Przekładnik pomiarowy prądu

W nowoczesnym instalacje elektryczne napięcie osiąga 750 kV i więcej, a prądy mierzy się w dziesiątkach kiloamperów lub więcej. Bezpośredni pomiar wymagałby bardzo nieporęcznych i drogich elektrycznych przyrządów pomiarowych. W niektórych przypadkach takie pomiary byłyby całkowicie niemożliwe. Ponadto podczas serwisowania urządzeń podłączonych bezpośrednio do sieci wysokiego napięcia personel serwisowy byłby narażony na działanie wielkie niebezpieczeństwo porażenie prądem. Zastosowanie pomiarowych przekładników prądowych poszerza granice pomiarów konwencjonalnych urządzeń elektrycznych przyrządy pomiarowe i jednocześnie izoluje je od obwodów wysokiego napięcia.

Przekładniki pomiarowe prądu służą do podłączenia amperomierzy, woltomierzy, watomierzy, zabezpieczeń przekaźnikowych i urządzeń automatyki elektrycznej, liczników do rejestracji produkcji i zużycia energia elektryczna. Od ich pracy zależy dokładność pomiaru i pomiaru energii elektrycznej parametry elektryczne, poprawność i niezawodność zabezpieczenia przekaźnika.

Obwód przekładnika prądowego

Na schemacie:

Uzwojenie pierwotne L1-L2
Uzwojenie wtórne I1-I2
I 1 - prąd liniowy;
I 2 - prąd płynący w uzwojeniu wtórnym;

Głównymi elementami przekładnika prądowego biorącymi udział w przetwarzaniu prądu są uzwojenia pierwotne i wtórne nawinięte na tym samym rdzeniu magnetycznym. Uzwojenie pierwotne przekładnika prądowego pomiarowego jest połączone szeregowo (w przekroju przewodu prądowego wysokiego napięcia). Przyrządy pomiarowe (amperomierz, uzwojenie prądowe miernika) lub przekaźniki podłącza się do uzwojenia wtórnego. Gdy pracuje przekładnik prądowy pomiarowy, uzwojenie wtórne jest zawsze zwarte do obciążenia.

Uzwojenie pierwotne wraz z obwodem wysokiego napięcia nazywane jest obwodem pierwotnym, a obwód zewnętrzny, który odbiera informacje pomiarowe z uzwojenia wtórnego przekładnika prądowego przyrządu (tj. Obciążenie i przewody łączące) nazywany jest obwód wtórny. Obwód utworzony przez uzwojenie wtórne i podłączony do niego obwód wtórny nazywany jest gałęzią prądu wtórnego.

Nie ma połączenia elektrycznego pomiędzy uzwojeniem pierwotnym i wtórnym przekładnika prądowego pomiarowego. Są od siebie odizolowane przy pełnym napięciu roboczym. Umożliwia to bezpośrednie podłączenie przyrządów pomiarowych lub przekaźników do uzwojenia wtórnego, a tym samym wyeliminowanie wpływu wysokiego napięcia przyłożonego do uzwojenia pierwotnego na personel konserwacyjny, ponieważ oba uzwojenia są nałożone na ten sam obwód magnetyczny, są one sprzężone magnetycznie.

Główne parametry i charakterystyki przekładnika prądowego pomiarowego

Pomiarowy przekładnik prądowy TNSh

Dane techniczne:

Napięcie znamionowe 0,66 kV
Znamionowy prąd wtórny 5A
Znamionowy prąd pierwotny 15000A, 25000A

Napięcie znamionowe- rzeczywista wartość napięcie sieciowe, przy którym przekładnik pomiarowy ma pracować, wskazane w karcie katalogowej przekładnika prądowego. W przypadku domowych przekładników prądowych przyjmuje się następującą skalę napięcia znamionowego:;

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

kV Znamionowy prąd pierwotny ja 1н - wskazane w tabeli paszportowej przekładnika prądowego pomiarowego, przechodzącego przez uzwojenie pierwotne, w którym zapewniona jest ciągła praca przekładnika prądowego pomiarowego.:

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.

Dla domowych przekładników prądowych pomiarowych przyjmuje się następującą skalę znamionowych prądów pierwotnych: A Przy pomiarze przekładników prądowych przeznaczonych do kompletowania turbogeneratorów i generatorów wodorowych przyjmuje się wartości prąd znamionowy nad

10 000 A 15; 30; 75; 150; 300; 600; 750; 1200; 1500; 3000 mogą różnić się od wartości podanych w tej skali. Przekładniki prądowe przyrządowe zaprojektowane na znamionowy prąd pierwotny I 6000 A, powinno być dozwolone bez ograniczeń 16; 32; 80; 160; 320; 630; 800; 1250; 1600; 3200 mogą różnić się od wartości podanych w tej skali. długo najwyższy roboczy prąd pierwotny, odpowiednio równy

6300 A . W pozostałych przypadkach najwyższy prąd pierwotny jest równy znamionowemu prądowi pierwotnemu. Znamionowy prąd wtórny ja 2n 1 - wskazane w karcie katalogowej przekładnika prąd bieżący przechodząc przez uzwojenie wtórne. Zakłada się, że znamionowy prąd wtórny wynosi Lub 5 A i prąd 1 A 2 - wskazane w karcie katalogowej przekładnika dozwolone tylko do pomiaru przekładników prądowych o znamionowym prądzie pierwotnym do

4000 A. Po uzgodnieniu z klientem istnieje możliwość wykonania przekładników prądowych o znamionowym prądzie wtórnym 2,5 A Przekładnia przekładnika pomiarowego przekładnika prądowego

W obliczeniach pomiarowych przekładników prądowych wykorzystuje się dwie wielkości: rzeczywistą przekładnię przekładniową N i znamionowy współczynnik transformacji n n. Rzeczywisty współczynnik transformacji n rozumiany jest jako stosunek rzeczywistego prądu pierwotnego do rzeczywistego prądu wtórnego. Przez znamionową przekładnię nн rozumie się stosunek znamionowego prądu pierwotnego do znamionowego prądu wtórnego.

Odporność przekładnika prądowego pomiarowego na wpływy mechaniczne i termiczne charakteryzuje się elektrodynamicznym prądem rezystancji i prądem rezystancji termicznej.

Wartości napięcia znamionowego na zaciskach produktów podłączonych elektrycznie, w tym maszyny elektryczne, ustanowiony przez GOST 23366-78. Wymagania niniejszego GOST nie mają zastosowania do obwodów zamkniętych wewnątrz maszyn elektrycznych; w obwodach niecharakteryzujących się stałymi wartościami napięcia, np. w wewnętrznych obwodach mocy napędów elektrycznych z regulacją prędkości obrotowej silnika oraz w obwodach urządzeń kompensacyjnych moc bierna, ochrona, kontrola, pomiary, na elektrodach ogniw i akumulatorów. Numery 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)

Normy dla określonych grup i typów wyrobów zawierających zakresy napięć, w tym GOST 21128-83, GOST 721-77, które ustalają napięcia znamionowe dla systemów zasilania, sieci źródeł, przetworników i odbiorników energii elektrycznej, są restrykcyjne w stosunku do GOST 23366 -78 i tworzą z nim jeden zestaw standardów.

GOST 23366-78 ustala następujące wartości napięcia znamionowego dla produktów - odbiorców, źródeł i przetworników energii elektrycznej.

Napięcia znamionowe odbiorców:

główny szereg napięć stałych i AC, V: 0,6; 1,2; 2,4; 6; 9; 12; 27; 40; 60; 110; 220; 380; 660; 1140; 3000; 6000; 10000; 20000; 35000;

zakres napięcia pomocniczego AC, V:

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

szereg napięcia pomocniczego DC, W:

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.

