Немінальна напруга ЛЕП істотно впливає на її техніко-економічні показники. При великій номінальній напрузі можлива передача великої потужності на великі відстаніта з меншими втратами. Пропускна здатність електропередачі при переході на наступний ступінь номінальної напруги збільшується у декілька разів. Водночас із підвищенням номінальної напруги суттєво зростають капітальні вкладення в обладнання та спорудження ЛЕП.
Номінальна напруга електричних мереж в Росії встановлена ГОСТ 21128 – 83 (табл. 1).
Таблиця 1
Номінальна міжфазна напруга, кВ,
для напруг вище 1000 по ГОСТ 721-77 (СТ РЕВ 779-77)
| Мережі та приймачі | Генератори та синхронні компенсатори | Трансформатори та автотрансформатори | Найбільша робоча напруга | |||
| без РПН | з РПН | |||||
| первинні обмотки | вторинні обмотки | первинні обмотки | вторинні обмотки | |||
| (3) * | (3,15) * | (3) та (3,15) ** | (3,15) та (3,3) | – | (3,15) | (3,6) |
| 6,3 | 6 та 6,3 ** | 6,3 та 6,6 | 6 та 6,3 ** | 6,3 та 6,6 | 7,2 | |
| 10,5 | 10 та 10,5 ** | 10,5 та 11,0 | 10 та 10,5 ** | 10,5 та 11,0 | 12,0 | |
| 21,0 | 22,0 | 20 та 21,0 ** | 22,0 | 24,0 | ||
| – | 38,5 | 35 та 36,75 | 38,5 | 40,5 | ||
| – | – | 110 та 115 | 115 та 121 | |||
| (150) * | – | – | (165) | (158) | (158) | (172) |
| – | – | 220 та 230 | 230 та 242 | |||
| – | ||||||
| – | – | |||||
| – | – | |||||
| – | – | – | – |
* Номінальні напруги, вказані в дужках, для мереж, що знову проектуються, не рекомендуються.
** Для трансформаторів та автотрансформаторів, що приєднуються безпосередньо до шин генераторної напруги електричних станцій або до висновків генераторів.
Економічно доцільна номінальна напруга ЛЕП залежить від багатьох факторів, серед яких найбільш важливими є передана активна потужністьта відстань. У довідковій літературі наводяться галузі застосування електричних мереж різних номінальних напругпобудовані на основі критерію, який непридатний в умовах ринкової економіки. Тому вибір варіанта електричної мережі з тією чи іншою номінальною напругою має прийматися на основі інших критеріїв, наприклад, критерію повних витрат (див. п. 2.4). Тим не менш, орієнтовні значення номінальних напруг можуть бути отримані і за колишніми методиками (наприклад, за емпіричними формулами та таблицями, що враховують граничну дальність передачі та пропускну здатність ліній різних номінальних напруг).
Найчастіше застосовують такі дві емпіричні формули визначення напруги. U:
Або 
, (1)
де Р- потужність, що передається, МВт; l- Довжина лінії, км.
Отримані напруги використовуються для підбору стандартної номінальної напруги, причому зовсім не обов'язково вибирати напругу завжди більше, ніж отримано за цими формулами. При різниці повних витрат порівняних варіантів електричної мережі менше 5% перевага має надаватися варіанту використання вищої напруги. Пропускна здатність і дальність передачі ліній 35-1150 кВ з урахуванням найбільш часто застосовуваних перерізів проводів і фактичної середньої довжини ПЛ наведено в табл. 2.
Таблиця 2
Пропускна здатність та дальність передачі ліній 35–1150 кВ
| Напруга лінії, кВ | Перетин дроту, мм 2 | Потужність, що передається, МВт | Довжина лінії електропередач, км | ||
| натуральна | при густині струму 1,1 А/мм 2* | гранична (при ККД = 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 ПЛ 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 одну номінальну напругу.
Напруги 6 і 10 кВ призначені для розподільчих мережу містах, сільській місцевості та на промислових підприємствах. Переважне поширення має напругу 10 кВ, мережі 6 кВ застосовуються за наявності на підприємствах значного навантаження електродвигунів із номінальною напругою 6 кВ. Застосування напруг 3 і 20 кВ для мереж, що знову проектуються, не рекомендується.
Напруга 35 кВ використовується для створення центрів живлення 6 та 10 кВ головним чином у сільській місцевості. У Росії (колишньому СРСР) набули поширення дві системи напруг електричних мереж (110 кВ і вище): 110–220–500 та 110(150)–330–750 кВ. Перша система застосовується у більшості ОЕС, друга після поділу СРСР залишилася тільки в ОЕС Північно-Заходу (в ОЕС Центру та ОЕС Північного Кавказу за основної системи 110–220–500 кВ обмежене поширення мають також мережі 330 кВ).
