Технологічні особливості енергосистем. Шкала номінальних напруг електроустановок
Номінальная напруга ЛЕП істотно впливає на її техніко-економічні показники. При великому номінальній напрузі можлива передача великої потужності на великі відстані і з меншими втратами. Пропускна здатність електропередачі при переході на наступний щабель номінальної напруги збільшується в кілька разів. У той же час з підвищенням номінальної напруги істотно зростають капітальні вкладення в устаткування і спорудження ЛЕП.
номінальні напруги електричних мереж в Росії встановлені ГОСТ 21128 – 83 (табл. 1).
Таблиця 1
Номінальні міжфазні напруги, кВ,
для напруг вище 1000 В по ГОСТ 721-77 (СТ РЕВ 779-77)
| Мережі та прийом-ники | Генератори і синхронні компенсатори | Трансформатори і автотрансформатори | Найбільша робоча напруга | |||
| без РПН | з РПН | |||||
| первинні обмотки | вторинні обмотки | первинні обмотки | вторинні обмотки | |||
| (3) * | (3,15) * | (3) і (3,15) ** | (3,15) і (3,3) | – | (3,15) | (3,6) |
| 6,3 | 6 і 6,3 ** | 6,3 і 6,6 | 6 і 6,3 ** | 6,3 і 6,6 | 7,2 | |
| 10,5 | 10 і 10,5 ** | 10,5 і 11,0 | 10 і 10,5 ** | 10,5 і 11,0 | 12,0 | |
| 21,0 | 22,0 | 20 і 21,0 ** | 22,0 | 24,0 | ||
| – | 38,5 | 35 і 36,75 | 38,5 | 40,5 | ||
| – | – | 110 і 115 | 115 і 121 | |||
| (150) * | – | – | (165) | (158) | (158) | (172) |
| – | – | 220 і 230 | 230 і 242 | |||
| – | ||||||
| – | – | |||||
| – | – | |||||
| – | – | – | – |
* Номінальні напруги, зазначені в дужках, для знову проектованих мереж не рекомендуються.
** Для трансформаторів і автотрансформаторів, що приєднуються безпосередньо до шин генераторної напруги електричних станцій або до висновків генераторів.
Економічно доцільне номінальну напругу ЛЕП залежить від багатьох факторів, серед яких найбільш важливими є передана активна потужність і відстань. У довідковій літературі наводяться області застосування електричних мереж різних номінальних напруг, побудовані на основі критерію, який непридатний в умовах ринкової економіки. Тому вибір варіанта електричної мережі з тим чи іншим номінальним напругою повинен прийматися на основі інших критеріїв, наприклад критерію повних витрат (див. П. 2.4). Проте, орієнтовні значення номінальних напружень можуть бути отримані і за колишніми методиками (наприклад, за емпіричними формулами і таблицями, що враховує граничну дальність передачі і пропускну здатність ліній різних номінальних напруг).
Найчастіше застосовують такі дві емпіричні формули визначення напруги U:
або 
, (1)
де Р- передана потужність, МВт; l - довжина лінії, км.
Отримані напруги використовуються для підбору стандартного номінальної напруги, причому зовсім не обов'язково вибирати напруга завжди більше, ніж отримано за цими формулами. При різниці повних витрат зіставляються варіантів електричної мережі менше 5% перевага повинна віддаватися варіанту використання більш високої напруги. Пропускна здатність і дальність передачі ліній 35-1150 кВ з урахуванням найбільш часто вживаних перетинів проводів і фактичної середньої довжини ПЛ наведені в табл. 2.
Таблиця 2
Пропускна здатність і дальність передачі ліній 35-1150 кВ
| Напруга лінії, кВ | Перетин дроту, мм 2 | Передана потужність, МВт | Довжина лінії електропередачі, км | ||
| натуральна | при щільності струму 1,1 А / мм 2 * | гранична (при ККД \u003d 0,9) | середня (між двома сусідніми підстанціями) | ||
| 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.
Варіанти проектованої електричної мережі або окремі її ділянки можуть мати різні номінальні напруги. Зазвичай спочатку визначають напруги головних, більш завантажених ділянок. Ділянки кільцевої мережі, як правило, необхідно виконувати на одне номінальну напругу.
Напруги 6 і 10 кВ призначені для розподільчих мереж в містах, сільській місцевості та на промислових підприємствах. Переважне поширення має напругу 10 кВ, мережі 6 кВ застосовуються при наявності на підприємствах значного навантаження електродвигунів з номінальною напругою 6 кВ. Застосування напружень 3 і 20 кВ для знову проектованих мереж не рекомендується.
Напруга 35 кВ використовується для створення центрів живлення 6 і 10 кВ головним чином в сільській місцевості. В Росії ( колишньому СРСР) Набули поширення дві системи напруг електричних мереж (110 кВ і вище): 110-220-500 і 110 (150) -330-750 кВ. Перша система застосовується в більшості ОЕС, друга після поділу СРСР залишилася тільки в ОЕС Північно-Заходу (в ОЕС Центру та ОЕС Північного Кавказу при основній системі 110-220-500 кВ обмежене поширення мають також мережі 330 кВ).
Напруга 110 кВ має найбільш широке поширення для розподільних мереж у всіх ОЕС незалежно від прийнятої системи напруг. Мережі напругою 150 кВ виконують ті ж функції, що і мережі 110 кВ, але є тільки в Кольської енергосистемі і для знову проектованих мереж не використовуються. Напруга 220 кВ застосовується для створення центрів живлення мережі 110 кВ. З розвитком мережі 500 кВ мережі 220 кВ придбали в основному розподільні функції. Напруга 330 кВ використовується для системоутворюючою мережі енергосистем та створення центрів живлення для мереж 110 кВ. Системоутворюючі мережі виконуються на напрузі 500 або 750 кВ в залежності від прийнятої системи напруг. Для ОЕС, де застосовується система напруг 110-220-500 кВ, в якості наступної ступені прийнято напруга 1150 кВ.
приклад 2
Для відібраних в прикладі 1 варіантів розвитку мережі б, в і е (Рис. 1) вибрати номінальні напруги ділянок мережі. Величини активних навантажень в пунктах харчування: Р 1 \u003d 40 МВт, Р 2 \u003d 30 МВт і Р 3 \u003d 25 МВт.
Рішення. Для всіх розглянутих варіантів характерна наявність головного ділянки мережі ЦП - 1. Перетікання потужності на цій ділянці мережі (без урахування втрат потужності на інших) дорівнює сумі навантажень всіх трьох енерговузла, т. Е. Р ЦП - 1 \u003d Р 1 + Р 2 + Р 3 \u003d 95 МВт. Згідно виразами (1), отримуємо напруги для цієї ділянки мережі або 
і, відповідно до рекомендованої шкалою напруг (табл. 1), можна прийняти номінальну напругу 110 або 220 кВ. Струм аварійного режиму для даної ділянки мережі при U н \u003d 110 кВ дорівнює 
А, при U н \u003d 220 кВ - 268 кА. Для обох класів напруг можна використовувати марку проводу марки АС-240/32 в мережі 110 кВ по допустимому нагріву, в мережі 220 кВ - за умовами корони. Розглянемо інші ділянки проектованої мережі.
Ділянка 1 - 2 характерний для всіх варіантів розвитку мережі б, ві е (Рис. 1) і відрізняється в них тільки рівнем перетікання потужності по ньому. для варіанту б напруги за виразами (1) відповідно рівні U 1 - 2 \u003d 79,18 і U 1 - 2 \u003d 96,08 кВ, для варіантів ві е U 1 - 2 \u003d 92,14 і U 1 - 2 \u003d 119,13 кВ.
