Trasformatore di misura della corrente

Nel moderno installazioni elettriche la tensione arriva 750 kV e superiore e le correnti sono misurate in decine di kiloampere o più. Misurarli direttamente richiederebbe strumenti di misura elettrici molto ingombranti e costosi. In alcuni casi tali misurazioni sarebbero completamente impossibili. Inoltre, durante la manutenzione dei dispositivi collegati direttamente alla rete ad alta tensione, il personale di servizio sarebbe esposto grande pericolo elettro-shock. L'uso di trasformatori di corrente di misura amplia i limiti di misurazione dell'elettricità convenzionale strumenti di misura e allo stesso tempo li isola dai circuiti ad alta tensione.

I trasformatori di corrente di misura vengono utilizzati per collegare amperometri, voltmetri, wattmetri, relè di protezione e dispositivi di automazione elettrica, contatori per la registrazione della produzione e del consumo energia elettrica. La precisione della misurazione e misurazione dell'energia elettrica dipende dal loro lavoro parametri elettrici, correttezza e affidabilità della protezione del relè.

Circuito del trasformatore di corrente

Nel diagramma:

Avvolgimento primario L1-L2
Avvolgimento secondario I1-I2
I 1 - corrente di linea;
I 2 - corrente che scorre nell'avvolgimento secondario;

Gli elementi principali del trasformatore di corrente di misura coinvolti nella conversione di corrente sono gli avvolgimenti primari e secondari avvolti sullo stesso nucleo magnetico. L'avvolgimento primario del trasformatore di corrente di misura è collegato in serie (nella sezione trasversale del conduttore di corrente ad alta tensione). All'avvolgimento secondario sono collegati strumenti di misura (amperometro, avvolgimento di corrente del contatore) o relè. Quando il trasformatore di corrente di misura è in funzione, l'avvolgimento secondario è sempre cortocircuitato verso il carico.

L'avvolgimento primario insieme al circuito ad alta tensione è chiamato circuito primario, mentre il circuito esterno che riceve le informazioni di misurazione dall'avvolgimento secondario del trasformatore di corrente dello strumento (ovvero il carico e i cavi di collegamento) è chiamato circuito secondario. Il circuito formato dall'avvolgimento secondario e dal circuito secondario ad esso collegato è chiamato ramo di corrente secondario.

Non esiste alcun collegamento elettrico tra l'avvolgimento primario e quello secondario del trasformatore di corrente di misura. Sono isolati l'uno dall'altro alla piena tensione operativa. Ciò consente di collegare direttamente strumenti di misura o relè all'avvolgimento secondario e quindi eliminare l'impatto dell'alta tensione applicata all'avvolgimento primario sul personale di manutenzione, poiché entrambi gli avvolgimenti sono sovrapposti allo stesso circuito magnetico, sono accoppiati magneticamente.

Principali parametri e caratteristiche del trasformatore di corrente di misura

Trasformatore di corrente di misura TNSh

Caratteristiche:

Tensione nominale 0,66 kV
Corrente secondaria nominale 5A
Corrente primaria nominale 15000A, 25000A

Tensione nominale- valore attuale tensione di linea, al quale è destinato a funzionare il trasformatore di corrente di misura, indicato nella scheda tecnica del trasformatore di corrente di misura. Per i trasformatori di corrente di strumenti domestici viene adottata la seguente scala di tensione nominale: kV;

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

Corrente primaria nominale Io 1 - indicato nella tabella dei valori nominali del trasformatore di corrente di misura, passante attraverso l'avvolgimento primario, in cui è previsto il funzionamento continuo del trasformatore di corrente di misura. Per i trasformatori di corrente di misura domestici, viene adottata la seguente scala di correnti primarie nominali, UN:

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.

Nella misura dei trasformatori di corrente destinati al completamento di turbogeneratori e generatori di idrogeno, i valori corrente nominale Sopra 10.000 A possono differire dai valori indicati in questa scala.

Trasformatori di corrente per strumenti progettati per la corrente primaria nominale 15; 30; 75; 150; 300; 600; 750; 1200; 1500; 3000 E 6000 A, dovrebbero essere consentiti senza limiti a lungo la corrente primaria operativa più alta, rispettivamente uguali 16; 32; 80; 160; 320; 630; 800; 1250; 1600; 3200 E 6300 A. Negli altri casi, la corrente primaria più alta è uguale alla corrente primaria nominale.

Corrente secondaria nominale io 2n - indicato nella scheda tecnica del trasformatore di misura corrente attuale passando attraverso l'avvolgimento secondario. Si presuppone che la corrente secondaria nominale sia 1 O 5A e la corrente 1A consentito solo per la misurazione di trasformatori di corrente con corrente primaria nominale fino a 4000 A. In accordo con il cliente è possibile realizzare trasformatori di corrente di misura con corrente secondaria nominale 2 O 2,5 A

Rapporto di trasformazione del trasformatore di corrente di misura uguale al rapporto corrente primaria alla corrente secondaria.

Nei calcoli di misura dei trasformatori di corrente vengono utilizzate due grandezze: il rapporto di trasformazione effettivo N e rapporto di trasformazione nominale n n. Per rapporto di trasformazione effettivo n si intende il rapporto tra la corrente primaria effettiva e la corrente secondaria effettiva. Per rapporto di trasformazione nominale nн si intende il rapporto tra la corrente primaria nominale e la corrente secondaria nominale.

Resistenza del trasformatore di corrente di misura agli influssi meccanici e termici caratterizzato da corrente di resistenza elettrodinamica e corrente di resistenza termica.

Valori di tensione nominale ai terminali dei prodotti collegati elettricamente, inclusi macchine elettriche, stabilito da GOST 23366-78. I requisiti di questo GOST non si applicano ai circuiti chiusi all'interno di macchine elettriche; su circuiti che non sono caratterizzati da valori di tensione fissi, ad esempio, sui circuiti interni di potenza di azionamenti elettrici con controllo della velocità del motore e sui circuiti dei dispositivi di compensazione potere reattivo, protezione, controllo, misurazioni, sugli elettrodi di celle e batterie. Numeri 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)

Gli standard per gruppi specifici e tipi di prodotti contenenti intervalli di tensione, inclusi GOST 21128-83, GOST 721-77, che stabiliscono tensioni nominali per sistemi di alimentazione, reti di fonti, convertitori e ricevitori di energia elettrica, sono restrittivi rispetto a GOST 23366 -78 e formare con esso un unico insieme di norme.

GOST 23366-78 stabilisce i seguenti valori di tensione nominale per i prodotti: consumatori, fonti e convertitori di energia elettrica.

Tensioni nominali delle utenze:

serie principale di tensioni costanti e corrente alternata, V: 0,6; 1.2; 2.4; 6; 9; 12; 27; 40; 60; 110; 220; 380; 660; 1140; 3000; 6000; 10000; 20000; 35000;

Intervallo di tensione CA ausiliaria, V:

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

serie di tensioni ausiliarie corrente continua, IN:

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.

Tensioni nominali delle sorgenti di energia elettrica CA e dei convertitori, IN:

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.