Напруга 110 кВ має найбільш широке поширення для розподільчих мереж у всіх ОЕС незалежно від прийнятої системи напруг. Мережі напругою 150 кВ виконують ті ж функції, що й мережі 110 кВ, але є тільки в Кольській енергосистемі і для мереж, що знову проектуються, не використовуються. Напруга 220 кВ застосовується до створення центрів живлення мережі 110 кВ. З розвитком мережі 500 кВ мережі 220 кВ набули переважно розподільні функції. Напруга 330 кВ використовується для системоутворюючої мережі енергосистем та створення центрів живлення для мереж 110 кВ. Системоутворюючі мережі виконуються на напрузі 500 чи 750 кВ залежно від прийнятої системи напруг. Для ОЕС, де застосовується система напруг 110–220–500 кВ, як наступний щабель прийнято напругу 1150 кВ.
Приклад 2
Для відібраних у прикладі 1 варіантів розвитку мережі б, ві е(Рис. 1) Вибрати номінальні напруги ділянок мережі. Величини активних навантажень у пунктах харчування: Р 1 = 40 МВт, Р 2 = 30 МВт та Р 3 = 25 МВт.
Рішення.Для всіх розглянутих варіантів характерна наявність головної ділянки мережі ЦП – 1. Перетікання потужності на цій ділянці мережі (без урахування втрат потужності на інших) дорівнює сумі навантажень усіх трьох енерговузлів, тобто. РЦП - 1 = Р 1 + Р 2 + Р 3 = 95 МВт. Відповідно до виразів (1), отримуємо напруги для цієї ділянки мережі або 
і, відповідно до шкали напруг, що рекомендується (табл. 1), можна прийняти номінальну напругу 110 або 220 кВ. Струм аварійного режиму для цієї ділянки мережі при Uн = 110 кВ дорівнює 
А, при Uн = 220 кВ - 268 кА. Для обох класів напруг можна використовувати марку дроту марки АС‑240/32 у мережі 110 кВ за допустимим нагріванням, у мережі 220 кВ – за умовами корони. Розглянемо інші ділянки проектованої мережі.
Ділянка 1 – 2 характерна всім варіантів розвитку мережі б, ві е(Рис. 1) і відрізняється в них тільки рівнем перетікання потужності по ньому. Для варіанта бнапруги за виразами (1) відповідно дорівнюють U 1 - 2 = 79,18 і U 1 - 2 = 96,08 кВ, для варіантів ві е U 1 - 2 = 92,14 і U 1 - 2 = 119,13 кВ.
Ділянка 1 – 3 характерна для двох варіантів розвитку мережі – бі е.Для варіанта бнапруги для цієї ділянки у відповідність до виразів (1) відповідно рівні U 1 - 3 = 80 і U 1 - 3 = 91,29 кВ, варіанти е–U 1 - 3 = 97,43 і U 1 - 3 = 123,61 кВ.
Ділянка 2 – 3 характерна для варіантів ві е.Напруги для цієї ділянки рівні U 2 – 3 = 73,7 та U 2 - 3 = 92,59 кВ.
Напругою до 1000 В
Електричні мережі напругою до 1000 В служать для розподілу електроенергії від трансформаторних підстанційдо електроспоживачів. Вони складаються з ліній живлення, магістралей і відгалужень.
Живильна лініяпризначена для передачі електроенергії від РУ напругою до 1000 В до розподільного пункту, магістралі або окремого електроприймача.
Магістральпризначена для передачі електроенергії кільком розподільним пунктам або електроприймачам, приєднаним до неї в різних точках.
Відгалуженнявідходить від магістралі до електроприймача або від розподільного пункту до одного або кількох дрібних електроприймачів, включених до лінії.
Схема радіальної мережі. Схема магістральної мережі
1 – підстанція, 2 – розподільчий пункт, 3 – електроприймач.
Періодичність оглядів електричних мереж напругою до 1000 В встановлюється місцевою інструкцією залежно від умов експлуатації, але не рідше ніж один раз на три місяці. Вимірювання струмових навантажень, температури електричних мереж, випробування ізоляції зазвичай поєднують з міжремонтними випробуваннями РУ, до яких підключені електромережі. При оглядах цехових мереж особливу увагу звертають на обриви, збільшений провисання проводів або троса, патьоки мастики на кабельних лійках та ін.
Перевіряють наявність хорошого контакту заземлюючого провідника з контуром заземлення або конструкцією, що заземлює; роз'ємні з'єднання розбирають, зачищають до металевого блиску, збирають та затягують.
