГОСТ 21128-83, ГОСТ 721-77, устанавливающие номинальные напряжения для систем электроснабжения, сетей источников, преобразователей и приемников электрической энергии, являются по отношению к ГОСТ 23366-78 ограничительными и составляют с ним единый комплекс стандартов.
ГОСТ 23366-78 устанавливает следующие номинальные значения напряжений для изделий - потребителей, источников и преобразователей электрической энергии.
Номинальные напряжения потребителей:
основной ряд напряжений постоянного и переменного тока, В: 0,6; 1,2; 2,4; 6; 9; 12; 27; 40; 60; 110; 220; 380; 660; 1140; 3000; 6000; 10000; 20000; 35000;
вспомогательный ряд напряжений переменного тока, В:
1,5; 5; 15; 24; 80; 2000; 3500; 15000; 25000;
вспомогательный ряд напряжений постоянного тока, В:
0,25; 0,4; 1,5; 2; 3; 4; 5; 15; 20; 24; 48; 54; 80; 100; 150; 200; 250; 300; 400; 440; 600; 800; 1000; 1500; 2000; 2500; 4000; 5000; 8000; 12000; 25000; 30000; 40000.
Номинальные напряжения источников и преобразователей электрической энергии переменного тока , В:
6, 12; 28,5; 42; 62; 115; 120; 208; 230; 400; 690; 1200; 3150; 6300; 10500; 13 800; 15 750; 18000; 20000; 24000; 27000; 38 500; 121000; 242000; 347000; 525000; 787000.
Номинальные напряжения источников и преобразователей электрической энергии постоянного тока, В:
6; 9; 12; 28,5; 48; 62; 115; 230; 460; 690; 1200; 3300; 6600.
Для источников электроэнергии автотракторной техники стандарт допускает применение номинальных напряжений 7В и 14В переменного тока и 7В, 14В, 28В постоянного тока, а также 36В переменного тока с частотой 400 и 1000 Гц и 57В постоянного тока для источников электроэнергии летательных аппаратов.
При коротких питающих линиях стандарт допускает номинальное напряжение источников и преобразователей, равное напряжению приемников.
Номинальные значения и допустимые отклонения частот систем электроснабжения, источников, преобразователей и непосредственно присоединяемых к ним приемников электрической энергии, работающих в установившемся режиме на фиксированных частотах в диапазоне от 0,1 до 10000 Гц, установлены ГОСТ 6697-83. Указанный ГОСТ устанавливает следующий основной ряд номинальных частот источников электрической энергии, Гц:
0,1; 0,25; 0,5; 1,0; 2,5; 5,0; 10; 25; 50; 400; 1000; 10000.
Для преобразователей и приемников электрической энергии номинальные частоты, Гц, выбираются из ряда 0,1; 0,25; 0,5; 1,0; 2,5; 5,0; 10; 12,5; 16|; 50; 400; 1000; 2000; 4000; 10000.
Для ряда специальных приводов и источников их питания, в частности для центрифуг, сепараторов, деревообрабатывающих станков, электроинструмента, безредукторных электрошпинделей, электротермического оборудования, стандарт допускает применение дополнительных частот, Гц, из ряда 100, 150, 200, 250, 300, 500, 600, 800, 1200, 1600, 2400, 8000.
Для авиационной техники, летательных аппаратов и средств их обслуживания разрешена частота 6000 Гц.
Допустимые отклонения частот, % номинальной частоты, выбираются из ряда 0,0002; 0,0005; 0,001; 0,002; 0,005; 0,01; 0,02; 0,05; 0,1; 0,2; 0,5; 1,0; 1,5; 2,0; 2,5; 5,0; 10 и устанавливаются в стандартах на конкретные виды источников, преобразователей или системы энергоснабжения.
Для сетей общего назначения нормы качества электрической энергии у ее приемников установлены ГОСТ 13109-67. Стандартом установлены следующие показатели качества электроэнергии:
- при питании от электрических сетей однофазного тока - отклонение частоты, отклонение напряжения, размах колебаний частоты, размах изменений напряжений, коэффициент несинусоидальности напряжения;
- при питании от электрических сетей трехфазного тока - отклонение частоты, отклонение напряжения, размах колебаний частоты, размах изменения напряжения, коэффициент несинусоидальности, коэффициенты несимметрии и неуравновешенности напряжения;
- при питании от электрических сетей постоянного тока - отклонение напряжения, размах изменения напряжения, коэффициент пульсации напряжения.
МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ "СТАНДАРТНЫЕ НАПРЯЖЕНИЯ"
Standard voltages
Дата введения 01.01.93
ИНФОРМАЦИОННЫЕ ДАННЫЕ
1. ПОДГОТОВЛЕН И ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 117 «Энергоснабжение»
2. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Постановлением Госстандарта от 26.03.92 № 265
3. Настоящий стандарт подготовлен методом прямого применения международного стандарта МЭК 38-83 «Стандартные напряжения, рекомендуемые МЭК» с дополнительными требованиями, отражающими потребности народного хозяйства
4. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ
5. ССЫЛОЧНЫЕ НОРМАТИВНО-ТЕХНИЧЕСКИЕ ДОКУМЕНТЫ
6. ПЕРЕИЗДАНИЕ. Май 2004 г.
Настоящий стандарт распространяется на:
Системы электропередачи, распределительные сети и системы электроснабжения потребителей переменного тока, в которых используют стандартные частоты 50 или 60 Гц при номинальном напряжении, превышающем 100 В, а также оборудование, работающее в этих системах;
Тяговые сети переменного и постоянного тока;
Оборудование постоянного тока номинальным напряжением ниже 750 В и переменного тока номинальным напряжением ниже 120 В и частотой (как правило, но не только) 50 или 60 Гц. К такому оборудованию относятся батареи первичных или вторичных элементов питания, другие источники электропитания переменного или постоянного тока, электрооборудование (включая промышленные установки и средства телекоммуникации), различные электроприборы и устройства.
Стандарт не распространяется на напряжения измерительных цепей, систем передачи сигналов, а также на напряжения отдельных узлов и элементов, входящих в состав электрооборудования.
Значения напряжений переменного тока, приведенные в настоящем стандарте, являются эффективными значениями.
Настоящий стандарт применяется в комплексе с ГОСТ 721, ГОСТ 21128, ГОСТ 23366 и ГОСТ 6962.
Термины, используемые в стандарте, и их пояснения приведены в приложении.
Полужирным шрифтом выделены требования, отражающие потребности народного хозяйства.