Napięcia znamionowe źródeł i przetworników energii elektrycznej prądu przemiennego, W:

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.

Napięcia znamionowe źródeł i przetworników energii elektrycznej prądu stałego, V:

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

W przypadku źródeł zasilania sprzętu samochodowego i ciągnikowego norma dopuszcza stosowanie napięć znamionowych 7 V i 14 V AC oraz 7 V, 14 V, 28 V DC, a także 36 V AC o częstotliwości 400 i 1000 Hz oraz 57 V DC dla źródeł zasilania samolot.

Dla krótkich linii zasilających norma dopuszcza, aby napięcie znamionowe źródeł i przetworników było równe napięciu odbiorników.

Wartości nominalne i dopuszczalne odchylenia częstotliwości systemów zasilania, źródeł, przetworników i bezpośrednio do nich podłączonych odbiorników energii elektrycznej, pracujących w stanie ustalonym przy stałych częstotliwościach w zakresie od 0,1 do 10000 Hz, określa GOST 6697-83. Określony GOST ustanawia następującą główną serię częstotliwości nominalnych źródeł energii elektrycznej, Hz:

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

Dla przetworników i odbiorników energii elektrycznej częstotliwości nominalne w Hz dobiera się z zakresu 0,1; 0,25; 0,5; 1,0; 2,5; 5,0; 10; 12,5; 16|; 50; 400; 1000; 2000; 4000; 10000.

Dla szeregu napędów specjalnych i źródeł ich zasilania, w szczególności do wirówek, separatorów, maszyn do obróbki drewna, elektronarzędzi, wrzecion elektrycznych bezprzekładniowych, urządzeń elektrotermicznych, norma dopuszcza zastosowanie dodatkowych częstotliwości, Hz, z zakresu 100, 150, 200 , 250, 300, 500, 600, 800, 1200, 1600, 2400, 8000.

W przypadku sprzętu lotniczego, statków powietrznych i sprzętu do ich obsługi dozwolona jest częstotliwość 6000 Hz.

Dopuszczalne odchyłki częstotliwości, % częstotliwości znamionowej, wybierane są z zakresu 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 i są ustalone w normach dla poszczególnych typów źródeł, przetworników lub systemów zasilania.

Dla sieci ogólnego przeznaczenia standardy jakości energii elektrycznej u jej odbiorców określa GOST 13109-67. Norma ustanawia następujące wskaźniki jakości energii:

• gdy jest zasilany sieci elektryczne prąd jednofazowy- odchyłka częstotliwości, odchyłka napięcia, zakres wahań częstotliwości, zakres zmian napięcia, współczynnik niesinusoidalności napięcia;
• przy zasilaniu z trójfazowych sieci elektrycznych – odchyłka częstotliwości, odchyłka napięcia, zakres wahań częstotliwości, zakres zmian napięcia, współczynnik niesinusoidalności, asymetrię napięcia i współczynniki asymetrii;
• przy zasilaniu z sieci elektrycznej prądu stałego - odchyłka napięcia, zakres zmian napięcia, współczynnik tętnienia napięcia.

NORMA MIĘDZYSTANOWA „NAPIĘCIA STANDARDOWE”

Standardowe napięcia

Data wprowadzenia 01.01.93

DANE INFORMACYJNE

1. PRZYGOTOWANE I WPROWADZONE przez Techniczny Komitet Normalizacyjny TC 117 „Zaopatrzenie w energię”

2. ZATWIERDZONE I WEJŚCIE W ŻYCIE Uchwałą Stanu Standard nr 265 z dnia 26 marca 1992 r.

3. Niniejszy standard został opracowany przy wykorzystaniu tej metody bezpośrednie zastosowanie międzynarodowa norma IEC 38-83 „Napięcia standardowe zalecane przez IEC” z dodatkowe wymagania, odzwierciedlając potrzeby gospodarka narodowa

4. WPROWADZONE PO RAZ PIERWSZY

5. DOKUMENTY REGULACYJNE I TECHNICZNE

6. REPUBLIKACJA. Maj 2004

Norma ta dotyczy:

Systemy przesyłowe elektroenergetyczne, sieci dystrybucyjne i systemy zasilania odbiorców prądu przemiennego, które wykorzystują częstotliwości znormalizowane 50 lub 60 Hz przy napięciu znamionowym przekraczającym 100 V, a także urządzenia pracujące w tych systemach;

Sieci trakcyjne prądu przemiennego i stałego;

Sprzęt prądu stałego o napięciu znamionowym poniżej 750 V i sprzęt prądu przemiennego o napięciu znamionowym poniżej 120 V i częstotliwości (zazwyczaj między innymi) 50 lub 60 Hz. Do sprzętu tego zaliczają się akumulatory pierwotne lub wtórne, inne źródła prądu przemiennego lub stałego, sprzęt elektryczny (w tym instalacje przemysłowe i telekomunikacyjne), różne urządzenia i urządzenia elektryczne.

Norma nie dotyczy napięć obwodów pomiarowych, układów transmisji sygnałów, a także napięć poszczególnych podzespołów i elementów wchodzących w skład sprzętu elektrycznego.

Napięcia prądu przemiennego podane w tej normie są wartościami skutecznymi.

Norma ta jest stosowana w połączeniu z GOST 721, GOST 21128, GOST 23366 i GOST 6962.

Terminy stosowane w standardzie i ich objaśnienia znajdują się w załączniku.

Wymagania odzwierciedlające potrzeby gospodarki narodowej wyróżniono pogrubioną czcionką.

1. NAPIĘCIA STANDARDOWE SIECI I URZĄDZEŃ AC

PRĄD W ZAKRESIE OD 100 DO 1000 V WŁĄCZNIE

Napięcia standardowe w podanym zakresie podano w tabeli. 1. Dotyczą trójfazowych sieci czteroprzewodowych i jednofazowych sieci trójprzewodowych, w tym odgałęzień jednofazowych.

Tabela 1

* Napięcia znamionowe istniejących sieci 220/380 i 240/415 V należy doprowadzić do zalecanej wartości 230/400 V. W pierwszym etapie do roku 2003 organizacje dostarczające energię elektryczną w krajach posiadających sieć 220/380 V muszą sprowadzić napięcia do wartości 230/400 V (%).

Organizacje dostarczające energię elektryczną w krajach, w których występuje sieć 240/415 V, muszą również dostosować to napięcie do 230/400 V (%). Po roku 2003 należy osiągnąć zakres 230/400 V ± 10%. Rozważana będzie wówczas kwestia obniżenia limitów. Wszystkie te wymagania dotyczą również napięcia 380/660 V. Należy je obniżyć do zalecanej wartości 400/690 V.

**Nie stosować w połączeniu z napięciem 230/400 i 400/690 V.

W tabeli 1 dla trójfazowych sieci trójprzewodowych lub czteroprzewodowych licznik odpowiada napięciu między fazą a zerem, mianownik odpowiada napięciu między fazami. Jeżeli podana jest jedna wartość, odpowiada ona napięciu międzyfazowemu w sieci trójprzewodowej.

W przypadku jednofazowych sieci trójprzewodowych licznik odpowiada napięciu między fazą a zerem, mianownik napięciu między liniami.

Napięcia przekraczające 230/400 V stosowane są głównie w przemyśle ciężkim i w duże budynki w celach komercyjnych.

2. NAPIĘCIA STANDARDOWE SYSTEMÓW ZASILANIA

ZELEKTRYFIKOWANY TRANSPORT NA KONTAKCIE

SIECI PRĄDU STAŁEGO I ZMIENNEGO

Napięcia standardowe podano w tabeli. 2.