Оглядають дроти та кабелі, пошкоджені ділянки ізоляції відновлюють обмоткою ХБ стрічкою або стрічкою ПХВ. Вимірюють мегомметром на 1000 опір ізоляції, якщо воно буде менше 0,5 мОм, то ділянки проводки з низьким опором ізоляції замінюють новим.
Відкривають кришки відгалужувальних коробок. За наявності всередині коробки, на контактах та проводах вологи та пилу перевіряють стан ущільнень кришки коробки на вводах у коробку. Ущільнення, що втратили пружність і не забезпечують герметичність коробок, замінюють. З'єднання, що мають сліди окислення або оплавлення, розбирають, зачищають, змащують технічним вазеліном і збирають.
Перевіряють стрілу провису, яка для тросових та струнних проводок має бути при прольоті 6м не більше 100 – 150 мм, а при прольоті 12 м не більше 200 – 250 мм. При необхідності ділянки з великою стрілою провису перетягують. Натяг сталевих тросів проводять до мінімально можливої стріли провису. При цьому зусилля натягу не повинно перевищувати 75% розривного зусилля, що допускається для перерізу троса.
Залежно від способів прокладання змінюються умови охолодження проводів. Це призводить до необхідності коригування допустимих струмових навантажень.
Довго допустимі струмові навантаження на дроти з гумовою та полівінілхлоридною ізоляцією визначають з умов нагріву жил до температури; при температурі навколишнього повітря. Навантаження на дроти, прокладені в коробах, а також у лотках, приймають як на провідники, прокладені в трубах.
При розрахунку електричних мереж напругою до 1000 В переріз проводів вибирають за тривалим допустимим струмовим навантаженням і перевіряють мережу на допустиме відхилення напруги.
Для спрощення цих розрахунків можна використовувати номографічний метод визначення перерізу ліній електропередачі за умовами нагрівання та відхилення напруги. Метод дає можливість вибору перерізів для внутрішніх проводок будівель.
Номограми визначення перерізу кабельних ліній представлені нижче.
Номограма визначення перетину проводів кабельних ліній напругою до 1000 У.
1 - =1; 2 – =0,95; 3 – =0,9; 4 – =0,85;
5 – =0,8; 6 – =0,75; 7 – =0,7.
I – 10%; ІІ – 5%; ІІІ – 2,5%.
На правій частині номограми за відомими значеннями потужності Рта коефіцієнта потужності в діапазоні від0,7 до 1 визначають струм у лінії I. Ця частина номограми лінійна та реалізує вираз
де Р –розрахункова активна потужність навантаження, квт; - Номінальна напруга мережі.
Перетин лінії електропередачі, що задовольняє умову нагрівання, вибирають з урахуванням вимог ПУЕ.
де - довгостроково допустимий струм навантаження. Так як довго допустимий струм для кабельних ліній залежить від матеріалу ізоляції та способу прокладання, то на номограмі дано
чотири шкали стандартного ряду перерізу фазних жил.
На лівій частині номограми на момент навантаження
по допустимого відхиленнянапруги та відомого коефіцієнта потужності визначається переріз проводів лінії електропередачі, що задовольняє заданому рівню напруги. Для побудови залежностей на номограмі використовується вираз
де r,x -активна та індуктивна складові опору лінії.
Ці залежності об'єднані у сімейство кривих для трьох значень допустимих відхилень напруги.
Перше значення 2,5% – допустиме зниження напруги найбільш віддалених ламп внутрішнього робочого освітлення промислових підприємств та громадських будівель.
Друге значення 5% - те саме, на затискачах електродвигунів.
Третє значення 10% - те саме, в післяаварійних режимах.
Перевірка перерізу кабельної лініїза допустимим відхиленням напруги для всіх видів кабельних мережпроводиться за шкалою для кабелів із пластмасовою ізоляцією при прокладанні в землі.
РОЗДІЛ 1.
ЗАГАЛЬНІ ВІДОМОСТІ ПРО ЕЛЕКТРОУСТАНОВКИ
лекція 1.
ТЕМА 1.1–1.3 (2 години).
План
1.1. Вступ. Коротка історична довідкапро розвиток електроенергетики
1.2. Умовні позначення, система заземлення нейтралів Стандартна шкала потужностей та напруг.
1.3. Основні типи станцій: ТЕЦ, КЕС, ГЕС, АЕС, ГТУ, ПГУ. Відновлювані джерела енергії: ГеоЕС, ВЕС, ПЕМ та ін.