1. СТАНДАРТНЫЕ НАПРЯЖЕНИЯ СЕТЕЙ И ОБОРУДОВАНИЯ ПЕРЕМЕННОГО
ТОКА В ДИАПАЗОНЕ ОТ 100 ДО 1000 В ВКЛЮЧИТЕЛЬНО
Стандартные напряжения в указанном диапазоне приведены в табл. 1. Они относятся к трехфазным четырехпроводным и однофазным трехпроводным сетям, включая однофазные ответвления от них.
Таблица 1
* Номинальные напряжения уже существующих сетей напряжением 220/380 и 240/415 В должны быть приведены к рекомендуемому значению 230/400 В. До 2003 г. в качестве первого этапа электроснабжающие организации в странах, имеющих сеть 220/380 В, должны привести напряжения к значению 230/400 В ( %).
Электроснабжающие организации в странах с сетью 240/415 В также должны привести это напряжение к значению 230/400 В ( %). После 2003 г. должен быть достигнут диапазон 230/400 В ± 10 %. Затем будет рассмотрен вопрос снижения пределов. Все эти требования касаются также напряжения 380/660 В. Оно должно быть приведено к рекомендуемому значению 400/690 В.
** Не применять совместно со значениями 230/400 и 400/690 В.
В табл. 1 для трехфазных трехпроводных или четырехпроводных сетей числитель соответствует напряжению между фазой и нулем, знаменатель - напряжению между фазами. Если указано одно значение, оно соответствует междуфазному напряжению трехпроводной сети.
Для однофазных трехпроводных сетей числитель соответствует напряжению между фазой и нулем, знаменатель - напряжению между линиями.
Напряжения, превышающие 230/400 В, применяются в основном в тяжелой промышленности и в больших зданиях коммерческого назначения.
2. СТАНДАРТНЫЕ НАПРЯЖЕНИЯ СИСТЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ
ЭЛЕКТРИФИЦИРОВАННОГО ТРАНСПОРТА С ПИТАНИЕМ ОТ КОНТАКТНОЙ
СЕТИ ПОСТОЯННОГО И ПЕРЕМЕННОГО ТОКА
Стандартные напряжения приведены в табл. 2.
Таблица 2
| Вид напряжения контактной сети | Напряжение, В | Номинальная частота в сети переменного тока, Гц | ||||
| минимальное | номинальное | максимальное | ||||
| Постоянное | (400)* | (600) | (720) | |||
| 3600** | ||||||
| Переменное | (4750) | (6250) | (6900) | 50 или 60 | ||
| 50 или 60 |
* В частности, в системах однофазного переменного тока номинальное напряжение 6250 В должно использоваться только тогда, когда местные условия не позволяют применять номинальное напряжение 25000 В.
Значения напряжений, приведенных в таблице, приняты Международным комитетом по оборудованию электрической тяги и Техническим комитетом 9 МЭК «Оборудование электрической тяги».
** В некоторых европейских странах это напряжение достигает 4000 В. Электрооборудование транспортных средств, участвующих в международном сообщении с этими странами, должно выдерживать это максимальное значение в течение коротких промежутков до 5 мин.
3. СТАНДАРТНЫЕ НАПРЯЖЕНИЯ СЕТЕЙ И ОБОРУДОВАНИЯ ПЕРЕМЕННОГО
ТОКА В ДИАПАЗОНЕ СВЫШЕ 1 ДО 35 кВ ВКЛЮЧИТЕЛЬНО
Стандартные напряжения приведены в табл. 3.
Серия 1 - напряжения частотой 50 Гц, серия 2 - напряжения частотой 60 Гц. В одной стране рекомендуется применять напряжения только одной из серий.
Указанные в таблице значения соответствуют междуфазным напряжениям.
Значения в скобках непредпочтительны. Эти значения не рекомендуется использовать при создании новых сетей.
Таблица 3
| Серия 1 | Серия 2 | |||
| Наибольшее напряжение для оборудования, кВ | Номинальное напряжение сети, кВ | |||
| 3,6* | 3,3* | 3* | 4,40* | 4,16* |
| 7,2* | 6,6* | 6* | - | - |
| - | - | |||
| - | - | - | 13,2** | 12,47** |
| - | - | - | 13,97** | 13,2** |
| - | - | - | 14,52* | 13,8* |
| (17,5) | - | (15) | - | - |
| - | - | |||
| - | - | - | 26,4** | 24,94** |
| 36*** | 35*** | - | - | - |
| - | - | - | 36,5** | 34,5** |
| 40,5*** | - | 35*** | - | - |
* Данное напряжение не должно применяться в электрических сетях общего назначения.
** Данные напряжения обычно соответствуют четырехпроводным сетям, остальные - трехпроводным.
*** Рассматриваются вопросы унификации данных значений.
В сети серии 1 наибольшее и наименьшее напряжения не должны отличаться более чем на ±10 % от номинального напряжения сети.
В сети серии 2 максимальное напряжение не должно отличаться более чем на плюс 5 %, а минимальное - более чем на минус 10 % от номинального напряжения сети.
4. СТАНДАРТНЫЕ НАПРЯЖЕНИЯ СЕТЕЙ И ОБОРУДОВАНИЯ ПЕРЕМЕННОГО
ТОКА В ДИАПАЗОНЕ СВЫШЕ 35 ДО 230 кВ ВКЛЮЧИТЕЛЬНО
Стандартные напряжения указаны в табл. 4. В одной стране рекомендуется использовать только одну из указанных в табл. 4 серий и только одно напряжение из следующих групп:
Группа 1 - 123 ... 145 кВ;
Группа 2 - 245, 300 (см. разд. 5), 363 кВ (см. разд. 5).
Значения в скобках непредпочтительны. Эти значения не рекомендуется использовать при создании новых сетей. Значения, приведенные в табл. 4, соответствуют междуфазному напряжению.
Таблица 4
В киловольтах
5. СТАНДАРТНЫЕ НАПРЯЖЕНИЯ ТРЕХФАЗНЫХ СЕТЕЙ ПЕРЕМЕННОГО ТОКА
С НАИБОЛЬШИМ НАПРЯЖЕНИЕМ ОБОРУДОВАНИЯ, ПРЕВЫШАЮЩИМ 245 кВ
Наибольшее рабочее напряжение оборудования выбирают из ряда: (300), (363), 420, 525*, 765**, 1200*** кВ.
_________________
* Также используется напряжение 550 кВ.