Ділянка 1 - 3 характерний для двох варіантів розвитку мережі - бі е. для варіанту б напруги для цієї ділянки у відповідність з виразами (1) відповідно рівні U 1 - 3 \u003d 80 і U 1 - 3 \u003d 91,29 кВ, варіанти е– U 1 - 3 \u003d 97,43 і U 1 - 3 \u003d 123,61 кВ.
Ділянка 2 - 3 характерний для варіантів ві е. Напруги для цієї ділянки рівні U 2 - 3 \u003d 73,7 і U 2 - 3 \u003d 92,59 кВ.
Значення номінальних напруг на висновках електрично з'єднаних між собою виробів, в тому числі електричних машин, Встановлені ГОСТ 23366-78. Вимоги даного ГОСТ не поширюються на ланцюгу, замкнуті усередині електричних машин; на ланцюзі, для яких не характерні фіксовані значення напруг, наприклад на внутрішні ланцюга живлення електроприводів з регулюванням швидкості двигуна, і на ланцюгу пристроїв компенсації реактивної потужності, захисту, контролю, вимірювань, на електродах елементів і акумуляторів. Номери ГОСТ (СТ РЕВ)
ГОСТ 12.1.009-76 ГОСТ 721-77 (СТ РЕВ 779-77)
ГОСТ 1494-77 (СТ РЕВ 3231-81) ГОСТ 6697-83 (СТ РЕВ 3687-82)
ГОСТ 6962-75
ГОСТ 8865-70 (СТ РЕВ 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 РЕВ 3141-81) ГОСТ 23216-78
ГОСТ 23366-78 ГОСТ 24682-81 ГОСТ 24683-81
ГОСТ 24754-81 (СТ РЕВ 2310-80)
Стандарти на конкретні групи і види виробів, що містять ряди напруг, в тому числі ГОСТ 21128-83, ГОСТ 721-77, що встановлюють номінальну напругу для систем електропостачання, мереж джерел, перетворювачів і приймачів електричної енергії, Є по відношенню до ГОСТ 23366-78 обмежувальними і складають з ним єдиний комплекс стандартів.
ГОСТ 23366-78 встановлює наступні номінальні значення напруг для виробів - споживачів, джерел і перетворювачів електричної енергії.
Номінальні напруги споживачів:
основний ряд напруг постійного і змінного струму, В: 0,6; 1,2; 2,4; 6; 9; 12; 27; 40; 60; 110; 220; 380; 660; 1140; 3000; 6000, 10000; 20000; 35000;
допоміжний ряд напруг змінного струму, В:
1,5; 5; 15; 24; 80; 2000; 3500; 15000; 25000;
допоміжний ряд напруг постійного струму, 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.
Номінальні напруги джерел і перетворювачів електричної енергії змінного струму, 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.
Номінальні напруги джерел і перетворювачів електричної енергії постійного струму, В:
6; 9; 12; 28,5; 48; 62; 115; 230; 460; 690; 1200; 3300; 6600.
Для джерел електроенергії автотракторної техніки стандарт допускає застосування номінальних напруг 7В і 14В змінного струму і 7В, 14В, 28В постійного струму, а також 36В змінного струму з частотою 400 і 1000 Гц і 57В постійного струму для джерел електроенергії літальних апаратів.
При коротких живильних лініях стандарт допускає номінальну напругу джерел і перетворювачів, що дорівнює напрузі приймачів.
Номінальні значення і допустимі відхилення частот систем електропостачання, джерел, перетворювачів і безпосередньо приєднуються до них приймачів електричної енергії, які працюють в сталому режимі на фіксованих частотах в діапазоні від 0,1 до 10000 Гц, встановлені ГОСТ 6697-83. Зазначений ГОСТ встановлює наступний основний ряд номінальних частот джерел електричної енергії, Гц:
0,1; 0,25; 0,5; 1,0; 2,5; 5,0; 10; 25; 50; 400; 1000; 10000.
Для перетворювачів і приймачів електричної енергії номінальні частоти, Гц, вибираються з ряду 0,1; 0,25; 0,5; 1,0; 2,5; 5,0; 10; 12,5; 16 |; 50; 400; 1000; 2000; 4000; 10000.
Для ряду спеціальних приводів і джерел їх харчування, зокрема для центрифуг, сепараторів, деревообробних верстатів, електроінструменту, безредукторних Електрошпинделі, електротермічного обладнання, стандарт допускає застосування додаткових частот, Гц, з ряду 100, 150, 200, 250, 300, 500, 600 , 800, 1200, 1600, 2400, 8000.
Для авіаційної техніки, літальних апаратів і засобів їх обслуговування дозволена частота 6000 Гц.
Допустимі відхилення частот,% номінальної частоти, вибираються з ряду 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 і встановлюються в стандартах на конкретні види джерел, перетворювачів або системи енергопостачання.
Для мереж загального призначення норми якості електричної енергії у її приймачів встановлені ГОСТ 13109-67. Стандартом встановлені наступні показники якості електроенергії:
- при харчуванні від електричних мереж однофазного струму - відхилення частоти, відхилення напруги, розмах коливань частоти, розмах змін напруг, коефіцієнт несинусоїдальності напруги;
- при харчуванні від електричних мереж трифазного струму - відхилення частоти, відхилення напруги, розмах коливань частоти, розмах зміни напруги, коефіцієнт несинусоїдальності, коефіцієнти несиметрії і неврівноваженості напруги;
- при харчуванні від електричних мереж постійного струму - відхилення напруги, розмах зміни напруги, коефіцієнт пульсації напруги.
ДЕРЖАВНИЙ СТАНДАРТ "СТАНДАРТНІ НАПРУГИ"
Standard voltages
Дата введення 01.01.93
ІНФОРМАЦІЙНІ ДАНІ
1. ПІДГОТОВЛЕНО І ВНЕСЕНО Технічним комітетом зі стандартизації ТК 117 «Енергопостачання»
2. ЗАТВЕРДЖЕНО І ВВЕДЕНО В ДІЮ наказом Держстандарту від 26.03.92 № 265
3. Цей стандарт підготовлений методом прямого застосування міжнародного стандарту МЕК 38-83 «Стандартні напруги, рекомендовані МЕК» з додатковими вимогами, що відбивають потреби народного господарства
4. ВВЕДЕНО ВПЕРШЕ
5. НОРМАТИВНО-ТЕХНІЧНІ ДОКУМЕНТИ
6. ПЕРЕВИДАННЯ. Май 2004 р
Цей стандарт поширюється на:
Системи електропередачі, розподільні мережі і системи електропостачання споживачів змінного струму, в яких використовують стандартні частоти 50 або 60 Гц при номінальній напрузі, що перевищує 100 В, а також обладнання, що працює в цих системах;
Тягові мережі змінного і постійного струму;
Устаткування постійного струму номінальною напругою нижче 750 В і змінного струму номінальною напругою нижче 120 В і частотою (як правило, але не тільки) 50 або 60 Гц. До такого обладнання відносяться батареї первинних або вторинних елементів живлення, інші джерела електроживлення змінного або постійного струму, електрообладнання (включаючи промислові установки і засоби телекомунікації), різні електроприлади і пристрої.
Стандарт не поширюється на напруги вимірювальних ланцюгів, систем передачі сигналів, а також на напруги окремих вузлів і елементів, що входять до складу електроустаткування.
