h Die Nennspannung der Stromübertragungsleitung beeinflusst ihre technischen und wirtschaftlichen Indikatoren erheblich. Mit einer hohen Nennspannung ist eine hohe Leistungsübertragung über lange Distanzen und mit geringeren Verlusten möglich. Leistungsübertragungskapazität beim Übergang zur nächsten Stufe Nennspannung erhöht sich mehrfach. Gleichzeitig nehmen mit der Erhöhung der Nennspannung die Investitionen in Ausrüstung und den Bau von Stromübertragungsleitungen deutlich zu.
Die Nennspannungen der elektrischen Netze in Russland werden von GOST 21128 . festgelegt – 83 (Tabelle 1).
Tisch 1
Leiter-Leiter-Bemessungsspannungen, kV,
für Spannungen über 1000 V nach GOST 721-77 (ST SEV 779-77)
| Netzwerke und Empfänger | Generatoren und Synchronkompensatoren | Transformatoren und Spartransformatoren | Höchste Betriebsspannung | |||
| ohne Laststufenschalter | mit Stufenschalter | |||||
| Primärwicklungen | Sekundärwicklungen | Primärwicklungen | Sekundärwicklungen | |||
| (3) * | (3,15) * | (3) und (3.15) ** | (3.15) und (3.3) | – | (3,15) | (3,6) |
| 6,3 | 6 und 6,3 ** | 6.3 und 6.6 | 6 und 6,3 ** | 6.3 und 6.6 | 7,2 | |
| 10,5 | 10 und 10,5 ** | 10,5 und 11,0 | 10 und 10,5 ** | 10,5 und 11,0 | 12,0 | |
| 21,0 | 22,0 | 20 und 21,0 ** | 22,0 | 24,0 | ||
| – | 38,5 | 35 und 36,75 | 38,5 | 40,5 | ||
| – | – | 110 und 115 | 115 und 121 | |||
| (150) * | – | – | (165) | (158) | (158) | (172) |
| – | – | 220 und 230 | 230 und 242 | |||
| – | ||||||
| – | – | |||||
| – | – | |||||
| – | – | – | – |
* Die in Klammern angegebenen Nennspannungen werden für neu konzipierte Netze nicht empfohlen.
** Für Transformatoren und Spartransformatoren, die direkt an die Generatorspannungsschienen von Kraftwerken oder an die Generatorklemmen angeschlossen sind.
Die wirtschaftlich vertretbare Nennspannung der Übertragungsleitung hängt von vielen Faktoren ab, von denen die übertragene Wirkleistung und Entfernung die wichtigsten sind. In der Referenzliteratur werden die Anwendungsgebiete elektrischer Netze unterschiedlicher Nennspannungen angegeben, die nach einem marktwirtschaftlich ungeeigneten Kriterium aufgebaut sind. Daher die Wahl der Option Stromnetz mit der einen oder anderen Bemessungsspannung sind nach anderen Kriterien, beispielsweise dem Kriterium der Gesamtkosten (siehe Abschnitt 2.4), zu nehmen. Trotzdem lassen sich die Näherungswerte der Nennspannungen nach den bisherigen Methoden ermitteln (z. B. nach empirischen Formeln und Tabellen unter Berücksichtigung der maximalen Übertragungsdistanz und der Kapazität von Leitungen unterschiedlicher Nennspannung).
Am häufigsten werden die beiden folgenden empirischen Formeln zur Spannungsbestimmung verwendet U:
Oder 
, (1)
wo R- übertragene Leistung, MW; l- Leitungslänge, km.
Die resultierenden Spannungen werden verwendet, um eine Standard-Nennspannung auszuwählen, und es ist überhaupt nicht erforderlich, eine Spannung zu wählen, die immer höher ist als die, die durch diese Formeln erhalten wird. Beträgt die Differenz der Gesamtkosten der verglichenen Varianten für das Stromnetz weniger als 5 %, ist der Möglichkeit der Verwendung einer höheren Spannung der Vorzug zu geben. Der Durchsatz und der Übertragungsbereich von 35-1150-kV-Leitungen unter Berücksichtigung der gängigsten Drahtquerschnitte und der tatsächlichen durchschnittlichen Länge von Freileitungen sind in der Tabelle angegeben. 2.
Tisch 2
Kapazität und Übertragungsbereich von 35-1150 kV Leitungen
| Netzspannung, kV | Drahtquerschnitt, mm 2 | Übertragene Leistung, MW | Stromleitungslänge, km | ||
| natürlich | bei einer Stromdichte von 1,1 A / mm 2 * | begrenzend (mit Wirkungsgrad = 0,9) | mittel (zwischen zwei benachbarten Unterstationen) | ||
| 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 | – |
* Für Freileitungen 750-1150 kV 0,85 A / mm 2.
Varianten des geplanten elektrischen Netzes oder seiner einzelnen Abschnitte können unterschiedliche Nennspannungen aufweisen. Üblicherweise werden zuerst die Spannungen des Kopfes, mehr belastete Bereiche bestimmt. Die Abschnitte des Ringnetzes müssen in der Regel für eine Nennspannung ausgeführt werden.
Die Spannungen 6 und 10 kV sind für Verteilnetze in Städten, ländlichen Gebieten und Industriebetrieben vorgesehen. Die vorherrschende Spannung beträgt 10 kV, 6-kV-Netze werden verwendet, wenn Unternehmen eine erhebliche Belastung von Elektromotoren mit einer Nennspannung von 6 kV haben. Die Verwendung von Spannungen von 3 und 20 kV für neu konzipierte Netze wird nicht empfohlen.
Mit der 35-kV-Spannung werden vor allem in ländlichen Gebieten 6- und 10-kV-Kraftzentren errichtet. In Russland (der ehemaligen UdSSR) sind zwei Spannungssysteme elektrischer Netze (110 kV und mehr) weit verbreitet: 110–220–500 und 110 (150) –330–750 kV. Das erste System wird in den meisten IES verwendet, das zweite blieb nach der Teilung der UdSSR nur im IES des Nordwestens (im IES des Zentrums und IES des Nordkaukasus, mit dem Hauptsystem von 110-220 -500-kV-, 330-kV-Netze haben auch eine begrenzte Verteilung).
Die 110-kV-Spannung ist für Verteilnetze in allen USV-Systemen am weitesten verbreitet, unabhängig vom verwendeten Spannungssystem. Netze mit einer Spannung von 150 kV erfüllen die gleichen Funktionen wie Netze von 110 kV, sind jedoch nur im Kola-Stromnetz verfügbar und werden nicht für neu konzipierte Netze verwendet. Mit der Spannung von 220 kV werden Stromzentralen für das 110-kV-Netz geschaffen. Mit dem Ausbau des 500-kV-Netzes erhielten die 220-kV-Netze hauptsächlich Verteilungsfunktionen. Die Spannung von 330 kV wird für das Backbone-Netz von Stromnetzen und die Schaffung von Power-Centern für 110-kV-Netze verwendet. Die Backbone-Netze werden je nach gewähltem Spannungssystem mit einer Spannung von 500 oder 750 kV ausgeführt. Für die USV, bei der ein Spannungssystem von 110–220–500 kV verwendet wird, wird als nächster Schritt die Spannung von 1150 kV verwendet.
Beispiel 2
Für die in Beispiel 1 ausgewählten Netzentwicklungsoptionen B, v und e(Abb. 1) Wählen Sie die Nennspannung der Netzabschnitte. Werte der aktiven Lasten an Versorgungspunkten: R 1 = 40 MW, R 2 = 30 MW und R 3 = 25 MW.
