Transformador de medida de corriente

en moderno instalaciones electricas el voltaje alcanza 750 kilovoltios y más, y las corrientes se miden en decenas de kiloamperios o más. Para medirlos directamente se necesitarían instrumentos de medición eléctricos muy voluminosos y costosos. En algunos casos, tales mediciones serían completamente imposibles. Además, al dar servicio a dispositivos conectados directamente a la red de alto voltaje, el personal de servicio estaría expuesto a gran peligro descarga eléctrica. El uso de transformadores de corriente de medición amplía los límites de medición de los transformadores eléctricos convencionales. instrumentos de medida y al mismo tiempo los aísla de circuitos de alto voltaje.

Los transformadores de corriente de medida se utilizan para conectar amperímetros, voltímetros, vatímetros, dispositivos de protección de relés y automatización eléctrica, contadores para registrar la producción y el consumo. energía eléctrica. La precisión de la medición y medición de energía eléctrica depende de su trabajo. parámetros eléctricos, corrección y confiabilidad de la protección del relé.

Circuito transformador de corriente

En el diagrama:

Devanado primario L1-L2
Bobinado secundario I1-I2
I 1 - corriente de línea;
I 2 - corriente que fluye en el devanado secundario;

Los elementos principales del transformador de corriente de medición involucrados en la conversión de corriente son los devanados primario y secundario enrollados en el mismo núcleo magnético. El devanado primario del transformador de corriente de medición está conectado en serie (en la sección transversal del conductor de corriente de alto voltaje). Los instrumentos de medición (amperímetro, devanado actual del medidor) o relés están conectados al devanado secundario. Cuando el transformador de corriente de medición está en funcionamiento, el devanado secundario siempre está en cortocircuito con la carga.

El devanado primario junto con el circuito de alto voltaje se llama circuito primario, y el circuito externo que recibe información de medición del devanado secundario del transformador de corriente del instrumento (es decir, la carga y los cables de conexión) se llama circuito secundario. El circuito formado por el devanado secundario y el circuito secundario conectado a él se denomina rama de corriente secundaria.

No existe conexión eléctrica entre los devanados primario y secundario del transformador de corriente de medición. Están aislados entre sí a plena tensión de funcionamiento. Esto permite conectar directamente instrumentos de medición o relés al devanado secundario y así eliminar el impacto del alto voltaje aplicado al devanado primario en el personal de mantenimiento, ya que ambos devanados están superpuestos en el mismo circuito magnético, están acoplados magnéticamente.

Principales parámetros y características del transformador de corriente de medida.

Transformador de corriente de medida TNsh

Presupuesto:

Tensión nominal 0,66 kV
Corriente secundaria nominal 5A
Corriente primaria nominal 15000A, 25000A

Tensión nominal- valor efectivo voltaje de línea, a la que está previsto que funcione el transformador de corriente de medida, indicado en la hoja de datos del transformador de corriente de medida. Para los transformadores de corriente de instrumentos domésticos, se adopta la siguiente escala de tensión nominal:;

0,66; 6; 10; 15; 20; 24; 27; 35; 110; 150; 220; 330; 500; 750; 1150

kV Corriente primaria nominal yo 1н - indicado en la tabla de pasaportes del transformador de corriente de medida, que pasa a través del devanado primario, en el que se garantiza el funcionamiento continuo del transformador de corriente de medida.:

1; 5; 10; 15; 20; 30; 40; 50; 75; 80; 100; 150; 200; 300; 400; 500; 600; 750; 800; 1000; 1200; 1500; 2000; 3000;
4000; 5000; 6000; 8000; 10000; 12000; 14000; 16000; 18000; 20000; 25000; 28000; 32000; 35000; 40000.

Para los transformadores de corriente de medida domésticos, se adopta la siguiente escala de corrientes primarias nominales, A En la medida de transformadores de corriente destinados a completar turbogeneradores y generadores de hidrógeno, los valores corriente nominal encima

10.000 A 15; 30; 75; 150; 300; 600; 750; 1200; 1500; 3000 puede diferir de los valores dados en esta escala. Transformadores de corriente para instrumentos diseñados para corriente primaria nominal Y 6000 A, debería permitirse ilimitadamente 16; 32; 80; 160; 320; 630; 800; 1250; 1600; 3200 puede diferir de los valores dados en esta escala. mucho tiempo la corriente primaria operativa más alta, igual respectivamente

6300A . En otros casos, la corriente primaria más alta es igual a la corriente primaria nominal. Corriente secundaria nominal yo 2n 1 - indicado en la hoja de datos del transformador de medida actual actual pasando por el devanado secundario. Se supone que la corriente secundaria nominal es o 5A , y la actual 1 un 2 - indicado en la hoja de datos del transformador de medida permitido sólo para medir transformadores de corriente con una corriente primaria nominal de hasta

4000 A. Previo acuerdo con el cliente, es posible fabricar transformadores de corriente de medida con corriente secundaria nominal. 2,5 A Relación de transformación del transformador de corriente de medida.

En los cálculos de medida de transformadores de corriente se utilizan dos cantidades: la relación de transformación real norte y relación de transformación nominal nn. Por relación de transformación real n se entiende la relación entre la corriente primaria real y la corriente secundaria real. Se entiende por relación de transformación nominal nн la relación entre la corriente primaria nominal y la corriente secundaria nominal.

Resistencia del transformador de corriente de medida a las influencias mecánicas y térmicas. caracterizado por corriente de resistencia electrodinámica y corriente de resistencia térmica.

Valores de tensión nominal en los terminales de productos conectados eléctricamente, incluidos maquinas electricas, establecido por GOST 23366-78. Los requisitos de este GOST no se aplican a circuitos cerrados dentro de máquinas eléctricas; en circuitos que no se caracterizan por valores de voltaje fijos, por ejemplo, en los circuitos de potencia internos de accionamientos eléctricos con control de velocidad del motor y en los circuitos de dispositivos de compensación potencia reactiva, protección, control, mediciones, sobre los electrodos de pilas y baterías. Números GOST (ST SEV)

GOST 12.1.009-76 GOST 721-77 (ST SEV 779-77)

GOST 1494-77 (ST SEV 3231-81) GOST 6697-83 (ST SEV 3687-82)

GOST 6962-75

GOST 8865-70 (ST SEV 782-77)

GOST 13109-67 GOST 15543-70

GOST 15963-79 GOST 17412-72 GOST 17516-72 GOST 18311-80 GOST 19348-82

GOST 19880-74 GOST 21128-83

GOST 22782.0-81 (ST SEV 3141-81) GOST 23216-78

GOST 23366-78 GOST 24682-81 GOST 24683-81

GOST 24754-81 (ST SEV 2310-80)

Los estándares para grupos y tipos específicos de productos que contienen rangos de voltaje, incluidos GOST 21128-83, GOST 721-77, que establecen voltajes nominales para sistemas de suministro de energía, redes de fuentes, convertidores y receptores de energía eléctrica, son restrictivos en relación con GOST 23366. -78 y formar con él un único conjunto de estándares.