Вступ. Коротка історична довідка про розвиток
Електроенергетики
Паливно-енергетичний комплекс країни охоплює отримання, передачу, перетворення та використання різних видів енергії та енергетичних ресурсів.
Електроенергетика– провідна складова частина енергетики, що забезпечує електрифікацію господарства країни на основі раціонального виробництва та розподілу електроенергії.
Основна частина електроенергії виробляється великими електростанціями.Електростанції об'єднані між собою та зі споживачами високовольтними лініями електропередачі(ЛЕП) та утворюють електричні системи.
Початок застосування електрики поклали відкриття електричної дуги В. В. Петровим (1802 р.), винахід П. Н. Яблочковим електричної дугової свічки (1876 р.) та А. Н. Лодигін лампи розжарювання (1873-1874 рр.).
Промислове застосування електроенергії почалося зі створення Б. С. Якобі першого практично застосовуваного електродвигуна з обертальним рухом(1834–1837 рр.) та винаходи гальванопластики (1838 р.). У 1882 р. М. М. Бенардос відкрив спосіб електрозварювання металів.
Перші центральні електростанції постійного струму потужністю кілька десятків, а пізніше кілька сотень кіловат були споруджені в 80-х і на початку 90-х років XIX ст. у Москві, Петербурзі, Царському селі (нині р. Пуш-кін) та низці інших міст. Ці електростанції майже не мали силового навантаження, і тільки з 1892 р., коли було пущено електричний трамвай у Києві (перший трамвай у Росії), з'являється деяке силове навантаження біля станцій постійного струму.
Невелика напруга станцій постійного струму (110–220 В) обмежувала радіус їхньої дії, а тим самим і їхню потужність. Винахід силового трансформатора (П. Н. Яблочков, 1876) відкрило можливість застосування змінного струмувисокої напруги та значно збільшило радіус дії електростанцій.
Перші центральні електростанції однофазного змінного струму напругою 2–2,4 кВ були споруджені в Одесі (1887 р.), Царському селі (1890 р.), Петербурзі (1894 р.) та інших містах.
Переломним моментом у розвитку електропостачання загалом і електростанцій зокрема стало створення 1888–1889 гг. видатним російським інженером М. О. Доливо-Добровольським системи трифазного змінного струму. Їм вперше були створені трифазні синхронні генератори, трифазні трансформаториі, що особливо важливо, трифазні асинхронні електродвигуниз короткозамкненим та фазним роторами.
Перша в Росії електростанція трифазного струмупотужністю 1200 кВ А була споруджена інженером А. Н. Щенсновичем в 1893 р. в Новоросійську. Станція призначалася для електрифікації елеватора.
Підбиваючи загальні підсумки розвитку електроенергетики в дореволюційній Росії, можна сказати, що встановлена потужність усіх електростанцій Росії в 1913 р. становила близько 1100 МВт при виробництві електроенергії близько 2 млрд. кВт∙г на рік. За рівнем виробництва електроенергії Росія посідала 15-те у світі.
План ГОЕЛРО, прийнятий в 1920 р., передбачав збільшення обсягу промислового виробництва в країні приблизно в 2 рази в порівнянні з 1913 р. Основою такого зростання промисловості було спорудження 30 районних електростанцій у різних регіонах країни, що намічалося протягом 10–15 років. загальною потужністю 1750 МВт. Вироблення електроенергії передбачалося довести до 8,8 млрд. кВт∙год на рік.
План ГОЕЛРО було виконано до 1 січня 1931 року, тобто за 10 років. Встановлена потужність електростанцій та вироблення електроенергії у різні історичні періоди наведено у табл. 1.1.
Таблиця 1.1
Закінчення табл. 1.1
З початку 90-х років XX ст. у паливно-енергетичному комплексі відбуваються кризові явища. У окремих районах спостерігається дефіцит електроенергії. Зросли вимоги до охорони навколишнього середовища. Росії потрібна нова енергетична політика, яка була б досить гнучкою. Обов'язково має бути збережена цілісність електроенергетичного комплексу та ЄЕС Росії. Важлива підтримка незалежних виробників енергоносіїв, орієнтованих використання відновлюваних чи місцевих енергетичних ресурсів.
У результаті проведення реформи буде досягнуто наступних результатів:
- Збільшиться обсяг інвестицій в електроенергетику, і як наслідок, прискориться процес модернізації галузі, підвищиться її ефективність;
– зміни в електроенергетиці сприятимуть розвитку суміжних галузей: постачальників обладнання, палива тощо;
– скоротиться середня питома витрата електроенергії;
- Зросте надійність енергопостачання споживачів;
– виникнуть ринкові, економічні стимули для незалежного виробництва електроенергії та розвитку міжсистемних зв'язків.