Значення напруг змінного струму, наведені в цьому стандарті, є ефективними значеннями.
Цей стандарт застосовується в комплексі з ГОСТ 721, ГОСТ 21128, ГОСТ 23366 і ГОСТ 6962.
Терміни, які використовуються в стандарті, і їх пояснення наведені в додатку.
Напівжирним шрифтом виділені вимоги, що відображають потреби народного господарства.
1. СТАНДАРТНІ НАПРУГИ МЕРЕЖ І ОБЛАДНАННЯ змінного
СТРУМУ В ВИПРОМІНЮВАННЯ ВІД 100 ДО 1000 В ВКЛЮЧНО
Стандартні напруги в зазначеному діапазоні наведені в табл. 1. Вони відносяться до трифазних чотирьох провідних і однофазним трьохдротяним мереж, включаючи однофазні відгалуження від них.
Таблиця 1
* Номінальні напруги вже існуючих мереж напругою 220/380 і 240/415 В повинні бути приведені до рекомендованому значенню 230/400 В. До 2003 р в якості першого етапу електропостачальної організації в країнах, що мають мережу 220/380 В, повинні привести напруги до значенням 230/400 В (%).
Електропостачальної організації в країнах з мережею 240/415 В також повинні привести цю напругу до значення 230/400 В (%). Після 2003 року має бути досягнутий діапазон 230/400 В ± 10%. Потім буде розглянуто питання зниження меж. Всі ці вимоги стосуються також напруги 380/660 В. Воно повинно бути приведено до рекомендованому значенню 400/690 В.
** Чи не застосовувати спільно зі значеннями 230/400 і 400/690 В.
У табл. 1 для трифазних трипровідних або чотирьох провідних мереж чисельник відповідає напрузі між фазою і нулем, знаменник - напрузі між фазами. Якщо вказано одне значення, воно відповідає міжфазних напруг трехпроводной мережі.
Для однофазних трьохпровідних мереж чисельник відповідає напрузі між фазою і нулем, знаменник - напрузі між лініями.
Напруги, що перевищують 230/400 В, застосовуються в основному у важкій промисловості і в великих будівлях комерційного призначення.
2. СТАНДАРТНІ НАПРУГИ СИСТЕМ ЕЛЕКТРОПОСТАЧАННЯ
Електрифікованого транспорту З ЖИВЛЕННЯМ ВІД контактної
МЕРЕЖІ ПОСТІЙНОГО І ЗМІННОГО СТРУМУ
Стандартні напруги наведені в табл. 2.
Таблиця 2
| вид напруги контактної мережі | Напруга, В | Номінальна частота в мережі змінного струму, Гц | ||||
| мінімальне | номінальне | максимальне | ||||
| постійне | (400)* | (600) | (720) | |||
| 3600** | ||||||
| змінна | (4750) | (6250) | (6900) | 50 або 60 | ||
| 50 або 60 |
* Зокрема, в системах однофазного змінного струму номінальну напругу 6250 В повинно використовуватися тільки тоді, коли місцеві умови не дозволяють застосовувати номінальну напругу 25000 В.
Значення напруг, наведених у таблиці, прийняті Міжнародним комітетом по обладнанню електричної тяги і Технічним комітетом 9 МЕК «Устаткування електричної тяги».
** У деяких європейських країнах це напруга досягає 4000 В. Електрообладнання транспортних засобів, що беруть участь в міжнародному сполученні з цими країнами, має витримувати це максимальне значення протягом коротких проміжків до 5 хв.
3. СТАНДАРТНІ НАПРУГИ МЕРЕЖ І ОБЛАДНАННЯ змінного
СТРУМУ В ВИПРОМІНЮВАННЯ ПОНАД 1 ДО 35 кВ ВКЛЮЧНО
Стандартні напруги наведені в табл. 3.
Серія 1 - напруги частотою 50 Гц, серія 2 - напруги частотою 60 Гц. В одній країні рекомендується застосовувати напруги тільки одній із серій.
Зазначені в таблиці значення відповідають міжфазних напруг.
Значення в дужках непредпочтітельни. Ці значення не рекомендується використовувати при створенні нових мереж.
Таблиця 3
| серія 1 | серія 2 | |||
| Найбільша напруга для обладнання, кВ | Номінальна напруга мережі, 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*** | - | - |
* Дане напруга не повинна застосовуватися в електричних мережах загального призначення.
** Дані напруги зазвичай відповідають чотирьох провідних мереж, інші - трьохдротяним.
*** Розглядаються питання уніфікації даних значень.
У мережі серії 1 найбільше та найменше напруження не повинні відрізнятися більш ніж на ± 10% від номінальної напруги мережі.
У мережі серії 2 максимальне напруга не повинна відрізнятися більш ніж на плюс 5%, а мінімальне - більш ніж на мінус 10% від номінальної напруги мережі.
4. СТАНДАРТНІ НАПРУГИ МЕРЕЖ І ОБЛАДНАННЯ змінного
СТРУМУ В ВИПРОМІНЮВАННЯ ПОНАД 35 ДО 230 кВ ВКЛЮЧНО
Стандартні напруги вказані в табл. 4. В одній країні рекомендується використовувати тільки одну із зазначених у табл. 4 серій і тільки одне напруга з наступних груп:
Група 1 - 123 ... 145 кВ;
Група 2 - 245, 300 (див. Розд. 5), 363 кВ (див. Розд. 5).
Значення в дужках непредпочтітельни. Ці значення не рекомендується використовувати при створенні нових мереж. Значення, наведені в табл. 4, відповідають міжфазних напруг.
Таблиця 4
У кіловольт
5. СТАНДАРТНІ напруги трифазний МЕРЕЖ змінного струму
З НАЙБІЛЬШИМ напругою ОБЛАДНАННЯ, перевищує 245 кВ
Найбільша робоча напруга обладнання вибирають з ряду: (300), (363), 420, 525 *, 765 **, 1200 *** кВ.
_________________
* Також використовується напруга 550 кВ.
** Допускається використовувати напруги, значення яких лежать між 765 і 800 кВ за умови, що випробувальні значення для обладнання будуть такими, як і значення, визначені МЕК для 765 кВ.
*** Проміжне значення між 765 і 1200 кВ, відповідно відрізняється від цих двох значень, буде включено додатково, якщо в будь-якому районі світу виникне необхідність в такій напрузі. В цьому випадку в тому географічному районі, де буде прийнято це проміжне значення, не повинні застосовуватися напруги 765 і 1200 кВ.
Значення ряду відповідають міжфазних напруг.
Значення в дужках непредпочтітельни. Ці значення не рекомендується використовувати при створенні нових мереж.
Група 2 - 245 (див. Табл. 4), 300, 363 кВ;
Група 3 - 363, 420 кВ;
Група 4 - 420, 525 кВ.
Примітка. Терміни «район світу» і « географічний район»Можуть відповідати одній країні, групі країн або частини великої країни, де обраний один і той же рівень напруги.
6. СТАНДАРТНІ напруги для обладнання з номінальною
Напругою МЕНШЕ 120 В змінного струму І МЕНШЕ 750 В
ПОСТІЙНОГО СТРУМУ
Стандартні напруги наведені в табл. 5.