GOST 23366-78 establece los siguientes valores de voltaje nominal para productos: consumidores, fuentes y convertidores de energía eléctrica.

Tensiones nominales de los consumidores:

serie principal de voltajes constante y C.A., V: 0,6; 1.2; 2.4; 6; 9; 12; 27; 40; 60; 110; 220; 380; 660; 1140; 3000; 6000; 10000; 20000; 35000;

rango de voltaje CA auxiliar, V:

1,5; 5; 15; 24; 80; 2000; 3500; 15000; 25000;

serie de tensión auxiliar corriente continua, EN:

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.

Tensiones nominales de fuentes y convertidores de energía eléctrica de CA., EN:

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.

Tensiones nominales de fuentes y convertidores de energía eléctrica de CC, V:

6; 9; 12; 28,5; 48; 62; 115; 230; 460; 690; 1200; 3300; 6600.

Para fuentes de energía de equipos automotrices y tractores, la norma permite el uso de voltajes nominales de 7 V y 14 V CA y 7 V, 14 V, 28 V CC, así como 36 V CA con una frecuencia de 400 y 1000 Hz y 57 V CC para fuentes de energía. aeronave.

Para líneas de suministro cortas, la norma permite que la tensión nominal de las fuentes y convertidores sea igual a la tensión de los receptores.

Los valores nominales y las desviaciones de frecuencia permitidas de los sistemas de suministro de energía, fuentes, convertidores y receptores de energía eléctrica conectados directamente a ellos, que funcionan en estado estacionario a frecuencias fijas en el rango de 0,1 a 10000 Hz, están establecidos por GOST 6697-83. El GOST especificado establece las siguientes series principales de frecuencias nominales de fuentes de energía eléctrica, Hz:

0,1; 0,25; 0,5; 1,0; 2,5; 5,0; 10; 25; 50; 400; 1000; 10000.

Para convertidores y receptores de energía eléctrica, las frecuencias nominales, Hz, se seleccionan del rango 0,1; 0,25; 0,5; 1,0; 2,5; 5,0; 10; 12,5; 16|; 50; 400; 1000; 2000; 4000; 10000.

Para una serie de accionamientos especiales y sus fuentes de energía, en particular para centrífugas, separadores, máquinas para trabajar la madera, herramientas eléctricas, husillos eléctricos sin engranajes y equipos electrotérmicos, la norma permite el uso de frecuencias adicionales, Hz, del rango 100, 150, 200. , 250, 300, 500, 600, 800, 1200, 1600, 2400, 8000.

Para equipos de aviación, aeronaves y sus equipos de mantenimiento, se permite una frecuencia de 6000 Hz.

Las desviaciones de frecuencia permitidas, % de la frecuencia nominal, se seleccionan del rango 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 y están establecidos en normas para tipos específicos de fuentes, convertidores o sistemas de suministro de energía.

Para redes propósito general Los estándares de calidad para la energía eléctrica en sus receptores están establecidos por GOST 13109-67. La norma establece los siguientes indicadores de calidad de energía:

• cuando está alimentado por redes electricas corriente monofásica- desviación de frecuencia, desviación de voltaje, rango de fluctuaciones de frecuencia, rango de cambios de voltaje, coeficiente de voltaje no sinusoidal;
• cuando se alimenta desde redes eléctricas trifásicas: desviación de frecuencia, desviación de voltaje, rango de fluctuación de frecuencia, rango de cambio de voltaje, coeficiente de no sinusoidalidad, asimetría de voltaje y coeficientes de desequilibrio;
• cuando se alimenta desde redes eléctricas de CC: desviación de voltaje, rango de variación de voltaje, coeficiente de ondulación de voltaje.

ESTÁNDAR INTERESTATAL "TENSIONES ESTÁNDAR"

Voltajes estándar

Fecha de introducción 01/01/93

DATOS DE INFORMACIÓN

1. ELABORADO E PRESENTADO por el Comité Técnico de Normalización TC 117 “Suministro de Energía”

2. APROBADO Y ENTRADO EN VIGOR por Resolución Normativa Estatal No. 265 del 26 de marzo de 1992

3. Este estándar fue preparado utilizando el método aplicación directa norma internacional IEC 38-83 “Tensiones estándar recomendadas por IEC” con requisitos adicionales, reflejando las necesidades economía nacional

4. PRESENTADO POR PRIMERA VEZ

5. DOCUMENTOS REGLAMENTARIOS Y TÉCNICOS DE REFERENCIA

6. REPUBLICACIÓN. mayo de 2004

Esta norma se aplica a:

Sistemas de transmisión de energía, redes de distribución y sistemas de suministro de energía para consumidores de corriente alterna, que utilizan frecuencias estándar de 50 o 60 Hz a una tensión nominal superior a 100 V, así como los equipos que operan en estos sistemas;

Redes de tracción AC y DC;

Equipos de CC con un voltaje nominal inferior a 750 V y equipos de CA con un voltaje nominal inferior a 120 V y una frecuencia (normalmente, entre otros) de 50 o 60 Hz. Dichos equipos incluyen baterías primarias o secundarias, otras fuentes de energía de CA o CC, equipos eléctricos (incluidas instalaciones industriales y de telecomunicaciones), diversos aparatos y dispositivos eléctricos.

La norma no se aplica a los voltajes de los circuitos de medición, los sistemas de transmisión de señales, así como a los voltajes de los componentes y elementos individuales incluidos en los equipos eléctricos.

Los voltajes de CA dados en esta norma son valores efectivos.

Este estándar se utiliza junto con GOST 721, GOST 21128, GOST 23366 y GOST 6962.

Los términos utilizados en la norma y sus explicaciones se dan en el apéndice.

Los requisitos que reflejan las necesidades de la economía nacional están resaltados en negrita.

1. TENSIONES ESTÁNDAR DE REDES Y EQUIPOS DE CA

CORRIENTE EN EL RANGO DE 100 A 1000 V INCLUSIVO

Los voltajes estándar en el rango especificado se dan en la tabla. 1. Se refieren a redes trifásicas de cuatro hilos y monofásicas de tres hilos, incluidos los ramales monofásicos de las mismas.

Tabla 1

* Las tensiones nominales de las redes existentes de 220/380 y 240/415 V deben llevarse al valor recomendado de 230/400 V. Hasta 2003, como primer paso, las organizaciones de suministro de electricidad en países con una red de 220/380 V deben llevar las tensiones al valor 230/400 V (%).

Las organizaciones proveedoras de electricidad en países con red de 240/415 V también deben ajustar esta tensión a 230/400 V (%). A partir de 2003 se deberá alcanzar un rango de 230/400 V ± 10%. Luego se considerará la cuestión de reducir los límites. Todos estos requisitos también se aplican a la tensión 380/660 V. Debe reducirse al valor recomendado de 400/690 V.

**No utilizar junto con 230/400 y 400/690 V.

en la mesa 1 para redes trifásicas de tres o cuatro hilos, el numerador corresponde a la tensión entre fase y cero, el denominador corresponde a la tensión entre fases. Si se especifica un valor, corresponde a la tensión entre fases de una red de tres hilos.