Lösung. Alle in Betracht gezogenen Optionen sind durch das Vorhandensein des Kopfabschnitts des Zentralprozessornetzwerks gekennzeichnet - 1. Der Leistungsfluss in diesem Abschnitt des Netzwerks (ohne Leistungsverluste an anderen) ist gleich der Summe der Lasten aller drei Leistungen Knoten, dh R CPU - 1 = R 1 + R 2 + R 3 = 95 MW. Nach den Ausdrücken (1) erhalten wir die Spannungen für diesen Abschnitt des Netzes oder 
und entsprechend der empfohlenen Spannungsskala (Tabelle 1) kann eine Bemessungsspannung von 110 oder 220 kV angenommen werden. Notstrom für diesen Netzabschnitt bei U n = 110 kV ist gleich 
Und, bei U n = 220 kV - 268 kA. Für beide Spannungsklassen können Sie die Drahtmarke AC - 240/32 in einem 110-kV-Netz entsprechend der zulässigen Erwärmung, in einem 220-kV-Netz - entsprechend den Bedingungen der Korona verwenden. Betrachten Sie den Rest des projizierten Netzwerks.
Abschnitt 1 - 2 ist typisch für alle Netzwerkentwicklungsoptionen B, v und e(Abb. 1) und unterscheidet sich in ihnen nur in der Höhe des Kraftflusses. Für Option B Spannungen nach den Ausdrücken (1) sind jeweils gleich U 1 - 2 = 79,18 und U 1 - 2 = 96,08 kV, für Optionen v und EU 1 - 2 = 92,14 und U 1 - 2 = 119,13 kV.
Abschnitt 1 - 3 ist typisch für zwei Optionen für die Entwicklung des Netzwerks - B und e. Für Option B Spannungen für diesen Abschnitt nach den Ausdrücken (1) sind jeweils gleich U 1 - 3 = 80 und U 1 - 3 = 91,29 kV, Optionen e–U 1 - 3 = 97,43 und U 1 - 3 = 123,61 kV.
Abschnitt 2 - 3 ist typisch für Varianten v und e. Die Spannungen für diesen Abschnitt sind U 2 - 3 = 73,7 und U 2 - 3 = 92,59 kV.
Messstromwandler
In modernen Elektroinstallationen erreicht die Spannung 750 kV und höher, und Ströme werden in Dutzenden von Kiloampere oder mehr gemessen. Um sie direkt zu messen, wären sehr sperrige und teure elektrische Messgeräte erforderlich. In manchen Fällen wären solche Messungen völlig unmöglich. Außerdem wäre das Servicepersonal bei der Wartung von Geräten, die direkt an das Hochspannungsnetz angeschlossen sind, einer großen Gefahr eines Stromschlags ausgesetzt. Der Einsatz von Messstromwandlern erweitert den Messbereich konventioneller elektrischer Messgeräte und entkoppelt diese gleichzeitig von Hochspannungskreisen.
Messstromwandler dienen zum Anschluss von Amperemetern, Voltmetern, Wattmetern, Relaisschutz- und Elektrogeräten, Zähler zur Abrechnung der Erzeugung und des Verbrauchs von elektrischer Energie. Die Genauigkeit der Messung der elektrischen Energie und der Messung elektrischer Parameter, die Richtigkeit und Zuverlässigkeit des Relaisschutzbetriebs hängen von ihrer Arbeit ab.
Messstromwandlerschaltung
Im Diagramm:
L1-L2 Primärwicklung
I1-I2 Sekundärwicklung
I 1 - Leitungsstrom;
I 2 - Strom, der in der Sekundärwicklung fließt;
Die wichtigsten Elemente der Messung Stromwandler An der Stromumwandlung nehmen die Primär- und Sekundärwicklung teil, die auf denselben Magnetkreis gewickelt sind. Die Primärwicklung des Messstromwandlers ist in Reihe geschaltet (im Abschnitt des Hochspannungsleiters). An die Sekundärwicklung werden Messgeräte (Amperemeter, Stromwicklung des Zählers) oder Relais angeschlossen. Beim Betrieb des Stromwandlers ist die Sekundärwicklung immer mit der Last kurzgeschlossen.
Die Primärwicklung zusammen mit dem Hochspannungskreis wird als Primärkreis bezeichnet, und der externe Kreis, der Messinformationen von der Sekundärwicklung des Messstromwandlers (d. h. der Last und den Anschlussdrähten) empfängt, wird als Sekundärkreis bezeichnet. Der aus der Sekundärwicklung und dem daran angeschlossenen Sekundärkreis gebildete Stromkreis wird als Sekundärstromzweig bezeichnet.
Zwischen Primär- und Sekundärwicklung des Stromwandlers besteht keine elektrische Verbindung. Sie sind für ihre volle Betriebsspannung voneinander getrennt. Dies ermöglicht den direkten Anschluss von Messgeräten oder Relais an die Sekundärwicklung und schließt dadurch die Einwirkung einer an der Primärwicklung anliegenden Hochspannung auf das Bedienpersonal aus, da beide Wicklungen dem gleichen Magnetkreis überlagert, also magnetisch gekoppelt sind.
Die wichtigsten Parameter und Eigenschaften des Messstromwandlers
Messstromwandler TNSh
Spezifikationen:
Nennspannung 0,66 kV
Nennsekundärstrom 5A
Nennprimärstrom 15000A, 25000A
Nennspannung- den Effektivwert der Netzspannung, bei dem der Messstromwandler betrieben werden soll, angegeben in der Bemessungstabelle des Messstromwandlers. Für Haushaltsmessstromwandler gilt die folgende Bemessungsspannungsskala, kV;
0,66; 6; 10; 15; 20; 24; 27; 35; 110; 150; 220; 330; 500; 750; 1150
Bemessungsprimärstrom ich 1n - in der Bemessungstabelle des Messstromwandlers angegeben, durch die Primärwicklung verlaufend, in der der Dauerbetrieb des Messstromwandlers vorgesehen ist. Für Haushaltsmessstromwandler wird die folgende Skala der Nennprimärströme verwendet, EIN:
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.
Bei Messstromwandlern zur Komplettierung von Turbo- und Hydrogeneratoren sind die Nennstromwerte höher als 10.000 A können von den in dieser Skala angegebenen Werten abweichen.
Instrumentenstromwandler für Primärnennstrom 15; 30; 75; 150; 300; 600; 750; 1200; 1500; 3000 und 6000 A, muss den jeweils höchsten Betriebsprimärstrom auf unbestimmte Zeit zulassen 16; 32; 80; 160; 320; 630; 800; 1250; 1600; 3200 und 6300 A... Andernfalls entspricht der höchste Primärstrom dem Nennprimärstrom.
Bemessungssekundärstrom ich 2n - in der Leistungstabelle des Messwandlers angegeben aktueller Strom durch die Sekundärwicklung gehen. Als Sekundärnennstrom wird angenommen 1 oder 5 A, und der Strom 1 A nur zulässig für Messstromwandler mit einem Primärnennstrom bis 4000 A... Nach Absprache mit dem Kunden dürfen Messstromwandler mit Nennsekundärstrom gefertigt werden 2 oder 2,5 A
Übersetzungsverhältnis des Messstromwandlers gleich dem Verhältnis des Primärstroms zum Sekundärstrom.
Bei der Berechnung von Instrumentenstromwandlern werden zwei Größen verwendet: das tatsächliche Übersetzungsverhältnis n und Nennübersetzungsverhältnis n n... Unter dem Ist-Übersetzungsverhältnis n wird das Verhältnis des Ist-Primärstroms zum Ist-Sekundärstrom verstanden. Unter dem Nennübersetzungsverhältnis nн versteht man das Verhältnis des Nennprimärstroms zum Nennsekundärstrom.
Beständigkeit des Messstromwandlers gegen mechanische und thermische Einflüsse gekennzeichnet durch einen Strom mit elektrodynamischem Widerstand und einen Strom mit thermischem Widerstand.
Die Hauptmerkmale von Stromversorgungssystemen sind wie folgt.
Strom wird praktisch nicht akkumuliert. Produktion, Umwandlung, Verteilung und Konsum erfolgen gleichzeitig und fast augenblicklich. Daher sind alle Elemente des Machtsystems durch die Einheit des Regimes miteinander verbunden. Im Energiesystem wird zu jedem Zeitpunkt des stationären Zustands ein Gleichgewicht hinsichtlich der aktiven und Blindleistung... Ohne Verbraucher ist keine Stromerzeugung möglich: Wie viel Strom wird in erzeugt? dieser Moment, so viel davon wird dem Verbraucher abzüglich der Verluste gegeben. Reparaturen, Unfälle usw. führen zu einer Verringerung der an den Verbraucher gelieferten Strommenge (ohne Reserve) und folglich zu einer Unterauslastung der installierten Ausrüstung des Stromnetzes.