Таблиця 5
| Номінальні значення, В | |||
| напруги постійного струму | напруги змінного струму | ||
| кращі | додаткові | кращі | додаткові |
| - | 2,4 | - | - |
| - | - | - | |
| - | - | - | |
| - | 4,5 | - | - |
| - | - | ||
| - | - | ||
| - | 7,5 | - | - |
| - | - | - | |
| - | - | ||
| - | - | ||
| - | - | ||
| - | - | - | |
| - | - | ||
| - | - | - | |
| - | - | - | |
| - | - | ||
| - | - | ||
| - | - | - | |
| - | - | - | |
| - | - | - | |
| - | - | ||
| - | - | - | |
| - | - | - | |
| - | - | - | |
| - | - | - | |
| - | - | - |
Примітки: 1. Так як напруга первинних і вторинних елементів живлення (батарей) нижче 2,4 В і вибір типу застосовуваного елемента для різних областей використання залежить не від напруги, а від інших критеріїв, ці напруги не вказані в таблиці. Відповідні технічні комітети МЕК можуть встановлювати типи елементів і відповідні напруги для конкретного застосування.
2. При наявності технічних і економічних обґрунтувань в специфічних областях застосування можливе використання інших напруг додатково до вказаних в таблиці. Напруги, що застосовуються в СНД, встановлені ГОСТ 21128.
ДОДАТОК 1
довідкове
ТЕРМІНИ І ПОЯСНЕННЯ
| термін | пояснення |
| Номінальна напруга | Напруга, на яке спроектована мережа або обладнання і до якого відносять їх робочі характеристики |
| Найбільше (найменше) напруга мережі | Найбільше (найменше) значення напруги, яке може спостерігатися в нормальному режимі роботи мережі в будь-який її точці в будь-який момент часу. Цей термін не відноситься до напруги в перехідних процесах (наприклад, при комутаціях) і короткочасним підвищенням (пониженням) напруги |
| Найбільша робоча напруга обладнання | найбільше значення напруги, при якому обладнання може нормально функціонувати необмежений час. Ця напруга встановлюють виходячи з його впливу на ізоляцію та характеристики обладнання, що залежать від нього. Найбільша напруга для обладнання є максимальне значення з найбільших напруг мереж, в яких дане обладнання може бути використано. |
| Найбільша напруга вказується тільки для обладнання, що приєднується до мереж з номінальною напругою понад 1000 В. Однак слід мати на увазі, що для деяких номінальних напруг ще до досягнення цього найбільшого напруження вже не представляється можливим здійснювати нормальну роботу обладнання з точки зору таких, що залежать від напруги характеристик, як наприклад, втрати в конденсаторах, що намагнічує струм в трансформаторах і т. д. у цих випадках у відповідних стандартах повинні бути встановлені обмеження, при яких може бути забезпечена нормальна робота пристроїв. | |
| Очевидно, що обладнання, призначене для мереж з номінальною напругою, що не перевищує 1000 В, доцільно характеризувати тільки номінальною напругою як з точки зору робочих характеристик, так і ізоляції | |
| Точка харчування споживача | Точка розподільної мережі електропостачальної організації, від якої здійснюється подача енергії споживачу |
| Споживач (електроенергії) | Підприємство, організація, установа, територіально відокремлений цех і т. П., Приєднані до електричних мереж енергопостачальної організації і використовують енергію за допомогою електроприймачів |
Як відомо, шкала номінальних напруг електричних мереж понад 1000 В загального призначення змінного струму визначається по ГОСТ 721-77 і рекомендує для знову проектованих мереж наступні напруги:
6, 10, 35, 110, 220, 330, 500, 750, 1150 кВ.
При виборі напруги необхідно враховувати сформовані системи напруг в Європейській частині Росії 110 (150) / 330/750 кВ і на Уралі і в Сибіру - 110/220/500/1150 кВ.
Попередньо вибір напруги може бути проведений за емпіричною формулою Г.А. Ілларіонова:
де - довжина лінії, км; - передана по ланцюгу потужність, МВт.
Дана формула дає задовільні результати для всієї шкали номінальних напруг змінного струму в діапазоні 35-1150 кВ.
Існують і інші емпіричні формули для вибору номінальної напруги. Область їх застосування обмежується деякими умовами, представленими нижче (табл. 2.4).
Таблиця 2.4
Формули для вибору номінальної напруги передачі
Області застосування стандартних номінальних напруг в залежності від потужності і дальності електропередачі наведені на малюнку 2.16 і в таблиці 2.5.
Таблиця 2.5
Пропускна здатність електропередачі 110-1150 кВ
| U ном, кВ | F, Мм 2 | Натуральна потужність, МВт, при хвильовому опорі, Ом | Найбільша передана потужність на один ланцюг, МВт | Найбільша довжина передачі, 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 |
Сьогодні дві сформовані в Росії системи мають крок по номінальній напрузі всередині кожної приблизно рівний 2 і різницю по переданої потужності для суміжних напружень в 4 ÷ 6 разів. Це призводить до того, що при передачі певної потужності, на низькій напрузі буде потрібно кілька ланцюгів, а при високій напрузі лінія буде недовантажена. У зв'язку з цим при виборі напруги можна використовувати сусідні по ПУЕ U ном, але зі збільшеним радіусом розщеплення.
Рис. 2.16. Області застосування електричних мереж різних номінальних напруг. Вказані межі равноекономічності: 1 -1150 і 500 кВ; 2 - 500 і 220 кВ; 3 - 220 і 110 кВ; 4 - 110 і 35 кВ; 5 - 750 і 330 кВ; 6 - 330 і 150 кВ; 7 - 150 і 35 кВ
конфігурація
При виборі схем розвитку електричних мереж можуть використовуватися такі прийоми:
а) реконструкція магістральної передачі шляхом додавання другого ланцюга, іноді на більш високу напругу;
б) поява нових кільцевих ліній;
в) глибокий введення на більш високу напругу.
Безумовно, остаточний вибір напруги і конфігурації повинен проводитися на основі техніко-економічних розрахунків.
вибір перетину
При виборі перетину необхідно враховувати явище корони, за яким визначається мінімальний допустимий переріз для кожного номінального напруги.
Максимально допустимий переріз для ЛЕП залежить від номінальної напруги і визначається раціональним співвідношенням витрат кольорового і чорного металу в конструкцію лінії.
Вибір перетину здійснюється по економічній щільності струму або економічним інтервалах. Економічна щільність визначається по мінімуму витрат в ЛЕП і залежить від типу лінії, матеріалу дроти, графіка навантаження.
2.8.2. економічні інтервали
Використання економічних інтервалів дозволяє виключити з числа змінних дискретні перетину і номінальні потужності трансформаторів. За допомогою економічних інтервалів вдається уявити витрати у вигляді функції тільки від переданої потужності. При виборі структури генеруючих потужностей витрати в ЛЕП можна представити у вигляді. При плануванні розвитку мережі можна використовувати більш точну апроксимацію в вигляді 
або 
, Але всі вони мають розрив при. Як неперервної функції може використовуватися апроксимація виду 
, По якій при витрати 
можуть бути зменшені підбором ε.
При виборі економічних інтервалів для трансформаторів витрати враховуються наступною формулою:
де - вартість -ого трансформатора; - час роботи трансформатора;
- вартість втраченої енергії, яка визначається витратами на базисних ЕС;
- вартість, яка визначається витратами в пікових станціях.
Зазвичай, але часто приймають 
.
з умови 
визначається верхня межа економічного інтервалу трансформатора з номінальною потужністю.
2.8.3. Математична модель планування розвитку мережі
Формування моделі починають з складання розрахункової схеми, де показуються існуючі вузли та гілки, нові вузли і можливі додаткові траси ліній, що пов'язують об'єкти в систему. Тут повинні враховуватися і ті лінії, які були знайдені в результаті аналізу моделі на вибір структури генеруючих потужностей. Розрахункова схема повинна бути розумно надлишкової і включати додаткові лінії, так щоб не пропустити можливі оптимальні зв'язку.