Tensioni nominali di fonti e convertitori di energia elettrica CC, V:

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

Per le fonti di alimentazione di apparecchiature automobilistiche e di trattori, lo standard consente l'uso di tensioni nominali di 7 V e 14 V CA e 7 V, 14 V, 28 V CC, nonché 36 V CA con una frequenza di 400 e 1000 Hz e 57 V CC per le fonti di alimentazione aereo.

Per linee di alimentazione corte, la norma consente che la tensione nominale delle sorgenti e dei convertitori sia uguale alla tensione dei ricevitori.

I valori nominali e le deviazioni di frequenza consentite dei sistemi di alimentazione, delle fonti, dei convertitori e dei ricevitori di energia elettrica ad essi direttamente collegati, che funzionano in stato stazionario a frequenze fisse nell'intervallo da 0,1 a 10000 Hz, sono stabiliti da GOST 6697-83. Il GOST specificato stabilisce le seguenti serie principali di frequenze nominali delle fonti di energia elettrica, Hz:

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

Per convertitori e ricevitori di energia elettrica, le frequenze nominali, Hz, sono selezionate dall'intervallo 0,1; 0,25; 0,5; 1,0; 2,5; 5,0; 10; 12,5; 16|; 50; 400; 1000; 2000; 4000; 10000.

Per una serie di azionamenti speciali e relative fonti di energia, in particolare per centrifughe, separatori, macchine per la lavorazione del legno, utensili elettrici, elettromandrini senza riduttore, apparecchiature elettrotermiche, la norma consente l'uso di frequenze aggiuntive, Hz, nell'intervallo 100, 150, 200 , 250, 300, 500, 600 , 800, 1200, 1600, 2400, 8000.

Per le apparecchiature aeronautiche, gli aeromobili e le relative apparecchiature di manutenzione è consentita una frequenza di 6000 Hz.

Le deviazioni di frequenza consentite, % della frequenza nominale, vengono selezionate dall'intervallo 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 e sono stabiliti in norme per specifiche tipologie di sorgenti, convertitori o sistemi di alimentazione.

Per le reti scopo generale gli standard di qualità per l'energia elettrica nei suoi ricevitori sono stabiliti da GOST 13109-67. La norma stabilisce i seguenti indicatori di qualità dell’energia:

• quando alimentato da reti elettriche corrente monofase- deviazione di frequenza, deviazione di tensione, intervallo di fluttuazioni di frequenza, intervallo di variazioni di tensione, coefficiente non sinusoidale di tensione;
• quando alimentato da reti elettriche trifase: deviazione di frequenza, deviazione di tensione, intervallo di fluttuazione di frequenza, intervallo di variazione di tensione, coefficiente di non sinusoidalità, asimmetria di tensione e coefficienti di squilibrio;
• quando alimentato da reti elettriche CC: deviazione di tensione, intervallo di variazione di tensione, coefficiente di ondulazione della tensione.

STANDARD INTERSTATALE "TENSIONI STANDARD"

Tensioni standard

Data di introduzione 01/01/93

DATI INFORMATIVI

1. PREPARATO E PRESENTATO dal Comitato Tecnico di Normazione TC 117 “Fornitura Energetica”

2. APPROVATO ED ENTRATO IN VIGORE con Risoluzione Standard dello Stato n. 265 del 26 marzo 1992

3. Il presente standard è stato preparato utilizzando il metodo applicazione diretta norma internazionale IEC 38-83 “Tensioni standard raccomandate dalla IEC” con requisiti addizionali, riflettendo le esigenze economia nazionale

4. INTRODOTTO PER LA PRIMA VOLTA

5. DOCUMENTI NORMATIVI E TECNICI DI RIFERIMENTO

6. REPUBBLICAZIONE. Maggio 2004

Questa norma si applica a:

Sistemi di trasmissione di potenza, reti di distribuzione e sistemi di alimentazione per consumatori di corrente alternata, che utilizzano frequenze standard di 50 o 60 Hz con una tensione nominale superiore a 100 V, nonché apparecchiature che funzionano in questi sistemi;

Reti di trazione AC e DC;

Apparecchiature CC con una tensione nominale inferiore a 750 V e apparecchiature CA con una tensione nominale inferiore a 120 V e una frequenza (tipicamente, ma non limitata a) 50 o 60 Hz. Tali apparecchiature includono batterie primarie o secondarie, altre fonti di alimentazione CA o CC, apparecchiature elettriche (compresi impianti industriali e telecomunicazioni), vari apparecchi e dispositivi elettrici.

La norma non si applica alle tensioni dei circuiti di misura, ai sistemi di trasmissione del segnale, nonché alle tensioni dei singoli componenti ed elementi inclusi nelle apparecchiature elettriche.

Le tensioni CA indicate in questa norma sono valori effettivi.

Questo standard viene utilizzato insieme a GOST 721, GOST 21128, GOST 23366 e GOST 6962.

I termini utilizzati nella norma e le relative spiegazioni sono riportati nell'appendice.

I requisiti che riflettono le esigenze dell’economia nazionale sono evidenziati in grassetto.

1. TENSIONI STANDARD DELLE RETI E DELLE APPARECCHIATURE CA

CORRENTE NEL CAMPO DA 100 A 1000 V COMPRESO

Le tensioni standard nell'intervallo specificato sono riportate nella tabella. 1. Si riferiscono alle reti trifase a quattro fili e monofase a tre fili, compresi i rami monofase da esse.

Tabella 1

* Le tensioni nominali delle reti esistenti a 220/380 e 240/415 V devono essere portate al valore consigliato di 230/400 V. Fino al 2003, come primo passo, gli enti erogatori di energia elettrica nei paesi con una rete a 220/380 V dovranno portare le tensioni al valore 230/400 V (%).

Anche gli enti erogatori di energia elettrica nei paesi con rete a 240/415 V devono adeguare questa tensione a 230/400 V (%). Dopo il 2003 dovrà essere raggiunta una portata di 230/400 V ± 10%. Verrà poi esaminata la questione dell'abbassamento dei limiti. Tutti questi requisiti valgono anche per la tensione 380/660 V. Essa deve essere ridotta al valore consigliato di 400/690 V.

**Non utilizzare insieme a 230/400 e 400/690 V.

Nella tabella 1 per reti trifase a tre o quattro fili, il numeratore corrisponde alla tensione tra fase e zero, il denominatore corrisponde alla tensione tra fasi. Se viene specificato un valore, corrisponde alla tensione concatenata di una rete a tre fili.

Per le reti monofase a tre fili, il numeratore corrisponde alla tensione tra fase e zero, il denominatore alla tensione tra le linee.

Tensioni superiori a 230/400 V vengono utilizzate principalmente nell'industria pesante e in grandi edifici per scopi commerciali.

2. TENSIONI STANDARD DEI SISTEMI DI ALIMENTAZIONE

TRASPORTO ELETTRIFICATO ALIMENTATO PER CONTATTO

RETI IN CORRENTE CONTINUA ED ALTERNATA

Le tensioni standard sono riportate nella tabella. 2.

Tavolo 2

Tipo di tensione catenaria	Tensione, V	Frequenza nominale nella rete in corrente alternata, Hz
	minimo	nominale	massimo
Permanente	(400)*	(600)	(720)
		3600**
Variabile	(4750)	(6250)	(6900)	50 o 60
				50 o 60

* In particolare, sui sistemi AC monofase, la tensione nominale di 6250 V deve essere utilizzata solo quando le condizioni locali non consentono l'utilizzo della tensione nominale di 25000 V.

