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.

Напряжением до 1000 В

Электрические сети напряжением до 1000 В служат для распределения электроэнергии от трансформаторных подстанций до электропотребителей. Они состоят из питающих линий, магистралей и ответвлений.

Питающая линия предназначена для передачи электроэнергии от РУ напряжением до 1000 В к распределительному пункту, магистрали или отдельному электроприемнику.

Магистраль предназначена для передачи электроэнергии нескольким распределительным пунктам или электроприемникам, присоединенных к ней в различных точках.

Ответвление отходит от магистрали к электроприемнику или от распределительного пункта к одному или нескольким мелким электроприемникам, включенным в линию.

Схема радиальной сети. Схема магистральной сети

1 – подстанция, 2 – распределительный пункт, 3 – электроприемник.

Периодичность осмотров электрических сетей напряжением до 1000 В устанавливается местной инструкцией в зависимости от условий эксплуатации, но не реже одного раза в три месяца. Измерение токовых нагрузок, температуры электрических сетей, испытания изоляции обычно совмещают с межремонтными испытаниями РУ, к которым подключены электросети. При осмотрах цеховых сетей особое внимание обращают на обрывы, увеличенный провес проводов или троса, подтеки мастики на кабельных воронках и др. Волосяной щеткой очищают от пыли и грязи провода и кабели, а также наружные поверхности труб с электропроводкой и ответвительные коробки.

Проверяют наличие хорошего контакта заземляющего проводника с контуром заземления или заземляющей конструкцией; разъемные соединения разбирают, зачищают до металлического блеска, собирают и затягивают.

Осматривают провода и кабели, поврежденные участки изоляции восстанавливают обмоткой ХБ лентой или лентой ПХВ. Измеряют мегомметром на 1000 В сопротивление изоляции, если оно будет меньше 0,5 мОм, то участки проводки с низким сопротивлением изоляции заменяют новым.

Открывают крышки ответвительных коробок. При наличии внутри коробки, на контактах и проводах влаги и пыли проверяют состояние уплотнений крышки коробки на вводах в коробку. Уплотнения, потерявшие упругость и не обеспечивающие герметичность коробок, заменяют. Соединения имеющие следы окисления или оплавления, разбирают, зачищают, смазывают техническим вазелином и собирают.

Проверяют стрелу провиса, которая для тросовых и струнных проводок должна быть при пролете 6м не более 100 – 150 мм, а при пролете 12 м не более 200 – 250 мм. При необходи-мости участки с большой стрелой провиса перетягивают. Натяжение стальных тросов проводят до минимально возможной стрелы провиса. При этом усилие натяжения не должно превышать 75% разрывного усилия, допускаемого для данного сечения троса.

В зависимости от способов прокладки изменяются условия охлаждения проводов. Это приводит к необходимости корректировать допустимые токовые нагрузки.

Длительно допустимые токовые нагрузки на провода с резиновой и поливинилхлоридной изоляцией определяют из условий нагрева жил до температуры ; при температуре окружающего воздуха .Нагрузки на провода, проложенные в коробах, а также в лотках, принимают как на проводники, проложенные в трубах.

При расчете электрических сетей напряжением до 1000 В сечение проводов выбирают по длительно допустимой токовой нагрузке и проверяют сеть на допустимое отклонение напряжения.

Для упрощения этих расчетов можно использовать номографический метод определения сечения линий электропередачи по условиям нагрева и отклонения напряжения. Метод дает возможность выбора сечений для внутренних проводок зданий.

Номограммы для определения сечения кабельных линий представлены ниже.

Номограмма для определения сечения проводов кабельных линий напряжением до 1000 В.

1 - =1; 2 – =0,95; 3 – =0,9; 4 – =0,85;

5 – =0,8; 6 – =0,75; 7 – =0,7.

I – 10%; II – 5%; III – 2,5%.

На правой части номограммы по известным значениям мощности Р и коэффициента мощности в диапазоне от0,7 до 1 определяют ток в линии I . Эта часть номограммы линейна и реализует выражение

где Р – расчетная активная мощность нагрузки, кВт; - номинальное напряжение сети.

Сечение линии электропередачи , удовлетворяющее условию нагрева, выбирают с учетом требования ПУЭ.