Die relative Geschwindigkeit der Prozesse (transient): Wellenprozesse - () s, Aus und Ein - s, Kurzschlüsse - () s, Schwingen - (1-10) s. Hohe Geschwindigkeiten instationärer Prozesse in Energiesystemen erfordern den Einsatz von Automatisierung in einem weiten Bereich bis hin zur vollständigen Automatisierung des Prozesses der Erzeugung und des Verbrauchs von Elektrizität und den Ausschluss der Möglichkeit von Personaleingriffen.
Das Stromnetz ist an alle Industrie- und Verkehrszweige angeschlossen und zeichnet sich durch eine Vielzahl von Stromempfängern aus.
Die Entwicklung des Energiesektors muss stärker wachsen als der Stromverbrauch, sonst können keine Stromreserven geschaffen werden. Der Energiesektor soll sich gleichmäßig entwickeln, ohne Missverhältnisse einzelner Elemente.
Vorteile der Kombination von Kraftwerken zu einem Stromsystem
Beim Zusammenschluss von Kraftwerken zu einem Energiesystem wird erreicht:
Abnahme der Gesamtleistungsreserve;
Abnahme der maximalen Gesamtlast;
gegenseitige Unterstützung bei ungleichen jahreszeitlichen Änderungen der Kapazität von Kraftwerken;
gegenseitige Unterstützung bei ungleichen saisonalen Veränderungen der Verbraucherlasten;
gegenseitige Unterstützung bei Reparaturen;
Verbesserung der Kapazitätsauslastung jedes Kraftwerks;
Erhöhung der Zuverlässigkeit der Stromversorgung der Verbraucher;
die Möglichkeit, die Blockkapazität von Blöcken und Kraftwerken zu erhöhen;
Wahrscheinlichkeit ein einziges Zentrum Verwaltung;
Verbesserung der Bedingungen für die Automatisierung des Prozesses der Stromerzeugung und -verteilung.
Elektroinstallationen. Nenndaten der Anlagen
Elektrische Anlagen (PUE, I.13) - Anlagen, in denen Strom erzeugt, umgewandelt, verteilt und verbraucht wird. Sie unterteilen sich in Elektroinstallationen mit Spannungen bis 1000 V und über 1000 V.
Nennstrom (PUE, I.124), Spannung, Leistung, Leistungsfaktor usw. einer Elektroanlage sind Passdaten (in der Praxis sind dies die Daten, bei denen der Betrieb einer Elektroanlage am wirtschaftlichsten ist).
Nennspannungen
Die Skala der Bemessungsspannungsleitungen in Kilovolt von Elektroinstallationen mit Drehstrom mit einer Frequenz von 50 Hz ist in der Tabelle angegeben. 1.
Tabelle 1
Skala der Bemessungsspannung elektrischer Anlagen, kV
|
Elektrische Empfänger |
Generator |
Transformator |
|
|
Primärwicklung |
Sekundärwicklung |
||
Die Skalen der Nennspannungen von Generatoren und Sekundärwicklungen von Transformatoren werden 5-10% höher gewählt als die Nennspannungen von Verbrauchern, Stromleitungen und Primärwicklungen von Transformatoren, um die Aufrechterhaltung der Nennspannung der Verbraucher zu erleichtern.
Als Bezugsbasis wird die Nennspannung des Verbrauchers () genommen, dann die Nennspannung des Generators, die Sekundärwicklung des Transformators. Mit Hilfe sinnvoll gewählter Nennspannungen und Übersetzungsverhältnisse ist es möglich, den Spannungsabfall in der Energieübertragung (,,) auszugleichen und die Nennspannung am Verbraucher zu halten.
Die maximal zulässigen Betriebsspannungen überschreiten die Nennspannungen um 15 % (), 10 % () und 5 % ().
Maximale Spannungsskala, kV: 3,6; 6,9; 11,5; 23; 40,5; 126; 172; 252; 525; 787; 1207.5.
Die Änderung des Übersetzungsverhältnisses wird erreicht, indem die Windungszahl (Anzapfungen) an einer der Wicklungen geändert wird, z. B. mit und,
Dieser Ausdruck bedeutet, dass sich die Windungszahl auf der Hochspannungsseite von auf ändert, während sie sich von einer zur anderen ändert (Abb. 1.4):
Lesen Sie die Informationen zu Transformatoren in den elektrischen Handbüchern und bestimmen Sie die Grenzen und Stufen der Übersetzungsverhältnisse.
Wie Sie wissen, beträgt die Nennspannung elektrischer Netze über 1000 V allgemeiner Zweck Wechselstrom wird nach GOST 721-77 bestimmt und empfiehlt folgende Spannungen für neu konzipierte Netze:
6, 10, 35, 110, 220, 330, 500, 750, 1150 kV.
Bei der Auswahl der Spannung müssen die bestehenden Spannungssysteme im europäischen Teil Russlands 110 (150) / 330/750 kV und im Ural und Sibirien - 110/220/500/1150 kV berücksichtigt werden.
Die Vorauswahl der Spannung kann nach der empirischen Formel von G.A. Illarionova:
wo ist die Länge der Linie, km; - entlang der Strecke übertragene Leistung, MW.
Diese Formel liefert zufriedenstellende Ergebnisse für den vollen Bereich der Nennwechselspannungen im Bereich von 35–1150 kV.
Für die Wahl der Nennspannung gibt es andere empirische Formeln. Ihr Anwendungsbereich wird durch einige der unten aufgeführten Bedingungen eingeschränkt (Tabelle 2.4).
Tabelle 2.4
Formeln zur Auswahl der Nennübertragungsspannung
Die Anwendungsbereiche von Standard-Nennspannungen in Abhängigkeit von Leistung und Übertragungsdistanz sind in Abbildung 2.16 und Tabelle 2.5 dargestellt.
Tabelle 2.5
Stromübertragungskapazität 110-1150 kV
| U nom, kV | F, mm2 | Eigenleistung, MW, bei Wellenwiderstand, Ohm | Die höchste übertragene Leistung pro Stromkreis, MW | Größte Übertragungslänge, 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 |
Heute haben die beiden in Russland entwickelten Systeme einen Nennspannungssprung von jeweils ungefähr 2 und einen Unterschied in der übertragenen Leistung für benachbarte Spannungen um das 4- bis 6-fache. Dies führt dazu, dass bei der Übertragung einer bestimmten Leistung bei niedriger Spannung mehrere Stromkreise benötigt werden und bei hoher Spannung die Leitung unterlastet wird. Dabei kann bei der Spannungswahl der benachbarte PUE U nom verwendet werden, jedoch mit vergrößertem Teilungsradius.
Reis. 2.16. Anwendungsgebiete elektrischer Netze unterschiedlicher Nennspannungen. Die Grenzen gleicher Effizienz sind angegeben: 1 –1150 und 500 kV; 2 - 500 und 220 kV; 3 - 220 und 110 kV; 4 - 110 und 35 kV; 5 - 750 und 330 kV; 6 - 330 und 150 kV; 7 - 150 und 35 kV
Aufbau
Bei der Auswahl von Schemata für die Entwicklung elektrischer Netze können die folgenden Techniken verwendet werden:
ein) Umbau des Hauptgetriebes durch Hinzufügen eines zweiten Stromkreises, manchmal mit höherer Spannung;
B) das Auftreten neuer kreisförmiger Linien;
v) tiefes Einführen bei höherer Spannung.
Die endgültige Wahl der Spannung und Konfiguration sollte natürlich auf technischen und wirtschaftlichen Überlegungen basieren.
Abschnittsauswahl
Bei der Auswahl eines Querschnitts muss das Koronaphänomen berücksichtigt werden, das den minimal zulässigen Querschnitt für jede Nennspannung bestimmt.
Der maximal zulässige Querschnitt für Stromleitungen ist abhängig von der Bemessungsspannung und wird durch das rationelle Verhältnis des Verbrauchs von Bunt- und Eisenmetall im Leitungsaufbau bestimmt.