I valori di tensione riportati in tabella sono adottati dal Comitato Internazionale sulle Apparecchiature per la Trazione Elettrica e dal Comitato Tecnico IEC 9 “Equipaggiamenti per la Trazione Elettrica”.

** In qualche paesi europei questa tensione raggiunge i 4000 V. Apparecchiature elettriche Veicolo la partecipazione al traffico internazionale con questi paesi deve mantenere questo valore massimo per brevi periodi fino a 5 minuti.

3. TENSIONI STANDARD DELLE RETI E DELLE APPARECCHIATURE CA

CORRENTE NELLA GAMMA SUPERIORE DA 1 A 35 kV COMPRESI

Le tensioni standard sono riportate nella tabella. 3.

Serie 1 - tensioni con una frequenza di 50 Hz, serie 2 - tensioni con una frequenza di 60 Hz. In un paese si consiglia di utilizzare solo una delle serie di tensione.

I valori indicati in tabella corrispondono alle tensioni concatenate.

I valori tra parentesi non sono preferiti. Questi valori non sono consigliati durante la creazione di nuove reti.

Tabella 3

Episodio 1	Episodio 2
		Tensione massima per l'apparecchiatura, kV	Tensione di rete nominale, 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***	-	-

* Questa tensione non deve essere utilizzata in reti elettriche di uso generale.

** Queste tensioni corrispondono solitamente a reti a quattro fili, il resto a reti a tre fili.

*** Vengono prese in considerazione le questioni relative all'unificazione di questi valori.

In una rete della serie 1, le tensioni massima e minima non dovrebbero differire di oltre il ±10% dalla tensione di rete nominale.

In una rete della serie 2, la tensione massima non dovrebbe differire di oltre il 5% e la minima di oltre il 10% dalla tensione di rete nominale.

4. TENSIONI STANDARD DELLE RETI E DELLE APPARECCHIATURE CA

CORRENTE NELLA GAMMA SUPERIORE DA 35 A 230 kV COMPRESI

Le tensioni standard sono mostrate nella tabella. 4. In un Paese si consiglia di utilizzare solo uno di quelli indicati nella tabella. 4 serie e una sola tensione dai seguenti gruppi:

Gruppo 1 - 123 ... 145 kV;

Gruppo 2 - 245, 300 (vedi sezione 5), 363 kV (vedi sezione 5).

I valori tra parentesi non sono preferiti. Questi valori non sono consigliati durante la creazione di nuove reti. I valori riportati in tabella. 4, corrispondono alla tensione concatenata.

Tabella 4

In kilovolt

5. TENSIONI STANDARD DELLE RETI AC TRIFASE

CON LA PIÙ ALTA TENSIONE DELLE APPARECCHIATURE SUPERIORE A 245 kV

La tensione operativa più alta dell'apparecchiatura viene selezionata dal seguente intervallo: (300), (363), 420, 525*, 765**, 1200*** kV.

_________________

*Viene utilizzata anche una tensione di 550 kV.

** È possibile utilizzare tensioni comprese tra 765 e 800 kV, a condizione che i valori di prova per l'apparecchiatura siano gli stessi specificati dalla IEC per 765 kV.

*** Un valore intermedio compreso tra 765 e 1200 kV, rispettivamente diverso da questi due valori, verrà incluso inoltre se tale tensione sarà richiesta in qualsiasi area del mondo. In questo caso, nell'area geografica in cui viene adottato questo valore intermedio, non devono essere utilizzate tensioni di 765 e 1200 kV.

I valori della serie corrispondono alla tensione concatenata.

I valori tra parentesi non sono preferiti. Questi valori non sono consigliati durante la creazione di nuove reti.

Gruppo 2 - 245 (vedi Tabella 4), 300, 363 kV;

Gruppo 3 - 363, 420 kV;

Gruppo 4 - 420, 525 kV.

Nota. I termini "regione del mondo" e "area geografica" possono riferirsi a un paese, un gruppo di paesi o una parte grande paese, dove è selezionato lo stesso livello di tensione.

6. TENSIONI STANDARD PER APPARECCHIATURE CON NOMINALE

TENSIONE INFERIORE A 120 VCA E INFERIORE A 750 VCA

CORRENTE CONTINUA

Le tensioni standard sono riportate nella tabella. 5.

Tabella 5

Valori nominali, V
Tensione CC	Tensione CA
preferito	aggiuntivo	preferito	aggiuntivo
-	2,4	-	-
-		-	-
-		-	-
-	4,5	-	-
-		-
	-		-
-	7,5	-	-
-		-	-
	-		-
-		-
	-		-
-		-	-
	-	-
-		-	-
-	-	-
	-		-
	-	-
	-	-	-
-		-	-
-	-	-
	-		-
-		-	-
	-	-	-
-		-	-
	-	-	-
-		-	-

Note: 1. Poiché la tensione delle batterie primarie e secondarie (batterie) è inferiore a 2,4 V e la scelta del tipo di elemento utilizzato per varie applicazioni dipende da criteri diversi dalla tensione, tali tensioni non sono elencate nella tabella. I comitati tecnici IEC competenti possono specificare i tipi di elementi e le tensioni corrispondenti per una particolare applicazione.

2. Qualora sussistano giustificazioni tecnico-economiche in specifici ambiti di applicazione, è possibile utilizzare altre tensioni oltre a quelle indicate in tabella. Le tensioni utilizzate nella CSI sono stabilite da GOST 21128.

ALLEGATO 1

Informazione

TERMINI E SPIEGAZIONI

Termine	Spiegazione
Tensione nominale	La tensione a cui è progettata la rete o l'apparecchiatura e alla quale si riferiscono le sue caratteristiche operative
Tensione di rete più alta (più bassa).	Il valore di tensione più alto (più basso) che può essere osservato durante il normale funzionamento della rete in qualsiasi momento e in qualsiasi momento. Questo termine non si applica alla tensione durante i processi transitori (ad esempio durante la commutazione) e agli aumenti (diminuzioni) a breve termine della tensione
Massima tensione operativa dell'apparecchiatura	Valore più alto tensione alla quale l'apparecchiatura può funzionare normalmente tempo illimitato. Questa tensione viene impostata in base al suo effetto sull'isolamento e alle caratteristiche dell'apparecchiatura che da esso dipendono. La tensione più alta per l'apparecchiatura è il valore massimo delle tensioni più alte delle reti in cui questa attrezzatura può essere utilizzata.
	La tensione più alta è indicata solo per apparecchiature collegate a reti con tensione nominale superiore a 1000 V. Occorre però tenere presente che per alcune tensioni nominali, anche prima di raggiungere questa tensione più alta, non è più possibile effettuare le normali funzionamento dell'apparecchiatura dal punto di vista di caratteristiche dipendenti dalla tensione, come perdite nei condensatori, corrente magnetizzante nei trasformatori, ecc. In questi casi, le norme pertinenti devono fissare limiti sotto i quali operazione normale dispositivi.
	È chiaro che per le apparecchiature destinate a reti con tensione nominale non superiore a 1000 V, è opportuno caratterizzare solo la tensione nominale, sia dal punto di vista delle prestazioni che dell'isolamento
Punto di forza del consumatore	Il punto nella rete di distribuzione di un'organizzazione di fornitura di energia elettrica da cui l'energia viene fornita al consumatore
Consumatore (elettricità)	Un'impresa, organizzazione, istituzione, officina geograficamente isolata, ecc., collegata alle reti elettriche dell'organizzazione di fornitura energetica e che utilizza energia mediante ricevitori elettrici

Come è noto, la scala delle tensioni nominali delle reti elettriche superiori a 1000 V per corrente alternata per uso generale è determinata secondo GOST 721-77 e raccomanda le seguenti tensioni per le reti di nuova progettazione:

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

Quando si sceglie la tensione, è necessario tenere conto dei sistemi di tensione esistenti nella parte europea della Russia 110(150)/330/750 kV e negli Urali e in Siberia - 110/220/500/1150 kV.