Tabela 2

Rodzaj napięcia napowietrznego	Napięcie, V	Częstotliwość znamionowa w sieci prądu przemiennego, Hz
	minimum	nominalny	maksymalny
Stały	(400)*	(600)	(720)
		3600**
Zmienny	(4750)	(6250)	(6900)	50 lub 60
				50 lub 60

* W szczególności w jednofazowych systemach prądu przemiennego napięcie znamionowe 6250 V powinno być stosowane tylko wtedy, gdy warunki lokalne nie pozwalają na użycie napięcia znamionowego 25000 V.

Wartości napięcia podane w tabeli zostały przyjęte przez Międzynarodowy Komitet ds. Elektrycznych Urządzeń Trakcyjnych i Komitet Techniczny IEC 9 „Elektryczne Urządzenia Trakcyjne”.

**W niektórych Kraje europejskie napięcie to osiąga 4000 V. Sprzęt elektryczny pojazdy uczestniczący w ruchu międzynarodowym z tymi krajami muszą utrzymywać tę maksymalną wartość przez krótkie okresy do 5 minut.

3. NAPIĘCIA STANDARDOWE SIECI I URZĄDZEŃ AC

PRĄD W ZAKRESIE PONAD 1 DO 35 kV WŁĄCZNIE

Napięcia standardowe podano w tabeli. 3.

Seria 1 - napięcia o częstotliwości 50 Hz, seria 2 - napięcia o częstotliwości 60 Hz. W jednym kraju zaleca się stosowanie tylko jednej z serii napięć.

Wartości podane w tabeli odpowiadają napięciom międzyfazowym.

Wartości w nawiasach nie są preferowane. Wartości te nie są zalecane przy tworzeniu nowych sieci.

Tabela 3

Odcinek 1	Odcinek 2
		Najwyższe napięcie dla sprzętu, kV	Znamionowe napięcie sieciowe, 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***	-	-

* To napięcie nie powinno być stosowane w sieciach elektrycznych ogólnego przeznaczenia.

** Napięcia te zwykle odpowiadają sieciom czteroprzewodowym, reszta - sieciom trójprzewodowym.

*** Rozważane są kwestie ujednolicenia tych wartości.

W sieci serii 1 napięcia najwyższe i najniższe nie powinny różnić się o więcej niż ±10% od napięcia znamionowego sieci.

W sieci serii 2 napięcie maksymalne nie powinno różnić się o więcej niż plus 5%, a minimalne - o więcej niż minus 10% od napięcia znamionowego sieci.

4. NAPIĘCIA STANDARDOWE SIECI I URZĄDZEŃ AC

PRĄD W ZAKRESIE PONAD 35 DO 230 kV WŁĄCZNIE

Napięcia standardowe przedstawiono w tabeli. 4. W jednym kraju zaleca się stosowanie tylko jednego ze wskazanych w tabeli. 4 serie i tylko jedno napięcie z następujących grup:

Grupa 1 - 123 ... 145 kV;

Grupa 2 - 245, 300 (patrz sekcja 5), ​​363 kV (patrz sekcja 5).

Wartości w nawiasach nie są preferowane. Wartości te nie są zalecane przy tworzeniu nowych sieci. Wartości podane w tabeli. 4, odpowiadają napięciu międzyfazowemu.

Tabela 4

W kilowoltach

5. NAPIĘCIA STANDARDOWE TRÓJFAZOWEJ SIECI AC

O NAJWYŻSZYM NAPIĘCIU SPRZĘTU PRZEKRACZAJĄCYM 245 kV

Najwyższe napięcie pracy urządzenia wybiera się z zakresu: (300), (363), 420, 525*, 765**, 1200*** kV.

_________________

*Stosowane jest również napięcie 550 kV.

** Można stosować napięcia pomiędzy 765 a 800 kV, pod warunkiem, że wartości testowe sprzętu są takie same, jak te określone przez IEC dla 765 kV.

*** Wartość pośrednia pomiędzy 765 a 1200 kV, odpowiednio różna od tych dwóch wartości, zostanie uwzględniona dodatkowo, jeśli takie napięcie będzie wymagane w jakimkolwiek obszarze świata. W takim przypadku na obszarze geograficznym, na którym przyjmuje się tę wartość pośrednią, nie należy stosować napięć 765 i 1200 kV.

Wartości szeregu odpowiadają napięciu międzyfazowemu.

Wartości w nawiasach nie są preferowane. Wartości te nie są zalecane przy tworzeniu nowych sieci.

Grupa 2 - 245 (patrz tabela 4), 300, 363 kV;

Grupa 3 - 363, 420 kV;

Grupa 4 - 420, 525 kV.

Notatka. Terminy „region świata” i „obszar geograficzny” mogą odnosić się do jednego kraju, grupy krajów lub części duży kraj, gdzie wybrany jest ten sam poziom napięcia.

6. NAPIĘCIA STANDARDOWE DLA URZĄDZEŃ O ZNAMIONOWYCH

NAPIĘCIE MNIEJ NIŻ 120 VAC I MNIEJ NIŻ 750 VAC

DC

Napięcia standardowe podano w tabeli. 5.

Tabela 5

Wartości nominalne, V
Napięcie stałe	Napięcie prądu przemiennego
preferowane	dodatkowy	preferowane	dodatkowy
-	2,4	-	-
-		-	-
-		-	-
-	4,5	-	-
-		-
	-		-
-	7,5	-	-
-		-	-
	-		-
-		-
	-		-
-		-	-
	-	-
-		-	-
-	-	-
	-		-
	-	-
	-	-	-
-		-	-
-	-	-
	-		-
-		-	-
	-	-	-
-		-	-
	-	-	-
-		-	-

Uwagi: 1. Ponieważ napięcie akumulatorów pierwotnych i wtórnych (akumulatorów) jest mniejsze niż 2,4 V, a wybór rodzaju elementu stosowanego w różnych zastosowaniach zależy od kryteriów innych niż napięcie, napięcia te nie są ujęte w tabeli. Odpowiednie komitety techniczne IEC mogą określić typy elementów i odpowiadające im napięcia dla konkretnego zastosowania.

2. Jeżeli w określonych obszarach zastosowań istnieją uzasadnienia techniczne i ekonomiczne, można zastosować inne napięcia niż wskazane w tabeli. Napięcia stosowane w CIS są określone przez GOST 21128.

ZAŁĄCZNIK 1

Informacja

WARUNKI I OBJAŚNIENIA

Termin	Wyjaśnienie
Napięcie znamionowe	Napięcie, dla którego zaprojektowano sieć lub sprzęt i do którego odnoszą się jego właściwości eksploatacyjne
Najwyższe (najniższe) napięcie sieciowe	Najwyższa (najniższa) wartość napięcia, jaką można zaobserwować podczas normalnej pracy sieci w dowolnym momencie i czasie. Termin ten nie dotyczy napięcia podczas procesów przejściowych (na przykład podczas przełączania) i krótkotrwałych wzrostów (spadków) napięcia
Najwyższe napięcie robocze sprzętu	Najwyższa wartość napięcie, przy którym sprzęt może normalnie funkcjonować nieograniczony czas. Napięcie to jest ustalane na podstawie jego wpływu na izolację i zależnych od niego właściwości sprzętu. Najwyższe napięcie dla sprzętu to maksymalna wartość najwyższych napięć sieci, w których ten sprzęt można używać.
	Najwyższe napięcie podawane jest tylko dla urządzeń podłączonych do sieci o napięciu znamionowym powyżej 1000 V. Należy jednak pamiętać, że dla niektórych napięć znamionowych, nawet przed osiągnięciem tego najwyższego napięcia, nie jest już możliwe przeprowadzenie normalnego działanie sprzętu z punktu widzenia charakterystyk zależnych od napięcia, takich jak straty w kondensatorach, prąd magnesowania w transformatorach itp. W takich przypadkach odpowiednie normy muszą określać granice, w ramach których normalne działanie urządzenia.
	Oczywiste jest, że sprzęt przeznaczony do sieci o napięciu znamionowym nieprzekraczającym 1000 V, wskazane jest scharakteryzowanie wyłącznie napięcia znamionowego, zarówno z punktu widzenia wydajności, jak i izolacji
Punkt zasilania konsumenta	Punkt w sieci dystrybucyjnej organizacji dostarczającej energię elektryczną, z której energia jest dostarczana do konsumenta
Konsument (prąd)	Przedsiębiorstwo, organizacja, instytucja, odizolowany geograficznie warsztat itp., podłączone do sieci elektrycznych organizacji dostarczającej energię i wykorzystujące energię za pomocą odbiorników elektrycznych