Der Querschnitt wird nach der wirtschaftlichen Stromdichte bzw. den wirtschaftlichen Intervallen gewählt. Die wirtschaftliche Dichte wird durch die minimalen Kosten in Stromleitungen bestimmt und hängt von der Art der Leitung, dem Drahtmaterial, dem Lastplan ab.
2.8.2. Wirtschaftsintervalle
Die Verwendung von Wirtschaftsintervallen ermöglicht es, diskrete Abschnitte und Nennleistungen von Transformatoren aus der Anzahl der Variablen auszuschließen. Mit Hilfe von ökonomischen Intervallen ist es möglich, die Kosten nur in Abhängigkeit von der übertragenen Leistung darzustellen. Bei der Wahl der Struktur der Erzeugungskapazitäten können die Kosten von Stromübertragungsleitungen im Formular dargestellt werden. Bei der Planung des Netzausbaus kann eine genauere Näherung in der Form verwendet werden 
oder 
, aber sie haben alle eine Lücke bei. Als stetige Funktion ist eine Approximation der Form 
, wonach gegen Kosten 
kann durch Auswahl von ε reduziert werden.
Bei der Wahl der wirtschaftlichen Intervalle für Transformatoren werden die Kosten nach folgender Formel berücksichtigt:
wo sind die Kosten des th Transformators; - Betriebszeit des Transformators;
- die Kosten der verlorenen Energie, bestimmt durch die Kosten der Basis-ES;
- Kosten, die durch die Kosten an Spitzenstationen bestimmt werden.
Normalerweise, aber oft genommen 
.
Von der Bedingung 
die obere Grenze des Wirtschaftlichkeitsintervalls eines Transformators mit einer Nennleistung wird bestimmt.
2.8.3. Mathematisches Modell der Netzentwicklungsplanung
Die Modellbildung beginnt mit der Erstellung eines Berechnungsschemas, das die bestehenden Knoten und Verzweigungen, neue Knoten und mögliche zusätzliche Linienspuren zeigt, die Objekte in das System verbinden. Sie sollte auch diejenigen Leitungen berücksichtigen, die als Ergebnis der Analyse des Modells für die Wahl der Struktur der Erzeugungskapazitäten gefunden wurden. Das Entwurfsschema sollte einigermaßen redundant sein und zusätzliche Leitungen enthalten, um mögliche optimale Verbindungen nicht zu verpassen.
Für die Knoten müssen die prognostizierten Lasten und Leistungen der Eingabeeinheiten angegeben werden. Somit wird das Entwurfsmodell Entwurfsknoten aufweisen, einschließlich vorhandener; jene. Knotenindex 
... Die Anzahl der Filialen im Entwurfsschema, von denen - vorhanden.
Streams können als Unbekannte angesehen werden Wirkleistung nach Filialen 
.
Als objektive Funktion betrachten wir die Kosten in Bestandsleitungen, proportional zu den Energieverlusten, und in neuen Leitungen, ermittelt nach den angenommenen Näherungsformeln für Kosten:
, (2.35)
wo 
.
Die unbekannten Leistungsflüsse entlang der Zweige unterliegen der Leistungsbilanzbedingung an den Knoten, die in Matrixform geschrieben werden kann:
.
- eine rechteckige Matrix von Knoten-Zweig-Verbindungen und ihre Elemente für einen Knoten und einen Zweig S werden bezeichnet und können Werte gleich 1 annehmen, wenn der Zweig den Knoten verlässt; +1, wenn die Verzweigung in einem Knoten enthalten ist und 0, wenn sie keinem Knoten zugeordnet ist.
Stellen wir die Bilanzgleichung für den Knoten zusammen (Abb.2.19):
Im Allgemeinen kann die Bilanzgleichung für jeden -ten Knoten geschrieben werden:
.
Somit besteht das Problem bei der Wahl des optimalen Netzwerkschemas darin, das Minimum einer nichtlinearen Funktion zu finden 
unterliegt der Einschränkung der linearen Gleichheit 
.
Das so formulierte Netzentwicklungsplanungsproblem wird auf ein nichtlineares Programmierproblem reduziert. Dieses Problem hat normalerweise ein Extrem. Um es zu lösen, können die zuvor betrachteten Methoden der nichtlinearen Programmierung verwendet werden.
2.8.4. Anwenden von Gradientenmethoden
Wie Sie wissen, lautet die Grundgleichung der Gradientenmethode:
. (2.36)
Betrachten Sie ein Beispiel, in dem Sie ein Netzwerk auswählen müssen, um nur einen Knoten mit Strom zu versorgen (Abb. 2.20). Wir nehmen an, dass die Kosten durch quadratische Abhängigkeiten dargestellt werden. Als Ausgangspunkt nehmen wir R 0 =(0,NS).
Unter Berücksichtigung der Randbedingungen sollte die Bewegung auf das Minimum entlang der Projektion des Gradienten auf die Randbedingungsfläche erfolgen, d.h. entlang des Vektors V. Vektor V kann durch Eliminieren von Beschränkungen von den Komponenten senkrecht zur Oberfläche erhalten werden. Diese Komponenten bilden den Gradienten der Randbedingungen. Somit ist der Vektor V definiert durch den Ausdruck
. (2.37)
Um die undefinierten Faktoren zu bestimmen, die den Vektor bilden V, wird die Bedingung der Gleichheit mit Null verwendet Skalarprodukt:
. (2.38)
Aus dieser Bedingung können wir finden, wenn der Gradient für die lineare Einschränkung gleich ist. Tatsächlich aus der Transformation
Sie können den folgenden Matrixausdruck für die Faktoren erhalten
. (2.40)
Komponenten des Faktorenvektors λ erlauben Ihnen, alle Komponenten des Vektors zu bestimmen V
,
und verwenden Sie sie im Gradientenverfahren
.
Es ist jedoch einfacher, die Projektion des Gradienten zu finden, wenn der Ausdruck (2.40) in (2.37) eingesetzt wird und eine einfache Transformation
wo NS=
- Design-Matrix.
Der iterative Prozess wird fortgesetzt, bis die Bedingung der erforderlichen Genauigkeit für alle Komponenten erfüllt ist.
 Reis. 2.21 | Das Blockschaltbild des Algorithmus mit der Wahl des optimalen Schrittes ist in Abbildung 2.21 dargestellt. Zweck der Blöcke: 1. Bildung des Berechnungsschemas. 2. Bestimmung der Art der Funktionen zur Berechnung der Kosten und ihrer Ableitungen für alle Branchen. 3. Bildung der Ereignismatrix M. 4. Bestimmung der Gradientenprojektionsmatrix A. 5. Erste Näherung der Strömungen Р = Р0. 6. Berechnung der Steigung am Punkt P. 7. Bestimmung der Projektion V Gradient. 8. Überprüfung der Abbruchbedingung. 9. Organisation eines Versuchsschrittes P 1 = P- V t 0 /. 10. Berechnung von Steigung und Projektion V 1 am Ende des Schrittes. 11. Bestimmung des optimalen Schrittes  ... 12. Arbeitsschritt. 13. Ergebnisausgabe |
Beispiel 2.3... Bestimmen Sie die optimalen Flüsse in den Zweigen des Netzes, deren Auslegungsschema in Abbildung 2.22 dargestellt ist.
Die iterative Berechnung beginnt mit der Übernahme der anfänglichen Näherung P 0, Bestimmen der Größe des Gradienten und seiner Projektion auf die Randbedingungen
Anschließend erfolgt ein Prüfschritt in Richtung der Projektion. t0 = 0,1 und Flüsse werden durch Zweige bestimmt R 1 am Ende dieses Schrittes der Gradient und seine Projektion
Danach können Sie den Schritt nahe dem Optimum bestimmen
und einen Arbeitsschritt vom Startpunkt P in Richtung der Projektion ausführen
Danach kehren wir gemäß dem Algorithmus zu Block 6 zurück, wo der Gradient und seine Projektion erneut berechnet werden
Das Prüfen der Bedingung in Block 8 bestimmt den Abschluss des iterativen Prozesses.