** Допускается использовать напряжения, значения которых лежат между 765 и 800 кВ при условии, что испытательные значения для оборудования будут такими, как и значения, определенные МЭК для 765 кВ.
*** Промежуточное значение между 765 и 1200 кВ, соответственно отличающееся от этих двух значений, будет включено дополнительно, если в каком-либо районе мира возникнет необходимость в таком напряжении. В этом случае в том географическом районе, где будет принято это промежуточное значение, не должны применяться напряжения 765 и 1200 кВ.
Значения ряда соответствуют междуфазному напряжению.
Значения в скобках непредпочтительны. Эти значения не рекомендуется использовать при создании новых сетей.
Группа 2 - 245 (см. табл. 4), 300, 363 кВ;
Группа 3 - 363, 420 кВ;
Группа 4 - 420, 525 кВ.
Примечание. Термины «район мира» и «географический район» могут соответствовать одной стране, группе стран или части крупной страны, где выбран один и тот же уровень напряжения.
6. СТАНДАРТНЫЕ НАПРЯЖЕНИЯ ДЛЯ ОБОРУДОВАНИЯ С НОМИНАЛЬНЫМ
НАПРЯЖЕНИЕМ МЕНЬШЕ 120 В ПЕРЕМЕННОГО ТОКА И МЕНЬШЕ 750 В
ПОСТОЯННОГО ТОКА
Стандартные напряжения приведены в табл. 5.
Таблица 5
| Номинальные значения, В | |||
| напряжения постоянного тока | напряжения переменного тока | ||
| предпочтительные | дополнительные | предпочтительные | дополнительные |
| - | 2,4 | - | - |
| - | - | - | |
| - | - | - | |
| - | 4,5 | - | - |
| - | - | ||
| - | - | ||
| - | 7,5 | - | - |
| - | - | - | |
| - | - | ||
| - | - | ||
| - | - | ||
| - | - | - | |
| - | - | ||
| - | - | - | |
| - | - | - | |
| - | - | ||
| - | - | ||
| - | - | - | |
| - | - | - | |
| - | - | - | |
| - | - | ||
| - | - | - | |
| - | - | - | |
| - | - | - | |
| - | - | - | |
| - | - | - |
Примечания: 1. Так как напряжение первичных и вторичных элементов питания (батарей) ниже 2,4 В и выбор типа применяемого элемента для различных областей использования зависит не от напряжения, а от других критериев, эти напряжения не указаны в таблице. Соответствующие технические комитеты МЭК могут устанавливать типы элементов и соответствующие напряжения для конкретного применения.
2. При наличии технических и экономических обоснований в специфических областях применения возможно использование других напряжений дополнительно к указанным в таблице. Напряжения, применяемые в СНГ, установлены ГОСТ 21128.
ПРИЛОЖЕНИЕ 1
Справочное
ТЕРМИНЫ И ПОЯСНЕНИЯ
| Термин | Пояснение |
| Номинальное напряжение | Напряжение, на которое спроектирована сеть или оборудование и к которому относят их рабочие характеристики |
| Наибольшее (наименьшее) напряжение сети | Наибольшее (наименьшее) значение напряжения, которое может наблюдаться в нормальном режиме работы сети в любой ее точке в любой момент времени. Этот термин не относится к напряжению в переходных процессах (например, при коммутациях) и кратковременным повышениям (понижениям) напряжения |
| Наибольшее рабочее напряжение оборудования | Наибольшее значение напряжения, при котором оборудование может нормально функционировать неограниченное время. Это напряжение устанавливают исходя из его воздействия на изоляцию и характеристики оборудования, зависящие от него. Наибольшее напряжение для оборудования есть максимальное значение из наибольших напряжений сетей, в которых данное оборудование может быть использовано. |
| Наибольшее напряжение указывается только для оборудования, присоединяемого к сетям с номинальным напряжением свыше 1000 В. Однако следует иметь в виду, что для некоторых номинальных напряжений еще до достижения этого наибольшего напряжения уже не представляется возможным осуществлять нормальную работу оборудования с точки зрения таких, зависящих от напряжения характеристик, как например, потери в конденсаторах, намагничивающий ток в трансформаторах и т. д. В этих случаях в соответствующих стандартах должны быть установлены ограничения, при которых может быть обеспечена нормальная работа устройств. | |
| Очевидно, что оборудование, предназначенное для сетей с номинальным напряжением, не превышающим 1000 В, целесообразно характеризовать только номинальным напряжением как с точки зрения рабочих характеристик, так и изоляции | |
| Точка питания потребителя | Точка распределительной сети электроснабжающей организации, от которой осуществляется подача энергии потребителю |
| Потребитель (электроэнергии) | Предприятие, организация, учреждение, территориально обособленный цех и т. п., присоединенные к электрическим сетям энергоснабжающей организации и использующие энергию с помощью электроприемников |
Как известно, шкала номинальных напряжений электрических сетей свыше 1000 В общего назначения переменного тока определяется по ГОСТ 721-77 и рекомендует для вновь проектируемых сетей следующие напряжения:
6, 10, 35, 110, 220, 330, 500, 750, 1150 кВ.
При выборе напряжения необходимо учитывать сложившиеся системы напряжений в Европейской части России 110(150)/330/750 кВ и на Урале и в Сибири – 110/220/500/1150 кВ.
Предварительно выбор напряжения может быть произведен по эмпирической формуле Г.А. Илларионова:
где – длина линии, км; – передаваемая по цепи мощность, МВт.
Данная формула дает удовлетворительные результаты для всей шкалы номинальных напряжений переменного тока в диапазоне 35–1150 кВ.
Существуют и другие эмпирические формулы для выбора номинального напряжения. Область их применения ограничивается некоторыми условиями, представленными ниже (табл. 2.4).
Таблица 2.4
Формулы для выбора номинального напряжения передачи
Области применения стандартных номинальных напряжений в зависимости от мощности и дальности электропередачи приведены на рисунке 2.16 и в таблице 2.5.