где - длительно допустимый ток нагрузки. Так как длительно допустимый ток для кабельных линий зависит от материала изоляции и способа прокладки, то на номограмме даны

четыре шкалы стандартного ряда сечения фазных жил.

На левой части номограммы по моменту нагрузки

по допустимому отклонению напряжения и известному коэффициенту мощности определяется сечение проводов линии электропередачи, удовлетворяющее заданному уровню напряжения. Для построения зависимостей на номограмме используется выражение

где r,x – активная и индуктивная составляющие сопротивления линии.

Эти зависимости объединены в семейство кривых для трех значений допустимых отклонений напряжения.

Первое значение 2,5% - допустимое снижение напряжения наиболее удаленных ламп внутреннего рабочего освещения промышленных предприятий и общественных зданий.

Второе значение 5% - то же, на зажимах электродвигателей.

Третье значение 10% - то же, в послеаварийных режимах.

Проверка сечения кабельной линии по допустимому отклонению напряжения для всех видов кабельных сетей производится по шкале для кабелей с пластмассовой изоляцией при прокладке в земле.

РАЗДЕЛ 1.

ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ ОБ ЭЛЕКТРОУСТАНОВКАХ

ЛЕКЦИЯ 1.

ТЕМА 1.1–1.3 (2 часа).

План

1.1. Введение. Краткая историческая справка о развитии электроэнергетики.

1.2. Условные обозначения, система заземления нейтралей. Стандартная шкала мощностей и напряжений.

1.3. Основные типы станций: ТЭЦ, КЭС, ГЭС, АЭС, ГТУ, ПГУ. Возобновляемые источники энергии: ГэоЭС, ВЭС, ПЭС и др.

Введение. Краткая историческая справка о развитии

Электроэнергетики

Топливно-энергетический комплекс страны охватывает получение, передачу, преобразование и использование различных видов энергии и энергетических ресурсов.

Электроэнергетика – ведущая составляющая часть энергетики , обеспечивающая электрификацию хозяйства страны на основе рационального производства и распределения электроэнергии.

Основная часть электроэнергии вырабатывается крупными электростанциями. Электростанции объединены между собой и с потребителями высоковольтными линиями электропередачи (ЛЭП) и образуют электрические системы .

Начало применения электричества положили открытие электрической дуги В. В. Петровым (1802 г.), изобретение П. Н. Яблочковым электрической дуговой свечи (1876 г.) и А. Н. Лодыгиным лампы накаливания (1873–1874 гг.).

Промышленное применение электроэнергии началось с создания Б. С. Якоби первого практически применимого электродвигателя с вращательным движением (1834–1837 гг.) и изобретения гальванопластики (1838 г.). В 1882 г. Н. Н. Бенардос открыл способ электросварки металлов.

Первые центральные электростанции постоянного тока мощностью несколько десятков, а позднее несколько сотен киловатт были сооружены в 80-х и начале 90-х годов XIX в. в Москве, Петербурге, Царском селе (ныне г. Пуш-кин) и ряде других городов. Эти электростанции почти не имели силовой нагрузки, и только с 1892 г., когда был пущен электрический трамвай в Киеве (первый трамвай в России), появляется некоторая силовая нагрузка у станций постоянного тока.

Небольшое напряжение станций постоянного тока (110–220 В) ограничивало радиус их действия, а тем самым и их мощность. Изобретение силового трансформатора (П. Н. Яблочков, 1876 г.) открыло возможность применения переменного тока высокого напряжения и значительно увеличило радиус действия электростанций.

Первые центральные электростанции однофазного переменного тока напряжением 2–2,4 кВ были сооружены в Одессе (1887 г.), Царском селе (1890 г.), Петербурге (1894 г.) и ряде других городов.

Переломным моментом в развитии электроснабжения вообще и электростанций в частности явилось создание в 1888–1889 гг. выдающимся русским инженером М. О. Доливо-Добровольским системы трёхфазного переменного тока. Им впервые были созданы трёхфазные синхронные генераторы, трёхфазные трансформаторы и, что особенно важно, трёхфазные асинхронные электродвигатели с короткозамкнутым и фазным роторами.

Первая в России электростанция трёхфазного тока мощностью 1200 кВ∙А была сооружена инженером А. Н. Щенсновичем в 1893 г. в Новороссийске. Станция предназначалась для электрификации элеватора.