Die gefundenen Flüsse können verwendet werden, um den Querschnitt der Energieübertragungsleitung auszuwählen.
Die schnelle Konvergenz des Prozesses wird durch die quadratische Natur der Zielfunktion erklärt, die einen linearen Gradienten hat und der optimale Schritt aus zwei Punkten zu einer exakten Lösung führt.
Der Nachteil dieser Methode ist die große Dimension des Problems, die durch die Anzahl der Zweige des Berechnungsschemas bestimmt wird.
2.8.5. Koordinatenoptimierungsmethode
Im Entwurfsschema ist das Minimum in der Regel die Anzahl der Konturen, die als Differenz in der Anzahl der Zweige und Knoten definiert ist. Daher ist es bei der Optimierung als Unbekannte ratsam, die Konturstärken zu verwenden und das Koordinatensuchverfahren anzuwenden. Der Vorteil dieser Methode besteht darin, dass bei jedem Optimierungsschritt der Zielfunktion 
nur eine Variable wird ausgewählt, während der Rest fest ist. Der gefundene Wert wird fixiert und fährt dann mit der Optimierung der nächsten Variablen fort usw.
Betrachten Sie die Gleichgewichtsbeschränkung. Alle Flüsse entlang der Zweige können in zwei Komponenten unterteilt werden:
,
wo sind die Flüsse im Baum, deren Zweige alle Knoten ohne Konturenbildung mit dem Ausgleichsknoten verbinden;
–Fließt in Akkorden, dh in den Zweigen, die die Umrisse bilden.
Die Hauptbedingung kann man sich in Blockmatrizen unterteilt vorstellen, wie in Abbildung 2.23 gezeigt.
Die Flüsse in den Zweigen des Baums werden eindeutig durch die Flüsse in den Akkorden bestimmt, was sich aus den Beziehungen ergibt, die auf der Grundlage von Operationen mit Blockmatrizen erhalten wurden und im Folgenden dargestellt werden:
(2.42)
Als erste Näherung können Sie nehmen:
Dann Bäche in Bäumen:
.
Als Akkorde können verschiedene Zweige des ursprünglichen Schemas ausgewählt werden, die den ausgewählten Baum durch die Bildung von Konturen ergänzen. Die Anzahl der Kombinationen wird durch die mögliche Anzahl von Bäumen bestimmt, die mit der für unabhängige Knoten generierten Trent-Determinante berechnet werden:
, (2.43)
wobei die Anzahl der dem Knoten zugeordneten Zweige ist; - die Anzahl der Zweige, die die Knoten verbinden und.
Beispiel 2.4. Bestimmen Sie die Anzahl der Bäume für die Schaltung
 |  |
Die Konturoptimierung erfolgt nach folgendem Algorithmus.
1) Ein Berechnungsschema wird erstellt.
2) Ermittelt die Abhängigkeiten für die Kostenrechnung in der Zeile des Kalkulationsschemas. Dabei können beliebige Näherungsfunktionen bis auf den genauen unteren Kostenrahmen in neuen Linien verwendet werden.
3) Akkorde werden ausgewählt und nummeriert, für die die anfängliche Annäherung der Flüsse genommen wird, und Flüsse in den Zweigen des Baums werden gezählt.
4) Es wird ein Akkordzyklus organisiert, in dem die folgenden Operationen nacheinander ausgeführt werden:
- für den aktuellen Akkord ist die Kontur, die er schließt, sichtbar;
- auf der Grundlage des empfangenen Flusses in der Sehne werden Flüsse in den Ästen der Kontur bestimmt;
- bei den Strömen in den Zweigen des Kreises werden die Kosten in jedem Zweig und die Gesamtkosten in allen Zweigen des Kreises berücksichtigt;
- sequentielle Änderung des Wertes der Sehnenflüsse in steigender oder fallender Richtung, während neue Flüsse in den Zweigen der Kontur und neue Kosten bestimmt werden, die mit den vorherigen verglichen werden, bis das Minimum gefunden ist.
Somit wird eine Optimierung durchgeführt. Berechnet man die Kosten durch Näherung, so ist es möglich, solche Flüsse in der Sehne zu berücksichtigen, bei denen ein Zweig mit Nullleistung in der Schleife auftritt, was ein Minimum an Kosten liefert. Danach wird der aktuelle Akkord in diesen Zweig übertragen.
5) Nach Verlassen des Zyklus wird die neue Position der Akkorde mit der vorherigen verglichen. Wenn sie nicht übereinstimmt, wird der nächste Optimierungszyklus ausgeführt. Bei Übereinstimmung endet die Berechnung. In der Regel reichen zwei bis drei Zyklen.
Beispiel 2.5. Wählen Sie den optimalen Plan für den Ausbau des 220-kV-Netzes, der in Abbildung 2.25-a dargestellt ist.
Für das betrachtete Netz ist der Ausbau mit einer Lasterhöhung und dem Anschluss eines neuen Umspannwerks verbunden. Die gestrichelte Linie zeigt die möglichen Trassen von Hochspannungsleitungen. Abbildung 2.25-b zeigt die Kostenkurven für bestehende und neue Stromleitungen und ihre linearen Näherungen.
Die Tabelle enthält Ausdrücke zur Ermittlung der Kosten für jeden Zweig des Berechnungsschemas unter Berücksichtigung der Länge.
Tabelle 2.6
| Leitung | Kosten |
| 0-1 | |
| 1-2 |  |
| 2-3 |  |
| 0-3 |
Im Entwurfsschema gibt es nur 1 Kontur und wir nehmen Abschnitt 2-3 als Anfangsposition des Akkords. Wählen Sie alle Äste der Kontur für die Kostenberechnung aus. Der iterative Prozess ist in Tabelle 2.7 dargestellt:
Tabelle 2.7
| 0-1 | ||||||
| 1-2 | ||||||
| 2-3 | ||||||
| 0-3 | ||||||
In der Ausgangsposition des Akkords beliefen sich die Kosten auf 812 Tausend Rubel. Das Verschieben der Sehne an eine benachbarte Position änderte den Fluss und reduzierte die Kosten. Eine weitere Bewegung in die gleiche Richtung war nicht mehr profitabel.
Als Ergebnis der Optimierung wird ein Baum gefunden, der den minimalen Kosten entspricht.
Für ein Netzwerk beliebiger Komplexität konvergiert der iterative Prozess schnell genug. In diesem Fall können spezielle schnelle Algorithmen verwendet werden, die für offene Stromkreise verwendet werden. Sie basieren auf der Methode der "Second Address Mappings".
Der als Ergebnis der Optimierung gefundene Baum bestimmt die Grundlage des sich entwickelnden Netzwerks, das unter Berücksichtigung der Anforderungen an Zuverlässigkeit und Qualität des Regimes ergänzt werden kann.
Betrachten wir das Wesen der zweiten Adressabbildungsmethode, die bei der Auswahl des optimalen Baums für ein sich entwickelndes Netzwerk verwendet werden kann. Betrachten Sie einen offenen Stromkreis (Abb. 2.26), durch den die Last vom Leistungszentrum an mehrere Verbraucher versorgt wird. Für gegebene Knotenlasten, beispielsweise Strom, wird der Strom jedes Zweigs durch eine einfache Summation der Ströme derjenigen Knoten bestimmt, die diesen Zweig durchlaufen. Wenn das Netzwerkschema durch Knotenpaare für jeden Zweig streng in Richtung von der CPU angegeben wird, was ganz natürlich ist, dann Ordnungsnummer Mit dem Startknoten der Verzweigung in der Liste (Array) der Endknoten können Sie problemlos einen Übergang von jedem Knoten zur CPU organisieren, der eine spezielle Nummer haben muss, z. B. negativ, um den Pfad zu vervollständigen. Die so gefundenen Nummern für jede Filiale werden "zweite Adressen" genannt.
Tabelle 2.8
| Nr. pp | UN | des Strafgesetzbuches | DAS | UN2 | Zweigstrom (TB) |
| -10 | -10 | 10+4+6+8+5=33 | |||
| 5+4+8=17 | |||||
Die Tabelle zeigt die Anfangsdaten und die Stufen der Berechnung der Zweigströme. Die Array-Bezeichnungen sind hier: UN - Knoten des Anfangs, UK - Knoten des Endes von Zweigen, ТУ - Ströme von Knoten, TV - Ströme von Zweigen, UN2 - zweite Adresszuordnungen.