Таблица 2.5
Пропускная способность электропередачи 110–1150 кВ
| U ном , кВ | F , мм 2 | Натуральная мощность, МВт, при волновом сопротивлении, Ом | Наибольшая передаваемая мощность на одну цепь, МВт | Наибольшая длина передачи, км | ||
| 400 | 300–314 | 250–275 | ||||
| 70-240 | – | – | 25-50 | 50-150 | ||
| 240-400 | – | 100-200 | 150-250 | |||
| 2×240-2×400 | – | 300-400 | 200-300 | |||
| 3×330-3×500 | – | 700-900 | 800-1200 | |||
| 5×240-5×400 | – | – | 1800-2200 | 1200-2000 | ||
| 8×300-8×500 | – | – | 4000-6000 | 2500-3000 |
Сегодня две сложившиеся в России системы имеют шаг по номинальному напряжению внутри каждой примерно равный 2 и разницу по передаваемой мощности для смежных напряжений в 4÷6 раз. Это приводит к тому, что при передаче определённой мощности, на низком напряжении потребуется несколько цепей, а при высоком напряжении линия будет недогружена. В связи с этим при выборе напряжения можно использовать соседние по ПУЭ U ном, но с увеличенным радиусом расщепления.
Рис. 2.16. Области применения электрических сетей разных номинальных напряжений. Указаны границы равноэкономичности: 1 –1150 и 500 кВ; 2 – 500 и 220 кВ; 3 – 220 и 110 кВ; 4 – 110 и 35 кВ; 5 – 750 и 330 кВ; 6 – 330 и 150 кВ; 7 – 150 и 35 кВ
Конфигурация
При выборе схем развития электрических сетей могут использоваться следующие приемы:
а) реконструкция магистральной передачи путем добавления второй цепи, иногда на более высоком напряжении;
б) появление новых кольцевых линий;
в) глубокий ввод на более высоком напряжении.
Безусловно, окончательный выбор напряжения и конфигурации должен проводиться на основе технико-экономических расчетов.
Выбор сечения
При выборе сечения необходимо учитывать явление короны, по которому определяется минимальное допустимое сечение для каждого номинального напряжения.
Максимально допустимое сечение для ЛЭП зависит от номинального напряжения и определяется рациональным соотношением расходов цветного и черного металла в конструкцию линии.
Выбор сечения осуществляется по экономической плотности тока или экономическим интервалам. Экономическая плотность определяется по минимуму затрат в ЛЭП и зависит от типа линии, материала провода, графика нагрузки.
2.8.2. Экономические интервалы
Использование экономических интервалов позволяет исключить из числа переменных дискретные сечения и номинальные мощности трансформаторов. С помощью экономических интервалов удается представить затраты в виде функции только от передаваемой мощности. При выборе структуры генерирующих мощностей затраты в ЛЭП можно представить в виде . При планировании развития сети можно использовать более точную аппроксимацию в виде 
или 
, но все они имеют разрыв при . В качестве непрерывной функции может использоваться аппроксимация вида 
, по которой при затраты 
могут быть уменьшены подбором ε.
При выборе экономических интервалов для трансформаторов затраты учитываются следующей формулой:
где – стоимость -ого трансформатора; – время работы трансформатора;
– стоимость потерянной энергии, определяемая затратами на базисных ЭС;
– стоимость, определяемая затратами в пиковых станциях.
Обычно , но часто принимают 
.
Из условия 
определяется верхняя граница экономического интервала трансформатора с номинальной мощностью .
2.8.3. Математическая модель планирования развития сети
Формирование модели начинают с составления расчетной схемы, где показываются существующие узлы и ветви, новые узлы и возможные дополнительные трассы линий, связывающих объекты в систему. Здесь должны учитываться и те линии, которые были найдены в результате анализа модели по выбору структуры генерирующих мощностей. Расчетная схема должна быть разумно избыточной и включать дополнительные линии, так чтобы не пропустить возможные оптимальные связи.
Для узлов должны быть заданы прогнозируемые нагрузки и мощности вводимых блоков. Таким образом, расчетная схема будет иметь расчетных узлов, из них – существующих; т.е. индекс узлов 
. Число ветвей в расчетной схеме , из которых – существующих.
В качестве неизвестных можно принять потоки активной мощности по ветвям 
.
В качестве целевой функции рассмотрим затраты в существующие линии, пропорциональные потерям энергии, и в новые линии, определяемые в соответствии с принятыми аппроксимирующими выражениями для затрат:
, (2.35)
где 
.
На неизвестные потоки мощности по ветвям накладывается условие баланса мощностей в узлах, которое может быть записано в матричной форме:
.
– прямоугольная матрица соединений узлы-ветви, причем ее элементы для узла и ветви s обозначаются и могут принимать значения, равные 1, если ветвь выходит из узла; +1, если ветвь входит в узел и 0, если она не связана с узлом.
Составим уравнение баланса для узла (рис. 2.19):
В общем виде уравнение баланса для любого -ого узла можно записать:
.
Таким образом, задача выбора оптимальной схемы сети заключается в поиске минимума некоторой нелинейной функции 
при соблюдении линейного ограничения в форме равенства 
.
Сформулированная таким образом задача планирования развития сети сводится к задаче нелинейного программирования. Эта задача, как правило, имеет один экстремум. Для решения её могут использоваться рассмотренные ранее методы нелинейного программирования.
2.8.4. Применение градиентных методов
Как известно, основное уравнение градиентного метода:
. (2.36)
Рассмотрим пример, в котором необходимо выбрать сеть для питания только одного узла (рис. 2.20). Полагаем, что затраты представлены квадратичными зависимостями. В качестве исходной точки примем Р 0 =(0,Р Н ).
При учете ограничений движение к минимуму должно осуществляться по проекции градиента на поверхность ограничений, т.е. вдоль вектораV . Вектор V можно получить путем исключения из составляющих, перпендикулярных поверхности ограничений. Эти составляющие образуют градиент ограничений . Таким образом, вектор V определяется по выражению
. (2.37)
Для определения неопределенных множителей , образующих вектор V , используется условие равенства нулю скалярного произведения:
. (2.38)
Из этого условия, приняв для линейного ограничения градиент равным , можно найти . Действительно, из преобразования
можно получить следующее матричное выражение для множителей
. (2.40)
Составляющие вектора множителей λ позволяют определить все составляющие вектора V
,
и использовать их в процедуре градиентного метода
.
Однако, найти проекцию градиента можно проще, если в (2.37) подставить выражение (2.40) и провести несложное преобразование
где П
=
- матрица проектирования.
Итерационный процесс продолжается до тех пор, пока не выполнится условие требуемой точности для всех составляющих .
Рис. 2.21
| Блок-схема алгоритма с выбором оптимального шага приведена на рисунке 2.21. Назначение блоков:
1. Формирование расчетной схемы.
2. Определение типа функций для расчета затрат и их
производных для всех ветвей.
3. Формирование матрицы инциденций М.