Для вузлів повинні бути задані прогнозовані навантаження і потужності вводяться блоків. Таким чином, розрахункова схема буде мати розрахункових вузлів, з них - існуючих; тобто індекс вузлів 
. Число гілок в розрахунковій схемі, з яких - існуючих.
Як невідомих можна прийняти потоки активної потужності по гілках 
.
В якості цільової функції розглянемо витрати в існуючі лінії, Пропорційні втрат енергії, і в нові лінії, які визначаються відповідно до прийнятих апроксимуючими виразами для витрат:
, (2.35)
де 
.
На невідомі потоки потужності по гілках накладається умова балансу потужностей у вузлах, яке може бути записано в матричної формі:
.
- прямокутна матриця з'єднань вузли-гілки, причому її елементи для вузла і гілки s позначаються і можуть приймати значення, що дорівнюють 1, якщо гілка виходить з вузла; +1, якщо гілка входить у вузол і 0, якщо вона не пов'язана з вузлом.
Складемо рівняння балансу для вузла (рис. 2.19):
У загальному вигляді рівняння балансу для будь-якого -ого вузла можна записати:
.
Таким чином, завдання вибору оптимальної схеми мережі полягає в пошуку мінімуму деякої нелінійної функції 
при дотриманні лінійного обмеження у формі рівності 
.
Сформульована таким чином завдання планування розвитку мережі зводиться до задачі нелінійного програмування. Це завдання, як правило, має один екстремум. Для вирішення її можуть використовуватися розглянуті раніше методи нелінійного програмування.
2.8.4. Застосування градієнтних методів
Як відомо, основне рівняння градиентного методу:
. (2.36)
Розглянемо приклад, в якому необхідно вибрати мережу для харчування тільки одного вузла (рис. 2.20). Вважаємо, що витрати представлені квадратичними залежностями. За вихідну точку приймемо Р 0 =(0,Р Н).
При обліку обмежень рух до мінімуму має здійснюватися по проекції градієнта на поверхню обмежень, тобто вздовж вектора V. вектор V можна отримати шляхом виключення зі складових, перпендикулярних поверхні обмежень. Ці складові утворюють градієнт обмежень. Таким чином, вектор V визначається за виразом
. (2.37)
Для визначення невизначених множників, що утворюють вектор V, Використовується умова рівності нулю скалярного твори:
. (2.38)
З цієї умови, прийнявши для лінійного обмеження градієнт рівним, можна знайти. Дійсно, з перетворення
можна отримати наступне матричне вираз для множників
. (2.40)
Складові вектора множників λ дозволяють визначити всі складові вектора V
,
і використовувати їх в процедурі градиентного методу
.
Однак, знайти проекцію градієнта можна простіше, якщо в (2.37) підставити вираз (2.40) і провести нескладне перетворення
де П=
- матриця проектування.
Ітераційний процес продовжується до тих пір, поки не виконається умова необхідної точності для всіх складових.
 Рис. 2.21 | Блок-схема алгоритму з вибором оптимального кроку приведена на малюнку 2.21. Призначення блоків: 1. Формування розрахункової схеми. 2. Визначення типу функцій для розрахунку витрат і їх похідних для всіх гілок. 3. Формування матриці інціденцій М. 4. Визначення матриці проектування градієнта П. 5. Початкове наближення потоків Р \u003d Р0. 6. Обчислення градієнта в точці Р. 7. Визначення проекції V градієнта. 8. Перевірка умови закінчення. 9. Організація пробного кроку Р 1 \u003d Р V t 0 /. 10. Обчислення градієнта і проекції V 1 в кінці кроку. 11. Визначення оптимального кроку  . 12. Робочий крок. 13. Висновок результатів |
приклад 2.3. Визначити оптимальні потоки в гілках мережі, розрахункова схема якої приведена на малюнку 2.22.
Ітераційний розрахунок починається з прийняття вихідного наближення Р 0, Визначення величини градієнта і проекції його на поверхню обмежень
Потім в напрямку проекції робиться пробний крок t 0 \u003d 0,1і визначаються потоки по гілках Р 1 в кінці цього кроку, градієнт і його проекція
Після цього можна визначити крок, близький до оптимального
і виконати робочий крок з вихідної точки Р у напрямку проекції
Після цього відповідно до алгоритму повертаємося до блоку 6, де знову обчислюється градієнт і його проекція
Перевірка умови в блоці 8 визначає завершення ітераційного процесу.
За знайденими потокам можна вибирати переріз ЛЕП.
Швидка збіжність процесу пояснюється квадратичним характером цільової функції, яка має лінійний градієнт і оптимальний крок, знайдений по двох точках призводить до точного рішення.
Недоліком метола є велика розмірність завдання, що визначається кількістю гілок розрахункової схеми.
2.8.5. Метод покоординатно оптимізації
У розрахунковій схемі, як правило, мінімальним є число контурів, яке визначається як різниця числа гілок і вузлів. Тому при оптимізації в якості невідомих доцільно використовувати контурні потужності і застосувати метод покоордінатного пошуку. Перевага цього методу в тому, що на кожному кроці оптимізації цільової функції 
вибирається тільки одна змінна при фіксованих значеннях інших. Знайдене значення фіксується, і потім переходять до оптимізації наступної змінної і т.д.
Розглянемо балансове обмеження. Всі потоки по гілках можна розділити на дві складові:
,
де - потоки в дереві, гілки якого пов'язують всі вузли з балансуючим без освіти контурів;
-потокі в хордах, тобто в гілках, що утворюють контури.
Основне обмеження можна уявити розділеним на блокові матриці, як показано на малюнку 2.23.
Потоки в гілках дерева однозначно визначаються потоками в хордах, що випливає з співвідношень, отриманих на основі операцій з блочними матрицями, і представлених нижче:
(2.42)
В якості вихідного наближення можна прийняти:
Тоді потоки в деревах:
.
Як хорд можуть бути обрані різні гілки вихідної схеми, що доповнюють виділене дерево з утворенням контурів. Число комбінацій визначається можливою кількістю дерев, що розраховуються за допомогою визначника Трента, який формується для незалежних вузлів:
, (2.43)
де - число гілок, пов'язаних з вузлом; - число гілок, що зв'язують вузли і.
Приклад 2.4.Визначити число дерев для схеми
 |  |
Контурна оптимізація здійснюється за наступним алгоритмом.
1) Складається розрахункова схема.
2) Визначаються залежності для обліку витрат в лінії розрахункової схеми. Для цього можуть використовуватися будь-які аппроксимирующие функції аж до точної нижньої обвідної витрат в нові лінії.
3) Вибираються і нумеруються хорди, для яких приймається вихідне наближення потоків, і вважаються потоки в гілках дерева.
4) Організовується цикл по хордам, в якому послідовно виконуються наступні операції:
- для поточної хорди проглядається контур, який вона замикає;
- за прийнятим потоку в хорді визначаються потоки в гілках контуру;
- по потокам в гілках контуру вважаються витрати в кожну гілку і загальні витрати в усі гілки контуру;
- послідовно змінюючи значення потоків хорди в сторону зростання або зменшення, при цьому визначаються нові потоки в гілках контуру і нові витрати, які порівнюються з попередніми до пошуку мінімуму.