Para redes monofásicas de tres hilos, el numerador corresponde a la tensión entre fase y cero, el denominador a la tensión entre líneas.

Las tensiones superiores a 230/400 V se utilizan principalmente en la industria pesada y en grandes edificios con fines comerciales.

2. TENSIONES ESTÁNDAR DE LOS SISTEMAS DE SUMINISTRO DE ENERGÍA

TRANSPORTE ELECTRIFICADO POR CONTACTO

REDES DE CORRIENTE CONTINUA Y ALTERNA

Los voltajes estándar se dan en la tabla. 2.

Tabla 2

Tipo de tensión aérea	Voltaje, V	Frecuencia nominal en red de corriente alterna, Hz
	mínimo	nominal	máximo
Permanente	(400)*	(600)	(720)
		3600**
Variable	(4750)	(6250)	(6900)	50 o 60
				50 o 60

* En particular, en sistemas de CA monofásicos, el voltaje nominal de 6250 V solo debe usarse cuando las condiciones locales no permitan el uso del voltaje nominal de 25000 V.

Los valores de voltaje que figuran en la tabla son adoptados por el Comité Internacional sobre Equipos de Tracción Eléctrica y el Comité Técnico 9 de IEC “Equipos de Tracción Eléctrica”.

** En algunos paises europeos esta tensión alcanza los 4000 V. Equipo eléctrico vehículos Los participantes en el tráfico internacional con estos países deben mantener este valor máximo durante períodos cortos de hasta 5 minutos.

3. TENSIONES ESTÁNDAR DE REDES Y EQUIPOS DE CA

CORRIENTE EN EL RANGO SUPERIOR A 1 A 35 kV INCLUSIVO

Los voltajes estándar se dan en la tabla. 3.

Serie 1: voltajes con una frecuencia de 50 Hz, serie 2: voltajes con una frecuencia de 60 Hz. En un país, se recomienda utilizar sólo una de las series de voltaje.

Los valores indicados en la tabla corresponden a tensiones entre fases.

No se prefieren los valores entre paréntesis. Estos valores no se recomiendan al crear nuevas redes.

Tabla 3

Episodio 1	Episodio 2
		Tensión más alta para el equipo, kV.	Tensión nominal de red, kV
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***	-	-

*Este voltaje no debe usarse en redes eléctricas de uso general.

** Estos voltajes suelen corresponder a redes de cuatro hilos, el resto, a redes de tres hilos.

*** Se consideran cuestiones de unificación de estos valores.

En una red serie 1, los voltajes más alto y más bajo no deben diferir en más de ±10% del voltaje nominal de la red.

En una red de la serie 2, la tensión máxima no debe diferir en más de un 5% y la mínima en más de un 10% de la tensión nominal de la red.

4. TENSIONES ESTÁNDAR DE REDES Y EQUIPOS DE CA

CORRIENTE EN EL RANGO SUPERIOR A 35 A 230 kV INCLUSIVO

Los voltajes estándar se muestran en la tabla. 4. En un país se recomienda utilizar sólo uno de los indicados en la tabla. 4 series y un solo voltaje de los siguientes grupos:

Grupo 1 - 123 ... 145 kV;

Grupo 2: 245, 300 (ver sección 5), 363 kV (ver sección 5).

No se prefieren los valores entre paréntesis. Estos valores no se recomiendan al crear nuevas redes. Los valores dados en la tabla. 4, corresponden a la tensión entre fases.

Tabla 4

En kilovoltios

5. TENSIONES ESTÁNDAR DE REDES CA TRIFÁSICAS

CON LA TENSIÓN MÁS ALTA DEL EQUIPO SUPERIOR A 245 kV

La tensión de funcionamiento más alta del equipo se selecciona entre el siguiente rango: (300), (363), 420, 525*, 765**, 1200*** kV.

_________________

*También se utiliza una tensión de 550 kV.

**Se podrán utilizar tensiones entre 765 y 800 kV, siempre que los valores de prueba del equipo sean los mismos que los especificados por IEC para 765 kV.

*** Se incluirá adicionalmente un valor intermedio entre 765 y 1200 kV, respectivamente diferente de estos dos valores, si se requiere dicha tensión en cualquier zona del mundo. En este caso, en la zona geográfica donde se adopte este valor intermedio no se deberán utilizar tensiones de 765 y 1200 kV.

Los valores de la serie corresponden a la tensión entre fases.

No se prefieren los valores entre paréntesis. Estos valores no se recomiendan al crear nuevas redes.

Grupo 2 - 245 (ver Tabla 4), 300, 363 kV;

Grupo 3: 363, 420 kV;

Grupo 4 - 420, 525 kV.

Nota. Los términos "región mundial" y "área geográfica" pueden referirse a un país, un grupo de países o una parte país grande, donde se selecciona el mismo nivel de voltaje.

6. TENSIONES ESTÁNDAR PARA EQUIPOS CON NOMINAL

TENSIÓN MENOS DE 120 VAC Y MENOS DE 750 VAC

corriente continua

Los voltajes estándar se dan en la tabla. 5.

Tabla 5

Valores nominales, V
voltaje CC	voltaje CA
privilegiado	adicional	privilegiado	adicional
-	2,4	-	-
-		-	-
-		-	-
-	4,5	-	-
-		-
	-		-
-	7,5	-	-
-		-	-
	-		-
-		-
	-		-
-		-	-
	-	-
-		-	-
-	-	-
	-		-
	-	-
	-	-	-
-		-	-
-	-	-
	-		-
-		-	-
	-	-	-
-		-	-
	-	-	-
-		-	-

Notas: 1. Dado que el voltaje de las baterías primarias y secundarias (baterías) es inferior a 2,4 V y la elección del tipo de elemento utilizado para diversas aplicaciones depende de criterios distintos al voltaje, estos voltajes no figuran en la tabla. Los comités técnicos de IEC pertinentes pueden especificar tipos de elementos y voltajes correspondientes para una aplicación particular.

2. Si existen justificaciones técnicas y económicas en ámbitos concretos de aplicación, se podrán utilizar otras tensiones además de las indicadas en la tabla. Los voltajes utilizados en el CIS están establecidos por GOST 21128.