4. Определение матрицы проектирования градиента П.
5. Исходное приближение потоков Р=Р0.
6. Вычисление градиента в точке Р.
7. Определение проекции V
градиента.
8. Проверка условия окончания .
9. Организация пробного шага Р 1 = Р- V t 0/ .
10. Вычисление градиента и проекции V
1 в конце шага.
11. Определение оптимального шага
 .
12. Рабочий шаг .
13. Вывод результатов
|
Пример 2.3 . Определить оптимальные потоки в ветвях сети, расчетная схема которой приведена на рисунке 2.22.
Итерационный расчет начинается с принятия исходного приближения Р 0 , определения величины градиента и проекции его на поверхность ограничений
Затем в направлении проекции делается пробный шаг t 0 =0,1 и определяются потоки по ветвям Р 1 в конце этого шага, градиент и его проекция
После этого можно определить шаг, близкий к оптимальному
и выполнить рабочий шаг из исходной точки Р по направлению проекции
После этого в соответствии с алгоритмом возвращаемся к блоку 6, где вновь вычисляется градиент и его проекция
Проверка условия в блоке 8 определяет завершение итерационного процесса.
По найденным потокам можно выбирать сечение ЛЭП.
Быстрая сходимость процесса объясняется квадратичным характером целевой функции, которая имеет линейный градиент и оптимальный шаг, найденный по двум точкам приводит к точному решению.
Недостатком метола является большая размерность задачи, определяемая количеством ветвей расчетной схемы.
2.8.5. Метод покоординатной оптимизации
В расчетной схеме, как правило, минимальным является число контуров, определяемое как разность числа ветвей и узлов. Поэтому при оптимизации в качестве неизвестных целесообразно использовать контурные мощности и применить метод покоординатного поиска. Преимущество этого метода в том, что на каждом шаге оптимизации целевой функции 
выбирается только одна переменная при фиксированных значениях остальных. Найденное значение фиксируется, и затем переходят к оптимизации следующей переменной и т.д.
Рассмотрим балансовое ограничение . Все потоки по ветвям можно разделить на две составляющие:
,
где – потоки в дереве, ветви которого связывают все узлы с балансирующим без образования контуров;
–потоки в хордах, т.е. в ветвях, образующих контуры.
Основное ограничение можно представить разделенным на блочные матрицы, как показано на рисунке 2.23.
Потоки в ветвях дерева однозначно определяются потоками в хордах, что следует из соотношений, полученных на основе операций с блочными матрицами, и представленных ниже:
(2.42)
В качестве исходного приближения можно принять:
Тогда потоки в деревьях:
.
В качестве хорд могут быть выбраны разные ветви исходной схемы, дополняющие выделенное дерево с образованием контуров. Число комбинаций определяется возможным количеством деревьев, рассчитываемых с помощью определителя Трента,формируемого для независимых узлов:
, (2.43)
где – число ветвей, связанных с узлом ; – число ветвей, связывающих узлы и .
Пример 2.4. Определить число деревьев для схемы
 |  |
Контурная оптимизация осуществляется по следующему алгоритму.
1) Составляется расчетная схема.
2) Определяются зависимости для учета затрат в линии расчетной схемы. Для этого могут использоваться любые аппроксимирующие функции вплоть до точной нижней огибающей затрат в новые линии.
3) Выбираются и нумеруются хорды, для которых принимается исходное приближение потоков , и считаются потоки в ветвях дерева.
4) Организуется цикл по хордам, в котором последовательно выполняются следующие операции:
– для текущей хорды просматривается контур, который она замыкает;
– по принятому потоку в хорде определяются потоки в ветвях контура;
– по потокам в ветвях контура считаются затраты в каждую ветвь и общие затраты во все ветви контура;
– последовательно изменяя значение потоков хорды в сторону возрастания или убывания, при этом определяются новые потоки в ветвях контура и новые затраты, которые сравниваются с предыдущими до поиска минимума.
Таким образом, проводится оптимизация. Если затраты считаются по аппроксимации , то можно рассматривать такие потоки в хорде, при которых в контуре появляется ветвь с нулевой мощностью, что обеспечивает минимум затрат. После этого текущая хорда переносится в эту ветвь.
5) После выхода из цикла новое положение хорд сравнивается с предыдущим. Если оно не совпадает, то осуществляется очередной цикл оптимизации. При совпадении расчет заканчивается. Обычно достаточно двух-трех циклов.
Пример 2.5. Выбрать оптимальный план развития сети 220 кВ, которая представлена на рисунке 2.25-а.
Для рассматриваемой сети развитие связано с ростом нагрузок и подключением новой подстанции. Пунктиром показаны возможные трассы ЛЭП. На рисунке 2.25-б приведены кривые затрат в существующие и новые ЛЭП и их линейные аппроксимации.
В таблице приведены выражения для определения затрат в каждую ветвь расчетной схемы с учетом длины.
Таблица 2.6
| Линия | Затраты |
| 0-1 | |
| 1-2 |  |
| 2-3 |  |
| 0-3 |
В расчетной схеме всего 1 контур и в качестве начального положения хорды примем участок 2-3. Выделим все ветви контура для расчета затрат. Итерационный процесс представлен в таблице 2.7:
Таблица 2.7
| 0-1 | ||||||
| 1-2 | ||||||
| 2-3 | ||||||
| 0-3 | ||||||
В исходном положении хорды затраты составили 812 тыс.руб. Перемещение хорды в соседнее положение привело к изменению потоков и снизило затраты. Дальнейшее перемещение в том же направлении оказалось уже не выгодным.
В результате оптимизации находится дерево, соответствующее минимальным затратам.
Для сети любой сложности итеративный процесс сходится достаточно быстро. При этом могут использоваться специальные быстрые алгоритмы, применяемые для разомкнутых сетей. Они основаны на методе «вторых адресных отображений».
Найденное в результате оптимизации дерево определяет основу развивающейся сети, которая может дополняться с учетом требований надежности и качества режима.
Рассмотрим суть метода вторых адресных отображений, который может использоваться при выборе оптимального дерева развивающейся сети. Рассмотрим разомкнутую схему (рис. 2.26), по которой от центра питания нагрузка поступает к нескольким потребителям. При заданных узловых нагрузках, например токовых, ток каждой ветви определяется простым суммированием токов тех узлов, которые проходят через эту ветвь. Если схема сети задана парами узлов для каждой ветви строго в направлении от ЦП, что является вполне естественным, то порядковый номер начального узла ветви в списке (массиве) конечных узлов позволит легко организовать проход от любого узла до ЦП, который для завершения пути должен иметь особый номер, например отрицательный. Найденные таким образом для каждой ветви номера и называют «вторыми адресами».