Подводя общие итоги развития электроэнергетики в дореволюционной России, можно сказать, что установленная мощность всех электростанций России в 1913 г. составляла около 1100 МВт при производстве электроэнергии около 2 млрд. кВт ∙ ч в год. По уровню производства электроэнергии Россия занимала 15-е место в мире.

План ГОЭЛРО, принятый в 1920 г., предусматривал увеличение объёма промышленного производства в стране примерно в 2 раза по сравнению с 1913 г. Основой такого роста промышленности, было намечавшееся в течение 10–15 лет сооружение 30 районных электростанций в различных регионах страны общей мощностью 1750 МВт. Выработку электроэнергии предполагалось довести до 8,8 млрд. кВт ∙ ч в год.

План ГОЭЛРО был выполнен к 1 января 1931 г., то есть за 10 лет. Установленная мощность электростанций и выработка электроэнергии в различные исторические периоды приведены в табл. 1.1.

Таблица 1.1

Окончание табл. 1.1

С начала 90-х годов XX в. в топливно-энергетическом комплексе происходят кризисные явления. В отдельных районах наблюдается дефицит электроэнергии. Возросли требования к охране окружающей среды. России нужна новая энергетическая политика, которая была бы достаточно гибкой. Обязательно должна быть сохранена целостность электроэнергетического комплекса и ЕЭС России. Важна поддержка независимых производителей энергоносителей, ориентированных на использование возобновляемых или местных энергетических ресурсов.

В итоге проведения реформы будут достигнуты следующие результаты:

– увеличится объём инвестиций в электроэнергетику, и как следствие, ускорится процесс модернизации отрасли, повысится её эффективность;

– изменения в электроэнергетике будут способствовать развитию смежных отраслей: поставщиков оборудования, топлива и т. д.;

– сократится средний удельный расход электроэнергии;

– возрастёт надежность энергоснабжения потребителей;

– возникнут рыночные, экономические стимулы для независимого производства электроэнергии и развития межсистемных связей.

Энергетическая стратегия определила объёмы вводов на электростанциях России на период до 2020 г. В оптимистическом варианте они оцениваются в 177 млн. кВт, в том числе на ГЭС и ГАЭС – 11,2 млн. кВт, на АЭС – 23 млн. кВт, на ТЭС – 143 млн. кВт (рис. 1.2). При этом объёмы вводов на замену устаревшего оборудования (техническое перевооружение) должны составить около 76 млн. кВт. В умеренном варианте потребность во вводе генерирующих мощностей составит 121 млн. кВт, из них 70 млн. кВт на техническое перевооружение.

С учётом увеличения экспорта производство электроэнергии к 2020 г. составит 1215–1365 млрд. кВт · ч. При этом намечается значительный рост производства электроэнергии: на АЭС – со 142 млрд. кВт · ч в 2002 г. до 230–300 млрд. кВт · ч в 2020 г., на ГЭС – со 164 млрд. кВт · ч в 2002 г. до 195–215 млрд. кВт · ч в 2020 г.

Как и в настоящее время, в перспективе особенности территориального размещения топливно-энергетических ресурсов будут определять структуру вводов мощностей.

Условные обозначения, система заземления нейтралей. Стандартная шкала мощностей и напряжений

В электрических схемах электроустановок приняты следующие буквенные и графические обозначения некоторых элементов при однолинейном изображении (табл. 1.2).

Выключатели (Q ) предназначены для включения и отключения электрических присоединений в нормальном режиме, а также при коротких замыканиях (КЗ) с большими токами. Выключатели, предусмотренные в СШ, называют секционными (QB ). В РУ при нормальной работе они замкнуты, но должны автоматически размыкаться при КЗ.

Разъединители (QS ) изолируют (отделяют) на время ремонта в целях безопасности электрические машины, трансформаторы, линии электропередач, аппараты и другие элементы от смежных частей, находящихся под напряжением. Они способны размыкать электрическую цепь только при отсутствии в ней тока или при весьма малом токе. Операции с разъединителями и выключателями должны выполняться в строго определённом порядке.

Разъединители размещают так, чтобы любой аппарат или часть РУ могли быть изолированы для безопасного доступа и ремонта. Необходимо также заземлить участок системы, подлежащей ремонту. Для этого у разъединителей предусматривают заземляющие ножи (QSG ), с помощью которых изолированный участок может быть заземлен с двух сторон, т. е. соединён с заземляющим устройством. Заземляющие ножи снабжают отдельными приводами. Нормально заземляющие ножи отключены. Разъединители используют также для переключений с одной системы СШ на другую без разрыва тока в цепях.