La tensione può essere preselezionata utilizzando la formula empirica di G.A. Ilarionova:

dov'è la lunghezza della linea, km; – potenza trasmessa attraverso il circuito, MW.

Questa formula fornisce risultati soddisfacenti per l'intera scala delle tensioni CA nominali nell'intervallo 35–1150 kV.

Esistono altre formule empiriche per la scelta della tensione nominale. L'ambito della loro applicazione è limitato ad alcune condizioni presentate di seguito (Tabella 2.4).

Tabella 2.4

Formule per la scelta della tensione nominale di trasmissione

I campi di applicazione delle tensioni nominali standard in base alla potenza e alla portata di trasmissione sono mostrati nella Figura 2.16 e nella Tabella 2.5.

Tabella 2.5

Larghezza di banda trasmissione di potenza 110–1150 kV

U nom, kV	F, mm2	Potenza naturale, MW, all'impedenza dell'onda, Ohm	Potenza massima trasmessa per circuito, MW	Lunghezza massima di trasmissione, 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

Oggi, i due sistemi sviluppati in Russia hanno un gradino di tensione nominale all'interno di ciascuno approssimativamente pari a 2 e una differenza nella potenza trasmessa per tensioni adiacenti di 4-6 volte. Ciò porta al fatto che quando si trasmette una certa potenza, saranno necessari diversi circuiti a bassa tensione e ad alta tensione la linea sarà sottocaricata. A questo proposito, quando si sceglie una tensione, è possibile utilizzare U nom adiacente al PUE, ma con un raggio di suddivisione maggiore.

Riso. 2.16. Aree di applicazione di reti elettriche con diverse tensioni nominali. Sono indicati i limiti di pari efficienza: 1 –1150 e 500 kV; 2 – 500 e 220 kV; 3 – 220 e 110 kV; 4 – 110 e 35 kV; 5 – 750 e 330 kV; 6 – 330 e 150 kV; 7 – 150 e 35 kV

Configurazione

Quando si scelgono schemi per lo sviluppo delle reti elettriche, è possibile utilizzare le seguenti tecniche:

UN) ricostruzione della trasmissione principale aggiungendo un secondo circuito, talvolta a tensione maggiore;

B) comparsa di nuovi linee ad anello;

V) ingresso profondo a tensione più elevata.

Naturalmente, la scelta finale della tensione e della configurazione dovrebbe basarsi su calcoli tecnici ed economici.

Selezione della sezione

Nella scelta della sezione è necessario tenere conto del fenomeno corona, che determina la sezione minima ammissibile per ciascuna tensione nominale.

La sezione trasversale massima consentita per le linee di trasmissione di potenza dipende dalla tensione nominale ed è determinata dal rapporto razionale tra il consumo di metalli non ferrosi e ferrosi nella struttura della linea.

La sezione trasversale viene selezionata in base alla densità di corrente economica o agli intervalli economici. La densità economica è determinata dal costo minimo delle linee di trasmissione di energia e dipende dal tipo di linea, dal materiale del filo e dal programma di carico.

2.8.2. Intervalli economici

L'utilizzo di intervalli economici consente di escludere dal numero delle variabili le sezioni discrete e le potenze nominali dei trasformatori. Utilizzando intervalli economici è possibile presentare i costi in funzione della sola potenza trasmessa. Quando si sceglie la struttura delle capacità di generazione, i costi delle linee di trasmissione di energia possono essere presentati sotto forma di modulo. Quando si pianifica lo sviluppo della rete, è possibile utilizzare un'approssimazione più accurata nel modulo O , ma tutti hanno una lacuna in . Un'approssimazione della forma può essere utilizzata come funzione continua , secondo cui alle spese può essere ridotto selezionando ε.

Quando si scelgono gli intervalli economici per i trasformatori, i costi vengono presi in considerazione dalla seguente formula:

dov'è il costo del trasformatore; – tempo di funzionamento del trasformatore;

– il costo dell'energia persa, determinato dai costi degli ES di base;

– costo determinato dai costi nelle stazioni di punta.

Di solito, ma spesso preso .

Dalla condizione viene determinato il limite superiore dell'intervallo economico del trasformatore di potenza nominale.

2.8.3. Modello matematico per la pianificazione dello sviluppo della rete

La formazione di un modello inizia con la stesura di un diagramma di calcolo, che mostra i nodi e i rami esistenti, i nuovi nodi e possibili percorsi aggiuntivi di linee che collegano gli oggetti nel sistema. Qui dovrebbero essere prese in considerazione anche quelle linee che sono state trovate a seguito dell'analisi del modello per la scelta della struttura delle capacità di generazione. Lo schema di progettazione deve essere ragionevolmente ridondante e includere linee aggiuntive per non perdere possibili connessioni ottimali.

Per i nodi è necessario specificare i carichi e le potenze previsti dei blocchi di input. Lo schema progettuale avrà quindi nodi progettuali, anche esistenti; quelli. indice del nodo . Numero di filiali in schema di progettazione, di cui – quelli esistenti.

I flussi di potenza attiva lungo i rami possono essere considerati incogniti .

Come funzione oggettiva, consideriamo i costi nelle linee esistenti, proporzionali alle perdite di energia, e nelle nuove linee, determinati secondo le espressioni approssimative accettate per i costi:

, (2.35)

Dove .

I flussi di potenza sconosciuti lungo i rami sono soggetti alla condizione di equilibrio di potenza ai nodi, che può essere scritta in forma matriciale:

.

– matrice rettangolare delle connessioni nodo-ramo, con i suoi elementi per nodo e ramo S sono indicati e possono assumere valori pari a 1 se il ramo esce dal nodo; +1 se il ramo è compreso nel nodo e 0 se non è connesso al nodo.

Creiamo un'equazione di bilancio per il nodo (Fig. 2.19):

IN vista generale L'equazione di bilancio per qualsiasi nodo può essere scritta:

.

Quindi il problema della scelta schema ottimale rete è trovare il minimo di alcune funzioni non lineari soggetto ad un vincolo lineare sotto forma di uguaglianza .

Il problema della pianificazione dello sviluppo della rete così formulato si riduce ad un problema di programmazione non lineare. Questo problema, di regola, ha un estremo. Per risolverlo si possono utilizzare i metodi di programmazione non lineare discussi in precedenza.