Jak wiadomo, skala napięć znamionowych sieci elektrycznych powyżej 1000 V dla prądu przemiennego ogólnego przeznaczenia jest określana zgodnie z GOST 721-77 i zaleca następujące napięcia dla nowo projektowanych sieci:

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

Przy wyborze napięcia należy wziąć pod uwagę istniejące systemy napięcia w europejskiej części Rosji 110(150)/330/750 kV oraz na Uralu i Syberii - 110/220/500/1150 kV.

Napięcie można wstępnie dobrać korzystając ze wzoru empirycznego G.A. Illarionova:

gdzie jest długość linii, km; – moc przesyłana przez obwód, MW.

Ta formuła daje zadowalające wyniki dla całej skali napięć znamionowych prądu przemiennego w zakresie 35–1150 kV.

Istnieją inne empiryczne wzory na wybór napięcia nominalnego. Zakres ich stosowania ograniczony jest do określonych warunków przedstawionych poniżej (tabela 2.4).

Tabela 2.4

Wzory doboru znamionowego napięcia przesyłowego

Obszary zastosowań znormalizowanych napięć znamionowych w zależności od mocy i zasięgu transmisji przedstawiono na rysunku 2.16 i tabeli 2.5.

Tabela 2.5

Przepustowość łącza przesył mocy 110–1150 kV

Ty nom, kV	F, mm2	Moc naturalna, MW, przy impedancji fali, Ohm	Maksymalna przesyłana moc na obwód, MW	Maksymalna długość transmisji, 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

Obecnie dwa systemy, które rozwinęły się w Rosji, mają krok napięcia znamionowego w każdym z nich w przybliżeniu równy 2, a różnicę w przesyłanej mocy dla sąsiednich napięć 4–6 razy. Prowadzi to do tego, że przy przesyłaniu określonej mocy przy niskim napięciu potrzebnych będzie kilka obwodów, a przy wysokim napięciu linia będzie niedociążona. W związku z tym przy wyborze napięcia można zastosować sąsiadujący z PUE U nom, ale ze zwiększonym promieniem podziału.

Ryż. 2.16. Obszary zastosowań sieci elektrycznych o różnych napięciach znamionowych. Wskazano granice jednakowej sprawności: 1 –1150 i 500 kV; 2 – 500 i 220 kV; 3 – 220 i 110 kV; 4 – 110 i 35 kV; 5 – 750 i 330 kV; 6 – 330 i 150 kV; 7 – 150 i 35 kV

Konfiguracja

Wybierając schematy rozwoju sieci elektrycznych, można zastosować następujące techniki:

A) przebudowa przekładni głównej poprzez dodanie drugiego obwodu, czasem o wyższym napięciu;

B) pojawienie się nowych linie pierścieniowe;

V) głębokie wejście przy wyższym napięciu.

Oczywiście ostateczny wybór napięcia i konfiguracji powinien opierać się na kalkulacjach techniczno-ekonomicznych.

Wybór sekcji

Przy wyborze przekroju należy wziąć pod uwagę zjawisko koronowe, które określa minimalny dopuszczalny przekrój dla każdego napięcia znamionowego.

Maksymalny dopuszczalny przekrój dla elektroenergetycznych linii przesyłowych zależy od napięcia znamionowego i jest określony przez racjonalny stosunek zużycia metali nieżelaznych i żelaznych w konstrukcji linii.

Przekrój dobiera się według ekonomicznej gęstości prądu lub przedziałów ekonomicznych. Gęstość ekonomiczna jest określana na podstawie minimalnego kosztu linii elektroenergetycznych i zależy od rodzaju linii, materiału drutu i harmonogramu obciążenia.

2.8.2. Przedziały ekonomiczne

Zastosowanie przedziałów ekonomicznych pozwala na wyłączenie z liczby zmiennych przekrojów dyskretnych i mocy znamionowych transformatorów. Stosując przedziały ekonomiczne możliwe jest przedstawienie kosztów w funkcji wyłącznie przesłanej mocy. Wybierając strukturę mocy wytwórczych, koszty w elektroenergetycznych liniach przesyłowych można przedstawić w formularzu. Planując rozwój sieci można zastosować dokładniejsze przybliżenie w formularzu - wskazane w karcie katalogowej przekładnika , ale wszystkie mają lukę w . Przybliżenie postaci można zastosować jako funkcję ciągłą , zgodnie z którym po kosztach można zmniejszyć wybierając ε.

Przy wyborze przedziałów ekonomicznych dla transformatorów koszty uwzględnia się według następującego wzoru:

gdzie jest koszt transformatora; – czas pracy transformatora;

– koszt utraconej energii, określony kosztami podstawowego ES;

– koszt ustalany na podstawie kosztów na stacjach szczytowych.

Zwykle, ale często brane .

Od warunku określa się górną granicę przedziału ekonomicznego transformatora o mocy znamionowej.

2.8.3. Model matematyczny planowania rozwoju sieci

Tworzenie modelu rozpoczyna się od sporządzenia diagramu obliczeniowego, który przedstawia istniejące węzły i gałęzie, nowe węzły oraz ewentualne dodatkowe trasy linii łączących obiekty w system. Tutaj należy uwzględnić również te linie, które zostały znalezione w wyniku analizy modelu wyboru struktury mocy wytwórczych. Schemat projektu musi być w miarę nadmiarowy i zawierać dodatkowe linie, aby nie pominąć możliwych optymalnych połączeń.

W przypadku węzłów należy określić przewidywane obciążenia i moce bloków wejściowych. Zatem schemat projektu będzie zawierał węzły projektowe, w tym istniejące; te. indeks węzła . Liczba oddziałów w schemat projektu, w tym – istniejące.

Przepływy mocy czynnej wzdłuż gałęzi można traktować jako niewiadome .

Jako funkcję celu uwzględniamy koszty w istniejących liniach, proporcjonalne do strat energii, oraz w nowych liniach, wyznaczone zgodnie z przyjętymi przybliżonymi wyrażeniami na koszty:

, (2.35)

Gdzie .

Nieznane przepływy mocy wzdłuż gałęzi podlegają warunkowi bilansu mocy w węzłach, który można zapisać w postaci macierzowej:

.

– prostokątna macierz połączeń węzeł-gałąź wraz z jej elementami dla węzła i gałęzi S są oznaczone i mogą przyjmować wartości równe 1, jeśli gałąź opuszcza węzeł; +1, jeśli gałąź jest zawarta w węźle i 0, jeśli nie jest połączona z węzłem.

Utwórzmy równanie bilansowe dla węzła (ryc. 2.19):

W widok ogólny Równanie równowagi dla dowolnego węzła można zapisać:

.