Таблица 2.8
| № пп | УН | УК | ТУ | УН2 | Ток ветви (ТВ) |
| -10 | -10 | 10+4+6+8+5=33 | |||
| 5+4+8=17 | |||||
В таблице показаны исходные данные и этапы расчета токов ветвей. Обозначения массивов здесь: УН – узлы начала, УК – узлы конца ветвей, ТУ– токи узлов, ТВ – токи ветвей, УН2 – вторые адресные отображения.
Анализируя таблицу, следует обратить внимание на то, что при правильно заданной конфигурации сети каждый номер узла в массиве УН можно найти в массиве УК. Как уже отмечалось, место его, т.е. порядковый номер, в этом массиве и называют вторым адресным отображением.
Найденные адреса могут использоваться для определения токов в ветвях, потоков мощности, потерь, т.е. для расчета режима. Рассмотрим порядок определения токов по ветвям. Здесь сначала все элементы массива ТУ переписываются в массив ТВ, а затем токи всех узлов, начиная с последнего, накладываются путем суммирования на токи ветвей, по которым узел запитан от пункта питания в соответствии с вторыми адресами.
Аналогично проводится расчет потокораспределения мощностей, учет потерь мощности и напряжения.
Рассмотрим два алгоритма, используемых при анализе разомкнутых сетей.
На рисунке 2.27 приведена блок-схема алгоритма определения вторых адресов, а на рисунке 2.28 блок-схема алгоритма расчета токораспределения.
В алгоритме контурной оптимизации развивающейся сети хорды объединяются в отдельный массив, где формируются и вторые адреса для обоих узлов разомкнутой ветви. В цикле оптимизации для каждой хорды определяется питающий узел, выполняющий роль ЦП и ограничивающий перемещение положения хорды в процессе одномерной оптимизации.
2.8.6. Метод «ветвей и границ» (МВГ) для выбора оптимальной
распределительной сети
Распределительные сети, как правило, эксплуатируются по разомкнутым схемам. Основой для выбора новой сети является поиск дерева минимальных затрат. Число возможных деревьев огромно и определятся определителем Трента. Оптимальное дерево можно найти путем расчета затрат для каждого дерева из всего множества возможных деревьев. Но такой просмотр всех комбинаций не реален даже при современных ЭВМ.
Суть метода ветвей и границ заключается в разбиении всего множества возможных планов на подмножества с последующей упрощенной оценкой эффективности каждого и отбрасыванием (исключением из дальнейшего анализа) неперспективных подмножеств. По сути это комбинаторный метод, но с целенаправленным перебором вариантов. Метод впервые появился в 1960 году для решения задачи линейного целочисленного программирования, но оказался незамеченным, и лишь в 1963 году был эффективно использован для решения задачи о коммивояжере, который должен объехать все коммерческие пункты по кратчайшему пути. Подобную задачу решают и спортсмены ориентировщики.
Исходное множество и все текущие разбиваются на непересекающиеся подмножества , где – номер разбиения, – порядковый номер подмножества на этапе разбиения (рис. 2.29).
Для исходного множества существует неизвестный план с минимальными затратами
, (2.44)
где – точная нижняя граница затрат, которая неизвестна;
– точная нижняя граница затрат, которая также существует для .
Полагаем, что имеется возможность для достаточно простого определения некоторой внешней оценки затрат для этого подмножества, для которой выполняется условие . Эту оценку можно использовать для выявления «дорогих» подмножеств, которые можно исключить из дальнейшего разбиения. Для повышения надежности в конкурентных подмножествах рассматривают еще и внутренние оценки , для которых . Внешние и внутренние оценки показаны на рисунке 2.30.
Перспективные подмножества делятся аналогично. Процесс ветвления продолжается до тех пор, пока в подмножестве не останется несколько вариантов (2÷4) или не совпадут внешние и внутренние оценки = .
Рассмотрим применение идеи метода ветвей и границ для задачи поиска новой распределительной сети с линейной аппроксимацией затрат в ветви расчетной схемы
Россия
В России получили развитие два ряда номинальных напряжений, в которые входят как линии сверхвысокого, так и линии ультра высокого напряжения. Первая шкала 110-150-330-750 кВ, вторая 110-220-500-1150 кВ.
Каждая из последующих ступеней в этих шкалах превышает предыдущую примерно в 2 раза, что позволяет поднять пропускную способность электропередачи примерно в 4 раза.
Эти шкалы напряжения имеют свои зоны применения. Первая шкала получила распространение в Северо-Западных областях России, Карелии, на Кольском полуострове и Северном Кавказе. Связи объединенной системы Северо-Запада с Кольской энергосистемой выполнены на напряжении 330 кВ, ОЭС Северо-Запада с ОЭС Центра - на напряжении 750 кВ.
Вторая шкала напряжений применяется в Центре России и регионах, расположенных к востоку от Москвы. В Центральной зоне упомянутые две шкалы иногда накладываются (линии 500 и 750 кВ). В то же время к востоку от Москвы, включая Сибирь и Дальний Восток, используется только вторая шкала напряжений. Такое разделение двух шкал по различным территориям имеет свои преимущества с точки зрения эксплуатации сетевого хозяйства.
США
Первые электропередачи напряжением 110 кВ были построены в США еще в 1910 г., 220 кВ - в 1922 г. 3aтем появился ряд других номинальных напряжений, что обусловлено большим количеством фирм, производивших электротехническое оборудование. В 50-е годы были освоены линии 345 кВ, в 1965 г. была включена первая линия 500 кВ, в 1969 г. - линия 765 кВ, а в 1970 г. вошла в работу линия электропередачи постоянного тока ±400 кВ длиной 1400 км (Тихоокеанская передача), проходящая вдоль западного побережья США. Несмотря на пестроту номинальных напряжений в этой стране, можно выделить две шкалы, которые имеют свои зоны применения. Первая шкала включает напряжения 138-345-765 кВ и используется на Юго-Западе, в Центре и на Севере страны, вторая - напряжения 115-230-500 кВ и используется преимущественно на Западе и Юго-Востоке США.