Енергетична стратегія визначила обсяги вводів на електростанціях Росії на період до 2020 р. В оптимістичному варіанті вони оцінюються у 177 млн. кВт, у тому числі на ГЕС та ГАЕС – 11,2 млн. кВт, на АЕС – 23 млн. кВт, на ТЕС - 143 млн. кВт (рис. 1.2). При цьому обсяги вводів на заміну застарілого обладнання (технічне переозброєння) мають становити близько 76 млн. кВт. У помірному варіанті потреба у введенні потужностей, що генерують, складе 121 млн. кВт, з них 70 млн. кВт на технічне переозброєння.
З урахуванням збільшення експорту виробництво електроенергії до 2020 р. становитиме 1215–1365 млрд. кВт·год. год у 2020 р., на ГЕС - зі 164 млрд. кВт · год у 2002 р. до 195-215 млрд. кВт · год у 2020 р.
Як і зараз, у перспективі особливості територіального розміщення паливно-енергетичних ресурсів визначатимуть структуру вводів потужностей.
Умовні позначення, система заземлення нейтралів. Стандартна шкала потужностей та напруг
У електричних схемах електроустановок прийняті такі літерні та графічні позначення деяких елементів при однолінійному зображенні (табл. 1.2).
Вимикачі (Q) призначені для включення та відключення електричних приєднаньу нормальному режимі, а також при коротких замиканнях (КЗ) з великими струмами. Вимикачі, передбачені в СШ, називають секційними ( QB). У РУ за нормальної роботи вони замкнуті, але мають автоматично розмикатися при КЗ.
Роз'єднувачі (QS) ізолюють (відокремлюють) на час ремонту з метою безпеки електричні машини, трансформатори, лінії електропередач, апарати та інші елементи від суміжних частин, що знаходяться під напругою. Вони здатні розмикати електричний ланцюгтільки за відсутності в ній струму або за дуже малого струму. Операції з роз'єднувачами та вимикачами повинні виконуватися у строго визначеному порядку.
Роз'єднувачі розміщують так, щоб будь-який апарат або частина РУ могли бути ізольовані для безпечного доступу та ремонту. Необхідно також заземлити ділянку системи, що підлягає ремонту. Для цього у роз'єднувачів передбачають заземлюючі ножі ( QSG), за допомогою яких ізольована ділянка може бути заземлена з двох сторін, тобто з'єднана із заземлюючим пристроєм. Заземлювальні ножі постачають окремими приводами. Нормально заземлюючі ножі відключені. Роз'єднувачі використовують також для перемикань з однієї системи ЗОШ на іншу без розриву струму в ланцюгах.
Струмообмежувальні реактори (LR) являють собою індуктивні опори, призначені для обмеження струму КЗ в зоні, що захищається. Залежно від місця включення розрізняють реактори секційні та лінійні.
Вимірювальні трансформатори струму(ТА) призначені для перетворення струму до значень, зручних вимірювань.
Вимірювальні трансформатори напруги (TV) призначені для напруг, зручних для вимірів.
У принципових схемах вимірювальні трансформаторинапруги зазвичай не показують.
Вентильні розрядники(FV), а також обмежувачі перенапруг призначені для захисту ізоляції електроустаткування від атмосферних перенапруг. Вони мають бути встановлені біля трансформаторів чи електроапаратів у межах станції, підстанції, РУ.
Приклади позначень умовних графічних і літерних кодів елементів електричних схем наведені в табл. 1.2.