APÉNDICE 1

Información

TÉRMINOS Y EXPLICACIONES

Término	Explicación
Tensión nominal	La tensión para la que está diseñada la red o el equipo y con la que se relacionan sus características operativas.
Voltaje de red más alto (más bajo)	El valor de voltaje más alto (más bajo) que se puede observar durante el funcionamiento normal de la red en cualquier punto y en cualquier momento. Este término no se aplica al voltaje durante procesos transitorios (por ejemplo, durante la conmutación) y aumentos (disminuciones) de voltaje a corto plazo.
Voltaje de funcionamiento más alto del equipo.	Valor más alto voltaje al que el equipo puede funcionar normalmente tiempo ilimitado. Esta tensión se fija en función de su efecto sobre el aislamiento y de las características del equipo que dependen de ella. El voltaje más alto para los equipos es el valor máximo de los voltajes más altos de las redes en las que este equipo se puede utilizar.
	La tensión más alta está indicada únicamente para equipos conectados a redes con una tensión nominal superior a 1000 V. Sin embargo, hay que tener en cuenta que para algunas tensiones nominales, incluso antes de alcanzar esta tensión más alta, ya no es posible realizar operaciones normales. funcionamiento del equipo desde el punto de vista de características dependientes de la tensión, como pérdidas en condensadores, corriente magnetizante en transformadores, etc. En estos casos, las normas pertinentes deben establecer límites bajo los cuales funcionamiento normal dispositivos.
	Está claro que para equipos destinados a redes con una tensión nominal no superior a 1000 V, es aconsejable caracterizar únicamente la tensión nominal, tanto desde el punto de vista del rendimiento como del aislamiento.
power point para el consumidor	El punto en la red de distribución de una organización de suministro de electricidad desde el cual se suministra energía al consumidor.
Consumidor (electricidad)	Una empresa, organización, institución, taller geográficamente aislado, etc., conectado a las redes eléctricas de una organización proveedora de energía y que utiliza energía mediante receptores eléctricos.

Como saben, la escala de voltajes nominales de redes eléctricas superiores a 1000 V para corriente alterna de uso general se determina de acuerdo con GOST 721-77 y recomienda los siguientes voltajes para redes de nuevo diseño:

6, 10, 35, 110, 220, 330, 500, 750, 1150 kilovoltios.

Al elegir el voltaje, es necesario tener en cuenta los sistemas de voltaje existentes en la parte europea de Rusia 110(150)/330/750 kV y en los Urales y Siberia: 110/220/500/1150 kV.

El voltaje se puede preseleccionar usando la fórmula empírica de G.A. Ilarionova:

¿Dónde está la longitud de la línea, km? – potencia transmitida a través del circuito, MW.

Esta fórmula Da resultados satisfactorios para toda la escala de tensiones nominales de CA en el rango de 35 a 1150 kV.

Existen otras fórmulas empíricas para elegir la tensión nominal. El alcance de su aplicación se limita a ciertas condiciones que se presentan a continuación (Tabla 2.4).

Tabla 2.4

Fórmulas para seleccionar la tensión nominal de transmisión.

Las áreas de aplicación de las tensiones nominales estándar según la potencia y el rango de transmisión se muestran en la Figura 2.16 y la Tabla 2.5.

Tabla 2.5

Ancho de banda transmisión de energía 110–1150 kV

tu nombre, kilovoltios	F, mm 2	Potencia natural, MW, con impedancia de onda, Ohm	Potencia máxima transmitida por circuito, MW	Longitud máxima de transmisión, km
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

Hoy en día, los dos sistemas que se han desarrollado en Rusia tienen un paso de voltaje nominal dentro de cada uno aproximadamente igual a 2 y una diferencia en la potencia transmitida para voltajes adyacentes de 4 a 6 veces. Esto lleva al hecho de que cuando se transmite una determinada potencia, se necesitarán varios circuitos a bajo voltaje y a alto voltaje la línea estará subcargada. En este sentido, al elegir un voltaje, puede usar U nom vecino en el PUE, pero con un radio de división aumentado.

Arroz. 2.16. Áreas de aplicación de redes eléctricas de diferentes tensiones nominales. Se indican los límites de igual eficiencia: 1 –1150 y 500 kV; 2 – 500 y 220 kV; 3 – 220 y 110 kV; 4 – 110 y 35 kV; 5 – 750 y 330 kV; 6 – 330 y 150 kV; 7 – 150 y 35 kV

Configuración

Al elegir esquemas para el desarrollo de redes eléctricas, se pueden utilizar las siguientes técnicas:

A) reconstrucción de la transmisión principal añadiendo un segundo circuito, a veces de mayor tensión;

b) aparición de nuevos líneas de anillo;

V) entrada profunda a voltaje más alto.

Por supuesto, la elección final de tensión y configuración debe basarse en cálculos técnicos y económicos.

Selección de sección

A la hora de elegir una sección es necesario tener en cuenta el fenómeno corona, que determina la sección mínima permitida para cada tensión nominal.

La sección transversal máxima permitida para líneas de transmisión de energía depende de la tensión nominal y está determinada por la relación racional del consumo de metales ferrosos y no ferrosos en la estructura de la línea.

La sección transversal se selecciona según la densidad de corriente económica o los intervalos económicos. La densidad económica está determinada por el costo mínimo de las líneas de transmisión de energía y depende del tipo de línea, material del cable y programa de carga.

2.8.2. Intervalos económicos

El uso de intervalos económicos permite excluir secciones discretas y potencias nominales de los transformadores del número de variables. Utilizando intervalos económicos, es posible presentar los costos en función únicamente de la potencia transmitida. Al elegir la estructura de las capacidades de generación, los costos en las líneas de transmisión de energía se pueden presentar en el formulario. Al planificar el desarrollo de una red, puede utilizar una aproximación más precisa en la forma - indicado en la hoja de datos del transformador de medida , pero todos tienen una brecha en . Se puede utilizar una aproximación de la forma como función continua. , según el cual a costas se puede reducir seleccionando ε.

Al elegir los intervalos económicos para los transformadores, los costos se tienen en cuenta mediante la siguiente fórmula:

¿Dónde está el costo del décimo transformador? – tiempo de funcionamiento del transformador;

– el coste de la energía perdida, determinado por los costes de los SE básicos;

– coste determinado por los costes en las estaciones punta.

Generalmente, pero a menudo se toma .

De la condición Se determina el límite superior del intervalo económico del transformador con potencia nominal.

2.8.3. Modelo matemático para la planificación del desarrollo de redes.

La formación de un modelo comienza con la elaboración de un diagrama de cálculo, que muestra los nodos y ramas existentes, los nuevos nodos y posibles rutas adicionales de líneas que conectan objetos al sistema. Aquí también se deben tener en cuenta aquellas líneas que se encontraron como resultado del análisis del modelo para la elección de la estructura de capacidades de generación. El esquema de diseño debe ser razonablemente redundante e incluir líneas adicionales para no perder posibles conexiones óptimas.

Para los nodos, se deben especificar las cargas y potencias previstas de los bloques de entrada. Por lo tanto, el esquema de diseño tendrá nodos de diseño, incluidos los existentes; aquellos. índice de nodo . Número de sucursales en esquema de diseño, de los cuales – los existentes.

Los flujos de energía activa a lo largo de las ramas pueden considerarse incógnitas. .

Como función objetivo, consideramos los costos en líneas existentes, proporcionales a las pérdidas de energía, y en líneas nuevas, determinados de acuerdo con las expresiones aproximadas de costos aceptadas:

, (2.35)

Dónde .

Los flujos de potencia desconocidos a lo largo de las ramas están sujetos a la condición de equilibrio de potencia en los nodos, que se puede escribir en forma matricial:

.