Таким чином, проводиться оптимізація. Якщо витрати вважаються по апроксимації, то можна розглядати такі потоки в хорді, при яких в контурі з'являється гілка з нульовою потужністю, що забезпечує мінімум витрат. Після цього поточна хорда переноситься в цю гілку.
5) Після виходу з циклу нове положення хорд порівнюється з попереднім. Якщо воно не збігається, то здійснюється черговий цикл оптимізації. При збігу розрахунок закінчується. Зазвичай достатньо двох-трьох циклів.
Приклад 2.5.вибрати оптимальний план розвитку мережі 220 кВ, яка представлена \u200b\u200bна малюнку 2.25-а.
Для даної мережі розвиток пов'язано з ростом навантажень і підключенням нової підстанції. Пунктиром показані можливі траси ЛЕП. На малюнку 2.25-б наведені криві витрат в існуючі та нові ЛЕП і їх лінійні апроксимації.
У таблиці наведено вирази для визначення витрат в кожну гілку розрахункової схеми з урахуванням довжини.
Таблиця 2.6
| лінія | витрати |
| 0-1 | |
| 1-2 |  |
| 2-3 |  |
| 0-3 |
У розрахунковій схемі всього 1 контур і в якості початкового положення хорди приймемо ділянку 2-3. Виділимо всі гілки контуру для розрахунку витрат. Ітераційний процес представлений в таблиці 2.7:
Таблиця 2.7
| 0-1 | ||||||
| 1-2 | ||||||
| 2-3 | ||||||
| 0-3 | ||||||
У вихідному положенні хорди витрати склали 812 тис.руб. Переміщення хорди в сусіднє положення привело до зміни потоків і знизило витрати. Подальше переміщення в тому ж напрямку виявилося вже не вигідним.
В результаті оптимізації знаходиться дерево, відповідне мінімальних витрат.
Для мережі будь-якої складності ітеративний процес сходиться досить швидко. При цьому можуть використовуватися спеціальні швидкі алгоритми, що застосовуються для розімкнутих мереж. Вони засновані на методі «друге адресних відображень».
Знайдене в результаті оптимізації дерево визначає основу розвивається мережі, яка може доповнюватися з урахуванням вимог надійності і якості режиму.
Розглянемо суть методу друге адресних відображень, який може використовуватися при виборі оптимального дерева розвивається мережі. Розглянемо разомкнутую схему (рис. 2.26), по якій від центру харчування навантаження надходить до декільком споживачам. При заданих вузлових навантаженнях, наприклад струмових, ток кожної гілки визначається простим підсумовуванням струмів тих вузлів, які проходять через цю гілку. Якщо схема мережі задана парами вузлів для кожної гілки строго в напрямку від ЦП, що є цілком природним, то порядковий номер початкового вузла гілки в списку (масиві) кінцевих вузлів дозволить легко організувати прохід від будь-якого вузла до ЦП, який для завершення шляху повинен мати особливий номер, наприклад негативний. Знайдені таким чином для кожної гілки номера і називають «другими адресами».
Таблиця 2.8
| № пп | УН | КК | ТУ | УН2 | Струм гілки (ТБ) |
| -10 | -10 | 10+4+6+8+5=33 | |||
| 5+4+8=17 | |||||
У таблиці показані вихідні дані і етапи розрахунку струмів гілок. Позначення масивів тут: УН - вузли початку, КК - вузли кінця гілок, ТУ-струми вузлів, ТВ - струми гілок, УН2 - другі адресні відображення.
Аналізуючи таблицю, слід звернути увагу на те, що при правильно заданій конфігурації мережі кожен номер вузла в масиві УН можна знайти в масиві КК. Як уже зазначалося, місце його, тобто порядковий номер, в цьому масиві і називають другим адресним відображенням.
Знайдені адреси можуть використовуватися для визначення струмів в гілках, потоків потужності, втрат, тобто для розрахунку режиму. Розглянемо порядок визначення струмів по гілках. Тут спочатку всі елементи масиву ТУ переписуються в масив ТВ, а потім струми всіх вузлів, починаючи з останнього, накладаються шляхом підсумовування на струми гілок, за якими вузол живиться від пункту харчування відповідно до другими адресами.
Аналогічно проводиться розрахунок потокорозподілу потужностей, облік втрат потужності і напруги.
Розглянемо два алгоритми, які використовуються при аналізі розімкнутих мереж.
На малюнку 2.27 наведена блок-схема алгоритму визначення друге адрес, а на малюнку 2.28 блок-схема алгоритму розрахунку токораспределения.
В алгоритмі контурної оптимізації розвивається мережі хорди об'єднуються в окремий масив, де формуються і другі адреси для обох вузлів розімкнутої гілки. У циклі оптимізації для кожної хорди визначається живить вузол, що виконує роль ЦП і обмежує переміщення положення хорди в процесі одновимірної оптимізації.
2.8.6. Метод «гілок і меж» (МВГ) для вибору оптимальної
розподільної мережі
Розподільні мережі, як правило, експлуатуються по розімкненим схемами. Основою для вибору нової мережі є пошук дерева мінімальних витрат. Число можливих дерев величезне і визначаться визначником Трента. Оптимальне дерево можна знайти шляхом розрахунку витрат для кожного дерева з усього безлічі можливих дерев. Але такий перегляд всіх комбінацій не реальний навіть при сучасних ЕОМ.
Суть методу гілок і меж полягає в розбитті всієї множини можливих планів на підмножини з подальшою спрощеної оцінкою ефективності кожного і відкиданням (винятком з подальшого аналізу) неперспективних підмножин. По суті це комбінаторний метод, але з цілеспрямованим перебором варіантів. Метод вперше з'явився в 1960 році для виконання завдання лінійного цілочисельного програмування, але виявився непоміченим, і лише в 1963 році був ефективно використаний для вирішення задачі про комівояжера, який повинен об'їхати всі комерційні пункти по найкоротшому шляху. Таке завдання вирішують і спортсмени орієнтувальники.
Початкове безліч і всі поточні розбиваються на непересічні підмножини, де - номер розбиття, - порядковий номер підмножини на етапі розбиття (рис. 2.29).
Для вихідного безлічі існує невідомий план з мінімальними витратами
, (2.44)
де - точна нижня межа витрат, яка невідома;
- точна нижня межа витрат, яка також існує для.
Вважаємо, що є можливість для досить простого визначення деякої зовнішньої оцінки витрат для цього підмножини, для якої виконується умова. Цю оцінку можна використовувати для виявлення «дорогих» підмножин, які можна виключити з подальшого розбиття. Для підвищення надійності в конкурентних подмножествах розглядають ще й внутрішні оцінки, для яких. Зовнішні та внутрішні оцінки показані на малюнку 2.30.
Перспективні підмножини діляться аналогічно. Процес розгалуження триває до тих пір, поки в підмножині не залишиться кілька варіантів (2 ÷ 4) або не співпадуть зовнішні і внутрішні оцінки \u003d.
Розглянемо застосування ідеї методу гілок і меж для задачі пошуку нової розподільної мережі з лінійною апроксимацією витрат в галузі розрахункової схеми
Росія
У Росії набули розвитку два ряди номінальних напруг, в які входять як лінії надвисокої роздільної, так і лінії ультра високої напруги. Перша шкала 110-150-330-750 кВ, друга 110-220-500-1150 кВ.
Кожна з наступних ступенів в цих шкалах перевищує попередню приблизно в 2 рази, що дозволяє підняти пропускну здатність електропередачі приблизно в 4 рази.