Таблиця 1.2
| Найменування елемента схеми | Графічне позначення | Літерний код |
| А. Умовні позначення для схем первинних кіл | ||
| Електрична машина. Загальне позначення Примітка. Усередині кола допускається розміщення кваліфікуючих символів та додаткової інформації, при цьому діаметр кола, при необхідності, змінюють | G, M | |
| Генератор змінного трифазного струму, наприклад, з обмоткою статора, з'єднаною в зірку з паралельними гілками | G | |
| Електродвигун змінного струму | M | |
| Генератор постійного струму (збудник) |  | GE |
| Обмотка статора (кожної фази) машини змінного струму | – | |
| Обмотка збудження синхронного генератора | LG | |
| Трансформатор (автотрансформатор) силовий. Загальне позначення Примітка. Усередині кола допускається розміщувати кваліфікуючі символи та додаткову інформацію. Допускається при цьому збільшувати діаметр кіл | T | |
| Наприклад, трансформатор та автотрансформатор з РПН із зазначенням групи з'єднань обмоток |  | T |
| Трансформатор силовий, триобмотувальний | T | |
| Обхідний вимикач | QO | |
| Акумуляторна батарея | GB | |
| Б. Умовні позначення для схем дистанційного керування, сигналізації, блокувань та вимірювань | ||
| Контакти комутаційних пристроїв: - Замикаючі (а); - Розмикаючі (б) | ||
| Ключ управління зі складною схемоюкомутації | SA | |
| Вимикач кнопковий: – із замикаючим контактом (а); - З розмикаючим контактом (б) | SB SBC SBT | |
| Діод, стабілітрон | VD | |
| Транзистор | VT | |
| Тиристор | VS | |
| Пристрої електромеханічні з електромагнітним приводом: електромагніт включення; - Електромагніт відключення | YA YAC YAT | |
| Обмотки реле, контакторів, магнітних пускачів у схемах управління: - Реле струму; - Реле напруги; - реле часу; – реле проміжне; – реле блокування від багаторазових включень; - Реле команди; - Реле контролю тиску; - Реле положення; – реле фіксації команди | K KA KV KT KL KBS KC KSP KQ KQQ | |
| Шляховий вимикач: | SQ SQT SQC | |
| Лампа сигнальна: – із зеленою лінзою; - З червоною лінзою | HL HLG HLR | |
| Прилади вимірювальні, що показують. Загальне позначення Примітка. Всередині загального позначення можуть бути вписані літери, що пояснюють: – амперметр A – вольтметр V – ваттметр W – варметр var – частотомір Hz – синхроноскоп T | P PA PV PW PVA PF PS | |
| Прилади, що реєструють. Загальне позначення. Наприклад: - Амперметр реєструючий; - вольтметр реєструючий; – частотомір реєструючий; - Осцилограф | PSA PSV PSF PO |
Генератори, трансформатори та інші елементи електричнісистем мають нейтралі, режим роботи яких (спосіб робочого заземлення) впливає на техніко-економічні параметри та характеристики електричних мереж (рівень ізоляції, вимоги до засобів захисту його від перенапруг та інших анормальних режимів, надійність, капіталовкладення тощо).
Електричні мережі залежно від режиму нейтралі умовно можна розділити на чотири групи: мережі незаземлені (з ізольованою нейтраллю) – 660, 1140 В та 3–35 кВ, мережі резонансно-заземлені (мережі з компенсацією ємнісних струмів) – 3–35 кВ, мережі ефективно-заземлені 110–220 кВ та мережі глухозаземлені – 220, 380 В та 330–1150 кВ.
При невеликих значеннях ємнісного струму однофазного замикання на землю I C(Для генераторів менше 5 А, для мереж до 35 кВ менше 10 А) дуга не виникає, або гасне без повторних запалювань і супроводжуючих їх перенапруг. Трикутник міжфазної напруги залишається незмінним, пошкоджене обладнання та ділянки мережі залишаються в роботі протягом декількох годин, необхідних для відшукання та відключення місця пошкодження, електропостачання споживачів не порушується (позитивний ефект). Напруження неушкоджених фаз виростають до міжфазного значення, що потребує додаткових витрат на ізоляцію (негативний ефект). Загалом з огляду на невисокий клас напруги маємо позитивний економічний ефект.
Якщо струм однофазного замикання на землюперевищує зазначені значення, дуга носить характер, що перемежується (неодноразові повторні запалювання дуги), супроводжується значними перенапругами і можливістю переходу однофазного замикання в міжфазні (багатофазні). Компенсація ємнісного струму на землю здійснюється за допомогою регульованих або нерегульованих дугогасних реакторів (резисторів), що включаються в нейтралі генераторів або трансформаторів. Якщо дуга немає, то сповільнюється процес руйнації ізоляції.
В електричних мережах із ефективно-заземленими нейтралямидля виконання бажаного за умовами роботи електричних апаратівспіввідношення струмів однофазного та трифазного коротких замикань частини трансформаторів або розземляють нейтралі, або в нейтралі деяких трансформаторів включають спеціальні активні, реактивні, комплексні або нелінійні опору. Однофазні короткі замиканнявідключаються швидкодіючими захистами та вимикачами. Вплив перенапруг короткочасно. Знижуються комутаційні перенапруги. Напруги при однофазному короткому замиканні не перевищують 1,4 нормального фазної напругичи 0,8 лінійного. Перелічені фактори дозволяють знизити витрати на ізоляцію, що дає позитивний економічний ефект.
У мережах 330 кВ та вищерозземлення нейтралів трансформаторів не допускається.