В США существует ряд объединенных энергосистем, куда входят отдельные энергокомпании, которых насчитывается более грех тысяч. Некоторые из этих объединений управляются из единого диспетчерского пункта, другие просто осуществляют параллельную работу при координации распределения нагрузки и регулирования частоты. Роль межсистемных связей и системообразующих линий выполняют линии 345-765 кВ. Ведутся работы по созданию оборудования для линий электропередачи 1600 кВ.
На севере энергосистемы США имеют мощные связи с Канадой, включая несколько линий 765 кВ в восточной части границы, несколько линий 500 кВ в западной ее части, три вставки постоянного тока.
В 90-х годах прошлого столетия была сооружена многоподстанционная электропередача постоянного тока Канада-США (1486 км, ±400 кВ, 2000 МВт) от ГЭС Ла Гранд в провинции Квебек (Канада) до г. Бостон (США). Эта передача имеет пять преобразовательных подстанций, три из которых расположены на территории Канады и две на территории США. Кроме этой линии электропередачи в США имеются еще три линии электропередачи и восемь вставок постоянного тока.
На юге энергосистемы США связаны линиями 230-345 кВ с энергосистемой Мексики. Энергосистемы Канады, США и Мексики работают параллельно.
Западная Европа
В Западной Европе существует энергообъединение UCPTE, включающее 12 стран, к которому теперь подключены и страны Восточной Европы. Страны Северной Европы создали энергообъединение Nordel System, включающее Швецию, Норвегию, Финляндию и Данию. Энергосистема Англин работает параллельно с UCPTE через подводную линию электропередачи постоянного тока. Подобные линии электропередачи связывают также энергосистемы Швеции, Дании и Германии с энергосистемами Швеции и Финляндии. Россия связана с Nordel System через вставку постоянного тока в г. Выборг с мощностью 1420 МВт. Предполагается сооружение подводной линии постоянного тока Великобритания - Норвегия протяженностью 724 км с пропускной способностью 800 МВт.
Основными системообразующими линиями переменного тока в странах Западной Европы, входящих в UCPTE, являются линии напряжением 380-420 кВ. Линии 230 кВ и линии 110-150 кВ выполняют функции распределительных сетей. Напряжения 500 и 750 кВ в Западной Европе не используются, однако во Франции в связи с ростом нагрузок разработан проект сооружения линий напряжением 750 кВ. При этом предполагается использовать вновь сооруженные линии 380 кВ с двумя проводами в фазе на двухцепных опорах для подвески одной цепи 750 кВ с теми же проводами.
Канада
В восточной части страны достаточно широко развита сеть напряжением 735 кВ, в западной - 500 кВ. Развитие сети 735 кВ вызвано необходимостью выдачи мощности одной из крупнейших в мире ГЭС на р. Черчилл мощностью 5,2 ГВт, а также каскада ГЭС на р. Св. Лаврентия. Для выдачи мощности ГЭС на р. Нельсон сооружена линия электропередачи постоянного тока Нельсон Ривер - Виннипег - двухцепная передача длиной 800 км: первая цепь на ртутных вентилях (±450 кВ, 1620 МВт), вторая цепь на высоковольтных тиристорных вентилях (±500 кВ, 2000 МВт). Кроме того, имеется вставка постоянного тока Ил Ривер 320 МВт, предназначенная для связи энергосистем Канады и США. На западном побережье
Канады проложена подводная передача от материка до о. Ванкувер, имеющая два кабеля переменного тока (138 кВ, 120 МВт) и два кабеля постоянного тока (+260+280 кВ, 370 МВт). Имеется также вставка постоянного тока Шатегей (1000 МВт), связывающая сеть 735 кВ в Канаде и сеть 765 кВ в США.
Развитые сети 500 кВ в западной части Канады объединяют крупные электростанции и узлы нагрузки в промышленных районах западных провинций. Непосредственной связи энергосистемы восточной и западной частей Канады не имеют, поскольку они разделены горными хребтами. Связь осуществляется через энергосистемы США. Существуют межсистемные связи 500 кВ между энергосистемами Канады и США в западной части этих стран.
Таким образом, на севере США и юге Канады существуют два крупных энергообъединения: энергосистемы северо-восточной части США н юго-восточной части Канады и энергосистемы северо-западной части США и юго-западной части Канады.
Мексика, Центральная и Южная Америка
Энергосистема Мексики имеет несоизмеримо меньшую мощность, чем энергосистема США. Основная сеть в Мексике формируется на напряжениях 220 и 400 кВ.
Страны Центральной Америки (Панама, Коста-Рика, Гондурас, Никарагуа) образуют энергетически обособленный район с небольшой суммарной мощностью электростанций (3-4 ГВт). Имеются межгосударственные связи 230 кВ. В настоящее время создается Центрально-Американское энергетическое объединение на базе сооружения линий 230-500 кВ.
Среди стран Южной Америки наиболее мощным энергетическим потенциалом обладают Бразилия (54 %), Аргентина (20 %) и Венесуэла (10 %). Остальное приходится на другие страны континента. В то же время крупнейшей в Южной Америке является энергосистема Аргентины. Наивысшее напряжение сетей в Аргентине 500 кВ, суммарная протяженность линий этого класса напряжений составляет около 10 тыс. км.
Наивысшее напряжение электрических сетей в Бразилии 765 кВ. Имеются также сеть линий 500 кВ, отдельные линии 400 кВ и сеть 345 кВ. В Бразилии эксплуатируется линия электропередачи постоянного тока от крупнейшей в мире ГЭС Итайпу в район г. Сан-Паулу. Эта электропередача имеет две цени напряжением ±600 кВ, ее протяженность свыше 800 км, суммарная передаваемая мощность 6300 МВт.
Наивысшее напряжение сетей в Венесуэле - 400 кВ. В остальных странах этого континента - 220 кВ. Существует ряд межсистемных связей 220 кВ.
Широкому объединению электроэнергетических систем Южной Америки препятствуют различные номинальные частоты отдельных стран: 50 и 60 Гц. Имеются две вставки постоянного тока. Одна из них мощностью 50 МВт между сетями Парагвая и Бразилии, другая мощностью 2000 МВт между сетями Бразилии и Аргентины.
Африка
При большой площади континента суммарная мощность электростанций относительно невелика. Из них примерно половина сосредоточена в ЮАР и свыше 10 % в Египте, остальные в других странах континента. При относительно скромных энергетических мощностях в энергосистемах Африки применяются достаточно высокие напряжения, что объясняется удаленностью источников энергии от центров потребления. В Египте применяется напряжение 500 кВ, в ЮАР - 400 кВ, Нигерии, Замбии и Зимбабве - 330 кВ, в других странах 220-230 кВ. На континенте сооружены две мощные линии электропередачи постоянного тока ГЭС: Инга - Шаба, связывающая два наиболее развитых, но обособленных района Заира, и ГЭС Кабора Басса (Мозамбик) - Аполо (ЮАР).