Bei der Analyse der Tabelle sollten Sie darauf achten, dass bei richtiger gegebene Konfiguration Netzwerk kann jede Knotennummer im UC-Array im UC-Array gefunden werden. Wie bereits erwähnt, ist sein Platz, d.h. die Sequenznummer in diesem Array wird als zweite Adresszuordnung bezeichnet.
Gefundene Adressen können verwendet werden, um Zweigströme, Leistungsflüsse, Verluste, d.h. um den Modus zu berechnen. Betrachten Sie das Verfahren zur Bestimmung der Ströme entlang der Zweige. Hier werden zunächst alle Elemente des DU-Arrays in das TV-Array umgeschrieben, und dann werden die Ströme aller Knoten, beginnend mit dem letzten, durch Summation den Strömen der Zweige überlagert, durch die der Knoten von der versorgt wird Steckdose gemäß den zweiten Adressen.
Die Berechnung der Leistungsflussverteilung unter Berücksichtigung der Leistungs- und Spannungsverluste erfolgt analog.
Betrachten Sie zwei Algorithmen, die bei der Analyse von offenen Stromkreisen verwendet werden.
Abbildung 2.27 zeigt ein Blockschaltbild des Algorithmus zur Ermittlung der zweiten Adressen und Abbildung 2.28 zeigt ein Blockschaltbild des Algorithmus zur Berechnung der Stromverteilung.
Im Konturoptimierungsalgorithmus des sich entwickelnden Netzwerks werden die Akkorde zu einem separaten Array zusammengefasst, in dem die zweiten Adressen für beide Knoten des offenen Zweigs gebildet werden. Im Optimierungszyklus wird für jeden Akkord ein Zuführungsknoten bestimmt, der als CPU fungiert und die Bewegung der Akkordposition im Prozess der eindimensionalen Optimierung begrenzt.
2.8.6. Branch and Boundary Methode (MBB) zur Auswahl der optimalen
Vertriebsnetz
Verteilnetze werden in der Regel in offenen Kreisläufen betrieben. Grundlage für die Auswahl neues Netzwerk ist die Suche nach dem Baum mit den niedrigsten Kosten. Die Zahl der möglichen Bäume ist enorm und wird durch die Trent-Determinante bestimmt. Der optimale Baum kann gefunden werden, indem die Kosten für jeden Baum aus der gesamten Menge möglicher Bäume berechnet werden. Aber eine solche Überprüfung aller Kombinationen ist selbst mit modernen Computern nicht realistisch.
Das Wesen der Branch-and-Bound-Methode besteht darin, die gesamte Menge möglicher Designs in Teilmengen zu unterteilen, gefolgt von einer vereinfachten Bewertung der Wirksamkeit jedes einzelnen und dem Verwerfen (von der weiteren Analyse ausgeschlossen) nicht vielversprechender Teilmengen. Tatsächlich handelt es sich um eine kombinatorische Methode, jedoch mit einer gezielten Aufzählung von Optionen. Die Methode erschien erstmals 1960, um ein lineares Integer-Programmierproblem zu lösen, blieb jedoch unbemerkt und wurde erst 1963 effektiv zur Lösung des Problems eines Handlungsreisenden eingesetzt, der alle kommerziellen Punkte auf dem kürzesten Weg umfahren muss. Ein ähnliches Problem lösen Orientierungssportler.
Die ursprüngliche Menge und alle aktuellen werden in disjunkte Teilmengen unterteilt, wobei die Partitionsnummer die Ordnungszahl der Teilmenge auf der Partitionsstufe ist (Abb. 2.29).
Für das Originalset gibt es einen unbekannten Mindestpreisplan
, (2.44)
wo ist die genaue untere Kostengrenze, die unbekannt ist;
Ist die genaue untere Kostengrenze, die auch für existiert.
Wir glauben, dass es eine Möglichkeit für eine ziemlich einfache Bestimmung einer externen Kostenschätzung für diese Teilmenge gibt, für die die Bedingung erfüllt ist. Diese Schätzung kann verwendet werden, um „teure“ Teilmengen zu identifizieren, die von einer weiteren Unterteilung ausgeschlossen werden können. Um die Zuverlässigkeit in konkurrierenden Teilmengen zu verbessern, werden auch interne Schätzungen berücksichtigt, für die. Externe und interne Bewertungen sind in Abbildung 2.30 dargestellt.
Perspektivische Teilmengen werden ähnlich aufgeteilt. Der Verzweigungsprozess wird fortgesetzt, bis mehrere Optionen (2 4) in der Teilmenge verbleiben, oder die externen und internen Schätzungen =.
Betrachten Sie die Anwendung der Idee der Branch-and-Bound-Methode auf das Problem, ein neues Verteilernetz mit einer linearen Approximation der Kosten im Zweig des Berechnungsschemas zu finden
ABSCHNITT 1.
ALLGEMEINE INFORMATIONEN ZU ELEKTRISCHEN ANLAGEN
VORTRAG 1.
THEMA 1.1–1.3 (2 Stunden).
Planen
1.1. Einführung. Kurze historische Informationen über die Entwicklung der Elektrizitätswirtschaft.
1.2. Legende, neutrales Erdungssystem. Standardskala von Leistungen und Spannungen.
1.3. Die wichtigsten Stationstypen: BHKW, IES, HPP, NPP, GTU, GuD. Erneuerbare Energiequellen: GeoPP, WPP, PES, etc.
Einführung. Kurzer historischer Hintergrund der Entwicklung
Elektrizität
Der Kraftstoff- und Energiekomplex des Landes umfasst den Empfang, die Übertragung, die Umwandlung und die Nutzung verschiedener Arten von Energie und Energieressourcen.
Energietechnik- führende Komponente Energie, Bereitstellung der Elektrifizierung der Wirtschaft des Landes auf der Grundlage einer rationellen Stromerzeugung und -verteilung.
Der Großteil des Stroms wird durch große Kraftwerke. Kraftwerke sind untereinander und mit Hochspannungsverbrauchern vernetzt Stromleitungen(Stromleitungen) und Formular elektrische Systeme.
Den Anfang der Nutzung der Elektrizität bildete die Entdeckung des Lichtbogens von V. V. Petrov (1802), die Erfindung der Lichtbogenkerze von P. N. Yablochkov (1876) und A. N. Lodygin der Glühlampe (1873–1874).
Die industrielle Nutzung der Elektrizität begann mit der Entwicklung des ersten praktisch anwendbaren Elektromotors mit Drehbewegung durch B. S. Jacobi (1834–1837) und der Erfindung der Galvanik (1838). 1882 entdeckte N. N. Benardos ein Verfahren zum Elektroschweißen von Metallen.
Die ersten zentralen Gleichstromkraftwerke mit einer Leistung von mehreren zehn und später mehreren hundert Kilowatt wurden in den 80er und frühen 90er Jahren des 19. Jahrhunderts gebaut. in Moskau, St. Petersburg, Zarskoje Selo (jetzt Puschkin) und einer Reihe anderer Städte. Diese Kraftwerke hatten fast keine Stromlast, und erst seit 1892, als in Kiew eine elektrische Straßenbahn (die erste Straßenbahn in Russland) eingeführt wurde, gibt es an Gleichstromstationen eine gewisse Stromlast.
Die Niederspannung von Gleichstromstationen (110–220 V) schränkte ihre Reichweite und damit ihre Leistung ein. Die Erfindung des Leistungstransformators (P.N. Yablochkov, 1876) eröffnete die Möglichkeit der Verwendung von Hochspannungswechselstrom und erweiterte die Palette der Kraftwerke erheblich.
In Odessa (1887), Zarskoje Selo (1890), Petersburg (1894) und einigen anderen Städten wurden die ersten zentralen Kraftwerke mit einphasigem Wechselstrom mit einer Spannung von 2–2,4 kV gebaut.