– matriz rectangular de conexiones nodo-rama, con sus elementos para nodo y rama s se denotan y pueden tomar valores iguales a 1 si la rama sale del nodo; +1 si la rama está incluida en el nodo y 0 si no está conectada al nodo.

Creemos una ecuación de equilibrio para el nodo (figura 2.19):

EN vista general La ecuación de equilibrio para cualquier nodo se puede escribir:

.

Así, el problema de elección esquema óptimo red es encontrar el mínimo de alguna función no lineal sujeto a una restricción lineal en forma de igualdad .

El problema de la planificación del desarrollo de redes formulado de esta manera se reduce a un problema de programación no lineal. Este problema suele tener un extremo. Para solucionarlo se pueden utilizar los métodos de programación no lineal comentados anteriormente.

2.8.4. Aplicación de métodos de gradiente.

Como es sabido, la ecuación básica del método del gradiente es:

. (2.36)

Consideremos un ejemplo en el que es necesario seleccionar una red para alimentar solo un nodo (Fig. 2.20). Creemos que los costos están representados por dependencias cuadráticas. Como punto de partida tomamos R 0 =(0,RN).

Al tener en cuenta las restricciones, el movimiento al mínimo debe realizarse de acuerdo con la proyección del gradiente sobre la superficie de las restricciones, es decir, a lo largo del vector V. Vector V se puede obtener eliminando las restricciones de los componentes perpendiculares a la superficie. Estos componentes forman un gradiente de restricciones. Entonces el vector V determinado por la expresión

. (2.37)

Determinar los factores indeterminados que forman el vector. V, se utiliza la condición para que el producto escalar sea igual a cero:

. (2.38)

A partir de esta condición, tomando el gradiente de la restricción lineal igual a , podemos encontrar . En efecto, a partir de la transformación

podemos obtener la siguiente expresión matricial para los factores

. (2.40)

Componentes del vector multiplicador. λ Le permite determinar todos los componentes del vector. V

,

y usarlos en el procedimiento del método de gradiente

.

Sin embargo, es más fácil encontrar la proyección del gradiente si sustituyes la expresión (2.40) en (2.37) y realizas una transformación simple.

Dónde PAG=- matriz de diseño.

El proceso iterativo continúa hasta que se cumpla la condición de precisión requerida para todos los componentes.

Arroz. 2.21

En la Figura 2.21 se muestra un diagrama de bloques del algoritmo con la selección del paso óptimo. Objeto de los bloques: 1. Formación del esquema de cálculo. V 2. Determinar el tipo de funciones para el cálculo de costos y sus derivadas para todas las ramas. 3. Formación de la matriz de incidencia M. 4. Determinación de la matriz de diseño de gradiente P. 5. Aproximación inicial de flujos P = P0. 6. Cálculo del gradiente en el punto P. 7. Definición de proyección V gradiente. 8. Comprobación del estado final. 9. Organización de un paso de prueba P 1 = P-

V t 0/ . 10. Cálculo de gradiente y proyección

1 al final del paso. 11. Determinar el paso óptimo.

12. Paso de trabajo. 13. Salida de resultados Ejemplo 2.3 . Determinar los flujos óptimos en los ramales de la red, cuyo diagrama de diseño se muestra en la Figura 2.22. El cálculo iterativo comienza aceptando la aproximación inicial.

P 0

, determinando la magnitud del gradiente y proyectándolo sobre la superficie de restricción

Luego se da un paso tentativo en la dirección de la proyección.

t 0 = 0,1

y los flujos se determinan a lo largo de las ramas

La rápida convergencia del proceso se explica por la naturaleza cuadrática de la función objetivo, que tiene un gradiente lineal y el paso óptimo encontrado desde dos puntos conduce a una solución exacta.

La desventaja del método es la gran dimensión del problema, determinada por el número de ramas del esquema de cálculo.

2.8.5. Método de optimización de coordenadas.

En un esquema de diseño, por regla general, el mínimo es el número de circuitos, definido como la diferencia en el número de ramas y nodos. Por lo tanto, al optimizar, es aconsejable utilizar potencias de contorno como incógnitas y aplicar el método de búsqueda por coordenadas. La ventaja de este método es que en cada paso de optimización de la función objetivo Solo se selecciona una variable con los valores restantes fijos. El valor encontrado es fijo y luego pasan a optimizar la siguiente variable, etc.

Considere la restricción de equilibrio. Todos los flujos a lo largo de las ramas se pueden dividir en dos componentes:

,

¿Dónde están los flujos en el árbol, cuyas ramas conectan todos los nodos con el de equilibrio sin formar contornos?

–fluye en acordes, es decir en las ramas que forman los contornos.

Se puede pensar que la restricción básica está dividida en matrices de bloques, como se muestra en la Figura 2.23.

Los flujos en las ramas del árbol están determinados únicamente por los flujos en las cuerdas, lo que se desprende de las relaciones obtenidas a partir de operaciones con matrices de bloques y que se presentan a continuación:

(2.42)

Como aproximación inicial podemos tomar:

Luego los arroyos en los árboles:

.

Se pueden seleccionar diferentes ramas del circuito original como cuerdas, complementando el árbol seleccionado para formar contornos. El número de combinaciones está determinado por el número posible de árboles, calculado utilizando el determinante de Trent generado para nodos independientes:

, (2.43)

¿Dónde está el número de ramas asociadas al nodo? – el número de ramas que conectan nodos y .

Ejemplo 2.4. Determinar el número de árboles para el diagrama.

La optimización del contorno se lleva a cabo según el siguiente algoritmo.

1) Se elabora un esquema de cálculo.

2) Se determinan las dependencias para contabilizar los costos en la línea del esquema de cálculo. Para ello se pueden utilizar todas las funciones de aproximación hasta el límite exactamente inferior de los costes de las nuevas líneas.

3) Se seleccionan y numeran las cuerdas para las cuales se acepta la aproximación de flujo inicial, y se cuentan los flujos en las ramas del árbol.

4) Se organiza un ciclo a lo largo de acordes, en el que se realizan secuencialmente los siguientes pasos: siguientes operaciones:

– para la cuerda actual, se visualiza el contorno que cierra;

– a partir del caudal recibido en la cuerda se determinan los caudales en los ramales del circuito;

– para los caudales en los ramales del circuito, se calculan los costos en cada ramal y los costos totales en todos los ramales del circuito;

– cambiando secuencialmente el valor de los flujos de cuerda en sentido creciente o decreciente, mientras se determinan nuevos flujos en los ramales del circuito y nuevos costos, que se comparan con los anteriores hasta encontrar el mínimo.

De este modo se lleva a cabo la optimización. Si los costos se calculan por aproximación, entonces podemos considerar flujos en una cuerda en la que aparece en el circuito un ramal con potencia nula, lo que garantiza costos mínimos. Después de esto, el acorde actual se transfiere a esta rama.

5) Después de salir del ciclo, se compara la nueva posición de los acordes con la anterior. Si no coincide, se realiza otro ciclo de optimización. Si hay una coincidencia, el cálculo finaliza. Normalmente dos o tres ciclos son suficientes.