Відповідно до ГОСТ 724-74 та ГОСТ 21128-83встановлена шкала номінальних напруг електричних мереж постійного та змінного (50 Гц) струмів: постійний струмдо 1000 В - 12, 24, 36, 48, 60, 110, 220, 440 В; трифазний струм до 1000 В (міжфазна напруга) - 12, 24, 36, 42, 220/127, 380/220, 600/380 В, більше 1000 В - (3), 6, 10, 21, 35 150), 220, 330, 500, 750, 1150 кВ. Для турбогенераторів за ГОСТ 533-85 номінальна напруга, кВ – 3,15, 6,3, 10,5, 15,75, 18, 20, 24, номінальна потужність, МВт - 2,5, 4, 6, 12, 32, 63, 110, 160, 220, 320, 500, 800, 1000, 1200.
Номінальні параметри електроустаткування- Це параметри, що визначають властивості електроустаткування: Uн, Iі багато інших. Їх призначають заводи-виробники. Вони вказуються в каталогах та довідниках, на щитках обладнання.
Номінальну напругу– це базисна напруга із стандартизованого ряду напруг, що визначають рівень ізоляції мережі та електроустаткування. Дійсні напруги в різних точках системи можуть дещо відрізняються від номінального, проте вони не повинні перевищувати найбільшу робочу напругу, встановлену для тривалої роботи.
Номінальною напругою генераторів, трансформаторів, мереж та приймачів електроенергії (електродвигунів, ламп та ін.) називається та напруга, при якій вони призначені для нормальної роботи.
Таблиця 1.3
Стандартні напруги трифазного струму
Номінальна напруга для генераторів, синхронних компенсаторів, вторинних обмоток силових трансформаторівприйнято на 5-10 % вище номінальної напруги відповідних мереж, ніж враховуються втрати напруги при протіканні струму по лініях.
У Росії набули поширення дві системи напруги електричних мереж змінного струму (110 кВ і вище): 110-330-750 кВ -в ОЕС Північного Заходу і частково Центру - і 110-220-500 кВ - в ОЕС центральних та східних регіонів країни. Для цих ОЕС як наступний щабель прийнято напругу 1150 кВ, введене в ГОСТ 1977 р. Ряд побудованих ділянок електропередачі 1150 кВ тимчасово працюють на напрузі 500 кВ.
На нинішньому етапі розвитку ЄЕС Росії роль системотвірних мереж виконують мережі 330,500,750, у ряді енергосистем – 220 кВ. Першим ступенем розподільчих мереж загального користування є мережі 220, 330 і частково 500 кВ, другою ступенем - 110 та 220 кВ; потім електроенергія розподіляється по мережі електропостачання окремих споживачів.
Умовність поділу мереж на системоутворювальні та розподільні за номінальною напругою полягає в тому, що в міру зростання щільності навантажень, потужності електростанцій та охоплення території електричними мережамизбільшується напруга розподільчої мережі. Це означає, що мережі, що виконують функції системоутворюючих, з появою в енергосистемах мереж вищої напруги поступово «передають» їм ці функції, перетворюючись на розподільні. Розподільна мережа загального призначеннязавжди будується за ступінчастим принципом шляхом послідовного "накладання" мереж кількох напруг. Поява наступного ступеня напруги пов'язана зі зростанням потужності електростанцій і доцільністю се видачі на більш високій напрузі. Перетворення мережі на розподільчу призводить до скорочення довжини окремих ліній за рахунок приєднання до мережі нових ПС, а також до зміни значень та напрямків потоків потужності по лініях.
При існуючих щільностях електричних навантаженьта розвиненої мережі 500 кВ відмова від класичної шкали номінальної напруги з кроком близько двох (500/220/110 кВ) та поступовим переходом до кроку шкали близько чотирьох (500/110 кВ) є технічно та економічно обґрунтованим рішенням. Така тенденція підтверджується досвідом передових технічному відношеннізарубіжних країн, коли мережі проміжної напруги (220-275 кВ) обмежуються у своєму розвитку. Найбільш послідовно така технічна політика проводиться у енергосистемах Великобританії, Італії, Німеччини та інших країн. Так, у Великій Британії все ширше використовується трансформація 400/132 кВ (консервується мережа 275 кВ), у Німеччині – 380/110 кВ (обмежується у розвитку мережа 220 кВ), в Італії – 380/132 кВ (консервується мережа 150 кВ) та д.
Найбільшого поширення як розподільні набули мережі 110 кВ як в ОЕС із системою напруг 220-500 кВ, так і 330-750 кВ. Питома вага ліній 110 кВ становить близько 70% загальної протяжності ПЛ110 кВ та вище. На цій напрузі здійснюється електропостачання промислових підприємств та енерговузлів, міст, електрифікація залізничного та трубопровідного транспорту; вони є верхнім щаблем розподілу електроенергії у сільській місцевості. Напруга 150 кВ набула розвитку лише у Кольській енергосистемі та для використання в інших регіонах країни не рекомендується.