Stąd problem wyboru optymalny schemat polega na znalezieniu minimum jakiejś funkcji nieliniowej podlega ograniczeniu liniowemu w postaci równości .

Tak sformułowany problem planowania rozwoju sieci sprowadza się do problemu programowania nieliniowego. Problem ten z reguły ma jedno ekstremum. Aby go rozwiązać, można zastosować omówione wcześniej metody programowania nieliniowego.

2.8.4. Zastosowanie metod gradientowych

Jak wiadomo, podstawowe równanie metody gradientowej to:

. (2.36)

Rozważmy przykład, w którym konieczne jest wybranie sieci do zasilania tylko jednego węzła (ryc. 2.20). Uważamy, że koszty są reprezentowane przez zależności kwadratowe. Jako punkt wyjścia bierzemy R 0 =(0,R N).

Uwzględniając ograniczenia, ruch do minimum należy wykonać zgodnie z rzutem nachylenia na powierzchnię ograniczeń, tj. wzdłuż wektora V. Wektor V można uzyskać poprzez wyeliminowanie wiązań ze składowych prostopadłych do powierzchni. Komponenty te tworzą gradient wiązań. Zatem wektor V określone przez wyrażenie

. (2.37)

Aby wyznaczyć nieokreślone czynniki tworzące wektor V, stosuje się warunek, aby iloczyn skalarny był równy zero:

. (2.38)

Z tego warunku, przyjmując gradient dla więzu liniowego równy , możemy znaleźć . Rzeczywiście, z transformacji

możemy otrzymać następujące wyrażenie macierzowe dla czynników

. (2.40)

Składniki wektora mnożnika λ pozwalają określić wszystkie składowe wektora V

,

i zastosować je w procedurze metody gradientowej

.

Łatwiej jednak znaleźć rzut gradientu, jeśli zastąpimy wyrażenie (2.40) w (2.37) i przeprowadzimy prostą transformację

Gdzie P=- matryca projektowa.

Proces iteracyjny trwa do momentu spełnienia wymaganego warunku dokładności dla wszystkich komponentów.

Ryż. 2.21

Schemat blokowy algorytmu z wyborem optymalnego kroku pokazano na rysunku 2.21. Cel bloków: 1. Utworzenie schematu obliczeniowego. V 2. Wyznaczenie rodzaju funkcji do obliczania kosztów i ich pochodnych dla wszystkich branż. 3. Tworzenie macierzy padania M. 4. Wyznaczanie macierzy gradientu P. 5. Wstępne przybliżenie przepływów P = P0. 6. Obliczanie nachylenia w punkcie P. 7. Definicja rzutu V gradient. 8. Sprawdzenie stanu końcowego. 9. Organizacja etapu próbnego P 1 = P-

Vt 0/ . 10. Obliczanie gradientu i projekcji

1 na końcu kroku. 11. Wyznaczanie optymalnego kroku.

12. Krok roboczy. 13. Wyprowadzanie wyników Przykład 2.3 . Określ optymalne przepływy w gałęziach sieci, których schemat projektowy pokazano na rysunku 2.22. Obliczenia iteracyjne rozpoczynają się od przyjęcia przybliżenia początkowego

P 0

, określając wielkość gradientu i rzutując go na powierzchnię ograniczającą

Następnie zostaje wykonany wstępny krok w kierunku projekcji

t 0 = 0,1

a przepływy wyznaczane są wzdłuż gałęzi

Gwałtowną zbieżność procesu tłumaczy się kwadratowym charakterem funkcji celu, która ma gradient liniowy, a optymalny krok znaleziony z dwóch punktów prowadzi do dokładnego rozwiązania.

Wadą metody jest duży wymiar problemu, zdeterminowany liczbą gałęzi schematu obliczeniowego.

2.8.5. Metoda optymalizacji współrzędnych

W schemacie projektowym z reguły minimalna jest liczba obwodów, zdefiniowana jako różnica w liczbie odgałęzień i węzłów. Dlatego przy optymalizacji zaleca się stosowanie potęg konturowych jako niewiadomych i stosowanie metody wyszukiwania według współrzędnych. Zaletą tej metody jest to, że na każdym etapie optymalizacji funkcji celu Wybrana jest tylko jedna zmienna, pozostałe wartości są stałe. Znaleziona wartość jest ustalana, po czym przystępuje się do optymalizacji kolejnej zmiennej itd.

Rozważ ograniczenie równowagi. Wszystkie przepływy wzdłuż gałęzi można podzielić na dwie składowe:

,

gdzie są przepływy w drzewie, których gałęzie łączą wszystkie węzły z węzłem równoważącym bez tworzenia konturów;

– płynie akordami, tj. w gałęziach tworzących kontury.

Podstawowe ograniczenie można podzielić na macierze blokowe, jak pokazano na rysunku 2.23.

Przepływy w gałęziach drzewa są jednoznacznie określone przez przepływy w cięciwach, co wynika z zależności uzyskanych na podstawie operacji na macierzach blokowych i przedstawionych poniżej:

(2.42)

Jako wstępne przybliżenie możemy przyjąć:

Potem strumienie na drzewach:

.

Różne gałęzie pierwotnego obwodu można wybrać jako akordy, uzupełniając wybrane drzewo, tworząc kontury. O liczbie kombinacji decyduje możliwa liczba drzew, obliczona za pomocą wyznacznika Trenta wygenerowanego dla niezależnych węzłów:

, (2.43)

gdzie jest liczbą gałęzi powiązanych z węzłem; – liczba odgałęzień łączących węzły i .

Przykład 2.4. Określ liczbę drzew na diagramie

Optymalizacja konturu odbywa się według poniższego algorytmu.

1) Sporządza się schemat obliczeń.

2) Zależności ustala się w celu uwzględnienia kosztów w linii schematu obliczeniowego. W tym celu można zastosować dowolne funkcje aproksymujące, aż do dokładnej dolnej koperty kosztów nowych linii.

3) Wybierane i numerowane są cięciwy, dla których przyjęto wstępne przybliżenie przepływu oraz liczone są przepływy w gałęziach drzewa.

4) Cykl zorganizowany jest wzdłuż akordów, w którym kolejno wykonywane są następujące kroki: kolejne operacje:

– dla bieżącego cięciwy oglądany jest kontur, który on zamyka;

– na podstawie otrzymanego przepływu w cięciwie wyznaczane są przepływy w gałęziach obwodu;

– dla przepływów w gałęziach obwodu oblicza się koszty w każdej gałęzi oraz koszty całkowite we wszystkich gałęziach obwodu;

– sekwencyjną zmianę wartości przepływów cięciwy w kierunku rosnącym lub malejącym, przy czym wyznaczane są nowe przepływy w gałęziach obwodu i nowe koszty, które porównuje się z poprzednimi, aż do znalezienia minimum.

W ten sposób przeprowadzana jest optymalizacja. Jeżeli koszty obliczamy w przybliżeniu, to możemy uwzględnić przepływy w cięciwie, przy której w obwodzie pojawia się odgałęzienie o zerowej mocy, co zapewnia minimalne koszty. Następnie bieżący akord jest przenoszony do tej gałęzi.

5) Po wyjściu z cyklu nowe położenie cięciw porównywane jest z poprzednim. Jeśli nie pasuje, przeprowadzany jest kolejny cykl optymalizacji. Jeśli istnieje dopasowanie, obliczenia kończą się. Zwykle wystarczą dwa lub trzy cykle.

Przykład 2.5. Wybierać optymalnego planu rozwój sieci 220 kV, co przedstawiono na rysunku 2.25-a.