Ejemplo 2.5. Elegir plan optimo desarrollo de la red de 220 kV, que se presenta en la Figura 2.25-a.

Para la red considerada, el desarrollo está asociado con un aumento de cargas y la conexión de una nueva subestación. La línea de puntos muestra posibles rutas de líneas eléctricas. La Figura 2.25-b muestra las curvas de costos para líneas eléctricas nuevas y existentes y sus aproximaciones lineales.

La tabla muestra expresiones para determinar los costos de cada rama del esquema de diseño, teniendo en cuenta la longitud.

Tabla 2.6

Línea	Costo
0-1
1-2
2-3
0-3

Solo hay 1 contorno en el esquema de diseño y tomaremos la sección 2-3 como posición inicial de la cuerda. Seleccionemos todas las ramas del circuito para calcular los costos. El proceso iterativo se presenta en la Tabla 2.7:

Tabla 2.7

0-1
1-2
2-3
0-3

En la posición inicial del acorde, los costos ascendieron a 812 mil rublos. Mover la cuerda a una posición adyacente cambió los flujos y redujo los costos. Un mayor movimiento en la misma dirección ya no resultó rentable.

Como resultado de la optimización, se encuentra un árbol correspondiente al costo mínimo.

Para una red de cualquier complejidad, el proceso iterativo converge con bastante rapidez. En este caso, se pueden utilizar algoritmos rápidos especiales utilizados para redes de bucle abierto. Se basan en el método de "asignación de segunda dirección".

El árbol obtenido como resultado de la optimización determina la base de la red en desarrollo, que puede complementarse teniendo en cuenta los requisitos de confiabilidad y calidad del modo.

Consideremos la esencia del método de mapeo de segundas direcciones, que se puede utilizar al elegir el árbol óptimo de una red en desarrollo. Consideremos un circuito abierto (Fig. 2.26), en el que la carga se suministra desde el centro de energía a varios consumidores. Para cargas nodales dadas, por ejemplo corriente, la corriente de cada rama se determina simplemente sumando las corrientes de los nodos que pasan por esta rama. Si el diagrama de red se especifica en pares de nodos para cada rama estrictamente en la dirección de la CPU, lo cual es bastante natural, entonces el número de serie del nodo inicial de la rama en la lista (matriz) de nodos finales lo facilitará. para organizar un paso desde cualquier nodo a la CPU, que debe tener una ruta especial para completar el número de ruta, por ejemplo negativo. Los números así encontrados para cada sucursal se denominan “segunda dirección”.

Tabla 2.8

Número de artículo.	Naciones Unidas	Reino Unido	ESO	UN2	Corriente de rama (TV)
	-10			-10	10+4+6+8+5=33
					5+4+8=17

La tabla muestra los datos iniciales y las etapas de cálculo de las corrientes derivadas. Designaciones de matriz aquí: UN – nodos iniciales, UK – nodos finales de sucursales, TU – corrientes de nodo, TV – corrientes de sucursal, UN2 – asignaciones de segundas direcciones.

Al analizar la tabla, debe prestar atención al hecho de que con una configuración de red especificada correctamente, cada número de nodo en la matriz UN se puede encontrar en la matriz UK. Como ya se señaló, su lugar, es decir. El número de secuencia en esta matriz se llama asignación de segunda dirección.

Las direcciones encontradas se pueden utilizar para determinar corrientes derivadas, flujos de potencia, pérdidas, es decir. para calcular la moda. Consideremos el procedimiento para determinar las corrientes por ramas. Aquí, primero, todos los elementos de la matriz TU se reescriben en la matriz de TV, y luego las corrientes de todos los nodos, comenzando desde el último, se superponen sumando las corrientes de las ramas a través de las cuales el nodo se alimenta desde la fuente de alimentación. punto de acuerdo con las segundas direcciones.

El cálculo de la distribución del flujo de energía, teniendo en cuenta las pérdidas de potencia y tensión, se realiza de forma similar.

Consideremos dos algoritmos utilizados en el análisis de redes de bucle abierto.

La Figura 2.27 muestra un diagrama de bloques del algoritmo para determinar segundas direcciones y la Figura 2.28 muestra un diagrama de bloques del algoritmo para calcular la distribución actual.

En el algoritmo de optimización de contorno de una red en desarrollo, las cuerdas se combinan en una matriz separada, donde se forman segundas direcciones para ambos nodos de la rama abierta. En el ciclo de optimización, se determina un nodo de potencia para cada cuerda, que actúa como CPU y limita el movimiento de la posición de la cuerda en el proceso de optimización unidimensional.

2.8.6. El método de rama y unión (BMB) para elegir el método óptimo
red de distribución

Las redes de distribución, por regla general, funcionan en circuitos abiertos. La base para seleccionar una nueva red es encontrar el árbol de costo mínimo. Número posibles árboles enorme y estará determinada por el determinante de Trento. árbol óptimo se puede encontrar calculando los costos de cada árbol del conjunto completo de árboles posibles. Pero esa visualización de todas las combinaciones no es realista ni siquiera con los ordenadores modernos.

La esencia del método de ramificación y vinculación es dividir todo el conjunto de posibles planes en subconjuntos, seguido de una evaluación simplificada de la efectividad de cada uno y descartar (excluir de un análisis posterior) los subconjuntos poco prometedores. En esencia, se trata de un método combinatorio, pero con una enumeración específica de opciones. El método apareció por primera vez en 1960 para resolver un problema de programación entera lineal, pero pasó desapercibido y recién en 1963 se utilizó de manera efectiva para resolver el problema de un viajante de comercio que debe recorrer todos los puntos comerciales a lo largo de la ruta más corta. Los atletas de orientación también resuelven un problema similar.

El conjunto original y todos los actuales se dividen en subconjuntos separados, donde es el número de partición y es el número de serie del subconjunto en la etapa de partición (Fig. 2.29).

Para el set original hay un plan desconocido con costos mínimos

, (2.44)

¿Dónde está exactamente el límite inferior de costos, que se desconoce?

es el límite inferior exacto de los costos, que también existe para .

Creemos que existe la posibilidad de una determinación bastante simple de alguna estimación de costos externos para este subconjunto, para el cual se cumple la condición. Esta estimación se puede utilizar para identificar subconjuntos “caros” que pueden excluirse de una mayor partición. Para aumentar la confiabilidad en subconjuntos competitivos, también consideran evaluaciones internas, para lo cual . Las evaluaciones externas e internas se muestran en la Figura 2.30.

Los subconjuntos prometedores se dividen de manera similar. El proceso de ramificación continúa hasta que quedan varias opciones en el subconjunto (2÷4) o las estimaciones externa e interna = coinciden.

Consideremos la aplicación de la idea del método de rama y acotado al problema de buscar una nueva red de distribución con aproximación lineal de costos en la rama del esquema de cálculo.

norte La tensión nominal de una línea de transmisión de energía afecta significativamente sus indicadores técnicos y económicos. A alta tensión nominal es posible la transmisión energía alta a largas distancias y con menos pérdidas. La capacidad de transmisión de energía al pasar al siguiente nivel de tensión nominal aumenta varias veces. Al mismo tiempo, con un aumento en la tensión nominal, las inversiones de capital en equipos y construcción de líneas eléctricas aumentan significativamente.