Токоограничивающие реакторы (LR ) представляют собой индуктивные сопротивления, предназначенные для ограничения тока КЗ в защищаемой зоне. В зависимости от места включения различают реакторы секционные и линейные.

Измерительные трансформаторы тока (ТА ) предназначены для преобразования тока до значений, удобных для измерений.

Измерительные трансформаторы напряжения (TV ) предназначены для напряжений, удобных для измерений.

В принципиальных схемах измерительные трансформаторы напряжения обычно не показывают.

Вентильные разрядники (FV ), а также ограничители перенапряжений предназначены для защиты изоляции электрооборудования от атмосферных перенапряжений. Они должны быть установлены около трансформаторов или электроаппаратов в пределах станции, подстанции, РУ.

Примеры обозначений условных графических и буквенных кодов элементов электрических схем приведены в в табл. 1.2.

Таблица 1.2

– замыкающий контакт (а);

– размыкающий контакт (б)

Наименование элемента схемы	Графическое обозначение	Буквенный код
А. Условные обозначения для схем первичных цепей
Машина электрическая. Общее обозначение Примечание . Внутри окружности допускается размещение квалифицирующих символов и дополнительной информации, при этом диаметр окружности, при необходимости, изменяют		G , M
Генератор переменного трёхфазного тока, например с обмоткой статора, соединённой в звезду с параллельными ветвями		G
Электродвигатель переменного тока		M
Генератор постоянного тока (возбудитель)		GE
Обмотка статора (каждой фазы) машины переменного тока		–
Обмотка возбуждения синхронного генератора		LG
Трансформатор (автотрансформатор) силовой. Общее обозначение Примечание . Внутри окружности допускается помещать квалифицирующие символы и дополнительную информацию. Допускается при этом увеличивать диаметр окружностей		T
Например, трансформатор и автотрансформатор с РПН с указанием группы соединений обмоток		T
Трансформатор силовой, трёхобмоточный		T
Обходной выключатель		QO
Аккумуляторная батарея
	GB
Б. Условные обозначения для схем дистанционного управления, сигнализации, блокировок и измерений
Контакты коммутационных устройств: – замыкающие (а); – размыкающие (б)
Ключ управления со сложной схемой коммутации		SA
Выключатель кнопочный: – с замыкающим контактом (а); – с размыкающим контактом (б)		SB SBC SBT
Диод, стабилитрон		VD
Транзистор		VT
Тиристор		VS
Устройства электромеханические с электромагнитным приводом: – электромагнит включения; – электромагнит отключения		YA YAC YAT
Обмотки реле, контакторов, магнитных пускателей в схемах управления: – реле тока; – реле напряжения; – реле времени; – реле промежуточное; – реле блокировки от многократных включений; – реле команды; – реле контроля давления; – реле положения; – реле фиксации команды		K KA KV KT KL KBS KC KSP KQ KQQ
Путевой выключатель:
	SQ SQT SQC
Лампа сигнальная: – с зелёной линзой; – с красной линзой		HL HLG HLR
Приборы измерительные показывающие. Общее обозначение Примечание . Внутри общего обозначения могут быть вписаны поясняющие буквы: – амперметр A – вольтметр V – ваттметр W – варметр var – частотомер Hz – синхроноскоп T		P PA PV PW PVA PF PS
Приборы регистрирующие. Общее обозначение. Например: – амперметр регистрирующий; – вольтметр регистрирующий; – частотомер регистрирующий; – осциллограф		PSA PSV PSF PO

Генераторы, трансформаторы и другие элементы электрических систем имеют нейтрали, режим работы которых (способ рабочего заземления) влияет на технико-экономические параметры и характеристики электрических сетей (уровень изоляции, требования к средствам защиты его от перенапряжений и других анормальных режимов, надёжность, капиталовложения и т. п.).

Электрические сети в зависимости от режима нейтрали условно можно разделить на четыре группы: сети незаземлённые (с изолированной нейтралью) – 660, 1140 В и 3–35 кВ, сети резонансно-заземлённые (сети с компенсацией ёмкостных токов) – 3–35 кВ, сети эффективно-заземлённые 110–220 кВ и сети глухозазёмленные – 220, 380 В и 330–1150 кВ.