Dla rozważanej sieci rozwój wiąże się ze zwiększeniem obciążeń i podłączeniem nowej stacji elektroenergetycznej. Linia przerywana pokazuje możliwe trasy linii energetycznych. Rysunek 2.25-b przedstawia krzywe kosztów istniejących i nowych linii elektroenergetycznych oraz ich przybliżenia liniowe.

Tabela pokazuje wyrażenia służące do określenia kosztów każdej gałęzi schematu projektowego, biorąc pod uwagę długość.

Tabela 2.6

Linia	Koszt
0-1
1-2
2-3
0-3

W schemacie projektowym jest tylko 1 kontur i jako początkową pozycję cięciwy przyjmiemy sekcję 2-3. Wybierzmy wszystkie gałęzie obwodu, aby obliczyć koszty. Proces iteracyjny przedstawiono w tabeli 2.7:

Tabela 2.7

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

W początkowej pozycji cięciwy koszty wyniosły 812 tysięcy rubli. Przesunięcie cięciwy do sąsiedniej pozycji zmieniło przepływy i obniżyło koszty. Dalszy ruch w tym samym kierunku okazał się już nieopłacalny.

W wyniku optymalizacji znajduje się drzewo odpowiadające minimalnemu kosztowi.

W przypadku sieci o dowolnej złożoności proces iteracyjny osiąga zbieżność dość szybko. W takim przypadku można zastosować specjalne szybkie algorytmy stosowane w sieciach z otwartą pętlą. Opierają się one na metodzie „drugiego mapowania adresów”.

Drzewo znalezione w wyniku optymalizacji stanowi podstawę rozwijającej się sieci, którą można uzupełniać, biorąc pod uwagę wymagania niezawodności i jakości modu.

Rozważmy istotę metody drugiego mapowania adresów, którą można zastosować przy wyborze optymalnego drzewa rozwijającej się sieci. Rozważmy obwód otwarty (ryc. 2.26), w którym obciążenie jest dostarczane z centrum mocy do kilku odbiorców. Dla danych obciążeń węzłowych, na przykład prądu, prąd każdej gałęzi wyznacza się poprzez proste zsumowanie prądów tych węzłów, które przechodzą przez tę gałąź. Jeżeli schemat sieci jest określony w parach węzłów dla każdej gałęzi ściśle w kierunku od CPU, co jest całkiem naturalne, to numer seryjny węzła początkowego gałęzi na liście (tablicy) węzłów końcowych ułatwi to zorganizować przejście z dowolnego węzła do procesora, który musi mieć specjalną ścieżkę, aby uzupełnić numer ścieżki, na przykład ujemną. Znalezione w ten sposób numery dla każdego oddziału nazywane są „drugimi adresami”.

Tabela 2.8

Nr artykułu	ONZ	Wielka Brytania	TO	UN2	Prąd odgałęziony (telewizja)
	-10			-10	10+4+6+8+5=33
					5+4+8=17

Tabela pokazuje początkowe dane i etapy obliczania prądów odgałęzionych. Oznaczenia tablicowe: UN – węzły początkowe, UK – węzły końcowe odgałęzień, TU – prądy węzłowe, TV – prądy odgałęzione, UN2 – drugie mapowanie adresów.

Analizując tabelę należy zwrócić uwagę na fakt, że przy poprawnie określonej konfiguracji sieci każdy numer węzła w tablicy UN można znaleźć w tablicy UK. Jak już wspomniano, jego miejsce, tj. numer kolejny w tej tablicy nazywany jest drugim mapowaniem adresu.

Znalezione adresy można wykorzystać do określenia prądów odgałęźnych, rozpływów mocy, strat, tj. do obliczenia trybu. Rozważmy procedurę określania prądów według gałęzi. Tutaj najpierw wszystkie elementy układu TU są przepisywane na układ TV, a następnie prądy wszystkich węzłów, zaczynając od ostatniego, nakładają się na siebie poprzez sumowanie prądów gałęzi, przez które węzeł jest zasilany z sieci punkt zgodny z drugimi adresami.

W podobny sposób przeprowadza się obliczenia rozkładu rozpływu mocy z uwzględnieniem strat mocy i napięcia.

Rozważmy dwa algorytmy stosowane w analizie sieci z otwartą pętlą.

Rysunek 2.27 przedstawia schemat blokowy algorytmu wyznaczania drugich adresów, zaś rysunek 2.28 przedstawia schemat blokowy algorytmu obliczania rozkładu prądu.

W algorytmie optymalizacji konturu rozwijającej się sieci akordy są łączone w osobną tablicę, w której tworzone są drugie adresy dla obu węzłów otwartej gałęzi. W cyklu optymalizacji dla każdego cięciwy wyznaczany jest węzeł mocy, który pełni rolę procesora i ogranicza ruch położenia cięciwy w procesie optymalizacji jednowymiarowej.

2.8.6. Metoda rozgałęzień i wiązań (BMB) wyboru optymalnego
sieć dystrybucyjna

Sieci dystrybucyjne z reguły działają w obwodach otwartych. Podstawą wyboru nowej sieci jest znalezienie drzewa kosztów minimalnych. Numer ewentualne drzewa ogromna i będzie określona przez wyznacznik Trenta. Optymalne drzewo można znaleźć, obliczając koszty dla każdego drzewa z całego zestawu możliwych drzew. Ale takie przeglądanie wszystkich kombinacji nie jest realistyczne nawet w przypadku nowoczesnych komputerów.

Istotą metody rozgałęzionej i powiązanej jest podzielenie całego zbioru możliwych planów na podzbiory, a następnie uproszczona ocena efektywności każdego z nich i odrzucenie (wyłączenie z dalszej analizy) mało obiecujących podzbiorów. Zasadniczo jest to metoda kombinatoryczna, ale z ukierunkowanym wyliczeniem opcji. Metoda ta pojawiła się po raz pierwszy w 1960 r. w celu rozwiązania liniowego problemu programowania liczb całkowitych, ale pozostała niezauważona i dopiero w 1963 r. została skutecznie zastosowana do rozwiązania problemu podróżującego sprzedawcy, który musi objeżdżać wszystkie punkty handlowe najkrótszą trasą. Podobny problem rozwiązują również sportowcy biegający na orientację.

Zbiór pierwotny i wszystkie aktualne są podzielone na podzbiory rozłączne, gdzie jest numerem podziału, a jest numerem seryjnym podzbioru na etapie podziału (rys. 2.29).

Dla oryginalnego zestawu istnieje nieznany plan z minimalne koszty

, (2.44)

gdzie jest dokładna dolna granica kosztów, która nie jest znana;

to dokładna dolna granica kosztów, która istnieje również dla .

Uważamy, że istnieje możliwość dość prostego wyznaczenia jakiegoś oszacowania kosztów zewnętrznych dla tego podzbioru, dla którego warunek jest spełniony. Oszacowanie to można wykorzystać do zidentyfikowania „drogich” podzbiorów, które można wykluczyć z dalszego podziału. Rozważają również, aby zwiększyć niezawodność w konkurencyjnych podzbiorach oceny wewnętrzne, dla którego. Oceny zewnętrzne i wewnętrzne przedstawiono na rysunku 2.30.

Obiecujące podzbiory są podzielone w podobny sposób. Proces rozgałęziania trwa do momentu, aż w podzbiorze (2 4) pozostanie kilka opcji lub estymatory zewnętrzne i wewnętrzne = zbiegną się.

Rozważmy zastosowanie idei metody rozgałęzionej i powiązanej do problemu poszukiwania nowej sieci dystrybucyjnej z liniową aproksymacją kosztów w gałęzi schematu obliczeniowego

N Napięcie nominalne linii elektroenergetycznej znacząco wpływa na jej wskaźniki techniczne i ekonomiczne. Przy wysokim napięciu znamionowym możliwa jest transmisja duża moc na duże odległości i przy mniejszych stratach. Zdolność przenoszenia mocy przy przejściu na kolejny poziom napięcia znamionowego zwiększa się kilkukrotnie. Jednocześnie wraz ze wzrostem napięcia znamionowego znacznie zwiększają się inwestycje kapitałowe w sprzęt i budowę linii elektroenergetycznych.