2.8.4. Applicazione dei metodi del gradiente

Come è noto, l’equazione base del metodo del gradiente è:

. (2.36)

Consideriamo un esempio in cui è necessario selezionare una rete per alimentare un solo nodo (Fig. 2.20). Riteniamo che i costi siano rappresentati da dipendenze quadratiche. Come punto di partenza prendiamo R 0 =(0,RN).

Quando si prendono in considerazione le restrizioni, il movimento al minimo dovrebbe essere effettuato in base alla proiezione del gradiente sulla superficie delle restrizioni, ad es. lungo il vettore V. Vettore V può essere ottenuto eliminando i vincoli dalle componenti perpendicolari alla superficie. Questi componenti formano un gradiente di vincoli. Quindi il vettore V determinato dall'espressione

. (2.37)

Determinare i fattori indeterminati che compongono il vettore V, viene utilizzata la condizione affinché il prodotto scalare sia uguale a zero:

. (2.38)

Da questa condizione, prendendo il gradiente per il vincolo lineare pari a , possiamo trovare . Anzi, dalla trasformazione

possiamo ottenere la seguente espressione matriciale per i fattori

. (2.40)

Componenti del vettore moltiplicatore λ consentono di determinare tutte le componenti del vettore V

,

e usali nella procedura del metodo gradiente

.

Tuttavia, è più semplice trovare la proiezione del gradiente se sostituisci l'espressione (2.40) nella (2.37) ed esegui una semplice trasformazione

Dove P=- matrice progettuale.

Il processo iterativo continua finché non viene soddisfatta la condizione di precisione richiesta per tutti i componenti.

Riso. 2.21

Uno schema a blocchi dell'algoritmo con la selezione del passo ottimale è mostrato nella Figura 2.21. Scopo dei blocchi: 1. Formazione dello schema di calcolo. 2. Determinazione del tipo di funzioni per il calcolo dei costi e delle loro derivate per tutte le filiali. 3. Formazione della matrice di incidenza M. 4. Determinazione della matrice di disegno del gradiente P. 5. Approssimazione iniziale dei flussi P = P0. 6. Calcolo del gradiente nel punto P. 7. Definizione di proiezione V pendenza. 8. Verifica della condizione finale. 9. Organizzazione di una fase di prova P 1 = P- Vt0/ . 10. Calcolo del gradiente e della proiezione V 1 alla fine del passaggio. 11. Determinazione del passaggio ottimale . 12. Fase di lavoro. 13. Produzione dei risultati

Esempio 2.3. Determinare i flussi ottimali nei rami della rete, il cui diagramma di progettazione è mostrato nella Figura 2.22.

Il calcolo iterativo inizia accettando l'approssimazione iniziale P0, determinando l'entità del gradiente e proiettandolo sulla superficie del vincolo

Quindi viene fatto un passo provvisorio nella direzione della proiezione t0 =0,1 e i flussi sono determinati lungo i rami P1 alla fine di questo passaggio, il gradiente e la sua proiezione

Successivamente, puoi determinare un passo vicino a quello ottimale

ed eseguire una fase di lavoro dal punto di partenza P nella direzione della proiezione

Successivamente, secondo l'algoritmo, si ritorna al blocco 6, dove vengono nuovamente calcolati il ​​gradiente e la sua proiezione

Il controllo della condizione nel blocco 8 determina il completamento del processo iterativo.

In base ai flussi riscontrati è possibile selezionare la sezione della linea elettrica.

La rapida convergenza del processo è spiegata dalla natura quadratica della funzione obiettivo, che ha un gradiente lineare e il passo ottimale trovato da due punti porta a una soluzione esatta.

Lo svantaggio del metodo è la grande dimensione del problema, determinata dal numero di rami dello schema di calcolo.

2.8.5. Metodo di ottimizzazione delle coordinate

In uno schema di progettazione, di norma, il minimo è il numero di circuiti, definito come la differenza nel numero di rami e nodi. Pertanto, durante l'ottimizzazione, è consigliabile utilizzare le potenze dei contorni come incognite e applicare il metodo di ricerca in base alle coordinate. Il vantaggio di questo metodo è che in ogni fase di ottimizzazione della funzione obiettivo Viene selezionata solo una variabile con i valori rimanenti fissi. Il valore trovato è fisso, quindi si passa all'ottimizzazione della variabile successiva, ecc.

Consideriamo il vincolo di equilibrio. Tutti i flussi lungo i rami possono essere divisi in due componenti:

,

dove sono i flussi nell'albero, i cui rami collegano tutti i nodi con quello di bilanciamento senza formare contorni;

–scorre in accordi, cioè nei rami che formano i contorni.

Il vincolo di base può essere pensato come diviso in matrici di blocchi, come mostrato nella Figura 2.23.

I flussi nei rami dell'albero sono determinati univocamente dai flussi nelle corde, che consegue dalle relazioni ottenute sulla base di operazioni con matrici di blocchi e presentate di seguito:

(2.42)

Come prima approssimazione possiamo prendere:

Poi i ruscelli tra gli alberi:

.

Diversi rami del circuito originale possono essere selezionati come accordi, completando l'albero selezionato per formare i contorni. Il numero di combinazioni è determinato dal numero possibile di alberi, calcolato utilizzando il determinante di Trent generato per i nodi indipendenti:

, (2.43)

dove è il numero di rami associati al nodo; – il numero di rami che collegano i nodi e .

Esempio 2.4. Determina il numero di alberi per il diagramma

L'ottimizzazione del contorno viene eseguita secondo il seguente algoritmo.

1) Viene redatto uno schema di calcolo.

2) Le dipendenze vengono determinate per tenere conto dei costi secondo lo schema di calcolo. A questo scopo è possibile utilizzare eventuali funzioni di approssimazione fino all'inviluppo inferiore esatto dei costi delle nuove linee.

3) Vengono selezionati e numerati gli accordi per i quali è accettata l'approssimazione del flusso iniziale e vengono contati i flussi nei rami dell'albero.

4) Un ciclo è organizzato lungo accordi, in cui vengono eseguiti in sequenza i seguenti passaggi: seguenti operazioni:

– per l'accordo attuale viene visualizzato il contorno che chiude;

– in base al flusso ricevuto nella corda si determinano i flussi nei rami del circuito;

– per i flussi nei rami del circuito vengono calcolati i costi in ciascun ramo e i costi totali in tutti i rami del circuito;

– modificando sequenzialmente il valore dei flussi della corda in senso crescente o decrescente, mentre si determinano nuovi flussi nei rami del circuito e nuovi costi, che vengono confrontati con quelli precedenti fino a trovare il minimo.

Pertanto, viene eseguita l'ottimizzazione. Se i costi vengono calcolati per approssimazione , allora possiamo considerare i flussi in una corda in cui nel circuito appare un ramo con potenza nulla, che garantisce costi minimi. Successivamente l'accordo corrente viene trasferito a questo ramo.

5) All'uscita dal ciclo la nuova posizione degli accordi viene confrontata con quella precedente. Se non corrisponde, viene eseguito un altro ciclo di ottimizzazione. Se c'è una corrispondenza, il calcolo termina. Di solito sono sufficienti due o tre cicli.

Esempio 2.5. Scegliere piano ottimale sviluppo della rete a 220 kV, presentato in Figura 2.25-a.