Ці шкали напруги мають свої зони застосування. Перша шкала набула поширення в Північно-Західних областях Росії, Карелії, на Кольському півострові і Північному Кавказі. Зв'язки об'єднаної системи Північно-Заходу з Кольської енергосистемою виконані на напрузі 330 кВ, ОЕС Північно-Заходу з ОЕС Центру - на напрузі 750 кВ.
Друга шкала напруг застосовується в Центрі Росії і регіонах, розташованих на схід від Москви. В Центральній зоні згадані дві шкали іноді накладаються (лінії 500 і 750 кВ). У той же час на схід від Москви, включаючи Сибір і Далекий Схід, використовується тільки друга шкала напруг. Такий поділ двох шкал по різним територіям має свої переваги з точки зору експлуатації мережевого господарства.
США
Перші електропередачі напругою 110 кВ були побудовані в США ще в 1910 р, 220 кВ - в 1922 р 3aтем з'явився ряд інших номінальних напруг, що обумовлено великою кількістю фірм, які виробляли електротехнічне обладнання. У 50-і роки були освоєні лінії 345 кВ, в 1965 році була включена перша лінія 500 кВ, в 1969 р - лінія 765 кВ, а в 1970 р увійшла в роботу лінія електропередачі постійного струму ± 400 кВ довжиною 1400 км ( Тихоокеанська передача), що проходить уздовж західного узбережжя США. Незважаючи на строкатість номінальних напруг в цій країні, можна виділити дві шкали, які мають свої зони застосування. Перша шкала включає напруги 138-345-765 кВ і використовується на Південно-Заході, в Центрі та на Півночі країни, друга - напруги 115-230-500 кВ і використовується переважно на Заході і Південному Сході США.
У США існує ряд об'єднаних енергосистем, куди входять окремі енергокомпанії, яких налічується більше гріх тисяч. Деякі з цих об'єднань керуються з єдиного диспетчерського пункту, інші просто здійснюють паралельну роботу при координації розподілу навантаження і регулювання частоти. Роль міжсистемних зв'язків і системоутворюючих ліній виконують лінії 345-765 кВ. Ведуться роботи по створенню обладнання для ліній електропередачі 1600 кВ.
На півночі енергосистеми США мають потужні зв'язки з Канадою, включаючи кілька ліній 765 кВ в східній частині кордону, кілька ліній 500 кВ в західній її частині, три вставки постійного струму.
У 90-х роках минулого століття була споруджена многоподстанціонная електропередача постійного струму Канада-США (1486 км, ± 400 кВ, 2000 МВт) від ГЕС Ла Гранд в провінції Квебек (Канада) до м Бостон (США). Ця передача має п'ять перетворювальних підстанцій, три з яких розташовані на території Канади і дві на території США. Крім цієї лінії електропередачі в США є ще три лінії електропередачі і вісім вставок постійного струму.
На півдні енергосистеми США пов'язані лініями 230-345 кВ з енергосистемою Мексики. Енергосистеми Канади, США і Мексики працюють паралельно.
Західна Європа
У Західній Європі існує енергооб'єднання UCPTE, що включає 12 країн, до якого тепер підключені і країни Східної Європи. Країни Північної Європи створили енергооб'єднання Nordel System, що включає Швецію, Норвегію, Фінляндію і Данію. Енергосистема Англін працює паралельно з UCPTE через підводну лінію електропередачі постійного струму. Подібні лінії електропередачі пов'язують також енергосистеми Швеції, Данії та Німеччини з енергосистемами Швеції і Фінляндії. Росія пов'язана з Nordel System через вставку постійного струму в м Виборг з потужністю 1420 МВт. Передбачається спорудження підводного лінії постійного струму Великобританія - Норвегія протяжністю 724 км з пропускною спроможністю 800 МВт.
Основними системоутворюючими лініями змінного струму в країнах Західної Європи, що входять в UCPTE, є лінії напругою 380-420 кВ. Лінії 230 кВ і лінії 110-150 кВ виконують функції розподільчих мереж. Напруги 500 і 750 кВ в Західній Європі не використовуються, однак у Франції в зв'язку з ростом навантажень розроблений проект споруди ліній напругою 750 кВ. При цьому передбачається використовувати знову споруджені лінії 380 кВ з двома проводами у фазі на двоколових опорах для підвіски одного ланцюга 750 кВ з тими ж проводами.
Канада
У східній частині країни досить широко розвинена мережа напругою 735 кВ, в західній - 500 кВ. Розвиток мережі 735 кВ викликано необхідністю видачі потужності однієї з найбільших в світі ГЕС на р. Черчилл потужністю 5,2 ГВт, а також каскаду ГЕС на р. Св. Лаврентія. Для видачі потужності ГЕС на р. Нельсон споруджена лінія електропередачі постійного струму Нельсон Рівер - Вінніпег - двухцепна передача довжиною 800 км: перша ланцюг на ртутних вентилях (± 450 кВ, 1620 МВт), другий ланцюг на високовольтних тиристорних вентилях (± 500 кВ, 2000 МВт). Крім того, є вставка постійного струму Іл Рівер 320 МВт, призначена для зв'язку енергосистем Канади і США. На західному узбережжі
Канади прокладена підводний передача від материка до о. Ванкувер, що має два кабелі змінного струму (138 кВ, 120 МВт) і два кабелі постійного струму (+ 260 + 280 кВ, 370 МВт). Є також вставка постійного струму Шатегей (1000 МВт), що зв'язує мережу 735 кВ в Канаді і мережу 765 кВ в США.
Розвинені мережі 500 кВ в західній частині Канади об'єднують великі електростанції і вузли навантаження в промислових районах західних провінцій. Безпосереднього зв'язку енергосистеми східної і західної частин Канади не мають, оскільки вони розділені гірськими хребтами. Зв'язок здійснюється через енергосистеми США. Існують міжсистемні зв'язки 500 кВ між енергосистемами Канади і США в західній частині цих країн.
Таким чином, на півночі США і півдні Канади існують два великих енергооб'єднання: енергосистеми північно-східній частині США н південно-східній частині Канади і енергосистеми північно-західній частині США і південно-західній частині Канади.
Мексика, Центральна і Південна Америка
Енергосистема Мексики має незрівнянно меншу потужність, ніж енергосистема США. Основна мережа в Мексиці формується на напружених 220 і 400 кВ.
Країни Центральної Америки (Панама, Коста-Ріка, Гондурас, Нікарагуа) утворюють енергетично відокремлений район з невеликою сумарною потужністю електростанцій (3-4 ГВт). Є міждержавні зв'язки 230 кВ. В даний час створюється Центрально-Американське енергетичне об'єднання на базі споруди ліній 230-500 кВ.
серед країн Південної Америки найбільш потужним енергетичним потенціалом володіють Бразилія (54%), Аргентина (20%) і Венесуела (10%). Решта припадає на інші країни континенту. У той же час найбільшої в Південній Америці є енергосистема Аргентини. Найвище напруга мереж в Аргентині 500 кВ, сумарна протяжність ліній цього класу напруги становить близько 10 тис. Км.
Найвище напруга електричних мереж в Бразилії 765 кВ. Є також мережа ліній 500 кВ, окремі лінії 400 кВ і мережу 345 кВ. У Бразилії експлуатується лінія електропередачі постійного струму від найбільшої в світі ГЕС Ітайпу в район м Сан-Паулу. Ця електропередача має дві цінуй напругою ± 600 кВ, її протяжність понад 800 км, сумарна передана потужність 6300 МВт.