Napięcia znamionowe sieci elektrycznych w Rosji ustala GOST 21128 – 83 (Tabela 1).

Tabela 1

Nominalne napięcia międzyfazowe, kV,

dla napięć powyżej 1000 V zgodnie z GOST 721–77 (ST SEV 779–77)

Sieci i odbiorniki	Generatory i kompensatory synchroniczne	Transformatory i autotransformatory	Najwyższe napięcie robocze
bez przełącznika zaczepów pod obciążeniem	z przełącznikiem zaczepów pod obciążeniem
uzwojenia pierwotne	uzwojenia wtórne	uzwojenia pierwotne	uzwojenia wtórne
(3) *	(3,15) *	(3) i (3.15)**	(3.15) i (3.3)	–	(3,15)	(3,6)
	6,3	6 i 6,3**	6.3 i 6.6	6 i 6,3**	6.3 i 6.6	7,2
	10,5	10 i 10,5**	10,5 i 11,0	10 i 10,5**	10,5 i 11,0	12,0
	21,0		22,0	20 i 21,0**	22,0	24,0
	–		38,5	35 i 36,75	38,5	40,5
	–	–		110 i 115	115 i 121
(150) *	–	–	(165)	(158)	(158)	(172)
	–	–		220 i 230	230 i 242
	–
	–				–
	–				–
	–	–	–		–

* Napięcia znamionowe podane w nawiasach nie są zalecane dla nowo projektowanych sieci.

** Dla transformatorów i autotransformatorów podłączonych bezpośrednio do szyn napięciowych generatora elektrownie lub do zacisków generatorów.

Ekonomicznie wykonalne napięcie znamionowe linii elektroenergetycznej zależy od wielu czynników, z których najważniejsze to przesyłane napięcie moc czynna i dystans. W literaturze przedmiotu podaje się obszary zastosowań sieci elektrycznych o różnych napięciach znamionowych, budowanych w oparciu o kryterium nieprzystające w gospodarce rynkowej. Dlatego wyboru opcji sieci elektrycznej o określonym napięciu znamionowym należy dokonać na podstawie innych kryteriów, na przykład kryterium całkowitego kosztu (patrz punkt 2.4). Przybliżone wartości napięć znamionowych można jednak uzyskać, stosując dotychczasowe metody (na przykład korzystając ze wzorów empirycznych i tabel uwzględniających maksymalny zasięg transmisji i przepustowość linii o różnych napięciach znamionowych).

Najczęściej stosuje się dwa poniższe wzory empiryczne do wyznaczania napięcia: U:

Lub

, (1)

Gdzie R- moc przesyłana, MW; l- długość linii, km.

Uzyskane napięcia służą do wyboru standardowego napięcia znamionowego i wcale nie jest konieczne wybieranie napięcia, które jest zawsze większe niż uzyskane za pomocą tych wzorów. Jeżeli różnica w całkowitych kosztach porównywanych opcji sieci elektrycznej jest mniejsza niż 5%, należy preferować opcję zastosowania wyższego napięcia. Moc i zakres przesyłu linii 35–1150 kV, z uwzględnieniem najczęściej stosowanych przekrojów przewodów i aktualnej średniej długości VL podano w tabeli. 2.

Tabela 2

Moc i zasięg przesyłu linii 35–1150 kV

Napięcie sieciowe, kV	Przekrój drutu, mm 2	Przesyłana moc, MW	Długość linii energetycznej, km
naturalny	przy gęstości prądu 1,1 A/mm2*	maksymalna (przy sprawności = 0,9)	średnia (między dwiema sąsiednimi podstacjami)
	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		–

* Dla linii napowietrznych 750–1150 kV 0,85 A/mm 2.

Warianty projektowanej sieci elektrycznej lub jej poszczególnych odcinków mogą mieć różne napięcia nominalne. Zwykle w pierwszej kolejności określa się napięcia głowicy, sekcji bardziej obciążonych. Odcinki sieci pierścieniowej z reguły muszą być zasilane tym samym napięciem znamionowym.

Przeznaczone są napięcia 6 i 10 kV sieci dystrybucyjne w miastach, obszary wiejskie oraz w przedsiębiorstwach przemysłowych. Przeważające napięcie wynosi 10 kV; sieci 6 kV są stosowane, gdy przedsiębiorstwa mają znaczne obciążenie silników elektrycznych o napięciu znamionowym 6 kV. Nie zaleca się stosowania napięć 3 i 20 kV w nowo projektowanych sieciach.

Napięcie 35 kV wykorzystywane jest do tworzenia ośrodków elektroenergetycznych 6 i 10 kV głównie na terenach wiejskich. W Rosji ( byłego ZSRR) rozpowszechniły się dwa systemy napięć sieci elektrycznych (110 kV i wyższe): 110–220–500 i 110(150)–330–750 kV. Pierwszy system jest stosowany w większości IPS, drugi po podziale ZSRR pozostał jedynie w IPS Północno-Zachodniego (w IPS Centrum i IPS Północnego Kaukazu, z głównym systemem 110-220 Sieci -500 kV, 330 kV również mają ograniczoną dystrybucję).

Napięcie 110 kV jest najczęściej stosowane w sieciach dystrybucyjnych we wszystkich IPS, niezależnie od przyjętego systemu napięcia. Sieci 150 kV pełnią te same funkcje, co sieci 110 kV, z tym że występują jedynie w Systemie Energetycznym Kola i nie są stosowane w nowo projektowanych sieciach. Do tworzenia węzłów energetycznych dla sieci 110 kV wykorzystuje się napięcie 220 kV. Wraz z rozwojem sieci 500 kV sieć 220 kV nabyła głównie funkcje dystrybucyjne. Napięcie 330 kV wykorzystywane jest w szkieletach systemów elektroenergetycznych oraz do tworzenia ośrodków elektroenergetycznych dla sieci 110 kV. Sieci szkieletowe pracują przy napięciu 500 lub 750 kV, w zależności od przyjętego systemu napięcia. Dla IPS, gdzie stosowany jest układ napięcia 110–220–500 kV, jako kolejny stopień przyjmuje się napięcie 1150 kV.

Przykład 2

Dla opcji rozwoju sieci wybranych w przykładzie 1 B, V mogą różnić się od wartości podanych w tej skali. mi(Rys. 1) wybrać napięcia znamionowe odcinków sieci. Wartości obciążeń aktywnych w punktach mocy: R 1 = 40 MW, R 2 = 30 MW i R 3 = 25 MW.

Rozwiązanie. Wszystkie rozważane opcje charakteryzują się obecnością głównej sekcji sieci, CPU - 1. Przepływ mocy w tej sekcji sieci (bez uwzględnienia strat mocy w innych) równa sumie obciążenia wszystkich trzech bloków energetycznych, tj. R Procesor – 1 = R 1 + R 2 + R 3 = 95 MW. Zgodnie z wyrażeniami (1) otrzymujemy napięcia dla tego odcinka sieci lub

i zgodnie z zalecaną skalą napięć (tabela 1) można przyjąć napięcie nominalne 110 lub 220 kV. Aktualny tryb awaryjny dla danego odcinka sieci o godz U n = 110 kV jest równe

I o godz U n = 220 kV – 268 kA. Dla obu klas napięć można stosować drut w gatunku AC-240/32 w sieci 110 kV według dopuszczalnego ogrzewania, w sieci 220 kV - zgodnie z warunkami koronowymi. Rozważmy pozostałe odcinki projektowanej sieci.