Per la rete in esame lo sviluppo è associato all'aumento dei carichi e al collegamento di una nuova stazione. La linea tratteggiata indica i possibili percorsi degli elettrodotti. La Figura 2.25-b mostra le curve di costo per le linee elettriche esistenti e nuove e le loro approssimazioni lineari.

La tabella mostra le espressioni per determinare i costi di ciascun ramo dello schema di progettazione, tenendo conto della lunghezza.

Tabella 2.6

Linea	Spese
0-1
1-2
2-3
0-3

Nello schema di progettazione è presente solo 1 contorno e prenderemo la sezione 2-3 come posizione iniziale della corda. Selezioniamo tutti i rami del circuito per calcolare i costi. Il processo iterativo è presentato nella Tabella 2.7:

Tabella 2.7

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

Nella posizione iniziale dell'accordo, i costi ammontavano a 812 mila rubli. Lo spostamento della corda in una posizione adiacente ha modificato i flussi e ridotto i costi. Ulteriori movimenti nella stessa direzione si sono rivelati non più redditizi.

Come risultato dell'ottimizzazione, viene trovato un albero corrispondente al costo minimo.

Per una rete di qualsiasi complessità, il processo iterativo converge abbastanza rapidamente. In questo caso è possibile utilizzare speciali algoritmi veloci utilizzati per le reti ad anello aperto. Si basano sul metodo della "mappatura del secondo indirizzo".

L'albero trovato come risultato dell'ottimizzazione determina la base della rete in via di sviluppo, che può essere integrata tenendo conto dei requisiti di affidabilità e qualità della modalità.

Consideriamo l'essenza del metodo della mappatura del secondo indirizzo, che può essere utilizzato quando si sceglie l'albero ottimale di una rete in via di sviluppo. Consideriamo un circuito aperto (Fig. 2.26), in cui il carico viene fornito dal centro di alimentazione a diversi consumatori. Per determinati carichi nodali, ad esempio la corrente, la corrente di ciascun ramo viene determinata semplicemente sommando le correnti di quei nodi che attraversano questo ramo. Se il diagramma di rete è specificato in coppie di nodi per ciascun ramo rigorosamente nella direzione della CPU, il che è del tutto naturale, allora il numero di serie del nodo iniziale del ramo nell'elenco (array) dei nodi finali renderà più semplice per organizzare un passaggio da un nodo qualsiasi alla CPU, che deve avere un percorso speciale per completare il numero di percorso, ad esempio negativo. I numeri così trovati per ciascuna filiale vengono chiamati “secondi indirizzi”.

Tabella 2.8

Oggetto numero.	ONU	UK	QUELLO	ONU2	Corrente derivata (TV)
	-10			-10	10+4+6+8+5=33
					5+4+8=17

La tabella mostra i dati iniziali e le fasi del calcolo delle correnti di ramo. Designazioni degli array qui: UN – nodi iniziali, UK – nodi finali dei rami, TU – correnti dei nodi, TV – correnti dei rami, UN2 – mappature del secondo indirizzo.

Quando si analizza la tabella, è necessario prestare attenzione al fatto che con una configurazione di rete specificata correttamente, ciascun numero di nodo nell'array ONU può essere trovato nell'array UK. Come già notato, il suo posto, ad es. il numero di sequenza in questo array è chiamato seconda mappatura degli indirizzi.

Gli indirizzi trovati possono essere utilizzati per determinare correnti di ramo, flussi di potenza, perdite, ad es. per calcolare la modalità. Consideriamo la procedura per determinare le correnti per rami. Qui, prima, tutti gli elementi dell'array TU vengono riscritti nell'array TV, quindi le correnti di tutti i nodi, a partire dall'ultimo, vengono sovrapposte sommando le correnti dei rami attraverso i quali il nodo viene alimentato dalla rete punto in accordo con i secondi indirizzi.

Il calcolo della distribuzione del flusso di potenza, tenendo conto delle perdite di potenza e di tensione, viene effettuato in modo simile.

Consideriamo due algoritmi utilizzati nell'analisi delle reti ad anello aperto.

La Figura 2.27 mostra un diagramma a blocchi dell'algoritmo per determinare i secondi indirizzi e la Figura 2.28 mostra un diagramma a blocchi dell'algoritmo per calcolare la distribuzione della corrente.

Nell'algoritmo di ottimizzazione del contorno di una rete in via di sviluppo, gli accordi vengono combinati in un array separato, dove vengono formati secondi indirizzi per entrambi i nodi del ramo aperto. Nel ciclo di ottimizzazione per ogni corda viene determinato un nodo di potenza che funge da CPU e limita il movimento della posizione della corda nel processo di ottimizzazione unidimensionale.

2.8.6. Il metodo branch and bound (BMB) per la scelta dell'ottimo
rete di distribuzione

Le reti di distribuzione, di norma, funzionano in circuiti aperti. La base per selezionare una nuova rete è trovare l’albero dei costi minimi. Numero possibili alberi enorme e sarà determinato dal determinante di Trent. Albero ottimale può essere trovato calcolando i costi per ciascun albero sull'intero insieme di alberi possibili. Ma tale visualizzazione di tutte le combinazioni non è realistica nemmeno con i computer moderni.

L'essenza del metodo branch and bound è quella di suddividere l'intero insieme di possibili piani in sottoinsiemi, seguita da una valutazione semplificata dell'efficacia di ciascuno e scartando (escludendo da ulteriori analisi) sottoinsiemi poco promettenti. In sostanza si tratta di un metodo combinatorio, ma con un'enumerazione mirata di opzioni. Il metodo apparve per la prima volta nel 1960 per risolvere un problema di programmazione lineare intera, ma passò inosservato e solo nel 1963 fu effettivamente utilizzato per risolvere il problema di un venditore ambulante che deve spostarsi in tutti i punti commerciali lungo il percorso più breve. Anche gli atleti di orienteering risolvono un problema simile.

L'insieme originale e tutti quelli attuali sono divisi in sottoinsiemi disgiunti, dove è il numero di partizione, ed è il numero di serie del sottoinsieme in fase di partizionamento (Fig. 2.29).

Per il set originale esiste un piano sconosciuto costi minimi

, (2.44)

dov'è l'esatto limite inferiore dei costi, che non è noto;

è l'esatto limite inferiore dei costi, che esiste anche per .

Riteniamo che esista la possibilità di determinare in modo abbastanza semplice una stima dei costi esterni per questo sottoinsieme, per il quale la condizione è soddisfatta. Questa stima può essere utilizzata per identificare sottoinsiemi “costosi” che possono essere esclusi da un ulteriore partizionamento. Per aumentare l'affidabilità nei sottoinsiemi competitivi, considerano anche valutazioni interne, per cui . Le valutazioni esterne ed interne sono mostrate nella Figura 2.30.

I sottoinsiemi promettenti sono divisi in modo simile. Il processo di ramificazione continua finché non rimangono diverse opzioni nel sottoinsieme (2÷4) o le stime esterna e interna = coincidono.