При небольших значениях ёмкостного тока однофазного замыкания на землю I C (для генераторов менее 5 А, для сетей до 35 кВ менее 10 А) дуга не возникает, либо гаснет без повторных зажиганий и сопровождающих их перенапряжений. Треугольник междуфазных напряжений остаётся неизменным, повреждённое оборудование и участки сети остаются в работе в течение нескольких часов, необходимых для отыскания и отключения места повреждения, электроснабжение потребителей не нарушается (положительный эффект). Напряжения неповреждённых фаз вырастают до междуфазного значения, что требует дополнительных расходов на изоляцию (отрицательный эффект). В целом, учитывая невысокий класс напряжения, имеем положительный экономический эффект.

Если ток однофазного замыкания на землю превышает указанные значения, дуга носит перемежающийся характер (неоднократные повторные зажигания дуги), сопровождается значительными перенапряжениями и возможностью перехода однофазного замыкания в междуфазные (многофазные). Компенсация ёмкостного тока на землю осуществляется с помощью регулируемых или нерегулируемых дугогосящих реакторов (резисторов), включаемых в нейтрали генераторов или трансформаторов. Если дуга не возникает, то замедляется процесс разрушения изоляции.

В электрических сетях с эффективно-заземлёнными нейтралями для выполнения желательного по условиям работы электрических аппаратов соотношения токов однофазного и трёхфазного коротких замыканий у части трансформаторов либо разземляют нейтрали, либо в нейтрали некоторых трансформаторов включают специальные активные, реактивные, комплексные или нелинейные сопротивления. Однофазные короткие замыкания отключаются быстродействующими защитами и выключателями. Воздействие перенапряжений кратковременно. Снижаются коммутационные перенапряжения. Напряжения при однофазном коротком замыкании не превышают 1,4 нормального фазного напряжения или 0,8 линейного. Перечисленные факторы позволяют снизить расходы на изоляцию, что даёт положительный экономический эффект.

В сетях 330 кВ и выше разземление нейтралей трансформаторов не допускается.

Согласно ГОСТ 724-74 и ГОСТ 21128-83 установлена шкала номинальных напряжений электрических сетей постоянного и переменного (50 Гц) токов: постоянный ток до 1000 В – 12, 24, 36, 48, 60, 110, 220, 440 В; трёхфазный ток до 1000 В (междуфазное напряжение) – 12, 24, 36, 42, 220/127, 380/220, 600/380 В, более 1000 В – (3), 6, 10, 20, 35, 110, (150), 220, 330, 500, 750, 1150 кВ. Для турбогенераторов по ГОСТ 533-85 номинальные напряжения, кВ – 3,15, 6,3, 10,5, 15,75, 18, 20, 24, номинальная мощность, МВт – 2,5, 4, 6, 12, 32, 63, 110, 160, 220, 320, 500, 800, 1000, 1200.

Номинальные параметры электрооборудования – это параметры, определяющие свойства электрооборудования: U н, I н и многие другие. Их назначают заводы-изготовители. Они указываются в каталогах и справочниках, на щитках оборудования.

Номинальное напряжение – это базисное напряжение из стандартизированного ряда напряжений, определяющих уровень изоляции сети и электрооборудования. Действительные напряжения в различных точках системы могут несколько отличаются от номинального, однако они не должны превышать наибольшие рабочие напряжения, установленные для продолжительной работы.

Номинальным напряжением генераторов, трансформаторов, сетей и приемников электроэнергии (электродвигателей, ламп и др.) называется то напряжение, при котором они предназначены для нормальной работы.

Таблица 1.3

Стандартные напряжения трёхфазного тока

Номинальные напряжения для генераторов, синхронных компенсаторов, вторичных обмоток силовых трансформаторов приняты на 5-10 % выше номинальных напряжений соответствующих сетей, чем учитываются потери напряжения при протекании тока по линиям.