Sekcje 1 – 2 są typowe dla wszystkich opcji rozwoju sieci B, V I mi(rys. 1) i różni się w nich jedynie poziomem przepływu mocy przez nią. Dla opcji B napięcia według wyrażeń (1) są odpowiednio równe U 1 – 2 = 79,18 i U 1 – 2 = 96,08 kV, dla opcji V I e U 1 – 2 = 92,14 i U 1 – 2 = 119,13 kV.

Sekcje 1 – 3 są typowe dla dwóch opcji rozwoju sieci – B I mi. Dla opcji B napięcia dla tej sekcji zgodnie z wyrażeniami (1) są odpowiednio równe U 1 – 3 = 80 i U 1 – 3 = 91,29 kV, opcja mi–U 1 – 3 = 97,43 i U 1 – 3 = 123,61 kV.

Sekcje 2 – 3 są typowe dla opcji V I mi. Napięcia w tej sekcji są równe U 2 – 3 = 73,7 i U 2 – 3 = 92,59 kV.

Napięcie do 1000 V

Sieci elektryczne o napięciu do 1000 V służą do dystrybucji energii elektrycznej podstacje transformatorowe do zasilania odbiorców. Składają się z linii zasilających, głównych i odgałęzień.

Linia zaopatrzenia przeznaczone do przesyłu energii elektrycznej z rozdzielni o napięciu do 1000 V do punktu rozdzielczego, linii głównej lub wydzielonego odbiornika energii.

Autostrada przeznaczone do przesyłania energii elektrycznej do kilku punktów dystrybucyjnych lub odbiorników mocy podłączonych do niego w różnych punktach.

Oddział odchodzi od głównej linii do odbiornika elektrycznego lub z punktu dystrybucji do jednego lub kilku małych odbiorców energii elektrycznej wchodzących w skład linii.

Schemat sieci promieniowej. Schemat sieci szkieletowej

1 – podstacja, 2 – punkt rozdzielczy, 3 – odbiornik elektryczny.

Częstotliwość przeglądów sieci elektrycznych o napięciu do 1000 V określają lokalne instrukcje w zależności od warunków pracy, ale nie rzadziej niż raz na trzy miesiące. Pomiary obciążeń prądowych, temperatury sieci elektrycznych oraz badania izolacji łączone są najczęściej z badaniami remontowymi rozdzielnic, do których przyłączane są sieci elektryczne. Podczas inspekcji sieci warsztatowych szczególną uwagę zwracać uwagę na pęknięcia, zwiększone zwisy przewodów lub kabli, smugi masy uszczelniającej na lejkach kablowych itp. Za pomocą szczotki do włosów oczyścić przewody i kable z kurzu i brudu, a także zewnętrzne powierzchnie rur z instalacją elektryczną i puszkami odgałęźnymi.

Sprawdź dobry kontakt przewodu uziemiającego z pętlą uziemiającą lub konstrukcją uziemiającą; rozłączne połączenia zdemontowane, oczyszczone do metalicznego połysku, zmontowane i dokręcone.

Przewody i kable są sprawdzane, uszkodzone miejsca izolacji są naprawiane poprzez owijanie ich taśmą CB lub taśmą PCV. Rezystancję izolacji mierzy się miernikiem 1000 V; jeśli jest ona mniejsza niż 0,5 mOhm, wówczas odcinki przewodów o niskiej rezystancji izolacji wymienia się na nowe.

Otwórz pokrywy skrzynek rozgałęźnych. Jeżeli wewnątrz puszki na stykach i przewodach panuje wilgoć i kurz należy sprawdzić stan uszczelek pokrywy puszki na wejściach do puszki. Uszczelki, które utraciły elastyczność i nie zapewniają szczelności skrzynek, wymienia się. Połączenia ze śladami utlenienia lub stopienia rozbiera się, oczyszcza, smaruje wazeliną techniczną i montuje.

Sprawdzają ugięcie, które dla okablowania kabli i ciągów nie powinno być większe niż 100 - 150 mm dla rozpiętości 6 m i nie większe niż 200 - 250 mm dla rozpiętości 12 m. W razie potrzeby obszary o dużym ugięciu są dokręcane. Naprężenie linek stalowych odbywa się przy minimalnym możliwym zwisie. W takim przypadku siła naciągu nie powinna przekraczać 75% siły zrywającej dopuszczalnej dla danego odcinka liny.

W zależności od sposobu montażu zmieniają się warunki chłodzenia przewodów. Prowadzi to do konieczności dostosowania dopuszczalnych obciążeń prądowych.

Długotrwałe dopuszczalne obciążenia prądowe przewodów z izolacją gumową i polichlorku winylu określa się na podstawie warunków nagrzewania przewodów do temperatury; w temperaturze otoczenia Obciążenia na drutach ułożonych w skrzynkach, a także na tacach przyjmuje się jak na przewodach ułożonych w rurach.

Przy obliczaniu sieci elektrycznych o napięciu do 1000 V przekrój przewodów dobiera się zgodnie z długotrwałym dopuszczalnym obciążeniem prądowym, a sieć sprawdza się pod kątem dopuszczalnych odchyleń napięcia.

Aby uprościć te obliczenia, można zastosować metodę nomograficzną do określenia przekroju linii elektroenergetycznych na podstawie warunków ogrzewania i odchylenia napięcia. Metoda umożliwia dobór odcinków do okablowania wewnętrznego budynków.

Poniżej przedstawiono nomogramy służące do wyznaczania przekroju linii kablowych.

Nomogram do wyznaczania przekroju linii kablowych o napięciu do 1000 V.

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

5 – =0,8; 6 – =0,75; 7 – =0,7.

Ja – 10%; II – 5%; III – 2,5%.

Po prawej stronie nomogramu znanych wartości mocy R i współczynnik mocy w zakresie od 0,7 do 1 określają prąd w linii I. Ta część nomogramu jest liniowa i implementuje wyrażenie

Gdzie R - obliczona moc obciążenia czynnego, kW; - znamionowe napięcie sieciowe.

Przekrój linii energetycznej spełniający warunek grzewczy dobierany jest z uwzględnieniem wymagań PUE.

gdzie - od dawna dopuszczalny prąd masa. Ponieważ długoterminowy dopuszczalny prąd dla linii kablowych zależy od materiału izolacyjnego i sposobu montażu, nomogram pokazuje

cztery skale standardowy zakres odcinki przewodów fazowych.

Po lewej stronie nomogramu momentu obciążenia

Przez dopuszczalne odchylenie napięciem i znanym współczynniku mocy, wyznacza się przekrój przewodów linii elektroenergetycznej, który odpowiada zadanemu poziomowi napięcia. Aby skonstruować zależności na nomogramie, stosuje się wyrażenie

Gdzie r,x – aktywne i indukcyjne składniki rezystancji linii.

Zależności te są łączone w rodzinę krzywych dla trzech wartości dopuszczalnych odchyłek napięcia.

Pierwsza wartość wynosząca 2,5% to dopuszczalne obniżenie napięcia najbardziej odległych lamp wewnętrznego oświetlenia roboczego przedsiębiorstw przemysłowych i budynków użyteczności publicznej.

Druga wartość 5% jest taka sama na zaciskach silników elektrycznych.

Trzecia wartość 10% jest taka sama w trybach poawaryjnych.

Kontrola sekcji linia kablowa Dopuszczalne odchylenie napięcia dla wszystkich typów sieci kablowych określa się na skali dla kabli w izolacji z tworzywa sztucznego układanych w ziemi.