Der Wendepunkt in der Entwicklung der Stromversorgung im Allgemeinen und der Kraftwerke im Besonderen war die Gründung in den Jahren 1888-1889. der herausragende russische Ingenieur M.O.Dolivo-Dobrovolsky des Drehstromsystems. Er war der erste, der Drehstrom-Synchrongeneratoren, Drehstromtransformatoren und vor allem Drehstrom-Asynchron-Elektromotoren mit Käfig- und Phasenläufer entwickelt hat.
Das erste Drehstromkraftwerk Russlands mit einer Leistung von 1200 kV ∙ A wurde 1893 vom Ingenieur A. N. Shchensnovich in Noworossijsk gebaut. Der Bahnhof war für die Elektrifizierung des Aufzugs vorgesehen.
Wenn man die allgemeinen Ergebnisse der Entwicklung der Elektrizitätswirtschaft im vorrevolutionären Russland zusammenfasst, können wir sagen, dass die installierte Leistung aller Kraftwerke in Russland im Jahr 1913 etwa 1.100 MW bei einer Stromproduktion von etwa 2 Milliarden kWh pro Jahr betrug. In Bezug auf die Stromproduktion belegt Russland den 15. Platz der Welt.
Der 1920 verabschiedete GOELRO-Plan sah eine Steigerung des Volumens der Industrieproduktion des Landes um etwa das Doppelte gegenüber 1913 vor. Grundlage dieses industriellen Wachstums war der Bau von 30 Fernkraftwerken in verschiedenen Regionen des Landes mit einer Gesamtkapazität von 1750 für 10-15 Jahre geplant MW. Die Stromerzeugung sollte auf 8,8 Mrd. kWh pro Jahr gesteigert werden.
Der GOELRO-Plan wurde am 1. Januar 1931, also in 10 Jahren, fertiggestellt. Die installierte Leistung der Kraftwerke und die Stromerzeugung in verschiedenen historischen Zeiträumen sind in der Tabelle dargestellt. 1.1.
Tabelle 1.1
Das Ende der Tabelle. 1.1
Seit Anfang der 90er Jahre des XX Jahrhunderts. Krisenphänomene finden im Kraftstoff- und Energiekomplex statt. In manchen Gegenden herrscht Strommangel. Die Anforderungen an den Umweltschutz sind gestiegen. Russland braucht eine neue Energiepolitik, die flexibel genug ist. Die Integrität des Elektrizitätskomplexes und der UES Russlands muss erhalten bleiben. Die Unterstützung unabhängiger Energieerzeuger, die sich auf die Nutzung erneuerbarer oder lokaler Energieressourcen konzentrieren, ist wichtig.
Durch die Reform werden folgende Ergebnisse erzielt:
- das Investitionsvolumen in der Elektrizitätswirtschaft wird zunehmen, wodurch der Modernisierungsprozess der Industrie beschleunigt und ihre Effizienz gesteigert wird;
- Veränderungen in der Elektrizitätswirtschaft werden zur Entwicklung verwandter Industrien beitragen: Lieferanten von Ausrüstungen, Kraftstoffen usw .;
- der durchschnittliche spezifische Stromverbrauch sinkt;
- die Zuverlässigkeit der Stromversorgung der Verbraucher wird erhöht;
- Es wird marktwirtschaftliche, wirtschaftliche Anreize für die unabhängige Stromerzeugung und den Ausbau von Intersystemverbindungen geben.
Die Energiestrategie hat das Inbetriebnahmevolumen der Kraftwerke in Russland für den Zeitraum bis 2020 festgelegt. Im optimistischen Szenario werden diese auf 177 Mio , bei TPPs - 143 Millionen kW (Abb. 1.2). Gleichzeitig soll das Inputvolumen für den Ersatz veralteter Geräte (technische Umrüstung) ca. 76 Mio. kW betragen. Der Bedarf für die Inbetriebnahme von Erzeugungskapazitäten wird in einer moderaten Variante 121 Mio. kW betragen, davon 70 Mio. kW für die technische Umrüstung.
Berücksichtigt man den Anstieg der Exporte, wird die Stromproduktion bis 2020 1215-1365 Mrd. kWh betragen, gleichzeitig ist eine deutliche Steigerung der Stromerzeugung geplant: in Kernkraftwerken - von 142 Mrd Milliarden kWhh im Jahr 2020 an Wasserkraftwerken - von 164 Milliarden kWh im Jahr 2002 auf 195-215 Milliarden kWh im Jahr 2020.
Wie bisher werden auch in Zukunft die Besonderheiten der territorialen Verteilung der Brennstoff- und Energieressourcen die Struktur der Kapazitätsinbetriebnahme bestimmen.
Legende, neutrales Erdungssystem. Standardskala von Leistungen und Spannungen
V Stromkreise Bei Elektroinstallationen werden die folgenden Buchstaben und grafischen Bezeichnungen einiger Elemente mit einem einzeiligen Bild aufgenommen (Tabelle 1.2).
Schalter (Q) sind zum Ein- und Ausschalten elektrischer Verbindungen im Normalbetrieb sowie bei Kurzschlüssen (SC) mit hohe Ströme... Die in den USA angebotenen Schalter heißen Sektional ( QB). In RU um normale Arbeit sie sind geschlossen, sollen aber bei einem Kurzschluss automatisch öffnen.
Trennschalter (QS) für die Dauer der Reparatur aus Sicherheitsgründen elektrische Maschinen, Transformatoren, Stromleitungen, Apparate und andere Elemente von angrenzenden spannungsführenden Teilen isolieren (trennen). Sie können sich öffnen Stromkreis nur in Abwesenheit von Strom darin oder bei einem sehr geringen Strom. Operationen mit Trennschaltern und Schaltern müssen in einer genau definierten Reihenfolge durchgeführt werden.
Trennschalter werden so platziert, dass alle Geräte oder Teile der Schaltanlage für einen sicheren Zugang und eine sichere Reparatur isoliert werden können. Es ist auch notwendig, den zu reparierenden Bereich des Systems zu erden. Dazu bieten die Trennschalter Erdungsmesser ( QSG), mit deren Hilfe der isolierte Abschnitt von beiden Seiten geerdet, d. h. mit der Erdungseinrichtung verbunden werden kann. Die Schleifmesser sind mit separaten Antrieben ausgestattet. Die normalen Erdungsmesser sind deaktiviert. Trennschalter werden auch zum Umschalten von einem SN-System zum anderen verwendet, ohne den Strom in den Stromkreisen zu unterbrechen.
Strombegrenzungsdrosseln (LR) sind induktive Widerstände zur Begrenzung des Kurzschlussstroms im Schutzbereich. Je nach Einschlussort werden Sektions- und Linearreaktoren unterschieden.
Instrumentenstromwandler(TA) sind so konzipiert, dass sie den Strom in Werte umwandeln, die für Messungen geeignet sind.
Instrumentenspannungswandler (Fernseher) sind für Spannungen vorgesehen, die für Messungen geeignet sind.
V schematische Diagramme Instrumentenspannungswandler werden normalerweise nicht angezeigt.
Ventilsicherungen(FV) sowie Überspannungsableiter dienen zum Schutz der Isolierung elektrischer Betriebsmittel vor atmosphärischer Überspannung. Sie sollten in der Nähe von Transformatoren oder elektrischen Geräten innerhalb der Station, Umspannstation, Schaltanlage installiert werden.
Beispiele für Bezeichnungen für herkömmliche Grafik- und Buchstabencodes von Elementen elektrischer Schaltungen sind in der Tabelle angegeben. 1.2.