Азия (исключая СНГ)
По этому региону из-за отсутствия достаточно полной информации могут быть приведены только самые общие сведения. Наивысшее напряжение системообразующих линий в Индии, Турции, Ираке, Иране - 400 кВ, в Китае, Пакистане, Японии - 500 кВ. В Индии и Китае большое внимание уделяется электропередачам и вставкам постоянного тока. В этих странах уже сооружено несколько линий электропередачи н вставок постоянного тока и предполагается увеличение их количества и выполнение всех межсистемных связей на постоянном токе.
Среди энергосистем Азии передовые позиции занимают электроэнергетические системы Японии и Южной Корен. Основой системообразующей сети Японии являются линии напряжением 275 и 500 кВ. Практически все линии 500 кВ имеют двухцепное исполнение. Для передачи электроэнергии в район Токио от крупной АЭС построена линия электропередачи напряжением 1100 кВ длиной 250 км. Эта линия сооружена на двухцепных опорах высотой до 120 м, что определяется требованиями экологии. В настоящее время ведется сооружение кольцевой линии 1100 кВ на о. Хонсю.
Сложность в создании единой энергосистемы этой страны представляет наличие разных номинальных частот (50 и 60 Гц) в северной и южной частях Японии. Граница между этими частями проходит по о. Хонсю. Для связи между ними сооружены две вставки постоянного тока по 300 МВт. Кроме того, два острова - Хоккайдо и Хонсю - связывает воздушно-кабельная электропередача постоянного тока (600 МВт, ±250 кВ).
Системообразующая сеть Южной Кореи имеет напряжение 345 кВ. В связи с небольшими размерами территории этого государства линии электропередачи имеют небольшую длину. Общая длина линий 345 кВ, проходящих в меридиональном направлении, составляет немногим более 300 км. Примерно такова же суммарная длина линий, проходящих в широтном направлении. Трассы этих линий, как правило, проходят по территориям, не затронутым хозяйственной деятельностью, что в условиях Южной Кореи представляет большую сложность. В связи е ростом нагрузки сооружается линия 765 кВ, что также требует преодоления трудностей с прокладкой трассы.
Основными особенностями энергосистем являются следующие.
Электроэнергия практически не аккумулируется. Производство, преобразование, распределение и потребление происходят одновременно и практически мгновенно. Поэтому все элементы энергосистемы взаимосвязаны единством режима. В энергосистеме в каждый момент времени установившегося режима сохраняется баланс по активной и реактивной мощностям. Невозможно произвести электроэнергию не имея потребителя: сколько выработано электроэнергии в данный момент, столько ее и отдано потребителю за вычетом потерь. Ремонты, аварии и т. д. приводят к снижению количества электроэнергии, выдаваемой потребителю (при отсутствии резерва), и, как следствие, к недоиспользованию установленного оборудования энергосистемы.
Относительная быстрота протекания процессов (переходных): волновые процессы - () с, отключения и включения -с, короткие замыкания - () с, качания- (1-10) с. Высокие скорости протекания переходных процессов в энергосистемах обусловливают необходимость использования автоматики в широких пределах вплоть до полной автоматизации процесса производства и потребления электроэнергии и исключение возможности вмешательства персонала.
Энергосистема связана со всеми отраслями промышленности и транспорта, характеризующимися большим разнообразием приемников электроэнергии.
Развитие энергетики должно опережать рост потребления электроэнергии, иначе невозможно создание резервов мощности. Энергетика должна развиваться равномерно, без диспропорций отдельных элементов.
Преимущества объединения электростанций в энергосистему
При объединении электростанций в энергосистему достигается :
снижение суммарного резерва мощности;
уменьшение суммарного максимума нагрузки;
взаимопомощь в случае неодинаковых сезонных изменений мощностей электростанций;
взаимопомощь в случае неодинаковых сезонных изменений нагрузок потребителей;
взаимопомощь при ремонтах;
улучшение использования мощностей каждой электростанции;
повышение надежности электроснабжения потребителей;
возможность увеличения единичной мощности агрегатов и электростанций;
возможность единого центра управления;
улучшение условий автоматизации процесса производства и распределения электроэнергии.
Электроустановки. Номинальные данные установок
Электроустановки (ПУЭ, I.13) - установки, в которых производится, преобразуется, распределяется и потребляется электроэнергия. Они разделяются на электроустановки напряжением до 1000 В и свыше 1000 В.
Номинальными (ПУЭ, I.124) током, напряжением, мощностью, коэффициентом мощности и т. д. электроустановки являются паспортные данные (практически это данные, при которых работа электроустановки наиболее экономична).
Номинальные напряжения
Шкала номинальных линий напряжений в киловольтах электроустановок трехфазного переменного тока частотой 50 Гц приведена в табл. 1.
Таблица 1
Шкала номинальных напряжений электроустановок, кВ
|
Электроприемники |
Генератор |
Трансформатор |
|
|
первичная обмотка |
вторичная обмотка |
||
Шкалы номинальных напряжений генераторов и вторичных обмоток трансформаторов выбраны выше на 5-10% номинальных напряжений потребителей, линий электропередачи, первичных обмоток трансформаторов с целью облегчения поддержания номинального напряжения у потребителей.
За базу отсчета принято номинальное напряжение потребителя (), тогда номинальное напряжение генератора, вторичной обмотки трансформатора. С помощью рационально выбранных номинальных напряжений и коэффициентов трансформации удается компенсировать падение напряжения в электропередаче (,,) и поддерживать у потребителя номинальное напряжение.
Максимально допустимые рабочие напряжения превышают номинальные на 15%(), на 10% () и на 5% ().
Шкала максимальных напряжений, кВ: 3,6; 6,9; 11,5; 23; 40,5; 126; 172; 252; 525; 787; 1207,5.
Изменение коэффициента трансформации достигается изменением числа витков (отпаек) на одной из обмоток, например, при и,
Это выражение означает, что число витков изменяется на стороне высшего напряжения от до, при этомизменяется отдо(рис. 1.4):
Просмотрите сведения о трансформаторах, приведенные в электротехнических справочниках, и определите пределы и ступени регулирования коэффициентов трансформации.