Los voltajes nominales de las redes eléctricas en Rusia están establecidos por GOST 21128 – 83 (Tabla 1).

Mesa 1

Tensiones nominales entre fases, kV,

para tensiones superiores a 1000 V según GOST 721–77 (ST SEV 779–77)

Redes y receptores	Generadores y compensadores síncronos.	Transformadores y autotransformadores	Voltaje de funcionamiento más alto
sin cambiador de tomas bajo carga	con cambiador de tomas bajo carga
devanados primarios	devanados secundarios	devanados primarios	devanados secundarios
(3) *	(3,15) *	(3) y (3.15)**	(3.15) y (3.3)	–	(3,15)	(3,6)
	6,3	6 y 6,3**	6.3 y 6.6	6 y 6,3**	6.3 y 6.6	7,2
	10,5	10 y 10,5**	10,5 y 11,0	10 y 10,5**	10,5 y 11,0	12,0
	21,0		22,0	20 y 21.0**	22,0	24,0
	–		38,5	35 y 36,75	38,5	40,5
	–	–		110 y 115	115 y 121
(150) *	–	–	(165)	(158)	(158)	(172)
	–	–		220 y 230	230 y 242
	–
	–				–
	–				–
	–	–	–		–

* Las tensiones nominales indicadas entre paréntesis no se recomiendan para redes de nuevo diseño.

** Para transformadores y autotransformadores conectados directamente a barras colectoras de tensión del generador. centrales eléctricas o a las terminales de los generadores.

La tensión nominal económicamente viable de una línea de transmisión de energía depende de muchos factores, entre los cuales los más importantes son la tensión transmitida. potencia activa y distancia. La literatura de referencia proporciona áreas de aplicación de redes eléctricas de diferentes tensiones nominales, construidas sobre la base de un criterio inadecuado en una economía de mercado. Por lo tanto, la elección de una opción de red eléctrica con una determinada tensión nominal debe realizarse sobre la base de otros criterios, por ejemplo, el criterio del coste total (ver cláusula 2.4). Sin embargo, se pueden obtener valores aproximados de las tensiones nominales utilizando métodos anteriores (por ejemplo, utilizando fórmulas y tablas empíricas que tienen en cuenta el rango máximo de transmisión y la capacidad de líneas de diferentes tensiones nominales).

Las dos fórmulas empíricas siguientes para determinar el voltaje se utilizan con mayor frecuencia: Ud.:

O

, (1)

Dónde R- potencia transmitida, MW; yo- longitud de la línea, km.

Las tensiones obtenidas se utilizan para seleccionar la tensión nominal estándar, no siendo necesario en absoluto elegir una tensión que sea siempre mayor que la obtenida mediante estas fórmulas. Si la diferencia en los costos totales de las opciones de red eléctrica comparadas es inferior al 5%, se debe dar preferencia a la opción de utilizar un voltaje más alto. Capacidad y rango de transmisión de líneas de 35 a 1150 kV, teniendo en cuenta las secciones de cable más utilizadas y las condiciones reales. longitud media Los VL se dan en la tabla. 2.

Mesa 2

Capacidad y rango de transmisión de líneas 35-1150 kV

Tensión de línea, kV	Sección transversal del cable, mm 2	Potencia transmitida, MW	Longitud de la línea eléctrica, km
natural	con densidad de corriente 1,1 A/mm 2*	máximo (con eficiencia = 0,9)	promedio (entre dos subestaciones adyacentes)
	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		–

* Para líneas aéreas 750–1150 kV 0,85 A/mm 2.

Las variantes de la red eléctrica diseñada o sus secciones individuales pueden tener diferentes voltajes nominales. Por lo general, primero se determinan los voltajes del cabezal y de las secciones más cargadas. Las secciones de la red en anillo, por regla general, deben funcionar con la misma tensión nominal.

Las tensiones de 6 y 10 kV están destinadas a redes de distribución en las ciudades, zonas rurales y en empresas industriales. El voltaje predominante es de 10 kV; las redes de 6 kV se utilizan cuando las empresas tienen una carga significativa de motores eléctricos con un voltaje nominal de 6 kV. No se recomienda el uso de tensiones de 3 y 20 kV para redes de nuevo diseño.

El voltaje de 35 kV se utiliza para crear centros de energía de 6 y 10 kV principalmente en zonas rurales. En Rusia ( ex URSS) Se han generalizado dos sistemas de tensión de redes eléctricas (110 kV y superiores): 110–220–500 y 110(150)–330–750 kV. El primer sistema se utiliza en la mayoría de los IPS, el segundo, después de la división de la URSS, permaneció solo en los IPS del noroeste (en los IPS del centro y en los IPS del norte del Cáucaso, siendo el sistema principal 110-220 -Las redes de 500 kV, 330 kV también tienen distribución limitada).

La tensión de 110 kV es la más utilizada para las redes de distribución en todos los IPS, independientemente del sistema de tensión adoptado. Las redes de 150 kV realizan las mismas funciones que las redes de 110 kV, pero están disponibles solo en Kola Energy System y no se utilizan para redes de nuevo diseño. Se utiliza un voltaje de 220 kV para crear centros de energía para una red de 110 kV. Con el desarrollo de la red de 500 kV, la red de 220 kV adquirió principalmente funciones de distribución. El voltaje de 330 kV se utiliza para la columna vertebral de los sistemas eléctricos y la creación de centros de energía para redes de 110 kV. Las redes troncales funcionan a una tensión de 500 o 750 kV, según el sistema de tensión adoptado. Para IPS, donde se utiliza un sistema de voltaje de 110–220–500 kV, se acepta un voltaje de 1150 kV como siguiente etapa.

Ejemplo 2

Para las opciones de desarrollo de red seleccionadas en el ejemplo 1 b, V puede diferir de los valores dados en esta escala. mi(Fig. 1) seleccione las tensiones nominales de las secciones de la red. Valores de cargas activas en puntos de alimentación: R 1 = 40 MW, R 2 = 30 MW y R 3 = 25 MW.

Solución. Todas las opciones consideradas se caracterizan por la presencia de una sección principal de la red, CPU - 1. Flujo de energía en esta sección de la red (sin tener en cuenta las pérdidas de energía en otras) igual a la suma cargas de las tres unidades de potencia, es decir R CPU – 1 = R 1 + R 2 + R 3 = 95 MW. Según las expresiones (1), obtenemos voltajes para este tramo de la red o

y, de acuerdo con la escala de voltaje recomendada (Tabla 1), se puede aceptar un voltaje nominal de 110 o 220 kV. Actual modo de emergencia para una sección determinada de la red en Ud. n = 110 kV es igual a

y, en Ud. norte = 220 kV – 268 kA. Para ambas clases de voltaje, se puede utilizar el grado de cable AC-240/32 en una red de 110 kV según el calentamiento permitido, en una red de 220 kV, según las condiciones de corona. Consideremos las secciones restantes de la red diseñada.