Напруги 6-10-20-35 кВ призначені для розподільчих мереж у містах, сільській місцевості та на промислових підприємствах. Переважне поширення має напругу 10 кВ; мережі 6 кВ зберігають значну питому вагу за протяжністю, але, як правило, не розвиваються і по можливості замінюються мережами 10 кВ. До цього класу примикає наявне в ГОСТ напруга 20 кВ, що набула обмеженого поширення (в одному з центральних районів м. Москви).
Напруга 35 кВ використовується для створення ЦП мереж 10 кВ у сільській місцевості (рідше використовується трансформація 35/0,4 кВ).
Основними особливостями енергосистем є такі.
Електроенергія практично не акумулюється. Виробництво, перетворення, розподіл та споживання відбуваються одночасно і практично миттєво. Тому всі елементи енергосистеми взаємопов'язані єдністю режиму. В енергосистемі в кожний момент часу режиму, що встановився, зберігається баланс по активній і реактивним потужностям. Неможливо виробити електроенергію без споживача: скільки вироблено електроенергії в даний момент, стільки її і віддано споживачеві за вирахуванням втрат. Ремонти, аварії тощо приводять до зниження кількості електроенергії, що видається споживачеві (за відсутності резерву), і, як наслідок, до недовикористання встановленого обладнання енергосистеми.
Відносна швидкість перебігу процесів (перехідних): хвильові процеси - () с, відключення та включення -с, короткі замикання - () с, гойдання - (1-10) с. Високі швидкості перехідних процесів в енергосистемах зумовлюють необхідність використання автоматики в широких межах аж до повної автоматизації процесу виробництва та споживання електроенергії та виключення можливості втручання персоналу.
Енергосистема пов'язана з усіма галузями промисловості та транспорту, що характеризуються великою різноманітністю приймачів електроенергії.
Розвиток енергетики має випереджати зростання споживання електроенергії, інакше неможливе створення резервів потужності. Енергетика має 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 у разі неоднакових сезонних змін потужностей електростанцій;
взаємодопомога у разі неоднакових сезонних змін навантажень споживачів;
взаємодопомога при ремонтах;
покращення використання потужностей кожної електростанції;
підвищення надійності електропостачання споживачів;
можливість збільшення одиничної потужності агрегатів та електростанцій;
можливість єдиного центру управління;
покращення умов автоматизації процесу виробництва та розподілу електроенергії.
Електроустановки. Номінальні дані установок
Електроустановки (ПУЕ, I.1-3) - установки, у яких виробляється, перетворюється, розподіляється та споживається електроенергія. Вони поділяються на електроустановки напругою до 1000 і понад 1000 В.
Номінальними (ПУЕ, I.1-24) струмом, напругою, потужністю, коефіцієнтом потужності тощо електроустановки є паспортні дані (практично це дані, при яких робота електроустановки найбільш економічна).
Номінальна напруга
Шкала номінальних ліній напруги в кіловольтах електроустановок трифазного змінного струму частотою 50 Гц наведена в табл. 1.
Таблиця 1
Шкала номінальних напруг електроустановок, кВ
|
Електроприймачі |
Генератор |
Трансформатор |
|
|
первинна обмотка |
вторинна обмотка |
||
Шкали номінальної напруги генераторів і вторинних обмоток трансформаторів обрані вище на 5-10% номінальної напруги споживачів, ліній електропередачі, первинних обмоток трансформаторів з метою полегшення підтримки номінальної напруги у споживачів.
За основу відліку прийнято номінальну напругу споживача (), тоді номінальну напругу генератора, вторинної обмотки трансформатора. За допомогою раціонально обраних номінальних напруг та коефіцієнтів трансформації вдається компенсувати падіння напруги в електропередачі (,,) і підтримувати у споживача номінальну напругу.
Максимально допустимі робочі напруги перевищують номінальні на 15%(), на 10%() та на 5%().
Шкала максимальної напруги, кВ: 3,6; 6,9; 11,5; 23; 40,5; 126; 172; 252; 525; 787; 1207,5.
Зміна коефіцієнта трансформації досягається зміною числа витків (відпайок) на одній з обмоток, наприклад, при і,
Це вираз означає, що число витків змінюється на стороні вищої напруги від до, при цьому змінюється від (рис. 1.4):
Перегляньте відомості про трансформатори, наведені в електротехнічних довідниках, та визначте межі та щаблі регулювання коефіцієнтів трансформації.