Tabelle 1.2
| Schemaelementname | Grafikbezeichnung | Buchstabencode |
| A. Symbole für Primärschaltpläne | ||
| Die Maschine ist elektrisch. Allgemeine Bezeichnung Notiz... Innerhalb des Kreises dürfen qualifizierende Symbole und zusätzliche Informationen platziert werden, während der Durchmesser des Kreises bei Bedarf geändert wird | g, m | |
| Drehstromgenerator, z. B. mit einer sternförmig geschalteten Statorwicklung mit parallelen Zweigen | g | |
| AC Motor | m | |
| Gleichstromgenerator (Erreger) |  | GE |
| Statorwicklung (jede Phase) einer Wechselstrommaschine | – | |
| Erregerwicklung eines Synchrongenerators | Lg | |
| Leistungstransformator (Autotransformator). Allgemeine Bezeichnung Notiz... Es ist erlaubt, qualifizierende Symbole zu platzieren und Weitere Informationen... Gleichzeitig darf der Durchmesser der Kreise vergrößert werden | T | |
| Zum Beispiel Transformator und Spartransformator mit Laststufenschalter, der die Gruppe der Wicklungsanschlüsse anzeigt |  | T |
| Leistungstransformator, Dreiwicklung | T | |
| Bypass-Schalter | QO | |
| Akkumulator | GB | |
| B. Symbole für Stromkreise Fernbedienung, Alarme, Verriegelungen und Messungen | ||
| Kontakte von Schaltgeräten: - Schließen (a); - Trennen (b) | ||
| Steuerschlüssel mit komplexem Schaltkreis | SA | |
| Druckknopfschalter: - mit Schließkontakt (a); - mit Öffner (b) | SB SBC SBT | |
| Diode, Zener-Diode | VD | |
| Transistor | VT | |
| Thyristor | VS | |
| Elektromechanische Geräte mit elektromagnetischem Antrieb: - schaltender Elektromagnet; - Abschalt-Elektromagnet | JA YAC YAT | |
| Relaiswicklungen, Schütze, Magnetstarter in Steuerstromkreisen: - Stromrelais; - Spannungsrelais; - Zeitrelais; - Zwischenrelais; - Sperrrelais gegen mehrfaches Einschalten; - Befehlsrelais; - Druckregelrelais; - Positionsrelais; - Befehlsspeicherrelais | K KA KV KT KL KBS KC KSP KQ KQQ | |
| Reiseschalter: | SQ SQT SQC | |
| Signallampe: - mit grüner Linse; - mit roter Linse | HL HLG HLR | |
| Anzeigen von Messgeräten. Allgemeine Bezeichnung Notiz... Innerhalb der allgemeinen Bezeichnung können erklärende Buchstaben stehen: - Amperemeter A - Voltmeter V - Wattmeter W - Varmeter var - Frequenzmeter Hz - Synchroskop T | P PA PV PW PVA PF PS | |
| Aufnahmegeräte. Allgemeine Bezeichnung. Zum Beispiel: - Amperemeter registrieren; - Aufzeichnungsvoltmeter; - Frequenzmesser registrieren; - Oszilloskop | PSA PSV PSF Bestellung |
Generatoren, Transformatoren und andere elektrische Elemente Systeme haben Neutralleiter, deren Betriebsmodus (die Art der Erdung) die technischen und wirtschaftlichen Parameter und Eigenschaften elektrischer Netze beeinflusst (Isolationsniveau, Anforderungen an den Schutz gegen Überspannung und andere anormale Modi, Zuverlässigkeit, Investition usw.).
Elektrische Netze können je nach Neutralleitermodus bedingt in vier Gruppen eingeteilt werden: ungeerdete Netze (mit isoliertem Neutralleiter) - 660, 1140 V und 3-35 kV, resonant geerdete Netze (Netze mit Kompensation kapazitiver Ströme) - 3- 35 kV, effektiv geerdete Netze 110-220 kV und geerdete Netze - 220, 380 V und 330-1150 kV.
Bei kleinen Werten des kapazitiven Stroms einphasiger Erdschluss NS(bei Generatoren kleiner 5 A, bei Netzen bis 35 kV kleiner 10 A) der Lichtbogen entsteht nicht oder erlischt ohne Wiederzündung und damit einhergehende Überspannungen. Das verkettete Spannungsdreieck bleibt unverändert, die beschädigten Geräte und Netzabschnitte bleiben für mehrere Stunden in Betrieb, um den Schadensort zu finden und zu trennen, die Stromversorgung der Verbraucher wird nicht gestört (positiver Effekt). Die Spannungen der unbeschädigten Phasen steigen auf den Leiter-Leiter-Wert an, was zusätzliche Kosten für die Isolierung erfordert (negativer Effekt). Generell haben wir aufgrund der Niederspannungsklasse einen positiven wirtschaftlichen Effekt.
Wenn der einphasige Erdschlussstrom die angegebenen Werte überschreitet, ist der Lichtbogen intermittierend (wiederholte wiederholte Lichtbogenzündungen), wird von erheblichen Überspannungen und der Möglichkeit des Übergangs eines einphasigen Stromkreises auf einen Phase-zu-Phase-Stromkreis (mehrphasig) begleitet. Die Kompensation des kapazitiven Stroms gegen Erde erfolgt mit einstellbaren oder ungeregelten Lichtbogenunterdrückungsdrosseln (Widerständen) im Neutralleiter von Generatoren oder Transformatoren. Wenn der Lichtbogen nicht auftritt, wird der Zerstörungsprozess der Isolierung verlangsamt.
In elektrischen Netzen mit wirksam geerdeten Neutralleitern um das Verhältnis der Ströme von einphasigen und dreiphasigen Kurzschlüssen zu erfüllen, das gemäß den Betriebsbedingungen elektrischer Geräte wünschenswert ist Bei einigen Transformatoren sind die Neutralleiter entweder geerdet oder im Neutralleiter einiger Transformatoren enthalten sie spezielle aktive, reaktive, komplexe oder nichtlineare Widerstände. Einphasige Kurzschlüsse werden durch Hochgeschwindigkeitsschutz und Leistungsschalter ausgelöst. Die Exposition gegenüber Überspannungen ist kurzfristig. Reduzierte Schaltüberspannungen. Spannung einphasig KurzschlussÜberschreiten Sie nicht 1,4 normale Phasenspannung oder 0,8 linear. Die aufgeführten Faktoren ermöglichen eine Reduzierung der Isolierungskosten, was sich positiv auf die Wirtschaft auswirkt.
In Netzen ab 330 kV Erdung der Neutralleiter von Transformatoren ist nicht zulässig.
Gemäß GOST 724-74 und GOST 21128-83 eine Skala der Nennspannungen elektrischer Netze mit Gleich- und Wechselströmen (50 Hz) ist installiert: Gleichstrom bis 1000 V - 12, 24, 36, 48, 60, 110, 220, 440 V; Drehstrom bis 1000 V (Leiter-Leiter-Spannung) - 12, 24, 36, 42, 220/127, 380/220, 600/380 V, über 1000 V - (3), 6, 10 , 20, 35, 110, (150), 220, 330, 500, 750, 1150 kV. Für Turbinengeneratoren gemäß GOST 533-85 Nennspannungen, kV - 3,15, 6,3, 10,5, 15,75, 18, 20, 24, Nennleistung, MW - 2,5, 4, 6, 12, 32 , 63, 110, 160, 220, 320, 500, 800, 1000, 1200.
Bemessungsparameter elektrischer Betriebsmittel- Dies sind die Parameter, die die Eigenschaften elektrischer Betriebsmittel bestimmen: U n, ich n und viele andere. Sie werden von den Herstellerwerken ernannt. Sie sind in Katalogen und Nachschlagewerken auf Geräteschildern angegeben.
Nennspannung Ist die Basisspannung aus einem genormten Spannungsbereich, der den Isolationsgrad des Netzes und der elektrischen Betriebsmittel bestimmt. Die tatsächlichen Spannungen an verschiedenen Stellen des Systems können geringfügig vom Nennwert abweichen, sollten jedoch die höchsten für den Dauerbetrieb festgelegten Betriebsspannungen nicht überschreiten.
Die Nennspannung von Generatoren, Transformatoren, Netzen und Stromempfängern (Elektromotoren, Lampen usw.) ist die Spannung, für die sie für den Normalbetrieb ausgelegt sind.
Tabelle 1.3
Dreiphasige Standardspannungen
Bemessungsspannungen für Generatoren, Synchronkompensatoren, Sekundärwicklungen Leistungstransformatoren 5-10% höher als die Nennspannungen der entsprechenden Netze, was Spannungsverluste beim Stromfluss durch die Leitungen berücksichtigt.