La sección 1 – 2 es típica para todas las opciones de desarrollo de red. b, V Y mi(Fig. 1) y se diferencia en ellos solo en el nivel de flujo de energía a través de él. Para la opción b Los voltajes según las expresiones (1) son respectivamente iguales. Ud. 1 – 2 = 79,18 y Ud. 1 – 2 = 96,08 kV, para opciones V Y UE 1 – 2 = 92,14 y Ud. 1 – 2 = 119,13 kV.

La sección 1 – 3 es típica para dos opciones de desarrollo de red – b Y mi. Para la opción b los voltajes para esta sección de acuerdo con las expresiones (1) son respectivamente iguales a Ud. 1 – 3 = 80 y Ud. 1 – 3 = 91,29 kV, opción mi–Ud. 1 – 3 = 97,43 y Ud. 1 – 3 = 123,61 kV.

Las secciones 2 a 3 son típicas de las opciones. V Y mi. Los voltajes para esta sección son iguales. Ud. 2 – 3 = 73,7 y Ud. 2 – 3 = 92,59 kV.

Tensión hasta 1000 V

Las redes eléctricas con voltajes de hasta 1000 V sirven para distribuir electricidad desde subestaciones transformadoras para alimentar a los consumidores. Consisten en líneas de suministro, principales y ramales.

Línea de suministro diseñado para transmitir electricidad desde un cuadro con voltaje de hasta 1000 V a un punto de distribución, línea principal o un receptor de energía separado.

Carretera diseñado para transmitir electricidad a varios puntos de distribución o receptores de energía conectados a él en varios puntos.

Rama parte de la línea principal hacia un receptor eléctrico o desde un punto de distribución hacia uno o varios pequeños consumidores eléctricos incluidos en la línea.

Diagrama de una red radial. Diagrama de red troncal

1 – subestación, 2 – punto de distribución, 3 – receptor eléctrico.

La frecuencia de las inspecciones de redes eléctricas con voltajes de hasta 1000 V está establecida por instrucciones locales dependiendo de las condiciones de operación, pero al menos una vez cada tres meses. La medición de cargas de corriente, la temperatura de las redes eléctricas y las pruebas de aislamiento generalmente se combinan con pruebas de revisión de los cuadros a los que están conectadas las redes eléctricas. Durante las inspecciones de las redes de talleres. atención especial preste atención a roturas, mayor hundimiento de alambres o cables, manchas de masilla en embudos de cables, etc. Con un cepillo de pelo, limpie los alambres y cables del polvo y la suciedad, así como las superficies exteriores de las tuberías con cableado eléctrico y cajas de derivación.

Verifique el buen contacto del conductor de tierra con el circuito de tierra o la estructura de tierra; conexiones desmontables desmontado, limpiado hasta obtener un brillo metálico, montado y apretado.

Se inspeccionan alambres y cables, las áreas dañadas del aislamiento se restauran envolviéndolas con cinta CB o cinta de PVC. La resistencia de aislamiento se mide con un megaóhmetro de 1000 V; si es inferior a 0,5 mOhm, las secciones de cableado con baja resistencia de aislamiento se reemplazan por unas nuevas.

Abra las tapas de las cajas de sucursales. Si hay humedad y polvo en el interior de la caja, en los contactos y cables, comprobar el estado de las juntas de la tapa de la caja en las entradas a la caja. Se sustituyen las juntas que han perdido su elasticidad y no aseguran la estanqueidad de las cajas. Las conexiones con rastros de oxidación o fusión se desmontan, se limpian, se lubrican con vaselina técnica y se montan.

Verifican el hundimiento, que para cables y cableado de cuerdas no debe ser superior a 100 - 150 mm para un tramo de 6 m, y no superior a 200 - 250 mm para un tramo de 12 m. Si es necesario, se aprietan las áreas con una gran cantidad de hundimiento. La tensión de los cables de acero se realiza hasta el mínimo hundimiento posible. En este caso, la fuerza de tensión no debe exceder el 75% de la fuerza de rotura permitida para una determinada sección del cable.

Dependiendo de los métodos de instalación, las condiciones de enfriamiento de los cables cambian. Esto conduce a la necesidad de ajustar las cargas actuales permitidas.

Las cargas de corriente permitidas a largo plazo en cables con aislamiento de caucho y cloruro de polivinilo se determinan a partir de las condiciones de calentamiento de los conductores a una temperatura determinada; a temperatura ambiente, las cargas sobre los cables tendidos en cajas, así como en bandejas, se consideran como conductores tendidos en tuberías.

Al calcular redes eléctricas con voltajes de hasta 1000 V, la sección transversal de los cables se selecciona de acuerdo con la carga de corriente permitida a largo plazo y se verifica la desviación de voltaje permitida en la red.

Para simplificar estos cálculos, puede utilizar el método nomográfico para determinar la sección transversal de las líneas eléctricas en función de las condiciones de calefacción y la desviación de voltaje. El método permite seleccionar secciones para el cableado interno de edificios.

A continuación se presentan nomogramas para determinar la sección transversal de líneas de cable.

Nomograma para determinar la sección de líneas de cables con tensiones hasta 1000 V.

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

5 – =0,8; 6 – =0,75; 7 – =0,7.

Yo – 10%; II – 5%; III – 2,5%.

En el lado derecho del nomograma para valores de potencia conocidos R y el factor de potencia en el rango de 0,7 a 1 determinan la corriente en la línea I. Esta parte del nomograma es lineal e implementa la expresión

Dónde R – potencia de carga activa calculada, kW; - tensión nominal de la red.

La sección transversal de la línea eléctrica que satisface las condiciones de calefacción se selecciona teniendo en cuenta los requisitos del PUE.

donde - durante mucho tiempo corriente permitida cargas. Dado que la corriente permitida a largo plazo para líneas de cable depende del material de aislamiento y del método de instalación, el nomograma muestra

cuatro escalas gama estándar Secciones de conductores de fase.

En el lado izquierdo del nomograma para el momento de carga.

Por desviación permitida voltaje y un factor de potencia conocido, se determina la sección transversal de los cables de la línea eléctrica que satisface el nivel de voltaje dado. Para construir dependencias en el nomograma, se utiliza la expresión.

Dónde r,x- Componentes activos e inductivos de la resistencia de línea.

Estas dependencias se combinan en una familia de curvas para tres valores de desviaciones de voltaje permitidas.

El primer valor del 2,5% es la reducción de voltaje permitida de las lámparas más distantes de la iluminación de trabajo interna de empresas industriales y edificios públicos.

El segundo valor del 5% es el mismo en los terminales de los motores eléctricos.

El tercer valor del 10% es el mismo en los modos de posemergencia.

Verificación de sección línea de cable De acuerdo con la desviación de voltaje permitida para todo tipo de redes de cables, se elabora en una escala para cables con aislamiento de plástico cuando se colocan en el suelo.