Найвище напруга мереж в Венесуелі - 400 кВ. В інших країнах цього континенту - 220 кВ. Існує ряд міжсистемних зв'язків 220 кВ.
Широкого об'єднання електроенергетичних систем Південної Америки перешкоджають різні номінальні частоти окремих країн: 50 і 60 Гц. Є дві вставки постійного струму. Одна з них потужністю 50 МВт між мережами Парагваю і Бразилії, інша потужністю 2000 МВт між мережами Бразилії і Аргентини.
Африка
При великій площі континенту сумарна потужність електростанцій відносно невелика. З них приблизно половина зосереджена в ПАР і понад 10% в Єгипті, інші в інших країнах континенту. При відносно скромних енергетичних потужностях в енергосистемах Африки застосовуються досить високі напруги, що пояснюється віддаленістю джерел енергії від центрів споживання. В Єгипті застосовується напруга 500 кВ, в ПАР - 400 кВ, Нігерії, Замбії і Зімбабве - 330 кВ, в інших країнах 220-230 кВ. На континенті споруджені дві потужні лінії електропередачі постійного струму ГЕС: Інга - Шаба, що зв'язує два найбільш розвинених, але відокремлених району Заїру, і ГЕС Кабора Басса (Мозамбік) - Аполо (ПАР).
Азія (виключаючи СНД)
З цього регіону через відсутність повної інформації можуть бути приведені тільки самі загальні відомості. Найвище напруга системоутворюючих ліній в Індії, Туреччині, Іраку, Ірані - 400 кВ, в Китаї, Пакистані, Японії - 500 кВ. В Індії та Китаї велика увага приділяється електропередач і вставкам постійного струму. У цих країнах вже споруджено кілька ліній електропередачі н вставок постійного струму і передбачається збільшення їх кількості та виконання всіх міжсистемних зв'язків на постійному струмі.
Серед енергосистем Азії передові позиції займають електроенергетичні системи Японії і Південної Корен. Основою системоутворюючою мережі Японії є лінії напругою 275 і 500 кВ. Практично всі лінії 500 кВ мають Дволанцюгова виконання. Для передачі електроенергії в район Токіо від великої АЕС побудована лінія електропередачі напругою 1100 кв.м довжиною 250 км. Ця лінія споруджена на двоколових опорах висотою до 120 м, що визначається вимогами екології. В даний час ведеться спорудження кільцевої лінії 1100 кв.м на о. Хонсю.
Складність в створенні єдиної енергосистеми цієї країни представляє наявність різних номінальних частот (50 і 60 Гц) в північній і південній частинах Японії. Кордон між цими частинами проходить по о. Хонсю. Для зв'язку між ними споруджено дві вставки постійного струму по 300 МВт. Крім того, два острови - Хоккайдо і Хонсю - пов'язує повітряно-кабельна електропередача постійного струму (600 МВт, ± 250 кВ).
системоутворююча мережу Південної Кореї має напругу 345 кВ. У зв'язку з невеликими розмірами території цієї держави лінії електропередачі мають невелику довжину. Загальна довжина ліній 345 кВ, що проходять в меридіональному напрямку, становить трохи більше 300 км. Приблизно така ж сумарна довжина ліній, що проходять в широтному напрямку. Траси цих ліній, як правило, проходять по територіях, не порушеним господарською діяльністю, що в умовах Південної Кореї представляє велику складність. У зв'язку е зростанням навантаження споруджується лінія 765 кВ, що також вимагає подолання труднощів з прокладкою траси.
Основними особливостями енергосистем є наступні.
Електроенергія практично не акумулюється. Виробництво, перетворення, розподіл і споживання відбуваються одночасно і практично миттєво. Тому всі елементи енергосистеми взаємопов'язані єдністю режиму. В енергосистемі в кожен момент часу усталеного режиму зберігається баланс по активній і реактивної потужностей. Неможливо зробити електроенергію не маючи споживача: скільки вироблено електроенергії в даний момент, стільки її і віддано споживачеві за вирахуванням втрат. Ремонти, аварії і т. Д. Призводять до зниження кількості електроенергії, яка видається споживачеві (при відсутності резерву), і, як наслідок, до недовикористання встановленого обладнання енергосистеми.
Відносна швидкість протікання процесів (перехідних): хвильові процеси - () с, відключення і включення -з, короткі замикання - () с, качанія- (1-10) с. Високі швидкості протікання перехідних процесів в енергосистемах обумовлюють необхідність використання автоматики в широких межах аж до повної автоматизації процесу виробництва і споживання електроенергії і виключення можливості втручання персоналу.
Енергосистема пов'язана з усіма галузями промисловості і транспорту, що характеризуються великою різноманітністю приймачів електроенергії.
Розвиток енергетики має випереджати зростання споживання електроенергії, інакше неможливо створення резервів потужності. Енергетика повинна розвиватися рівномірно, без диспропорцій окремих елементів.
Переваги об'єднання електростанцій в енергосистему
При об'єднанні електростанцій в енергосистему досягається:
зниження сумарного резерву потужності;
зменшення сумарного максимуму навантаження;
взаємодопомога в разі неоднакових сезонних змін потужностей електростанцій;
взаємодопомога в разі неоднакових сезонних змін навантажень споживачів;
взаємодопомога при ремонтах;
поліпшення використання потужностей кожної електростанції;
підвищення надійності електропостачання споживачів;
можливість збільшення одиничної потужності агрегатів і електростанцій;
можливість єдиного центру управління;
поліпшення умов автоматизації процесу виробництва і розподілу електроенергії.
Електроустановки. Номінальні дані установок
Електроустановки (ПУЕ, I.13) - установки, в яких проводиться, перетворюється, розподіляється і споживається електроенергія. Вони поділяються на електроустановки напругою до 1000 В і понад 1000 В.
Номінальними (ПУЕ, I.124) струмом, напругою, потужністю, коефіцієнтом потужності і т. Д. Електроустановки є паспортні дані (практично це дані, при яких робота електроустановки найбільш економічна).
номінальні напруги
Шкала номінальних ліній напружень в кіловольт електроустановок трифазного змінного струму частотою 50 Гц приведена в табл. 1.
Таблиця 1
Шкала номінальних напруг електроустановок, кВ
|
електроприймачі |
Генератор |
трансформатор |
|
|
первинна обмотка |
вторинна обмотка |
||
Шкали номінальних напруг генераторів і вторинних обмоток трансформаторів обрані вище на 5-10% номінальних напруг споживачів, ліній електропередачі, первинних обмоток трансформаторів з метою полегшення підтримки номінальної напруги у споживачів.
За базу відліку прийнято номінальну напругу споживача (), тоді номінальну напругу генератора, вторинної обмотки трансформатора. За допомогою раціонально обраних номінальних напруг і коефіцієнтів трансформації вдається компенсувати падіння напруги в електропередачі (,,) і підтримувати у споживача номінальну напругу.
Максимально допустимі робочі напруги перевищують номінальні на 15% (), на 10% () і на 5% ().
Шкала максимальних напружень, кВ: 3,6; 6,9; 11,5; 23; 40,5; 126; 172; 252; 525; 787; 1207,5.
Зміна коефіцієнта трансформації досягається зміною числа витків (отпаек) на одній з обмоток, наприклад, при і,
Цей вислів означає, що число витків змінюється на стороні високої напруги від до, при етомізменяется отдо (рис. 1.4):
Подивіться про трансформаторах, наведені в електротехнічних довідниках, і визначте межі і ступені регулювання коефіцієнтів трансформації.