Consideriamo l'applicazione dell'idea del metodo branch and bound per il problema della ricerca di una nuova rete di distribuzione con approssimazione lineare dei costi nel ramo dello schema di calcolo

N La tensione nominale di una linea di trasmissione di energia influisce in modo significativo sui suoi indicatori tecnici ed economici. Ad alta tensione nominale, la trasmissione è possibile ad alta potenza su lunghe distanze e con minori perdite. La capacità di trasmissione della potenza quando si passa al livello di tensione nominale successivo aumenta più volte. Allo stesso tempo, con l’aumento della tensione nominale, aumentano significativamente gli investimenti di capitale in attrezzature e nella costruzione di linee elettriche.

Le tensioni nominali delle reti elettriche in Russia sono stabilite da GOST 21128 – 83 (Tabella 1).

Tavolo 1

Tensioni nominali fase-fase, kV,

per tensioni superiori a 1000 V secondo GOST 721–77 (ST SEV 779–77)

Reti e ricevitori	Generatori e compensatori sincroni	Trasformatori e autotrasformatori	Massima tensione operativa
senza commutatore sotto carico	con commutatore sotto carico
avvolgimenti primari	avvolgimenti secondari	avvolgimenti primari	avvolgimenti secondari
(3) *	(3,15) *	(3) e (3.15)**	(3.15) e (3.3)	–	(3,15)	(3,6)
	6,3	6 e 6.3**	6.3 e 6.6	6 e 6.3**	6.3 e 6.6	7,2
	10,5	10 e 10,5**	10.5 e 11.0	10 e 10,5**	10.5 e 11.0	12,0
	21,0		22,0	20 e 21.0**	22,0	24,0
	–		38,5	35 e 36,75	38,5	40,5
	–	–		110 e 115	115 e 121
(150) *	–	–	(165)	(158)	(158)	(172)
	–	–		220 e 230	230 e 242
	–
	–				–
	–				–
	–	–	–		–

*Le tensioni nominali indicate tra parentesi non sono consigliate per reti di nuova concezione.

** Per trasformatori e autotrasformatori collegati direttamente alle sbarre di tensione del generatore centrali elettriche o ai terminali dei generatori.

La tensione nominale economicamente sostenibile di una linea di trasmissione di energia dipende da molti fattori, tra i quali i più importanti sono quelli trasmessi Potenza attiva e distanza. La letteratura di riferimento fornisce ambiti di applicazione di reti elettriche di diverse tensioni nominali, costruite sulla base di un criterio inadatto in un'economia di mercato. Pertanto, la scelta di un'opzione di rete elettrica con una particolare tensione nominale dovrebbe essere effettuata sulla base di altri criteri, ad esempio il criterio del costo totale (vedere punto 2.4). Tuttavia, i valori approssimativi delle tensioni nominali possono essere ottenuti utilizzando metodi precedenti (ad esempio, utilizzando formule e tabelle empiriche che tengono conto della portata massima di trasmissione e della capacità di linee con diverse tensioni nominali).

Molto spesso vengono utilizzate le seguenti due formule empiriche per determinare la tensione: U:

O

, (1)

Dove R- potenza trasmessa, MW; l- lunghezza della linea, km.

Le tensioni ottenute vengono utilizzate per selezionare una tensione nominale standard e non è affatto necessario scegliere una tensione sempre maggiore di quella ottenuta utilizzando queste formule. Se la differenza nei costi totali delle opzioni di rete elettrica confrontate è inferiore al 5%, si dovrebbe dare la preferenza alla possibilità di utilizzare una tensione più elevata. Capacità e portata di trasmissione delle linee 35–1150 kV, tenendo conto delle sezioni dei cavi più comunemente utilizzate e delle effettive media lunghezza I VL sono riportati nella tabella. 2.

Tavolo 2

Capacità e raggio di trasmissione delle linee 35–1150 kV

Tensione di linea, kV	Sezione del filo, mm 2	Potenza trasmessa, MW	Lunghezza linea elettrica, km
naturale	con densità di corrente 1,1 A/mm 2*	massimo (con efficienza = 0,9)	media (tra due sottostazioni adiacenti)
	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		–

* Per linee aeree 750–1150 kV 0,85 A/mm2.

Le varianti della rete elettrica progettata o delle sue singole sezioni possono avere tensioni nominali diverse. Di solito, vengono determinate prima le tensioni della testa, delle sezioni più caricate. Di norma le sezioni della rete ad anello devono funzionare con la stessa tensione nominale.

Sono previste tensioni da 6 e 10 kV reti di distribuzione nelle città, aree rurali e presso le imprese industriali. La tensione predominante è 10 kV; le reti da 6 kV vengono utilizzate quando le imprese hanno un carico significativo di motori elettrici con una tensione nominale di 6 kV. Si sconsiglia l'uso di tensioni di 3 e 20 kV per reti di nuova concezione.

La tensione di 35 kV viene utilizzata per creare centri di alimentazione da 6 e 10 kV principalmente nelle zone rurali. In Russia ( ex URSS) si sono diffusi due sistemi di tensione delle reti elettriche (110 kV e superiori): 110–220–500 e 110(150)–330–750 kV. Il primo sistema è utilizzato nella maggior parte degli IPS, il secondo dopo la divisione dell'URSS è rimasto solo nell'IPS del Nord-Ovest (nell'IPS del Centro e nell'IPS del Caucaso settentrionale, con il sistema principale di 110-220 -500 kV, anche le reti 330 kV hanno una distribuzione limitata).

La tensione 110 kV è quella più utilizzata per le reti di distribuzione in tutti gli IPS, indipendentemente dal sistema di tensione adottato. Le reti a 150 kV svolgono le stesse funzioni delle reti a 110 kV, ma sono disponibili solo nel Kola Energy System e non vengono utilizzate per le reti di nuova progettazione. Una tensione di 220 kV viene utilizzata per creare centri di alimentazione per una rete da 110 kV. Con lo sviluppo della rete 500 kV, la rete 220 kV ha acquisito principalmente funzioni di distribuzione. La tensione di 330 kV viene utilizzata per la dorsale dei sistemi elettrici e per la creazione di centri di alimentazione per reti a 110 kV. Le reti dorsali funzionano ad una tensione di 500 o 750 kV, a seconda del sistema di tensione adottato. Per IPS, dove viene utilizzato un sistema di tensione di 110–220–500 kV, come fase successiva viene accettata una tensione di 1150 kV.

Esempio 2

Per le opzioni di sviluppo della rete selezionate nell'esempio 1 B, V E e(Fig. 1) selezionare le tensioni nominali delle sezioni di rete. Valori dei carichi attivi nei punti di potenza: R 1 = 40 MW, R 2 = 30 MW e R 3 = 25 MW.

Soluzione. Tutte le opzioni considerate sono caratterizzate dalla presenza di una sezione di testa della rete, CPU - 1. Flusso di potenza in questa sezione della rete (senza tenere conto delle perdite di potenza in altre) pari alla somma carichi di tutte e tre le unità di potenza, vale a dire R CPU – 1 = R 1 + R 2 + R 3 = 95 MW. Secondo le espressioni (1), otteniamo tensioni per questa sezione della rete o

e, in base alla scala di tensione consigliata (Tabella 1), può essere accettata una tensione nominale di 110 o 220 kV. Attuale modalità di emergenza per una determinata sezione della rete a U n = 110 kV è uguale a

E, a U n = 220 kV – 268 kA. Per entrambe le classi di tensione è possibile utilizzare la qualità del filo AC-240/32 in una rete da 110 kV in base al riscaldamento consentito, in una rete da 220 kV - in base alle condizioni corona. Consideriamo le restanti sezioni della rete progettata.