В России получили распространение две системы напряжения электрических сетей переменного тока (110 кВ и выше): 110-330-750 кВ -в ОЭС Северо-Запада и частично Центра - и 110-220-500 кВ - в ОЭС центральных и восточных регионов страны. Для этих ОЭС в качестве следующей ступени принято напряжение 1150 кВ, введенное в ГОСТ в 1977 г. Ряд построенных участков электропередачи 1150 кВ временно работают на напряжении 500 кВ.
На нынешнем этапе развития ЕЭС России роль системообразующих сетей выполняют сети 330,500,750, в ряде энергосистем - 220 кВ. Первой ступенью распределительных сетей общего пользования являются сети 220, 330 и частично 500 кВ, второй ступенью - 110 и 220 кВ; затем электроэнергия распределяется по сети электроснабжения отдельных потребителей.
Условность деления сетей на системообразующие и распределительные по номинальному напряжению заключается в том, что по мере роста плотности нагрузок, мощности электростанций и охвата территории электрическими сетями увеличивается напряжение распределительной сети. Это означает, что сети, выполняющие функции системообразующих, с появлением в энергосистемах сетей более высокого напряжения постепенно «передают» им эти функции, превращаясь в распределительные. Распределительная сеть общего назначения всегда строится по ступенчатому принципу путем последовательного «наложения» сетей нескольких напряжений. Появление следующей ступени напряжения связано с ростом мощности электростанций и целесообразностью се выдачи на более высоком напряжении. Превращение сети в распределительную приводит к сокращению длины отдельных линий за счет присоединения к сети новых ПС, а также к изменению значений и направлений потоков мощности по линиям.
При существующих плотностях электрических нагрузок и развитой сети 500 кВ отказ от классической шкалы номинальных напряжений с шагом около двух (500/220/110 кВ) и постепенным переходом к шагу шкалы около четырех (500/110 кВ) является технически и экономически обоснованным решением. Такая тенденция подтверждается опытом передовых в техническом отношении зарубежных стран, когда сети промежуточного напряжения (220-275 кВ) ограничиваются в своем развитии. Наиболее последовательно такая техническая политика проводится в энергосистемах Великобритании, Италии, Германии и других стран. Так, в Великобритании все шире используется трансформация 400/132 кВ (консервируется сеть 275 кВ), в Германии - 380/110 кВ (ограничивается в развитии сеть 220 кВ), в Италии - 380/132 кВ (консервируется сеть 150 кВ) и т. д.
Наибольшее распространение в качестве распределительных получили сети 110 кВ как в ОЭС с системой напряжений 220-500 кВ, так и 330-750 кВ. Удельный вес линий 110 кВ составляет около 70 % общей протяженности ВЛ110 кВ и выше. На этом напряжении осуществляется электроснабжение промышленных предприятий и энергоузлов, городов, электрификация железнодорожного и трубопроводного транспорта; они являются верхней ступенью распределения электроэнергии в сельской местности. Напряжение 150 кВ получило развитие только в Кольской энергосистеме и для использования в других регионах страны не рекомендуется.
Напряжения 6-10-20-35 кВ предназначены для распределительных сетей в городах, сельской местности и на промышленных предприятиях. Преимущественное распространение имеет напряжение 10 кВ; сети 6 кВ сохраняют значительный удельный вес по протяженности, но, как правило, не развиваются и по возможности заменяются сетями 10 кВ. К этому классу примыкает имеющееся в ГОСТ напряжение 20 кВ, получившее ограниченное распространение (в одном из центральных районов г. Москвы).
Напряжение 35 кВ используется для создания ЦП сетей 10 кВ в сельской местности (реже используется трансформация 35/0,4 кВ).

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.

1. 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.

1. Электроустановки. Номинальные данные установок

Электроустановки (ПУЭ, I.13) - установки, в которых производится, преобразуется, распределяется и потребляется электроэнергия. Они разделяются на электроустановки напряжением до 1000 В и свыше 1000 В.

Номинальными (ПУЭ, I.124) током, напряжением, мощностью, коэффициентом мощности и т. д. электроустановки являются паспортные данные (практически это данные, при которых работа электроустановки наиболее экономична).

1. 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.

Рассмотрим передачу электроэнергии от генератора (Г) через повышающий трансформатор (Т1), линию электропередачи (ЛЭП), понижающий трансформатор (Т2) к шинам потребителя (П) (рис. 1.3) и диаграмму напряжений электропередачи.

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.

Номинальный коэффициент трансформации - отношение номинальных напряжений обмоток трансформатора -

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.