La sezione 1 – 2 è tipica per tutte le opzioni di sviluppo della rete B, V E e(Fig. 1) e differisce in essi solo per il livello di flusso di potenza che lo attraversa. Per opzione B le tensioni secondo le espressioni (1) sono rispettivamente uguali U 1 – 2 = 79,18 e U 1 – 2 = 96,08 kV, per opzioni V E Unione Europea 1 – 2 = 92,14 e U 1 – 2 = 119,13 kV.

La sezione 1 – 3 è tipica per due opzioni di sviluppo della rete – B E e. Per opzione B le tensioni per questa sezione secondo le espressioni (1) sono rispettivamente uguali a U 1 – 3 = 80 e U 1 – 3 = 91,29 kV, opzione e–U 1 – 3 = 97,43 e U 1 – 3 = 123,61 kV.

La sezione 2 – 3 è tipica per le opzioni V E e. Le tensioni per questa sezione sono uguali U 2 – 3 = 73,7 e U 2 – 3 = 92,59 kV.

Tensione fino a 1000 V

Le reti elettriche con tensioni fino a 1000 V servono per distribuire l'elettricità da sottostazioni di trasformazione per alimentare i consumatori. Sono costituiti da linee di alimentazione, condutture e diramazioni.

Linea di rifornimento progettato per la trasmissione di elettricità da un quadro con tensione fino a 1000 V a un punto di distribuzione, una linea principale o un ricevitore di potenza separato.

Autostrada progettato per trasmettere energia elettrica a più punti di distribuzione o ricevitori di energia ad esso collegati in più punti.

Ramo parte dalla linea principale verso un ricevitore elettrico o da un punto di distribuzione verso una o più piccole utenze elettriche comprese nella linea.

Schema di una rete radiale. Schema della rete dorsale

1 – sottostazione, 2 – punto di distribuzione, 3 – ricevitore elettrico.

La frequenza delle ispezioni delle reti elettriche con tensioni fino a 1000 V è stabilita dalle istruzioni locali in base alle condizioni operative, ma almeno una volta ogni tre mesi. La misura dei carichi di corrente, della temperatura delle reti elettriche e le prove di isolamento sono solitamente abbinate a prove di revisione dei quadri a cui sono collegate le reti elettriche. Durante le ispezioni delle reti di officine Attenzione speciale prestare attenzione a rotture, cedimento eccessivo di fili o cavi, macchie di mastice sugli imbuti dei cavi, ecc. Utilizzando una spazzola per capelli, pulire i fili e i cavi da polvere e sporco, nonché le superfici esterne dei tubi con cavi elettrici e scatole di derivazione.

Verificare il buon contatto del conduttore di terra con il circuito di terra o la struttura di terra; connessioni staccabili smontato, pulito fino a ottenere una lucentezza metallica, assemblato e serrato.

Fili e cavi vengono ispezionati, le zone danneggiate dell'isolamento vengono ripristinate avvolgendole con nastro CB o nastro PVC. La resistenza di isolamento viene misurata con un megaohmmetro da 1000 V; se è inferiore a 0,5 mOhm, i tratti di cablaggio con bassa resistenza di isolamento vengono sostituiti con uno nuovo.

Aprire i coperchi delle scatole di derivazione. Se all'interno della scatola, sui contatti e sui fili sono presenti umidità e polvere, verificare lo stato delle guarnizioni del coperchio della scatola agli ingressi della scatola. Le guarnizioni che hanno perso la loro elasticità e non garantiscono la tenuta delle scatole vengono sostituite. I collegamenti con tracce di ossidazione o fusione vengono smontati, puliti, lubrificati con vaselina tecnica e assemblati.

Controllano l'abbassamento, che per i cablaggi in cavo e stringa non deve essere superiore a 100 - 150 mm per una campata di 6 m, e non superiore a 200 - 250 mm per una campata di 12 m. Se necessario, le aree con un notevole cedimento vengono tese. La tensione dei cavi d'acciaio viene effettuata al minimo abbassamento possibile. In questo caso la forza di trazione non deve superare il 75% della forza di rottura consentita per una data sezione del cavo.

A seconda dei metodi di installazione, cambiano le condizioni di raffreddamento dei cavi. Ciò porta alla necessità di regolare i carichi di corrente consentiti.

I carichi di corrente consentiti a lungo termine su fili con isolamento in gomma e polivinilcloruro sono determinati dalle condizioni di riscaldamento dei conduttori a una temperatura; a temperatura ambiente I carichi sui fili posati nelle scatole, così come nei vassoi, sono presi come sui conduttori posati nei tubi.

Quando si calcolano reti elettriche con tensioni fino a 1000 V, la sezione trasversale dei fili viene selezionata in base al carico di corrente consentito a lungo termine e la rete viene controllata per verificare la deviazione di tensione consentita.

Per semplificare questi calcoli, è possibile utilizzare il metodo nomografico per determinare la sezione trasversale delle linee elettriche in base alle condizioni di riscaldamento e alla deviazione della tensione. Il metodo consente di selezionare sezioni per il cablaggio interno degli edifici.

Di seguito sono presentati i nomogrammi per determinare la sezione trasversale delle linee dei cavi.

Nomogramma per determinare la sezione trasversale delle linee di cavi con tensioni fino a 1000 V.

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

5 – =0,8; 6 – =0,75; 7 – =0,7.

Io – 10%; II – 5%; III – 2,5%.

Sul lato destro del nomogramma per i valori di potenza noti R e un fattore di potenza compreso tra 0,7 e 1 determinano la corrente nella linea IO. Questa parte del nomogramma è lineare e implementa l'espressione

Dove R - potenza di carico attiva calcolata, kW; - tensione nominale di rete.

La sezione trasversale della linea elettrica che soddisfa le condizioni di riscaldamento viene selezionata tenendo conto dei requisiti del PUE.

dove - per molto tempo corrente consentita carichi. Poiché la corrente ammissibile a lungo termine per le linee dei cavi dipende dal materiale isolante e dal metodo di installazione, il nomogramma mostra

quattro scale gamma standard sezioni di conduttori di fase.

Sul lato sinistro del nomogramma per il momento di carico

Di deviazione ammissibile tensione e un fattore di potenza noto, viene determinata la sezione trasversale dei fili della linea elettrica che soddisfa il livello di tensione specificato. Per costruire dipendenze dal nomogramma, viene utilizzata l'espressione

Dove r,x – componenti attivi e induttivi della resistenza di linea.

Queste dipendenze sono combinate in una famiglia di curve per tre valori di deviazioni di tensione consentite.

Il primo valore del 2,5% è la riduzione di tensione consentita delle lampade più distanti dell'illuminazione di lavoro interna di imprese industriali ed edifici pubblici.

Il secondo valore del 5% è lo stesso ai terminali dei motori elettrici.

Il terzo valore del 10% è lo stesso nelle modalità post-emergenza.

Controllo della sezione linea via cavo la deviazione di tensione consentita per tutti i tipi di reti via cavo viene effettuata su una scala per cavi con isolamento in plastica quando posati nel terreno.